濟(jì)陽坳陷渤南洼陷沙一段頁巖油資源潛力評(píng)價(jià)*

林臘梅 程付啟 劉駿銳 孟 濤 姜 超 蔡清泉

(1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 山東青島 266580； 2.中國石油大學(xué)(華東)深層油氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 山東青島 266580；3.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院 山東東營 257000)

濟(jì)陽坳陷頁巖油氣資源豐富、分布廣泛，勘探開發(fā)正處于起步階段[1-2]，目前已在牛莊洼陷和博興洼陷沙四上亞段、渤南洼陷沙三下亞段先行試驗(yàn)區(qū)取得較好開發(fā)效果[1]，表明陸相斷陷盆地具有頁巖油勘探的巨大潛力。2021年11月，濟(jì)陽坳陷頁巖油首批上報(bào)預(yù)測石油地質(zhì)儲(chǔ)量4.58億噸，初步測算頁巖油資源量40億噸以上[3]。

相較于沙四段和沙三段，目前對沙一段頁巖油的研究還較薄弱。渤南洼陷沙一段是一套沉積于咸水-半咸水湖盆的頁巖層系，在前期常規(guī)油氣勘探的過程中，鉆井中沙一段普遍見到了油氣顯示，試油曾獲工業(yè)油流井9口，累產(chǎn)1萬噸井2口，低產(chǎn)油流井10口，表明沙一段可能具有良好的頁巖油勘探潛力。但對其生油能力、含油性及頁巖油資源潛力的認(rèn)識(shí)尚不明朗。本次研究對沙一段頁巖層系開展頁巖油資源潛力系統(tǒng)評(píng)價(jià)，對擴(kuò)大濟(jì)陽坳陷頁巖油勘探成果，謀劃陸相頁巖油長遠(yuǎn)發(fā)展具有重要意義。

1 概況

渤南洼陷是濟(jì)陽坳陷沾化凹陷中部的一個(gè)次級(jí)洼陷，為北陡南緩、東陡西緩的斷陷湖盆，包括四扣和渤南兩個(gè)次洼(圖1)。古近紀(jì)—新近紀(jì)渤南洼陷始終處于沾化凹陷的沉積中心部位，是凹陷的主要生油洼陷之一[4]。

圖1 濟(jì)陽坳陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨安衬贤菹菸恢?/p>

渤南洼陷沙一段頁巖層系形成于咸水-半咸水環(huán)境，以灰黑色頁巖、灰質(zhì)頁巖和泥質(zhì)灰?guī)r為主，頁理較發(fā)育，厚度主體在150～300 m，現(xiàn)今埋深一般在2 400～3 200 m，最深處達(dá)3 800 m。沙一段為上、下兩個(gè)亞段，下亞段沉積期湖盆發(fā)育兩個(gè)沉積中心(圖2a)，沉積厚度主體在50～110 m，上亞段沉積期沉積中心向四扣次洼遷移，厚度主體在80～220 m(圖2b)。下亞段底部普遍發(fā)育一套白云巖，上亞段底部灰質(zhì)含量較高(圖3)。沙一段沉積后，在埋深1 300 m左右時(shí)發(fā)生抬升，此時(shí)地溫約50 ℃，尚未進(jìn)入生烴階段，再次沉降后未再發(fā)生明顯抬升(圖2c)。因此，這次抬升不會(huì)對沙一段其后的生烴演化產(chǎn)生明顯影響[5]。

圖2 渤南洼陷沙一段等厚圖及埋藏史圖

圖3 渤南洼陷Y18-3-3井沙一段綜合柱狀圖

2 烴源巖有機(jī)地球化學(xué)特征

渤南洼陷沙一段洼內(nèi)取心井有8口(圖2a、b)，部分井僅取心1筒次且收獲率較低。重點(diǎn)對Y18-3-3、Y21、Y31、Y60及Y51五口井收獲率較高的筒次進(jìn)行了采樣，共獲得巖心樣品48件，深度2 632～3 025 m。對樣品進(jìn)行粉碎和去除無機(jī)碳等預(yù)處理后，開展了熱解和有機(jī)碳分析測試。

2.1 有機(jī)質(zhì)類型和豐度

沙一段有機(jī)碳含量(TOC)分布在0.8%～6.3%，其中83%的樣品TOC在2%～5%(圖4a)，10%的樣品TOC>5%，TOC<2%的樣品數(shù)僅占7%。有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ型，少量樣品雖然為Ⅱ1型，但均處于過渡線附近(圖4b)。表明沙一段整體為一套有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好的烴源巖。

圖4 沙一段頁巖有機(jī)質(zhì)豐度和類型

沙一段頁巖有機(jī)質(zhì)來源主要為低等水生生物，鏡下見結(jié)構(gòu)藻類體分布較多，如海松藻、盤星藻等，孢粉體為松粉和被子類花粉[6]。從有機(jī)顯微組分來看，腐泥組含量平均為64.3%，最大達(dá)到80.6%；殼質(zhì)組中孢子體含量平均為4.8%，角質(zhì)體含量平均為6.5%；鏡質(zhì)組中富氫鏡質(zhì)體、鏡質(zhì)體及半鏡質(zhì)體的平均含量分別為8.1%、7.5%及3.5%，惰質(zhì)組絲質(zhì)體和半絲質(zhì)體總量低于2.2%[6]，屬于優(yōu)質(zhì)的腐泥型有機(jī)質(zhì)。

利用測井資料可以預(yù)測TOC和可溶烴含量(S1)[7-8]，運(yùn)用該方法對渤南洼陷90余口井進(jìn)行單井評(píng)價(jià)，如 Y18-3-3井測井評(píng)價(jià)結(jié)果見圖5。分別統(tǒng)計(jì)各井沙一上亞段和沙一下亞段有機(jī)質(zhì)豐度，結(jié)果表明研究區(qū)大部分井下亞段的平均有機(jī)質(zhì)豐度高于上亞段。平面上看，下亞段TOC普遍在3%～5%，僅局部區(qū)域TOC在2%～3%，上亞段頁巖平均TOC大部分在3%～4%，大于4%的區(qū)域相對局限(圖6)。去除白云巖和TOC<0.5%的無效源巖后，下亞段有效頁巖厚度在10～90 m，平均60 m左右。上亞段有效頁巖厚度在80～190 m，平均140～150 m。其中，Ⅰ型有機(jī)質(zhì)的厚度占比平均為70%。

圖5 Y18-3-3井測井評(píng)價(jià)結(jié)果

圖6 沙一段TOC等值線圖

2.2 有機(jī)質(zhì)成熟度

沙一段樣品鏡質(zhì)體反射率(Ro)實(shí)測值在0.4%～0.6%，熱解烴峰值溫度(Tmax)實(shí)測值在418～440 ℃,表明沙一段烴源巖成熟度指標(biāo)值整體較低。

對于光性指標(biāo)Ro，不同的有機(jī)顯微組分反射光性存在差異。在同一熱演化階段，腐泥型有機(jī)組分反射率小于腐殖型，在腐殖型組分中，反射光性惰質(zhì)組>鏡質(zhì)組>殼質(zhì)組[9]，即母質(zhì)類型越好，Ro值越低。Hutton等的研究表明，有機(jī)質(zhì)中藻類含量由10%增加到60%時(shí)，Ro值降低0.2%[10]。

對于熱能指標(biāo)Tmax，在成熟度一致的條件下，不同顯微組分的成烴門限溫度、生烴高峰溫度具有差別。例如，樹脂體的成烴門限和高峰溫度均低于惰質(zhì)體[11-12]。頁巖熱解烴含量(S2)的峰頂溫度Tmax值理論上是有機(jī)質(zhì)熱解成烴的溫度值，由構(gòu)成干酪根的各種有機(jī)顯微組分的生烴活化能決定[13]。優(yōu)質(zhì)的組分生烴活化能低，成烴溫度低，更容易生烴，則Tmax值較低。例如東濮凹陷胡1井的灰質(zhì)泥巖和柴達(dá)木盆地梁3井的泥灰?guī)r的Tmax值比正常值偏低10～30 ℃[11]。

渤南洼陷沙一段有機(jī)質(zhì)主要以腐泥型為主，富含類脂組分[14]，具有低的反射光性和活化能，因此，同一熱演化程度下，沙一段烴源巖實(shí)測Ro、Tmax值比正常值有所偏低。

2.3 碳酸鹽含量

對渤南洼陷沙一段35件巖心樣品進(jìn)行了X射線衍射測試。結(jié)果表明，66%以上的樣品碳酸鹽含量大于10%。其中，碳酸鹽含量10%～25%的樣品占34%，在25%～50%的樣品占32%。沙一段泥頁巖碳酸鹽含量普遍較高。

白云巖普遍發(fā)育在上、下亞段的底部。其中，下亞段的白云巖在洼陷內(nèi)廣泛分布，厚度0～45 m，在兩次洼中心厚度較大，向中間洼中隆和東南斜坡逐漸減薄(圖7a)。上亞段的碳酸鹽巖主要分布在兩次洼中心部位，厚度在0～35 m，兩次洼中間洼中隆和東南斜坡幾乎不發(fā)育(圖7b)。

圖7 沙一上、下亞段底部白云巖等厚圖

3 生烴演化

3.1 生烴模擬實(shí)驗(yàn)

依據(jù)沙一段樣品的熱解、TOC及X射線衍射等測試結(jié)果，考慮到樣品代表性，篩選了有機(jī)質(zhì)豐度較高、埋深相近、成熟度較低，有機(jī)質(zhì)類型不同及碳酸鹽含量差異較大的兩組樣品，開展了頁巖生烴演化熱模擬實(shí)驗(yàn)。

3.1.1樣品和實(shí)驗(yàn)參數(shù)

第一組樣品采自Y18-3-3井2 727 m的頁巖巖心，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型，TOC為3.5%，Ro為0.45%碳酸鹽含量為 9%。第二組樣品為Y21井、Y31井混合樣，樣品深度2 724～2 887 m，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1型，TOC為2.9%，Ro值平均為0.45%，碳酸鹽含量為37%(表1)。

表1 熱模擬實(shí)驗(yàn)兩組樣品參數(shù)表

兩組樣品采用相同的熱模擬實(shí)驗(yàn)條件，在加水、密閉環(huán)境下，升溫速率20 ℃/h。為了重點(diǎn)了解沙一段頁巖在低—中成熟度階段的生烴過程，熱模擬產(chǎn)物從250 ℃開始收集計(jì)量，干酪根一般在模擬溫度300～350 ℃開始產(chǎn)烴，在350～500 ℃之間加密為25 ℃一個(gè)溫度點(diǎn)，最高溫度設(shè)定為550 ℃。據(jù)此，樣品混合均勻后分為10份，分別加熱至250 ℃、300 ℃、350 ℃、375 ℃、400 ℃、425 ℃、450 ℃、475 ℃、500 ℃、550 ℃十個(gè)溫度點(diǎn)，分別計(jì)量液態(tài)烴和氣態(tài)烴產(chǎn)物，對氣態(tài)烴產(chǎn)物進(jìn)行色譜分析。

3.1.2實(shí)驗(yàn)結(jié)果

第一組實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，模擬溫度在300 ℃之前可得到含油量14.25 mg(烴)/g(巖石)，300 ℃之后樣品生油率逐漸提高，在400 ℃達(dá)生油高峰，最大生油率為790 mg/g(TOC)，隨后生油率快速下降，至475 ℃時(shí)降為160.7 mg/g(TOC)，500 ℃時(shí)降到132.3 mg/g(TOC)，550 ℃時(shí)降至90.6 mg/g(TOC)。氣態(tài)產(chǎn)物經(jīng)過色譜分析，成分為C1—C7氣態(tài)烴、CO2和N2，定量分析后獲得氣態(tài)烴產(chǎn)率。模擬溫度在450 ℃之前時(shí)氣態(tài)烴產(chǎn)率較低，450 ℃之后氣態(tài)烴產(chǎn)率迅速提高，550 ℃時(shí)達(dá)到536.25 mL/g(TOC)(圖8a)。

第二組實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，模擬溫度在300 ℃前可得到含油量6.22 mg/g(巖石)350 ℃之后生油率迅速提高，并在375 ℃時(shí)達(dá)到生油高峰，此時(shí)生油率高達(dá)1 203 mg/g(TOC)，隨后生油率快速下降，保持在320～350 mg/g(TOC)，450 ℃時(shí)生油率有所提高，升至600 mg/g(TOC)，之后快速下降，550 ℃時(shí)降至55.26 mg/g(TOC)。在400 ℃之前氣態(tài)烴產(chǎn)率較低，小于10 mL/g(TOC)，400 ℃之后氣態(tài)烴產(chǎn)率迅速提高，425 ℃時(shí)形成一個(gè)產(chǎn)氣高峰，氣態(tài)烴產(chǎn)率達(dá)到505 mL/g(TOC)，之后有所下降，550 ℃時(shí)在257 mL/g(TOC)左右。此外，CO2產(chǎn)率在整個(gè)過程中保持較高(圖8b)。

圖8 生烴模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1.3結(jié)果分析

根據(jù)模擬結(jié)果，450 ℃之后兩組樣品的生油率、生氣率演化軌跡基本相同，但在450 ℃之前，兩組樣品的生烴演化過程存在明顯差異(圖9)。

生油率方面，兩組實(shí)驗(yàn)的差異主要表現(xiàn)在生油高峰的位置和最大生油率。第一組實(shí)驗(yàn)生油高峰出現(xiàn)在400 ℃，最大生油率790 mg/g(TOC)，第二組實(shí)驗(yàn)中，生油高峰出現(xiàn)在375 ℃，生油率高達(dá)1 203 mg/g(TOC)(圖9a)。第二組樣品有機(jī)質(zhì)生烴高峰前移，生油率集中并有所提高。氣態(tài)烴產(chǎn)率方面，第一組實(shí)驗(yàn)中氣態(tài)烴產(chǎn)率隨溫度升高而持續(xù)增加，產(chǎn)出高峰出現(xiàn)在550℃之后，550 ℃時(shí)氣態(tài)烴產(chǎn)率為536 mL/g(TOC)。第二組實(shí)驗(yàn)生氣高峰前移，產(chǎn)氣態(tài)烴高峰出現(xiàn)在425 ℃，氣態(tài)烴產(chǎn)率與第一組實(shí)驗(yàn)相當(dāng)，為505 mL/g(TOC)(圖9b)。

圖9 兩組模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比

由于兩組實(shí)驗(yàn)的流程和參數(shù)設(shè)置完全相同，因此這種差異主要由樣品差異(有機(jī)質(zhì)類型、碳酸鹽含量)造成。從機(jī)理上看，有機(jī)質(zhì)的優(yōu)質(zhì)組分占比高則成烴溫度低、轉(zhuǎn)化率高；碳酸鹽的存在會(huì)加強(qiáng)有機(jī)質(zhì)熱敏性，降低熱解活化能，從而促使有機(jī)質(zhì)演化加快。有機(jī)質(zhì)類型、碳酸鹽含量方面因素均可對有機(jī)質(zhì)的生烴演化過程產(chǎn)生明顯影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)論與前人的研究結(jié)果類似[9-18]。

3.2 生油量

依據(jù)模擬實(shí)驗(yàn)溫度與Ro的關(guān)系，沙一段在Ro約0.4%，Tmax約420 ℃時(shí)進(jìn)入生烴門限，在Ro約0.65%時(shí)開始進(jìn)入生烴高峰。渤南洼陷烴源巖Ro具有隨埋深分段演化的特征[19]，小于3 000 m時(shí)Ro緩慢增加，大于3 000 m時(shí)Ro呈快速增加趨勢。沙一段生烴門限深度在2 400 m附近，此深度地溫在90 ℃左右。

依據(jù)頁巖熱模擬實(shí)驗(yàn)可確定沙一段Ⅰ型有機(jī)質(zhì)、Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)在不同演化階段的生油率，應(yīng)用式(1)計(jì)算生油強(qiáng)度(單位面積內(nèi)的生油量)。

X=H×ρ×TOC×β×103

(1)

式(1)中：X為生油強(qiáng)度，106t/km2；H為頁巖厚度，m；ρ為頁巖巖石密度，t/m3，取2.55 t/m3；TOC為有機(jī)碳含量，小數(shù)；β為生油率，mg/g(TOC)。

計(jì)算結(jié)果表明，下亞段生油強(qiáng)度(0.5～5)×106t/km2，平均3×106t/km2；上亞段生油強(qiáng)度(4～10)×106t/km2，平均8×106t/km2。

依據(jù)各井點(diǎn)沙一段生油強(qiáng)度，編繪研究區(qū)生油強(qiáng)度等值線圖(圖10a)。依據(jù)生油強(qiáng)度平面變化規(guī)律，采用等值線面積權(quán)衡法，累加估算下亞段生油量為12.686億噸，上亞段生油量為28.768億噸，沙一段總生油量為41.45億噸。

圖10 渤南洼陷頁巖油資源豐度等值線圖(以沙一下亞段為例)及有利區(qū)優(yōu)選

4 頁巖含油性評(píng)價(jià)

4.1 滯留油

頁巖中的滯留油含量常用可溶烴含量(S1)進(jìn)行表征，渤南洼陷沙一段頁巖多數(shù)樣品S1分布在0～2 mg/g(巖石)范圍，相較于巖心觀察到的含油程度(油氣顯示至中等含油，個(gè)別層段富含油)及勘探實(shí)際顯著偏低。采用輕烴恢復(fù)和S2重?zé)N校正的方法對S1進(jìn)行校正[20-22]，參照濟(jì)陽坳陷頁巖滯留液態(tài)烴評(píng)價(jià)研究成果[23]，沙一段輕烴恢復(fù)系數(shù)平均取0.1，S2重?zé)N校正系數(shù)平均取0.3，計(jì)算確定渤南洼陷各井點(diǎn)沙一段頁巖S1綜合校正系數(shù)平均為5.0，與松遼盆地青山口組頁巖S1校正系數(shù)(4.2)相近[21]，計(jì)算結(jié)果可靠。

校正后，各井點(diǎn)沙一段平均S1值分布在0～12 mg/g，主體在3～10 mg/g，沙一下亞段S1值主體高于上亞段。下亞段S1主要在5～10 mg/g，一半以上的井點(diǎn)大于8 mg/g。上亞段S1主要在3～8 mg/g，大于8 mg/g的面積局限。

滯留油豐度是單位面積內(nèi)的滯留油量，參照式(2)計(jì)算。

Y=H×ρ×S1×103

(2)

式(2)中：Y為滯留油豐度，106t/km2；H為頁巖厚度，m；ρ為巖石密度，t/m3，取2.3 t/m3；S1為可溶烴含量，mg/g。

計(jì)算結(jié)果表明，沙一下亞段平均滯留油豐度在(0.5～2)×106t/km2；上亞段頁巖厚度較大，平均滯留油豐度在(1.5～4)×106t/km2。依據(jù)研究區(qū)滯留油豐度等值線圖(圖10b)，采用面積權(quán)衡法，累加估算得到下亞段頁巖滯留油資源量為4.55×108t，為其生油量的36%；上亞段頁巖滯留油資源量為9.69×108t，為其生油量的34%。沙一段頁巖滯留油總資源量為14.25億噸。

4.2 游離油

頁巖中的滯留油以游離態(tài)和吸附態(tài)存在，吸附態(tài)的頁巖油在目前技術(shù)條件下很難被開采。因此，從目前來看，頁巖油的有效資源主要指頁巖中的部分游離態(tài)油。

4.2.1吸附油含量

頁巖中的有機(jī)質(zhì)和各種礦物組分均對原油具有吸附作用，參照陸相頁巖中有機(jī)質(zhì)和常見礦物在地層溫度下吸附原油能力的研究成果[24]，有機(jī)質(zhì)吸附油量按照100 mg/g(TOC)計(jì)，混合礦物(石英、長石、黏土)吸附油量按0.41 mg/g(巖石)計(jì)，碳酸鹽礦物吸附油量按照0.21 mg/g計(jì)。則

Z=(TOC×100)+(C×0.21)+(Q×0.41)

(3)

式(3)中：Z為吸附油含量，mg/g；C為碳酸鹽含量，小數(shù)；Q為礦物含量(石英+長石+黏土)，小數(shù)。

計(jì)算結(jié)果表明，沙一段頁巖各井點(diǎn)平均吸附油含量在2～5 mg/g范圍。

4.2.2游離油含量

滯留油含量減去吸附油含量即得游離油含量。沙一下亞段的游離油含量高于上亞段。下亞段平均游離油含量主要分布在2～6 mg/g，上亞段主要分布在0～4 mg/g。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)S1>2 mg/g時(shí)，才有游離油存在，且S1值越高，游離油占比越大(圖11)。

圖11 滯留油含量與吸附油、游離油含量的關(guān)系

游離油豐度是單位面積內(nèi)的游離油量，

A=H×ρ×B×103

(4)

式(4)中：A為游離油豐度，106t/km2；ρ為巖石密度，t/m3，取2.3 t/m3；B為游離油含量，mg/g。

依式(4)計(jì)算各井點(diǎn)游離油豐度，下亞段平均游離油豐度在(0.1～0.6)×106t/km2，上亞段平均游離油豐度在(0.2～1.0)×106t/km2。

4.3 含油飽滿程度

常用OSI指數(shù)來表征頁巖含油飽滿程度。OSI是單位有機(jī)質(zhì)的含油量，計(jì)算式如下

OSI=S1/TOC

(5)

式(5)中：OSI為含油飽滿程度，mg/g。

沙一下亞段平均OSI指數(shù)主要分布在150～250 mg/g，上亞段主要在100～200 mg/g。統(tǒng)計(jì)沙一上亞段和下亞段TOC與S1的關(guān)系發(fā)現(xiàn)(圖12)：①TOC小于2%～2.5%時(shí)，S1在3 mg/g左右變化不大，TOC大于2%～2.5%時(shí)，S1隨TOC增加而快速提高。②TOC小于4%時(shí)，TOC相近的情況下，下亞段的S1高于上亞段，即下亞段的含油飽滿程度高于上亞段。③TOC達(dá)到4%時(shí)，上下亞段S1相同。

圖12 沙一上亞段和下亞段TOC與S1關(guān)系散點(diǎn)圖

4.4 含油性分級(jí)

渤南洼陷沙一段的OSI指數(shù)和游離油含量具有很好的正相關(guān)關(guān)系(圖13)。由圖可知：①沙一下亞段的點(diǎn)大部分位于直線上端，表明下亞段的OSI指數(shù)和游離油含量大都高于沙一上亞段。②OSI指數(shù)小于120 mg/g時(shí)，游離油含量為0 mg/g；OSI指數(shù)大于120 mg/g時(shí)，游離油含量隨OSI指數(shù)的增加快速提高。

據(jù)此，可將渤南洼陷沙一段頁巖油資源分為兩級(jí)3類(圖13)。一級(jí)資源1類：OSI指數(shù)>220 mg/g且游離油含量>4 mg/g，2類：OSI指數(shù)170～220 mg/g且游離油含量2～4 mg/g；二級(jí)資源：OSI指數(shù)120～170 mg/g且游離油含量0～2 mg/g；無效資源：OSI指數(shù)<120 mg/g且游離油含量 0 mg/g。據(jù)此標(biāo)準(zhǔn)，沙一下亞段以一級(jí)頁巖油資源為主，上亞段以二級(jí)資源和一級(jí)2類資源為主(圖13)。

圖13 沙一段頁巖油資源分級(jí)

5 頁巖油資源潛力

5.1 頁巖中的游離油資源量

依據(jù)沙一下亞段、上亞段游離油豐度等值線圖(圖10c)，采用面積權(quán)衡法，累加估算下亞段游離油資源量為1.35×108t，為其滯留油量的30%；上亞段游離油資源量為2.36×108t，為其滯留油量的25%。沙一段頁巖游離油總資源量為3.71億噸。

5.2 頁巖層系中白云巖含油資源量

巖心觀察顯示，沙一段頁巖層系底部的薄層白云巖含油性良好，推測為其自身生成或鄰近頁巖原油經(jīng)短距離運(yùn)移而來，其含油率用鄰近頁巖游離油含量近似表征，沙一下亞段白云巖含油豐度主要分布在(0.1～0.5)×106t/km2，上亞段白云巖含油豐度在(0～0.3)×106t/km2。下亞段頁巖層系中白云巖所含資源量為0.57億噸；上亞段頁巖層系中白云巖所含資源量為0.42億噸。

5.3 頁巖油分級(jí)資源量

依據(jù)4.4部分頁巖含油性(資源)分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，對沙一段頁巖油分級(jí)計(jì)算資源量(表2)。其中，沙一下亞段頁巖一級(jí)1類資源量0.69億噸，一級(jí)2類資源量0.64億噸；上亞段頁巖一級(jí)1類資源量0.24億噸，一級(jí)2類資源量1.41億噸，二級(jí)資源量為0.71億噸。頁巖層系中的白云巖所含資源量可動(dòng)性更高，歸為一級(jí)1類資源。因此，沙一段頁巖游離油資源量3.71億噸，白云巖含油資源量0.99億噸，一級(jí)游離油資源量為3.97億噸。

表2 沙一段頁巖油分級(jí)資源量

5.4 頁巖油勘探有利區(qū)

綜合依據(jù)沙一段頁巖生油強(qiáng)度、含油豐度、游離油含量及含油飽滿程度等特征，提出渤南洼陷沙一段頁巖油勘探有利區(qū)的優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)主要包括：頁巖生油強(qiáng)度>2.8×106t/km2，游離油含量>2 mg/g，游離油豐度>0.5×106t/km2，OSI>200 mg/g，裂縫較發(fā)育，白云巖含油豐度>0.2×106t/km2。

沙一下亞段各項(xiàng)生油、含油性指標(biāo)平均值均高于上亞段。根據(jù)優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)，預(yù)測沙一下亞段Y21斷階帶是頁巖油勘探有利區(qū)(圖10d)。該斷階帶埋深為2 750～3 000 m，生油強(qiáng)度大，含油性佳，且各向斷裂交叉發(fā)育，形成錯(cuò)綜復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)體系，有利于提高游離油資源的可動(dòng)性。

6 結(jié)論

1)渤南洼陷沙一段為有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好、碳酸鹽含量較高、成熟度指標(biāo)較低的烴源巖。有機(jī)質(zhì)組份類型和碳酸鹽的催化作用是沙一段頁巖實(shí)測Ro、Tmax值比正常界限值偏低的主要原因。結(jié)合熱模擬實(shí)驗(yàn)，判斷沙一段在Ro=0.4%、埋深2 400 m左右時(shí)進(jìn)入生油門限。

2)渤南洼陷沙一段頁巖生油量約35%滯留在頁巖層系中。當(dāng)S1>2 mg/g、OSI>120 mg/g時(shí)，頁巖中開始出現(xiàn)游離油，且S1值越高，游離油占比越大。沙一下亞段游離油資源量約1.35億噸，上亞段游離油資源量約2.36億噸，頁巖層系中的白云巖含資源量約0.99億噸。沙一段頁巖層系合計(jì)資源量約4.7億噸，其中一級(jí)資源量3.97億噸。

3)沙一下亞段的游離油含量和含油飽滿程度高于上亞段。預(yù)測下亞段Y21斷階帶是渤南洼陷沙一段頁巖油勘探的有利區(qū)。