濟陽坳陷渤南洼陷頁巖油氣形成條件研究

張善文，王永詩，張林曄，李 政，朱家俊，鞏建強，郝運輕

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257001;2.中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

濟陽坳陷渤南洼陷頁巖油氣形成條件研究

張善文1，王永詩2，張林曄2，李 政2，朱家俊2，鞏建強2，郝運輕2

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257001;2.中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

通過大量地震、鉆井、測井、礦物、地球化學(xué)、物性資料分析，認為濟陽坳陷渤南洼陷古近系沙一段、沙三下和沙四上亞段頁巖分布面積廣，有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型以I—II型為主，有機質(zhì)成熟度分布范圍寬，具備形成大量頁巖油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，三套泥頁巖全巖礦物組成中粘土礦物含量低，脆性礦物含量高，以碳酸鹽含量為主，利于頁巖油氣的開采。頁巖中壓力系數(shù)高，各類微孔隙、微裂縫發(fā)育，從而容易形成網(wǎng)狀的油氣儲存體系，利于頁巖油氣的保存。含油、水飽和度分析資料顯示，渤南洼陷沙三下亞段12上—13上層組頁巖中具有較高的單位巖石含油氣量，是頁巖油氣勘探的有利層段，其中的紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r是最有利的巖石類型，具有較好的頁巖油氣勘探前景。

頁巖油氣;古近系;陸相頁巖;礦物組成;有機碳含量

1 前言

頁巖作為生成油氣的源巖，其中蘊含著大量的油氣資源，而頁巖油氣在北美的成功勘探、開發(fā)引起勘探家對這一目標(biāo)的高度關(guān)注和重視。頁巖油氣在全球已成為現(xiàn)實的油氣勘探開發(fā)重要目標(biāo)。大量資料表明，北美地區(qū)頁巖油氣主要產(chǎn)自海相地層［1～6］，而我國東部主要含油氣盆地的頁巖主要為陸相沉積，如何系統(tǒng)地研究我國東部陸相盆地頁巖油氣形成條件，對推動中國東部頁巖油氣的勘探開發(fā)具有重要意義。中國東部濟陽坳陷的渤南洼陷古近系陸相頁巖中已發(fā)現(xiàn)頁巖油氣，文章利用大量分析測試、錄井、測井資料，通過對渤南洼陷陸相含油氣頁巖的生烴條件、儲集條件及含油氣性進行系統(tǒng)分析，探討渤南洼陷形成頁巖油氣的形成條件，以期為陸相盆地頁巖油氣的勘探開發(fā)提供借鑒。

2 區(qū)域地質(zhì)概況

渤南洼陷是渤海灣盆地濟陽坳陷沾化凹陷中部的一個三級負向構(gòu)造單元，其北以埕東凸起為界，南與陳家莊凸起相鄰，西與義和莊凸起相接，東與孤北洼陷、孤島凸起相連，勘探面積約為600 km2(見圖1)。

據(jù)鉆井解釋，渤南洼陷自下而上沉積了寒武—奧陶系海相碳酸鹽巖、石炭—二疊系海陸交互相煤系沉積、中生界—新生界陸相沉積，渤南洼陷在古近紀期間始終處于沾化凹陷的沉積中心部位。沉積地層厚度大，在坳陷湖盆演化過程中，洼陷受到邊緣埕南、孤西、義東等斷裂帶及區(qū)域構(gòu)造升降活動的影響，形成北斷南超的沉積構(gòu)造格局。渤南洼陷自1964年開始勘探以來，已在周邊發(fā)現(xiàn)了渤南、羅家、義東、埕東、孤島、墾西、陳家莊共7個大中型油氣田。初步統(tǒng)計，至2011年年底，已有11口探井在沙一段、沙三下亞段頁巖中獲得工業(yè)油氣流，在8口探井的沙三下亞段和沙四上亞段頁巖中獲低產(chǎn)油氣流，主要以產(chǎn)油為主，顯示渤南洼陷具有良好的頁巖油氣勘探開發(fā)前景。新生代喜山期的構(gòu)造作用使該區(qū)湖盆演化經(jīng)歷了多次湖侵和湖退旋回，在湖盆演化的斷陷加速期和斷陷鼎盛期發(fā)育了沙一段、沙三下亞段和沙四上亞段三套重要的暗色頁巖。大量研究表明，這3套陸相頁巖是已發(fā)現(xiàn)油氣的主要烴源巖［7～10］，與該區(qū)頁巖油氣發(fā)現(xiàn)層系一致，也是文章所要研究的主要層系。

圖1 渤南洼陷構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of Bonan sub-sag

3 頁巖油氣的生成條件

3.1 泥頁巖的發(fā)育特征

渤南洼陷沙四上亞段頁巖為半深湖—鹽湖相沉積，此時期為斷陷初期，氣候開始由干旱轉(zhuǎn)為濕潤，斷陷活動逐漸加強，湖盆面積逐漸擴大，為水進體系域下沉積的一套主要由紋層頁巖、鈣質(zhì)紋層頁巖和深灰色泥巖組成的烴源層系。分布在洼陷中部偏北，呈長條形分布，暗色頁巖厚度約為50～300 m，埋藏深度一般為2000～5600 m，最大埋深可達6000 m以上。

沙三下亞段頁巖主要發(fā)育于微咸水—淡水湖相沉積，在溫暖潮濕氣候條件下，各種生物十分繁盛，形成多套深灰色、灰色泥巖、油頁巖和油泥巖。沙三下亞段泥頁巖分布面積廣，暗色頁巖厚度約為100～600 m，最厚可達680 m左右，埋藏深度一般為1800～4600 m，最深可達5000 m以上，構(gòu)成渤南洼陷的主力烴源巖層系也是頁巖油氣最為發(fā)育的層系。

沙一段頁巖為咸水—半咸水湖相沉積，此時期再一次湖進開始，湖盆重新擴大到一個新階段，廣泛發(fā)育了生物灰?guī)r、白云質(zhì)泥頁巖、鈣質(zhì)泥巖和油頁巖等。有兩個沉積中心，暗色頁巖厚度約為200～300 m，最厚可達 450 m左右，埋深為 1500～3600 m，最大埋深可達3800 m以上。

3.2 泥頁巖的地球化學(xué)特征

大量地球化學(xué)分析測試結(jié)果表明，渤南洼陷這3套頁巖有機質(zhì)豐度高(見表1)，沙四上亞段泥頁巖有機碳含量為1.0% ～2.0%，最高可達4.2%，氯仿瀝青“A”含量為0.1160% ～0.3376%，最高可達1.37%;沙三下亞段泥頁巖有機碳含量為2.0% ～5.0%，最高可達9.3%，氯仿瀝青“A”含量為 0.2177% ～0.5214%，最高可達 3.1%;沙一段泥頁巖有機碳含量為 3.5% ～6.0%，最高達10.3%，氯仿瀝青“A”含量為0.2457% ～0.7132%，最高可達1.5%。3套泥頁巖有機碳含量均由洼陷邊部向中部逐漸增大。

表1 渤南洼陷3套泥頁巖地球化學(xué)參數(shù)統(tǒng)計表Table 1 Statistics of geochemical parameters of the three sets of shale in Bonan sub-sag

據(jù)全巖光片和干酪根有機顯微組分鑒定，沙三下亞段和沙四上亞段有機質(zhì)的主要來源為低等水生生物，有機顯微組分中以藻類體為主，有機質(zhì)類型主要為I—II1型。3套泥頁巖的有機質(zhì)成熟度變化范圍較寬，Ro隨埋深的增加而增大，其中沙一段泥頁巖Ro分布在0.29% ～0.70%，主要處于低成熟階段，洼陷帶局部地區(qū)進入成熟演化階段;沙三下亞段泥頁巖Ro分布在0.52% ～0.92%，主要處于成熟演化階段;沙四上亞段泥頁巖 Ro為0.54% ～1.44%，主體處于成熟演化階段，北部洼陷帶已進入高成熟演化階段。這與已發(fā)現(xiàn)頁巖油氣相態(tài)具有較好的一致性，如渤南洼陷南部的羅家地區(qū)沙三下亞段埋藏深度為2500～3400 m，主要以頁巖油為主。而在北部洼陷帶的渤深5井，沙四上亞段埋深在4491.89～4587.33 m處的頁巖發(fā)育段，中途測試，日產(chǎn)3533 m3天然氣，表明有機質(zhì)成熟度決定了頁巖油氣的賦存相態(tài)。

4 頁巖油氣的儲集條件

4.1 泥頁巖的全巖礦物組成

“X”衍射全巖礦物分析結(jié)果表明(見表2)，渤南洼陷沙四上亞段、沙三下亞段和沙一段泥頁巖全巖礦物中碳酸鹽含量較高，沙四上亞段19塊頁巖樣品全巖礦物中碳酸鹽含量最高可達90%以上，平均為62%。沙三下亞段434塊樣品碳酸鹽含量最高為89%，平均為58%。沙一段16塊樣品碳酸鹽含量最高為60%以上，平均為37%。3套頁巖中碳酸鹽含量均以方解石為主，沙三下亞段和沙四上亞段頁巖方解石含量平均值在50%以上，個別樣品以白云巖為主;三套頁巖樣品的粘土礦物含量均低于50%，沙三下亞段434塊和沙四上亞段19塊樣品粘土礦物含量平均值均小于20%，沙一段16塊樣品平均值為24%。3套頁巖中均含有一定量的石英，沙一段頁巖樣品石英含量較高，均值為30%，而沙三下亞段和沙四上亞段頁巖樣品均值在20%以下?？傮w上看，3套頁巖全巖礦物組成均表現(xiàn)出低粘土、高脆性礦物的特征。

表2 渤南洼陷3套頁巖地全巖礦物百分比組成統(tǒng)計表Table 2 Statistics of mineral composition of the three sets of shale in Bonan sub-sag %

4.2 泥頁巖儲集空間類型

據(jù)巖心觀察、掃描電鏡、薄片鑒定及熒光觀察結(jié)果，渤南洼陷泥頁巖儲集空間可分為微孔和裂縫，以微孔為主，裂縫次之。微孔主要為粘土礦物晶間微孔、碳酸鹽晶間微孔、黃鐵礦晶間微孔及砂質(zhì)微孔，孔徑一般為1～10 μm。粘土礦物主要為伊蒙間層礦物和伊利石，定向性強，因此晶間微孔均以片狀為主(見圖2(a))，大小多在5 μm以下。方解石是本層段主要礦物，隱晶結(jié)構(gòu)為主，部分為顯微—微晶結(jié)構(gòu)，常構(gòu)成灰質(zhì)紋層或與泥質(zhì)礦物相混產(chǎn)出，局部見微細晶方解石紋層。偏光顯微鏡下可見灰質(zhì)紋層亮晶方解石晶間含黑色瀝青質(zhì)(見圖2(b))，最大可達50 μm，電鏡下觀察方解石晶間微孔常和粘土礦物微孔相互疊合(見圖2(c))，因此也多在5 μm以下。黃鐵礦呈草莓狀集合體分散產(chǎn)出，晶形完好，發(fā)育微米以下級別的微孔隙。陸源砂質(zhì)常分散于泥質(zhì)之中或呈條帶產(chǎn)出，電鏡觀察砂質(zhì)條帶見粒間微孔。

圖2 羅69井沙三下亞段泥頁巖孔隙型儲集空間Fig.2 Reservoir space with pores in shale of the Lower Es3 in Well Luo 69

裂縫按成因可分為成巖微裂縫和構(gòu)造微裂縫兩類，前者主要包括層間微裂縫和超壓微裂縫(被亮晶方解石或白云石充填)。后者按照產(chǎn)狀主要為斜交裂縫，尚見近垂直層面裂縫，按照充填程度可分充填型、半充填型和未充填型。層間微裂縫在不同成分紋層間發(fā)育(見圖3(a)～(c))，寬度較窄，均在0.02 mm以下，但其重要意義在于發(fā)育潛在微裂縫而且容易順層延續(xù)。超壓微裂縫在烴源巖生烴增壓演化過程中，烴源巖大量排水和各類陽離子，因此常常引起礦物溶解及再沉淀，表現(xiàn)為重結(jié)晶的方解石晶體充填于增壓過程中產(chǎn)生的順層縫中(見圖3(d))，重結(jié)晶的晶體常發(fā)育晶間孔縫。巖石在構(gòu)造應(yīng)力作用下形成的裂縫系統(tǒng)，構(gòu)造裂縫在巖心上觀察縫面較平直，常見紋層錯斷現(xiàn)象。這些裂縫常常被方解石充填，但鏡下觀察可見充填殘余孔隙，并見充填有黑色瀝青質(zhì)(見圖3(e))，為油氣運聚證據(jù)。另外，偏光顯微鏡鏡下尚見不規(guī)則未充填微裂縫(見圖3(f))。

圖3 羅69井沙三下亞段裂縫型儲集空間Fig.3 Reservoir space with cracks in the Lower Es3 formation in Well Luo 69

大量統(tǒng)計表明，隨著泥巖中脆性礦物成分含量的增加，巖石的強度和脆性程度提高，則泥巖層中裂縫的密度增大［11］。據(jù)渤南洼陷三套泥頁巖全巖礦物組成分析測試數(shù)據(jù)，脆性礦物含量高，無疑易于形成裂縫。據(jù)熒光觀察可見部分裂縫和方解石晶間孔發(fā)綠色熒光，具有較好的含油性。裂縫在地下既是油氣儲集空間，同時連通了泥質(zhì)巖本身的孔隙，通過裂縫網(wǎng)狀系統(tǒng)連續(xù)分布，擴大了供烴范圍，提高了儲集層的滲流能力［12～14］。

4.3 泥頁巖的孔隙度與滲透率

利用煤油法對渤南洼陷38塊沙一段和53塊沙三下亞段泥頁巖取心，做出孔隙度隨深度變化圖(見圖4)，沙一段泥頁巖樣品埋深主要處于1000～3000 m，其孔隙度隨埋深的增加而減小，孔隙度由20.7%減小到2.7%。而沙三下亞段泥頁巖樣品主要處于2000 ～4700 m，在2000～3000 m，孔隙度由14.4%降到7%。但3000 m以下，孔隙度則較為分散，孔隙度為1.2% ～10%。在4000 m以下，孔隙度主要為1.2% ～5%，表明在中、晚成巖作用過程中，大量生成了次生孔隙。次生孔隙的存在導(dǎo)致不同類型的泥頁巖孔隙度在相同埋深具有一定的差異性，是油氣的有利存儲空間。利用酒精法對羅69井503塊沙三下亞段和14塊沙四上亞段泥頁巖發(fā)育段密閉取芯樣品進行孔隙度分析，沙三下亞段泥頁巖埋藏深度為2932.5 ～3127 m，孔隙度主要分布在2% ～7%，最高可達15.9%。沙四上亞段泥頁巖埋藏深度在3127～3141 m，孔隙度主要分布在2% ～9%，最高可達11.5%，均具有較高的油氣儲存空間。

對羅69井499塊沙三下泥頁巖水平滲透率分析結(jié)果表明，最大可達6870×10－3μm2，一般小于10×10－3μm2。樣品可分為兩種類型，有裂縫的和無明顯裂縫的。無明顯裂縫樣品的滲透率為(0.0067 ～2.9)×10－3μm2，一般小于 1×10－3μm2。有裂縫的樣品滲透率最小為 0.161×10－3μm2，最高可達493×10－3μm2。沙四上亞段樣品與沙三下亞段相似，10塊有裂縫樣品滲透率分布在(0.862～56.2)×10－3μm2，無明顯裂縫的 15 塊樣品滲透率為(0.0048 ～ 0.529)× 10－3μm2，一般小于 0.1×10－3μm2，可見裂縫對滲透率具有重要的影響(見圖5)。泥頁巖的基質(zhì)滲透率一般由于泥頁巖孔隙微細(直徑一般小于2 nm)且連通性差而普遍較低，但頁巖中天然發(fā)育的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)無疑可極大地增加其基質(zhì)滲透率，即使泥頁巖中天然裂縫不發(fā)育，泥頁巖本身就具有一定的脆性或受力薄弱帶，也可在壓裂時產(chǎn)生大量的裂縫，從而實現(xiàn)商業(yè)開采。

圖4 渤南洼陷頁巖埋深與孔隙度關(guān)系圖Fig.4 Relationship of porosity and buried depth of the shale in Bonan sub-sag

圖5 羅69井沙三下、沙四上亞段泥頁巖孔隙度與滲透率關(guān)系Fig.5 Relationship of porosity and permeability of the Lower Es3 and Upper Es4 shale in Well Luo 69

4.4 泥頁巖壓力場特征

地層測試資料計算結(jié)果表明，渤南洼陷沙四上亞段、沙三下亞段和沙一段頁巖壓力場從常壓到異常高壓均有分布，壓力系數(shù)一般為1.0～1.5，最高可達1.8左右。渤南洼陷地溫梯度主要集中于(2.8～4.0)℃/100 m，而獲得工業(yè)性頁巖油氣流的泥頁巖發(fā)育段主要在2600 m以下，已進入生烴演化階段。油氣的大量生成使巖石孔隙中的烴飽和度迅速增加，加之可能存在的欠壓實等增壓機制，使得烴源巖中高壓異常得以形成，并伴隨高能量的聚集。張光亞等利用莫爾圓分析了超壓與地應(yīng)力對泥質(zhì)巖裂縫形成的貢獻，認為異常高的孔隙流體壓力會降低巖石的強度，剩余孔隙流體壓力達到巖石破裂極限時，最終導(dǎo)致烴源巖的順層破裂，從而使烴類自烴源巖內(nèi)排出，高壓異常的存在既是烴源巖中烴類初次運移的重要動力，同時對頁巖內(nèi)部油氣又具有較強的封蓋作用［15］。

5 泥頁巖的含油氣性

巖石樣品油水飽和度的測定需要新鮮巖心及時密封進行分析測試，從而保證分析結(jié)果的可靠性。2010年年底，在渤南洼陷羅69井沙三下亞段和沙四上亞段密閉取芯221.56 m，其中對沙三下亞段泥頁巖樣品進行大量含油、水飽和度的分析測試工作，從而為頁巖含油氣性的研究工作奠定了堅實的基礎(chǔ)。

5.1 泥頁巖含油氣量測定

由于目前準(zhǔn)確確定泥頁巖的含油飽和度存在技術(shù)上的困難，文章以測定殘余水飽和度(Sw)，并用1－Sw推算泥頁巖的含油氣飽和度［16］，再與孔隙度的乘積換算出每單位巖石的含油氣體積。根據(jù)分析測試及計算結(jié)果，羅69井沙三下亞段泥頁巖含油氣飽和度為18.5% ～96.4%，每立方米巖石含油氣體積為0.00259 ～0.14628 m3，且具有一定的可動油氣量，但分布范圍較寬。為了明確含油氣富集段的縱向分布，參考以往渤南洼陷層組劃分原則，根據(jù)電性特征可將渤南洼陷沙三下亞段細分為6個層組，從上而下分別為 10、11、12上、12下、13上、13下(見圖6)。薄片、X衍射分析資料表明，10層組以層狀灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r為主，在電阻率曲線上表現(xiàn)為鋸齒狀高阻特征;11層組以層狀灰質(zhì)泥巖為主，在電阻率曲線上表現(xiàn)為低阻特征;12上層組以紋層—層狀泥質(zhì)灰?guī)r、層狀泥質(zhì)灰?guī)r為主，夾薄層灰質(zhì)泥巖，表現(xiàn)為圓弧狀高阻特征;12下層組以紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r為主，夾層狀泥質(zhì)灰?guī)r、紋層—層狀泥質(zhì)灰?guī)r，表現(xiàn)為剪刀型高阻特征;13上層組為紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r、紋層—層狀泥質(zhì)灰?guī)r，表現(xiàn)為山丘型高阻;13下層組為紋層—層狀泥質(zhì)灰?guī)r、層—紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r，表現(xiàn)為電阻逐漸降低的低阻特征。

圖6 羅69井沙三下亞段綜合錄井圖Fig.6 Compound logging map of the Lower Es3 formation in Well Luo 69

從羅69井沙三下亞段泥頁巖含油氣性縱向分布來看，12上—13上層組泥頁巖孔隙度和含油氣飽和度均較高，具有較高的單位巖石含油氣量(見圖7)。巖石類型主要以紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r為主，此種巖石類型為方解石和富含有機質(zhì)泥巖互層，有機質(zhì)含量高，有利于形成大量油氣，方解石礦物晶間孔發(fā)育，是重要的儲集空間，而且脆性礦物含量高，易形成裂縫，可有效溝通孔隙，形成網(wǎng)絡(luò)狀儲存空間。相比較而言，10組、11組和13下層組泥頁巖含油氣性略差，且含油氣和單位巖石含油氣量飽和度低于其他層組，主要以層狀泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖為主。

5.2 泥頁巖含油氣性的測井響應(yīng)

通過實際分析測試數(shù)據(jù)與測井資料相結(jié)合，將渤南洼陷沙三下亞段泥頁巖含油氣性的測井響應(yīng)劃分為4類不同級別。

1)高孔高阻類。在常規(guī)測井曲線上，自然電位(spontaneous potential，SP)異常幅度明顯，自然伽馬(gamma-ray，GR)為中等值;聲波測井(acoustic logging，AC)和補償中子測井(compensated neutron logging，CNL)大，密度測井(density logging，DEN)小，說明物性較好;電阻(R)高，同時AC—R4(R4指4 m底部電阻率梯度，4指的是電極距，單位:m)有明顯交匯，說明含油性較好，定為I類層。渤南洼陷工業(yè)性頁巖油氣流井主要發(fā)育于這種顯示的井段，這類儲層孔隙度為4% ～13.6%，主要在12上—13上層組。

圖7 羅69井沙三下亞段頁巖孔隙度與含烴飽和度關(guān)系Fig.7 Relationship of porosity and hydrocarbon saturation of the Lower Es3 shale in Well Luo 69

2)中孔中阻類。在12下和13上地層中扣除掉I類儲層后，電阻率相對較高。這類儲層孔隙度為4.2% ～8.7%，在常規(guī)測井曲線上，R、AC、CNL、DEN曲線值中等，SP無幅度差，說明物性較一類差，油氣充滿度也稍微遜色于I類層，定為II類層。

3)低孔中阻類。在13下有一明顯臺階，電阻率陡然下降，密度陡然升高，這是典型不含油的灰?guī)r儲層特征。這類儲層孔隙度為2.4% ～6.8%，在常規(guī)曲線上呈現(xiàn)密度高、聲波中子低、自然電位無幅度差的特征，這說明這類儲層灰質(zhì)含量高，全巖礦物“X”衍射也證實該類儲層為泥質(zhì)灰?guī)r。這類儲層物性較低，電阻率中等，說明油氣充滿度也不高，定為III類層。

4)低孔中阻類。在10層—11層組主要發(fā)育這類儲層，孔隙度為2.2% ～10%。在常規(guī)測井曲線上，AC、CNL、GR 高，DEN 低，說明泥質(zhì)含量較高，從而R偏低、SP無幅度差。從常規(guī)曲線來看，這類儲層泥質(zhì)含量高，物性差，油氣充滿度低，但從地化資料分析來看，有機碳和生烴潛量均較高，表明含油氣性很好，所以還有一定資源量，定為Ⅳ類層。

由于渤南洼陷沙一段和沙四上亞段泥頁巖的含油、水飽和度尚未進行分析測試，對沙三下亞段泥頁巖含油氣性的研究工作為下一步渤南洼陷在沙一段和沙四上亞段頁巖油氣的勘探提供了參考。

6 勘探部署與鉆探效果

通過對渤南洼陷頁巖油氣形成條件分析，勝利油田制訂了針對沙三下亞段不同類型含油氣品質(zhì)泥頁巖分別鉆探、了解其儲集性能和產(chǎn)能的勘探部署原則，首選部署鉆探I+II類含油氣品質(zhì)段的2口水平井，分別位于預(yù)測天然裂縫發(fā)育區(qū)的渤頁平1井和不發(fā)育區(qū)的渤頁平2井，了解其儲集性能和產(chǎn)能，其次部署了針對Ⅵ類含油氣品質(zhì)段部署1口水平井和渤頁平3井。其中渤頁平1井于2011年9月28日開鉆，12月12日完鉆，2012年1月6日順利完井，完鉆井深為4335 m，其中水平段為1483 m，水平段錄井見氣測異常10層315 m，見油斑2層56.54 m，取得了較好的鉆探效果。

7 結(jié)語

1)渤南洼陷三套頁巖分布面積廣、厚度大、有機質(zhì)豐度高、有機質(zhì)類型好，具備形成頁巖油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)。頁巖有機質(zhì)成熟度決定了頁巖油氣的賦存相態(tài)，沙三下亞段和沙一段應(yīng)以頁巖油勘探為主，沙四上亞段則應(yīng)頁巖油氣兼探，具有北氣南油的特點。

2)渤南洼陷三套泥頁巖全巖礦物組成中粘土礦物含量低，脆性礦物含量高，以碳酸鹽含量為主，利于頁巖油氣的開采。泥頁巖中各類微孔隙、微裂縫發(fā)育，壓力系數(shù)高，從而形成網(wǎng)狀的油氣儲存體系，利于頁巖油氣的保存。

3)渤南洼陷沙三下亞段12上—13上層組頁巖有機質(zhì)豐度高、儲集條件好，含油氣量高，是頁巖油氣勘探的有利層段，其中的紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r是最有利的巖石類型，通過鉆探取得了較好的效果，具有較好的頁巖油氣勘探前景。

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Formation conditions of shale oil and gas in Bonan sub-sag，Jiyang Depression

Zhang Shanwen1，Wang Yongshi2，Zhang Linye2，Li Zheng2，Zhu Jiajun2，Gong Jianqiang2，Hao Yunqing2
(1.Shengli Oilfield Branch of SINOPEC Co.Ltd.，Dongying，Shandong 257001，China;2.The Geological Scientific Research Institute of Shengli Oilfield Branch，SINOPEC Co.Ltd.，Dongying，Shandong 257015，China)

Through abundant data of seism，drilling，logging，mineral，geochemistry and physical properties，it is concluded that the shale of Paleogene Es1，Lower Es3 and Upper Es4 in Bonan sub-sag，Jiyang Depression is characterized by wide distribution and high abundance，better types(mainly with type I and II)and wide maturity range of organic matter，with a material basis for the formation of shale oil and gas in a large scale.Meanwhile，the low content of clay mineral and high content of brittle mineral(mainly with carbonate)in the 3 sets of shale are favorable for the exploitation of shale oil and gas.In addition，the high pressure coefficient and the development of different micro-pores and micro-cracks in the shale are also favorable for the preservation of shale oil and gas，because the reticular storage system is easy to form under this condition.According to the oil and water saturation data，the upper of No.12 layer to upper of No.13 layer in the Lower Es3 formation are the favorable layers for shale oil and gas exploration in Bonan sub-sag because of their high oil and gas content in unit rock.Especially，as the most favorable rock type，the lamiated argillaceous limestone could be effectively explored.

shale oil and gas;Paleogene;terrestrial shale;mineral composition;organic carbon content

TE8

A

1009－1742(2012)06－0049－07

2012－04－06

國家自然科學(xué)基金資助項目(41072096)

張善文(1955—)，男，山東文登市人，教授級高級工程師，主要從事油氣成藏研究;E－mail:zhangshanwen.slyt@sinopec.com