陸相基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度界限探討
——以渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段為例

李志明，孫中良，黎茂穩(wěn)，曹婷婷，錢門輝，馬曉瀟，劉 鵬，鮑云杰，蔣啟貴，陶國亮，張 雋，芮曉慶

(1.中國石化 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫 214126；2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫 214126；3.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；4.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206)

關(guān)于頁巖油的定義，不同科研機(jī)構(gòu)、油氣公司、專家學(xué)者曾有不同的理解[1-3]，但目前較為經(jīng)典也普遍被接受的是指賦存于富有機(jī)質(zhì)頁巖層系內(nèi)包括富有機(jī)質(zhì)頁巖/泥巖和與之密切共生的粉砂巖、細(xì)砂巖和碳酸鹽巖等薄層內(nèi)、通過非常規(guī)技術(shù)可采出的石油資源[4-5]，不過我國將其中的粉砂巖、細(xì)砂巖、碳酸鹽巖等夾層的單層厚度和累計(jì)占富有機(jī)質(zhì)頁巖層系比例進(jìn)行了限定，以便區(qū)別于致密油。依據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《頁巖油地質(zhì)評(píng)價(jià)方法：GB/T 38718—2020》[6],富有機(jī)質(zhì)頁巖層系內(nèi)粉砂巖、細(xì)砂巖、碳酸鹽巖等夾層單層厚度上限小于等于5 m，累計(jì)厚度占頁巖層系總厚度的比例小于30%。根據(jù)頁巖油賦存的巖性與組合類型、裂縫發(fā)育程度等不同，國內(nèi)外學(xué)者將頁巖油劃分為不同的類型，如致密頁巖型/基質(zhì)型頁巖油、混合型頁巖油/夾層型頁巖油、裂縫型頁巖油[4, 7-8]。盡管基質(zhì)型頁巖油資源量巨大，但受富有機(jī)質(zhì)泥頁巖具有相對(duì)低的基質(zhì)滲透率和可壓性相對(duì)弱等因素影響，基質(zhì)型頁巖油的有效開發(fā)時(shí)間明顯要晚于裂縫型和混合型/夾層型頁巖油的規(guī)模開發(fā)時(shí)間，并且其能否實(shí)現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開發(fā)曾一度受到質(zhì)疑。北美海相和我國陸相頁巖油勘探開發(fā)實(shí)踐雖然顯示，混合型/夾層型頁巖油是目前頁巖油勘探開發(fā)的主體，但基質(zhì)型頁巖油正成為美國海相頁巖油增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力頁巖油類型[9]。同時(shí)，近年我國在松遼盆地青山口組[10-11]、渤海灣盆地滄東凹陷孔二段[12-13]以及濟(jì)陽坳陷沙三下—沙四上亞段[14]等富有機(jī)質(zhì)泥頁巖層段，均獲得了高產(chǎn)基質(zhì)型頁巖油的油流，預(yù)示陸相基質(zhì)型頁巖油也將成為我國頁巖油增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力頁巖油類型。

富有機(jī)質(zhì)泥頁巖在沉積埋藏、成巖演化過程中，生烴母質(zhì)隨著熱演化程度的增高，經(jīng)歷從未熟—低熟、中高成熟—過成熟階段的演化，并生成從未熟—低熟階段的富含雜原子的重質(zhì)油，逐漸演變?yōu)橹懈叱墒祀A段的正常油、輕質(zhì)油、凝析油、濕氣和過成熟階段的干氣,生成的油氣在經(jīng)歷初次運(yùn)移之后，仍有相當(dāng)比例的烴類會(huì)滯留在富有機(jī)質(zhì)泥頁巖內(nèi)，并且蒙脫石、伊/蒙混層等水敏性強(qiáng)的黏土礦物含量隨熱成熟度的增高逐漸降低或消失，轉(zhuǎn)化為伊利石，可壓性增強(qiáng)，這是基質(zhì)型頁巖油可以實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)的基本點(diǎn)。成熟度不僅控制著基質(zhì)型頁巖油的富集和分布，而且控制著頁巖油的組分、可動(dòng)性以及頁巖的儲(chǔ)集性與可壓性。適宜的熱演化程度是保障富有機(jī)質(zhì)泥頁巖含油性好、儲(chǔ)集性優(yōu)、可壓性強(qiáng)以及頁巖油流動(dòng)好的關(guān)鍵，是控制基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)分布的重要因素[15]。但對(duì)基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)的成熟度界限，無論是下限值還是上限值，不同學(xué)者的觀點(diǎn)[8, 16-18]具有顯著差異，并且對(duì)于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖在生油窗內(nèi)尚普遍存在實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值抑制問題[19]，一定程度上影響了基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度界限的合理厘定，制約了我國陸相基質(zhì)型頁巖油勘探開發(fā)潛力的合理評(píng)估以及商業(yè)化建產(chǎn)。為此，本文在分析我國典型陸相不同有機(jī)質(zhì)類型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值抑制程度基礎(chǔ)上，以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷沙三下—沙四上亞段為例，探討基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度上限與下限，旨在為我國陸相基質(zhì)型頁巖油勘探開發(fā)潛力合理評(píng)估提供借鑒，為勘探開發(fā)井的部署決策提供依據(jù)。

1 實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率的抑制程度

正確厘定富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的成熟度，是合理確定陸相基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)的前提。盡管泥頁巖成熟度評(píng)價(jià)的指標(biāo)眾多，但自鏡質(zhì)體反射率由煤巖學(xué)推廣到確定沉積巖中分散有機(jī)質(zhì)的成熟度以來，一直被眾多研究者視為是客觀表征晚古生代以來烴源巖成熟度評(píng)價(jià)最可靠的指標(biāo)[19]。針對(duì)富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的成熟度評(píng)價(jià)，存在鏡質(zhì)體含量少且顆粒細(xì)小使正確鑒定難度大和鏡質(zhì)體因富氫導(dǎo)致鏡質(zhì)體反射率受到抑制的問題[19-24]，造成富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值明顯偏低。富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的真實(shí)成熟度表征可以通過FAMM(Fluorescence Alteration of Multiple Macerals)技術(shù)來實(shí)現(xiàn)，技術(shù)方法原理與分析流程詳見文獻(xiàn)[20-22]。為了揭示陸相富有機(jī)質(zhì)泥頁巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率的抑制程度，對(duì)渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上等亞段、南襄盆地泌陽凹陷核二—核三段和松遼盆地青一段典型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值與FAMM分析的等效鏡質(zhì)體反射率EqVRo值進(jìn)行了對(duì)比評(píng)價(jià)，結(jié)果如表1所示。

表1 我國典型陸相富有機(jī)質(zhì)泥頁巖鏡質(zhì)體反射率Ro、FAMM分析等效鏡質(zhì)體反射率EqVRo分析結(jié)果對(duì)比

很顯然Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型的富有機(jī)質(zhì)泥頁巖，其Ro值與EqVRo值均存在明顯的差異，富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的有機(jī)質(zhì)類型越好，其Ro值抑制程度越顯著。其中Ⅰ型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖Ro值抑制程度介于0.29%～0.39%，平均為0.32%(n=16)；Ⅱ1型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖Ro值抑制程度介于0.15%～0.29%，平均為0.21%(n=34)；Ⅱ2型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖Ro值抑制程度介于0.08%～0.16%，平均為0.12%(n=9)；而Ⅲ型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的Ro值與EqVRo值基本一致，表明Ⅲ型泥頁巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值可以反映其真實(shí)成熟度。

2 基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度界限探討

2.1 富有機(jī)質(zhì)泥頁巖成熟度厘定

東營凹陷是濟(jì)陽坳陷東南部的一個(gè)次級(jí)富油凹陷，已有的研究結(jié)果表明，東營凹陷的原油主要源自沙三下和沙四上亞段的富有機(jī)質(zhì)泥頁巖。其中沙三下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖主要由深灰色—灰黑色泥巖、鈣質(zhì)泥巖、褐灰色油頁巖或泥頁巖組成，發(fā)育厚度一般在100～400 m，屬于微咸—半咸水深湖、半深湖沉積；沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖則以灰褐色鈣質(zhì)頁巖、灰色、深灰色和黑色泥巖為主，夾薄層白云巖、泥質(zhì)白云巖等，發(fā)育厚度一般在100～350 m，屬半咸化—咸化淺湖—半深湖沉積[25-26]。沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖在東營凹陷各次洼的現(xiàn)今埋藏深度如表2所示。沙三下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今主要埋深在利津洼陷區(qū)、民豐洼陷區(qū)、牛莊洼陷區(qū)、博興洼陷區(qū)分別介于3 000～3 900，3 000～3 500，2 800～3 600，2 800～3 400 m；而沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今主要埋深在利津洼陷區(qū)、民豐洼陷區(qū)、牛莊洼陷區(qū)、博興洼陷區(qū)分別介于3 200～4 200，3 200～3 800，3 000～3 900，3 000～3 700 m。

表2 渤海灣盆地東營凹陷各洼陷區(qū)沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今主要埋藏深度

為了合理評(píng)價(jià)東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的真實(shí)成熟度，利用表1中的分析結(jié)果，編制了Ro、EqVRo與深度關(guān)系對(duì)比圖(圖1)。

圖1 渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖鏡質(zhì)體反射率Ro、FAMM分析等效鏡質(zhì)體反射率EqVRo與深度的關(guān)系Fig.1 Vitrinite reflectance(Ro) and equivalent vitrinite reflectance(EqVRo) of FAMM analysis of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member vs. depth in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

由圖1a可知，沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今埋深2 800 m左右時(shí)Ro值僅為0.50%±，埋深3 500 m左右時(shí)Ro值為0.65%±，埋深4 000 m左右時(shí)Ro值也僅為0.80%±；而EqVRo值與深度的關(guān)系圖(圖1b)則顯示，沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今埋深2 800 m左右時(shí)EqVRo值在0.69%±，埋深3 500 m左右時(shí)EqVRo值在0.89%±，埋深4 000 m左右時(shí)EqVRo值為1.10%。由此依據(jù)圖1b和表2結(jié)果，可推斷東營凹陷的洼陷區(qū)沙三下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今真實(shí)成熟度(EqVRo值)主要介于0.69%～1.05%，其中利津洼陷區(qū)主要介于0.74%～1.05%，民豐洼陷區(qū)主要介于0.74%～0.89%，牛莊洼陷區(qū)主要介于0.69%～0.92%，博興洼陷區(qū)主要介于0.69%～0.86%；沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今真實(shí)成熟度則主要介于0.74%～1.20%，其中利津洼陷區(qū)主要介于0.80%～1.20%，民豐洼陷區(qū)主要介于0.80%～1.00%，牛莊洼陷區(qū)主要介于0.74%～1.05%，博興洼陷區(qū)主要介于0.74%～0.96%。

2.2 基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度界限探討

頁巖油“甜點(diǎn)區(qū)”是指含油性好、儲(chǔ)集條件優(yōu)越、可改造性強(qiáng)、在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下具有商業(yè)開發(fā)價(jià)值的頁巖油聚集區(qū)[6]?；|(zhì)型頁巖油的儲(chǔ)層巖相為富有機(jī)質(zhì)泥頁巖本身，源儲(chǔ)一體，主要巖相類型包括紋層狀頁巖、層狀頁巖以及塊狀泥巖。北美海相典型基質(zhì)型頁巖油——墨西哥灣盆地Eagle Ford組頁巖油的勘探開發(fā)實(shí)踐表明，頁巖油產(chǎn)量主要來自成熟度(Ro)為1.10%～1.30%的區(qū)域，為與濕氣伴生的輕質(zhì)油和凝析油[27]，甜點(diǎn)區(qū)成熟度界限為0.85%～1.50%[15]。同時(shí)，研究表明湖相富有機(jī)質(zhì)頁巖的有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，而海相富有機(jī)質(zhì)頁巖的有機(jī)質(zhì)類型則以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，在相同成熟度條件下，湖相富有機(jī)質(zhì)頁巖生成的產(chǎn)物較海相富有機(jī)質(zhì)頁巖生成的產(chǎn)物氣/油比低，油高含蠟、黏度高、可流動(dòng)性差，而且湖相原油較海相原油裂解成氣需要更高的活化能與熱成熟度[28]，這意味著要形成相同品質(zhì)的頁巖油，陸相基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)的成熟度需要比海相基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)的成熟度更高。事實(shí)上，陸相湖盆沉積環(huán)境復(fù)雜多樣，從淡水、半咸化—咸化至鹽湖均有發(fā)育，有機(jī)質(zhì)豐度、類型、成烴成巖演化過程以及烴類滯留保存條件不一，并且咸化、鹽湖盆地形成的富有機(jī)質(zhì)頁巖具有生烴高峰期早、生烴強(qiáng)度高等特點(diǎn)[29-30]。依據(jù)頁巖油甜點(diǎn)區(qū)的定義，東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖應(yīng)具備高含油性與可動(dòng)性、優(yōu)越的儲(chǔ)集性、可改造性以及可獲得高產(chǎn)工業(yè)頁巖油，即滿足地質(zhì)甜點(diǎn)與工程甜點(diǎn)基本條件，才能成為基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)。

頁巖油探井沙三下—沙四上亞段取心段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖典型樣品熱解游離油含量(S1)剖析結(jié)果顯示(圖2)，東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖在3 000～3 800 m左右深度段(EqVRo值介于0.74%±～1.00%±)，游離油含量總體隨埋藏深度增大/成熟度增高呈現(xiàn)先增大再降低的趨勢(shì)，其中在3 000 m左右(EqVRo=0.74%±)時(shí)游離油含量介于2.0～6.0 mg/g；3 600～3 700 m深度段(EqVRo值介于0.92%±～0.96%±)達(dá)到最大，主要介于4.0～14.0 mg/g，最大值達(dá)16.5 mg/g；隨后呈現(xiàn)降低趨勢(shì)，至3 800 m左右深度(EqVRo=1.00%±)時(shí)，游離油含量主要介于4.0～12.3 mg/g。同時(shí)，從游離油含量趨勢(shì)線分析，3 800～4 200 m左右(EqVRo值介于1.00%～1.20%±)的沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖，其游離油含量應(yīng)主要介于2.0～12.0 mg/g，并且隨埋深/成熟度增大而呈現(xiàn)降低趨勢(shì)。很顯然，東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的游離油含量普遍大于基質(zhì)型頁巖油有利區(qū)I級(jí)含油性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(2.0 mg/g)，并且油飽和指數(shù)(OSI)普遍介于100～200mg/g左右，具有頁巖油勘探前景。利用滯留油量減去吸附油量獲取游離油量的方法，對(duì)東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的游離油含量隨埋深縱向變化特征定量計(jì)算顯示，沙三下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖游離油富集深度段為3 200～3 800 m，沙四上亞段則在3 000～3 800 m[30-31]。綜合本文與前人游離油含油性特征，認(rèn)為東營凹陷沙三下和沙四上亞段在3 000～4100 m±深度段(EqVRo值介于0.74%±～1.15%±)均具有較高的游離油含量，而3 400～3 800 m±深度段(EqVRo值介于0.86%±～1.00%±)是游離油含量最佳的深度段，且該深度段壓力系數(shù)普遍大于1.4、剩余異常壓力在15～30 MPa[26, 32]，也具有良好的可動(dòng)性。

圖2 渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖埋深、成熟度與游離油含量的關(guān)系Fig.2 Depth/maturity vs. the contents of free oil S1 oforganic rich shale from lower Es3to upper Es4 sub-memberin Dongying Sag, Bohai Bay Basin

對(duì)東營凹陷沙三下和沙四上亞段不同深度段/成熟度富有機(jī)質(zhì)泥頁巖樣品的孔隙度分析結(jié)果進(jìn)行整理(圖3)顯示，埋藏深度小于2 800 m左右時(shí)(EqVRo=0.69%±)，孔隙度總體隨埋藏深度/成熟度的增大而逐漸降低，由約1 200 m時(shí)的最大孔隙度為30%±(平均20%±)降低至約2 800 m時(shí)的12%±(平均6%±)；而從2 800m至3 600～3 800m深度段(EqVRo值為0.92%～1.00%±)，孔隙度總體隨埋藏深度/成熟度的增大而逐漸增高，至3 600～3 800 m深度段時(shí)最大孔隙度為15%±(平均9%±)，隨后隨埋藏深度/成熟度的增大，孔隙度又呈現(xiàn)總體降低趨勢(shì)，至4 200 m左右(EqVRo=1.20%±)最大孔隙度降至10%±(平均5%±)。孔隙度異常發(fā)育帶與生烴高峰導(dǎo)致超壓及次生溶蝕孔隙發(fā)育有關(guān)[31]，典型樣品氬離子拋光+場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡分析揭示，該深度段樣品長(zhǎng)石溶蝕孔隙異常發(fā)育，溶蝕孔隙可見發(fā)育油膜(圖4)，反映孔隙度異常發(fā)育帶的溶蝕孔隙為頁巖油賦存提供了有效空間。同時(shí)，滲透率分析結(jié)果顯示，在3 000～3 800 m深度段，沙三下和沙四上亞段的有效滲透率相對(duì)較高，這與孔隙度具有較好的正相關(guān)性[26]。對(duì)比圖2和圖3以及前人研究的異常壓力分布特征[32]以及滲透率特征[26]可見，東營凹陷沙三下、沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖游離油富集帶、異常壓力發(fā)育帶和儲(chǔ)集物性異常高值帶三者高度對(duì)應(yīng)，為具備陸相基質(zhì)型頁巖油地質(zhì)甜點(diǎn)的具體體現(xiàn)。在常規(guī)油氣鉆井勘探過程中，東營凹陷利津洼陷、民豐洼陷、博興洼陷和牛莊洼陷在富有機(jī)質(zhì)的沙三下和沙四上亞段均鉆獲工業(yè)性頁巖油流，其中沙三下亞段有5口(埋深2 928～3 251 m，日油產(chǎn)量一般在5 t左右)，沙四上亞段有9口(埋深2 934～4 448 m，日油產(chǎn)量一般在4～16 t)[26]，暗示東營凹陷沙三下、沙四上亞段的頁巖油富集在3 000 m左右至4 500 m，如果實(shí)施有效的水平井壓裂改造等增產(chǎn)措施，有望形成具有規(guī)模開發(fā)的頁巖油。

圖3 渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖埋深/成熟度與孔隙度的關(guān)系Fig.3 Depth/maturity vs. the porosity of organicrich shale from lower Es3 to upper Es4 sub-memberin Dongying Sag, Bohai Bay Basin

圖4 渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖長(zhǎng)石溶蝕孔微觀特征Fig.4 Microscopic characteristics of feldspar dissolution pore of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

富有機(jī)質(zhì)泥頁巖全巖礦物與黏土礦物組成是控制基質(zhì)型頁巖油工程甜點(diǎn)的關(guān)鍵。東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的全巖礦物組成特征如表3所示。顯然，沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的全巖礦物組成特征基本相同，均主要由方解石、石英和黏土礦物組成，次為白云石、長(zhǎng)石、黃鐵礦、菱鐵礦等；脆性礦物平均含量均大于70%，黏土礦物平均含量均小于30%，具有較好的可壓性[33]。對(duì)沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖黏土礦物組成分析揭示，黏土礦物以伊利石、伊/蒙混層為主，二者相對(duì)含量之和一般為85%左右；綠泥石和高嶺石相對(duì)含量較低，其中綠泥石含量一般小于5%，高嶺石相對(duì)含量小于10%，并且與埋深/成熟度關(guān)系不明顯。由圖5可見，隨埋深/成熟度的增加，伊利石和伊/蒙混層相對(duì)含量呈現(xiàn)二段式規(guī)律性變化，2 500 m以淺(EqVRo<0.62%)，隨埋深/成熟度的增加，伊利石相對(duì)含量逐漸增高，伊/蒙混層相對(duì)含量逐漸降低；而2 500 m以深，隨埋深/成熟度的增加，伊利石相對(duì)含量快速增高，伊/蒙混層相對(duì)含量快速降低，至3 500 m左右時(shí)(EqVRo<0.89%)，伊利石和伊/蒙混層相對(duì)含量均在47%左右；至4 000 m左右時(shí)(EqVRo<1.10%)，伊利石相對(duì)含量在60%左右，伊/蒙混層相對(duì)含量在40%左右，從而使泥頁巖的水敏性顯著減弱，可壓性明顯增高。東營凹陷博興洼陷樊頁平1井在沙四上亞段(垂深3 315～3 564 m)實(shí)現(xiàn)了水平井鉆探(水平段長(zhǎng)度1 716 m)與壓裂改造[34]，并獲得峰值日油200.89 m3的高產(chǎn)油流[14]，預(yù)示東營凹陷在3 300～3 600 m深度段(EqVRo=0.83%～0.92%)，富有機(jī)質(zhì)泥頁巖已具有良好的水平井壓裂改造性，具備工程甜點(diǎn)的條件；另外埋藏深度大于3 500 m的頁巖，相對(duì)更適合于頁巖的壓裂及壓裂后形成裂縫的保持，即更有利于泥頁巖內(nèi)滯留油氣的動(dòng)用[33]。

圖5 渤海灣盆地東營凹陷沙三下—沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖埋深/成熟度與伊利石、伊/蒙混層相對(duì)含量的關(guān)系Fig.5 Depth/maturity vs. the relative contents illite and illite/smectite mixed layer of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

表3 渤海灣盆地東營凹陷沙三下、沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖全巖礦物組成Table 3 Mineral components of whole rocks of organic rich shale of lower Es3 and upper Es4 sub-members in sub-sags of Dongying Sag, Bohai Bay Basin %

綜上所述，東營凹陷沙三下和沙四上亞段基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)成熟度EqVRo值下限約為0.74%(現(xiàn)今埋深約為3 000 m)；沙四上亞段的成熟度EqVRo最高值為1.20%(現(xiàn)今埋深約為4200m)，故甜點(diǎn)區(qū)等效鏡質(zhì)體反射率上限為1.20%。因此，東營凹陷的利津洼陷、民豐洼陷、牛莊洼陷以及博興洼陷的深洼區(qū)均具有良好的基質(zhì)型頁巖油商業(yè)開發(fā)前景。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)陸相富有機(jī)質(zhì)泥頁巖鏡質(zhì)體反射率Ro值抑制程度與有機(jī)質(zhì)類型密切相關(guān)，富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的有機(jī)質(zhì)類型越好Ro值抑制程度越顯著。Ⅰ型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro值抑制程度平均為0.32%，Ⅱ1型Ro值抑制程度平均為0.21%，Ⅱ2型Ro值抑制程度平均為0.12%；而Ⅲ型富有機(jī)質(zhì)泥頁巖的鏡質(zhì)體反射率Ro值可以反映其真實(shí)成熟度。

(2)東營凹陷洼陷區(qū)沙三下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今真實(shí)成熟度(等效鏡質(zhì)體反射率EqVRo值)主要介于0.69%～1.05%，沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今真實(shí)成熟度EqVRo值則主要介于0.74%～1.20%。

(3)東營凹陷沙三下和沙四上亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖基質(zhì)型頁巖油甜點(diǎn)區(qū)等效鏡質(zhì)體反射率EqVRo值介于0.74%～1.20%，利津洼陷、民豐洼陷、牛莊洼陷和博興洼陷的深洼區(qū)均具有良好的基質(zhì)型頁巖油商業(yè)開發(fā)前景。