0 引言
基于中国不同盆地陆相页岩油地质特征研究，明确显示出页岩油甜点富集规律与常规油气存在本质差异。常规油气评价通常分为“生、储、盖、圈、运、保”6要素，页岩油评价则要重点关注“储油能力、含油能力与产油能力”3方面。中国陆相页岩油须强化地质工程一体化研究，从科学性与实用性出发，强化共同性、独特性和差异性研究。因此，笔者基于中国典型陆相页岩油区带解剖，从陆相页岩油的地质特征出发，梳理页岩油甜点富集规律与常规油气的本质差异，提出评价陆相页岩油规模产出的关键参数及其评价方法，以期进一步丰富和发展中国陆相页岩油认识，并助力陆相页岩油规模勘探与快速动用。
1 陆相页岩油地质特征
陆相页岩油在中国七大含油气盆地广泛发育，受湖盆水体环境、构造演化、成岩改造差异影响，不同盆地页岩油地质特征与甜点富集规律差异明显（见图1）。本文重点从湖盆水体环境、盆地类型、热演化成熟度等方面，说明中国不同盆地陆相页岩油的差异。
从湖盆水体环境看，中国陆相页岩主要发育在淡水—微咸水湖盆、咸水湖盆和碱性湖盆。随湖盆水体盐度的增加，黏土矿物含量降低，碳酸盐和碱性矿物含量增高，甜点岩相类型也随之变化。例如，松辽盆地白垩系青山口组一段与鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段主体为淡水—微咸水湖盆，黏土矿物含量普遍超过45%（见图1），碳酸盐矿物含量多小于15%，纹层状黏土质页岩、粉砂岩是主要的甜点岩相类型。渤海湾盆地古近系沙河街组和孔店组二段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组与柴达木盆地古近系下干柴沟组上段发育在咸水湖盆环境，其黏土矿物含量小于20%，碳酸盐矿物含量超过60%，甜点岩相类型由纹层状泥灰岩演变为纹层状云灰岩、层状灰云岩。准噶尔盆地二叠系风城组发育在碱性湖盆环境，片钠铝石、硅酸钠石等碱性矿物发育，纹层状黏土质白云岩是有利的岩相类型。
从盆地类型看，中国陆相页岩油主要发育在坳陷盆地、断陷盆地与断陷—坳陷转换盆地。其中，坳陷盆地构造相对稳定，页岩油在斜坡区与湖盆中心连续分布，如松辽盆地古龙凹陷青山口组一段页岩油，平面连续性好，断裂发育程度较低。断陷盆地构造改造强，断层与裂缝更发育，页岩油在断陷区、斜坡区和湖盆中心断续分布。中国断陷盆地发育两种不同的应力环境：张性应力环境，典型代表是渤海湾盆地古近系页岩油，形成于拉张背景的应力环境，张性断裂发育；压性应力环境，典型代表是柴达木盆地古近系页岩油，受喜马拉雅早期挤压拗陷和晚期挤压隆升2期构造挤压影响，长期处于挤压走滑应力环境。发育在断陷—坳陷转换盆地的页岩油典型代表是准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油，受构造改造影响，从盆缘到湖盆中心，沉积厚度变化很大，可从几十米快速增加至上千米。
从热演化程度看，不同盆地陆相页岩油具有较大差异。松辽盆地古龙凹陷青山口组一段页岩油热演化成熟度最高，主体Ro值为1.0%~1.6%；相对较高的热演化成熟度，促进较好的原油品质与较高的气油比，原油密度为0.76~0.85 cm3/g，气油比最高可达1 000 m3/m3，为页岩油的工业动用提供了良好的流体条件。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组，热演化程度较低，Ro值主体为0.7%~1.0%，导致偏重的原油品质与较低的气油比，原油密度为0.88~0.92 cm3/g，气油比小于100 m3/m3，黏度主体为5~50 mPa·s，整体流动性偏差。
天然地层能量对页岩油初期产量与后续稳定供液能力具有重要意义。受热演化程度与构造演化双重影响，不同盆地陆相页岩油地层压力具有较大差异。鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油以负压为主，地层压力系数偏小，主体为0.7~0.8，相对较低的地层压力在一定程度上增大了页岩油采出难度，需通过机采、下泵等措施提高采出程度。松辽盆地古龙凹陷青山口组、柴达木盆地英雄岭凹陷下干柴沟组上段页岩油以超压为主，地层压力系数普遍超过1.5；超压环境为页岩油的流动提供了相对充足的地层能量，天然能量衰竭式开采是超压型页岩油早期最主要的开发方式。
陆相页岩油作为“源内”石油资源的典型代表和重要勘探领域，与常规油气具有本质区别[3,5,12 -17]。与常规油气相比，陆相页岩油具有独特的内涵和特征，具体表现在3个方面：①作为源岩层系内生烃过程、聚烃过程、富烃过程和产烃过程的产物，页岩油不能简单地理解为源岩层系内的液态烃，而是赋存于富有机质烃源岩层系内，在有机-无机相互作用下受“纳米限域”影响形成的非常规石油聚集。对于页岩油的研究，除关注页岩储层本身外，需关注烃类富集过程及其产出能力。②直接套用“油藏”来定义页岩油有待商榷。“油藏”术语源自常规油气藏，是指油气在圈闭中的聚集，浮力作用明显，油气水受重力差异影响发生分异，形成了相对独立的压力系统和统一的油水界面。而页岩油具有“原生源储、滞留富集”的特征，即油气在烃源岩层系中原位生成，又在烃源岩层系内滞留储集[18]；页岩油主要赋存在微纳米级孔喉系统中，浮力作用受限，石油聚集不受圈闭控制，且不存在统一的油、气、水界面。③页岩油评价重点应为“甜点体”评价，甜点体是指储油能力、含油能力与产油能力最佳的页岩油聚集体，是富有机质细粒沉积体系内含油量高、烃类流动性好、可改造性强且在现有技术条件下可规模开发的石油富集体。页岩储层非均质性强，必须经过储层改造才能获得工业产能。甜点体评价在有效厚度评价的基础上，更应关注其体积。在考虑储层品质的基础上，需开展地质工程一体化研究，考虑人工裂缝的高度及平面展布面积，以求更全面综合地指示页岩油产油品质。
2 页岩油评价关键参数表征
陆相页岩油与常规油气藏在形成过程与富集模式具有明显差异，因此常规油气评价方法无法适用于陆相页岩油评价。鉴于对页岩生油能力的评价方法已臻成熟的背景下，页岩的储油能力、含油能力与产油能力是规模勘探与有效动用的关键。因此，本文围绕陆相页岩油三能力（储油能力、含油能力和产油能力）评价的关键参数，重点分析孔隙度、含油饱和度、游离烃含量等关键指标，建立适用性的评价方法，从而为页岩油甜点体评价和靶体优选提供技术支撑。
2.1 储油能力评价
2.1.1 评价参数
高分辨率环境扫描电镜表征结果表明，页岩中有20%~50%的液态烃可滞留在孤立孔隙中[25-26]。图2展示了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组和鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩石油赋存状态，石油除了赋存在连通性较好的粒间孔和微裂缝中，在连通性相对较差的有机质孔、黏土矿物粒内孔中同样发育大量的滞留烃。开发工艺不同造成油气动用的孔隙类型具有差异：常规油气开发不需要体积压裂，只有连通孔隙内的油气才能开采出来。页岩油的开发需大规模体积压裂，形成人工裂缝，并将部分孤立孔隙、受毛细管阻力束缚和黏土矿物束缚的孔隙与已有的连通孔隙进行有效沟通，从而实现对页岩油更大范围的动用。因此，常规油气储层中有效孔隙度基本等同于可动孔隙度，页岩油等非常规油气储层中可动孔隙度并不完全对应于有效孔隙度。
图2 典型陆相页岩油储层孔隙结构与含油岩心扫描电镜照片（a）白云石粒间孔，J10012井3 182 m，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组；（b）微裂缝，J10022井3 486 m，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组；（c）有机质孔，古页2HC井2 320 m，松辽盆地古龙凹陷青山口组；（d）石英与伊利石粒间孔，古页1HC井2 518 m，松辽盆地古龙凹陷青山口组；（e）伊利石粒内孔，古页2HC井2 318 m，松辽盆地古龙凹陷青山口组；（f）黄铁矿粒内孔，古页2HC井2 280 m，松辽盆地古龙凹陷青山口组；（g）有机质孔，古页8HC井2 530 m，松辽盆地古龙凹陷青山口组；（h）伊蒙混层粒内孔，张22井1 605 m，鄂尔多斯盆地延长组7段；（i）白云石粒间孔，J10012井3 182 m，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组 |
2.1.2 测定方法
页岩总孔隙度测定主要包括3种：①GRI（美国天然气研究所）方法[32]，首先将样品破碎至2~3 μm（30~50目），然后通过索式抽提的方法进行洗油处理，最大程度还原储集空间特征。该方法的优点是解决了页岩粒度细以及黏土矿物含量高对洗油的影响，可以提高洗油效率；缺点是需要破碎样品，导致裂缝空间无法测定。②核磁共振法，通过低场核磁共振设备，测定样品中氢核信号，将其转变为孔隙体积。此方法的优点是测定范围涵盖了连通孔隙与孤立孔隙内的流体，缺点是无法测定不含流体的孔隙和裂缝空间，也无法考虑流体散失对孔隙空间的影响，若样品放置时间长，则测定结果小于真实孔隙度，且测试成本高。③三维图像重构法，通过三维CT扫描、FIB-SEM（聚焦离子束-扫描电子显微镜）分析，获取样品的三维模型，识别孔隙、裂缝，进而计算总孔隙度。本方法的优点是测定范围涵盖了连通孔隙与孤立孔隙，缺点是受仪器分辨率影响，部分孔缝空间无法表征[31-33]。例如，CT扫描的分辨率主体为100 nm~2 μm，孔径小于100 nm的孔缝空间无法识别，在一定程度上会造成孔隙度测定结果偏低。
考虑到孤立孔内的油气、取心过程中流体散失，建议采用氦气孔隙度测定法与核磁共振法联用测定页岩总孔隙度。测定步骤如下：①利用氦气测定岩样中未被油气占据或散失流体原来占据的且相互连通的储集空间；②核磁共振测定岩样中的氢核，对岩样中油水流体占据的储集空间进行全面表征，包括连通孔隙和孤立孔隙；③将氦气孔隙度与核磁共振孔隙度相加，得到页岩的总孔隙度。两种方法联合的优点是样品制备难度小，无需对样品进行破碎和洗油，减小了样品制备过程中产生人为裂缝影响孔隙度测定，且测定范围可涵盖页岩储层内全部储集空间。
图3为不同方法测定的鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩总孔隙度。其中，GRI方法测试结果在美国Stratum Reservoir实验室完成；三维图像计算采用的是纳米CT扫描图像，像素点分辨率为65 nm，三维模型尺寸为直径65 μm、高65 μm的圆柱体。总体来看，本方法测定的孔隙度与GRI方法具有较好的一致性，孔隙度为3.3%~6.2%，且本方法测定的孔隙度要更高一些。基于纳米CT三维图像计算的孔隙度相对较小，孔隙度为2.2%~5.5%，主要原因是纳米CT无法对页岩储集空间进行全面表征。本次研究，纳米CT像素点分辨率65 nm，按照3个像素点识别一个三维孔隙体，即三维孔隙模型的分辨率约为200 nm，因此，纳米CT计算的孔隙度无法对孔径小于200 nm的储集空间进行表征。本方法高于GRI测定结果，主要原因可能是GRI方法无法测定延长组7段页岩中发育的微裂缝。
2.2 含油能力评价
2.2.1 评价参数
针对页岩含油能力评价，笔者提出采用含油量进行评价[18]。含油量是指单位质量岩石中滞留烃的总质量。与含油饱和度相比，含油量采用了绝对定量的评价指标，一方面有效避免了极低的孔隙度对页岩含油性评价带来的误区，另一方面可对页岩内赋存的油气实现全面评价，进一步提升评估页岩含油潜力的精度。
2.2.2 测定方法
目前，单位质量岩石含油量的测定主要有2种方法：①有机溶剂萃取法，有机溶剂多以二氯甲烷或三氯甲烷为主，将样品破碎并开展有机溶剂萃取，获得氯仿沥青，直接对氯仿沥青进行称重或开展全油气相色谱分析，确定氯仿沥青含量，即单位质量岩石的含油量[28-30]；优点是有机化学溶剂可对岩样中的滞留烃进行最大限度的提取，缺点是测试过程复杂、费时费力，无法开展单井的连续评价。②核磁共振法，利用低场核磁共振仪，对保压密闭取心样品开展高精度扫描，然后根据不同组分在核磁谱图的分布区间及强度，或者横向弛豫时间（T2）截止值，确定页岩含油量；采用保压密闭取心样品的目的是为了最大限度减小取心过程中轻烃的散失。优点是无损检测，速度快，可获得实时数据，并可与测井曲线建立联系；缺点是受核磁共振仪器影响，不同扫描参数、油水性质标定等数据会导致实验结果的误差，需要用其他方法，如有机溶剂萃取法，进行校正。
利用有机溶剂萃取、核磁共振与高压压汞测定联用，开展了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油含量连续评价研究。研究的关键是确定含油量对应的核磁共振T2截止值，具体步骤如下：①选择保压密闭取心岩样，利用有机溶剂萃取，确定含油量；②将保压密闭取心岩样进行核磁共振分析，根据含油量，确定核磁共振T2截止值（见图4a）；③将含油量转化为进汞量，根据高压压汞曲线确定进汞压力及其对应的孔喉直径（见图4b），从而得到一组含油量、T2截止值与对应的孔喉直径数据；④重复上述操作，获取一系列含油量和T2截止值数据并建立图版（见图4c）；⑤将建立的图版应用于单井评价，确定单井纵向含油量（见图4d）。吉木萨尔凹陷JT3井芦草沟组页岩含油量的多方法联合应用结果表明，计算含油量与有机溶剂萃取确定的含油量误差小于5%（见图5）。
总体来看，单位质量页岩的含油量是评价页岩含油能力的关键，是进行页岩油资源评价与勘探开发规划的基础。含油量评价的关键是尽量减少取样过程中烃类散失，并将测定环境尽可能逼近到地层条件。
2.3 产油能力评价
2.3.1 评价参数
2.3.2 评价方法
目前，评价页岩内游离油含量多采用岩石中的游离烃含量（S1）和油饱和指数（IOS）[35]。前人在评价渤海湾盆地黄骅坳陷孔店组二段、济阳坳陷沙河街组三段、松辽盆地青山口组页岩油时，通常将S1高值段、IOS值大于100 mg/g的页岩段作为页岩油有利产出层段的标准[25,29 -30]。需要注意的是，IOS与含油饱和度一样，也是相对含油量的概念，IOS为游离烃含量与TOC的比值，因此当TOC为低值时，尽管S1很低，但IOS指数也会很高，出现假性超越等异常现象，从而导致对页岩油产油能力的误判。此外，S1以轻烃为主，取心过程中受散失影响可能会造成结果偏小。考虑到烃类在微纳米储集空间赋存的复杂性，轻烃有可能被黏土矿物或有机质吸附，而重烃也有可能赋存在较大的孔隙和裂缝从而以游离态形式发育，即轻烃不一定不被吸附，而重烃不一定不能游离。以柴达木盆地英雄岭凹陷柴12井为例，试油层段1（3 442~3 452 m）S1含量为0.5~1.0 mg/g，核磁共振揭示游离油含量高（见图6a）；试油层段2（3 590~3 600 m）的S1含量为1~4 mg/g，明显高于试油层段1，但核磁共振揭示游离油含量低于试油层段1（见图6b）。试油结果证实，层段1最高产油量为17.61 m3/d，而层段2产水量为50 m3/d，不产油。因此，单纯依靠S1或IOS指标评价页岩油的产油能力，会造成一定误差。
考虑到上述不确定性，提出采用核磁共振测井的方法对游离烃含量进行评价，最大限度还原原位地层条件下页岩油的可动烃含量。本方法的关键和进展是建立核磁共振与不同类型流体之间的对应关系。考虑到核磁共振油相和水相弛豫时间的差异，利用核磁共振实验分析，开展游离油、吸附油、吸附水弛豫时间正态分布研究，确定不同类型流体分布的弛豫时间。如图7所示，通过拟合游离油的正态分布剥离游离油谱（红色部分）、拟合吸附水正态分布剥离吸附水谱（蓝色部分），剩余谱为吸附油谱（绿色部分），实现了游离油、吸附油及吸附水定量计算，明确游离油、吸附油和吸附水的T2响应时间分别对应于大于35 ms、6~35 ms和小于6 ms。
利用该技术对准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩油进行游离油定量计算，计算结果与试油结果具有良好的匹配性。以JHW035井为例，从2 750 m到4 200 m，粉砂质白云岩测井解释平均孔隙度为12.7%，平均含油饱和度为66.6%，全井段共进行了28级压裂，用压裂液59 050 m3，加砂3 845 m3，最高日产油61.8 t。仅从含油饱和度看，本段略低，可能无法将其归为甜点段。利用谱分析技术，依据不同赋存流体的核磁共振分布区间，对JHW035井的游离油与吸附油含量进行重新解释，实现了游离油、吸附油与吸附水含量的准确计算。结果表明，该井以游离油为主，吸附油含量低（见图8），从而诠释了该井页岩油产量好的主要原因。
3 结论
中国陆相页岩油分布广泛，不同盆地页岩油地质特征具有明显差异。从湖盆水体环境看，陆相页岩主要发育在淡水—微咸水湖盆、咸水湖盆和碱性湖盆，各盆地矿物组成及甜点岩相均有较大差异；从盆地类型看，中国陆相页岩油主要发育在坳陷盆地、断陷盆地与断陷—坳陷转换盆地；从热演化程度看，不同盆地陆相页岩油具有较大差异，Ro从小于0.7%变化到大于1.6%；受热演化成熟度与构造演化双重影响，不同盆地陆相页岩油地层压力具有较大差异，地层压力系数从鄂尔多斯盆地延长组7段的0.7~0.8变化到松辽盆地古龙凹陷青山口组的大于1.5。
页岩油评价的主体是“甜点体”评价，关键是储油能力、含油能力与产油能力评价。本文提出用总孔隙度评价页岩油储油能力，宜采用氦气孔隙度与核磁共振联用测定页岩总孔隙度；用含油量评价含油能力，宜采用有机溶剂萃取、核磁共振与高压压汞联用评价重点层段含油量；用游离油含量评价产油能力，宜采用核磁共振流体分布二次剥离谱分解与测井的方法测定游离油含量。页岩油评价新方法在松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔等盆地页岩油勘探开发实践得到应用，测定结果与生产实际具有较好的一致性。