0 引言
陆相页岩油富集规律一直是页岩油领域研究的热点和难点问题，前人开展了一定的探索，提出了岩相、生油条件、储集条件、可动性以及运移烃量等约十几种控制页岩油富集的主控因素[15⇓⇓⇓⇓⇓-21]，但相关认识尚未统一，存在一定的分歧，究其原因在于页岩油的形成与富集受到多种因素的影响，而不同盆地或凹陷的基础地质条件存在差异，加之不同类型页岩地层岩相岩性亦存在差异。本次研究选择玛湖凹陷风城组碱湖页岩油为研究对象，以MY1井、FN7井等钻遇风城组井位的取心资料及分析化验资料为基础，结合XRD全岩衍射、高压压汞、低温气体吸附和扫描电镜等实验，剖析风城组碱湖页岩油形成的地质条件，针对影响页岩油含油性的因素进行总结分析，以期进一步深化碱湖页岩油富集成藏理论认识，为碱湖页岩油勘探开发提供指导。
1 区域地质背景
2 风城组页岩地质特征
2.1 岩矿特征
2.1.1 矿物组成
XRD全岩衍射实验结果显示，玛湖凹陷风城组页岩以长英质矿物和碳酸盐矿物为主，其中长英质矿物含量为6.6%~89.1%，均值为45.6%；碳酸盐矿物含量为1.8%~93.3%，均值为35.6%；黏土矿物含量相对较低，介于0~55.4%，均值为11.0%；黄铁矿和其他矿物少量发育，均值分别为4.7%和3.3%；此外，还观察到了集中发育的苏打石和硅硼钠石等碱性矿物。
2.1.2 岩相划分
玛湖凹陷风城组页岩具有岩性变化快、沉积构造多变的特征，因此本文在进行岩相划分时采用“矿物组成-沉积构造”二分方案。在4种岩石类型及3种沉积组构的基础上，理论上可以划分出12类岩相。实际根据样品XRD全岩衍射数据、岩心观察结果以及MY1井单井综合结构分析，玛湖凹陷风城组发育的主要岩相类型（即n>10）有6种，分别为纹层状长英质、薄层状长英质、厚层状长英质、纹层状灰云质、厚层状灰云质及纹层状混合质页岩相（见图2 ）。
2.2 地球化学特征
2.2.1 有机质丰度
风城组页岩TOC值为0.08%~2.33%，平均为0.77%；氯仿沥青“A”含量为0.03%~0.50%，平均为0.26%；氢指数（HI）为5.08~1 279.58 mg/g；生烃潜量（S1+S2）为0.12~13.97 mg/g，平均含量为3.47 mg/g（见图3 ）。从有机质丰度来看，研究区风城组为较好的生油岩，其中纹层状页岩相普遍显示出较高的TOC含量和生烃潜量，具有更高的有机质丰度。
2.2.2 有机质类型
玛湖凹陷风城组页岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，Ⅰ型和Ⅲ型少量发育。荧光薄片镜下观察到有机组分主要为藻类体，偶见镜质体。生物标志物参数显示，玛湖凹陷风城组有机质主要为混合来源（见图4 ）。整体来看，玛湖凹陷风城组页岩有机质生物来源复杂且不同岩相页岩生物来源相似，主要为浮游生物和陆生植物。
2.2.3 有机质成熟度
2.3 孔隙特征
2.3.1 孔隙类型
2.3.2 孔隙大小
风城组页岩孔隙度多为2.0%~4.0%，渗透率多小于0.1×10-3 μm2，表现为低孔低渗的特征。CO2吸附、低温N2吸附和高压压汞联合表征页岩孔径分布（见图5 ），结果显示风城组页岩孔径分布广，主要为10~100 nm，孔径小于2 nm的孔隙也较为发育，但对游离油的贡献不大。风城组页岩低温N2吸附-脱附等温曲线均表现为反“S”型，吸附曲线和脱附曲线在压力较高部分不完全重合，大部分样品吸附曲线和脱附曲线近似平行快速下降（见图6 ），表明孔隙内部形态以平行板状为主；少量样品脱附曲线开始下降缓慢，在分压接近0.5处出现拐点快速下降，说明发育有少量狭缝型孔隙。样品中厚层状页岩中孔和宏孔含量及孔隙连通性均优于纹层状页岩，厚层状长英质页岩显示出最优质的孔隙结构。
2.4 含油性特征
风城组页岩非均质性强，不同岩相均含油（见表1 ），整体氯仿沥青“A”含量为0.03%~0.54%，均值为0.26%；S1值为0.06~8.39 mg/g，平均为1.23 mg/g（见图3 ）。传统岩石热解实验参数S1表征页岩中的游离烃量较实际值偏低，为了更准确的表示页岩含油性，优选风城组页岩样品进行多温阶热解实验[33]，结果显示，风城组页岩最大可动油量（S1-1+S1-2）值为0.03~13.30 mg/g，平均为1.86 mg/g（见图7a ）；总含油量（S1-1+S1-2+S2-1）值为0.04~17.04 mg/g，平均为3.35 mg/g（见图7a ）。页岩油专探井MY1井（直井）在4 579~4 852 m井段试油，2.5 mm油嘴最高日产油30.5 t，累产油1 948.5 t，所产原油密度为0.84~0.90 g/cm3，50 ℃黏度为8.86~52.73 mPa·s，油质较轻。综合来看，玛湖凹陷风城组页岩含油性较好，可动油量高，可达工业油流产出标准，其中纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和厚层状长英质页岩含油性最好（见表1 ）。
表1 玛湖凹陷MY1井风城组主要岩相含油性参数 |
| 岩相 | 可动油量/(mg·g-1) | 总含油量/(mg·g-1) | 可动油比例/% |
|---|---|---|---|
| 厚层状灰云质页岩 | 0.06~1.75 （0.42） | 0.07~3.09 （0.91） | 26.51~88.89（50.17） |
| 厚层状长英质页岩 | 0.04~3.74 （0.78） | 0.13~7.41 （1.81） | 26.89~65.66（45.38） |
| 薄层状长英质页岩 | 0.05~2.96 （0.58） | 0.06~5.08 （1.33） | 27.97~92.73（44.34） |
| 纹层状灰云质页岩 | 0.03~2.67 （0.71） | 0.03~9.71 （2.42） | 12.38~81.82 （38.04） |
| 纹层状混合质页岩 | 0.03~1.51 （0.43） | 0.09~2.76 （0.97） | 15.63~82.51（42.94） |
| 纹层状长英质页岩 | 0.04~4.83 （0.84） | 0.06~9.33 （1.97） | 7.48~80.00 （41.67） |
注：括号内为平均值 |
3 页岩油富集主控因素
“甜点”评价优选是油气取得高效开发的基础，页岩油“甜点”通常由地质甜点和工程甜点共同确定。地质甜点的确定聚焦于烃源岩、储集层、天然裂缝等综合评价[34]，通过建立各地质参数与含油性关系，分析不同地质因素对风城组页岩油富集影响，明确页岩油富集主控因素，能够对页岩油地质甜点进行初步的预测和判断。
3.1 烃源岩品质是页岩油富集的基础
页岩油具有自生自储的特征，有机质的生烃潜力是决定页岩油富集的重要因素之一[35]。从有机地球化学角度来看，有机质丰度高、类型好、成熟度适中的页岩生烃潜力大。有机质是页岩油富集的基础，高有机质丰度有利于页岩油大量生成。在有机质类型相似的情况下，风城组页岩含油量随有机质丰度增大而增大（见图7 ）。不同岩相页岩含油性与有机质丰度呈现出较好的正相关性（见图8 ），其中长英质页岩S1值整体较高，含油性好，同岩性页岩中纹层状页岩的TOC值最高，且S1随TOC变化快，含油性受有机质丰度影响大。整体来看，纹层状长英质页岩有机质丰度和含油性均为最优。
有机质类型不同，其生油范围以及生油量也存在差异。Ⅰ型和Ⅱ型有机质主要来源于藻类等，相对于Ⅲ型有机质具有更多的脂肪等直链，生油能力更强，更利于页岩油的富集。风城组页岩表现为Ⅰ型和Ⅱ1型有机质样品的S1和OSI显示较高值（见图9 ），含油性较好，具备页岩油富集的有利条件。其中Ⅰ型干酪根S1值表现出随有机质丰度增大呈现出相对减小的趋势（见图7b ），且表现出S1值略低于Ⅱ型干酪根的特征（见图9a ），这可能是因为Ⅰ型干酪根生油潜力最强，生油量随TOC升高而增大，在满足自生自储需要后大量排出，所以S1呈现出相对稳定或略微减小的趋势[36]。
相较于传统湖相烃源岩，风城组页岩在有机质丰度上并未显示出明显优势。东濮凹陷沙河街组沉积了一套典型的咸化湖相页岩，其有机质含量高出风城组页岩的1~2倍，但氯仿沥青“A”的含量较低[18]，据此推断碱湖烃源岩的烃转化率相较于普通咸化湖相烃源岩更高。碱性环境对生物具有较强的选择性，所保存的生物量以藻类和细菌为主，高等植物输入较少，并且随着碱性的增强，耐盐碱的绿藻竞争力增大，藻菌比呈现升高的趋势[24,37⇓ -39]。藻类生烃母质含大量的脂肪链，风城组丰富的藻类生烃母质使烃源岩具有生油窗长，持续生烃的特点[5-6,8]。岩心观察显示MY1井4 700~4 750 m为硅硼钠石集中发育的层段，反映了湖盆沉积过程中碱性最强时期[4]，该深度范围内TOC值相对较低，但生烃潜力较高，排烃量较大（见图3 ），说明硅硼钠石等碱性矿物对有机质高效生烃具有一定的促进作用。玛湖凹陷风城组较好的生烃母质对生烃的促进作用使得页岩相对较低的有机质丰度也具有较强的资源潜力。
3.2 孔隙大小和裂缝规模是页岩油富集程度的关键要素
国际纯粹与应用化学联合会（IUPAC）按孔径大小将孔隙分为微孔（小于2 nm）、中孔（2~50 nm）和宏孔（大于50 nm）3类，建立风城组页岩不同孔隙与页岩含油性关系，结果显示页岩S1与中孔孔隙呈负相关关系，与宏孔孔体积呈正相关关系，且页岩含油性随宏孔孔体积增大显著增加（见图10 ），表明宏孔是页岩油富集的主要空间，且孔径越大、孔隙度越高，页岩含油性越好。当然，需要注意的是，受取样点数量的影响，含油性与储集能力目前反映的主要是一种趋势，后续会随着测试数据的变化更趋完善。
岩心及镜下观察到玛湖凹陷风城组页岩中裂缝广泛发育，高角度构造缝沟通不同薄层，缝中常见较好的油气显示和沥青残留（见图11a ），是页岩油纵向上运移的重要通道；微裂缝中有较好的荧光显示（见图11c 、图11d ），表明存在烃类残留。裂缝连通了孔隙、改善储集物性，是页岩油良好的储集场所和运移通道。
综合来看，储集空间的类型和规模决定了页岩油能否有效聚集并获得良好的产能，宏孔和裂缝对风城组页岩油的储集和运移起最主要的作用，孔与裂缝的发育程度和配置关系影响孔隙的有效性[30]，进而控制了页岩油的富集。
3.3 源内运移出入烃量对页岩含油性影响明显
$HI=H{{I}_{o}}\left\{ 1-\exp \left[ -{{\left( \frac{{{T}_{max}}}{\beta } \right)}^{\theta }} \right] \right\}$
${{T}_{\text{R}}}=\frac{H{{I}_{\text{o}}}-H{{I}_{\text{x}}}}{H{{I}_{\text{o}}}}$
（1）式中，HI和Tmax通过岩石热解实验测得， HIo以及β、θ均通过热解数据进行非线性拟合得出（见表2 ）。
表2 不同干酪根类型生烃动力学参数拟合值[42] |
| 干酪根类型 | β | θ |
|---|---|---|
| Ⅰ型 | 448 | -30 |
| Ⅱ1型 | 433 | -30 |
| Ⅱ2型 | 435 | -42 |
| Ⅲ型 | 433 | -47 |
在此基础上，根据HI和计算所得不同热解峰温Tmax对应TR，计算得到岩心样品的原始氢指数HIs：
$H{{I}_{s}}=\frac{HI}{1-{{T}_{R}}}$
基于物质平衡的原理，即可以计算出泥页岩岩心的运移烃量ΔQ：
$\Delta Q=H{{I}_{s}}-{{I}_{HGP}}$
${{I}_{HGP}}=\frac{{{S}_{1}}+{{S}_{2}}}{TOC}\times 100$
结果显示，风城组中超过75%页岩的ΔQ小于0，表明页岩存在外来运移烃的充注，剩余部分页岩样品的ΔQ大于0，表明这些页岩发生了明显的排烃作用。因此风城组页岩油发生了显著的运移。进一步分析ΔQ与含油性指标S1和OSI的关系，均显示出了明显的负相关关系（见图12 ），表明运移烃量会显著影响页岩的含油性，其中当页岩的外来充注烃量远大时，含油性越好；反之当页岩排出烃量越大时，含油性越差。
分析ΔQ与有机质丰度、孔隙度关系，结果显示，TOC与ΔQ呈现出正相关关系（见图13 ），并且不同有机质类型变化量存在差异，其中Ⅰ型有机质类型的页岩ΔQ随TOC的变化量最大，其次为Ⅱ1型，Ⅱ2型和Ⅲ变化不明显；孔隙度与ΔQ呈反比关系，即随着孔隙度的增大，ΔQ呈现出减小的趋势。综合来看，页岩油的运移烃量受到生烃潜力和储集物性的共同控制。有机质是页岩油富集的基础，随着TOC值的升高，含油量呈现出上升的趋势。但是储集空间对页岩油的赋存具有限制作用，当生成的页岩油超过富集上限后就会排出，而自生生烃条件不能充满储集空间的页岩层段则会接受外来烃的充注。
3.4 纹层状长英质页岩等3类页岩岩相含油性最好
不同岩相的在沉积环境、矿物组成等方面存在差异，其生烃潜力、储集能力和运移烃量也表现出不同。从矿物组成来看，长英质页岩的主要孔隙类型为粒间孔，孔隙尺度相对较大，连通性更好，孔隙度、渗透率以及孔隙大小存在明显优势，表现出有大量外来烃进入的特征（ΔQ<0 mg/g）（见表3 ），含油性最好。不同沉积组构页岩也存在差异，在同等构造应力的作用下，纹层间最容易形成层间缝，连通孔隙和高角度缝，成为油气有效的储集空间和运移通道，利于油气富集[1]。受控于以上因素，不同岩相含油性存在差异，对比风城组各岩相页岩样品的含油性特征，优选出纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和厚层状长英质页岩为有利岩相。
表3 玛湖凹陷MY1井风城组主要岩相页岩实验参数 |
| 岩相 | TOC/% | S1/(mg·g-1) | ΔQ/(mg·g-1) | 渗透率/10-3 μm2 | 孔隙度/% | 孔径/μm | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 矿物组成 | 沉积组构 | ||||||
| 长英质 | 纹层状 | 0.08~1.74（0.80） | 0.10~8.39（1.84） | -1 408.83~732.05（-246.85） | 0.011~0.047（0.070） | 0.10~9.65 （3.72） | 0.019~0.547 （0.111） |
| 薄层状 | 0.25~1.58（0.78） | 0.16~3.45（1.26） | -418.19~600.52（-121.81） | ||||
| 厚层状 | 0.14~1.85（0.71） | 0.06~3.50（1.37） | -1 726.73~497.89（-205.66） | ||||
| 灰云质 | 纹层状 | 0.44~2.33（0.99） | 0.33~4.03（0.99） | -72.99~176.67（62.34） | 0.012~0.019（0.014） | 1.37~4.76 （2.46） | 0.014~0.079 （0.030） |
| 厚层状 | 0.08~0.90（0.47） | 0.11~2.78（0.73） | -505.54~329.21（-116.48） | ||||
| 混合质 | 纹层状 | 0.09~2.00（0.72） | 0.09~3.78（0.95） | -2 138.22~224.79（-182.46） | 0.011~0.015（0.013） | 1.75~3.15 （2.45） | 0.017~0.050 （0.029） |
注：括号内为平均值 |
其中，纹层状长英质页岩主要发育粒间孔和粒内溶孔，孔径较大，主要为10~100 nm，部分可达微米级，孔隙形态好，主要为狭缝型和墨水瓶状，为页岩油的富集提供了良好的空间基础（见图14 ）；多温阶热解结果显示，纹层状长英质页岩含油量较高，可动油比例高（见表1 ），是玛湖凹陷风城组页岩油富集最主要的有利岩相。纹层状灰云质页岩主要矿物为碳酸盐矿物，有机质含量中等，类型较好，具有良好的生烃条件；孔隙类型以粒内溶孔为主，宏孔含量低于纹层状长英质页岩，连通性较差（见图14 ）；该岩相页岩总含油量高，但可动油占比较低，最大可动油量低于纹层状长英质页岩（见表1 ）。厚层状长英质页岩有机质含量相对低，生烃潜力较小，但孔喉发育且连通性较好，高外来充注烃量（见表3 ）；该类岩相的总含油量在3种有利岩相中为最低，但具有可动油含量较高、占比大的特征（见表1 ）。
综合以上分析，生烃能力和储集能力是页岩油富集的基础，运移烃量受页岩生储能力的共同控制影响页岩含油性，而岩相则能综合反映生烃能力和储集能力。所以，在优选页岩油甜点段时，可以首先聚焦优势岩相发育层段。
4 页岩油富集模式
4.1 页岩油富集模式
综合分析玛湖凹陷风城组页岩油富集条件，建立风城组页岩油富集模式（见图15 ）。页岩油具有源内自生自储的特征，页岩层系内的微小单元间存在页岩油的相对运移。具体表现为页岩层系内有机质丰度高、生烃潜力较强的层段生成的原油首先在原地聚集，满足自身吸附和储集作用后，随生烃量的增加，多余的原油在地层超压的驱动下通过微裂缝和层理缝等优势运移通道排出，在层系内经短距离运移至邻近位置储集能力较好的页岩中，以游离态赋存，形成了页岩层系内部源储富集模式（见图15 ），根据其聚集过程可以划分为原地富集（M1）和运移富集（M2）两种类型。
原地富集型页岩既是良好的生油岩，也有较好的页岩油储集能力，具有有机质丰度高且储集孔隙空间好的特征（见图15 ），以纹层状长英质页岩和纹层状灰云质页岩为主。该类页岩内部富有机质泥质纹层具有较高的生烃潜能，长英质和灰云质薄夹层矿物粒度相对较大，发育大量粒间孔和粒内溶孔，为富有机质纹层生成页岩油的赋存提供了场所，整体表现出较好的含油性，是目前页岩油开发的首要目标。
运移富集型页岩生烃能力相对较弱，储集能力较强，具有低有机质丰度、高孔隙度的特征（见图15 ），以厚层状长英质为主。该类型自身生烃不足、含油性较差，但其以周围高有机质丰度岩层排出烃作为烃类来源，经运移充注后含油性得到改善，成为良好的页岩油富集层段，为夹层型页岩油的主要开发目标。
4.2 页岩油有利富集层段
5 结论
玛湖凹陷风城组页岩岩石组分以长英质矿物和碳酸盐矿物为主，黏土矿物含量较低，是一套生烃条件较好，孔渗条件较优且微裂缝发育的混积型陆相湖泊页岩，具有丰富页岩油资源潜力。
风城组页岩油的富集主控因素包括有机质丰度和类型、储集物性、运移烃量及岩相。其中，有机质是页岩油富集的基础；宏孔是页岩油富集的主要空间，裂缝是页岩油良好的运移通道和储集空间；生烃潜力与储集能力控制运移烃量，影响页岩油的富集，有外来烃注入的页岩含油性好；岩相是生烃能力和储集能力的综合反映，含油性存在差异，玛湖凹陷风城组页岩油富集的有利岩相为纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和厚层状长英质页岩。
风城组页岩层系内微小单元存在页岩油的相对运移，形成了页岩层系内部源储富集模式，根据其聚集过程可以将其划分为原地富集型和运移富集型两种。在明确有利岩相的基础上，综合其他页岩油富集主控因素，优选出风城组页岩油富集的甜点层段主要集中在风二段。
符号注释：
GR——自然伽马，API；HI——氢指数，mg/g；HIo——泥页岩原始氢指数，mg/g；HIs——岩石样品原始氢指数，mg/g；HIx——不同热解温度对应模拟氢指数，mg/g；IHGP——现今生烃潜力，mg/g；OSI——含油饱和度指数，mg/g；Rc——等效镜质体反射率，%；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；S1-1——轻质烃含量，mg/g；S1-2——轻中质烃含量，mg/g；S2-1——重质烃含量，mg/g；Tmax——最高热解峰温度，℃；TOC——总有机碳含量，%；TR——干酪根转化率，%；β，θ——动力学参数，无因次；ϕCNL——补偿中子孔隙度，%；ρ——密度，g/cm3；ΔQ——运移烃差值，mg/g；Δt——声波时差，µs/m。