刘招君 孙平昌 柳 蓉 孟庆涛 白悦悦 徐银波

(1.吉林大学地球科学学院 长春 130061;2.油页岩及共生能源矿产吉林省重点实验室 长春 130061)

0 引言

泥页岩中赋存丰富的油页岩、页岩油、页岩气等非常规能源，充分的开发、利用这些资源，可以有效的弥补常规资源的不足。从2003年新一轮全国资源评价起，对油页岩的勘探、开发已持续进行了十年，抚顺、桦甸、龙口、罗子沟等地油页岩的绿色产业链综合利用开发方式，取得了明显的经济效益。松辽盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地等巨大的油页岩资源，也显示出油页岩开发、利用的巨大潜力价值［1］。

页岩油和页岩气的勘探、开发在美国已取得空间的成功，极大地缓解了美国能源压力［2～6］。我国对页岩油、页岩气的研究起步较晚，2009年国土资源部油气资源战略研究中心启动了“我国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选研究”项目［7］，其后对页岩油也进行了重点研究。研究过程中，在多个盆地的泥岩层中发现页岩油、页岩气显示［8］。结合近几年的研究成果，我国页岩油、页岩气资源十分丰富，近几年重点研究地区集中在我国南方地区的四川盆地和上扬子东部海相地层中，但是针对暗色泥岩特别发育，有机质丰度高的陆相湖盆沉积并未进行系统深入的研究，如松辽盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地等。

同样值得注意的，在大型盆地中，由于存在较大埋藏差异，同一层位的泥岩中有机质经历的热史—排烃史明显不同，如在Barnet和Woodford页岩中发现了页岩油、气，并对其进行工业开采［9］，在有机质成熟度差异较大的大型盆地中还可能在盆地的不同部位存在油页岩、页岩油、页岩气等页岩共生矿产，但针对这一系列页岩能源矿产成矿(藏)机制研究尚未展开。通过研究大型盆地页岩能源共生矿产的成矿(藏)模式，可以系统的揭示整个盆地非常规页岩共生能源分布规律，也为大型盆地页岩能源矿产勘探、开发提供理论指导。

1 松辽盆地页岩能源共生矿产成矿(藏)条件

松辽盆地青山口组和嫩江组沉积厚层的暗色泥岩［10］，巨大的盆地规模和不同的构造沉积、埋藏阶段经历，导致同一层位的沉积岩经历了明显不同的热演化—排烃史。在松辽盆地东南隆起区已发现多个大型优质油页岩矿床，在古龙凹陷已发现下白垩统青山口组和嫩江组页岩油聚集，最早在大安构造大4井青山口组泥岩段获日产油2.66 t，另有50余口井见油气显示，4口井产少量油气(古501井、英15井、英 3井、大111井)，5口井获工业油气流(英12井、英18井、英16井、古1井、大4井)。盆地南部新北油田泥岩裂缝性油藏几口井已开采10余年，累计产油超过3×104t［7，8］，因此，松辽盆地青山口组具备页岩共生能源矿产油页岩、页岩油、页岩气成矿(藏)的地质条件。

1.1 区域地质条件

松辽盆地在青山口组—嫩江组时期为典型的大型湖盆，沉积范围分布广泛。根据松辽盆地中生代构造演化，结合基底性质和盖层的区域地质特征，松辽盆地进一步划分为七个一级构造单元，即北部倾没区、东北隆起区、东南隆起区、开鲁坳陷区、中央凹陷期、西部斜坡带和西南隆起区(图1)。控制松辽盆地演化发展的主要动力来自地壳深部地幔物质的热动力、泛太平洋板块向欧亚洲板块俯冲和厄霍次克海的关闭共同影响［11，12］，松辽盆地经历早期同裂谷沉降、中期裂谷后热沉降和晚期裂谷后萎缩阶段。

松辽盆地主要发育上侏罗统、白垩系和古近系。上侏罗统沉积白城组，下白垩系由底到顶分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组，上白垩统分别为青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组。古近系发育不全，可见依安组、大安组和泰康组［11］，其中青山口组和嫩江组在盆地分布范围最广，下部均为暗色泥岩、油页岩、介形虫层和泥灰岩沉积，上部一般为灰绿色泥岩夹细粉砂岩薄层(图2)。

1.2 源岩条件

(1)泥岩厚度和有机质丰度

国内外学者一般把页岩气源岩总有机碳(TOC)下限标定为0.4%～0.6%［13］，松辽盆地青山口组发育厚层的暗色泥岩，尤其青一段和青二段下部，暗色泥岩有机质含量普遍较高，均大于页岩气源岩有机碳的下限值，通过统计分析，青山口组暗色泥岩厚度介于150～250 m之间，盆地中心中央凹陷一带TOC大于2.0%的暗色泥岩厚度基本占整个青山口组地层的45%左右，连续沉积厚度可达100 m，如果埋藏深度过大，由于大量的排烃，在中央凹陷较深部位泥岩中的有机质丰度相对偏小(如松科1井)(图2);盆地边缘厚层富有机质泥岩累计厚度较小，基本在40米左右。特别指出，在青山口组底部发育累计近10米左右的极富有机质泥岩(TOC＞5%)，为油页岩沉积(图2)。

图1 松辽盆地区域地质图及Ro(%)平面分布图(Ro%数值据大庆内部资料)Fig.1 The geological map of Songliao Basin and the distribution of Ro(from internal data of Daqing oilfield)

(2)残留烃量评价

游离烃(S1)是页岩油和页岩气存在的直接证据［14］，热解烃(S2)和游离烃(S1)主要反映了残留烃含量，可以有效的揭示泥岩中有机质丰度和残留油(页岩油)的相对富集程度。

在研究区，S1随着TOC含量的增加表现出3阶段特征(图3)，当 TOC较高(TOC＞8.0%)时，S1为稳定的高值;当TOC较低(TOC＜2.0%)时，S1保持稳定的低值;当TOC为2.0%～8.0%时，S1呈现明显的上升趋势。通过S1和TOC关系趋势图可以得知:稳定高值表明当有机质丰度达到一定的临界值(这里为8.0%)，所生成的油气量总体上已经满足页岩各种形式的残留需要，丰度更高的页岩含油气量已经达到饱和，多余的油气被排出。显然，这类页岩的含油气量最为丰富，也是页岩油、页岩气重点勘探的层位;稳定低值段，由于有机质丰度比较低，生成的油气量还难以满足页岩自身残留需要，含油气量稍低介于两者期间的上升段，表明其含油气量居中，是值得关注的层位。在有机质未熟—低熟区域，当 TOC含量大于5.0%时，此层位也是油页岩矿层，随着TOC含量的增加，油页岩的品质也逐渐变好。

图2 青山口组富含有机质泥岩横向及垂向分布图 (其中松科1井资料来自［15～17］)Fig.2 The transverse and vertical distribution of organic rich mudstone in the Qingshankou Formation(The datas of SK1 borehole are from references［15～17］)

(3)干酪根类型和成熟度

H/C-O/C图解显示青山口组下部暗色富有机质泥岩中干酪根类型主要为I～II1型(图3)，根据光片显微荧光特征，有机质主要来源于层状藻(图4)，偏向生油型，因此易于形成页岩油，同是还存在油型天然气的储集。在青山口组上部有机质类型变为II2～III型(图4)，虽然干酪根偏向生气，但是由于有机质丰度较低，难以成藏。

图3 青山口组泥岩S1与TOC关系图解Fig.3 The relationship between S1and TOC of mudstone in the Qingshankou Formation

图4 青山口组泥岩有机质类型及来源(H/C-O/C图据［18］)Fig.4 The type and source of organic matter in the Qingshankou Formation(diagram H/C-O/C is from reference［18］)

在成熟度较低，有机质丰度较高的层段，往往为油页岩成矿和生物型页岩气成藏层段，大规模的页岩气、页岩油成藏则需要有机质具有相对较高的成熟度，根据Tmax(图2)、Ro平面分布图(图1)、垂向散点图及(S1+S2)/TOC散点随着深度变化图解(图6)，显示在松辽盆地东南隆起区和西部斜坡带，青山口组富有机质泥岩埋深基本小于1 000 m，处于未熟—低熟阶段，但是在东南隆起区NGN2井青山口组底部砂岩中发现油砂，且生物标志化合物特征显示，其油源主要来自于青山口组［19］，说明东南隆起区泥岩已初步排烃，也存在形成页岩油、页岩气藏的可能性;中央凹陷区域随着埋深增大，Ro值也相应增加，有机质达到成熟，部分区域甚至处于过熟阶段。

(4)泥岩矿物岩石组成

根据系统的X衍射分析，泥岩中陆源碎屑矿物主要为石英，含有少量的正长石和斜长石，其含量多数介于40%～55%之间;碳酸盐矿物主要为方解石和白云石，含量也占有一定比例，在5%～30%之间;黏土矿物主要为伊利石、蒙脱石和伊蒙混层，含量介于35%～55%，说明本区泥岩具有良好的脆性特征。

1.3 储层特征

油页岩为固体沉积矿产，不需要进行储层研究。页岩油、页岩气具有自生自储的特征，主要为吸附态和游离态，富集在黏土颗粒、有机质表面，泥岩内部应力集中面，岩性变化接触面或脆性薄弱面产生的裂缝中以及砂泥岩互层中细粒砂岩中［20，21］。储层属性特征影响页岩油、页岩气成藏。本次重点对泥页岩孔隙类型、孔隙特征进行初步分析。

(1)泥岩孔隙度

在常规储层中，孔隙度是描述储层特性的一个重要方面，页岩储层也是如此。一般泥岩孔隙度为0.5%～6.0%。Chalmers(2008)研究发现在富有机质泥岩中，孔隙度往往与有机质含量呈现正相关性［22］，且泥岩的孔隙度一般较大。通过对本区富有机质泥岩、油页岩等进行孔隙度测试，其介于4.1%～14.0%之间，且通过泥岩TOC与孔隙度之间的关系，往往有机质丰度较高的层段对应的孔隙度也较高，如TOC为12.6%的油页岩其孔隙度高达14.0%，这说明越是富集有机质的泥岩本身就是很好的储层。

(2)储集空间

通过扫描电镜、显微镜系统观察，初步发现青山口组泥岩中发育多种孔隙类型。如通过扫描电镜可见颗粒粒间微孔、粒内微孔、黏土层间微孔、黄铁矿晶间空以及黏土质条带和钙质条带层界面孔隙等;显微镜下富含有机质条带和碎屑岩条带层面孔隙、介形虫和碎屑颗粒粒间孔、介形虫内部溶蚀孔等;通过岩芯观察可见，岩石脆性条件较强或排烃形成的裂缝条带、泥岩层面、节理带以及断层带等均为页岩油、页岩气的良好储层，此外泥岩中的砂质条带、生物扰动形成的砂质充填虫孔等也具有一定的储集空间(图5)。

2 页岩能源共生矿产预测成矿(藏)模式

根据松辽盆地构造—沉降史，在东南隆起区，青山口组埋藏较浅，泥岩中有机质成熟度较低，同时湖泊具有极高的湖泊生产力，导致大量的有机质富集于湖底。在海侵背景下，水体盐度较高，含氧界面较高，湖底保存条件极佳［19，23，24］，因此，沉积了厚度较大的油页岩。东南隆起区较小的埋藏深度，地温较低，适合甲烷菌等微生物生存，在消耗有机质的过程中，形成大量的甲烷等气体，较弱的成岩压实作用和极为丰富的生物骨架为页岩气成藏提供足够的空间，因此在富有机质层段原地保存富集，可能存在生物型页岩气藏。而且本区域可能在油页岩成矿层中同样存在页岩气藏，如吉林油田在松南长岭拗陷油页岩层中发现生物型页岩气藏①吉林油田内部专家交流。

图5 研究区青山口组暗色泥岩中页岩油/气储集空间类型a.黄铁矿晶间孔和伊利石层内孔，NGN2井，192.1 m，×12 000;b.伊利石层面微裂缝，NGN2井，192.1 m，×40 000;c.伊利石层层间孔隙，NGN2井，192.1 m，×60 000;d.碎屑颗粒和介形虫粒间孔隙，NGN2井，198.1 m，正交偏光;e.介形虫粒内溶蚀孔，NGN2，189.1 m，正交偏光;f.泥岩中砂质条带;g.泥岩裂缝北方解石充填。Fig.5 Reservoir spaces of shale oil and shale gas in dark mudstone in Qingshankou Formation，Songliao Basin

中央凹陷区埋藏深度大于1 000 m，有机质基本处于大量排烃阶段，生成大量的油气，充填于泥页岩孔隙中，同时由于泥岩大量排烃，造成地层超压及排烃造孔和有机质本身较为发育孔隙，可使泥岩储集页岩气、页岩油能力增加，因此基本在埋深1 000～2 000 m之间的富有机质层形成页岩油、页岩气藏，如在中央凹陷区古龙凹陷发现泥岩中的页岩油、页岩气［7，8］。

当地层埋深大于2 000 m，Ro超过1.0%，有机质基本处于热裂解阶段，也是重要的湿气、凝析气形成阶段，因此在中央凹陷最大埋深处，泥岩中页岩油成藏能力降低，但是本阶段由于大量的气体来源，可形成页岩气藏。

图6 泥页岩能源共生矿产分布规律预测图Fig.6 The predicted distribution of shale coexistent energy minerals

松辽盆地埋藏深度整体呈现由盆地边缘向盆地中心逐渐增大，因此，松辽盆地页岩能源成矿(藏)规律可能为东南隆起区和中央凹陷隆起地区为油页岩成矿和生物型页岩气有利成藏带;中央凹陷的大部分地区可能为页岩油、热解型页岩气有利成藏带;中央凹陷埋藏最深部位为发育热裂解型页岩气有利成藏带。这些页岩能源共生矿产呈环状分布于盆地中(图6)。

3 结论

(1)松辽盆地上白垩统青山口组形成于大型的陆相拗陷盆地时期，沉积有巨厚的暗色富有机质泥岩，其中TOC＞2%的泥岩厚度可达100 m，有机质主要为I～II1型，Ro介于0.5%～1.7%之间，泥岩具有较高的孔隙度，鉴于该盆地规模巨大，埋藏深度差异明显，具备形成油页岩、页岩油、页岩气等非常规页岩能源共生矿产成矿(藏)的地质条件。

(2)松辽盆地东南隆起区和中央凹陷隆起地区为油页岩成矿和生物型页岩气成藏有利区带;中央凹陷大部分地区可能为页岩油、热解型页岩气成藏有利区带;中央凹陷埋藏最深部位可能发育热裂解型页岩气成藏带，这些页岩共生能源矿产可能整体呈环状分布在盆地中。

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