何文淵，馮子輝，張金友，白云風(fēng)，付秀麗，趙 瑩，程心陽，高 波，劉 暢

（1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶163002；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712；3.黑龍江省陸相頁巖油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163712；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

近年來，頁巖油作為常規(guī)油氣比較現(xiàn)實(shí)的接替領(lǐng)域，越來越受到世界各大石油公司的重視。北美地區(qū)已經(jīng)率先在頁巖油氣勘探開發(fā)方面取得突破[1-4]，尤其是美國的頁巖油產(chǎn)量迅速增加，改變了美國油氣資源的格局，據(jù)EIA（美國能源信息署，U.S.Energy Information Administration）統(tǒng)計(jì)，全球頁巖油技術(shù)可采儲量可達(dá)4.86×1010t[5-6]，廣闊的發(fā)展前景吸引了越來越多的石油公司開始轉(zhuǎn)向頁巖油的勘探開發(fā)領(lǐng)域。

隨著中國頁巖油氣研究程度加深，勘探不斷獲得突破，目前已在松遼盆地（青山口組）、鄂爾多斯盆地（延長組）、渤海灣盆地（沙河街組）、南襄盆地（核桃園組）、準(zhǔn)噶爾盆地（蘆草溝組）等湖相盆地中，不同程度地獲得了頁巖油的工業(yè)油流。松遼盆地北部頁巖層厚度大、分布廣泛，有機(jī)質(zhì)豐度高，具備優(yōu)越的頁巖油發(fā)育地質(zhì)條件，但由于開展頁巖油勘探研究較晚，目前在頁巖油的勘探理論研究及實(shí)踐應(yīng)用方面還存在不足。在古龍凹陷古頁8HC 井青山口組巖性精描成果的基礎(chǔ)上結(jié)合理論研究，對頁巖巖性特征、組合規(guī)律分析等方面加以探討，以期為今后松遼盆地頁巖油的勘探研究提供技術(shù)支持。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景及剖面描述

1.1 區(qū)域地質(zhì)背景

青山口組沉積時(shí)期，松遼盆地處于裂后熱沉降階段，構(gòu)造相對穩(wěn)定，斷裂活動規(guī)模小，湖盆持續(xù)下沉。古龍凹陷位于松遼盆地北部，其東西兩側(cè)分別為大慶長垣和龍虎泡—大安階地，面積為3 700 km2，是一個(gè)中生代—新生代斷陷—坳陷復(fù)合盆地。鉆井?dāng)?shù)據(jù)揭示中新生界自下而上沉積了白堊系、古近系、新近系和第四系，縱向上以中、下部含油氣組合為主要目的層，包括薩爾圖、葡萄花、高臺子、扶余和楊大城子5個(gè)含油層系（圖1）。

圖1 松遼盆地北部區(qū)域構(gòu)造及頁巖油賦存層系圖Fig.1 Regional structure and shale oil reservoir system in Northern Songliao Basin

古龍地區(qū)上白堊統(tǒng)青山口組和嫩江組沉積期兩次大規(guī)模水進(jìn)沉積的巨厚泥頁巖構(gòu)成了該區(qū)主要的頁巖油氣層系。其巖性主要為大套厚層灰黑色、黑色泥頁巖以及油頁巖，中間夾有泥晶白云巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖及介殼灰?guī)r，含有大量介形蟲、葉肢介及植物碎屑化石。古龍凹陷青山口組頁巖層厚度大、分布范圍廣、有機(jī)質(zhì)豐度高，具備形成頁巖油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，是松遼盆地頁巖油最有利的勘探靶區(qū)。

1.2 古頁8HC井巖性剖面描述

古頁8HC 井位于黑龍江省大慶市杜爾伯特蒙古族自治縣他拉哈鎮(zhèn)布拉和村西約1.5 km，構(gòu)造上位于古龍地區(qū)北部凹陷偏西部位，是古龍頁巖油全井段取心井，對于分析該區(qū)域頁巖的地層、有機(jī)質(zhì)豐度及儲層物性具有重要意義。全井段采用1 m 取樣間隔進(jìn)行巖心精描和取樣分析。巖心精描顯示：青一、二段處于半深湖—深湖相沉積，頁巖厚度約215 m，巖性以黑灰色頁巖為主，累計(jì)厚度占比可達(dá)93.4%，以黏土質(zhì)長英頁巖為主，中間夾有1～30 cm薄層泥質(zhì)白云巖、介屑灰?guī)r及含鈣粉砂巖，累計(jì)厚度占比達(dá)6.6%。按照巖性及其組合特征，將古龍頁巖油發(fā)育的主力層段（青一段及青二段下部）劃分為9個(gè)油層組（圖2）。

圖2 古頁8HC井Q1—Q9油層巖心精描綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive column of core fine drawing of Q1 to Q9 oil layer of Well-GY8HC

上覆地層為上白堊統(tǒng)青山口組Ⅱ2 段（K2qn2-2），灰色、灰黑色厚層紋層狀頁巖，夾薄層白云巖及粉砂巖。

Q9 油層組：2 397.60～2 419.00 m，半深湖相，以灰黑色頁巖為主，夾有砂質(zhì)紋層和介形蟲紋層，層面見大量介形蟲，見粉砂質(zhì)泥巖夾層，層面見炭屑和葉肢介化石，頁理縫密度為555條/m。

Q8 油層組：2 419.00～2 435.19 m，半深湖相，以灰黑色頁巖為主，發(fā)育砂質(zhì)紋層和介形蟲紋層，紋層以斷續(xù)變形厚2～3 mm 和較平直厚1～2 mm 為主，變形較強(qiáng)的3～5 mm 紋層次之，見粉砂質(zhì)泥巖和介形蟲灰?guī)r夾層，層面見大量炭屑和葉肢介化石，頁理縫密度為775條/m。

Q7油層組：2 435.19～2 455.80 m，半深湖—深湖相，以灰黑色頁巖為主，發(fā)育砂質(zhì)紋層，紋層以斷續(xù)變形厚2～3 mm 和較平直厚1～2 mm 為主，變形較強(qiáng)的3～5 mm 紋層次之，見較純頁巖，頁理縫發(fā)育，夾粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄層，層面見大量炭屑，見白云石結(jié)核，頁理縫密度為725條/m。

Q6油層組：2 455.80～2 470.40 m，半深湖相夾細(xì)粒重力流沉積，以較純頁巖為主，見砂質(zhì)紋層，頁理縫較發(fā)育，夾粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄層，層面見大量炭屑，見白云石結(jié)核，頁理縫密度為780條/m。

Q5油層組：2 470.40～2 481.00 m，半深湖—深湖相，以頁理縫發(fā)育的純頁巖為主，發(fā)育砂質(zhì)紋層，紋層較平直，厚1～2 mm，層面見介形蟲，見白云石結(jié)核，含有物以炭屑為主，頁理縫密度為820條/m。

Q4 油層組：2 481.00～2 493.40 m，半深湖相，以較純頁巖為主，發(fā)育砂質(zhì)紋層，紋層厚度較平直，厚1～2 mm,見頁理縫發(fā)育的純頁巖，層面見大量介形蟲，見白云石結(jié)核，頁理縫密度為1 100條/m。

Q3油層組：2 493.40～2 506.80 m，半深湖—深湖相，以灰黑色頁巖為主，發(fā)育介形蟲紋層，以較平直的1～2mm 為主，層面見大量介形蟲，夾薄層介形蟲灰?guī)r，頁理縫密度為1 200條/m。

Q2 油層組：2 506.80～2 518.60 m，半深湖—深湖相，以較純頁巖為主，少量發(fā)育紋層，以較平直的1～2 mm紋層為主，層面見大量介形蟲，發(fā)育3～10 cm白云石結(jié)核，頁理縫密度為1 250條/m。

Q1 油層組：2 518.60～2 533.20 m，半深湖相為主，夾多期重力流沉積，巖性以灰黑色頁巖為主，中間夾有灰白色介形蟲紋層，以較平直的1～2 mm 為主，層面見大量介形蟲，夾薄層介形蟲灰?guī)r，底部砂質(zhì)紋層發(fā)育，頁理縫密度為1 100條/m。

下伏地層為下白堊統(tǒng)泉頭組四段（K1q4），灰色、灰白色粉砂巖及細(xì)砂巖，夾有灰綠色薄層泥質(zhì)粉砂巖，具小型槽狀交錯(cuò)層理。

該剖面巖性以頁巖為主體，含量占90%以上，除頁巖以外，還有粉砂巖、介殼灰?guī)r和白云巖3 種類型巖性，介殼灰?guī)r含量極少。受古物源、古氣候等環(huán)境因素影響，古龍頁巖礦物紋層非常發(fā)育，古龍頁巖密集發(fā)育石英、方解石、白云石及黃鐵礦等細(xì)粒紋層，紋層厚度小于1 cm，紋層展布形態(tài)較為平直，各類紋層之間一般呈突變接觸，不同紋層之間礦物成分存在明顯差異，導(dǎo)致各類紋層的力學(xué)性質(zhì)相差較大，紋層類型及規(guī)模也是古龍頁巖儲層脆性特征的重要評價(jià)指標(biāo)之一。

古龍頁巖形成于淡水—微咸水、溫暖潮濕、強(qiáng)還原、欠補(bǔ)償?shù)墓懦练e環(huán)境，造成該時(shí)期頁巖中有機(jī)質(zhì)富集，為松遼盆地北部中淺層頁巖油提供了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)（表1）。

表1 古頁8HC井Q1—Q9油層地質(zhì)特征Table 1 Statistic of geological characteristics of Q1 to Q9 oil layer of Well-GY8HC

2 古頁8HC井Q1—Q9油層巖相分析

國內(nèi)各含油氣沉積盆地的巖相劃分方案都以各自盆地的沉積背景為基礎(chǔ)，結(jié)合有機(jī)質(zhì)發(fā)育及沉積構(gòu)造特征而制定。吳靖等[5]立足于巖性特征，結(jié)合有機(jī)質(zhì)含量、沉積構(gòu)造及礦物成分，對東營凹陷沙河街組四段上亞段進(jìn)行了巖相類型的劃分；趙建華等[6]、吳藍(lán)宇等[7]以“礦物成分+巖性”為主要標(biāo)準(zhǔn)，劃分了四川盆地涪陵氣田五峰組——龍馬溪組頁巖巖相類型，并優(yōu)選了其中的優(yōu)勢巖相，分析了巖相與沉積環(huán)境之間的關(guān)系；王勇等[8]則以“有機(jī)質(zhì)+沉積構(gòu)造+礦物成分+巖性”為標(biāo)準(zhǔn)，對渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷的泥頁巖巖相進(jìn)行精細(xì)劃分；金成志等[9]以巖性精描結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合地化分析數(shù)據(jù)，建立了松遼盆地青山口組細(xì)粒沉積巖巖相分類方案，應(yīng)用在古龍頁巖油的勘探研究工作中；張順等[10]、楊萬芹等[11]、馬義權(quán)等[12]按照不同標(biāo)準(zhǔn)建立了東營凹陷泥頁巖巖相劃分方案；陳科洛等[13]建立了滇黔北坳陷巖相劃分方案；柳波等[14-15]建立了松遼盆地巖相劃分方案。

巖相分析涵蓋了巖性特征、地化指標(biāo)、礦物組分、沉積構(gòu)造等信息，是一項(xiàng)綜合性工作。以古頁8HC 井Q1—Q9 油層巖心精描為基礎(chǔ)，重點(diǎn)分析各類巖相的地質(zhì)特征。結(jié)合微觀分析資料，劃分巖相類型。

2.1 巖相標(biāo)志

任何能反映沉積環(huán)境因素的巖石學(xué)及有機(jī)地球化學(xué)標(biāo)志均可作為巖相的劃分依據(jù)和標(biāo)志。巖相標(biāo)志是由特殊的環(huán)境因素所決定的，并與特殊的沉積背景有關(guān)。因此，巖相劃分依據(jù)必須能區(qū)別巖相之間的差異，便于探討沉積環(huán)境及其成因。

2.1.1 標(biāo)本顏色

標(biāo)本顏色是沉積巖相最直觀、最醒目的特征之一，常常與各類巖相形成的古沉積環(huán)境形成緊密聯(lián)系。古頁8HC 井Q1—Q9油層的頁巖顏色較為均一，主要是灰黑色，局部發(fā)育的薄層粉砂巖和白云巖則以灰色和灰白色為主。該種顏色表明古頁8HC 井區(qū)的青一段和青二段下部沉積時(shí)期，主要為還原—強(qiáng)還原環(huán)境，有利于有機(jī)碳形成與富集。同時(shí)也表明陸源碎屑輸入對本井區(qū)的影響較小。

2.1.2 礦物組分

巖性組合上看，以灰黑色頁巖為主，間夾粉砂巖及白云巖紋（夾）層，還有少量介殼灰?guī)r紋層。X衍射全巖礦物分析表明，頁巖儲層脆性礦物含量平均在40 %左右?？v向上長英質(zhì)礦物含量變化不大，局部碳酸鹽礦物富集。頁巖儲層富含長英質(zhì)礦物、自生碳酸鹽礦物增加了儲層脆性，但長英質(zhì)與黏土互層結(jié)構(gòu)和高黏土含量，導(dǎo)致儲層脆性程度中等。

2.1.3 沉積構(gòu)造

古頁8HC 井Q1—Q9 油層頁巖宏觀構(gòu)造較為穩(wěn)定，以平直層狀構(gòu)造為主。頁理縫較為發(fā)育，巖心碎裂呈成書頁狀，開裂的頁理縫面平直。薄層粉砂巖受液化侵入作用影響，基本上都呈現(xiàn)以液化砂脈為典型代表的花紋狀、條帶狀及團(tuán)塊狀。白云巖則呈現(xiàn)薄層狀和透鏡狀兩種形態(tài)。

頁理縫是古龍頁巖儲層的重要儲集空間類型，一直是勘探開發(fā)研究中的重點(diǎn)關(guān)注目標(biāo)。古頁8HC井Q1—Q9 油層頁理縫總體上順頁理發(fā)育，但形狀不規(guī)則，多呈波浪狀、豆莢狀等形態(tài)較復(fù)雜的曲線狀，在三維上是形態(tài)復(fù)雜的曲面。頁理縫側(cè)向延續(xù)性差，時(shí)斷時(shí)續(xù)，忽有忽無。頁理縫的面多具有摩擦鏡面、摩擦光面及其他具有滑動移動構(gòu)造。

2.2 巖相類型

由于古頁8HC 井處于松遼湖盆沉積中心，因此，介形蟲等生物發(fā)展受到抑制，導(dǎo)致介殼灰?guī)r含量較少。按照“構(gòu)造+巖性”巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)，將古頁8HC 井Q1—Q9油層的巖相劃分成4類：紋層狀頁巖相、夾層狀頁巖相、塊狀白云巖相及塊狀粉砂巖相（表2）。

表2 古頁8HC井Q1-Q9油層巖相類型Table 2 Lithofacies type of Q1-Q9 oil layer of Well-GY8HC

Q1—Q3 油層沉積時(shí)期對應(yīng)于松遼盆地首次大規(guī)模湖侵時(shí)期。此時(shí)湖盆急劇擴(kuò)張，研究區(qū)內(nèi)半深湖—深湖相沉積占據(jù)明顯優(yōu)勢，沉積了巨厚的紋層狀頁巖；Q4—Q6 油層處于沉積基準(zhǔn)面下降時(shí)期，湖區(qū)面積縮小，物源體系供給力度增強(qiáng)，區(qū)內(nèi)巖相類型以夾層狀頁巖相占主體；Q7—Q8 油層仍然發(fā)育夾層狀頁巖相，在古頁8HC 井區(qū)發(fā)育較為局限的紋層狀頁巖相，塊狀粉—細(xì)砂巖相僅在古龍凹陷西側(cè)帶呈條帶狀發(fā)育（圖3）。

圖3 古龍凹陷Q1—Q9油層巖相平面分布Fig.3 Lithofacies distribution of Q1 to Q9 oil layer in Gulong Sag

3 沉積環(huán)境分析

松遼盆地在白堊紀(jì)總體上屬亞熱帶氣候，氣溫較高，青山口組沉積時(shí)期，水深大，湖水分層顯著，深湖區(qū)湖底溫度季節(jié)性變化很小，平均水深在30 m 以上，最大水深在70 m以上。湖水上部的變溫層空間，四季分明，為水生生物的發(fā)育提供了寬闊的場所，既有利于大多數(shù)浮游生物的繁衍，又有利于水生層狀藻類發(fā)育。湖水下部的恒溫層，水體安靜，水溫基本常年不變，上下水體交換不暢，形成缺氧環(huán)境，有利于有機(jī)質(zhì)的保存。

古頁8HC 井青山口組沉積環(huán)境整體為半深湖—深湖相沉積，但是不同油層間地化參數(shù)及頁理縫密度呈現(xiàn)有規(guī)律的旋回性變化，從下到上，Q1—Q4 油層組氣候?yàn)闇貪瘛獫駸幔?0～45 m，還原環(huán)境，淡水—半咸水，生產(chǎn)力最高；Q5—Q6 油層組氣候干冷—溫濕，水深20～35 m，還原環(huán)境，淡水為主，局部半咸水；Q7—Q8 油層組生產(chǎn)力較高。青二段上部及青三段氣候干冷，水深20～25 m，還原環(huán)境，淡水為主，局部半咸水；青二段上部中段生產(chǎn)力較高。TOC、S1不同地化參數(shù)的周期性旋回變化代表了當(dāng)時(shí)的沉積環(huán)境的旋回變化（圖4），高TOC段和高S1層段是頁巖富集的主要甜點(diǎn)層段，是目前頁巖油勘探開發(fā)的重點(diǎn)目的層段。

圖4 古頁8HC井青山口組沉積環(huán)境分析綜合圖Fig.4 Comprehensive histogram of sedimentary environment analysis of Qingshankou Formation of Well-GY8HC

4 頁巖油綜合地質(zhì)評價(jià)

根據(jù)古頁8HC 井Q1—Q9油層“七性”發(fā)育特征，從頁巖油富集主控因素分析入手，篩選出儲集性、含油性及可壓性3 項(xiàng)關(guān)鍵指標(biāo)，對古頁8HC 井Q1—Q9油層進(jìn)行頁巖油綜合地質(zhì)評價(jià)分析。

4.1 儲集性

儲集性分析主要應(yīng)用儲集空間類型、物性特征及比表面積等指標(biāo)。分析測試結(jié)果表明，古頁8HC井Q1—Q9 油層主要儲集空間類型有微裂縫、黏土晶間孔、粒內(nèi)孔、有機(jī)孔等（圖5）。BET比表面積平均為2.13，Langmuir比表面積平均為2.75，單點(diǎn)吸附總孔容為0.044，孔徑區(qū)間主要分布在2～32 nm及64～128 nm，平均為6.09 nm，孔喉區(qū)間主要為8～12.6 nm，青一段孔喉分布范圍大。核磁測井分析表明，總孔隙度和有效孔隙度兩者比較接近，Q1—Q3 油層和Q7—Q9油層孔隙度較高，好于Q4—Q6油層。

圖5 古頁8HC井不同尺度儲集空間精細(xì)表征與刻畫Fig.5 Fine characterization of reservoir space at different scales of Well-GY8HC

4.2 含油性

含油飽和度、游離烴（S1）是頁巖油含油性分析的兩項(xiàng)主要指標(biāo)。含油飽和度樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，含油飽和度主要集中在30 %～70 %，平均為48.4 %。古頁8HC 井青一、二段保壓巖心含油量分析表明，游離烴（S1）為1.93～12.2 mg/g，平均為6.38 mg/g。Q1—Q3 油層含油量最高，平均9.30 mg/g，氣和輕烴（C1—C14）比例最高，油質(zhì)最好，向上含油量總體降低，重?zé)N（C15+）比例變大。

Q1—Q9油層按含油性整體可以分為3段：Q1—Q4油層含油性最好；Q5—Q7 含油性均較好，變化不大；Q8—Q9油層，Q8含油性變差，Q9含油性較好。

4.3 可壓性

可壓性評價(jià)主要應(yīng)用脆性指數(shù)進(jìn)行分析，全巖礦物含量分析表明：古頁8HC 井頁巖主要由黏土礦物、石英、長石組成，是典型的陸相長英質(zhì)頁巖。向上長石含量明顯增加，黏土礦物以伊利石、伊蒙混層為主，不含蒙皂石，脆性指數(shù)主要為30%～45%，整體上Q1—Q4油層的脆性指數(shù)小于Q5—Q9油層。

5 結(jié)論

1）古頁8HC 井Q1—Q9油層沉積時(shí)期主要發(fā)育厚層的富有機(jī)質(zhì)頁巖，累計(jì)厚度占90%以上，夾層巖性為粉砂巖和白云巖，以及少量的介殼灰?guī)r。

2）按照“構(gòu)造+巖性”巖相劃分原則，將古頁8HC井Q1—Q9油層劃分成4類：紋層狀頁巖相、夾層狀頁巖相、塊狀白云巖相及塊狀粉砂巖相。其中，紋（夾）層頁巖相為優(yōu)勢巖相。

3）古頁8HC 井Q1—Q9油層時(shí)期的古沉積環(huán)境為溫暖潮濕氣候下的淡水—微咸水、弱物源、強(qiáng)還原環(huán)境。沉積微相類型為半深湖—深湖相，有利于有機(jī)質(zhì)的生成與富集。

4）通過對儲集性、含油性以及可壓性3 項(xiàng)指標(biāo)綜合評價(jià)可知：Q1—Q3 油層儲集空間類型豐富、物性條件好、含油性優(yōu)越，可壓性能滿足頁巖油施工要求，是目前大慶油田中高熟頁巖油勘探的最有利層段。