4.4.2.1 概况
渤南凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷中部的一个三级负向构造单元，其北以埕东凸起为界，南与陈家庄凸起相邻，西与义和庄凸起相接，东与孤北洼陷、孤岛凸起相连，勘探面积约为600km2(图4.30)。
图4.30 渤南凹陷构造位置图
据钻井解释，渤南洼陷自下而上沉积了寒武-奥陶系海相碳酸盐岩、石炭-二叠系海陆交互相煤系沉积、中生界-新生界陆相沉积，渤南洼陷在古近纪期间始终处于沾化凹陷的沉积中心部位。沉积地层厚度大，在坳陷湖盆演化过程中，洼陷受到边缘埕南、孤西、义东等断裂带及区域构造升降活动的影响，形成北断南超的沉积构造格局。渤南洼陷自1964年开始勘探以来，已在周边发现了渤南、罗家、义东、埕东、孤岛、垦西、陈家庄共7个大中型油气田。初步统计，至2011年年底已有11口探井在沙一段、沙三下亚段泥页岩中获得工业油气流，在8口探井的沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩中获低产油气流，主要以产油为主，显示渤南洼陷具有良好的泥页岩油气勘探开发前景。新生代喜山期的构造作用使该区湖盆演化经历了多次湖侵和湖退旋回，在湖盆演化的断陷加速期和断陷鼎盛期发育了沙一段、沙三下亚段和沙四上亚段三套重要的暗色泥页岩。大量研究表明，这3套陆相泥页岩是已发现油气的主要烃源岩，与该区泥页岩油气发现层系一致。
4.4.2.2 泥页岩油气的生成条件
(1)泥页岩的发育特征
渤南陷沙四上亚段泥页岩为半深湖—盐湖相沉积，此时期为断陷初期，气候开始由于旱转为湿润，断陷活动逐渐加强，湖盆面积逐渐扩大，为水进体系域下沉积的一套主要由纹层页岩、钙质纹层页岩和深灰色泥岩组成的烃源层系。分布在洼陷中部偏北，呈长条形分布，暗色页岩厚度为50～300m，埋藏深度一般为2000～5600m，最大埋深可达6000m以上。
沙三下亚段泥页岩主要发育于微咸水—淡水湖相沉积，在温暖潮湿气候条件下，各种生物十分繁盛，形成多套深灰色、灰色泥岩、油页岩和油泥岩。沙三下亚段泥页岩分布面积广，暗色泥页岩厚度为100～600m，最厚可达680m左右，埋藏深度一般为1800～4600m。最深可达5000m以上，构成渤南洼陷的主力烃源岩层系也是泥页岩油气最为发育的层系。
沙一段泥页岩为咸水—半咸水湖相沉积，此时期再一次湖进开始，湖盆重新扩大到一个新阶段，广泛发育了生物灰岩、白云质泥页岩、钙质泥岩和油页岩等。有两个沉积中心，暗色泥页岩厚度为200～300m，最厚可达450m，埋深为1500～3600m，最大埋深可达3800m以上。
(2)泥页岩的地球化学特征
大量地球化学分析测试结果表明，渤南洼陷这3套泥页岩有机质丰度高(表4.41)。沙四上亚段泥页岩有机碳含量为1.0%～2.0%，最高可达4.2%，氯仿沥青“A”含量为0.1160%～0.3376%，最高可达1.37%；沙三下亚段泥页岩有机碳含量为2.0%～5.0%，最高可达9.3%，氯仿沥青“A”含量为0.2177%～0.5214%，最高可达3.1%；沙一段泥页岩有机碳含量为3.5%～6.0%，最高达10.3%，氯仿沥青“A”含量为0.2457%～0.7132%，最高可达1.5%。3套泥页岩有机碳含量均由洼陷边部向中部逐渐增大。
表4.41 渤南凹陷3套泥页岩地球化学参数统计表
据全岩光片和干酪根有机显微组分鉴定，沙三下亚段和沙四上亚段有机质的主要来源为低等水生生物，有机显微组分中以藻类体为主，有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型。3套泥页岩的有机质成熟度变化范围较宽，RO随埋深的增加而增大，其中沙一段泥页岩RO分布在0.29%～0.70%，主要处于低成熟阶段，洼陷带局部地区进入成熟演化阶段；沙三下亚段泥页岩RO分布在0.52%～0.92%，主要处于成熟演化阶段；沙四上亚段泥页岩RO为0.54%～1.44%，主体处于成熟演化阶段，北部洼陷带已进入高成熟演化阶段。这与已发现泥页岩油气相态具有较好的一致性，如渤南洼陷南部的罗家地区沙三下亚段埋藏深度为2500～3400m，主要以页岩油为主。而在北部洼陷带的渤深5井，沙四上亚段埋深在4491.89～4587.33m处的泥页岩发育段，中途测试，日产3533m3天然气，表明有机质成熟度决定了泥页岩油气的赋存相态。
(3)泥页岩油气的储集条件
A.泥页岩的全岩矿物组成
X衍射全岩矿物分析结果表明(表4.42)，渤南洼陷沙四上亚段、沙三下亚段和沙一段泥页岩全岩矿物中碳酸盐含量较高，沙四上亚段19块泥页岩样品全岩矿物中碳酸盐含量最高可达90%以上，平均为62%。沙三下亚段434块样品碳酸盐含量最高为89%，平均为58%。沙一段16块样品碳酸盐含量最高为60%以上，平均为37%。3套泥页岩中碳酸盐含量均以方解石为主，沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩方解石含量平均值在50%以上，个别样品以白云岩为主；三套泥页岩样品的黏土矿物含量均低于50%，沙三下亚段434块和沙四上亚段19块样品黏士矿物含量平均值均小于20%，沙一段16块样品平均值为24%。3套泥页岩中均含有一定量的石英，沙一段页岩样品石英含量较高，均值为30%，而沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩样品均值在20%以下。总体上看，3套页岩全岩矿物组成均表现出低黏土、高脆性矿物的特征。
表4.42 渤南凹陷3套泥页岩全岩矿物百分比组成统计表
B.泥页岩储集空间类型
据岩心观察、扫描电镜、薄片鉴定及荧光观察结果，渤南洼陷泥页岩储集空间，以微孔为主，裂缝次之。微孔主要为黏土矿物晶间微孔、碳酸盐晶间微孔、黄铁矿晶间微孔及砂质微孔，孔径一般为1～10μm。黏土矿物主要为伊蒙间层矿物和伊利石，定向性强，因此晶间微孔均以片状为主(图4.31a)，大小多在5μm以下。方解石是本层段主要矿物，隐晶结构为主，部分为显微-微晶结构，常构成灰质纹层或与泥质矿物相混产出，局部见微细晶方解石纹层。偏光显微镜下可见灰质纹层亮晶方解石晶间含黑色沥青质(图4.31b)，最大可达50μm，电镜下观察方解石晶间微孔常和黏土矿物微孔相互叠合(图4.31c)，因此也多在5μm以下。黄铁矿呈草莓状集合体分散产出，晶形完好，发育微米以下级别的微孔隙。陆源砂质常分散于泥质之中或呈条带产出，电镜观察砂质条带见粒间微孔。
图4.31 罗69井沙三下亚段泥页岩孔隙型储集空间
裂缝按成因可分为成岩微裂缝和构造微裂缝两类，前者主要包括层间微裂缝和超压微裂缝(被亮晶方解石或白云石充填)。后者按照产状主要为斜交裂缝，尚见近垂直层面裂缝，按照充填程度可分充填型、半充填型和未充填型。层间微裂缝在不同成分纹层间发育(图4.32)，宽度较窄，均在0.02mm以下，但其重要意义在于发育潜在微裂缝而且容易顺层延续。超压微裂缝在烃源岩生烃增压演化过程中，烃源岩大量排水和各类阳离子，因此常常引起矿物溶解及再沉淀，表现为重结晶的方解石晶体充填于增压过程中产生的顺层缝中(图4.32)，重结晶的晶体常发育晶间孔缝：岩石在构造应力作用下形成的裂缝系统，构造裂缝在岩心上观察缝面较平直，常见纹层错断现象。这裂缝常常被方解石充填，但镜下观察可见充填残余孔隙，并见充填有黑色沥青质(图4.32)为油气运聚证据。另外，偏光显微镜镜下尚见不规则未充填微裂缝(图4.32)。
大量统计表明，随着泥岩中脆性矿物成分含量的增加，岩石的强度和脆性程度提高，则泥岩层中裂缝的密度增大，据渤南洼陷三套泥页岩全岩矿物组成分析测试数据，脆性矿物含量高，无疑易于形成裂缝。据荧光观察可见部分裂缝和方解石晶间孔发绿色荧光，具有较好的含油性。裂缝在地下既是油气储集空间，同时连通了泥质岩本身的孔隙，通过裂缝网状系统连续分布，扩大了供烃范围，提高了储集层的渗流能力
C.泥页岩的孔隙度与渗透率
利用煤油法对渤南洼陷38块沙一段和53块沙三下亚段泥页岩取心，其孔隙度随深度变化，沙一段泥页岩样品埋深主要处于1000～3000m，其孔隙度随埋深的增加而减小，孔隙度由20.7%减小到2.7%。而沙三下亚段泥页岩样品主要处于2000～4700m，在2000～3000m段，孔隙度由14.4%降至7%；但3000m以下，孔隙度则较为分散，孔隙度为1.2%～10%；在4000m以下，孔隙度主要为1.2%～5%，表明在中、晚成岩作用过程中，大量生成了次生孔隙。次生孔隙的存在导致不同类型的泥页岩孔隙度在相同埋深具有一定的差异性，是油气的有利存储空间。利用酒精法对罗69井503块沙三下亚段和14块沙四上亚段泥页岩发育段密闭取心样品进行孔隙度分析，沙三下亚段泥页岩埋藏深度为2932.5～3127m，孔隙度主要分布在2%～7%，最高可达15.9%。沙四上亚段泥页岩埋藏深度为3127～3141m，孔隙度主要分布在2%～9%，最高可达10.5%，均具有较高的油气储存空间。
图4.32 罗69井沙三下亚段裂缝型储集空间
对罗69井499块沙三下泥页岩水平渗透率分析结果表明，最大可达6870×10-3μm2，一般小于10×10-3μm2。样品可分为两种类型，有裂缝的和无明显裂缝的。无明显裂缝样品的渗透率为(0.0067～2.9)×10-3μm2，一般小于1×10-3μm2。有裂缝的样品渗透率最小为0.161×10-3μm2，最高可达493×10μm2。沙四上亚段样品与沙三下亚段相似，10块有裂缝样品渗透率分布在(0.862～56.2)×10-3μm2，无明显裂缝的15块样品渗透率为(0.0048～0.529)×10-3μm2，一般小于0.1×10-3μm2。可见裂缝对渗透率具有重要的影响。
泥页岩的基质渗透率一般由于泥页岩孔隙微细(直径一般小于2nm)且连通性差而普遍较低，但页岩中天然发育的裂缝网络系统无疑可极大地增加其基质渗透率，即使泥页岩中大天然裂缝不发育，泥页岩本身就具有一定的脆性或受力薄弱带，也可在压裂时产生大量的裂缝，从而实现商业开采。
D.泥页岩压力场特征
地层测试资料计算结果表明，渤南洼陷沙四上亚段、沙三下亚段和沙一段泥页岩压力场从常压到异常高压均有分布，压力系数一般为1.0～1.5，最高可达1.8。渤南洼陷地温梯度主要集中于(2.8～4.0)℃/100m，而获得工业性泥页岩油气流的泥页岩发育段主要在2600m以下，已进入生烃演化阶段。油气的大量生成使岩石孔隙中的烃饱和度迅速增加，加之可能存在的欠压实等增压机制，使得烃源岩中高压异常得以形成，并伴随高能量的聚集。张光亚等利用莫尔圆分析了超压与地成力对泥质岩裂缝形成的贡献，认为异常高的孔隙流体压力会降低岩石的强度，剩余孔隙流体压力达到岩石破裂极限时，最终导致烃源岩的顺层破裂，从而使烃类自烃源岩内排出，高压异常的存在既是烃源岩中烃类初次运移的重要动力，同时对泥页岩内部油气又具有较强的封盖作用。
(4)泥页岩的含油气性
岩石样品油水饱和度的测定需要新鲜岩心及时密封进行分析测试，从而保证分析结果的可靠性。2010年年底，在渤南洼陷罗69井沙三下亚段和沙四上亚段密闭取心221.56m，其中对沙三下亚段泥页岩样品进行大量含油、水饱和度的分析测试工作，从而为泥页岩含油气性的研究工作奠定了坚实的基础。
由于目前准确确定泥页岩的含油饱和度存在技术上的困难，以测定残余水饱和度(Sw)，并用l-Sw推算泥页岩的含油气饱和度，再与孔隙度的乘积换算出每单位岩石的含油气体积。根据分析测试及计算结果，罗69井沙三下亚段泥页岩含油气饱和度为18.5%～96.4%，每立方米岩石含油气体积为0.00259～0.14628m3，且具有一定的可动油气量，但分布范围较宽。为了明确含油气富集段的纵向分布，参考以往渤南洼陷层组划分原则，根据电性特征，可将渤南洼陷沙三下亚段细分为6个层组，从下而下分别为10、11、12上、12下、13上、13下。薄片、X衍射分析资料表明，10层组以层状灰质泥岩、泥质灰岩为主，在电阻率曲线上表现为锯齿状高阻特征；11层组以层状灰质泥岩为主，在电阻率曲线上表现为低阻特征；12上层组以纹层—层状泥质灰岩、层状泥质灰岩为主，夹薄层灰质泥岩，表现为圆弧状高阻特征；12下层组以纹层状泥质灰岩为主，夹层状泥质灰岩、纹层—层状泥质灰岩，表现为剪刀型高阻特征；13上层组为纹层状泥质灰岩、纹层—层状泥质灰岩，表现为山丘型高阻；13下层组为纹层—层状泥质灰岩、层一纹层状泥质灰岩，表现为电阻逐渐降低的低阻特征。
从罗69井沙三下亚段泥页岩含油气性纵向分布来看，12上-13上层组泥页岩孔隙度和含油气饱和度均较高，具有较高的单位岩石含油气量岩石类型主要以纹层状泥质灰岩为主，此种岩石类型为方解石和富含有机质泥岩互层，有机质含量高，有利于形成大量油气，方解石矿物晶间孔发育，是重要的储集空间，而且脆性矿物含量高，易形成裂缝，可有效沟通孔隙，形成网络状储存空间。相比较而言，10组、11组和13下层组泥页岩含油气性略差，且含油气和单位岩石含油气最饱和度低于其他层组，主要以层状泥质灰岩和灰质泥岩为主。
(5)泥页岩含油气性的测井响应
通过实际分析测试数据与测井资料相结合，将渤南洼陷沙三下亚段泥页岩含油气性的测井响应划分为4类不同级别。
高孔高阻类。在常规测井曲线上，自然电位(SP)异常幅度明显，自然伽马(CR)为中等值；声波测井(AC)和补偿中子测井(CNL)大，密度测井(DEN)小，说明物性较好；电阻(R)高，同时AC-R4(R4指4m底部电阻率梯度，4指的是电极距，单位为m)有明显交汇，说明含油性较好，定为Ⅰ类层，渤南洼陷工业性泥页岩油气流井主要发育于这种显示的井段，这类储层孔隙度为4%～13.6%，主要在12上-13上层组。
中孔中阻类。在12下和13上地层中扣除掉Ⅰ类储层后，电阻率相对较高。这类储层孔隙度为4.2%～8.7%，在常规测井曲线上，R、AC、CNL、DFN曲线值中等，SP无幅度差，说明物性较Ⅰ类差，油气充满度也稍微逊色于Ⅰ类层，定为Ⅱ类层。
低孔中阻类。在13下有一明显台阶，电阻率陡然下降，密度陡然升高，这是典型不含油的灰岩储层特征。这类储层孔隙度为2.4%～6.8%，在常规曲线上呈现密度高、声波中—低、自然电位无幅度差的特征，这说明这类储层灰质含量高，全岩矿物X射线衍射也证实该类储层为泥质灰岩。这类储层物性较低，电阻率中等，说叫油气充满度也不高，定为Ⅲ类层。
低孔中阻类。在10-11层组主要发育这类储层，孔隙度为2.2%～10%。在常规测井曲线上AC、CNL、CR高，DEN低，说明泥质含量较高，从而R偏低、SP无幅度差。从常规曲线来看，这类储层泥质含量高，物性差，油气充满度低，但从地化资料分析来看，有机碳和生烃潜量均较高，表明含油气性很好，所以还有一定资源量，定为Ⅳ类层。
由于渤南洼陷沙一段和沙四上亚段泥页岩的含油、水饱和度尚未进行分析测试，对沙三下亚段泥页岩含油气性的研究工作为下一步渤南洼陷在沙一段和沙四上亚段泥页岩油气的勘探提供了参考。