天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 8: 1304 - 1318

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.007

天然气地球化学

鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩型页岩油赋存状态与有机地球化学特征

  • 孙照通 , 1, 2, 3 ,
  • 辛红刚 4, 5 ,
  • 吕成福 , 1, 2 ,
  • 冯胜斌 4, 5 ,
  • 周钱山 1, 2 ,
  • 淡卫东 4, 5 ,
  • 张英 1, 2, 3 ,
  • 高雪 1, 2, 3 ,
  • 党昭卿 1, 2, 3
展开
  • 1. 中国科学院西北生态环境资源研究院，甘肃 兰州 730000
  • 2. 甘肃省油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000
  • 3. 中国科学院大学，北京 100049
  • 4. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018
  • 5. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018
吕成福（1979-），男，黑龙江海伦人，研究员，博士，主要从事储层沉积学、非常规油气地质学研究.E-mail：.

孙照通（1996-），男，河北保定人，硕士研究生，主要从事非常规油气地质学研究.E-mail：.

收稿日期: 2022-01-28

  修回日期: 2022-03-04

  网络出版日期: 2022-08-16

收起

Occurrence states and organic geochemical characteristics of shale-type shale oil from Chang 73 sub-member in the Ordos Basin

  • Zhaotong SUN , 1, 2, 3 ,
  • Honggang XIN 4, 5 ,
  • Chengfu LÜ , 1, 2 ,
  • Shengbin FENG 4, 5 ,
  • Qianshan ZHOU 1, 2 ,
  • Weidong DAN 4, 5 ,
  • Ying ZHANG 1, 2, 3 ,
  • Xue GAO 1, 2, 3 ,
  • Zhaoqing DANG 1, 2, 3
Expand
  • 1. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province，Lanzhou 730000，China
  • 3. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China
  • 4. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an 710018，China
  • 5. Exploration & Development Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2022-01-28

  Revised date: 2022-03-04

  Online published: 2022-08-16

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The National Natural Science Foundation of China(41972155)

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本文亮点

页岩油的赋存状态与有机地球化学特征对页岩油的甜点区评价与资源潜力评估具有重要意义。为明确鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩中页岩油的赋存位置、含油量、族组分和饱和烃分布特征，选取长73亚段的泥页岩岩心样品进行多溶剂连续分级抽提、低温氮气吸附—解吸、荧光薄片鉴定、场发射扫描电镜和饱和烃气相色谱—质谱等分析。结果表明：长73亚段泥页岩型页岩油主要赋存于页理缝和有机质孔中；页岩油的含油总量大于10 mg/g，其中游离油约占50％，吸附油约占20％；游离油、吸附油含量与有机质丰度之间呈较好的正相关关系，表明有机质丰度是控制页岩油分布的主要因素；游离油含有较多的饱和烃和轻质组分，而吸附油则含有较多的非烃与沥青质等重质组分。此外，与暗色泥岩相比，黑色页岩具有广泛发育的页理缝和有机质孔，游离油含量较高，黑色页岩可能是更有利于页岩油勘探开发的岩相类型。

本文引用格式

孙照通 , 辛红刚 , 吕成福 , 冯胜斌 , 周钱山 , 淡卫东 , 张英 , 高雪 , 党昭卿 . 鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩型页岩油赋存状态与有机地球化学特征[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(8) : 1304 -1318 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.007

Highlights

The occurrence state and organic geochemical characteristics of shale oil are of great significance to the evaluation of sweet spot and resource potential of shale oil. In order to clarify the storage location, oil content, group component and saturated hydrocarbon distribution characteristics of shale oil from Chang 73 sub-member of the Yanchang Group in the Ordos Basin, the shale core samples of the Chang 73 sub-member were analyzed by multi-solvent continuous fractional extraction, low-temperature nitrogen adsorption, fluorescent thin-section petrological observation, field emission scanning electron microscopy and saturated hydrocarbon gas chromatography - mass spectrometry. The results show that shale oil mainly occurs in shale fractures and organic pores in Chang 73 sub-member. The total oil content of shale oil is more than 10 mg/g, of which free oil accounts for 50% and adsorbed oil accounts for 20%.The content of free oil and adsorbed oil is positively correlated with the abundance of organic matter, which indicates that the abundance of organic matter is the main factor controlling the distribution of shale oil. Free oil contains more saturated hydrocarbons and light components, while adsorbed oil contains more heavy components such as non-hydrocarbon and asphaltene. In addition, compared with dark mudstone, black shale has widely developed cleavage fractures and organic pores, and has higher free oil content, which may be a more favorable lithofacies for shale oil exploration and development.

0 引言

鄂尔多斯盆地是目前我国最大的油气生产基地［1］，三叠系延长组长73亚段是其主力烃源层系，保守评估该层段页岩油资源量超百亿吨［2-3］。近年来，前人［3-6］针对延长组长73亚段沉积模式、储集层特征、烃源岩评价等方面进行了大量研究，但是对于该亚段页岩油赋存状态的定量表征与有机地球化学特征的研究还相对薄弱，需要进一步精细表征不同相态页岩油的赋存位置、含油性和原油组分特征，以期为长73亚段页岩油的勘探开发提供依据。
页岩油赋存状态的定量表征和评价方法较多，例如：多溶剂连续分级抽提法、多温阶热释法、核磁共振技术和分子动力学模拟等［7-13］，其中，多溶剂连续分级抽提法是定量研究泥页岩中不同赋存状态页岩油最为常用的手段之一。早在1998年，关平等［14］就提出了使用氯仿、盐酸和氢氟酸溶剂分步抽提的方法，将碳酸盐岩中的有机质划分为游离态、黏土矿物物理吸附态、黏土矿物化学吸附态、黏土结合态和碳酸盐矿物封裹态。后续的一些研究结果表明，传统的索氏抽提法虽然可以评价烃源岩中的滞留烃量［15］，但是很难应用于区分泥页岩中游离态、互溶态和吸附态的可溶有机质［16-17］。针对泥页岩中可溶有机质的实际赋存情况，钱门辉等［11］改进了溶剂法分离的实验方法，利用不同极性的溶剂组合和不同的抽提方式对泥页岩中的可溶有机质进行了分步抽提，将泥页岩中的可溶有机质划分为游离态、游离态（压裂）、吸附—互溶态和吸附态，弥补了传统抽提方法在定量评价泥页岩中不同赋存状态页岩油的不足，有效地揭示了泥页岩中可溶有机质的实际赋存状态。前人［11，13，18］使用多溶剂连续分级抽提的方法来定量研究泥页岩中不同赋存状态的可溶有机质，实验结果表明，选择多溶剂连续分级抽提的方法更能精确表征泥页岩中页岩油的赋存状态。前人［11，13，19］关于页岩油赋存状态的分类方法较多，主要划分为游离态、互溶态（或过渡态）及吸附态。而在实际的单矿物与原油相互作用的模拟实验中，前人对互溶态（或过渡态）划分的争议较大，并主要集中在该相态原油是否需要进一步细分上。前人［20-27］对互溶态（或过渡态）的分类方案包括互溶态、吸附—互溶态、沉淀态和油—油吸附态等多种类型。本文研究采用的分类方法基于分子模拟结果［27］，并综合考虑油—岩相互作用下从孔壁至孔隙中心，矿物对原油的相互作用力逐渐减弱，而油—油相互作用力逐渐增强［21，23］的认识，将过渡态（或互溶态）细分为吸附—互溶态和互溶—吸附态2类。
鄂尔多斯盆地长7段页岩油包括夹层型与泥页岩型两大类：夹层型页岩油是指含有较大比例的致密砂岩夹层中产出的页岩油；泥页岩型页岩油是纯页岩段产出的油，不夹砂层［28］。泥页岩型页岩油主要分布在鄂尔多斯湖盆中部长73亚段黑色页岩和暗色泥岩中［1］，其中不同赋存状态的泥页岩型页岩油的赋存空间多样、原油组分复杂、含油性差异较大，单一方法难以直接定量表征不同相态页岩油的赋存状态与有机地球化学特征。综合运用多溶剂连续分级抽提、低温氮气吸附—解吸实验、荧光薄片鉴定、场发射扫描电镜等多种分析技术手段可以精细表征泥页岩型页岩油的赋存位置、含油量，结合族组分和气相色谱—质谱分析可以提供页岩油中的轻、重组分的分布与含量等有机地球化学信息，为明确泥页岩型页岩油的微观赋存状态与富集过程提供新的途径。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，是一个经历多期构造运动叠合形成的大型内陆坳陷沉积盆地［29］。晚三叠世发生的印支运动使扬子板块与华北板块发生碰撞挤压，在盆山耦合作用下形成了鄂尔多斯大型内陆坳陷湖盆［2］。平面上，按照盆地的形态以及构造特征可以将盆地具体划分为6个二级构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环向斜和西缘逆冲断裂构造带［30］（图1）。
图1 研究区样品采集点分布（据文献［30］）

Fig.1 Sample collection sites distribution in the study area （after Ref.［30］）

鄂尔多斯盆地延长组发育了一整套湖泊—河流—三角洲相碎屑岩沉积体系，自上而下可依次划分为长1—长10共10个段。其中，长7段沉积期为湖盆最大扩张期，湖水深、水域广，发育了面积达6.5×104 km2的半深湖—深湖区，沉积了一套以富有机质泥页岩为主、厚度达100 m以上的生油岩系［13］。长7段自下而上可细分为长73、长72和长71亚段，其中，长73亚段为湖盆鼎盛时期，平面上，该时期湖盆中部的半深湖—深湖区广泛发育大面积的厚层富有机质泥页岩，并夹薄层的深水重力流砂体，湖盆边缘发育小规模的三角洲沉积砂体［31］。垂向上，该套地层埋深为1 500~3 000 m，地层厚度介于28~42 m之间，平均厚度为33.54 m［3，31-32］，长73亚段岩性以半深湖—深湖相的黑色页岩和暗色泥岩为主，是目前风险勘探与页岩油原位转化攻关试验的主要目标［13］。

2 样品与实验测试方法

研究样品采自H317井、YJ1井和N228井长73亚段，取心井均位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西南部（图1），其中纹层状黑色页岩、暗色泥岩各3件，样品均取自长73亚段下部稳定的深湖亚相层段，保证了沉积环境的一致性。泥页岩的孔隙度分布在1.93%~7.26%之间，渗透率分布在（0.000 02~0.001 21）×10-3 μm2之间，TOC值介于7.71%~27.80%之间，岩石热解计算R O值介于0.76%~0.96%之间（表1）。实验测试方法是：首先，对这些样品进行有机碳含量测试、全岩矿物XRD分析、场发射扫描电镜观察和荧光薄片鉴定，明确泥页岩的储集特征和不同赋存状态页岩油在储集空间中的赋存位置；然后，对样品进行多溶剂连续分级抽提实验，定量表征不同赋存状态页岩油的含量；在此基础上，对抽提物进行族组分分离、气相色谱—质谱分析，分别确定不同赋存状态页岩油的族组分比例与饱和烃主峰碳数分布特征，并对抽提后的样品进行低温氮气吸附—解吸实验，明确其孔隙结构特征。
表1 长73亚段泥页岩样品基础信息

Table 1 Basic information of shale samples in the Chang73 sub-member

序号 样品号 井深/m 岩性

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

R O

/%

TOC

/%

 XRD矿物含量/%
石英 长石 碳酸盐矿物 黄铁矿 黏土矿物 其他
1 H317-1 2 482.82 页岩 4.34 0.000 03 0.96 12.76 48.1 13.6 0.8 15.8 19.9 1.8
2 N228-1 1 756.63 页岩 7.26 0.001 13 0.76 27.80 34.5 6.8 2.1 34.1 20.9 1.6
3 YJ1-1 2 074.02 页岩 2.94 0.000 14 0.85 24.67 34.0 10.1 - 38.4 16.4 1.1
4 H317-2 2 470.95 泥岩 3.07 0.000 02 0.92 7.71 32.9 20.0 10.2 7.7 26.2 3.0
5 N228-2 1 760.01 泥岩 1.99 0.001 21 0.78 10.88 16.8 4.7 - 29.4 49.1 -
6 YJ1-2 2 067.76 泥岩 1.93 0.000 05 0.85 11.32 35.8 9.0 - 29.2 26.0 -
此外，考虑到在岩心样品的保存、制备和运输过程中可能会出现轻烃损失，影响游离态页岩油含量的计算［13］，本文所采集的岩心样品为井场现场密闭取心样品，并用锡箔纸封存后置于-20 ℃的低温条件下冷冻保存，轻烃损失量较少，故本文未对轻烃恢复校正的影响进行讨论。
多溶剂连续分级抽提实验的原理是根据不同赋存状态页岩油的赋存空间及其分子极性的差异性，采用不同极性溶剂对不同破碎状态下（1 cm×1 cm×1 cm、0.1 cm×0.1 cm×0.1 cm、80~120目）的泥页岩样品分别进行萃取。游离态烃类赋存的空间相对较大，与溶剂的接触能力较强，容易被萃取出；而赋存在微孔中的、以及干酪根大分子包络的吸附—互溶态和互溶—吸附态烃类由于与溶剂接触能力受限，很难被萃取出来，需将大块样品手工压碎成小块和粉末后才能被萃取出；此外，以物理吸附和非共价键化学吸附在岩石矿物表面的吸附态烃类即使在样品被手工压碎成粉末后也难以萃取，只有使用强极性溶剂才能萃取出来［11］。
本文实验采用了2种不同极性的溶剂组合，弱极性溶剂组合为二氯甲烷/甲醇（体积比为93∶7），强极性溶剂组合为二氯甲烷/甲醇/丙酮（体积比为50∶25∶25）。本文实验分为4步（表2），具体步骤如下：
表2 不同实验步骤使用的溶剂组合及样品形式

Table 2 Solvent combination and sample status during different experiment steps

抽提顺序 页岩油相态 样品形式 样品质量/g 溶剂系统 抽提方式
步骤1 游离态 大块（ 1.0 cm×1.0 cm×1.0 cm） 120 二氯甲烷/甲醇（V∶V=93∶7） 索氏抽提
步骤2 吸附—互溶态 小块（ 0.1 cm×0.1 cm×0.1 cm ） 110 二氯甲烷/甲醇（V∶V=93∶7） 索氏抽提
步骤3 互溶—吸附态 80~120目 100 二氯甲烷/甲醇（V∶V=93∶7） 索氏抽提
步骤4 吸附态 80~120目 80 二氯甲烷/甲醇/丙酮（V∶V∶V=50∶25∶25） 索氏抽提
步骤1：将样品破碎成1 cm×1 cm×1 cm大小的立方体，称重后置于索氏抽提仪中，使用弱极性溶剂连续抽提直至溶剂无色。该步骤中间隔12 h连续取出抽提物，每次取出抽提物置于称量瓶中晾干称量，累积质量为游离态页岩油。
步骤2：将步骤1中大块样品手工压碎成0.1 cm×0.1 cm×0.1 cm大小，使用步骤1中相同的溶剂组合和抽提方式，连续抽提直至无色。该步骤中间隔12 h连续取出抽提物，每次取出抽提物置于称量瓶中晾干称量，累积质量为吸附—互溶态页岩油。
步骤3：步骤2中小块样品破碎成80~120目粉末，使用步骤2中相同的溶剂组合和抽提方式，连续抽提直至无色。该步骤中间隔12 h连续取出抽提物，每次取出抽提物置于称量瓶中晾干称量，累积质量为互溶—吸附态页岩油。
步骤4：将步骤3中粉末样品置于索氏抽提仪中，采用强极性溶剂连续抽提直至无色。该步骤中间隔12 h连续取出抽提物，每次取出抽提物置于称量瓶中晾干称量，累积质量为吸附态页岩油。

3 泥页岩储集特征与页岩油赋存位置

3.1　物性与储集空间特征

页岩油主要富集在泥页岩的微纳米级储集空间中［33］，泥页岩的储集特征是页岩油赋存状态研究的重要内容。本文通过场发射扫描电镜、低温氮气吸附—解吸实验分析了长73亚段泥页岩储层的孔隙类型、孔隙结构和储集性能，利用荧光薄片分析了页岩油在泥页岩储集空间中的赋存位置。

3.1.1　孔隙类型

场发射扫描电镜结果表明（图2），长73亚段泥页岩的孔隙类型可划分为有机质孔、粒间孔、粒内孔和微裂缝4类。其中，有机质孔和页理缝最为发育，而粒间孔、粒内孔发育较少。
图2 长73亚段泥页岩样品微观孔隙形态

（a）N228井，1 756.63 m，页岩；（b）YJ1井，2 074.02 m，页岩；（c）N228井，1 760.01 m，泥岩；（d）H317井，2 482.82 m，页岩；（e）H317井，2 482.82 m，页岩；（f）YJ1井，2 067.76 m，泥岩

Fig.2 Micropore morphology of Chang73 sub-member shale samples under scanning electron microscope

长73亚段泥页岩的有机质孔主要分布在有机质内部和有机质与矿物基质边缘处，有机质内部的有机质孔呈圆形—椭圆形、蜂窝状分布，体积小、数量多［图2（a）］，有机质与矿物基质边缘处发育的有机质收缩缝呈弯曲长条状，体积大、数量少［图2（b）］。有机孔隙不仅能储集页岩油，而且具有较大的比表面积，可容纳较多的页岩油吸附位点，且有机质在生烃过程中收缩产生的收缩缝能够吸附页岩油，形成油膜［34］，对页岩油的吸附与赋存具有重要意义。
泥页岩中的微裂缝主要分布在碎屑矿物基质内部和边缘，呈长条弯曲状，孔径约为数微米［图2（c）］，在黑色页岩中的微裂缝主要表现为顺纹层分布的页理缝；据生排烃模拟结果表明，微裂缝的发育程度越高，页岩油排烃量越大［35］。可见，微裂缝不仅能够提升黑色页岩的孔隙连通性和渗透率，而且可以为页岩油提供赋存空间［36］。
泥页岩的粒间孔主要为碎屑矿物粒间孔［图2（d）］和黏土矿物晶间孔［图2（e）］，碎屑矿物粒间孔通常是石英与黏土矿物或杂基之间的孔隙［3］，形态多呈长条形，黏土矿物晶间孔通常是伊/蒙混层、绿泥石等黏土矿物晶粒之间的孔隙，形态多呈圆形—椭圆形。泥页岩中的粒内孔以长石粒内溶孔为主，形态呈椭圆形、三角形和长条状［图2（f）］。泥页岩中的无机矿物粒间孔、粒内孔一般属于微米级孔隙，具有一定的页岩油储集与渗流能力。此外，构成粒间孔、粒内孔的无机矿物也具有吸附页岩油的能力，其中，黏土矿物的比表面积较大，可以提供较多的页岩油吸附位点；黏土矿物晶体中的Al3+和Si4+很容易被取代产生负电荷，从而吸引Na+、Ca2+等阳离子，这些阳离子可以吸附带有负电荷的有机大分子，而碳酸盐矿物等其他矿物带正电荷，吸附能力较差［34，37］。

3.1.2　孔隙结构特征

根据国际理论化学与应用化学协会（IUPAC）的孔隙分类方案，将孔隙按尺寸大小分为微孔（<2 nm）、介孔（2~50 nm）、宏孔（>50 nm）［38］。低温氮气吸附—解吸实验可以测量宏孔、介孔和部分微孔的孔径分布特征［39］，利用低温氮气吸附—解吸的等温曲线、回滞环形态和BJH孔径分布曲线可以判断泥页岩的孔隙形态和孔隙结构［40］。
低温氮气吸附—脱附曲线特征表明（图3），长73亚段黑色页岩与暗色泥岩的吸附—脱附等温曲线在形态上存在明显差异。页岩与泥岩的吸附曲线形态均呈反S型，为Ⅱ型等温吸附曲线，表明泥页岩发育包含微孔—介孔—宏孔的完整孔隙系统［40］。在相对压力较低时，页岩比泥岩有更大的吸附量，表明页岩的微孔孔体积比泥岩更大。在相对压力大于0.4时，吸附和脱附曲线形态发生变化，出现回滞环，大部分泥页岩样品的回滞环形状与典型 H3型接近，兼有H4型特征［图3（b），图3（c）］，表明该样品的孔隙主要为纳米孔，孔隙结构为平行壁的狭缝状孔［41］。但是，黑色页岩样品H317-1的回滞环形态与典型H2（b）型接近，兼具H3型特征［图3（a）］，表明以平行板状的狭缝型孔隙为主；暗色泥岩样品H317-2的回滞环与典型H4型接近［图3（a）］，吸附、脱附曲线在宽压力范围内是水平且相互平行的，反映该样品以墨水瓶状的大孔隙为主。可见，长73亚段泥页岩的孔隙主要为狭缝状的孔隙。
图3 长73亚段泥页岩样品氮气吸附—脱附曲线

（a）1号页岩样，4号泥岩样；（b）2号页岩样，5号泥岩样；（c）3号页岩样，6号泥岩样

Fig.3 Nitrogen isothermal adsorption-desorption curve of Chang73 sub-member shale samples

长73亚段泥页岩样品的BJH孔径分布特征见图4，长73亚段泥页岩孔容主要呈单峰式分布，以2~10 nm的介孔为主。泥页岩样品H317-1、YJ1-1、H317-2和YJ1-2的孔容呈单峰式分布［图4（a），图4（c）］，主要来自于2~7.5 nm的介孔贡献；泥页岩样品N228-1和N228-2的孔容呈双峰式分布，主要来自于2~10 nm的介孔、30~50 nm的介孔和少量70~83 nm的宏孔贡献［图4（b）］。此外，黑色页岩样品N228-1、H317-1、YJ1-1在不同孔径范围内的孔容峰值均大于暗色泥岩样品N228-2、H317-2、YJ1-2，表明长73亚段黑色页岩在各孔径分布范围内的孔容均大于暗色泥岩，具有更大的储集空间。
图4 长73亚段泥页岩样品孔径—孔容分布曲线

（a）1号页岩样，4号泥岩样；（b）2号页岩样，5号泥岩样；（c）3号页岩样；6号泥岩样

Fig.4 Pore size pore volume curve of Chang73 sub-member shale samples

低温氮气吸附—解吸实验得到的长73亚段泥页岩的孔隙结构参数表明（表3），泥页岩的DFT总孔体积介于（4.22~10.91）×10-3 cm3/g之间，平均值为6.87×10-3 cm3/g，其中微孔平均占比为4.98%，介孔占比为55.78%，宏孔占比为39.24%，长73亚段泥页岩孔隙主要以介孔为主，宏孔次之，微孔较少。
表3 长73亚段泥页岩样品的孔隙结构参数

Table 3 Pore structure parameters of shale samples in Chang 73 sub-member

序号 样品号 井深/m 岩性

微孔比例

/%

介孔比例

/%

宏孔比例

/%

DFT孔体积

/（10-3 cm3/g）

DA微孔孔体积

/（10-3 cm3/g）

BJH介孔孔体积

/（10-3 cm3/g）

BJH平均孔径

/nm

BET比表面积

/（m2/g）
1 H317-1 2 842.82 页岩 7.52 76.57 15.91 10.91 4.39 11.42 6.93 6.59
2 N228-1 1 756.63 页岩 3.92 50.19 45.89 4.22 0.45 4.34 11.23 1.54
3 YJ1-1 2 074.02 页岩 1.44 52.18 46.38 5.48 0.67 6.73 14.97 1.80
4 H317-2 2 470.95 泥岩 12.47 53.11 34.42 3.96 2.27 9.89 5.53 4.85
5 N228-2 1 760.01 泥岩 2.60 51.62 45.77 4.46 0.98 4.57 11.64 1.57
6 YJ1-2 2 067.76 泥岩 1.91 51.00 47.09 3.28 0.90 4.57 13.62 1.34
此外，黑色页岩的DFT总孔体积平均为6.87×10-3 cm3/g，明显高于泥岩的3.90×10-3 cm3/g；页岩的BJH介孔孔体积平均值为7.50×10-3 cm3/g，泥岩的BJH介孔孔体积平均值仅为6.34×10-3 cm3/g；页岩的BJH平均孔径（平均值为11.04 nm）大于泥岩（平均值为10.26 nm）；页岩的平均BET比表面积达到3.31 m2/g，而泥岩仅为2.59 m2/g。可见，相对于暗色泥岩，黑色页岩的DFT总孔体积、BJH介孔孔体积、DA微孔孔体积和BJH平均孔径较大，孔隙发育程度较高。

3.1.3　储集性能

将6块泥页岩样品采用二氯甲烷/甲醇（体积比为93∶7）浸泡72 h洗油后，利用覆压孔渗法测得长73亚段泥页岩有效孔隙度值主要为1.93%~7.26%，渗透率值为（0.000 03~0.001 21）×10-3 μm2。其中黑色页岩、暗色泥岩孔隙度平均值分别为4.85%和2.33%，渗透率平均值分别为0.000 43×10-3 μm2和0.000 42×10-3 μm2（表1）。
泥页岩的孔隙度与有机质丰度之间存在较好的正相关关系，表明泥页岩的孔隙度主要受有机质丰度影响，TOC含量越高，有机质在生烃过程中因水分减少，进而收缩形成的有机质孔数量越多，对孔隙度的贡献越大［34］，泥页岩中有机质孔较为发育可能与其TOC含量较高有关（平均值为15.86%）（图5）。对于泥页岩的孔隙度与TOC呈正相关关系的认识也得到了较多前人研究的证实，XU等［34］认为富有机质页岩的孔隙度与TOC含量呈正相关关系，在生烃过程中，有机质孔隙数量急剧增加，提高了页岩储层的孔隙度；宋董军等［42］、JARVIE 等［43］认为富有机质泥页岩的孔隙度随着生烃量与生气量的增加呈现升高的趋势；SUN等［44］对鄂尔多斯盆地富有机质泥页岩进行热模拟实验研究认为，泥页岩孔隙的累计孔体积随着有机质成熟度与生烃量的升高而逐渐增加，表明孔隙度与TOC之间呈正相关趋势。
图5 长73亚段泥页岩样品孔隙度与TOC含量的相关性

Fig.5 Correlation between shale porosity and TOC content in Chang 73 sub-member shale samples

对长73亚段黑色页岩与暗色泥岩的孔隙体积特征、结构特征和储集性能进行对比认为，黑色页岩的孔隙度大于暗色泥岩，具有更大的页岩油储集空间。这可能与黑色页岩和暗色泥岩的有机质丰度、生烃强度、沉积构造等特征存在差异有关［28］。首先，黑色页岩的TOC含量（平均值为21.74%）高于暗色泥岩（平均值为9.97%），且黑色页岩比暗色泥岩的生烃时间早，黑色页岩的生烃期对应的R O值（0.70%~0.87%）低于暗色页岩（1.06%~1.72%）［45］，研究区R O值分布在0.76%~0.96%之间，在该热演化阶段中黑色页岩的生烃量远高于暗色泥岩，由于黑色泥页岩具有较高的TOC含量与生烃量，使黑色页岩在有机质裂解生烃过程中形成的有机质孔隙较多，导致孔隙度较高，此外，有机质孔多为数纳米的微孔和介孔［10］，使得黑色页岩的DA微孔孔总体积、BJH介孔孔体积大于暗色泥岩。其次，黑色页岩普遍具有纹层构造，广泛发育页理缝，而暗色泥岩多呈块状结构，页理缝发育较少［28］，黑色页岩广泛发育的微裂缝为其提供了较大的储集空间，也提高了黑色页岩的孔隙度。由此可见，黑色页岩的储集性能好于暗色泥岩，具备较好的页岩油储集和流动能力，可能是更有利于页岩油勘探开发的岩相类型。

3.2　页岩油赋存位置

原油是主要由饱和烃、芳烃、非烃和沥青质等族组分构成的混合物，在实际地质样品中，原油在储集层中以不同比例的多种组分混合的形式聚集，因此，根据原油的不同组分在紫外光激发下会发出不同颜色荧光的特征，可以确定原油在不同储集空间中的赋存位置［46］，荧光薄片分析在表征页岩油赋存状态的方面应用广泛且效果显著［46-48］。
以N228井为例，长73亚段泥页岩中主要赋存淡黄色的油质沥青和橙色的胶质沥青，而褐色的沥青质沥青和黑色的炭质沥青含量较少（图6）。此外，烃类在黑色页岩与暗色泥岩中的赋存位置、含量和组分上存在明显差异。
图6 长73亚段泥页岩样品的荧光特征

（a）2号样，N228井，1 756.63 m，页岩，紫光；（b）2号样，N228井，1 756.63 m，页岩，蓝光；（c）2号样，N228井，1 756.63 m，页岩，单偏光；（d）5号样，N228井，1 760.01 m，泥岩，紫光；（e）5号样，N228井，1 760.01 m，泥岩，蓝光；（f）5号样，N228井，1 760.01 m，泥岩，单偏光

Fig.6 Fluorescence characteristics in shale samples of Chang 73 sub-member

烃类在黑色页岩中主要沿纹层和页理缝的方向赋存［图6（a）—图6（c）］，荧光以淡黄色的油质沥青组分为主，轻质组分占比高，且发光强度大，表明油质沥青含量较高；因为纹层和页理缝是页岩储集空间中烃类排烃和运聚的重要通道，页岩中烃类荧光多分布于裂缝和纹层中［49］，所以黑色页岩中的荧光显示为顺纹层和页理缝分布的油质沥青的特征。
烃类在暗色泥岩中主要以星点状分散的形式在储集空间中赋存［图6（d）—图6（f）］，荧光以橙色的胶质沥青为主，表明其赋存的页岩油以重质组分为主，荧光的发光面积和强度较小，表明胶质沥青含量较低，此外暗色泥岩还赋存少量亮度较低的褐色沥青质沥青。因为泥岩呈块状结构，孔隙发育程度较差，烃类的赋存空间以孔径较小的有机质孔和粒间孔为主，所以暗色泥岩中的荧光显示为呈星点状分散在粒间孔和有机质孔内的胶质沥青的特征。

4 页岩油赋存状态的定量表征

4.1　不同相态页岩油含量及比例厘定

以N228井为例，黑色页岩与暗色泥岩的单步抽提量和累积抽提比例曲线特征相似（图7），单步抽提曲线显示在步骤1—步骤4的初始24 h内都出现了抽提高峰。其中，步骤1中的抽提峰值最高，步骤4中的抽提峰值较高，而步骤2、步骤3中的抽提峰值较低，表明页岩与泥岩中的页岩油均以游离态为主（占51.65%），其次为吸附态（占21.80%），吸附—互溶态和互溶—吸附态含量相对较少（分别占15.76%、10.79%）。所有泥页岩样品的累积抽提比例曲线均呈现阶梯式的分布特点，表明游离态、吸附—互溶态、互溶—吸附态和吸附态4种相态的原油均存在。
图7 N228-1页岩（a）与N228-2泥岩（b）样品单步抽提量和累计抽提比例

Fig.7 Absolute and cumulative extraction rates of shale sample N228-1（a） and mudstone sample N228-2（b）

长73亚段泥页岩抽提量和抽提比例结果显示（表4），泥页岩的总抽提量主要介于6.97~17.89 mg/g之间，平均值为10.17 mg/g。黑色页岩总抽提量介于7.48~17.89 mg/g之间，平均值为12.52 mg/g，呈现出以游离态含量最高（6.14 mg/g），其次为吸附态（2.74 mg/g），而吸附—互溶态、互溶态—吸附态含量最低（平均值分别为2.28 mg/g、1.35 mg/g）的特征。暗色泥岩总抽提量介于6.97~8.84 mg/g之间，平均值为7.81 mg/g，也呈现出了以游离态含量最高（4.36 mg/g），其次为吸附态（1.69 mg/g），而吸附—互溶态、互溶态—吸附态含量最低（平均值分别为0.92 mg/g、0.84 mg/g）的特征。
表4 长73亚段泥页岩样品不同步骤抽提量

Table 4 Extraction amounts of shale samples in Chang 73 sub-member during different experiment steps

序号 样品号 岩性 总抽提量/（mg/g）

游离态含量

/（mg/g）

吸附—互溶态含量

/（mg/g）

互溶—吸附态含量

/（mg/g）

吸附态含量

/（mg/g）
1 H317-1 页岩 7.480 97 3.943 96 1.374 79 1.522 09 0.640 13
2 N228-1 页岩 17.892 72 9.717 4 2.492 21 1.117 84 4.565 27
3 YJ1-1 页岩 12.202 69 4.783 69 2.975 97 1.427 31 3.015 72
4 H317-2 泥岩 7.614 25 3.863 54 0.810 64 0.966 78 1.973 29
5 N228-2 泥岩 8.841 66 4.286 21 1.175 62 0.828 12 2.551 71
6 YJ1-2 泥岩 6.979 26 4.922 47 0.784 51 0.718 6 0.553 68
泥页岩中赋存的页岩油均呈现出游离态占比较高，其次为吸附态，而吸附—互溶态和互溶—吸附态占比较低的现象，这可能与长73亚段泥页岩整体的高滞留效应有关。因为长73亚段泥页岩储层中的孔隙主要为介于2~10 nm之间的介孔，介孔内部的毛细管阻力限制了流体流动，导致储集层中残留的大量轻质游离态页岩油难以排出，大量保存在储集空间中，显示为高游离态的现象；流体与矿物介质间存在黏滞力与分子作用力，导致烃类分子以吸附态附着于矿物和干酪根表面或以互溶态扩散至干酪根内部，从而形成高滞留［50］，呈现出较高吸附态比例的现象。根据相似相溶原理，高含量的有机质和黏土矿物对滞留烃类有一定的吸附作用［6］，且当热演化程度较低时页岩的干酪根及黏土矿物的吸附性较强［51］，本文研究区的R O值介于0.76%~0.96%之间，属于中—低热成熟度阶段（R O值<0.9%），加之研究区泥页岩的TOC含量与黏土矿物含量较高（平均值分别为15.86%与26.42%），中—低成熟度、高干酪根含量和黏土矿物含量三者共同作用使得泥页岩吸附性较强，导致吸附态页岩油的比例较高。而吸附—互溶态和互溶—吸附态页岩油占比最低的现象可能与长73亚段泥页岩的黏土含量较高，对原油的吸附能力较强，导致泥页岩自生自储过程中相态分异作用有关。

4.2　页岩与泥岩的页岩油赋存状态差异性

黑色页岩与暗色泥岩的赋存状态存在明显差异，据页岩与泥岩的抽提量和抽提比例结果显示（图8），含油总量及各相态页岩油含量高低为：黑色页岩>暗色泥岩。
图8 长73亚段页岩与泥岩样品不同相态页岩油含量（a）与比例（b）对比

Fig.8 Comparison of shale oil content （a） and ratio （b） of shale and mudstone samples with different occurrence states

长73亚段黑色页岩的含油总量和各相态页岩油含量比暗色泥岩更高，这可能与二者的储集性能、有机质丰度和生烃强度有关。泥页岩的游离油含量与孔隙度、TOC含量呈显著的正相关关系［图9（a），图9（b）］，表明游离油含量主要受孔隙度和有机质丰度控制，黑色页岩的TOC含量和孔隙度大于暗色泥岩，故显示为页岩的游离态页岩油含量更高；吸附油含量与TOC含量呈显著的正相关关系，与孔隙度呈弱正相关关系，表明吸附油含量主要受TOC含量控制［图9（c），图9（d）］，且黑色页岩在研究区R O值为0.76%~0.96%时的生烃量大于泥岩，故黑色页岩的吸附态页岩油含量也高于泥岩。可见，黑色页岩比暗色泥岩具有更好的含油性。
图9 长73亚段泥页岩样品有机质丰度、孔隙度与游离态、吸附态页岩油含量的相关性

Fig.9 Correlation between organic matter abundance and porosity of shale and free and adsorbed shale oil content of shale samples in Chang 73 sub-member

5 不同相态页岩油的有机地球化学特征

5.1　族组分特征

页岩油在生排烃过程中的油—岩相互作用可能会对其赋存状态产生影响，精细刻画泥页岩中不同相态页岩油的轻、重组分含量与分布等有机地球化学特征可以为认识油—岩相互作用与页岩油富集机理提供理论指导。族组分和气相色谱—质谱分析等常规油气地球化学分析方法能够提供原油中的轻、重有机质分布以及化学组成等信息［17］。长73亚段泥页岩中不同赋存状态页岩油的族组分比例结果显示，不同赋存状态的页岩油族组分存在明显的差异（图10）。
图10 长73亚段泥页岩样品中不同赋存状态页岩油的族组分特征

Fig.10 Group compositional characteristic of shale oil with different occurrence states of shale samples in Chang 73 sub-member

泥页岩中游离态页岩油均以饱和烃含量高，非烃和芳烃次之， 而沥青质最少为特征，其中饱和烃组分的占比为40%左右，沥青质组分的占比低于5%；在互溶—吸附态和吸附—互溶态页岩油中，以饱和烃、非烃含量较高，芳烃、沥青质含量较低为特征，饱和烃与非烃组分二者的占比均大于30%，芳烃与沥青质的占比均小于25%；在吸附态页岩油中， 非烃和沥青质占比较高，二者均大于35%；而饱和烃、芳烃的占比较低，均小于15%。
页岩油的富集受油—岩相互作用影响，导致不同相态页岩油的赋存位置、含量及原油组分等呈现出一定的差异性。吸附油主要吸附在干酪根内部和表面，这与沥青质和非烃组分中含有大量极性官能团、极性强、分子量大有关，沥青质和非烃等强极性大分子比烃类化合物更易通过离子键或氢键等形式吸附在矿物和干酪根表面［17］，使得干酪根优先吸附沥青质等强极性组分［7］，因此吸附态页岩油的族组分呈现出沥青质和非烃组分含量高、饱和烃和芳烃含量低的特征。而饱和烃、芳烃等烃类组分以弱极性的化合物为主，在经历油—岩相互作用后多以游离态的形式富集在页理缝等较大的储集空间中。因此，随着抽提的进行，从游离态、吸附—互溶态、互溶—吸附态到吸附态， 越靠近干酪根和矿物表面，油—岩相互作用越强，饱和烃和芳烃比例逐渐下降， 轻质组分减少，而胶质和沥青质的比例上升，重质组分增加。

5.2　饱和烃气相色谱—质谱的主峰碳分布

不同相态页岩油组分的差异是由于原油吸附过程控制的轻、重组分分异所导致，通过分析不同相态页岩油的饱和烃气相色谱—质谱的主峰碳分布特征，可以明确泥页岩型页岩油的轻、重组分分异过程。图11展示了黑色页岩和暗色泥岩样品中不同赋存状态页岩油的饱和烃分布特征，不同赋存状态页岩油中的饱和烃分布特征差异较大（图11）。
图11 长73亚段页岩与泥岩样品不同相态页岩油的饱和烃气相色谱—质谱

Fig.11 Mass chromatograms of the saturated fractions in shale oil with different occurrence states from Chang 73 sub-member shale and mudstone

以黑色页岩样品为例，游离态页岩油中饱和烃的主峰碳为nC15， 碳数分布范围为nC12—nC38， 以低碳数饱和烃为主；随着溶剂与储集空间的接触面积增大，吸附—互溶态页岩油中饱和烃的主峰碳为nC18， 碳数分布范围为nC13—nC31， 饱和烃主峰碳数增大，仍以低碳数饱和烃为主；互溶—吸附态页岩油中饱和烃的主峰碳呈双峰型，主峰碳数为nC18和nC26， 碳数分布范围为nC13—nC30， 以低碳数饱和烃为主；随着溶剂接触到矿物和干酪根表面，吸附态页岩油中饱和烃的主峰碳呈双峰型，主峰碳数为nC18和nC26， 碳数分布范围为nC14—nC30， 以高碳数饱和烃为主。从游离态、吸附—互溶态、互溶—吸附态到吸附态， 抽提出的页岩油组分逐渐由以轻质组分（nC15—nC18）为主向以中质组分（nC20—nC23）为主过渡，最终转变为重质组分（nC26）为主。
整体上，长73亚段泥页岩中不同相态页岩油的饱和烃分布均呈现出主峰碳右移的特征，表明越靠近干酪根和矿物表面，饱和烃中高碳数重质组分的含量越高，这与长链饱和烃在平铺过程中与矿物或有机质表面吸附位点呈多位点吸附［52-53］，从而更难以解吸有关。
对比黑色页岩与暗色泥岩中不同赋存状态页岩油的饱和烃分布特征可见，黑色页岩中残留吸附油的高碳数重质组分含量较高，暗色泥岩中残留游离油的低碳数轻质组分含量较高，这可能与泥页岩本身的生烃强度和储集特征有关。相对于暗色泥岩，黑色页岩的生烃时间较早、有机质含量较高，导致优先吸附在干酪根表面的沥青质等极性组分的生成时间早、含量较高，吸附作用更强，使得黑色页岩中吸附油的组分更重，黑色页岩中广泛发育的页理缝使得轻质的游离油更易排出，显示为残留游离油的重质组分含量较高的特征。

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩型页岩油主要赋存于有机质收缩缝、有机质孔及页理缝中，形态上以狭缝状为主；相对于暗色泥岩，黑色页岩广泛发育纹层结构，且有机质丰度较高，所以其页理缝和有机质孔更为发育。
（2）长73亚段泥页岩储层中页岩油含油总量大于10 mg/g，赋存状态以游离态和吸附态为主，分别占含油总量的52%和22%。游离油、吸附油含量与有机质丰度之间呈较好的正相关关系，表明有机质丰度是泥页岩含油量的主控因素，此外游离油含量还受孔隙度大小的控制。
（3）从游离态、吸附—互溶态、互溶—吸附态到吸附态， 越靠近干酪根和矿物表面，油—岩相互作用越强，饱和烃、芳烃含量与轻质烃类组分（<nC18）含量逐渐减小， 而非烃和沥青质等极性组分与重质烃类组分（>nC26）含量增加，这可能与干酪根优先吸附高碳数强极性组分有关。
（4）长73亚段黑色页岩与暗色泥岩因矿物组成、有机质丰度和生烃强度存在差异，使得黑色页岩具有较好的储集性能和较高的游离油含量，黑色页岩可能是比暗色泥岩更利于页岩油勘探开发的岩相类型。

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