李晓慧， 姜振学， 黄立良， 何文军， 高之业， 陈志祥， 宋嘉楠,，郑国伟， 段龙飞， 张原豪

( 1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 非常规油气科学技术研究院，北京 102249； 3. 中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000 )

0 引言

页岩油通常与常规油气伴生发育，纵向上具有一定的分层性，平面上常呈分带、分区式分布，其富集程度受多种因素控制[1]，如烃源岩的生烃基础[2]、页岩储层微观孔隙结构[3]、断裂和裂缝的发育情况[4]，以及区域保存条件[5]等。北美页岩油勘探结果显示，页岩油区块一般靠近常规油气区，滞留在泥页岩中的油气资源潜力巨大[4]。美国页岩油勘探区构造活动稳定，有机质成熟度高；中国陆相盆地构造活动频繁，有机质成熟度相对较低，页岩油成藏富集条件复杂[6-8]，页岩发育特征表现为厚度大、生油条件好，但物性较差，地面开采条件复杂[9-11]。页岩油的富集受烃源岩条件和储层条件的共同控制，在构造活动相对强烈的地区还受保存条件的影响。

人们研究页岩油富集条件[9,12-15]。柳波等[9]认为，古龙凹陷青一段富有机质纹层状岩相、裂缝、可动性、异常高压为页岩油富集的主控因素；梁世君等[12]认为，不同地区的页岩油富集主控因素各不相同，马朗凹陷芦草沟组页岩油主控因素为烃源岩生烃条件好、储集空间大、不发育破坏性断裂及裂缝；根据生烃、储层及保存条件，李吉君等[13]研究泌阳凹陷页岩油的富集主控因素，认为储层改造、原油特征、开发方式为页岩油的可采主控因素。页岩既能为页岩油的生成提供丰富的物质基础，也可作为储层储集并产出油气[16-17]，当总有机碳质量分数大于2.00%、有机质(Ⅰ和Ⅱ1型)成熟度小于1.50%时，页岩油才具有可采能力[3,18-22]。对于美国鹰滩和尼奥泊拉页岩，控制页岩油富集高产的主要地质因素包括：页岩富含有机质(w(TOC)>2.00%)，镜质体反射率(Ro)在0.75%～1.10%之间，埋藏适中，页岩厚度大，储集性能好，构造稳定，发育天然裂缝[23]。王文广等[24]从构造角度建立沧东凹陷孔二段页岩油“源控”“储控”“带控”约束条件下的富集模式；王智[25]从地质、地球化学、储层角度研究沾化凹陷页岩油临界富集条件；李廷微[26]认为储层孔隙结构对页岩油富集具有重要控制作用，沾化凹陷页岩油主要赋存于10～2 000 nm的孔隙。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩为研究区一套重要的烃源岩[27]，近年来的勘探结果显示，风城组页岩油具有巨大勘探潜力。为加大勘探力度，在玛湖凹陷中心布设玛页1井，主要以风城组页岩油为钻探目标。玛页1井钻遇大套页岩地层，含油性较好，全井段含油，具有良好的页岩油勘探前景，但处于研究初期阶段，页岩油富集主控因素不明确。笔者利用岩心和扫描电镜观察，以及岩石热解、总有机碳(TOC)测定、CO2和N2吸附、高压压汞实验、全岩X线衍射、物性测试等方法，研究玛湖凹陷风城组页岩油富集主控因素，预测风城组页岩油的有利富集层段，为研究区后续勘探开发提供指导。

1 区域地质概况

准噶尔盆地位于中国西北部，处于西伯利亚板块、哈萨克斯坦板块、塔里木板块的交汇区[28-31]，是大型的陆内盆地与前陆盆地叠合型的富油气盆地之一，总面积约为1.3×105km2[32]。玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央凹陷的西北部，属于次一级的负向构造单元，面积约为5.0×103km2[33]。玛湖凹陷东北侧与石英滩凸起和英西凹陷相邻，东南侧为达巴松凸起、夏盐凸起和英西凹陷，西侧紧邻乌尔禾—夏子街断裂带(乌—夏断裂带)和克拉玛依—百口泉断裂带(克—百断裂带)，是盆地油气富集程度最高的生烃凹陷[28,33]。玛湖凹陷风城组总体上向凹陷内倾斜，呈西北厚东南薄的楔状特征，是玛湖凹陷的主力烃源岩层系[34]。

研究区为玛页1井区块，位于玛湖凹陷北部斜坡带，研究层位为二叠系风城组，埋藏深度约为4.5 km，构造上位于西部隆起的乌—夏断裂带(见图1)，主要形成于半干旱条件，季节性潮湿环境与干旱环境互相交替，除发育典型的白云岩沉积外，还发育特征性碱类矿物，如硅硼钠石、碳钠镁石、碳钠钙石等碱类矿物富集层段。研究区整体上沉积厚度较大，最大埋藏深度接近5.0 km，自下而上可划分为三段，即风城组一段(风一段)、风城组二段(风二段)和风城组三段(风三段)。其中，风二段地层厚度可达189 m，明显大于风一段和风三段的，岩性、岩相较为复杂[35]，主要岩性为页岩，可见粉砂岩隔夹层，发育块状、层状、纹层状沉积构造；矿物组成以硅酸盐矿物(石英、长石)和碳酸盐矿物(白云石、方解石)为主，具有典型页岩油的发育特征。

图1 研究区构造位置Fig.1 Tectonic position of the study area

2 页岩基本特征

与常规油气不同，页岩油主要赋存于页岩层系，页岩层系既是生油层也是储油层。

2.1 有机地球化学特征

当页岩层系作为烃源岩研究时，其生烃能力对页岩油的富集具有基础性和决定性作用。评价烃源岩的生烃能力主要包括有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度。与南方海相页岩相比，玛湖凹陷风城组有机质丰度偏低。风一段w(TOC)分布范围为0.06%～1.43%，平均为0.64%，生烃潜量(S1+S2)分布范围为0.07～11.65 mg/g，平均为3.06 mg/g；风二段w(TOC)分布范围为0.14%～2.85%，平均为0.76%，生烃潜量(S1+S2)分布范围为0.07～14.51 mg/g，平均为3.43 mg/g；风三段w(TOC)分布范围为0.11%～3.19%，平均为0.86%，生烃潜量(S1+S2)分布范围为0.11～18.31 mg/g，平均为3.23 mg/g。整体上，风城组w(TOC)普遍大于0.50%，占样品总数的70%；生烃潜量(S1+S2)普遍大于1.00 mg/g，占样品总数的79%，具有良好的生烃基础，其中风二段和风三段的生烃能力好于风一段的(见图2)。

图2 玛湖凹陷玛页1井风城组有机质丰度分布特征Fig.2 Distribution characteristics of organic matter abundance in Fengcheng Formation of Maye 1 Well in Mahu Sag

根据岩石热解实验分析结果，结合tmax—HI有机质类型判别图(见图3(a))，风城组有机质类型包括Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型，主要为Ⅱ型，以生成油气为主。玛湖凹陷风城组干酪根镜质体反射率(Ro)分布在0.60%～0.80%之间，处于低成熟—成熟阶段，以生油为主。由图3(b)可知，随埋藏深度增加，有机质成熟度呈增强趋势，热解作用对有机质成熟度的演化具有重要影响。

图3 玛湖凹陷风城组有机质类型及镜质体反射率演化特征Fig.3 Organic matter types and evolutionary characteristics of vitrinite reflectanc in the Fengcheng Formation of the Mahu Sag

2.2 储层特征

页岩储层主要发育微—纳米级的孔隙和裂缝，与常规砂岩储层的大孔明显不同，对页岩油的富集具有重要影响。扫描电镜可以直观、定性地观察页岩孔隙的发育特征，高压压汞和CO2、N2吸附实验可以对页岩孔隙进行定量表征。利用扫描电镜观察、高压压汞、CO2和N2吸附实验，对研究区页岩孔隙结构进行定性和定量表征。

根据扫描电镜及薄片观察，风城组发育粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、有机质孔及微裂缝4种孔隙类型，主要发育粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔及微裂缝，有机质孔发育较少(见图4)。

图4 玛湖凹陷玛页1井风城组孔隙类型Fig.4 Pore types of Fengcheng Formation in Maye 1 Well in Mahu Sag

根据国际理论化学与应用化学联合会(IUPAC)的孔隙分类方法[5]，按照孔径的大小可将孔隙划分为微孔(<2 nm)，中孔(2～50 nm)和大孔(>50 nm)[36]。利用CO2和N2吸附、高压压汞实验分别对微孔、中孔、大孔的孔体积及比表面积进行定量表征[5]。与页岩气不同，页岩油分子直径相对较大，微孔对页岩油富集的研究意义相对较小。因此，主要对研究区风城组不同岩相类型的样品开展N2吸附和高压压汞实验，对中孔和大孔进行表征。

陆相页岩岩相变化块，非均质性强，采用李兆丰等的岩相划分方案[37]对风城组页岩进行岩相划分。风城组不同岩相的孔隙大小分布差异较大，块状粉砂岩、纹层状含云长英质页岩、层状含长英云质页岩以大孔为主，层状长英质页岩、块状含灰长英质页岩以中孔为主。孔体积主要由大于10 nm的孔提供(见图5(a))，孔体积增量在3.3～11.4 μL/g之间，比表面积增量在0.245 9～1.171 2 m2/g之间。其中，块状粉砂岩孔体积增量较大，大于50.0 μL/g，以大孔为主；层状长英质页岩、块状含灰长英质页岩以中孔为主，比表面积增量由中孔提供；纹层状含云长英质页岩、层状含长英云质页岩孔体积最小，孔体积增量主要由大孔提供，比表面积增量主要由中孔提供，储集能力最差。

图5 玛湖凹陷风城组不同岩相孔体积、比表面积变化特征Fig.5 Pore volume and surface area variation characteristics of different lithofacies of Fengcheng Formation in Mahu Sag

孔隙度反映储层的储集能力，渗透率反映储层的渗流能力，孔隙度与渗透率之间的关系可以在一定程度上反映储层的连通性。风城组孔隙度普遍小于6.00%，渗透率普遍小于0.010×10-3μm2，具有低孔致密的特征(见图6)。由图6(a)可知，风城组孔隙度与渗透率呈一定的正相关关系，说明储层的连通性较好。由图6(b)可知，不同岩相储层的储集能力差异较大，在风城组发育的主要岩相类型中，粉砂岩和含云长英质页岩储层储集能力相对较好，含长英云质页岩储层储集能力最差。块状粉砂岩的物性最好，平均孔隙度为6.78%，平均渗透率为0.045×10-3μm2；层状含长英云质页岩的物性相对最差，平均孔隙度为1.71%，平均渗透率极低，为0.010×10-6μm2。从矿物组成角度分析，长英质矿物含量越高的岩相渗透率相对较高，碳酸盐矿物含量越高的岩相物性越差。这是由于玛湖凹陷发育碱性沉积环境，长石矿物在碱性环境中易发生溶蚀作用，碳酸盐矿物在酸性环境中易发生溶蚀，在碱性环境中不易发生溶蚀。因此，长英质矿物含量高的岩相物性相对较好，碳酸盐矿物含量高的岩相还受胶结作用的影响，渗流能力较差。从沉积构造角度分析，不考虑粉砂岩，纹层状的岩相物性相对较好，纹层的发育不仅为页岩储层提供储集空间，也为页岩储层提供良好的渗流通道。

图6 玛湖凹陷玛页1井风城组不同岩相孔渗关系及物性分布特征Fig.6 Relationship between permeability and porosity, and physical property distribution of different lithofacies in Fengcheng Formation of Maye 1 Well, Mahu Sag

3 页岩油富集主控因素

页岩油富集受多种因素的共同控制，根据页岩发育特征，分析风城组页岩油富集影响因素。热解烃含量(S1)与含油饱和度(So)可用于表征页岩油的含油性，评价页岩油的富集程度[3,15,22,38-40]。其中，So为基于储层孔隙度计算的含油饱和度，可以直观反映页岩储层中页岩油的含量。S1和So随总有机碳质量分数的增加，呈现分界明显的“三区域”分布特征：当S1<1.00 mg/g、So<20.00%时，S1、So随总有机碳质量分数的增加呈无规则变化，表明此区域内生成的页岩油主要满足页岩自身吸附；当1.00 mg/g2.00 mg/g、So>30.00%时，S1、So随总有机碳质量分数的增加呈快速增加的趋势，表明页岩油在满足自身富集后，开始通过短距离运移向周围的优质储层发生高效富集(见图7)。因此，将S1=1.00 mg/g、So=20.00%作为风城组页岩油富集的标准。

图7 玛湖凹陷风城组页岩油富集标准Fig.7 Oil enrichment criteria for the Fengcheng Formation shale in the Mahu Sag

3.1 有机质类型及演化程度

有机质类型及演化程度对页岩油富集具有一定的影响作用，选取演化程度相似(Ro在0.65%～0.70%之间)且有机质类型为Ⅱ1型的样品，分析S1、So与总有机碳质量分数的相关关系(见图8)。由图8可知，S1、So与总有机碳质量分数呈明显的正相关关系，相关因数超过0.77。有机质类型、成熟度和总有机碳质量分数共同控制页岩油的富集，结合风城组有机质演化程度分布范围小、有机质类型相对单一的特征，总有机碳质量分数是控制风城组页岩油富集的主要因素。当0.60%1.30%时，为页岩油的高效富集层段。

图8 玛湖凹陷玛页1井风城组热解烃、含油饱和度与总有机碳质量分数关系Fig.8 The correlation between pyrolytic hydrocarbon, oil saturation and total organic carbon content in Fengcheng Formation of Maye 1 Well in Mahu Sag

3.2 储集空间

泥页岩储层的物性条件对页岩油的富集影响较大，孔隙度大的页岩储层可以为页岩油富集提供足够的储集空间，渗透率大的页岩储层可以促进页岩油的流动，并且有利于页岩油的开发[41-43]。根据风城组主要岩相类型含油饱和度与孔隙度、渗透率关系(见图9)，含油饱和度与孔隙度、渗透率呈一定的正相关关系，其中含油饱和度与渗透率的相关关系更明显，表明孔隙度和渗透率共同控制风城组页岩油的富集，渗透率对页岩油的富集具有更大的控制作用。以So=20.00%作为风城组页岩油富集的标准，当孔隙度在4.00%～6.50%之间、渗透率介于(0.020～1.000)×10-3μm2时，页岩油的含油饱和度为20.00%～30.00%，页岩储层处于页岩油的富集层段；当孔隙度大于6.50%、渗透率大于1.000×10-3μm2时，页岩油的含油饱和度大于30.00%，页岩储层处于页岩油的高效富集层段。

图9 玛湖凹陷风城组不同岩相含油饱和度与孔隙度、渗透率关系Fig.9 Correlation between oil saturation and porosity and permeability in different lithofacies of Fengcheng Formation in Mahu Sag

3.3 保存条件

构造活动是影响页岩油富集的主要宏观控制因素，相对稳定的构造活动对页岩储层破坏性小，大规模断裂较少，有利于页岩油原地富集成藏。裂缝的发育对页岩油的富集具有双重作用，既可以作为页岩油富集的主要空间，也可以作为渗流通道使油气逸散，破坏页岩油原地富集。异常压力可以侧面反映保存条件的好坏，良好的保存条件易形成异常高压环境。玛湖凹陷整体构造活动相对稳定，为页岩油的原地滞留成藏提供良好的基础条件，因此，以裂缝发育情况和异常压力为主要控制因素，分析研究区页岩油富集的影响因素。

研究区风城组具有油气显示的岩心裂缝密度大于10条/m，当裂缝密度大于32条/m时，岩心含油级别达到油浸级别以上。裂缝密度的变化斜率(见图10)显示，从油斑级别到油浸级别明显高于从油斑级别到油迹级别的，表明含油性越好的页岩裂缝密度越大，具有更好的储层保存条件。

图10 不同岩相各含油级别的岩心裂缝密度变化情况Fig.10 Variation of core fracture density for each oil-bearing grade in different lithofacies

研究区日产油量与压力因数呈明显的三区域变化特征(见图11)。当压力因数小于1.2时，日产油量极低，小于1 t/d；当压力因数大于1.2时，日产油量明显升高，大于10 t/d；当压力因数大于1.5时，日产油量可达45 t/d。因此，将裂缝密度为10条/m、压力因数为1.2作为页岩油富集的临界保存条件。

图11 玛湖凹陷风城组页岩油富集的临界压力因数划分Fig.11 Division of critical pressure coefficient for shale oil enrichment in Fengcheng Formation of Mahu Sag

4 页岩油有利富集层段

结合研究区页岩发育特征、页岩油富集主控因素，以及页岩油富集评价标准[3,15,39-43]，以S1=1.00 mg/g、So=20.00%作为风城组页岩油富集的标准，将页岩油富集划分为不富集区、富集有利区、高效富集区。当S1<1.00 mg/g或So<20.00%时，并且当w(TOC)<0.60%、孔隙度<4.00%、渗透率<0.020×10-3μm2、裂缝密度<10条/m、压力因数<1.2时，页岩油不发生富集；当0.60%1.30%、孔隙度>6.50%、渗透率>1.000×10-3μm2、裂缝密度>32条/m、压力因数>1.5时，页岩油发生高效富集。

根据玛湖凹陷页岩油富集评价标准，以玛页1井为典型解剖井，在剖面上对研究区风城组页岩油进行富集有利层段划分。相对稳定的构造活动、裂缝密度、异常压力为玛湖凹陷玛页1井区块页岩油的富集提供良好的保存条件。结合总有机碳质量分数、孔隙度、渗透率等页岩油富集主控因素，纵向上将玛页1井风城组页岩划分为6个富集层段，包括1个高效富集层段、3个有利富集层段和2个特殊富集层段(见图12)：

图12 玛湖凹陷玛页1井风城组页岩油富集的有利层段Fig.12 Favorable shale oil enrichment strata in Fengcheng Formation of Maye 1 Well, Mahu Sag

(1)高效富集层段①。位于风三段底部4 589～4 617 m处，厚度为28 m，平均w(TOC)为1.43%，平均孔隙度为7.73%，平均渗透率为0.125×10-3μm2，平均So为35.31%，产油强度可达2.64 m3/(d·m-1)，有利富集岩相为纹层状含云长英质页岩及粉砂岩。

(2)有利富集层段②。位于风二段顶部4 630～4 650 m处，厚度为20 m，平均w(TOC)为0.83%，平均孔隙度为10.35%，平均渗透率为0.095×10-3μm2，平均So为22.06%，产油强度可达0.54 m3/(d·m-1)，有利富集岩相为块状粉砂岩、层状长英质页岩、纹层状含云长英质页岩互层层段。

(3)有利富集层段③。位于风二段中部4 737～4 772 m处，厚度为35 m，平均w(TOC)为0.86%，平均孔隙度为4.00%，平均渗透率为0.067×10-3μm2，平均So为27.55%，产油强度可达0.71 m3/(d·m-1)，有利富集岩相为纹层状含云长英质页岩、层状长英质页岩。

(4)有利富集层段④。位于风二段底部4 836～4 860 m处，厚度为24 m，平均w(TOC)为0.62%，平均孔隙度为4.60%，平均渗透率为0.210×10-3μm2，平均So为23.52%，产油强度可达0.48 m3/(d·m-1)，有利富集岩相为层状长英质页岩、纹层状含云长英质页岩。

(5)特殊富集层段⑤和⑥。其中，层段⑤分布在4 664～4 693 m之间，厚度为29 m，渗透率极低，平均渗透率为0.086×10-4μm2，没有达到页岩油的富集标准，但是孔隙度较高，可达6.67%，且产油强度可达0.45 m3/(d·m-1)；主要原因是碱类矿物富集层和微裂缝极其发育，微裂缝多平行于纹层发育，后期被充填的裂缝较少，可作为页岩油富集的主要空间。层段⑥分布在4 789～4 818 m之间，厚度为29 m，孔隙度较低，平均孔隙度为2.40%，位于页岩油的不富集区，但是渗透率较高，可达0.740×10-3μm2，并且产油强度可达0.89 m3/(d·m-1)；主要原因是纹层极其发育，以白云质纹层为主，形态平直，碱类矿物纹层较少，裂缝多垂直于纹层，且发生后期充填作用明显，导致裂缝提供储集空间的作用减小，纹层和裂缝主要提供良好的渗流通道。由于受裂缝的形态及后期充填情况的影响，特殊富集层段⑤和⑥有一定的页岩油富集，有利富集岩相为层状长英质页岩和纹层状含云长英质页岩，两种岩相交替发育，各岩相层段厚度小于10 m。

5 结论

(1)玛湖凹陷风城组有机质丰度普遍大于0.50%，生烃潜量普遍大于1.00 mg/g，有机质类型以Ⅱ1型为主，干酪根镜质体反射率分布在0.60%～0.80%之间，处于低成熟—成熟阶段；风二段和风三段的生烃能力好于风一段的，具有良好的生油条件。

(2)研究区孔隙度普遍小于6.00%，渗透率普遍小于0.010×10-3μm2，属于低孔低渗储层；孔隙类型主要有粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、有机质孔及微裂缝4种类型；孔体积主要由大于10 nm的孔提供，孔体积增量在3.3～11.4 μL/g之间，以大孔为主。

(3)总有机碳质量分数、孔隙度、渗透率、裂缝密度、压力因数为研究区页岩油富集的主控因素。当w(TOC)>1.30%、孔隙度>6.50%、渗透率>1.000×10-3μm2、裂缝密度>32条/m、压力因数>1.5时，页岩油高效富集；当0.60 %