蔚远江，王红岩，刘德勋，赵 群，郑 民，王社教

(1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083; 2. 国家能源页岩气研发(实验)中心，北京 100083)

0 引 言

近年来，页岩油、致密油勘探和研究逐渐成为全球非常规油气的新兴热点领域[1-4]。目前，美国已发现并成功开发了Permian、Appalachia、Bakken、Eagle Ford、Niobrara、Anadarko和Haynesville等12个主要海相页岩油区带。中国主要发育陆相湖盆页岩油，预测其技术可采资源量为(10～15)×108t，2018年产量约为150×104t，占全国石油总产量不到1%，发展潜力巨大[5]。

陆相页岩油是一种非常规的源岩油气，是“进源找油”的重要领域[6-7]。近年来，依托国家重点基础研究发展计划、国家科技重大专项等科研项目，以及国家能源致密油气研发中心、油田示范工程等实验基地，中国围绕重点盆地源岩层系的源岩油气形成分布研究与工业评价取得进展[5-8]。但从“进源找油”角度对陆相页岩油勘探方法的研究与相关重大问题的思考报道较少，尚无学者明确提出陆相页岩油勘探思路与流程，历次非常规资源和潜力评价均未考虑碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布。本文基于源岩油气理论和“进源找油”的非常规思想，创建了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程，并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段(E2-3s1)为例，开展背景分析和源岩、储层、区带、资源、甜点的地质评价，提出“进源找油”的勘探方向和相关思考建议，以期为今后的勘探部署提供参考和决策依据。

1 “进源找油”是非常规油气阶段勘探的发展方向

当前，石油工业正经历着由常规与非常规油气并重向非常规油气阶段的发展和跨越。随着常规石油产量的逐年衰减，页岩油成为当前非常规勘探开发的重点和常规石油资源的重要接替领域之一，将为国民经济发展提供重要保障。进入非常规油气勘探阶段，广为接受的共识认为源岩油气是今后主要勘探领域之一。在2019年第八届中国石油地质年会上，赵文智院士认为，源控相关地质理论支撑了石油工业百年的发展，深化烃源岩认识将助推重大勘探发现，进源勘探将推动全球油气勘探实现二次青春。邹才能院士认为:美国的页岩油气革命启示我们，往日的烃源灶目前成为非常规储层；源岩油气成为新的油气系统，勘探大势是由“顺源找油”变为“进源找油”，由寻找源外油气变为寻找源岩油气[8]。“进源找油”理论技术的持续针对性攻关，在当前及不远的未来都将具有重要的理论和战略意义[6]。

本文赞同“进源找油”思想，认同页岩油勘探“进源找油”主要包括“入源、近源”寻找页岩油和“尽源”开采页岩油两方面：“入源、近源”即进入到生油气层系中[6]、烃源岩区及其紧邻周缘，寻找甜点段和甜点区；“尽源”即利用一切先进技术和手段开发页岩油，追求采出所有潜在页岩油资源[6]。

美国源外常规石油勘探形成第一次产量高峰，1970年原油产量为4.82×108t，之后持续下滑；由“源外勘探”转向“源内勘探”后，形成第二次产量高峰，2008年开始原油产量止跌回升，2019年页岩油产量为3.99×108t，占美国石油总产量的64%[9]。美国典型盆地源内页岩油资源量远大于源外常规石油资源量，因此，从“源外勘探”向“源内勘探”转变是石油工业持续发展的必然选择。中国渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、松辽等大中型陆相沉积盆地中发育丰富的陆相页岩油资源，已取得明显勘探成效[10-12]，源内找油成为中国近期勘探重要的接替领域和发展方向。

2 “六定”思路勘探流程与内涵

常规油藏与非常规页岩油在分布、储层、源储关系、圈闭、运移方式、聚集作用等多方面的特征迥异。常规油藏是圈闭里可流动的石油，属于源储分离型石油聚集，其形成是地质历史中生、储、盖、圈、运、保六大地质要素与作用过程有机匹配的结果。按照传统的圈闭成藏理论，烃源岩只能作为生油层，不能作为储层，石油聚集必须有圈闭和盖层，石油主要分布在隆起、圈闭等正向构造和二级构造单元，盆地斜坡、坳陷中心等负向构造单元以储集水为主，少有石油分布。页岩油是源内滞留或近源聚集的石油，是源储接触型或源储一体型石油聚集[13]，呈大面积连续型或准连续型分布。按照非常规的源岩油气理论，泥页岩烃源岩既是生油层，也是储层，致密砂岩、碳酸盐岩等均可在页岩系统中储油，盖、运、圈要素的重要性并不那么突出了，致密储层具有盖层功能，并无明显圈闭，石油在盆地斜坡、坳陷中心及向斜等负向构造单元均可富集[13]，分布并不局限于二级构造单元，而是涵盖了盆地中心及斜坡。

基于非常规石油地质特点和“进源找油”思想，本文梳理提出了页岩油勘探的“六定”思路或“六步”评价流程(图1)。在综合资料收集且准备齐全之后，开展的“六定”是指定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点。

所谓“定背景”，即分析有利构造-沉积背景。北美Permian、Appalachia、Williston和West Canada盆地页岩构造分析均表明，稳定宽缓的构造背景是形成页岩油的有利背景[14]。宽缓的构造背景因其构造稳定，坡度小，处于油气运移的必经之地，有利于页岩油资源的形成与大面积分布。由北美页岩油形成条件来看，页岩油聚集须有构造-沉积背景匹配，因此，需要首先厘定研究区构造-沉积背景，分析沉积特征与有利构造。有利构造包括有利于页岩油富集的区域构造、局部构造、断裂和微裂缝发育状况等。

所谓“定源岩”，即评价烃源岩分布、品质与特征，寻找主力烃源岩中心和层系，确定成熟优质源岩发育区。目前的基本共识认为优质烃源岩是页岩油形成的基本条件，是页岩油富集的物质基础。已发现的页岩油主要位于优质成熟烃源岩范围内，烃源岩热演化程度控制了页岩油甜点区分布[14]。北美页岩油分布和富集主要受控于烃源岩的有机质类型和成熟度，有利区主要分布于有机质类型较好(Ⅰ型或Ⅱ型干酪根)、埋深适中(深度为1 000～4 500 m)、成熟度适中(镜质体反射率(Ro)为0.7%～1.3%)的烃源岩发育区。综观北美与中国页岩油特征，烃源岩分布与品质对页岩油聚集起到最关键的决定性作用，品质高、面积大或厚度大的烃源岩是页岩油良好赋存与富集的先决条件，主力烃源灶的发育范围决定了其对应含油系统内页岩油的平面分布规律。因此，进源勘探的首要任务是开展源岩评价。本文提出的“定源岩”含义，一是确定有效的烃源灶，即目前仍然处在成熟生油窗内(镜质体反射率一般为0.6%～1.3%，个别低熟者可低至0.5%)的烃源区，二是厘定有效烃源岩的分布区，有效烃源岩是进入排烃门限并处于大量排油气阶段的富有机质泥页岩，其总有机碳(TOC)大于1%(有机碳含量下限)，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型。

所谓“定储层”，即评价储层分布、品质与特征，确定优质储层分布区。页岩系统中的页岩油储层往往比较致密，优质储层控制了页岩油甜点局部富集和分布范围，因此，厘定页岩油源岩特征和分布之后，下一步需要确定页岩油储层特征和分布。根据页岩油勘探评价技术规范和国内外典型页岩油富集条件，勘探初期可以初步筛选出覆压基质渗透率(K)不高于0.1×10-6μm2或空气渗透率低于1×10-6μm2、孔隙度(Φ)低于12%的有利储层，圈定其分布范围，以便评价优质储层及其分布。参与评价的页岩油储层类型多样，砂岩、碳酸盐岩、泥页岩均可发育，其孔喉直径一般小于1 μm，储层埋深主体为1 200～4 500 m。在原则上，储层厚度下限为油层厚度不小于2 m，含油面积下限为页岩油连续分布面积不小于20 km2。

所谓“定区带”，即评价源储配置特征及其叠合区带，圈定页岩油源储叠合有利区。页岩油多为源内聚集、源储紧邻或接触，为生烃增压作用提供了便利，因此，需要搞清页岩油源储配置关系和“定带评区”，即厘定有利区带。“定带评区”的含义包括：一是圈定目前仍处在生油窗内的有效烃源灶与页岩系统储层的叠合区；二是厘定成熟有效烃源岩区及其周边有利构造带与油气输导体系的分布区；三是确定有利的源储配置及其与有利输导体系的叠合区带。基于此，从烃源灶出发沿着油气原地聚集“进源”或近距离运聚“近源”循径，就可确定源储纵向叠置、横向连接的有利勘探区带，为进一步评价潜力和优选甜点奠定基础。

图1 “六定”思路勘探流程示意图Fig.1 Chart of Exploration Process of “Six Determinations” Thinking

所谓“定资源”，即评价页岩油资源，确定规模与潜力。郭秋麟等近期针对陆相页岩油沉积地质特点开展系统研究，初步建立了快速评价(容积法和体积法)、重点评价(小面元容积法、分级资源丰度类比法和EUR类比法)、刻度区精细评价(资源空间分布预测法和数值模拟法)3个层次的页岩油资源评价方法体系[15-18]。其中，容积法和体积法适合于低勘探程度区；小面元容积法和分级资源丰度类比法适合于中—低勘探程度区；EUR类比法、资源空间分布预测法和数值模拟法适合于较高—高勘探程度区。在勘探评价中，需根据研究区地质条件与勘探程度优选资源评价方法，或者几种资源评价方法结合、佐证并综合优化评价结果。

所谓“定甜点”，即评价页岩油类型、甜点段，预测甜点区。甜点段是指剖面上烃类相对富集或潜力相对较大的源岩层系内部，经人工改造可形成工业价值的高产层段；甜点区是指在平面上有利源储层系分布范围内，经人工改造可形成工业价值的相对高产富集区[6]。评价陆相页岩油甜点区(段)，重点是在烃源岩、储层等地质要素研究基础上，搞清页岩油类型与分布特征、页岩油富集特征与主控因素，综合评价出资源潜力区，进而确定页岩油优先勘探的甜点段和甜点区[12]。在确定有利区及预测甜点区过程中，保存条件要求无规模性通天断裂破碎带、非岩浆岩分布区、不受地层水淋滤影响等。地面条件要求(初步)具有工业开发基础条件。针对甜点区，可进一步开展综合评价与有利井位优选，进行井位论证和部署验证。再外甩扩大勘探评价范围，根据最新钻探进展和资料，展开迭代分析，如此循环深化，不断优化、细化区块优选评价，力争提高勘探成功率，探索含油边界，确定储量规模和开发潜力。

综上所述，非常规页岩油的“六定”思路勘探流程与常规油藏的传统勘探流程有着明显不同。对于常规勘探而言，常规油藏地质评价是以圈闭为主要对象；评价的目的是优选有利圈闭；评价的核心是圈闭成藏，解决圈闭是否有油的问题；地质六要素的时空配置是评价圈闭有效性的关键内容；勘探的目标是寻找含油圈闭及其边界；工作的主体思路是“顺源找油”；勘探的主要流程是找凹陷(生烃区)、选区带(有利构造带)、定构造、评圈闭、打高点。中国东部早中期常规油气勘探阶段，采用这一找油思路和勘探流程，用“源控论”寻找大型构造油气藏[19]，用“复式油气聚集带”或“大油气区”理论寻找构造与岩性油气藏集群[13]，发现了一批大中型油田[19-20]。对于非常规勘探而言，页岩油地质评价是以甜点为主要对象；评价的目的是寻找、优选甜点区(段)(较高资源丰度区(段)和易于形成人工渗透率区(段))；评价的核心是甜点区(段)分布及富集条件，解决储集有多少油及含油边界的问题；源岩和储层条件、石油充注下限及有效性、有利区与甜点区评价是关键内容，勘探的目标是圈定有利区及筛选甜点区[13]；工作的主体思路是进源和近源找油，勘探的主要流程是定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点，用源岩油气理论和“连续型油气聚集”理论尽快发现和控制大中型页岩油田。

3 “六定”思路勘探示例与成效

歧口凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部，是一个勘探面积为5 280 km2的富油气凹陷(图2)，进一步可划分出歧口主凹、岐北次凹和歧南次凹等5个主要生烃凹陷区，自下而上依次发育古近系孔店组、沙河街组和东营组，新近系馆陶组、明化镇组以及第四系(图3)。其中，沙河街组是页岩油勘探的重点层系，沉积厚度为500～3 500 m，从上到下可依次划分为沙一段(E2-3s1)、沙二段(E2-3s2)、沙三段(E2-3s3)和沙四段(E2-3s4)，沙一段包括上、下2个亚段，又可进一步自上而下细分为板2、板3、板4和滨I油组。

古近纪歧口凹陷为近海的断陷-坳陷湖盆，经历振荡性湖进到稳定湖进的成盆演化[21]，发育了沙三段和沙一段2套累计厚度为1 500～2 500 m的主力烃源岩和含油层系(图2、3)。埋深一般为3 800～4 300 m，处在有利勘探范围内。20世纪90年代早中期，歧口凹陷勘探中曾发现页岩油，但因储层单层较薄或产量低，勘探成效差，未受重视而停滞。其后较长时间，勘探更多关注该区的常规油气资源，主要按常规石油勘探思路研究和部署。近年来，随着非常规地质理论和勘探技术的突破，该区开始了对致密油、页岩油的研究[22-23]和勘探投入，歧口凹陷歧北斜坡沙一下亚段、歧南—歧北低斜坡沙一中亚段页岩系统中陆续发现了砂岩型、白云岩型页岩油，显示出规模增储前景。目前，该区存在页岩系统中源岩条件与成熟烃源岩厚度分布、储层条件与优质储层分布、资源潜力与甜点区分布、进源勘探思路流程及页岩油富集规律等问题，制约了沙一段有利区优选与甜点预测，急需进一步加强研究和地质评价。

3.1 定背景：沙一段沉积特征与有利构造分析

沙河街组沉积初期进入裂陷发育第二幕，歧口凹陷已成形并开始了长期持续沉降。沙一段沉积期气候暖湿，湖盆水体扩展，湖水加深且水质稍有咸化，连续沉积于沙二段之上，形成低丘广湖的古地理面貌。歧口凹陷接受了西北侧沧县隆起区、东北侧燕山褶皱带和南侧埕宁隆起区的外部物源供给，西南缘为一宽缓的沉积背景，水体清且浅，物源供应不足[23]，港西凸起周缘发生内源碳酸盐岩沉积作用，受内、外物源共同控制作用而形成辫状河三角洲、扇三角洲、重力流沉积[24]、浊积体、湖相碳酸盐岩5类沉积体系(图4)。

图2 渤海湾盆地歧口凹陷位置及构造区划Fig.2 Location and Tectonic Division of Qikou Sag in Bohai Bay Basin

图3 歧口凹陷地层综合柱状图Fig.3 Comprehensive Stratigraphic Column of Qikou Sag

歧口凹陷在边界断层与基底差异活动共同控制下发育了1个主凹和4个次凹构造，从凹陷中心向盆内凸起、盆外隆起，发育宽缓的5个大型斜坡构造和5种类型坡折带(图2)，斜坡区面积约占全凹陷的75%，又以缓坡带为主体(占70%以上)[25-26]。其中，缓坡区的中、低斜坡主要紧邻或处于生油凹陷中央，埋藏深度大，有机质进入大量生油、部分生气阶段，可发育各类储集体，易于近源充注，易形成源储紧邻或源储一体的匹配关系，是页岩油勘探的有利构造。

这一时期歧口凹陷总体平缓的构造-沉积背景、发育的斜坡构造(带)，为页岩油形成提供了有利背景和聚集格架。

3.2 定源岩：沙一段烃源岩分布、品质与特征评价

歧口凹陷烃源岩以沙一段为主，烃源岩最大厚度超过500 m，由凹陷中心向四周逐渐变薄。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩构成页岩油主力烃源岩，其中暗色泥岩分布面积为5 064 km2，总体厚度为50～1 200 m，形成4个大小不等的生烃中心，在中部大型沉积中心(歧口主凹区)厚为300～1 200 m，在西部小沉积中心(板桥次凹区)厚为200～700 m(图5)。

沙一段烃源岩有机质丰度高，总有机碳为0.65%～8.11%，平均值为2.85%，其中总有机碳为1%～2%的样品占21%，总有机碳为2%以上的样品占75%。热解生烃潜量(S1+S2)为(1.194～26.780)×10-3，平均值为12.85×10-3，其中热解生烃潜量为(2～6)×10-3的样品占10%，热解生烃潜量为6×10-3以上的样品占86%。氯仿沥青“A”含量为(0.071 4～0.573 5)×10-3，杜悦认为其为(0.01～12.63)×10-3，平均值为3.12×10-3，其中氯仿沥青“A”含量超过1×10-3的样品占70%以上[27]。因此，沙一段总体上以好—优质烃源岩为主，中等—差烃源岩相对较少。其有机质类型属腐泥—腐泥腐殖型(Ⅰ—Ⅱ1型)，以Ⅰ型干酪根为主，Ⅲ型干酪根次之，Ⅱ2型干酪根最少。暗色泥岩镜质体反射率为0.93%～1.00%，总体处在成熟阶段。

周立宏等对歧口凹陷西南缘沙一下亚段的研究显示，优质烃源岩纵向上连续发育(厚度为60～80 m)，平面上稳定展布(面积为1 518 km2)，埋藏适中(1 900～3 000 m)[28]。区内分布有面积达3 027 km2的油页岩，厚度为15～35 m，有机质丰富，总有机碳为2.43%～5.93%。从勘探研究成果来看，页岩镜质体反射率在0.35%时已开始生油，大于0.5%时页岩大量生油，具有低熟油特点，目前主体处于第一期大量生烃阶段。

总之，歧口凹陷总有机碳大于1%的烃源岩全区广泛发育，厚度大，有机质丰度高，干酪根类型好，低熟大量生油阶段与有机质成熟度匹配期长，生烃条件好，为页岩油形成奠定了丰富的物质基础和聚集载体。

3.3 定储层：沙一段致密储层分布、品质与特征评价

歧口凹陷沙一下亚段湖相碳酸盐岩和粉—细砂岩沉积大面积分布，发育集中程度及储渗性能相对较好，在平面上叠加成片。细粒碎屑岩储层以远岸扇体、局部水下扇、多期浊积席状砂为主，岩性包括细砂岩、粉砂岩，粒度较细，以岩屑长石细砂岩为主。探井钻孔揭示砂岩厚度为6.0～78.2 m，主砂体累计平均厚度为70 m；重力流水道区单层砂体厚度多大于6 m，无水道区单层砂体厚度约为1 m，累计厚度多为3～5 m。砂岩分布有效面积为1 067 km2，展布范围大，分布较稳定。

多位学者分析了沙一下亚段数百个样品物性数据[22，27]。结合统计分析，致密砂岩孔隙度总体上为1.2%～18.0%(平均值为7.5%～11.5%)，渗透率为(0.02～7.50)×10-6μm2(平均值为(0.24～1.03)×10-6μm2)，整体显示出中低孔、超低渗特点，储集空间主要发育次生粒间—粒内溶蚀孔隙、裂缝。最大连通孔喉半径为0.40～1.92 μm，饱和度中值压力为2.89～5.55 MPa，饱和度中值半径为0.13～0.35 μm，最大汞饱和度为79.28%～84.90%，退汞效率仅有27%～35%，表明其孔隙度虽然较高，但孔喉分选差，孔隙连通性差，渗透率低，在一定压力下流体可进入储层但自然产能较低。

湖相碳酸盐岩储层岩性以泥晶白云岩、砂质白云岩、泥晶灰岩、生物灰岩为主。探井钻孔揭示：厚度为5～25 m，平均厚度为12.7～15.9 m；单层厚度为0.5～1.0 m，累计厚度大于6 m。平面分区在凹陷西南部歧北、埕海地区环低凸起湖湾区呈带状展布，总体较稳定，分布面积为1 650 km2。储集空间以溶蚀孔、裂缝为主，往往由孔、洞、缝穿层组合，储层连通网络多变，裂缝切割展布规律复杂，流体性质多变，导致储层渗流空间形态多样、大小悬殊、分布不均，非均质性强烈。白云岩孔隙度为5.50%～12.35%，渗透率为0.001×10-6μm2至几个10-6μm2，一般为(0.28～0.87)×10-6μm2，总体致密，一般无自然产能，需人工压裂改造。

3.4 定区带：沙一段源储配置特征与叠合区评价

页岩油源储空间配置关系及类型对页岩油富集至关重要，直接关系到页岩油形成条件、运聚机制、富集方式，最终影响到富集部位(甜点位置)和富集程度(储量和产量)。歧口凹陷沙一下亚段主要发育有砂质碎屑流、泥质碎屑流和经典的浊流沉积[30]，多期重力流在斜坡区中低部位—主凹区形成多级远岸水下扇扇体[31]。一方面，多期多级水下扇体沉积造成古湖盆中心深湖—半深湖区富泥又富砂，使歧南—歧北低斜坡沙一段广覆式发育的优质生油岩中夹有大面积展布的致密砂岩，构成源内共生型源储配置。另一方面，当物源供给较充足且砂体较发育时，容易造成横向上烃源岩、储层紧邻或紧密接触，纵向上源储交互发育、叠置分布，形成多套“三明治”叠置型源储配置(图6)。

综合来看，歧口凹陷页岩油形成的沉积环境、源储匹配与共生关系、储层特征与展布分析结果表明：砂岩型页岩油发育“三明治”叠置型、源内共生型两种源储配置类型；对于碳酸盐岩型页岩油，在烃源岩厚度、总有机碳、可溶烃类含量与生烃潜量比较大的层段，优质烃源岩与沙一下亚段白云岩储层交互发育，源储一体、同层系共存，可以形成“三明治”型、薄互层型两种源储配置类型。

图件引自文献[31]图6 歧口凹陷滨海斜坡沙一下亚段页岩油源储配置剖面Fig.6 Profile of Shale Oil Configurations Between Source and Reservoir of the Lower First Member of Shahejie Formation in Binhai Slope of Qikou Sag

将暗色泥岩、油页岩优质烃源岩，和粉—细砂岩、泥—微晶白云岩储层叠合成图(图7)发现，歧口凹陷沙一下亚段形成了较好的源储匹配关系和页岩油大面积规模聚集条件，预测勘探有利区面积约为1 500 km2。大面积发育的源岩和储层直接接触或紧密接触，其中的泥岩或油页岩既可作为烃源岩生油，也可作为砂体的直接封盖层阻止烃类逸散[32]，有利于烃类通过微裂缝和互相叠置的储集体短距离运移聚集，形成页岩油勘探的有利区带。在超压作用下，烃类直接进入临近的储层富集，当其自身较高的排替压力足以封堵油气继续向上运移时，烃类将在储层中侧向运移。韩国猛等通过歧北斜坡主体区沙一下亚段油源对比发现，沙一下亚段页岩油主体来源于本层段的暗色泥岩[22]，这就是页岩油近源聚集的很好佐证。

图7 歧口凹陷沙一下亚段页岩油烃源岩与储层叠合分布以及甜点区预测Fig.7 Superimposition of Source Rocks and Reservoirs, and “Sweet Spots” Prediction of Shale Oil in the Lower First Member of Shahejie Formation in Qikou Sag

3.5 定资源：沙一段页岩油资源与潜力评价

3.5.1 评价方法与参数

根据歧口凹陷资料研究和勘探程度，本文采用分级资源丰度类比法初步评价页岩油资源量。其表达式为

式中：Qip为评价区页岩油地质资源量；A为评价区含油面积；Zi为第i个刻度区(解剖区)页岩油资源丰度；ai为评价区与第i个刻度区(解剖区)类比的相似系数，无量纲；n为刻度区(解剖区)个数。

关于分级资源丰度类比法相关参数的取值，评价区含油面积是在歧口凹陷烃源岩特征研究基础上，将总有机碳大于1%、镜质体反射率为0.6%～1.3%的成熟富有机质暗色泥岩、油页岩分布区与砂岩、白云岩有利储层分布区相叠合(图7)，以所围成的区域为界而求得的生油窗区储层叠合面积。

资源丰度、采收率、可采系数的确定主要参照国内研究成果[18，33]。根据地质条件类似的刻度区页岩油关键参数(表1)、储量报告，分析已发现页岩油特征，参照经验类比统计而确定。

根据分级资源丰度类比法统计分析，歧口凹陷砂岩型页岩油、白云岩型页岩油刻度区采收率分别为16%、18%，可采系数分别取均值25%、15%，相似系数取值为1，沙一下亚段为主力层系，沙一下亚段砂岩储层的生油窗区叠合面积为1 067 km2，沙一下亚段白云岩储层的生油窗区叠合面积为434 km2。本文评价结果显示，歧口凹陷沙一下亚段页岩油地质资源量合计5.81×108t，可采资源量1.36×108t。刘海涛等也开展了页岩油资源研究和评价,基于刻度区类比预测歧口凹陷西南缘、板桥、北塘页岩油地质资源量合计5.91×108t[34-35]，与本文评价结果接近。歧口凹陷沙一段两类页岩油合计地质资源量中值为5.86×108t，按目前已发现储量估算，剩余资源占比大于60%，总体潜力较大。

3.6 定甜点：沙一段页岩油富集、甜点段评价与甜点区预测

3.6.1 页岩油富集与甜点段分布特征

勘探和研究发现，歧口凹陷富集成藏受构造、沉积微相、成岩作用共同控制，构造高部位砂体发育区以及裂缝带形成沙一下亚段常规油藏，宽缓斜坡的中—低斜坡区形成砂岩型、白云岩型页岩油聚集，两者纵向交叉叠置，横向叠合连片分布(图8)。

根据资料分析，页岩油甜点层为沙一下亚段，在岐北中—低斜坡浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置连片分布[23]。周立宏等根据岩性组合及生烃条件等参数综合评价，在纵向上识别出4个垂向甜点段(C1、C2、C3和C4)，甜点段之间发育3个高自然伽马(GR)、低地层真实电阻率(RT)的泥岩隔板层[28]。

岐北中—低斜坡页岩油层孔隙度为14.2%，渗透率为(0.64～1.13)×10-6μm2，普遍高压，压力系数为1.4～1.5，不含气。油层厚度为3.0～28.2 m，最大单层厚度为7.8 m。压裂试油产量为5.31～20.00 t·d-1，单井采油时间为1～4年，单井累计采油2 207～3 205 t。

歧南—歧北低斜坡的页岩油层孔隙度为10.10%～16.68%，渗透率为(0.13～1.92)×10-6μm2。试油产量为5～20 t·d-1，压力系数为1.25～1.45。原油密度为0.864 1～0.866 4 g·cm-3，原油黏度为5.57～22.21 mPa·s。油藏埋深为3 800～4 300 m。

总之，歧北中—低斜坡沙一下亚段砂岩型页岩油主要分布在滨海斜坡区BS16X1、BS24、BS18、Bin90区块的板2—板4油组。该区西侧储层物性差，油层厚度小，产能低，而东侧储层物性较好，油层厚度大，产能较高，储量可升级性强。歧北中斜坡沙一下亚段白云岩型页岩油的储层单层厚度小，横向分布比较稳定，储层物性差，丰度低，试油产量差异较大，生产效果差。

3.6.2 甜点区预测和勘探方向

高考中，我和沐子都取得了不错的成绩。清唱着离歌，我们告别那段青涩的过往。暗恋是一场重复的辜负，我喜欢你，你喜欢他；暗恋也是一杯鸡尾酒，有人尝出盛放，有人尝出荒凉，有人被它醉倒后一蹶不振，有人非要在你死我活的拉锯战中求一个结果。

从生烃和储层指标、岩性组合模式、超压条件和现有勘探发现综合分析，页岩油主要分布于歧口凹陷中心—斜坡区、与富有机质生油岩大面积紧密接触的低—超低渗砂岩和碳酸盐岩中，大型斜坡区储集体与烃源岩匹配叠置区形成砂岩型页岩油及碳酸盐岩型页岩油甜点区，主要包括歧口主凹—歧北次凹、板桥次凹—板桥斜坡—歧北低斜坡、歧南斜坡—歧南次凹—歧北中低斜坡、埕北断坡中部(图7)。本文初步预测，甜点区合计面积约为1 000 km2，其中歧北中—低斜坡沙一下亚段砂岩型页岩油甜点区面积为124 km2，歧北中斜坡沙一下亚段白云岩型页岩油甜点区面积为146 km2。刘海涛等评价认为歧口凹陷西南缘的歧南、歧北及大中旺等地区大面积发育湖相碳酸盐岩，勘探面积约为1 500 km2，沙一下亚段油页岩、暗色泥岩，与白云岩、致密砂岩互层，具备生成低熟油气能力，为一类甜点有利区[34]。

表1 歧口凹陷与典型页岩油刻度区关键参数类比Tab.1 Comparison of Key Parameters Between Qikou Sag and Typical Shale Oil Scale Areas

图件引自文献[35]，有所修改图8 歧口凹陷岐北斜坡页岩油剖面Fig.8 Profile of Shale Oil in Qibei Slope of Qikou Sag

3.7 页岩油“源内勘探”的成效

近期针对湖盆主体油页岩发育区和页岩油源储一体特征，深化甜点段白云岩、泥质粉砂岩等页岩油储层识别评价与勘探取得重要进展。

2018年，Q101X1井沙一下亚段试油泵排日产22.6 m3工业油流。针对甜点评价结果，开展该区老井复查工作，优选出Q85-14井、BinS25井、F27-17井等10口进行试油，并取得良好效果。据初步统计，截至2018年底，歧口凹陷共有页岩油工业油流井43口，C1～C4甜点段内均获得工业油流[28]。QB20井2 489.0～2 511.8 m深度C1段11 m/5层泥页岩和白云质灰岩储层酸化后，泵排日产油19.1 t；W12井1 970.6～1 990.8 m深度C2段3.8 m/4层云质灰岩储层12 mm油嘴自喷，日产油37.5 t，日产气1 612 m3；F30井2 563.5～2 595.3 m深度C2、C3、C4段12.5 m/5层白云岩储层6 mm油嘴自喷，日产油46 t，日产气53 846 m3。勘探研究表明，沙一下亚段页岩油具有整体含油、甜点段局部富集的特点，初步形成整装开发条件[28]。歧北、歧南斜坡沙一下亚段页岩油呈现大面积叠合连片趋势，已探明储量为3 476.93×104t，加上新增砂岩型页岩油控制储量和白云岩型页岩油预测储量，有望形成亿吨级场面。

2020年新发现沙三段页岩油，4口井试获工业油流，页岩油勘探取得重大突破[36]。下一步勘探需要精细评价有利甜点区，优化井位部署，突破页岩油储层(尤其是白云岩)产量关。

4 陆相页岩油“源内勘探”的相关思考

源岩油气理论、“进源找油”思想是“源控论”在非常规油气阶段的新发展[6]。从“进源找油”思想出发，梳理近期页岩油勘探历程、认识和经验，笔者感悟应重点关注3个问题：①从寻找主力烃源岩中心和层系出发，应高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究；②从源储一体和“源内勘探”思路、“源控论”发展角度出发，研究应开拓一些“非常规思维”；③持续探索和重点攻关页岩油甜点区段识别和评价方法技术，解决选区评价面临的技术难题。

4.1 从寻找主力烃源岩中心和层系出发，应高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究

追溯发现，以往重点关注了细粒泥页岩烃源岩、各类非常规储层的研究，对碳酸盐岩烃源岩的生烃研究较为薄弱，历次非常规资源和潜力评价中均未考虑其贡献，但其具有重要的理论与勘探意义。

一方面，近期对湖相碳酸盐岩烃源岩的研究已取得进展，认为泌阳凹陷、济阳凹陷、柴达木盆地及酒西盆地湖相泥质白云岩具有较好的生油与生气能力[37]，湖相低熟富有机质泥质白云岩烃源岩呈四阶段生排烃演化模式[29]。其中，镜质体反射率为0.84%～1.28%时为生烃气伴生油与油初始裂解、高效排油阶段。镜质体反射率低于0.68%时，滞留油主要以有机质吸附态赋存；镜质体反射率为0.68%～2.00%时，滞留油主要以游离态赋存于矿物基质微米—纳米级孔缝系统内；湖相泥质白云岩烃源层系有利于页岩油勘探的镜质体反射率为0.84%～1.30%。此外，在含相同有机碳数量的背景下，湖相叠层石灰岩最大生烃产率小于灰质白云岩和灰色泥岩，但高于泥灰岩，尤其是叠层石灰岩具有更高的烃气产率和更低的有效烃源岩有机碳下限[38]。

另一方面，海相碳酸盐岩烃源岩可以生烃渐成共识，认为目前以传统方式确立的贫总有机碳碳酸盐岩可能会是烃源岩，油气生烃贡献不仅有泥质烃源岩，也应考虑细粒和微生物沉积碳酸盐岩。刘文汇等提出碳酸盐岩烃源岩总有机碳低，成烃母质类型好，目前尚无法进行有效潜力评价[39]；低总有机碳的源岩中可能存在未认识到的成烃物质形成大量烃类；高热演化碳酸盐岩中被低估的生烃物质(有机酸盐)及优质成烃生物组合是其可以作为烃源岩的关键，有机酸盐具有高温裂解成烃、主体成气和成烃转化率高的生烃特征。统计发现，国内外大油气田中与碳酸盐岩烃源岩(包括泥灰岩及其与页岩互层)有关的占58%，为大型油气田(区)提供烃源的碳酸盐岩烃源岩包括美国德克萨斯州Eagle Ford页岩层系和北非、中东古生界碳酸盐岩烃源岩，其总有机碳分别为8%和15%[40]。

歧口凹陷发育有湖相细粒碳酸盐岩(泥灰岩、泥晶/质白云岩)，迄今未见其生烃研究的报道；但依据上述资料和研究推论，其也应具有一定的生烃贡献和潜力，成为一种源储一体的页岩油类型。

总体看来，与泥页岩相似，细粒和微生物沉积碳酸盐岩同样可有生油层和储层双重特性，较泥页岩更易形成滞留烃而“自生自储”，即碳酸盐岩烃源岩生成的烃类原位或近源聚集在碳酸盐岩储层中，但湖相细粒碳酸盐岩和海相细粒、微生物碳酸盐岩的生烃贡献和潜力大小罕有报道。由此引出“页岩系统中碳酸盐岩烃源岩生成油气潜力及其原地或近源聚集规模”这一全新的前沿研究与勘探领域，在目前的非常规勘探中尚未关注，值得引起高度重视。一旦落实碳酸盐岩烃源岩生烃贡献量和分布范围，将大大拓展歧口凹陷乃至中国大中型盆地内源混合型页岩油资源潜力和勘探领域。

4.2 从源储一体和“源内勘探”思路、“源控论”发展角度出发，研究应开拓一些“非常规思维”

非常规勘探追求“一网打尽”，非常规开发追求“吃干榨尽”[20]，应包括寻找页岩系统中所有的源(岩和类型)、所有的储(层和类型)。一是探源岩(区)挖潜力，重视一切可能形成油气的母岩物质，开展湖相细粒碳酸盐岩(泥灰岩、泥晶/质白云岩)和海相细粒、微生物碳酸盐岩(局限—开阔海台地相等的富有机质生物泥粒灰岩、泥粒—泥质灰岩、泥灰岩、叠层石灰岩、藻灰岩等)的生烃机理和潜力、测井识别及地质+物探预测研究，攻克有效潜力评价难题，寻找优质烃源岩，搞清其生烃贡献、潜力大小和源岩(区)分布。二是究储层找甜点，在富含油气资源的致密储层中，具有良好物性的甜点是提高产量的有利勘探目标，其甜点主要包括两类，一类为异常高孔带，另一类为裂缝发育带。当前比较重视异常高孔带的甜点预测，对裂缝发育带关注不够。但对于基质型、裂缝型、混合型中高成熟度页岩油而言，前两者主要靠裂缝疏导和运聚油气，裂缝发育带重要性不言而喻。因此，需要高度重视，异常高孔带和裂缝发育带寻找、预测齐头并进。三是勘探策略上常规与非常规结合、油气兼探、立体综合勘探，以多发现油气田为第一要旨。

4.3 持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术，解决选区评价面临的技术难题

中高成熟度页岩油勘探面临基础地质与甜点区控制因素不清的重大挑战[41]。一是页岩油基础地质研究相对薄弱，页岩层系储集物性差，以微米—纳米孔喉系统为主，在温度场、压力场和应力场演化条件下的烃类流体与孔缝介质耦合关系尚不明确。二是中高成熟度页岩油资源潜力认识不清，前期页岩层系资源研究基础相对薄弱，且针对性不强。特别是烃源岩分布研究，基于常规方法技术，将总有机碳大于0.5%的页岩、泥岩一并考虑，页岩层系资源潜力有待评价落实。三是有利区与甜点区评价缺少针对性方法技术，页岩层系资源富集机理、富集控制因素有其自身特点[41]，针对陆相页岩油甜点区(段)评价，急需建立针对性评价参数标准与方法技术。总而言之，当前全球范围内对于陆相页岩油尚知之甚少，相关研究尚处于起步阶段，中国尚面临陆相页岩油赋存机理、甜点构成要素、储层流动机制均不明朗等一系列难题与挑战，在陆相页岩油领域开展系统研究和技术探索将有利于弥补国内外学术研究空白，我们任重而道远。

5 结 语

(1)陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程与各阶段方法内容独具深刻内涵，其地质特征及与常规勘探流程有着显著差异。

(2)背景分析认为，渤海湾盆地古近纪歧口凹陷半深湖—深湖相区主要发育沙一下亚段暗色泥岩、(油)页岩优质烃源，滨浅湖—湖湾相区广泛发育沙一下亚段粉—细砂岩型、泥—微晶白云岩型两类储集体，多个次凹和斜坡构造带构成了页岩油形成和聚集的有利构造和沉积背景。

(3)源岩评价发现，歧口凹陷沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育，厚度大(50～1 200 m)，分布广(面积为5 064 km2)，生烃条件好，主体处于成熟生油阶段，并具低熟生油特征。

(4)储层评价显示，内、外物源共控沉积，形成大面积分布的多期重力流砂体和泥—微晶白云岩储层，整体呈低孔、特低—超低渗，其中粉—细砂岩储层分布面积为1 067 km2，白云岩储层分布面积为1 650 km2。

(5)区带评价表明，砂岩型页岩油发育“三明治”叠置型、源内共生型2种源储组合，碳酸盐岩型页岩油发育“三明治”型、薄互层型2种源储组合。区内源储一体，构造、微相、成岩共控富集，高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏与宽缓斜坡的中—低斜坡区浊积席状砂岩油层、中斜坡区白云岩油层叠置连片分布，形成了源储配置良好的规模聚集有利区，粉—细砂岩、白云岩储层的生油窗区叠合面积分别为1 067、434 km2。

(6)资源评价认为，采用分级资源丰度类比法、容积法和小面元容积法估算的歧口凹陷页岩油地质资源量中值为5.86×108t。该区页岩油层埋深适中，已有多口探井钻获工业油流，剩余页岩油资源占比大于60%，总体勘探潜力较大。

(7)甜点评价认为，歧口凹陷歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是渤海湾盆地歧口凹陷古近系页岩油勘探的有利甜点区。

(8)提出了“源内勘探”要高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究、多类型探源究储与常规非常规结合立体综合勘探、页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术攻关等3个方面的思考和建议。

谨以此文庆祝长安大学七十周年华诞，祝愿母校繁荣昌盛，校友安康有成！光阴似箭，岁月如梭！我1983年本科入校攻读矿产普查与勘探专业，同学们在李侠老师带领下拜望张伯声先生时，八十高龄的张先生对“地壳波浪状镶嵌构造学说”的精辟解读和谆谆教诲言犹在耳。毕业后，同学们分布在地质找矿、油气勘查、黄金、水文、物探等各行各业。毕业二十年相聚长安，同班才子张志斌同学曾题写七律一首，诗曰“一朝宴罢各西东，醉卧常闻雁塔钟。昨夜野炊烹汉渭，明晨煮酒饮辽蒙。金沙江岸觅金脉，玉树山头寻玉踪。相聚忙夸得意事，别愁早在九霄中。”如今我们人过中年、超逾半百，陪伴学子们成长成熟，母校也蓬勃发展、硕果累累。追忆母校深情、同学友谊，难以忘怀曾经的温馨往事，感谢母校及各位老师们的辛勤培育！