朱潔瓊 李曉寒 尹恒 郭浩 盧政環(huán) 廖飛燕 時陽 安天下 魏曉亮，3

（1.中國石油南方石油勘探開發(fā)有限責任公司勘探開發(fā)研究中心 海南?？?570216；2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司 山東東營 257015；3.勝利石油管理局博士后科研工作站 山東東營 257001）

中國頁巖油氣資源豐富，據(jù)估計資源量在全球排名前列，也是第4個實現(xiàn)頁巖油氣商業(yè)動用的國家。在國內(nèi)各含油氣盆地常規(guī)油氣勘探程度不斷變大，油氣資源對外依存度仍較高的背景下，頁巖油氣被認為是中國最具潛力和戰(zhàn)略性的油氣接替資源。目前，國內(nèi)頁巖油氣勘探開發(fā)工作已經(jīng)進入了快速發(fā)展階段，四川盆地、鄂爾多斯盆地及渤海灣盆地等地區(qū)頁巖油氣勘探取得突破，獲得了穩(wěn)定的商業(yè)產(chǎn)能［1-3］。同時，為不斷拓展頁巖油氣的勘探局面，國內(nèi)各大石油公司也開始逐漸重視大型沉積盆地周圍的含油氣小盆地（群）中頁巖油氣資源的探索。小盆地群往往與附近的大型含油氣盆地具有相似的沉積演化特征，其主要區(qū)別在于小盆地面積相對較小，但考慮頁巖油氣資源往往單位面積的油氣資源通常較為富集，小盆地群也極有可能具有較好的頁巖油氣勘探潛力。

福山凹陷自1958年發(fā)現(xiàn)油氣以來，先后共發(fā)現(xiàn)花場、美臺、白蓮、朝陽和永安等5個油氣田和金鳳、紅光、玉包和包金等4個含油氣構(gòu)造，探明儲量4 000×104t（油當量）以上（全部來自流沙港組），年產(chǎn)量約40×104t（油當量）。已探明儲量或發(fā)現(xiàn)的含油氣構(gòu)造主要分布在正向構(gòu)造帶，而向洼陷方向斜坡及深洼區(qū)勘探程度較低。近年來福山凹陷的勘探重點逐步轉(zhuǎn)向深部，并取得了一定的效果［4］。但是隨著勘探對象更加隱蔽，勘探難度不斷加大，需要尋找下一步資源接替領(lǐng)域。隨著國內(nèi)多個含油氣盆地在頁巖油氣領(lǐng)域不斷取得勘探突破，特別是2022年7月，中國海油在福山凹陷鄰近的潿西南凹陷流沙港組開展頁巖油探索，鉆探的潿頁1井獲得成功，日產(chǎn)原油17.58 t、天然氣1 589 m3，測算潿西南凹陷頁巖油資源量達8×108t，整個北部灣盆地頁巖油資源量約12×108t，展示出北部灣盆地良好的頁巖油勘探前景［5］。因此，有必要對福山凹陷流沙港組的頁巖油氣資源潛力開展探索。本次研究利用鉆井、測井、錄井、測試、有機地球化學等資料，系統(tǒng)分析了流沙港組頁巖特征，在此基礎(chǔ)上對流沙港組頁巖油氣潛力展開分析，為頁巖油氣的勘探實施提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

福山凹陷是發(fā)育在北部灣盆地南緣向海南隆起過渡的斜坡區(qū)上的拉張裂谷箕狀盆地，面積約2 920 km2，其中陸上面積1 900 km2，灘海及海域面積合計1 020 km2。其西北側(cè)和東南側(cè)分別發(fā)育臨高斷裂和長流斷裂，南部緊鄰海南隆起。盆內(nèi)可劃分為南部斜坡帶、中部構(gòu)造帶、中北斷槽帶和北部斷階帶等4個構(gòu)造帶（圖1a）。基底巖性有下古生界陀烈群變質(zhì)巖、上古生界石炭系灰?guī)r、中生界燕山期花崗巖及晚白堊系砂巖、頁巖和安山玢巖。自中—新生代以來，盆地的發(fā)育演化過程主要受4期構(gòu)造運動相互疊加控制。中生代末期的“神狐運動”形成了盆地的雛形，古新世—始新世的“珠瓊運動”控制了盆地斷陷的主體特征，漸新世的“南海運動”導致了沉積環(huán)境由陸緣向海相的轉(zhuǎn)變，中—上新世的“東沙運動”最后將相互分隔的小斷陷連成統(tǒng)一海相盆地，期間伴隨多期火山噴發(fā)，數(shù)以百計的火山口遍布雷瓊地區(qū)。新生界內(nèi)部有3次沉積間斷，形成3個角度不整合，反映3期較強烈的構(gòu)造熱事件。一是始新統(tǒng)流三段與流二段之間的不整合，不整合上下兩個層段內(nèi)部的斷裂系統(tǒng)不同，下部主要發(fā)育反向正斷層及其形成的構(gòu)造圈閉，上部主要為順向正斷層及其形成的逆牽引成因的構(gòu)造圈閉。二是始新統(tǒng)末期構(gòu)造抬升形成的流一段及流二段與潿洲組之間的角度不整合，以發(fā)育羽狀滑動正斷層為特征，沉積環(huán)境由淡水湖泊相演變?yōu)楹恿飨唷Ｈ菨u新統(tǒng)的潿洲組與中—上新統(tǒng)下洋組之間的不整合，構(gòu)造活動相對減弱，火成巖噴發(fā)及淺層侵入活動頻繁，沉積環(huán)境由陸相轉(zhuǎn)為淺海相（圖1b）。目前鉆探已證實流沙港組發(fā)育厚層的湖相沉積，是本區(qū)主要的烴源巖層系?？v向發(fā)育3套生儲蓋組合：第1套是以流二段、流三段的泥頁巖作為烴源巖，以流三段中上部的砂體為儲層，流二段泥巖作為蓋層，發(fā)育輕質(zhì)油氣藏及凝析氣藏；第2套是以流二段和流一段泥頁巖作為烴源巖，流一段中上部的砂體作為儲層，流一段頂部泥巖作為蓋層，發(fā)育正常油藏為主；第3套以流一段泥頁巖作為烴源巖，潿三段河流相砂體作為儲層，潿二段泥巖作為蓋層，發(fā)育重質(zhì)類的次生油藏。

圖1 福山凹陷區(qū)域構(gòu)造單元劃分及新生界綜合柱狀圖Fig.1 Division of regional tectonic units and comprehensive histogram of Cenozoic in Fushan sag

2 頁巖發(fā)育特征

2.1 沉積環(huán)境

盆地的水體條件及沉積環(huán)境對頁巖中有機質(zhì)的豐度及類型有重要的影響，進而決定了頁巖油氣形成的物質(zhì)條件。如濟陽坳陷沙河街組四段沉積時期主要發(fā)育咸化還原環(huán)境，藻類繁盛，生產(chǎn)力高，水體發(fā)育隔層，還原環(huán)境優(yōu)越，泥頁巖中保存了大量的有機質(zhì)［6］，為頁巖油氣的形成提供了優(yōu)越的物質(zhì)條件。因此，對盆地沉積環(huán)境、水體條件的判識是分析頁巖的生烴潛力的基礎(chǔ)。巖石中的伽馬蠟烷、姥鮫烷（Pr）和植烷（Ph）等分別是判識水體鹽度、水體氧化—還原條件的有效指標［7］。伽馬蠟烷指數(shù)（GI）與水體的鹽度呈正相關(guān)關(guān)系，GI＜0.4時，沉積水體為淡水環(huán)境；0.4＜GI＜0.8時，沉積水體為微咸水—半咸水環(huán)境；GI＞0.8時，沉積水體為咸水環(huán)境［8］。而利用姥鮫烷和植烷比值判斷環(huán)境氧化或還原條件時，同時需要考慮水體鹽度條件、有機質(zhì)來源及成熟度等因素。福山凹陷流流一段、流二段及流三段頁巖樣品的伽馬蠟烷指數(shù)均值分別為0.20、0.18、0.25，均小于0.4，反映了福山凹陷流沙港組時期主要為淡水湖盆（圖2a）。梅博文等［9］指出國內(nèi)淡水湖相弱氧化-弱還原條件成因的原油，其姥鮫烷和植烷的比值一般在2.8～4.0，姥鮫烷的優(yōu)勢比較明顯。福山凹陷流一段、流二段及流三段泥頁巖中姥鮫烷和植烷的比值分別為0.75～5.05、0.70～5.25、1.05～4.20（圖2b），姥鮫烷和植烷的比值小于2.8多位于洼陷邊部，向洼陷內(nèi)部其比值多大于2.8，表明了流沙港沉積時期沉積環(huán)境主要為弱氧化—弱還原條件。流二段的伽馬蠟烷指數(shù)要稍高于流三段和流一段，說明其沉積時期水體鹽度要稍低于流三段和流一段，水體更深，對應的還原條件也稍好于另外2個層段。這與流三段時期湖盆開始發(fā)育，流二段時期湖侵程度最大，流一段沉積時期，福山凹陷湖盆收縮，沉積范圍明顯縮小的湖盆演化特征基本符合。

圖2 福山凹陷流沙港組泥頁巖GI及Pr／Ph特征Fig.2 GI and Pr／Ph characteristics of shales in Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

2.2 巖性特征

流沙港組沉積時期主要發(fā)育了淡水湖相沉積。細粒沉積物主要為半深湖相、深湖相沉積的深灰色、灰黑色泥頁巖；粗粒沉積物主要為三角洲不同相帶中發(fā)育的淺灰色、灰白色砂巖、含礫砂巖及砂礫巖等。平面上皇桐洼陷、白蓮洼陷及海口洼陷區(qū)是泥頁巖沉積的主要區(qū)域；縱向上，流沙港組為二級層序，內(nèi)部三個亞段各為一個三級層序，每個三級層序中泥頁巖厚度及巖性組合存在差異。以花7井為例，流三段作為湖盆初始期，巖性組合自下而上呈現(xiàn)“粗—細—粗”的旋回特征，依次為灰色砂巖、砂礫巖與灰色泥頁巖互層、大套厚層灰黑色泥頁巖、灰黑色泥巖與灰色粗砂巖互層到灰黑色泥巖夾含礫砂巖；流二段作為湖侵期，湖水快速加深，以沉積大套厚層灰黑色泥頁巖沉積為顯著特征，中部夾雜少量薄層細砂巖及侵入的火成巖；流一段作為湖盆萎縮期，湖水逐漸變淺，巖性組合呈現(xiàn)由“細—粗”的旋回特征，底部為灰色泥頁巖夾薄層砂巖，向上過渡為薄層灰色泥巖與砂巖、砂礫巖互層特征（圖3）。

圖3 福山凹陷花7井流沙港組泥頁巖巖性特征Fig.3 Lithologic characteristics of shale in Liushagang Formation of Well Hua 7，F(xiàn)ushan sag

2.3 分布

基于福山凹陷流沙港組200余口的探井數(shù)據(jù)，制作流沙港組不同層段現(xiàn)今泥頁巖厚度圖（圖4）。受構(gòu)造格局及演化過程、物源方向、沉積環(huán)境及氣候條件的共同控制，流沙港組各層段的頁巖分布既有繼承性，同時存在一定的差異。流三段現(xiàn)今泥頁巖分布整體受臨高斷層及長流斷層的控制（圖1），呈箕狀形態(tài)，厚度相對薄，厚度中心主要位于西部皇桐洼陷、東部白蓮洼陷以及東北部海口洼陷，整體西薄東厚，并且受臨高斷層后期滑脫作用的影響，厚度分布出現(xiàn)了一個近北東東向的空白區(qū)域，皇桐和白蓮厚度中心位置較上覆層段南移，泥頁巖厚度一般在400 m以上，洼陷中心厚度累計約600 m以上；白蓮洼陷頁巖分布面積最大（圖4a、b）。流二段在湖侵作用的控制下，現(xiàn)今泥頁巖分布趨勢與流三段基本相似，但厚度明顯加大，分布更加穩(wěn)定，一般在600 m以上，洼陷中心出累計厚度可達1 100 m以上；未受到臨高斷層滑脫作用影響，地層連續(xù)性好，厚度中心的位置較流三段更加靠北（圖4c、d），并且流二段暗色泥頁巖在地層中的厚度占比更大、粒度更細、顏色更深。流一段現(xiàn)今泥頁巖分布仍具有繼承性，厚度中心更加北移，連續(xù)性好，但厚度及分布范圍明顯減小，一般在400 m以上，洼陷中心位置厚度累計約1 000 m以上，與流二段相比，頁巖單層厚度變小，顏色變淺；沉積中心出現(xiàn)了分隔，在西部皇桐洼陷出現(xiàn)了永安和美臺兩個厚度中心（圖4e、f）。

圖4 福山凹陷流沙港組不同亞段泥頁巖現(xiàn)今厚度、Ro＞0.7%和TOC＞2.0%疊合圖Fig.4 Current thickness，Ro＞0.7%and TOC＞2.0%of shale in different submembers of Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

3 頁巖地球化學特征

3.1 有機質(zhì)類型

3.1.1 巖石熱解參數(shù)

利用巖石熱解實驗結(jié)果計算的氫指數(shù)（IH）和最大熱解峰值溫度（Tmax）相互交會能夠有效判識有機質(zhì)類型［10］。基于流沙港組頁巖IH和Tmax關(guān)系圖分析表明：流三段37個熱解數(shù)據(jù)中，I型干酪根占比為24%，II1型占比為38%，II2型占比為35%，III型占比為3%，流三段干酪根類型主要為II1—II2型，存在一部分I型；流二段37個熱解數(shù)據(jù)中，I型干酪根占比為11%，II1型占比為65%，II2型占比為19%，III型占比為5%，流二段干酪根類型以II1型為主；流一段25個熱解數(shù)據(jù)中，I型干酪根占比為4%，II1型占比為52%，II2型占比為40%，III型占比為4%，流一段干酪根類型主要為II1—II2型，II1型稍占優(yōu)（圖5a）。

3.1.2 干酪根元素

干酪根元素的H／C原子比和O／C原子比的交會也能夠有效區(qū)分有機質(zhì)類型［11］。流沙港組50個頁巖的干酪根元素測試結(jié)果顯示：流二段干酪根類型分布相對集中，主要分布在II1區(qū)；而流三段和流一段則較分散，除分布在II1和II2區(qū)外，有部分點分布在I區(qū)和III區(qū)（圖5b）。總體來說，流沙港組有機質(zhì)類型以II1—II2型為主，流二段以要好于流三段和流一段。

圖5 福山凹陷流沙港組泥頁巖干酪根熱解及元素特征Fig.5 Pyrolysis and elemental characteristics of shale kerogen in Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

3.1.3 有機顯微組分

有機質(zhì)顯微組分觀察顯示，流沙港組不同層段泥頁巖有機質(zhì)來源差異明顯。各層段之間的對比結(jié)果來看，流二段頁巖中有機質(zhì)腐泥組成份最高；流三段有機質(zhì)與流一段泥頁巖有機質(zhì)類型相似，腐泥質(zhì)成份低于流二段，殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組等組分含量增加（圖6）。這說明，流沙港組有機質(zhì)組分來源兼具藻類和陸生高等植物雙源特征，但流二段以藻類來源為主，流三段和流一段則是陸生高等植物來源的有機質(zhì)占主導。這與李友川等［12］在對北部灣盆地內(nèi)部5個凹陷流沙港組湖相烴源巖有機顯微組分統(tǒng)計的結(jié)果吻合。

圖6 福山凹陷流沙港組泥頁巖干酪根顯微組分組合類型三角圖Fig.6 Triangle diagram of shale maceral assemblage types in Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

3.2 有機質(zhì)豐度

圖7 福山凹陷流沙港組烴源巖S1+S2與TOC關(guān)系Fig.7 Relationship between S1+S2 and TOC of source rocks in Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

有機質(zhì)豐度是表征烴源巖中有機質(zhì)含量的重要參數(shù)。較常用的參數(shù)包括有機碳含量（TOC）、氯仿瀝青“A”含量（EOM）、熱解生烴潛量（S1+S2）及總烴含量等［13］。本次研究對流沙港組99塊烴源巖樣品進行了巖石熱解實驗，對35塊烴源巖樣品進行了氯仿瀝青“A”抽提。分析結(jié)果顯示：流三段泥頁巖TOC為1.01%～2.44%，均值1.62%，EOM為0.03%～0.35%，均值0.09%，S1+S2為1.88～9.31 mg／g，均值3.82 mg／g；總體為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖；流二段泥頁巖TOC為0.50%～4.39%，均值1.77%；EOM為0.05%～0.35%，均值0.16%；S1+S2為0.50～29.28 mg／g，均值4.61 mg／g，總體為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖；流一段泥頁巖TOC為0.46%～2.15%，均值為1.16%，EOM為0.03%～0.20%，均值為0.12%，S1+S2為0.52～6.25 mg／g，均值2.50 mg／g，總體為中等—好烴源巖（圖4、7）。

3.3 有機質(zhì)成熟度

福山凹陷經(jīng)歷了2次大規(guī)模的抬升剝蝕及剝蝕后地層沉積速率減慢，導致不同地區(qū)的地溫演化過程存在差異［14］。根據(jù)福山凹陷探井測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計，地溫梯度永安地區(qū)最高可達3.4℃／100 mm、花東地區(qū)為3.3℃／100 m、白蓮地區(qū)度為3.2℃／100 m、美臺地區(qū)最低僅有2.6℃／100。99個泥頁巖樣品分析表明，流沙港組頁巖Ro為0.4%～1.4%，各地區(qū)整體上隨著深度增加Ro增大（圖8）。受地溫的影響，不同地區(qū)有機質(zhì)成熟度（圖4）及進入生烴門限的深度存在差異。永安地區(qū)埋深2 200～2 400 m時Ro＞0.5%，進入生烴門限，2 800 m以深，Ro＞0.7%；花場地區(qū)與永安地區(qū)的特征相似；美臺地區(qū)埋深2 800 m時Ro＞0.5%，進入生烴門限，4 000 m以深，Ro＞0.7%；白蓮洼陷整體埋深2 200 m時Ro＞0.5%，進入生烴門限，2 800 m以深，Ro＞0.7%，但是白蓮地區(qū)2 600 m附近出現(xiàn)Ro的異常高值區(qū)，理論上該處Ro應在0.6%左右，但實測值最大值達到1.48%，這與該區(qū)火成巖侵入體有關(guān)［14］。但由于大范圍的火山活動多在淺層，深度2 400～2 600 m，對深部烴源巖整體的演化影響較弱，僅在部分地區(qū)造成烴源巖演化程度偏離總體趨勢變高。綜合以上分析認為流沙港組頁巖均已處于成熟或生烴高峰的演化階段。

圖8 福山凹陷流沙港組不同地區(qū)Ro與深度關(guān)系Fig.8 Relationship between Ro and depth in different areas of Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

4 頁巖油氣潛力

4.1 頁巖生烴潛力

頁巖生烴潛力是頁巖油氣富集的前提條件。流沙港組不同層段頁巖形成條件的差異控制了生烴潛力的差異。龐雄奇等［15］提出的生烴潛力參數(shù)（IHGP）是評價烴源巖生烴能力的有效參數(shù)之一，其計算方法為

式（1）中：IHGP為生烴潛力參數(shù)，mg／g；S1為巖石熱解測試中測得的游離烴量，mg／g，S2為巖石熱解測試中測得的高溫熱解生成的烴量，mg／g；TOC為有機碳含量，%。

利用福山凹陷55口井流沙港組頁巖取心的熱解測試數(shù)據(jù)計算其生烴潛力參數(shù)（表1），結(jié)果表明流一段頁巖IHGP為145.46～885.78 mg／g，平均為271.73 mg／g；流二段泥頁巖IHGP為91.25～852.50 mg／g，平均為317.56 mg／g；流三段頁巖IHGP為205.36～567.97 mg／g，平均為289.94 mg／g。以上結(jié)果表明，流二段頁巖生烴潛力最優(yōu)，流三段次之，第三為流一段。這與泥頁巖有機質(zhì)類型、豐度及氯仿瀝青“A”的分布特征基本吻合（圖9）。

圖9 福山凹陷流沙港組不同層段頁巖含油性參數(shù)縱向分布特征Fig.9 Longitudinal distribution characteristics of oil bearing parameters in different layers of Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

表1 福山凹陷流沙港組泥頁巖油氣生烴潛力及含油性判識參數(shù)Table 1 Hydrocarbon generation potential and oil bearing parameters of shale oil of Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

4.2 頁巖儲集性

頁巖的儲集性能決定了頁巖油賦存空間的大小以及后期開發(fā)過程中頁巖油氣的開采難易程度。對于頁巖儲層的儲集性主要可以通過實驗測試及測井計算兩大類方法來評價。福山凹陷目前對于頁巖樣品的物性測試數(shù)據(jù)少，無法滿足區(qū)域性分析評價的需要。但積累了大量常規(guī)測井以及核磁測井數(shù)據(jù)，可以進行頁巖層段儲集性的計算。僅利用常規(guī)測井計算頁巖層段物性，其結(jié)果往往與頁巖層段實際或者分析測試結(jié)果差別較大；而核磁測井所解釋的物性結(jié)果與實際更接近，因此，本次研究采用以核磁解釋與常規(guī)測井解釋相結(jié)合的方式，對福山凹陷流沙港組9口探井進行了頁巖層段的物性解釋。具體方法如下：以核磁測井解釋結(jié)果為約束，分別將能夠反映儲集物性的單條常規(guī)測井曲線與核磁物性結(jié)果進行回歸關(guān)系分析，選取回歸系數(shù)R大于0.8的曲線作為計算參數(shù)之一，最終將相關(guān)性好的多條曲線進行擬合回歸，建立基于自然伽馬、中子及密度測井的頁巖孔隙度測井解釋模型，相關(guān)系數(shù)0.65。模型具體如下：

式（2）中：φ為頁巖的孔隙度，%；GR為自然伽馬測井結(jié)果的絕對數(shù)值，無量綱；CNL為中子測井值結(jié)果的絕對數(shù)值，無量綱；ρ為密度測井結(jié)果的絕對值，無量綱。按照上述模型，計算了9口探井流沙港組3個層段頁巖孔隙度，并根據(jù)孔隙度和滲透率的相關(guān)關(guān)系，擬合計算出頁巖的滲透率（表2）。結(jié)果顯示不同層段的頁巖基質(zhì)物性特征存在差異。其中，流三段頁巖孔隙度為3.56%～8.15%，平均為5.86%；滲透率為（0.003～0.2）×10-3μm2，平均為0.16×10-3μm2。流二段頁巖孔隙度范為2.50%～8.39%，平均為5.45%；滲透率為（0.007～0.18）×10-3μm2，平均為0.13×10-3μm2。流一段頁巖孔隙度為1.79%～6.44%，平均為4.12%；滲透率為（0.001～0.15）×10-3μm2，平均為0.08×10-3μm2。縱向上隨深度增加，流沙港組頁巖儲集性整體呈下降趨勢，但在各亞段頁巖層中仍發(fā)育物性條件較好的儲層，與國內(nèi)其他盆地頁巖油產(chǎn)出層位的物性相比，和濟陽坳陷沙四上亞段、泌陽凹陷核三段接近，但稍遜于濟陽坳陷沙三下亞段、江漢盆地潛江組（表2），表明福山凹陷流沙港組具備一定的儲集頁巖油物性條件。

表2 福山凹陷流沙港組不同層段頁巖儲集物性特征Table 2 Reservoir physical characteristics of different shale sections in Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

4.3 頁巖含油性

頁巖油氣含油性特征主要指頁巖中有機質(zhì)在熱演化過程中轉(zhuǎn)化成油氣，并以游離態(tài)和吸附態(tài)等賦存于頁巖的儲集空間中。目前較為常用的評價參數(shù)有巖石熱解測試過程中測得的游離烴量（S1）及含油飽滿程度（OSI）等［16］。OSI計算公式為

式（3）中，OSI為含油飽滿程度，mg／g。S1或者OSI越大，表明頁巖中有機質(zhì)含量越高，向油氣轉(zhuǎn)化的能力和程度也越高，當前地質(zhì)狀態(tài)下頁巖油氣賦存的烴類越多。但利用S1或者OSI等參數(shù)準確反應頁巖含油性的前提條件是：測試所用的頁巖樣品自地下采至地面，再到室內(nèi)測試的全程過程中，游離態(tài)的輕烴組分無損失或損失較少。這就需要在取心過程中，采取密閉取心并迅速利用低溫冷凍直至樣品制備及測試。而通常情況下，測試的樣品往往未采取以上的措施，甚至大部分頁巖巖心樣品在室溫、開放條件下放置了數(shù)年時間，這就造成S1輕烴組分的損失。馬永生等［17］研究發(fā)現(xiàn)密閉冷凍碎樣實驗測得的S1含量是常規(guī)取心碎樣實驗情況下S1含量的1.35～2.35倍。因此，對于非新采集巖心樣品所測得的S1結(jié)果需要進行損失量校正，才可以用來評價頁巖的含油性。諶卓恒等［18］建立了一種針對非新鮮樣品S1恢復的方法，其方法如下：

式（4）～（7）中，S1原始為頁巖原始的游離烴量，mg／g；S1損失為頁巖損失的游離烴量，mg／g；S1LS為取心過程中游離烴損失量，mg／g；S1LP為樣品保存及測試樣品制備過程中游離烴損失量，mg／g，ρoilS和ρoilR分別為頁巖油氣在地表及地下儲層條件下的密度值，kg／m3；FVF為地層體積系數(shù)，無量綱；Tmax為熱解曲線中最高產(chǎn)烴率對應的熱解溫度，℃。需要說明的是，當頁巖油氣的在地表和地下條件下的密度差值小于密度本身不確定性時，可以直接利用S1和FVF來計算S1LS。對于S1LP，其影響因素較多；Jiang等［19］通過模擬實驗認為，可以用一次實驗過程中所有實驗S1結(jié)果的15%作為每塊樣品保存和制備過程中輕烴的損失量。而周立宏等［20］在對歧口凹陷沙一下亞段常溫開放條件存放9年的頁巖樣品熱解實驗結(jié)果對比發(fā)現(xiàn)，9年后樣品測的S1值僅為巖心剛采集測得的S1值的40%，輕烴損失量達60%?？紤]到研究區(qū)本次測試樣品放置的時間較久和溫度條件較高，并綜合以上兩個實例對保存條件下輕烴損失量的估計，本次研究過程中取35%作為S1LP。按照上述公式和參數(shù)，對福山凹陷流沙港組頁巖油含油性參數(shù)進行了計算。

國內(nèi)多個盆地頁巖油氣勘探成功的經(jīng)驗顯示，可以將S1＞1.0 mg／g或者OSI＞100 mg／g作為頁巖油氣富集區(qū)評價的界限值［16］。從恢復的結(jié)果來看，流一段頁巖S1為0.33～6.19 mg／g，平均為0.97 mg／g；OSI為37.36～578.30 mg／g，平均為88.25 mg／g，縱向含油性較好的層段主要在2 800～3 200 m；流二段頁巖S1為0.39～14.63 mg／g，平均為3.09 mg／g；OSI為39.16～750.45 mg／g，平均為114.63 mg／g，縱向含油性較好的層段主要在2 800～3 600 m；流三段頁巖S1為0.83～8.83 mg／g，平均為1.89 mg／g；OSI為64.31～361.82 mg／g，平均為106.72 mg／g，縱向含油性較好的層段主要在3 600～4 000 m（圖9）。流二段頁巖含油性最好，縱向含油層段厚度最大；流三段頁巖次之，但縱向埋深相對較大；流一段含油性最小，但埋深較淺，這可能與該層段頁巖演化程度較低有關(guān)。

4.4 頁巖油氣可動性

目前福山凹陷缺乏針對頁巖油氣專探井以及相應的頁巖油氣物性分析數(shù)據(jù)。但福山凹陷多個地區(qū)頁巖和原油的地球化學參數(shù)顯示，研究區(qū)內(nèi)存在大量的未經(jīng)歷長距離運移的常規(guī)油藏［21］，本次研究通過這些常規(guī)油藏原油樣品物性對流沙港組頁巖油氣物性特征進行類比分析。

頁巖油的密度、黏度、凝固點以及含蠟量是影響頁巖油可動性的重要參數(shù)，頁巖油可動性隨著密度和黏度增大迅速降低。通過對福山凹陷流沙港組已發(fā)現(xiàn)近源常規(guī)油藏原油的物性參數(shù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，縱向上不同層段近源的原油物性參數(shù)存在差異，流一段的原油密度平均為0.85 g／cm3，黏度為11.41 mPa·s，凝固點為24.84℃，含蠟量為13.67%；流二段原油密度平均為0.84 g／cm3，黏度為6.56 mPa·s，凝固點為28℃，含蠟量為17.52%；流三段原油密度平均為0.80 g／cm3，黏度為2.89 mPa·s，凝固點為15℃，含蠟量為8.10%（表3）。參考國內(nèi)其他盆地頁巖油氣物性特征，福山凹陷流沙港組頁巖油氣的密度及黏度條件較好，推測其可動性也較好。流沙港組流三段的原油物性最優(yōu)，流二段與流一段相比，密度相當，黏度和凝固點更好，但含蠟量稍高。在平面上原油的密度、黏度及氣油比分布特征比較吻合，由東往西，由南向北油氣物性參數(shù)逐漸變大［28］。

表3 福山凹陷近源常規(guī)油藏原油物性特征Table 3 Physical characteristics of crude oil from near source conventional reservoir，F(xiàn)ushan sag

此外，地層能量對于頁巖油可動性也有重要的影響［29］。頁巖層段超壓的發(fā)育能夠為水平井鉆井及壓裂開采提供有力條件。福山凹陷流沙港組主要發(fā)育由欠壓實作用和生烴增壓混合成因的壓力場。壓力系統(tǒng)主要呈單個壓力系統(tǒng)特征，盆地的洼陷區(qū)域為超壓中心。以2021年完鉆的永21x井為例，該井在3 400 m深度，實測壓力系數(shù)約為1.2，開始進入超壓系統(tǒng)，而在4 500 m深度，實測壓力系數(shù)可達1.5（圖10），表明隨埋深加大，超壓強度呈增大趨勢。

圖10 福山凹陷永21x井實測與計算壓力系數(shù)縱向分布Fig.10 Longitudinal distribution of measured and calculated pressure coefficients of well Yong21x，F(xiàn)ushan sag

4.5 勘探有利區(qū)評價及對策

綜合考慮流沙港組不同層段頁巖的有機質(zhì)類型、豐度及演化程度、頁巖層段含油性，認為流沙港組頁巖具備發(fā)育頁巖油氣的物質(zhì)條件，資源潛力較大。對比3個層段頁巖油氣的富集及可動性條件，優(yōu)選流二段作為頁巖油氣探索的首選層系。借鑒國內(nèi)同類型盆地頁巖油氣潛力區(qū)優(yōu)選的經(jīng)驗［16，20，30］，選取鏡質(zhì)體反射率Ro與TOC作為有利區(qū)優(yōu)選參數(shù)。一類有利區(qū)鏡質(zhì)體反射率Ro≥0.7%，TOC≥2.0%；二類有利區(qū)鏡質(zhì)體反射率0.5%≤Ro＜0.7%，TOC≥2.0%；三類有利區(qū)鏡質(zhì)體反射率0.5%≤Ro＜0.7%，1%≤TOC＜2%（表4）。

表4 福山凹陷流沙港組頁巖油氣有利區(qū)優(yōu)選參數(shù)Table 4 Optimal parameters of favorable area for shale oil and gas of Liushagang Formatio，F(xiàn)ushan sag

對流二段分上、下兩個亞段進行頁巖油氣有利區(qū)優(yōu)選（圖11），流二上、下亞段一類有利區(qū)面積約為452 km2，因其主要位于洼陷中心區(qū)域，密度與黏度低，發(fā)育超壓，適合進行頁巖油氣的鉆探，并實施密閉取心及水平分段壓裂措施；流二上、下亞段二類有利區(qū)面積約為302 km2，與一類區(qū)相比，密度、黏度適中，壓力為常壓或弱超壓，適合作為頁巖油氣探索的儲備區(qū)，待一類有利區(qū)鉆探評價后再進行分析；流二上、下亞段三類有利區(qū)面積約為912 km2，該區(qū)域頁巖屬于中低演化程度，可嘗試作為原位轉(zhuǎn)化區(qū)開展研究?？紤]到福山凹陷目前仍以常規(guī)油氣勘探為主，并逐漸轉(zhuǎn)向深部的隱蔽油氣藏，因此，在對上述有利區(qū)的勘探部署方式上，建議采取“兩步走”，即“直井、斜井兼探，水平井求產(chǎn)”的方式進行部署評價。首先，利用常規(guī)油氣部署的直井和斜井，結(jié)合其下部頁巖油潛力區(qū)的潛力情況，向下延伸完鉆深度，以一口井的鉆探同時落實兩類資源的情況；待實現(xiàn)突破后，再針對甜點區(qū)利用目前常用的水平井及多段壓裂技術(shù)進行頁巖油的求產(chǎn)。通過這樣的部署思路，保障部署工作的風險最低和效益最大。

圖11 福山凹陷流沙港組頁巖油氣有利區(qū)評價Fig.11 Shale oil and gas favorable area evaluation of Liushagang Formation，F(xiàn)ushan sag

5 結(jié)論

1）福山凹陷流沙港組泥頁巖中有機質(zhì)具有藻類與高等植物雙重生源輸入特征，Ⅱ1—Ⅱ2型生烴母質(zhì)，屬于弱氧化—弱還原型環(huán)境的淡水湖相沉積。不同層段頁巖的有機質(zhì)豐度整體較高，在埋深和局部熱活動影響下，頁巖成熟度略有差異，但均已處于成熟—生烴高峰的演化階段?；诹魃掣劢M頁巖的有機質(zhì)豐度、類型、成熟度、生烴潛力及含油性的分析，認為該套頁巖具備形成頁巖油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，頁巖油氣的勘探潛力較大。

2）福山凹陷流沙港組近源成藏的常規(guī)油氣原油物性呈低密度、低黏度、低硫、低凝固點、中—高蠟特征。從各層段生烴潛力、含油性及可動性的對比來看，流二段發(fā)育頁巖油氣的條件最優(yōu)，流三段及流一段次之。以Ro≥0.7%、TOC≥2.0%，0.5%≤Ro＜0.7%、TOC≥2.0%，0.5%≤Ro＜0.7%、1%≤TOC＜2%分別作為流沙港組一類、二類及三類有利區(qū)的劃分評價標準。福山凹陷流二段共劃分出3個一類區(qū)、4個二類區(qū)、5個三類區(qū)。一類有利區(qū)可以作為中高演化程度頁巖油氣勘探的靶區(qū)，二類區(qū)及三類區(qū)可以作為低演化程度頁巖油氣勘探的靶區(qū)進行儲備，待一類區(qū)實現(xiàn)突破后，進一步精細評價其潛力。