近年来，随着北美海相页岩油实现商业开发，针对国内陆相页岩油的勘探开发也越来越引起油气公司的重视。通过加强页岩油基础地质研究，中石油相继在准噶尔盆地的二叠系芦草沟组、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组等探区获得页岩油勘探开发突破；中石化在渤海湾盆地济阳坳陷、南襄盆地泌阳凹陷、江汉盆地潜江凹陷、苏北盆地等也取得了页岩油勘探突破^[1-5]。其中部署在苏北盆地金湖凹陷北港深凹带的大斜度井获得初产油22t/d，提交预测储量四百多万吨。苏北盆地位于郯庐断裂东侧，属于后生断陷盆地，整体划分为两坳一隆，其中东台坳陷是目前油气勘探开发的主战场。金湖凹陷北港次洼位于东台坳陷西侧，总面积202 km²，热演化程度较高，是探索苏北盆地页岩油的有利区带。该区纵向上发育古近系阜二段、阜四段2套烃源岩，其中阜二段是探索页岩油藏最有利层系。阜二段自上而下划分为5个亚段：①亚段为深灰色泥岩；②亚段为深灰色泥岩和厚层泥灰岩；③~④亚段为灰质泥岩夹薄层泥灰岩；⑤亚段为灰色泥岩、粉砂岩和泥灰岩，岩性与芦草沟组的碳酸盐岩、砂岩等有一定差异^[6]。目前国内发现的陆相页岩油藏仍然较少，本文在对北港阜二段页岩油藏解剖的基础上，系统剖析烃源及储集条件，明确富集主控因素，总结富集规律，以期对评价苏北盆地页岩油勘探有利区与勘探部署决策提供参考。

1.   地质背景

金湖凹陷是苏北盆地东台坳陷最西端的一个新生代沉积凹陷，总面积约5 000 km²，经历了晚白垩世的初始拉张阶段、阜宁期的坳陷阶段、戴南—三垛期的断陷阶段和盐城期的萎缩阶段^[7]；发育石港、铜城和杨村3条区域性大断层，平面上发育三河、汊涧、龙岗、氾水4个次凹；凹陷内自西向东依次为西部斜坡带、石港断裂带、汊涧斜坡带、卞闵杨构造带、唐港构造带、宝应斜坡带6个正向构造单元^[8-9]，呈现南断北超、南陡北缓的构造格局。研究区位于石港断阶带的下降盘，紧邻西部斜坡带。阜二段岩性具三分性，上部发育灰黑色泥岩，中部为灰黑色泥灰岩、含灰—灰质泥岩及泥质白云岩互层，下部为粉、细砂岩与灰黑色泥岩、泥灰岩不等厚互层，沉积厚度180~240 m；页岩油主要位于中部泥灰岩段，常规油主要聚集于下部砂泥岩互层段。

2.   北港页岩油藏基本特征

2.1   北港页岩油藏概述

三河深凹是金湖凹陷2大沉积中心之一，东部以石港断阶带为界，西部向西逐渐过渡到金湖凹陷西斜坡(图 1), 阜二段埋深3000~4000m，是金湖凹陷主要生油中心之一^[10]。该深凹烃源岩厚度大，演化程度高，阜二段烃源岩R_o＞1.0%，阜四段烃源岩R_o达0.7%~1.0%，油源条件充足，是石港断阶带的主要油源区。北港次洼为三河深凹南部的次级凹陷，整体为一凹中隆构造，受数条北东东向展布的反向正断层分割，从而形成一系列鼻状构造。阜二段中部为泥灰岩、灰质泥岩，局部发育生屑灰岩和鲕粒灰岩，厚度90~100 m，发育源储一体型泥灰质页岩油藏(图 2)。目前钻遇北港深洼带阜二段的钻井仅1口——BG1井，原油、烃源岩和储集性等数据均来自该井。油藏埋深3 660~3 735 m，地面原油密度为0.867 g/cm³，地面原油黏度18.4 mPa·s，平均初馏点116.43 ℃，为轻质油；声波时差计算压力系数1.3，页岩油藏具有“四高一发育”特征，即高有机质丰度、高脆性矿物、高演化程度、高异常压力，裂缝发育。

图  1  苏北盆地金湖凹陷北港次洼构造及取样井位置

Figure  1.  Structural background and sampling well location of Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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图  2  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜宁组二段综合柱状图

Figure  2.  Comprehensive stratigraphic section of second member of Funing Formation, well BG1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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原油的饱和烃生物标志物特征反映成熟度较高，正构烷烃碳数呈双峰型，主峰碳为C₁₇和C₂₁，Pr/Ph为1.17(图 3a，b)；成熟度参数αααC₂₉甾烷20S/(20S+20R)为0.24，C₃₁S/(S+R) 为0.57。原油形成于咸化烃源岩，伽马蜡烷/C₃₀藿烷值为0.25，三环萜烷含量中等，C₂₀、C₂₁、C₂₃三环萜烷呈上升型分布(图 3c)；孕甾烷、升孕甾烷含量较高(图 3d)，ααα20RC₂₇、C₂₈、C₂₉甾烷呈“V”型分布(图 3d)，ααα20RC₂₇/C₂₉为0.69。

图  3  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段原油(3 690~3 700 m)饱和烃生物标志物特征

Figure  3.  Biomarker characteristics of saturated hydrocarbon in crude oil from second member of Funing Formation (3 690-3 700 m), well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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2.2   烃源条件

阜二段顶部为灰黑色泥岩，底部为粉砂岩夹灰质泥岩、泥灰岩，中部为灰黑色灰质泥岩、泥晶灰岩，局部发育生物灰岩和鲕粒灰岩。烃源岩厚度90~100 m，阜二段中部优质烃源岩TOC为0.53%~3.73%，平均为1.83%(n=34)；S₁+S₂为0.96~34.27 mg/g，平均为9.16 mg/g(n=34)，含量大于6 mg/g的样品占总量的62%；氢指数(I_H)为176~840 mg/g，平均为523 mg/g(n=34)；饱芳比为2.17~7.36，平均为3.67(n=11)；硫含量为0.44%~1.5%，平均为0.98%(n=12)；黄铁矿含量为1.3%~5.5%，平均为3.6%(n=12)；锶钡比为0.08~5.15，平均为0.72(n=51)，反映源岩形成于半咸水的还原环境^[11]。

有机质类型以Ⅱ₁型为主，有机显微组分中腐泥组平均为70%(n=11)，有机质以黄绿色荧光的层状藻类体为主，少量亮黄绿色荧光的结构藻类体(图 4a，b)，含少量黄色荧光的富氢次生组分；壳质组平均为12.7%(n=11)，含有的镜质体呈条带状或碎屑状，反光下呈灰色(图 4c，d)；少量棕色荧光的沥青质体，含有一定量贫氢次生组分，颗粒在反光下呈灰白色。阜二段泥灰岩在垛一段沉积末期达到低成熟，开始生油，在垛二段沉积中期达到成熟阶段，开始大量生烃，现今R_o为1.1%，处于高成熟阶段。

图  4  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段(3 662~3 668 m)灰黑色灰质泥岩有机显微组分

Figure  4.  Organic macerals of marls in second member of Funing Formation (3 662-3 668 m), well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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2.3   含油性特征

BG1井阜二段泥页岩有机质丰度较高，因此含油性也较好，氯仿沥青“A”为0.12%~0.54%，平均为0.30%(n=11)；成熟度较高，滞留油和游离油含量均与TOC呈较好正相关关系(图 5a，b)，S₁为0.03~2.26 mg/g，平均为0.59 mg/g，S₁＞0.2 mg/g的样品占总量82%，S₁＞0.5 mg/g的样品占总量38%。现场钻井过程中气测异常层累计厚度达91 m，异常值最高达99.989 9%；C₁-C₅组分齐全，以C₁为主，泥灰岩岩心普遍见裂隙含油。由于取心后未及时开展冷冻和热解分析，造成轻烃损失较大，后期实测S₁值偏低，含油饱和度(OSI)不高，OSI＞50 mg/g的样品占总样品的12%(图 5c)。但现场的气测和岩心的含油显示均证实，北港阜二段泥灰岩具有较好的含油性。

图  5  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥页岩有机碳与含油性的相关性

Figure  5.  Relationship between organic carbon content and oil-bearing capacity of shale in second member of Funing Formation, well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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2.4   储集特征

2.4.1   矿物组成

阜二段泥灰岩、粉砂质泥岩的黏土矿物含量为11.2%~54.8%，平均39.3%(n=11)；脆性矿物含量较高，平均为60.7%(n=11)，以石英、白云石和方解石为主，石英含量8.0%~24.1%，平均为18.8%(n=11)，白云石含量为2.4%~35.1%，平均为17.4%(n=11)，方解石含量1.5%~72%，平均为17%(n=11)，其他脆性矿物包括长石、黄铁矿、菱铁矿，含量低于5.5%。北美页岩油产层脆性矿物含量为65%~78.5%^[12]，比北港阜二段略高，脆性矿物含量影响储集空间、含油性及后期改造方式。北港阜二段脆性矿物较富集，有利于后期压裂改造。

2.4.2   储集物性与储集空间

泥灰岩实测孔隙度为4.24%~8.76%，平均7.04%。实测孔隙度为6.94%的泥灰岩平均孔喉半径为5 nm，孔喉半径2~20 nm之间的介孔占总孔隙的50%，孔喉半径小于2 nm的微孔占总孔隙的21%，孔喉半径大于20 nm孔隙占总孔隙的27%(图 6)。渗透率为(0.005~84.9)×10^-3 μm²，无天然裂缝发育段泥灰岩渗透率低于0.01×10^-3 μm²，孔隙连通性较差(图 7)，裂缝控制泥页岩渗透性，3 695~3720m偶极声波测井显示出良好的裂缝发育特征，实测渗透率达到84.9×10^-3 μm²。泥灰岩岩心可见大量溶蚀孔，孔内富含褐色原油(图 8a)，扫描电镜下溶蚀孔较发育(图 8b)。泥灰岩镜下表现为晶粒结构，含少部分生屑，可见浮游类生物，纹层非常发育(图 8c，d)，层厚约60 μm；发育多条层理缝(图 8e，f)，裂缝间近乎平行，裂缝宽约10~15 μm，粉砂质泥岩镜下见粉晶方解石，裂隙含油。溶孔、黏土矿物晶(粒)间孔、碳酸盐晶(粒)间孔为主要微孔隙。生物灰岩、粉砂质泥岩、纹层状泥灰岩储集条件较好，主要分布在③、④亚段。

图  6  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩孔喉半径分布

Figure  6.  Pore and throat radius of marl in second member of Funing Formation, well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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图  7  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩孔隙空间分布

红色表示孔隙；黑色表示低密度物质(有机质+部分黏土矿物)；灰色表示矿物基质；黄色表示高密度物质(黄铁矿)

Figure  7.  Pore and fracture distribution in marl in second member of Funing Formation, well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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图  8  苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩微观储集特征

Figure  8.  Microscopic features of marl reservoir in second member of Funing Formation, well BG 1, Beigang Subsag, Jinhu Sag, Subei Basin

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2.5   封盖条件

北港阜二段泥灰质页岩油藏为源储一体型油藏，泥灰岩顶部的深湖相泥岩厚度70~80 m，在整个金湖凹陷普遍发育；该泥岩突破压力高，达到25.9MPa，是金湖凹陷阜二段的良好盖层。阜二段底部为灰黑色泥岩、泥灰岩与灰色粉、细砂岩不等厚互层，地层厚度为80~100 m，砂岩厚度为1~4 m，渗透率为(0.146~0.025)×10^-3μm²，渗透性较差，油气显示不活跃，证实底板条件比较好。北港次洼位于金湖凹陷深凹带，后期活动性断层不发育^[13]，构造破坏作用小，因此北港阜二段页岩油藏保存条件好。

3.   富集主控因素探讨

3.1   大面积分布的优质烃源是页岩油藏形成的物质基础

北港次洼处于金湖凹陷生烃中心，阜二段优质烃源岩厚度大、分布范围广、成熟度高。阜二段沉积时期，浮游藻类、介形虫等生物发育，水体盐度适中，有利于有机质后期保存。研究表明，咸化烃源岩在低熟阶段即开始生烃^[14]，早期生烃可以满足孔隙本身的吸附；在垛二段沉积时期已经达到成熟阶段，开始大规模生烃，油气以短距离运移为主，大多在原地聚集成藏；现今烃源岩处于高成熟阶段，因此原油油质轻，有利于流动。

3.2   地质甜点控制页岩油局部富集

泥灰岩储层本身较致密，基质渗透率仅0.001×10^-3 μm²，但孔渗条件受到沉积微相、成岩作用及天然裂缝控制，空间上发育局部甜点。泥灰岩生烃过程中会生成大量有机酸，有利于形成次生孔隙，扫描电镜、薄片等揭示烃源岩内部发育大量溶蚀孔。同时，早期生成的烃类进一步抑制烃源岩内部矿物的成岩作用，有利于原生孔隙保存^[15-16]。岩石的组成和沉积结构是影响岩石物性的重要因素，富有机质的纹层状泥灰岩比块状泥岩具有更好的储集物性；石英、长石等脆性矿物发育的层段晶间孔也比较发育，为烃类聚集提供充足空间；后期的压裂改造也有利于沟通这些原生孔隙。

天然裂缝发育也有利于油气聚集和后期开发^[17]。薄片下也可以见到北港次洼阜二段泥灰岩段水平裂缝发育，主要是有机质生烃过程中形成的。在有机质大量生烃阶段，生成的液态烃和天然气会使烃源岩孔隙中烃类体积增大，形成生烃增压微裂缝^[1]，裂缝能显著提高泥页岩储层的渗透率。BG1井阜二段裂缝发育段实测渗透率达到84.9×10^-3μm²，既改善了储层渗透性，又有利于油气横向大面积运聚成藏，有机质生烃增压形成的天然裂缝为后期压裂增产提供了坚实基础。

3.3   高异常压力是页岩油藏富集高产的关键

泥岩声波压实曲线表明，北港次洼阜二段存在明显的异常高压，压力系数达到1.3。阜二段属于细粒沉积，沉积速率低，不存在欠压实，异常高压主要由有机质生烃增压形成。异常高压使地层保持较高的能量，对于后期页岩油稳产很有帮助。BG1井后期实施的大斜度井单段(85 m)压裂后初产油达到22 t/d，截至目前累产油一千多吨，揭示了阜二段泥灰质页岩油藏具有较好的勘探开发前景。

4.   结论

(1) 北港泥灰质页岩油藏纵向上位于阜二段③~④亚段，具有高有机质丰度、高演化程度、高脆性矿物含量、高异常压力、天然裂缝发育的特征。

(2) 阜二段③~④亚段灰质泥岩和泥灰岩为优质烃源岩，实测TOC含量平均为1.83%，S₁平均为0.59 mg/g，有机质类型为Ⅰ型，R_o为1.1%，成熟度较高。原油的植烷、伽马蜡烷、孕甾烷、三环萜烷含量中等，形成于半咸水的烃源岩。

(3) 阜二段泥灰岩脆性矿物含量平均为60.7%，以石英、白云石和方解石为主。实测孔隙度为4.24%~8.76%，平均为7.04%，局部溶蚀孔和天然裂缝发育。

(4) 大面积分布的优质烃源是页岩油藏形成的物质基础，地质甜点控制了页岩油局部富集，高异常压力是页岩油藏高产的关键，阜二段泥灰质页岩油藏具有较好的勘探开发前景。