鄂爾多斯盆地西南部彬長區(qū)塊三疊系延長組7段3亞段頁巖油勘探前景探討

李志明，陶國亮，黎茂穩(wěn)，錢門輝，謝小敏，蔣啟貴，劉 鵬，鮑云杰,夏東領(lǐng)

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126; 2.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室,江蘇 無錫 214126; 3.中國石化 油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126； 4.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

世界石油工業(yè)正在從常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣跨越[1]。美國憑借非常規(guī)油氣的大規(guī)模商業(yè)化開發(fā)，已成功擺脫了原油主要依賴進(jìn)口的局面,向?qū)崿F(xiàn)能源獨立的目標(biāo)邁進(jìn)。中國鄂爾多斯盆地憑借非常規(guī)油氣資源尤其致密油勘探開發(fā)的快速發(fā)展，其年產(chǎn)油氣當(dāng)量已超過松遼盆地而成為中國最大的油氣生產(chǎn)基地。鄂爾多斯盆地的致密油資源主要分布在湖盆中部三疊系延長組7段中上部(長71亞段和長72亞段)致密砂巖儲層(孔隙度6%～12%，滲透率小于0.3×10-3μm2)[2-3]，2014年探明了中國第一個億噸級大型致密油油田—新安邊油田，近年已建設(shè)4個工業(yè)先導(dǎo)試驗區(qū)[2,4-5]，已形成姬塬、華慶、安塞和鎮(zhèn)原-合水4個探明地質(zhì)儲量10×108t級整裝含油富集區(qū)[2]。同時，已有多口鉆井在長7段烴源巖層(長73亞段)中獲工業(yè)油流，預(yù)示著長7段也有較大的頁巖油勘探前景[6]。長7段致密油主力產(chǎn)區(qū)分布于盆地中南部，范圍北起陜西定邊縣、南抵甘肅正寧縣、西至甘肅環(huán)縣、東至陜西延安，面積約5×104km2[5]。區(qū)內(nèi)獲工業(yè)頁巖油油流的井則主要分布于長73亞段底界埋深超過2 100 m、有機質(zhì)熱成熟度Ro大于0.85%的區(qū)域，與致密油主要發(fā)育的核心區(qū)一致。經(jīng)典的頁巖油定義是指賦存于富有機質(zhì)頁巖(泥巖)或與之密切共生的貧有機質(zhì)巖相如碳酸鹽巖、粉砂巖或砂巖等薄層內(nèi)，通過非常規(guī)技術(shù)可采出的石油資源[7]。就鄂爾多斯盆地而言，可以將頁巖油定義為長7段湖相頁巖層內(nèi)的油氣聚集，儲集層以黑色富有機質(zhì)頁巖為主，同時包括不能單獨作為油藏單元開發(fā)的單個或多個薄砂巖夾層，屬典型的源內(nèi)油藏[8]。因此，鄂爾多斯盆地頁巖油勘探的重點目標(biāo)層系為長73亞段烴源層系。

中國石化在鄂爾多斯盆地南部擁有鎮(zhèn)涇、彬長、旬宜和富縣4個勘探區(qū)塊，總面積約1.31×104km2。據(jù)全國第三次資源評價成果，探區(qū)內(nèi)石油資源量為10.71×108t，探明率僅2.36%，已發(fā)現(xiàn)的油層主要分布在延長組的長2段、長4+5段、長6段、長8段和長9段,原油主要源自長73亞段油頁巖[9-11]，同時長7段中上部本身也已成為鄂爾多斯盆地南部致密油勘探的重點突破層[12]，但對于鄂爾多斯盆地西南部長73亞段烴源層系是否具有頁巖油勘探潛力尚無系統(tǒng)評價。為此，本文以位于正寧縣西南12 km處(中國石化彬長區(qū)塊東北部)的B-1井長73亞段取心段為例，在系統(tǒng)剖析取心段含油性及其賦存形式特征基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究成果，探討評價鄂爾多斯盆地西南部彬長區(qū)塊長73亞段頁巖油勘探前景，旨在為鄂爾多斯盆地西南部頁巖油勘探?jīng)Q策提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地位于華北克拉通盆地的西南部，是在華北地臺基礎(chǔ)上發(fā)展演化形成的，在古老的變質(zhì)巖基底上大范圍接受沉積的時間長達(dá)400～500 Ma。期間經(jīng)歷加里東構(gòu)造運動晚期、印支構(gòu)造運動晚期和燕山構(gòu)造運動晚期等多次大的抬升作用，造成了多個區(qū)域沉積間斷，構(gòu)成了不同時代盆地的疊加、復(fù)合，為多重疊合型盆地[2]。其中，晚三疊世時期，華北陸塊與揚子陸塊碰撞拼接，受秦嶺造山活動的影響，在華北陸塊西南部的鄂爾多斯地區(qū)形成了大型陸相湖盆[13]。區(qū)域探井揭示上三疊統(tǒng)為鄂爾多斯盆地主要的含油層，根據(jù)沉積特征自下而上可進(jìn)一步分為長10段—長1段，其中長10段—長7段沉積期，為湖盆形成到發(fā)展的湖進(jìn)期，至長7段沉積期湖盆演化達(dá)到全盛[8]。揚子與華北陸塊碰撞、秦嶺造山的區(qū)域構(gòu)造活動的活躍是引起長7段最大湖泛的主要動力因素，為優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育提供了基本的地質(zhì)條件，同期頻繁的火山噴發(fā)活動與湖底熱液活動等共同促進(jìn)了優(yōu)質(zhì)烴源巖的大規(guī)模發(fā)育[14]。長7段自下而上可分為3個小層，即長73亞段主要為黑色油頁巖，長72亞段以暗色泥巖為主，夾薄層粉-細(xì)砂巖，長71亞段發(fā)育暗色泥巖和中-薄層細(xì)砂巖[15]，其中長73亞段既是鄂爾多斯盆地主力優(yōu)質(zhì)烴源層，同時也是凝灰?guī)r最發(fā)育的層段[16-17]，此外盆地南部發(fā)育濁積巖、震積巖及同沉積構(gòu)造變形[18]。鄂爾多斯盆地現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)總體顯示為東翼寬緩、西翼狹窄的不對稱盆地。盆地邊緣斷裂褶皺較為發(fā)育，而盆地內(nèi)部構(gòu)造為一個平緩西傾的單斜，地層傾角一般不足1°，局部發(fā)育低幅鼻隆構(gòu)造[19]。

研究區(qū)彬長區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地西南部，南北橫跨鄂爾多斯盆地渭北隆起與伊陜斜坡兩個構(gòu)造單元，主體屬于伊陜斜坡區(qū)，剖析井B-1井位于彬長區(qū)塊的東北部，屬伊陜斜坡區(qū)(圖1)。研究表明，早白堊世末之前渭北隆起應(yīng)為大型鄂爾多斯盆地的一部分，整體以沉降沉積為主，晚白堊世渭北地區(qū)整體抬升主要受控于秦嶺造山帶中晚燕山期的抬升過程;始新世—漸新世以來的斷塊翹傾作用階段，與秦嶺造山帶始新世以來的快速隆升以及渭河盆地新生代的快速斷陷作用有關(guān)[20]；彬長地區(qū)長7段中上部(長71-2亞段)有效烴源巖單井平均厚度達(dá)到10.7 m，優(yōu)質(zhì)烴源巖單井平均厚度達(dá)3.5 m，長7底部(長73亞段)有效烴源巖單井平均厚度達(dá)14.6 m，優(yōu)質(zhì)烴源巖單井平均厚度達(dá)12.6 m[20]，現(xiàn)今長7段底界埋深900～1 550 m[21]，成熟度Ro(鏡質(zhì)體反射率)值主要介于0.50%～0.75%，普遍小于0.70%[22-23]，處于主生油階段的早期。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元及研究區(qū)位置Fig.1 The locations of structural units in Ordos Basin and the study area

2 B-1井長7段取心段含油性與賦存形式特征

2.1 層位歸屬、樣品采集與分析測試方法

B-1井是中國石化華北油氣分公司在鄂南地區(qū)針對古生界油氣評價部署的一口探井，為兼顧探索評價彬長地區(qū)延長組張家灘頁巖(長73亞段)的頁巖油勘探潛力，B-1井專門在延長組取了2筒巖心，取心段深度1 433.67～1 451.58 m，取心長度17.91 m。取心段巖心低溫剖切、洗磨處理以及白光和熒光巖心圖像掃描、伽馬能譜分析在中國石化勝利油田分公司巖心庫完成。已有的研究資料[6，12，24]表明相對長72亞段和長8段而言，長73亞段具有高自然伽馬(且變化劇烈)、高聲波時差、高感應(yīng)電阻率和低密度的特征。因此，本文依據(jù)B-1井取心段測井資料、伽馬能譜測定結(jié)果，結(jié)合白光和熒光巖心圖像掃描和巖心觀察結(jié)果，對取心段巖心層位歸屬進(jìn)行了厘定，將1 433.67～1 447.72 m取心段歸屬于長73亞段，巖性以黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖夾灰褐色紋層狀、薄層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖為主，其中長73亞段中上部(1 433.56～1 444.11 m)以黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖夾灰褐色紋層狀、薄層狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖為主，而長73亞段下部(1 444.11～1 447.72 m)則以黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖與灰褐色薄層狀、塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖互層為特征。根據(jù)巖心精細(xì)觀察統(tǒng)計結(jié)果，黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖累計厚度14.30 m，灰褐色薄層狀、塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖累計厚度3.61 m。將1 447.72～1 451.58 m取心段歸屬于長8段，巖性以淺灰、淺灰白色層狀泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和塊狀粉砂巖為特征(圖2)。

為系統(tǒng)評價B-1井長7段取心段的含油性及其賦存形式特征，在對取心段巖心系統(tǒng)觀察描述基礎(chǔ)上，結(jié)合白光和熒光巖心圖像掃描等資料，采集典型樣品151件，對采集樣品全部開展了熱解與多溫階熱釋(解)分析，對部分典型樣品開展了有機巖石學(xué)等分析，分析測試均在中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所實驗地質(zhì)研究中心完成。

2.2 有機地球化學(xué)基礎(chǔ)參數(shù)特征

B-1井長73亞段取心段和長8段取心段典型樣品的熱解分析結(jié)果(表1；圖3)顯示，長8段取心段整體為非烴源層，而長73亞段取心段主體是一套優(yōu)質(zhì)烴源層系，尤其是長73段中上部層段，有機質(zhì)類型屬Ⅱ1。

受黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖與灰褐色紋層、層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖頻繁互層產(chǎn)出的影響，其TOC，S1，S2，HI(氫指數(shù)=S2×100/TOC)、PI(產(chǎn)率指數(shù)=S1/(S1+S2))，OSI(油飽和指數(shù)=S1×100/TOC)以及Tmax等有機地球化學(xué)基礎(chǔ)參數(shù)呈現(xiàn)顯著的非均質(zhì)性特征(圖3)。其中長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖的TOC含量介于0.06%～39.89%，平均為17.41%(n=116)；S1介于0～15.33 mg/g，平均為7.45 mg/g(n=116)；S2介于0.05～198.58 mg/g，平均為87.85 mg/g(n=116)；HI介于13～609 mg/g，平均為475 mg/g(n=116)；PI介于0～0.25，平均為0.09(n=116)；OSI介于0～94 mg/g，平均為45 mg/g(n=116)；Tmax介于425～448 ℃，平均為442 ℃(等效鏡質(zhì)體反射率Roe=0.72%)(n=116)，指示成熟度處于主生油階段的早期。而長73亞段灰褐色紋層、層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層的TOC含量介于0.96%～7.48%，平均為4.76%(n=28)；S1介于1.62～19.29 mg/g，平均為8.80 mg/g(n=28)；S2介于3.75～40.93 mg/g，平均為24.09 mg/g(n=28)；HI介于266～625 mg/g，平均為486 mg/g(n=28)；PI介于0.16～0.44，平均為0.29(n=28)；OSI介于96～380 mg/g，平均為200 mg/g(n=28)；Tmax介于410～443 ℃，平均為435 ℃(等效鏡質(zhì)體反射率Ro=0.50%)(n=28)(表1)，呈現(xiàn)未熟-低熟的特征，與黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖成熟度特征不匹配。很顯然，長73亞段層段中相對貧TOC、低S2的灰褐色紋層、層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖，具有相對高的S1,PI,OSI和相對低的Tmax值。研究表明運移烴的存在會導(dǎo)致樣品的熱解Tmax值抑制[25-27]，B-1井長73亞段層段灰褐色紋層、層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖熱解Tmax值相對較低應(yīng)與運移烴的浸染有關(guān)，并導(dǎo)致S1,PI和OSI值相對高(表1；圖3，圖4)。

參數(shù)層段/巖性長73亞段/紋層狀頁巖與層狀泥巖長73亞段/凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)粉砂巖夾層長8段/泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖TOC/%范圍0.06～39.890.96～7.480.30～2.84平均17.414.760.97S1/(mg·g-1)范圍0～15.331.62～19.290.02～0.51平均7.458.800.13S2/(mg·g-1)范圍0.05～198.583.75～40.930.05～2.46平均87.8524.090.57HI/(mg·g-1)范圍13～609266～6259～87平均47548643Tmax/℃范圍425～448410～443447～457平均442435451PI范圍0～0.250.16～0.440.17～0.43平均0.090.290.25OSI/(mg·g-1)范圍0～9496～3807～18平均4520011樣品數(shù)/件116287

圖3 鄂爾多斯盆地西南部B-1井延長組取心段綜合地球化學(xué)柱狀圖Fig.3 The composite geochemistry column of the cored interval of Yanchang Formation in Well B-1,southwestern Ordos Basin

2.3 含油性與賦存形式表征方法

富有機質(zhì)層系的含油性及其賦存狀態(tài)特征是制約頁巖層系是否具有頁巖油勘探前景的關(guān)鍵因素[28-32]。含油性表征可以通過有機地球化學(xué)分析與巖心物理方法來實現(xiàn)，但有機地球化學(xué)方法相對既快速又經(jīng)濟(jì)，并且不易遺漏巖石中不連通的封閉孔隙中的烴類[29]，故有機地球化學(xué)分析是富有機質(zhì)層系含油性表征的最實用方法，主要是通過測定泥頁巖中氯仿瀝青“A”含量(%)或熱解S1(mg/g)[27-41]和多溫階熱釋(解)法(厘定游離油S1-1、游離油S1-2、束縛油S2-1)(mg/g)[28-29，40-41]來實現(xiàn)定量表征，其中多溫階熱釋(解)法厘定的S1-1，S1-2和S2-1之和與瀝青“A”基本相當(dāng)[40]，與溶劑抽提法相比具有快速、經(jīng)濟(jì)與環(huán)保的優(yōu)勢[29]，并且實現(xiàn)了對研究樣品中不同賦存形式油與滯留油總量的快速定量表征，為泥頁巖層系頁巖油有利勘探層段判識提供了依據(jù)[40]。多溫階熱釋(解)法的理論基礎(chǔ)與分析流程、原理詳見[40]。研究認(rèn)為常規(guī)熱解S1需要進(jìn)行輕烴、重?zé)N補償校正[36-41]，多溫階熱釋(解)法已經(jīng)通過提高熱釋溫度來獲得游離油S1-2、束縛油S2-1實現(xiàn)了重?zé)N的補償；同時，鄂爾多斯盆地長73亞段典型頁巖全組分定量生烴模擬結(jié)果揭示在成熟度Ro小于0.80%之前，其生成的輕烴量與重?zé)N量比值為0.15左右，輕烴量與總油量(輕烴量+重?zé)N量)比值為0.13[42]，并且Jarvie 2012年研究發(fā)現(xiàn)富有機質(zhì)頁巖因致密和基質(zhì)滲透率極低及有機質(zhì)的高吸附效應(yīng)，其輕烴部分在樣品保存與前處理過程中損失很小，而夾層由于具有相對高的基質(zhì)滲透率，其在樣品保存與前處理過程中輕烴容易損失，僅能保留少量的輕質(zhì)組分[43]?？紤]到不同巖性在樣品保存與前處理過程中輕烴損失的復(fù)雜性以及研究樣品熱演化程度較低，故本文在含油性評價中暫且忽略輕烴損失的補償。

2.4 含油性與賦存形式特征

2.4.1 含油級別

北美頁巖油勘探開發(fā)實踐表明，泥頁巖層系的含油飽和指數(shù)(OSI)大于100 mg/g層段才具有頁巖油勘探潛力[7]，即相對每克有機碳而言，泥頁巖中的油滿足有機質(zhì)吸附和互溶后，在孔縫系統(tǒng)中賦存的游離油量大于100 mg[43]。依據(jù)Jarvie 2012年提出的油飽和指數(shù)OSI評價泥頁巖的含油級別劃分方案[43-44]，B-1井長73亞段取心段含油級別特征如圖4a，b所示?？梢姡珺-1井長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品的含油級別主要屬中含油，次為高含油，少量屬油顯示和低含油，而灰褐色紋層、層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖的典型樣品，其含油級別均顯示為具頁巖油潛力。

2.4.2 含油量與賦存形式

本文重點依據(jù)B-1井長73亞段取心段典型樣品的多溫階熱釋法分析結(jié)果、結(jié)合有機巖石學(xué)、白光和熒光巖心圖像掃描等資料，來分析評價長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖與褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層的含油性與不同賦存狀態(tài)油的含量與相對百分比率(表2，表3)。

長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品的多溫階熱釋法分析結(jié)果統(tǒng)計顯示，其總油含量介于0.09～67.10 mg/g，平均為31.11 mg/g(n=116)。其中游離油S1-1含量介于0～4.61 mg/g，平均為2.33 mg/g(n=116)，游離油S1-1占總油百分率變化范圍介于0～12.29%，均值7.04%(n=116)；游離油S1-2含量介于0.04～15.30 mg/g，平均為7.02 mg/g(n=116)，游離油S1-2占總油百分率變化范圍介于16.36%～55.56%，均值25.82%(n=116)；束縛油S2-1含量介于0.03～49.03 mg/g，平均為21.75 mg/g(n=116)，束縛油S2-1占總油百分率變化范圍介于33.33%～81.49%，均值67.14%(n=116)。很顯然，長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品含油性好，但以束縛油S2-1為主。研究表明[29，40]，游離油(S1-1和S1-2)主要賦存于無機礦物基質(zhì)孔隙和裂縫體系內(nèi)，一般與TOC不具相關(guān)性；而束縛油S2-1主要賦存于干酪根內(nèi)及其表面，與TOC具有顯著正相關(guān)性。長73亞段黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖的總油、游離油S1-1、游離油S1-2以及束縛油S2-1含量在整個取心段還是米級范圍內(nèi)變化很大，其含量與TOC含量相關(guān)性分析結(jié)果(圖5a—d)顯示，均與TOC含量呈現(xiàn)顯著正相關(guān)性，表明TOC含量直接控制著黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖的總油、游離油S1-1、游離油S1-2以及束縛油S2-1含量，同時暗示干酪根/生油母質(zhì)生成的油滿足自吸附-互溶后排至無機礦物基質(zhì)孔隙和裂縫體系內(nèi)的游離油S1-1、游離油S1-2沒有真正“遠(yuǎn)離”生油母質(zhì)，就近以游離態(tài)賦存了。有機巖石學(xué)分析結(jié)果顯示，黑色紋層狀頁巖和層狀泥巖中生烴母質(zhì)層狀藻類體與賦存于微裂隙中富氫次生組分(油)緊鄰出現(xiàn)(圖6)，這與游離油S1-1、游離油S1-2與TOC呈現(xiàn)顯著正相關(guān)相吻合。

注：表中S1-1是指200 ℃時熱釋放的成分(主要為輕質(zhì)油組分)，其以游離態(tài)賦存；S1-2是指200～350 ℃熱釋放出成分(主要為輕-中質(zhì)油組分)，其以游離態(tài)賦存；S1-1和S1-2之和為總游離油；S2-1是指350～450 ℃熱釋放出的成分(主要重?zé)N、膠質(zhì)瀝青組分，另含少量輕質(zhì)組分)，其與有機質(zhì)吸附、互溶態(tài)和礦物吸附態(tài)賦存，即束縛態(tài)賦存；總油=S1-1+S1-2+S2-1。定量表征技術(shù)方法與原理等具體見文獻(xiàn)[40]。

表3 鄂爾多斯盆地西南部B-1井長73亞段取心段不同賦存形式油占總油百分率Table 3 Proportions of oil in different occurrences to total oil for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basin

長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品的多溫階熱釋法分析結(jié)果統(tǒng)計顯示，其總油含量介于2.84～40.01 mg/g，平均為19.64 mg/g(n=28)。其中游離油S1-1含量介于0.06～1.78 mg/g，平均為0.90 mg/g(n=28)，游離油S1-1占總油百分率變化范圍介于2.11%～9.89%，均值4.69%(n=28)；游離油S1-2含量介于1.49～22.44 mg/g，平均為10.11 mg/g(n=28)，游離油S1-2占總油百分率變化范圍介于40.28%～62.13%，均值51.38%(n=28)；束縛油S2-1含量介于1.29～16.32 mg/g，平均為8.63 mg/g(n=28)，束縛油S2-1占總油百分率變化范圍介于32.75%～55.71%，均值43.93%(n=28)。可見，長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品含油性也高，并以游離油為主，其中游離油S1-2含量明顯大于黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品的游離油S1-2含量，但游離油S1-1含量和束縛油S2-1含量則低于黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品的游離油S1-1含量和束縛油S2-1的含量。長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品的總油、游離油S1-1、游離油S1-2以及束縛油S2-1含量同樣變化范圍大，其含量與TOC含量相關(guān)性分析結(jié)果(圖5e—h)顯示，束縛油S2-1含量與TOC含量呈現(xiàn)明顯正相關(guān)性，而游離油S1-1、游離油S1-2含量與TOC含量間均呈弱正相關(guān)性。長73亞段取心段典型樣品的游離油S1-1、游離油S1-2和束縛油S2-1含量與TOC含量相關(guān)性分析結(jié)果顯示，游離油S1-1和束縛油S2-1含量與TOC含量間仍舊呈現(xiàn)顯著正相關(guān)性，而游離油S1-2含量與TOC含量間圖解顯示復(fù)雜的關(guān)系，一部分樣品呈現(xiàn)正常的顯著正相關(guān)，而在TOC含量低于8.00%時，部分樣品出現(xiàn)異常高的游離油S1-2含量而偏離正常的游離油S1-2-TOC線性回歸趨勢線，而前面對長73段取心段有機地球化學(xué)基礎(chǔ)參數(shù)分析表明其有機質(zhì)類型均屬Ⅱ1，并且成熟度一致，生烴能力也應(yīng)基本一致。因此，結(jié)合圖4、圖5以及表2可見，高異常樣品均為褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品，這應(yīng)與褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層較黑色紋層狀頁巖和層狀泥巖具有相對好的孔、滲條件導(dǎo)致有運移油的浸染作用有關(guān)。但游離油S1-1因以輕質(zhì)油組分為主，在樣品保存與前處理過程中因輕烴的損失，導(dǎo)致運移油貢獻(xiàn)的作用體現(xiàn)微弱(圖5)。巖心觀察、白光和熒光巖心圖像掃描以及典型樣品的有機巖石學(xué)顯微分析結(jié)果顯示，長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層的游離油主要賦存于微裂縫系統(tǒng)以及碎屑礦物粒間孔隙與粒緣縫內(nèi)(圖6，圖7)，巖心前處理現(xiàn)場工作中發(fā)現(xiàn)巖心剖切3天后還可見油沿微裂縫和微孔隙系統(tǒng)呈氣泡狀緩慢滲出，反映輕質(zhì)油組分仍在揮發(fā)損失。因此，對于長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品的含油量尤其游離油S1-1分析結(jié)果應(yīng)是相對最低值，在地下原地輕質(zhì)組分的含量應(yīng)比實測值更高。同時，對比圖5d和圖5h可見，在相同有機碳含量情況下，黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品的束縛油S2-1的含量較褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品束縛油S2-1的含量明顯低。Ⅱ型干酪根不同演化階段留烴能力模擬結(jié)果表明，隨著熱演化程度的增高，其留烴能力逐漸降低，當(dāng)Ro為0.72%左右時，其留烴量在120 mg/g[45]，與黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖典型樣品束縛油S2-1含量125 mg/g相吻合，進(jìn)一步印證了熱釋S2-1歸屬于束縛油的合理性；而褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層典型樣品的束縛油S2-1含量則達(dá)181 mg/g，這可能因運移油中的重?zé)N、瀝青質(zhì)等組分加入所致。

3 彬長區(qū)塊頁巖油勘探前景探討

彬長區(qū)塊內(nèi)構(gòu)造不發(fā)育，三疊系總體構(gòu)造面貌表現(xiàn)為東南高西北低，地層傾角僅1°～2°的單斜。本區(qū)南部處于渭北隆起，中侏羅世末期早燕山運動使該區(qū)下白堊統(tǒng)甚至侏羅系遭受不同程度剝蝕，延長組埋深變淺，局部地區(qū)只殘留長7段—長9段，南部地區(qū)斷裂和微裂縫發(fā)育，導(dǎo)致油氣容易散失，保存條件不利，并且長73亞段富有機質(zhì)頁巖、泥巖的成熟度Ro小于0.70%。彬長區(qū)塊東北部B-1井長73亞段取心含油性與賦存形式等剖析結(jié)果表明，富有機質(zhì)黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖滯留油含量高，但受熱演化程度較低(處于主生油窗早期階段)的影響，其滯留油以束縛態(tài)(與干酪根互溶-吸附為主)形式賦存為主。Steve Larter等研究指出，烴源巖中賦存于干酪根中的滯留油其運移方式主要靠擴(kuò)散作用而不是經(jīng)典的達(dá)西滲流作用。因此，不考慮能量補充和化學(xué)改質(zhì)的人工水力壓裂作用對烴源巖中賦存于干酪根內(nèi)的滯留油的生產(chǎn)能力影響很小[注]Larter S,Huang H,Bennett B.What don’t we know about self sourced oil reservoirs:Challenges and potential solution[R].Calgary: Society of Petro-leum Engineers,2012.。同時，富有機質(zhì)黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖油飽和指數(shù)OSI低，平均僅為45 mg/g(n=116)，預(yù)示不具備頁巖油潛力。但褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層，受運移油貢獻(xiàn)的影響其不僅油飽和指數(shù)OSI高，平均為200 mg/g(n=28)，具有頁巖油潛力，并且滯留油以游離態(tài)賦存的油為主，主要賦存于微裂縫系統(tǒng)以及碎屑礦物粒間孔隙與粒緣縫內(nèi)。常規(guī)熱解游離油S1平均高達(dá)8.80 mg/g(n=28)，遠(yuǎn)高于取得商業(yè)開發(fā)的北美Williston盆地Bakken組中段典型樣品常規(guī)熱解游離油S1平均2.00 mg/g[7,43-44，46]；多溫階熱釋游離油S1-1含量平均為0.90 mg/g(n=28)(未考慮輕烴恢復(fù))、游離油S1-2含量平均為10.11 mg/g(n=28)、總游離油含量平均為11.01 mg/g(n=28)，也高于獲工業(yè)頁巖油產(chǎn)量的濟(jì)陽坳陷沾化凹陷XYS9井沙河街組三段下亞段取心段典型樣品的相應(yīng)平均值[29,41]。盡管B-1井揭示長73亞段灰褐色薄層狀、塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖累計厚度為3.61 m(厚度大于1.0 cm的夾層的統(tǒng)計結(jié)果)，但區(qū)塊北部涇河油田長73亞段底部凝灰?guī)r層自西南向東北逐漸增厚，最厚可達(dá)8.00 m以上，一般在2.00～6.00 m,并在多口井具有好的油氣顯示、FMI顯示裂縫發(fā)育[注]劉傳喜.中西部盆地頁巖油勘探開發(fā)目標(biāo)評價[R].中國石化石油勘探開發(fā)研究院,2018.。因此，據(jù)B-1井長73亞段的含油性與賦存形式剖析結(jié)果以及彬長區(qū)塊長73亞段的成熟度特征等綜合分析，彬長區(qū)塊伊陜斜坡范圍區(qū)長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層是頁巖勘探的有利層段，具有一定頁巖油勘探前景，可以在勘探開發(fā)長8段等致密油的同時，兼顧長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層頁巖油的勘探開發(fā)。

圖5 鄂爾多斯盆地西南部B-1井長73亞段取心段典型巖石類型總油與不同賦存形式油含量和有機碳含量關(guān)系Fig.5 Total oil contents vs.oil in different occurrences and TOC of typical lithologic types for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basina.黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖總油-TOC圖解；b.黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖游離油S1-1-TOC圖解;c.黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖游離油S1-2-TOC圖解;d.黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖束縛油S2-1-TOC圖解;e.褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖總油-TOC圖解；f.褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖游離油S1-1-TOC圖解;g.褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖游離油S1-2-TOC圖解;h.褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖 束縛油S2-1-TOC圖解

圖6 鄂爾多斯盆地西南部B-1井長73亞段取心段黑色紋層狀頁巖和層狀泥巖有機巖石分析顯微照片F(xiàn)ig.6 Photomicrographs showing the organic petrological analysis of black laminated shale and layered mudstone for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basina.埋深1 433.8 m黑色紋層狀頁巖中富氫次生組分(油)與層狀藻類體分布特征；b.埋深1 436.66 m黑色層狀泥巖中富氫次生組分(油)與層狀藻類體分布特征

圖7 鄂爾多斯盆地西南部B-1井長73亞段埋深1 444.11～1 444.53 m 和埋深1 444.98～1 4445.45 m取心段白光(a和b上部)和熒光掃描圖像(a和b下部)以及埋深1 446.75 m油斑粉砂巖單偏光(c)和熒光(d)顯微照片F(xiàn)ig.7 Scanning images of white light(the upper part of a and b) and fluorescence(the lower part of a and b) for the cored interval of Chang 73 at a depth ranging from 1 444.11 to 1 444.53 m and from 1 444.98 to 1 445.45 m,as well as photomicrographs of plain light(c) and fluorescence(d) for oil-stained siltstone at a depth of 1 446.75 m from Well B-1,southwestern Ordos Basin

4 結(jié)論

1) 鄂爾多斯盆地西南部B-1井長73亞段取心段主體是一套優(yōu)質(zhì)烴源層系，處于主生油窗早期階段，其中黑色紋層狀頁巖、層狀泥巖含油性好，但以束縛油為主，油飽和指數(shù)OSI平均為45 mg/g(n=116)，含油級別主要屬中含油，不具頁巖油潛力；灰褐色紋層狀、薄層狀及塊狀凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層含油性好，并以游離油為主，有運移油的貢獻(xiàn)，主要賦存于微裂縫與碎屑礦物的粒間孔和粒緣縫中，油飽和指數(shù)OSI平均為200 mg/g(n=28)，具有頁巖油潛力。

2) 彬長區(qū)塊伊陜斜坡范圍區(qū)長73亞段褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層是頁巖油勘探的有利層段，具有一定頁巖油勘探前景，可以在勘探開發(fā)長8段等致密油的同時，兼顧長73亞段相對貧有機質(zhì)的褐灰色凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)(泥質(zhì))粉砂巖夾層頁巖油的勘探開發(fā)。