石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 1: 114 - 126

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230466

油气勘探

页岩油微运移识别、评价及其石油地质意义

  • 胡涛 , 1, 2 ,
  • 姜福杰 , 1, 2 ,
  • 庞雄奇 1, 2 ,
  • 刘远 1, 2 ,
  • 吴冠昀 1, 2 ,
  • 周阔 1, 2 ,
  • 肖惠译 1, 2 ,
  • 姜振学 1, 3 ,
  • 黎茂稳 4 ,
  • 蒋恕 5 ,
  • 黄立良 6 ,
  • 陈冬霞 1, 2 ,
  • 孟庆洋 7
展开
  • 1 油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
  • 2 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 3 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249
  • 4 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 5 中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室，武汉 430074
  • 6 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000
  • 7 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
姜福杰（1979-），男，黑龙江兰西人，博士，中国石油大学（北京）教授，主要从事油气成藏机理与分布规律研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）地球科学学院，邮政编码：102249。E-mail：

胡涛（1989-），男，湖北公安人，博士，中国石油大学（北京）讲师，主要从事油气成藏机理与分布规律研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）地球科学学院，邮政编码：102249。E-mail：

Copy editor: 魏玮

收稿日期: 2023-08-28

  修回日期: 2023-12-08

  网络出版日期: 2024-01-23

基金资助

国家自然科学基金项目(42202133)

国家自然科学基金项目(42072174)

国家自然科学基金项目(42130803)

国家自然科学基金项目(41872148)

中国石油科技创新基金(2023DQ02-0106)

中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性科技重大项目(2021DJ0101)

收起

Identification and evaluation of shale oil micro-migration and its petroleum geological significance

  • HU Tao , 1, 2 ,
  • JIANG Fujie , 1, 2 ,
  • PANG Xiongqi 1, 2 ,
  • LIU Yuan 1, 2 ,
  • WU Guanyun 1, 2 ,
  • ZHOU Kuo 1, 2 ,
  • XIAO Huiyi 1, 2 ,
  • JIANG Zhenxue 1, 3 ,
  • LI Maowen 4 ,
  • JIANG Shu 5 ,
  • HUANG Liliang 6 ,
  • CHEN Dongxia 1, 2 ,
  • MENG Qingyang 7
Expand
  • 1 National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, Beijing 102249, China
  • 2 College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
  • 3 Unconventional Petroleum Research Institute, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
  • 4 Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute, Beijing 100083, China
  • 5 Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources, Ministry of Education, China University of Geosciences (Wuhan), Wuhan 430074, China
  • 6 Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China
  • 7 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China

Received date: 2023-08-28

  Revised date: 2023-12-08

  Online published: 2024-01-23

Fold

摘要

以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为例，综合岩心观察、测试分析、地质剖析和数值模拟等方法，识别页岩层系石油微运移现象，采用自主研发的排烃潜力法定量评价页岩油微运移烃量并进行了可靠性验证，指出页岩油微运移评价的石油地质意义。研究表明：页岩层系富有机质纹层和贫有机质纹层之间存在明显的页岩油微运移，富有机质纹层生烃能力强，生成烃类的重质组分优先与干酪根溶胀或吸附滞留，轻组分以游离态运移到与其互层的长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集；玛页1井风城组69%的页岩存在外来运移烃的充注，31%的页岩发生了排烃作用。综合基于地质色层效应的族组分、二维核磁共振以及无机锰元素在烃类运移过程中的地球化学行为等分析，验证了微运移评价结果的可靠性；微运移是连接页岩层系各个油气聚集要素的桥梁，贯穿页岩油从生成、排出到富集的全过程，影响页岩油的含量和组分。页岩油微运移识别与评价结果，将为揭示页岩油动态差异富集机制、建立页岩“多级生油高峰”模式提供新视角。

关键词： 页岩油; 微运移识别; 微运移评价; 准噶尔盆地; 玛湖凹陷; 下二叠统; 风城组; 排烃潜力法

本文引用格式

胡涛 , 姜福杰 , 庞雄奇 , 刘远 , 吴冠昀 , 周阔 , 肖惠译 , 姜振学 , 黎茂稳 , 蒋恕 , 黄立良 , 陈冬霞 , 孟庆洋 . 页岩油微运移识别、评价及其石油地质意义[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(1) : 114 -126 . DOI: 10.11698/PED.20230466

Abstract

Taking the Lower Permian Fengcheng Formation shale in Mahu Sag of Junggar Basin as an example, core observation, test analysis, geological analysis and numerical simulation were applied to identify the shale oil micro-migration phenomenon. The hydrocarbon micro-migration in shale oil was quantitatively evaluated and verified by a self-created hydrocarbon expulsion potential method, and the petroleum geological significance of shale oil micro-migration evaluation was determined. Results show that significant micro-migration can be recognized between the organic-rich lamina and organic-poor lamina. The organic-rich lamina has strong hydrocarbon generation ability. The heavy components of hydrocarbon preferentially retained by kerogen swelling or adsorption, while the light components of hydrocarbon were migrated and accumulated to the interbedded felsic or carbonate organic-poor laminae as free oil. 69% of the Fengcheng Formation shale samples in Well MY1 exhibit hydrocarbon charging phenomenon, while 31% of those exhibit hydrocarbon expulsion phenomenon. The reliability of the micro-migration evaluation results was verified by combining the group components based on the geochromatography effect, two-dimension nuclear magnetic resonance analysis, and the geochemical behavior of inorganic manganese elements in the process of hydrocarbon migration. Micro-migration is a bridge connecting the hydrocarbon accumulation elements in shale formations, which reflects the whole process of shale oil generation, expulsion and accumulation, and controls the content and composition of shale oil. The identification and evaluation of shale oil micro-migration will provide new perspectives for dynamically differential enrichment mechanism of shale oil and establishing a “multi-peak model in oil generation” of shale.

Key words： shale oil; micro-migration identification; micro-migration evaluation; Junggar Basin; Mahu Sag; Lower Permian; Fengcheng Formation; hydrocarbon expulsion potential method

0 引言

中国陆相页岩油资源丰富，但非均质性强，面临页岩油含量变化快、组分差异大的现实问题，导致“含油富集”、“流动性好”甜点的预测难度大。陆相页岩油含量、组分的影响因素已初步明确，但已有研究大多为各个成藏要素相互独立的定性分析。页岩层系内石油运移是连接各个要素的桥梁，反映了石油从生成、排出到富集全过程，“运移烃”含量和组分即为各要素耦合作用结果，控制了页岩层系内最终富集石油的含量和组分，进而影响了页岩油的含量、可动性。
长期以来，“源储一体”被概括为页岩油成藏基本特征，页岩油微运移是个争议较多的问题。但越来越多勘探实践表明微运移的客观存在[1]，比如贫有机质页岩层段往往较富有机质页岩层段更为富集可动油，页岩油微运移现象不断被提出[2⇓⇓⇓-6]。微运移系指页岩层系内具有不同的生烃和储集能力的纹层或薄夹层之间的烃类运移，是页岩层系内源-储结构背景下的烃类差异富集响应[1,7]。前人针对页岩油微运移已开展卓有成效的研究，但大多聚焦于烃类组分和生标参数的表征，如何定量评价页岩油微运移量为页岩油差异富集研究的重要科学问题之一[1]。
开展页岩油微运移定量评价有两点必要性：①为含油性定量评价提供新思路。页岩既可作为烃源岩，又可作为储集层，基于物质平衡原理，含油性直接受控于微运移，微运移包括两部分：作为源岩，生成油气排出了多少；作为储集层，接收了多少外来油气充注[8-9]。②为页岩油流动性评价提供新视角。页岩油微运移发生时，由于地质色层效应，轻分子量烃的迁移率普遍高于重分子量烃[10]，因此，接受了更多运移烃贡献的页岩油轻组分含量相对更高，流动性更好。
以准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组页岩为研究对象，联合地球化学参数和镜下观察等方法识别微运移现象，采用排烃潜力法定量评价微运移烃量并验证结果可靠性，以期明确页岩油微运移研究在石油地质研究中的实际意义。

1 区域地质概况

玛湖凹陷为准噶尔盆地西北缘的次级负向构造单元（见图1），西北侧被乌夏—克百断裂带所限，东侧和南侧分别与英西凹陷、夏盐凸起、达巴松凸起和中拐凸起相邻，整体为东南倾的平缓单斜，具有西陡东缓、西厚东薄特征，面积约5 000 km2。
图1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置（a）及风城组综合柱状图（b）（据文献[11]修改）
玛湖凹陷风城组页岩生油能力强，为准噶尔盆地克百—乌夏、玛湖西斜坡两个“百里大油区”的主力烃源岩[11]。风城组为典型的碱湖暗色细粒沉积，主要由陆源碎屑和内源化学沉积矿物混积形成，岩性复杂，纵向变化快，自下而上分别为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）和风三段（P1f3），厚度为800~1 800 m，主体埋深大于4 000 m，为全球最古老的碱湖烃源岩。风一段主要发育泥岩与火山岩互层，具有明显的气孔、杏仁构造；风二段以泥岩、白云质泥岩和灰质泥岩为主，微裂缝和基质富集石油；风三段以泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主，裂缝发育，但多被方解石填充，含油性较好。2019年钻探的玛页1井采用直井大段分层压裂试油，自喷最高日产油50.6 m3，平均日产油22.5 m3，实现了风城组页岩油工业突破，风城组页岩油具有巨大的勘探潜力[9,11]。

2 风城组页岩基本特征

风城组页岩矿物组成复杂，以石英、白云石、长石和方解石为主，平均含量分别为31%，27%，19%，11%，可见少量黄铁矿，平均含量约5%。矿物三端元图版评价结果显示（见图2a），风城组主要发育长英质页岩，占比53.6%；钙质页岩和混合质页岩较为发育，均占21.7%；黏土质泥岩占比低，仅为3.0%。
图2 玛湖凹陷风城组页岩有机地球化学特征（N为样品数量）

（a）长英质、碳酸盐和黏土矿物含量三角图；（b）热解烃含量与TOC散点图；（c）TOC与热解生烃潜量散点图；（d）HI-Tmax散点图；（e）不同深度页岩干酪根类型指数分布图；（f）页岩Ro随埋深变化图

2.1 有机地球化学特征

①有机质丰度。玛湖凹陷风城组TOC值为0.08%~2.33%，均值为0.75%，整体为低—中等，但由于页岩整体埋深已超4 000 m，较高成熟度会导致有机碳降低，本次联合热解S2和（S1C+S2）评价。页岩S2值主体范围为0.06~8.19 mg/g，均值为2.37 mg/g；游离烃是页岩油最现实可动部分，在岩心从井底到地面以及取样、制样、测试过程中，游离烃会大量散失[12]。采用考虑上述散失过程的图版对热解S1进行轻烃恢复获得游离烃S1C[13]，结果显示（S1C+S2）值为150~18 400 μg/g，均值为4 720 μg/g。优质烃源岩占比85%，非常好、好和中等烃源岩分别占比7%，7%，1%（见图2b、图2c）。
②有机质类型。风城组页岩的Tmax值为401~458 ℃，均值为431.1 ℃；HI值为5~1 280 mg/g，均值为280 mg/g。利用Tmax-HI图版划分有机质类型，结果显示：以Ⅱ型为主，其中Ⅱ1型和Ⅱ2型占比分别为49%和32%；其次为Ⅲ型，占比为12%；Ⅰ型最少，仅约7%（见图2d）。前人基于干酪根有机元素研究认为风城组页岩以Ⅱ型干酪根为主，Ⅰ型比例较Ⅲ型高[14]，产生差异的原因主要在于风城组页岩成熟度较高，同时由于烃类微运移浸染的存在，导致部分Tmax值偏低[15]（见图3）。进一步采用显微组分法评价，显示以壳质组和镜质组为主，平均含量分别为76%和19%，含少量腐泥组和惰质组。干酪根类型指数显示主要为Ⅱ2型干酪根（见图2e）。整体而言，风城组页岩以混合型干酪根为主，生油能力较强。
图3 玛页1井风城组页岩有机地球化学综合剖面
③有机质成熟度。镜质体反射率为评价有机质成熟度的重要参数。基于风城组实测Ro值和埋深关系（见图2f），风城组页岩Ro值为1.26%~1.94%，均值为1.36%，目前处于成熟—高成熟热演化阶段，正在大量生烃。

2.2 孔缝特征

2.2.1 孔缝类型

风城组页岩主要发育矿物粒间孔、粒内溶蚀孔、片状孔缝和层理缝，前两者相对更发育。矿物粒间孔主要发育在石英等矿物颗粒间，孔径从几百纳米到几微米，连通性好（见图4a）；粒内溶蚀孔主要分布于方解石、长石等矿物内（见图4b），连通性稍差（见图4c）；片状孔缝（见图4d、图4e）主要分布在高岭石等片状黏土矿物颗粒间，连通性差。页岩石英和白云石等脆性矿物含量较高，发育大量微裂缝（见图4f）；风城组页岩纹层之间发育大量的层理缝[14]，为页岩油微运移的主要通道，对页岩油富集具有积极意义。
图4 玛湖凹陷玛页1井风城组页岩孔隙和裂缝发育特征

（a）4 690.82 m，P1f2，粒间孔，见油膜；（b）4 976.10 m，P1f1，方解石晶内溶蚀孔，呈菱形；（c）4 690.82 m，P1f2，溶蚀孔，呈不规则形，见油膜；（d）4 649.44 m，P1f2，片状伊利石层内孔；（e）4 633.85 m，P1f2，叶片状绿泥石层内孔；（f）4 690.82 m，P1f2，微裂缝

2.2.2 孔隙形态

根据低温N2迟滞环形状将页岩孔隙划分为开放型H1、墨水瓶型H2、平行板状狭缝型H3和单边裂缝型H4[16]。风城组页岩主要表现为H3型（见图5a）和H2/3型（兼具H2和H3型特征）（见图5b），以H3型为主，其迟滞回线在中压与低压区上升较缓，在相对压力变高后变陡，对应单一的平行板状和楔状孔隙，连通性较好，有利于游离油发生运移；少量为H2/3型，其迟滞回线在中压时与H3型相比更陡，对应平行板状和楔状孔隙以及细墨水瓶孔隙，孔隙空间复杂，有利于油气的吸附，不利于运移。
图5 玛湖凹陷风城组页岩孔隙特征

2.2.3 孔径分布和孔隙体积

利用高压压汞、低温N2和CO2吸附实验表征页岩孔径分布和孔隙体积特征，风城组页岩的宏孔、介孔、微孔的孔径分别主要为0.1~5.0 μm、10~50 nm、1~2 nm。总孔隙体积为（1.21~35.23）×10-3 cm3/g，均值为8.15×10-3 cm3/g。其中，宏孔、介孔、微孔体积分别为（0.45~34.16）×10-3，（0.21~5.17）×10-3，（0.02~3.36）×10-3 cm3/g，均值分别为5.48×10-3，1.61×10-3，1.05×10-3 cm3/g。说明页岩孔隙以宏孔和介孔为主（见图5c），有利于可动油富集。

2.3 页岩含油性和页岩油可动性

通常采用S1C、OSI和最大可动（S11C+S12C）评价页岩含油性和可动性[12,17]。结果显示：S1C值为0.09~13.00 mg/g，集中分布在0.67~2.47 mg/g，均值1.85 mg/g，与Denver盆地下白垩统Niobrara页岩含油性相当[17]；OSI值为20~1 825 mg/g，均值268 mg/g，显著高于Denver盆地下白垩统Niobrara页岩OSI值[17]，这与风城组页岩TOC整体较低有关。约81%页岩的OSI值大于100 mg/g，发生了油跨越现象；S11C和S12C为轻烃校正后的多温阶热解实验获取的参数[18]，分析结果显示：风城组页岩（S11C+S12C）值为0.05~20.63 mg/g，集中分布在0.86~3.97 mg/g，均值为3.46 mg/g。整体而言，风城组页岩的含油性和可动性好。

3 风城组页岩油微运移识别

3.1 地球化学参数对比

采用Tmax评价页岩成熟度的结果与Ro评价结果差异明显，前者随深度增加无明显增大趋势（见图3），这种Tmax抑制现象与外来运移烃浸染和有机质沥青饱和度较高有关[15]。进一步对存在Tmax抑制现象的页岩样品展开分析，发现普遍具有“低TOC值、低S2值、高OSI值、高S1值”特征，显示该类页岩的生烃能力弱，但游离油含量异常高，表明Tmax抑制与运移烃影响密切相关。运移烃除了大量轻质组分，还存在少量中—重质组分在热解升温至300 ℃时仍滞留在样品内，使热解S1值副峰出现[15]，导致热解产物与S2峰值温度范围内的产物混合，进而拉低了S2峰值温度，亦即Tmax值。同时，S1峰值与受微运移烃影响产生的S1值副峰正相关，即游离烃含量越高，热解时产生的S1值副峰面积越大，Tmax抑制现象越明显。
产率指数和S2/（S1C+S2）与Tmax图版可指示微运移。理论上未熟页岩的S1和产率指数趋近于0。产率指数与Tmax相关图版显示，多数样品的Tmax<430 ℃，产率指数大于0.4，产率指数与Tmax明显负相关，同时多数样品OSI值随Tmax减小而显著增大（见图6a），指示外来充注烃导致S1值异常高，外来微运移烃越多，Tmax越小，OSI值越大。此外，未熟页岩的S2/（S1C+S2）值应接近1，随成熟度升高逐渐减小，但S2/（S1C+S2）- Tmax散点图显示，Tmax<430 ℃页岩的S2/（S1C+S2）值均小于0.7，且S2/（S1C+S2）与Tmax明显正相关，同时多数OSI随Tmax减小而显著增大（见图6b），进一步指示风城组页岩存在明显的微运移现象。
图6 玛湖凹陷风城组页岩微运移烃识别图版

3.2 荧光薄片观察

页岩油的族组分包括饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质，不同组分具有荧光特性差异[19]。风城组页岩主要赋存淡蓝—偏绿色的油质沥青和橙褐色的沥青质沥青，不同组分烃类在赋存位置和含量上存在明显区别。
基质孔以赋存橙褐色沥青质为主，分散点状分布，荧光强度高，面积较大，含量较高，主要为重组分；有机孔和粒间孔赋存少量较低荧光强度烃类（见图7a、图7b）；裂缝主要以赋存淡蓝—偏绿色油质沥青为主（见图7b），发光强度和含量均较高，主要为轻组分。与富有机质纹层相比，碳酸盐和火山碎屑贫有机质纹层以淡蓝—偏绿色荧光为主，且显示更强（见图7c、图7d），表明轻组分含量更高。上述现象均表明页岩层系存在明显的微运移。有机质生烃后，由于储集空间受限和地质色层效应[10]，轻组分优先运移至相邻孔隙空间较大的碳酸盐和火山碎屑岩层或微裂缝中，重组分则更多地滞留在有机质和其间分布的无机矿物表面。
图7 玛湖凹陷玛页1井风城组页岩荧光薄片

（a）4 617.62 m，P1f2；（b）4 622.57 m，P1f2；（c）4 642.80 m，P1f2；（d）4 918.42 m，P1f1

3.3 激光共聚焦分析

受陆源碎屑供给、火山活动、古气候和古水深等因素影响，风城组页岩发育密集纹层（见图8a），具体表现为富有机质纹层与长英质或碳酸盐贫有机质纹层交替发育，前者可见大量黄铁矿（见图8b、图8c）。与富有机质纹层相比，长英质和碳酸盐纹层的储集能力更优。通过激光共聚焦扫描激发荧光图像可保证页岩轻-重组分的赋存差异[20]。结果显示：富有机质纹层的重质组分含量较高，轻质组分含量较低；贫有机质纹层的轻质组分含量较高，重质组分含量相对较低，多呈长条带状顺层发育（见图8d、图8e、图8f）。这与富有机质纹层成烃之后，重质组分优先与干酪根互溶发生溶胀作用或吸附在干酪根表面，而轻质组分多在生烃增压作用下突破毛细管压力发生微运移有关，轻组分以游离态优先排出到与其紧邻的长英质或碳酸盐贫有机质纹层中富集。
图8 玛湖凹陷玛页1井风城组页岩纹层特征与激光共聚焦分析

（a）4 780.00~4 780.30 m，P1f2，纹层状页岩；（b）4 780.42 m，P1f2，见黄铁矿；（c）4 780.42 m，P1f2，见黄铁矿；（d）4 780.51 m，P1f2，纹层发育（据文献[20]修改）；（e1）图d中框①内全部油（轻质+重质）分布；（e2）图d中框①内轻质油分布；（e3）图d中框①内重质油分布；（f1）图d中框②内全部油（轻质+重质）分布；（f2）图d中框②内轻质油分布；（f3）图d中框②内重质油分布

4 风城组页岩油微运移评价

4.1 评价方法

本次评价采用排烃潜力法[8-9]，依据物质平衡原理，微运移发生于两类页岩单元之间。①排出烃单元，生烃能力较强，生成烃类在满足了页岩中烃的滞留的需要后发生排烃，因此页岩当前热解潜力小于原始生烃潜力；②接收烃单元，生烃能力较弱，生成烃类不能满足页岩中烃的滞留需要，主要接收外来烃充注，因此页岩当前热解潜力大于原始生烃潜力。因此，“原始生烃潜力与当前热解潜力差值”即为微运移烃量。其中，当前热解潜力通过对测试的热解潜力展开气态烃恢复、轻烃校正获取；原始生烃潜力通过利用生烃动力学原理和Data-driven模型对实测生烃潜力进行恢复[8-9]，具体步骤包括：依据页岩有机质类型划分结果（见图2d），采用Chen和Jiang[21]基于干酪根生烃动力学原理提出的不同类型干酪根氢指数随热成熟度Tmax的演化模型，对实测的热解Tmax与氢指数采用Data-driven模型拟合，模拟得出玛页1井不同类型页岩氢指数在不同成熟度下的演化模型（见图9a），获取不同类型页岩的生烃转化率模式（见图9b），最后基于实际成熟度下的转化率和氢指数恢复原始氢指数，即原始生烃潜力。微运移烃量（ΔQ）即原始生烃潜力与当前热解潜力差值。ΔQ>0表示页岩单元内原始生烃潜力大于当前残留的热解生烃潜力，即生成烃类在满足了页岩中烃的滞留需要后发生排烃，为排出烃单元；ΔQ<0表示页岩单元内原始生烃潜力小于当前残留的热解生烃潜力，生成烃类不能满足页岩中烃的滞留需要，主要接收外来烃充注，为接收烃单元。该方法综合了页岩单元内总有机碳含量（TOC）、游离烃含量（S1）、热解烃含量（S2）、成熟度指标最高热解峰温Tmax等热解数据，结合生烃动力学模型模拟有机质随成熟度演化的生烃转化途径，最后基于物质平衡原理提出定量评价页岩微运移烃量的指标ΔQ，规避了页岩层系内部多种繁冗复杂的物理化学过程，是页岩内部有机地化特征与生烃演化特征的综合反映，为快速、便捷地评价页岩微运移烃提供了新思路[9]。
图9 玛湖凹陷风城组页岩氢指数和转化率演化模式

4.2 评价结果

玛页1井页岩微运移烃量（ΔQ）评价结果显示：ΔQ值为-1 747~601 mg/g，集中分布于-450~49 mg/g（均值为-129 mg/g）（见图3）。ΔQ<0指示页岩存在烃类充注，绝对值越大，充注烃量越多；ΔQ>0指示页岩发生排烃，绝对值越大，排烃量越多。对比来看，92块页岩存在烃类充注，占比69%，原始生烃潜力为8~1 358 mg/g（均值为350 mg/g），当前热解潜力为25~3 105 mg/g（均值为606 mg/g），微运移烃量为-1 747~-1 mg/g（均值-256 mg/g）；41块页岩发生排烃，占比31%，原始生烃潜力为342~1 055 mg/g（均值为596 mg/g），当前热解潜力173~749 mg/g（均值为440 mg/g），微运移烃量为4~601 mg/g（均值为156 mg/g），表明多数页岩发生了明显石油微运移。

4.3 可靠性验证

4.3.1 族组分

由于地质色层效应，微运移会导致烃类组分相对含量的变化。前人研究显示，油气运移导致饱和烃含量沿排烃方向从60%降到40%，芳香烃含量从19%降到10%，饱和烃较芳香烃更容易发生运移。非烃含量相反，从25%升到50%，且饱和烃和芳香烃含量比值（饱芳比）随排烃进行从5.8%下降到2.8%[10]。因此对比族组分变化可验证微运移现象。结果显示：接收外来运移烃（ΔQ<0）样品的饱和烃含量最高可达73%，均值62%，显著高于发生排烃（ΔQ>0）样品平均饱和烃含量53%（见图10a）；饱芳比值随ΔQ减小而显著升高（见图10b），显示外来充注烃越多，饱和烃相对含量就越高。这与地质色层效应的作用结果是一致的，表明微运移评价结果是可靠的。
图10 页岩油微运移作用下的原油族组分差异

4.3.2 二维核磁共振

依据二维核磁共振获得纵向弛豫时间（T1）和横向弛豫时间（T2）参数可评价页岩中溶胀、吸附和游离态石油的相对比例[22]。根据风城组页岩烃类赋存二维核磁T1-T2图版[23]，对发生排烃和外来运移烃充注页岩进行对比。结果显示：存在外来运移烃页岩的区域1和区域2信号强（见图11a—图11c），其次为区域3信号，区域4信号最弱，显示中轻质油富集，重质油含量少，这与中轻质油容易运移有关。同时，页岩样品①（见图11a）和②（见图11b）在区域1和2的信号显著强于样品③，表明样品①和②的轻组分含量较样品③明显更高，这与前两者存在更多外来运移烃有关，与微运移烃评价结果一致。发生排烃页岩样品④、⑤和⑥在区域1、2、3、4均有响应，其中区域3和区域4信号更强，显示重质组分富集，中轻质油组分含量较低（见图11d—图11f），这主要是因为重质组分黏度和密度较大，不易运移，滞留更多。
图11 页岩油微运移作用下的二维核磁表征不同赋存状态原油差异

（a）样品①：玛页1井，4 910.63 m，P1f1，ΔQ = -915.81 mg/g；（b）样品②：玛页1井，4 911.77 m，P1f1，ΔQ = -1 058.82 mg/g；（c）样品③：玛页1井，4 609.89 m，P1f3，ΔQ = -26.23 mg/g；（d）样品④：玛页1井，4 710.99 m，P1f2，ΔQ =117.56 mg/g；（e）样品⑤：玛页1井，4 594.63 m，P1f3，ΔQ =32.82 mg/g；（f）样品⑥：玛页1井，4 812.58 m，P1f2，ΔQ =48.62 mg/g

4.3.3 锰（Mn）元素

无机元素Mn含量可指示原油运移方向[24]。元素富集主要与微量元素易被页岩中有机质和黏土吸附有关[24-25]。风城组页岩富铁（Fe）、铬（Cr）、Mn元素，其中Mn元素较Fe和Cr迁移能力强，不易沉淀，Mn元素含量与储集层油气丰度正相关[25]。页岩油为酸性流体，运移过程中溶解方解石等弱碱性矿物，方解石中Mn元素主要受烃类运移影响[25]。同时，微运移属短距离运移，Mn元素会随着微运移排出，但距离增加不会导致含量降低。选取方解石含量较高的47块页岩测量微量元素，Mn元素丰度为0.005 6%~0.121 0%（均值为0.040 3%），其中存在外来运移烃（ΔQ<0）、发生排烃（ΔQ>0）页岩的Mn元素丰度分别为0.007 5%~0.121 0%（均值为0.047 0%）、0.005 6%~0.060 9%（均值为0.030 4%），表明ΔQ<0页岩Mn元素丰度整体更高（见图12）。进一步对比发现，ΔQ<0页岩的黏土含量为0~26%（均值8%），TOC值为0.08%~1.85%（均值为0.66%）；ΔQ>0页岩的黏土含量为0~57%（均值为10%），TOC值为0.25%~2.33%（均值为0.95%），显示ΔQ<0页岩的黏土含量和TOC值均整体更低。因此，富黏土和有机质页岩（ΔQ>0）的Mn元素丰度整体更低，指示Mn元素随烃类微运移进入到ΔQ<0的页岩，并通过流体-岩石相互作用富集保存。因此，Mn元素丰度变化指示了微运移方向，外来运移烃充注越多，Mn元素丰度越高（见图12）。
图12 页岩油微运移作用下的无机元素Mn元素含量差异

5 石油地质意义

5.1 为揭示页岩油差异富集机制提供支撑

中国陆相页岩油资源丰富，但页岩含油性变化快、组分差异大，导致含油富集、流动性好、甜点预测困难。突破该瓶颈的地质基础即为揭示页岩油差异富集机制。前人针对陆相页岩油差异富集主控因素开展了卓有成效的研究，表现在5方面：①生烃潜力为页岩油富集的物质基础，由有机质丰度、类型和成熟度控制，影响了页岩油的含量和组分[26]；②排烃作用影响了页岩油含量和组分，生烃潜力强的页岩由于排烃作用可导致含油性差，而生烃潜力弱的页岩由于烃类充注促使含油性好。发生排烃作用页岩的重质组分比例高，而接收烃页岩的轻质组分比例高[10]；③孔隙结构决定了油气富集空间，影响了页岩油含量和组分[3,27 -28]；④矿物组分影响了孔隙演化和吸附能力，决定了页岩油含量和组分[29]；⑤保存条件影响了页岩油含量和组分[30]。存在常规油气运移的情况下，烃源岩和储集层之间的断层使油气向高渗透储集层排出，不利于页岩油存储。裂缝发育程度和围岩岩性对页岩油保存影响很大。但当前研究大多为对各个要素的独立分析，不同要素之间如何耦合控制页岩油差异富集?目前尚未形成系统的认识。
石油运移是连接各成藏要素的桥梁，反映了石油从生成、排出到富集全过程，运移烃的产生即为各要素耦合作用结果。类似于二次运移控制了常规油气和致密油气的富集，微运移则控制了页岩油富集，具体表现在石油含量和组分。风城组页岩含油性和可动性与微运移烃量关系显示，ΔQ<0的页岩OSI值和（S11C+S12C）值均大于ΔQ>0的页岩（见图13）。OSI>100 mg/g样品中，大多具有外来运移烃量贡献，其中OSI>250 mg/g的样品中，93%具有外来运移烃量贡献（见图13a）；ΔQ越小，（S11C+S12C）值越大（见图13b），表明页岩油微运移烃量与页岩含油性和页岩油可动性存在明显关系。
图13 风城组页岩OSI和最大可动油量与微运移烃量关系
影响页岩油微运移的因素多样，包括生烃潜力、排烃作用、孔隙空间、矿物组分、保存条件以及运移动力和阻力等，微运移烃量的大小即为各要素耦合作用的结果。通过识别和评价页岩油微运移，可明确页岩层系内不同层段页岩油差异富集特征，为划分页岩微源-储结构，建立页岩油差异富集模式提供方法。同时，类似于常规和致密油气的运移指向区为油气钻探甜点，微运移指向区通常也应为页岩含油性和页岩油可动性甜点。

5.2 为页岩“多级生油高峰”模式提供新的解释方案

生烃演化模式为石油地质学的关键科学问题。Tissot和Welte[31]对北美Uinta盆地Green River组碱湖页岩展开生烃热模拟，提出了经典的“干酪根热降解生烃模式”，具有早期生油、晚期生气，生烃能力先增大后减小“单峰生油”特点。众多学者对湖相泥页岩生烃演化开展了研究，发现与经典模式基本一致[32-33]。
当前部分研究认为咸化湖盆页岩生烃演化模式与经典模式存在差异，具有连续生烃、多期生油高峰的特点。以玛湖凹陷风城组页岩为例，支东明等[11]进行了人工剖面、自然剖面和油气特征标定分析，发现具有连续生烃、多期高峰（3期生油、1期生气）、生油窗长、油多气少的特征；王小军等[34]认为风城组页岩存在3期生烃高峰：早期成熟油、晚期高熟油、晚期天然气，在Ro=1.5%时仍为生油高峰。Zhang等[35]认为高盐度（pH）环境抑制有机大分子聚合，而碱性矿物对原油的吸附使生油窗延长，导致出现“双峰生油”特征。Cao等[36]认为其表现为早期、长期、持续生烃特征；刘得光等[37]开展高压釜封闭体系加水热模拟实验，发现风城组页岩具有生油持续时间长及高转化率特点，存在一个生油高峰，认为“次一级生油高峰”可能与烃类微运移有关；张景坤[38]认为风城组页岩多阶段生油受有机质和矿物组分控制。需要说明的是，由于全球碱湖烃源岩多处于低熟热演化阶段，典型如绿河组页岩[31,39]，导致缺乏碱湖页岩具有生油窗延长和多阶段生油的直接地质证据。
综上，风城组页岩“多级生油高峰”原因可能有3点：①碱湖沉积发育独特的成烃生物和矿物的相互作用；②较高成熟度；③页岩烃类微运移使部分页岩被浸染。首先，经典干酪根热降解生烃模式的建立即基于典型碱湖沉积，并未显示出异常演化现象。同时，针对具有原始矿物组成和成烃母质的碱湖页岩样品以及提取之后的干酪根与不同类型碱性矿物混合的人工岩心样品开展的生烃热模拟实验，也并未观察到“多级生油高峰”。此外，前人得出“多期生烃高峰”认识主要是基于总有机碳和热解数据的自然演化剖面法，微运移可能会引起部分页岩的总有机碳和热解参数出现异常，进而导致生烃演化模式异常。
通过展开页岩微运移烃识别和评价，剔除遭受微运移影响的页岩样品，厘定有效烃源岩，这将对客观建立烃源岩生烃演化模式提供方法技术。

6 结论

玛湖凹陷风城组页岩纹层发育，矿物组分复杂；有机质丰度较高，以混合型干酪根为主，处于成熟—高成熟演化阶段，生油能力强；页岩油储集空间主要为粒间孔和微裂缝，含油性和可动性好。
风城组页岩存在明显的石油微运移，富有机质纹层主要赋存重组分烃，轻组分以游离态优先排出到与其紧邻长英质或碳酸盐贫有机质纹层富集。采用排烃潜力法评价了微运移烃量，69%页岩存在运移烃充注，31%页岩发生了排烃作用。微运移控制了页岩含油性和页岩油可动性。页岩油微运移定量评价为明确页岩层系内部页岩油差异富集特征以及识别厚层泥页岩中的有效烃源岩提供了方法技术。
符号注释：
GR——自然伽马，API；HI——氢指数，mg/g；HIo——原始氢指数，mg/g；OSI——含油饱和指数，mg/g；p——压力，Pa；ΔQ——微运移烃量，mg/g；Rt——地层电阻率，Ω·m；Rxo——冲洗带电阻率，Ω·m；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；S1C——经轻烃校正游离烃含量，mg/g；S11C——经轻烃校正轻油含量，mg/g；S12C——经轻烃校正中质油含量，mg/g；SP——自然电位，mV；T1——纵向弛豫时间，s；T2——横向弛豫时间，s；Tmax——最高热解峰温，℃；TOC——总有机碳含量，%；σ——界面张力，N/m；θ——润湿接触角，（°）。

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