Occurrence and recoverability of tight oil in Paleogene Funing Formation, Subei Basin
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摘要: 利用多温阶热解与核磁共振测试技术，对苏北盆地古近系阜宁组阜二、阜四段泥页岩、夹层及邻层致密碳酸盐岩、致密砂岩样品系统分析，结合少量泥页岩油试采资料，探讨了阜宁组泥页岩、夹层及邻层致密储层的含油性和致密油可动用性。苏北盆地阜二、阜四段泥页岩中含致密油一般小于5.0 mg/g，油以吸附-互溶态为主，吸附-互溶态油占总滞留油的比例总体随埋藏深度的增大呈降低趋势，轻质游离油总体很低，可动油率小于3%；阜二、阜四段泥页岩夹层和邻层砂岩中含油一般大于5.0 mg/g，以游离油为主，轻质游离油量一般大于0.25 mg/g，可动油率一般在4%~7%之间，与北美Bakken中段致密砂岩油可动油率(5%左右)接近。阜宁组泥页岩内可动致密油主要赋存于裂缝中，即构造裂缝为可动致密油主要赋存空间，部分微孔隙(喉道半径大于0.18 μm)为次要赋存空间；致密油赋存相态应以游离态为主，吸附态次之。阜二、阜四段邻层(阜一、阜三段)裂缝型湖相碳酸盐岩致密油初期产量较高，但产量递减快，生产周期也短，经济可采性有限；相比之下，阜二、阜四段的源内夹层型致密砂岩油初始产量不高，但递减慢，生产周期长，具有较好的经济可采性。Abstract: The shale, interlayers and adjacent carbonate rocks and siltstones in the second and fourth members of the Paleogene Funing Formation in the Subei Basin were studied using multi-temperature pyrolysis and NMR. The oil-bearing capacity of shale, interlayers and adjacent tight reservoirs in the Funing Formation and the movability of tight oil were evaluated in combination with with shale oil production data. In the second and fourth members of the Funing Formation, the content of tight oil is generally less than 5.0 mg/g in shale. Adsorption-miscible oil is dominant, and the ratio of which to total retained oil decreases with the increase of burial depth. Light free oil generally has a low content, and the actual movable oil ratio is less than 3%. However, the tight oil content is generally greater than 5 mg/g in mud shale interlayers and adjacent sandstones (oily), dominated by free oil. The light free oil content is generally more than 0.25 mg/g, and the actual movable oil ratio is generally between 4% and 7%, which is close to the 5% recovery ratio in the tight sandstone layers before reconstruction in the middle of Bakken Formation in North America. The movable tight oil mainly exists in fractures in the Funing Formation in the Subei Basin. That is, tectonic fractures are the main host of movable shale oil, and some micro pores (with ramp radius greater than 0.18 μm) work as secondary occurrence porosity. Free oil exceeds adsorbed oil. The initial production of tight oil is high in fissured lacustrine carbonates in the first and third members of the Funing Formation, but the production decreases rapidly with a short production cycle, and the economic recoverability is limited. In contrast, the initial production is lower in the tight interlayer sandstones of the source in the second and fourth members of the Funing Formation, which has a slower decline rate, longer production cycle and better economical recoverability.
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Key words:
- occurrence state /
- recoverability /
- tight oil /
- Funing Formation /
- Paleogene /
- Subei Basin
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致密油已成为近年来非常规勘探关注的新领域[1-7]。苏北盆地古近系阜宁组二段、四段是常规油气的主力烃源岩，也是形成非常规致密油的主要目的层系[8-9]，阜宁组致密油将是苏北盆地接替常规油气资源的最好领域[10-11]。前人针对苏北盆地致密油形成条件、储层特征与裂缝预测、富集规律等开展了相关研究，取得了重要认识和进展[12-15]，但针对阜宁组致密油赋存状态及可动用性研究较少。而如何准确评价致密油在储层中赋存形式、状态及其现实可动用性是当前致密油勘探的瓶颈，也是当前急需解决的重点问题之一[16-19]。本文基于阜宁组二段、四段泥页岩、夹层及邻层碳酸盐岩、砂岩样品的系统分析，利用多温阶热解实验与核磁共振测试技术，探讨了阜二、阜四段泥页岩、源内夹层及其邻层(阜一、阜三段)致密砂岩含油性、致密油赋存状态及其可动用性，以期为苏北盆地阜宁组致密油的勘探与开发提供参考。
1. 致密油赋存状态
1.1 致密油地层结构及分布特征
苏北盆地各凹陷阜宁组尽管岩石、电性特征上存在明显的差异，但从阜一段至阜四段纵向上总体呈现砂岩—泥岩—砂岩—泥岩的韵律特征。阜一段(E1f1)和阜三段(E1f3)发育大型的三角洲沉积体系，存在广覆式分布的砂岩，主要为一套砂岩储层；阜二段(E1f2)和阜四段(E1f4)发育大型湖泊沉积体系，存在大面积分布的烃源岩，主体为一套深灰色泥页岩，同时也存在夹持在泥页岩烃源岩内部的薄层碳酸盐岩储层和致密砂岩储层，具备形成致密油的物质基础。苏北盆地阜宁组存在4套大面积连续分布的有利成熟烃源岩(E1f21、E1f22、E1f23和E1f41)，3套大面积连续分布的、紧邻有利烃源岩的致密砂岩储层(E1f11、E1f23和E1f33)，3套烃源岩内的碳酸盐岩或砂岩夹层(E1f21、E1f22和E1f23)，以及E1f21顶部泥脖子段和E1f42 2套区域性盖层。
考虑到E1f42烃源岩和E1f23(高邮和金湖凹陷)烃源岩有机质丰度低，生烃条件较差，而且厚度大，对上覆生油层和下伏致密储层起隔挡作用；同时也考虑到区内断层及砂体侧向输导能力，最终形成5套有利的致密油成藏组合(表 1、图 1)，包括E1f22+3生+E1f11储的源下成藏组合，E1f21、E1f22和E1f23烃源岩和其中的碳酸盐岩、砂岩夹层形成的源内成藏组合，以及E1f41和E1f2生油层与E1f2、E1f3及E1f1致密砂岩储层通过断层和砂体侧向输导形成的远源断砂输导型成藏组合。
表 1 苏北盆地阜宁组源—储叠置关系与成藏组合分布Table 1. Source-reservoir superimposed relationship and accumulation association in Funing Formation, Subei Basin地层 储集层 生油层 成藏组合 油气成藏地区及岩性 段 亚段 厚度/m Φ/% K/10-3 μm2 厚度/m w(TOC)/% 源下 源内 远源 E1f4 E1f41 ＞100 1.2 ⑤远源断砂输导型 高邮致密砂岩 E1f42 ＞100 0.74 E1f3 E1f31 ＜30 8~12 0.1~1 E1f32 E1f33 ＜20 E1f2 E1f21 5~10 3.2 40~80 2.14 ②源内 金湖碳酸盐岩、砂岩夹层 E1f22 5~10 8~26 2.2~79.8 60~80 1.29 ①源下 ③源内 E1f23 ＜40 8~12 0.1~1 5~10 0.98 ④源内 E1f1 E1f11 ＜80 8~12 0.1~1 高邮致密砂岩 
图 1 苏北盆地阜宁组致密油成藏组合分布Figure 1. Accumulation association of tight oil in Funing Formation, Subei Basin1.2 致密油各组分构成特征
计算泥页岩或砂岩内不同赋存状态滞留油的总量，即可评价其含油性。溶剂萃取法与加热释放法是目前对游离、吸附等不同赋存状态的滞留油定量研究的主要方法[16-17]。本次研究通过多温阶热解技术，系统分析了阜宁组泥页岩、烃源岩内碳酸盐岩(致密砂岩)夹层及邻层致密砂岩样品(表 2)，对阜宁组泥页岩、夹层及邻层致密砂岩含油性与可动性进行评价。热释烃S1-1主要成分为轻质油组分，呈游离态赋存，是现实最可动用的油；S1-2主要成分为轻—中质油组分，也呈游离态赋存；S2-1主要成分为重油、胶质沥青质组分，呈吸附—互溶态与有机质共存；而S2-2主要是页岩中干酪根热解再生烃。因此，游离烃总量为S1-1与S1-2之和，总滞留油量为游离烃与吸附—互溶态赋存油之和，是含油性表征的参数。
表 2 苏北盆地金湖-高邮凹陷阜二、阜四段泥页岩及夹层与邻层砂岩含油性与可动性评价Table 2. Evaluation of oil content and mobility in shale, interlayer and adjacent sandstones in second and fourth members of Funing Formation, Jinhu and Gaoyou sags, Subei Basin岩性 井号 层位 样品位置 游离轻质油S1-1/(mg·g-1) 游离轻—中质油S1-2/(mg·g-1) 吸附—互溶油S2-1/(mg·g-1) 游离烃总量/(mg·g-1) 总滞留油量/(mg·g-1) 总游离烃/总滞留油/% 吸附—互溶油/总滞留油/% 游离轻质油/总滞留油/% 热解再生油S2-2/(mg·g-1) 凹陷 浅灰色粉砂岩 程2 E1f2 夹层 0.07 2.46 1.02 2.53 3.55 69.30 28.73 1.97 0.50 金湖 灰色粉砂质泥岩 程2 E1f2 夹层 0.00 0.01 0.02 0.01 0.03 33.33 66.67 0.00 0.05 浅灰色灰质泥岩 崔2 E1f3 邻层 0.00 0.15 1.84 0.15 1.99 7.54 92.46 0.00 2.73 灰色粉砂岩 戴1 E1f2 夹层 0.01 1.18 7.59 1.19 8.78 13.44 86.45 0.11 7.22 深灰色泥灰岩 河X4 E1f4 邻层 0.00 0.12 2.03 0.12 2.15 5.58 94.42 0.00 4.32 灰色粉砂岩 河X4 E1f2 夹层 0.41 6.11 3.25 6.52 9.77 62.54 33.27 4.20 1.55 深灰色泥岩 河X4 E1f2 泥页岩 0.00 0.01 0.02 0.01 0.03 33.33 66.67 0.00 0.02 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.02 0.98 1.29 1.00 2.29 42.79 56.33 0.87 2.52 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.06 1.33 3.07 1.39 4.46 29.82 68.83 1.35 4.96 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.00 0.01 0.04 0.01 0.05 20.00 80.00 0.00 0.08 灰色粉砂岩 唐5 E1f2 夹层 0.61 8.31 5.10 8.92 14.02 59.27 36.38 4.35 3.07 深灰色砂质泥岩 天89 E1f2 夹层 0.00 0.19 0.35 0.19 0.54 35.19 64.81 0.00 0.39 灰色砂岩 天X79 E1f4 夹层 0.51 6.29 2.97 6.80 9.77 64.38 30.40 5.22 2.51 深灰色泥岩 天X79 E1f4 泥页岩 0.00 0.03 0.06 0.03 0.09 33.33 66.67 0.00 0.10 灰色泥岩 大X3 E1f2 泥页岩 0.00 0.65 5.52 0.65 6.17 10.53 89.47 0.00 7.99 高邮 灰色泥岩 方4 E1f3 邻层 0.21 3.56 7.58 3.77 11.35 31.37 66.78 1.85 13.90 灰黑色泥岩 富深1 E1f1 邻层 0.02 0.34 0.33 0.36 0.69 49.28 47.83 2.90 0.29 灰黑色泥岩 富深1 E1f2 泥页岩 0.07 0.92 1.10 0.99 2.09 44.02 52.63 3.35 1.96 灰黑色泥岩 富深1 E1f4 泥页岩 0.02 0.77 3.29 0.79 4.08 18.87 80.64 0.49 9.21 深灰色泥岩 花深1 E1f3 0.02 0.14 0.12 0.16 0.28 50.00 42.86 7.14 0.59 灰色粉砂岩 联5 E1f2 夹层 0.00 0.02 0.01 0.02 0.03 66.67 33.33 0.00 0.01 深灰色泥灰岩 联5 E1f3 邻层 0.00 0.05 0.23 0.05 0.28 17.86 82.14 0.00 0.56 黑色泥岩 联5 E1f4 泥页岩 0.00 0.02 0.09 0.02 0.11 18.18 81.82 0.00 0.16 灰黑色泥岩 临X3 E1f2 泥页岩 0.00 0.04 0.18 0.04 0.22 18.18 81.82 0.00 0.24 灰白色砂岩 沙20 E1f1 邻层 0.86 14.49 5.57 15.35 20.92 69.26 26.63 4.11 2.73 深灰色砂岩 沙20 E1f1 邻层 0.72 12.90 6.02 13.62 19.64 65.68 30.65 3.67 2.82 深灰色粉砂岩 韦5 E1f1 邻层 0.59 9.43 7.69 10.02 17.71 53.25 43.42 3.33 4.50 由表 2和图 2可见，金湖凹陷阜二、阜四段泥页岩中滞留油总量小于5.0 mg/g，部分样品小于0.5 mg/g；以吸附—互溶态油为主，其占总滞留油的40%~95%不等，总体随埋藏深度的增大，吸附—互溶态油占总滞留油的比例呈降低趋势；轻质游离油总体很低，一般小于0.1 mg/g，现实可动油率小于2%。金湖凹陷阜二、阜四段泥页岩夹层与邻层砂岩(含油)内滞留油总量一般大于5 mg/g，最大值达14.02 mg/g；以游离油为主，轻质游离油量一般大于0.25 mg/g，现实可动油率一般为4%~7%，这与北美Bakken中段致密砂岩层未改造之前采收率为5%左右相当。
图 2 苏北盆地金湖、高邮凹陷阜二、阜四段泥页岩和夹层及邻层砂岩滞留油总量Figure 2. Total hydrocarbon retention in shale, interlayer and adjacent sandstones in second and fourth members of Funing Formation, Jinhu and Gaoyou sags, Subei Basin高邮凹陷阜二、阜四段泥页岩中滞留油总量一般也小于5.0 mg/g，部分样品小于0.5 mg/g；并以吸附—互溶态油为主，其占总滞留油的比例一般在50%~92%不等，总体随埋藏深度的增大，吸附—互溶态油占总滞留油的比例呈降低趋势；轻质游离油总体很低，一般小于0.2 mg/g，现实可动油率小于3%。阜二、阜四段泥页岩夹层与邻层砂岩(含油)内滞留油总量一般大于15 mg/g，并且以游离油为主，轻质游离油量一般大于0.50 mg/g，现实可动油率一般为3%~4%。
通过游离油S1-1、游离油S1-2及吸附—互溶油S2-1与TOC的关系图(图 3)可以看出，游离油主要赋存在无机孔缝系统，而吸附—互溶态油主要赋存于有机质内，并与TOC成一定的正相关关系。
图 3 苏北盆地阜宁组致密油各组分与TOC的关系Figure 3. TOC content vs. tight oil components of Funing Formation, Subei Basin1.3 致密油饱和度特征
北美页岩油勘探实践表明，获得页岩油勘探突破的层段(无论是泥页岩层还是砂岩层)，其油饱和指数[热解S1×100/w(TOC)]大于100[18]。对苏北盆地金湖、高邮致密油主力凹陷阜二、阜四段泥页岩、夹层碳酸盐岩(砂岩)样品的热解分析结果统计显示，阜二段层系中以中含油—高含油为主，有些样品的油饱和指数大于100，具有致密油潜力；阜四段层系以低含油为主，少量具有致密油潜力(图 4)。可见在阜宁组二段泥页岩层系内具有致密油勘探潜力，且油饱和指数随成熟度(Tmax)的增加有一定的升高。
图 4 苏北盆地阜二段、阜四段油饱和指数与Tmax的关系Figure 4. Relationship between oil saturation index and Tmax of second and fourth members of Funing Formation, Subei Basin2. 致密油可动性
2.1 致密油可动性核磁特征
可动性及可动流体含量是致密油评价的关键参数，周尚文等[19]应用核磁共振技术开展了页岩、致密砂岩和致密灰岩储层的可动流体分析；张林晔等[20]采用实验分析与测井资料相结合的研究方法，通过系统研究页岩孔隙度、压缩系数、岩石力学性质、含油饱和度、气油比及原油饱和压力等特征，分析了页岩油的可动性。本次研究主要基于174件黄158井E1f4页岩样品核磁共振测试资料，分析了苏北盆地E1f湖相碳酸盐岩致密油可动性及其赋存状态。核磁共振测试结果(图 5)表明，页岩样品谱图多呈单峰状，不存在可动流体。仅有62件样品T2谱为双峰或三峰特征，含有一定的可动流体，其可动流体含量一般小于20.68%，平均6.11%(表 3)；其T2截止时间为6 ms(对应样品孔喉半径为0.18 μm)，表明E1f4页岩孔喉半径多小于0.18 μm，仅有部分页岩存在孔喉半径大于0.18 μm的微孔隙，而这些微孔隙中存在可动流体。依据页岩压裂及试油成果表明，这些可动流体应为原油。
图 5 苏北盆地纹层状湖相碳酸盐岩核磁分析弛豫时间T2分布Figure 5. T2 distribution spectrum by NMR of lamellar lacustrine carbonates, Subei Basin表 3 苏北盆地高邮凹陷黄158井E1f4泥、页岩可动流体含量统计Table 3. Movable fluid content in mud shale in fourth member of Funing Formation, well Huang 158, Gaoyou Sag, Subei Basin裂缝发育情况 可动流体含量/% 孔隙度/% 所有样品 有可动流体的样品 所有样品 发育裂缝 0.17(17) 0.14~2.52/1.47(2) 0.24~6.58/2.10(17) 多发育裂缝 3.34(89) 0.01~20.68/6.75(44) 0.26~13.2/4.20(89) 薄层状，2个页状 0.27(32) 1.06~3.80/2.15(4) 1.5~10.18/6.00(32) 薄层状，发育裂缝 0.81(36) 0.14~11.58/4.86(6) 1.39~10.36/6.20(36) 注：表中数值意义：最小值~最大值/平均值(样品数)。 但黄158井E1f4页岩可动流体含量与其基质孔隙度和有机质丰度线性关系并不明显(图 6)，反映可动致密油应主要赋存于裂缝中，即构造裂缝为可动致密油主要赋存空间，部分微孔隙(喉道半径大于0.18 μm)为次要赋存空间，从而决定了致密油赋存相态应以游离态为主，吸附态次之。
图 6 苏北盆地高邮凹陷黄158井E1f4泥页岩可动流体与基质孔隙度、有机碳含量的关系Figure 6. Relationship between movable fluid and matrix porosity (left), TOC content (right) in fourth member of Funing Formation, well Huang 158, Gaoyou Sag, Subei Basin2.2 致密油可动性试采特点
本次研究以许X38、天X96井为例，阐述源内裂缝性和源内夹层型2类不同致密油藏致密油可动性试采特点。许X38井E1f2致密油藏埋深2 580~2 840 m，含油层位为E1f2(3 019.3~3 021.3 m)和E1f2(3 076.3~3 077.6 m)。据许X38井钻井资料，上含油层岩性以深灰色块状灰质泥岩为主，页理不发育，但富含生物介屑；下含油层为纹层状含灰含云页岩，页理发育，厚41 m。上含油层TOC平均为2.80%，下含油层TOC平均为1.39%，均具备很好的生油能力。测井解释储层孔隙度介于5.6%~7.9%，平均6.9%；渗透率(0.2~6.6)×10-3 μm2，平均1.1×10-3 μm2；储层含油饱和度为65.8%。此外，含油层深感应电阻率均比上下围岩低，电阻率呈“V”字型或尖刀状，裂缝很发育。测井解释许X38井E1f2存在多处裂缝发育段，并且在裂缝发育段油气显示活跃，全烃最高峰值达65.8%和99.9%，属于源内裂缝型致密油藏。
天X96井E1f2致密油藏含油层位包括E1f21源内砂岩夹层和E1f22源下滩坝砂体。油藏所在的铜城地区E1f21为滨浅湖亚相沉积，厚层暗色泥岩层内发育薄层滩坝砂体，砂岩百分含量20%左右，单层厚度最大6.1 m，最小2 m；岩石类型为岩屑长石粉砂岩、细砂岩，孔隙度4.61%~13.25%，平均为9.30%，渗透率(0.10~7.37)×10-3μm2，平均为3.51×10-3μm2；含油饱和度14.28%~32.19%，平均23.24%。烃源岩岩性以灰黑色纹层状泥灰岩为主，局部为纹层—薄层状泥灰岩，纹层状泥灰岩中见介形虫化石，厚19 m；页岩TOC平均为2.51%，氯仿沥青“A”平均为0.26%，热解烃S1平均为0.44 mg/g，属于源内夹层型致密油藏。
从致密油后期试油试采效果看，裂缝型湖相碳酸盐岩致密油虽然初期产量较高，但产量递减快(图 7a)，生产周期也短，经济可采性有限。相比之下，源内夹层型致密油虽然初始产量不高，但递减慢(图 7b)，生产周期长，具有较好的经济可采性。
图 7 苏北盆地许X38和天X96井致密油生产曲线Figure 7. Production curves of tight oil in wells Xu X 38 and Tian X 96, Subei Basin3. 结论
(1) 苏北盆地阜宁组致密油主要以游离和吸附—互溶态赋存于泥页岩层系内或邻层的致密砂岩中，且游离油赋存于无机孔缝系统，吸附—互溶态油主要赋存于有机质孔内。
(2) 阜二、阜四泥页岩层内滞留油以吸附—互溶态油为主，可动油量低，致密油勘探潜力小；砂岩(碳酸盐岩)夹层与砂岩邻层以游离油为主，可动油相对较高，致密油勘探潜力大。
(3) 相比之下，源内泥页岩裂缝型油藏初期产量高，但产量递减快，生产周期短，经济可采性有限；源内夹层或邻层致密砂岩型油藏初期产量较低，但递减慢，生产周期长，具有较好的经济可采性。
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图 1 苏北盆地阜宁组致密油成藏组合分布
Figure 1. Accumulation association of tight oil in Funing Formation, Subei Basin
图 2 苏北盆地金湖、高邮凹陷阜二、阜四段泥页岩和夹层及邻层砂岩滞留油总量
Figure 2. Total hydrocarbon retention in shale, interlayer and adjacent sandstones in second and fourth members of Funing Formation, Jinhu and Gaoyou sags, Subei Basin
图 3 苏北盆地阜宁组致密油各组分与TOC的关系
Figure 3. TOC content vs. tight oil components of Funing Formation, Subei Basin
图 4 苏北盆地阜二段、阜四段油饱和指数与Tmax的关系
Figure 4. Relationship between oil saturation index and Tmax of second and fourth members of Funing Formation, Subei Basin
图 5 苏北盆地纹层状湖相碳酸盐岩核磁分析弛豫时间T2分布
Figure 5. T2 distribution spectrum by NMR of lamellar lacustrine carbonates, Subei Basin
图 6 苏北盆地高邮凹陷黄158井E1f4泥页岩可动流体与基质孔隙度、有机碳含量的关系
Figure 6. Relationship between movable fluid and matrix porosity (left), TOC content (right) in fourth member of Funing Formation, well Huang 158, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 7 苏北盆地许X38和天X96井致密油生产曲线
Figure 7. Production curves of tight oil in wells Xu X 38 and Tian X 96, Subei Basin
表 1 苏北盆地阜宁组源—储叠置关系与成藏组合分布
Table 1. Source-reservoir superimposed relationship and accumulation association in Funing Formation, Subei Basin
地层 储集层 生油层 成藏组合 油气成藏地区及岩性 段 亚段 厚度/m Φ/% K/10-3 μm2 厚度/m w(TOC)/% 源下 源内 远源 E1f4 E1f41 ＞100 1.2 ⑤远源断砂输导型 高邮致密砂岩 E1f42 ＞100 0.74 E1f3 E1f31 ＜30 8~12 0.1~1 E1f32 E1f33 ＜20 E1f2 E1f21 5~10 3.2 40~80 2.14 ②源内 金湖碳酸盐岩、砂岩夹层 E1f22 5~10 8~26 2.2~79.8 60~80 1.29 ①源下 ③源内 E1f23 ＜40 8~12 0.1~1 5~10 0.98 ④源内 E1f1 E1f11 ＜80 8~12 0.1~1 高邮致密砂岩 
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表 2 苏北盆地金湖-高邮凹陷阜二、阜四段泥页岩及夹层与邻层砂岩含油性与可动性评价
Table 2. Evaluation of oil content and mobility in shale, interlayer and adjacent sandstones in second and fourth members of Funing Formation, Jinhu and Gaoyou sags, Subei Basin
岩性 井号 层位 样品位置 游离轻质油S1-1/(mg·g-1) 游离轻—中质油S1-2/(mg·g-1) 吸附—互溶油S2-1/(mg·g-1) 游离烃总量/(mg·g-1) 总滞留油量/(mg·g-1) 总游离烃/总滞留油/% 吸附—互溶油/总滞留油/% 游离轻质油/总滞留油/% 热解再生油S2-2/(mg·g-1) 凹陷 浅灰色粉砂岩 程2 E1f2 夹层 0.07 2.46 1.02 2.53 3.55 69.30 28.73 1.97 0.50 金湖 灰色粉砂质泥岩 程2 E1f2 夹层 0.00 0.01 0.02 0.01 0.03 33.33 66.67 0.00 0.05 浅灰色灰质泥岩 崔2 E1f3 邻层 0.00 0.15 1.84 0.15 1.99 7.54 92.46 0.00 2.73 灰色粉砂岩 戴1 E1f2 夹层 0.01 1.18 7.59 1.19 8.78 13.44 86.45 0.11 7.22 深灰色泥灰岩 河X4 E1f4 邻层 0.00 0.12 2.03 0.12 2.15 5.58 94.42 0.00 4.32 灰色粉砂岩 河X4 E1f2 夹层 0.41 6.11 3.25 6.52 9.77 62.54 33.27 4.20 1.55 深灰色泥岩 河X4 E1f2 泥页岩 0.00 0.01 0.02 0.01 0.03 33.33 66.67 0.00 0.02 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.02 0.98 1.29 1.00 2.29 42.79 56.33 0.87 2.52 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.06 1.33 3.07 1.39 4.46 29.82 68.83 1.35 4.96 灰黑色泥岩 河参1 E1f2 泥页岩 0.00 0.01 0.04 0.01 0.05 20.00 80.00 0.00 0.08 灰色粉砂岩 唐5 E1f2 夹层 0.61 8.31 5.10 8.92 14.02 59.27 36.38 4.35 3.07 深灰色砂质泥岩 天89 E1f2 夹层 0.00 0.19 0.35 0.19 0.54 35.19 64.81 0.00 0.39 灰色砂岩 天X79 E1f4 夹层 0.51 6.29 2.97 6.80 9.77 64.38 30.40 5.22 2.51 深灰色泥岩 天X79 E1f4 泥页岩 0.00 0.03 0.06 0.03 0.09 33.33 66.67 0.00 0.10 灰色泥岩 大X3 E1f2 泥页岩 0.00 0.65 5.52 0.65 6.17 10.53 89.47 0.00 7.99 高邮 灰色泥岩 方4 E1f3 邻层 0.21 3.56 7.58 3.77 11.35 31.37 66.78 1.85 13.90 灰黑色泥岩 富深1 E1f1 邻层 0.02 0.34 0.33 0.36 0.69 49.28 47.83 2.90 0.29 灰黑色泥岩 富深1 E1f2 泥页岩 0.07 0.92 1.10 0.99 2.09 44.02 52.63 3.35 1.96 灰黑色泥岩 富深1 E1f4 泥页岩 0.02 0.77 3.29 0.79 4.08 18.87 80.64 0.49 9.21 深灰色泥岩 花深1 E1f3 0.02 0.14 0.12 0.16 0.28 50.00 42.86 7.14 0.59 灰色粉砂岩 联5 E1f2 夹层 0.00 0.02 0.01 0.02 0.03 66.67 33.33 0.00 0.01 深灰色泥灰岩 联5 E1f3 邻层 0.00 0.05 0.23 0.05 0.28 17.86 82.14 0.00 0.56 黑色泥岩 联5 E1f4 泥页岩 0.00 0.02 0.09 0.02 0.11 18.18 81.82 0.00 0.16 灰黑色泥岩 临X3 E1f2 泥页岩 0.00 0.04 0.18 0.04 0.22 18.18 81.82 0.00 0.24 灰白色砂岩 沙20 E1f1 邻层 0.86 14.49 5.57 15.35 20.92 69.26 26.63 4.11 2.73 深灰色砂岩 沙20 E1f1 邻层 0.72 12.90 6.02 13.62 19.64 65.68 30.65 3.67 2.82 深灰色粉砂岩 韦5 E1f1 邻层 0.59 9.43 7.69 10.02 17.71 53.25 43.42 3.33 4.50
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表 3 苏北盆地高邮凹陷黄158井E1f4泥、页岩可动流体含量统计
Table 3. Movable fluid content in mud shale in fourth member of Funing Formation, well Huang 158, Gaoyou Sag, Subei Basin
裂缝发育情况 可动流体含量/% 孔隙度/% 所有样品 有可动流体的样品 所有样品 发育裂缝 0.17(17) 0.14~2.52/1.47(2) 0.24~6.58/2.10(17) 多发育裂缝 3.34(89) 0.01~20.68/6.75(44) 0.26~13.2/4.20(89) 薄层状，2个页状 0.27(32) 1.06~3.80/2.15(4) 1.5~10.18/6.00(32) 薄层状，发育裂缝 0.81(36) 0.14~11.58/4.86(6) 1.39~10.36/6.20(36) 注：表中数值意义：最小值~最大值/平均值(样品数)。
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