渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性影响因素

摘要

为探索渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油可动性与页岩演化程度变化关系,分析了东营凹陷古近系页岩主要粘土矿物演化特征、页岩流体压力发育情况、页岩内烃类流体性质演化规律,以显微荧光方法对页岩的可动油进行了观测,并对页岩可动油率进行了模拟实验测定.研究表明:随页岩埋深增加,伊/蒙混层及蒙脱石含量逐步降低,至3500m深度时达到平衡点.埋深大于3 500 m粘土矿物水化膨胀性减弱,有利于页岩油储层的压裂和压裂后裂缝的保持.2800m以下,页岩普遍发育自源异常高压,为页岩油的产出提供了有利的天然能量.埋深大于3000 m,由于进入生烃高峰,页岩内一般具有较高的含油饱和度.在埋深小于4 200 m页岩内以油相为主,至4300m进入凝析气相阶段.页岩油粘度随深度增加明显降低,在3 500 m左右降至较低数值.显微荧光观测和可动油模拟实验表明:埋深大于3 000 m页岩中均存在可动油,且随深度增加,可动油比例增大.综合粘土矿物演化特征、流体压力发育情况、页岩内流体性质和可动油实验结果,认为东营凹陷大于3 500 m的古近系页岩油具有较好的勘探前景.