陆相页岩油富集机理探讨

doi:10.11743/ogg20230601

Abstract

Abstract:

By analyzing the tectonic and sedimentary environments for the formation of organic-rich shales in China’s continental lacustrine basins， we identify significant differences in the development of high-quality continental source rocks across various types of lacustrine basins. For shale sequences deposited in fresh-water lacustrine basins， the main lithofacies are felsic and clayey shales， as observed from the 1^st member of the Upper Cretaceous Qingshankou Formation （K₂qn¹ section） in the Songliao Basin and the 7^th member of the Triassic Yanchang Formation （T₃yc⁷ section） in the Ordos Basin. For shale sequences developed in a saline lacustrine environment， however， carbonates and evaporites are dominant lithofacies， as represented by the Paleogene Shahejie Formation in the Jiyang Depression. There are three types of lithofacies assemblages for Chinese lacustrine shales， that is， the shale interbedded/intercalated with sand， mixed shale， and clayey shale. These lithofacies assemblages determine the hydrocarbon source-reservoir coupling characteristics， differential evolution of hydrocarbon generation， and property differences of in-situ fluids in the lacustrine organic-rich shales. The shale interbedded/intercalated with sand assemblage is characterized by source-reservoir separation and near-source migration. The mixed shale assemblage shows macroscopic integration and microscopic separation between source rock and reservoir. In contrast， the clayey shale acts as both the source and reservoir of in-situ generated hydrocarbons， featuring pervasive oil distribution. As revealed by evidence， inorganic pores provide the most favorable storage space for lacustrine shale oil in medium-low maturity， and form effective pore-fracture networks for hydrocarbon transport together with multi-type and multi-scale microfractures. Self-sealing capacity of shale is conducive to the in-situ or proximal preservation of shale oil and gas. Comparison of typical continental shale sequences in the Chinese sedimentary basins indicates that favorable source-reservoir coupling， suitable thermal maturity level， and self-sealing capacity of shale are the major controls for oil enrichment in lacustrine shale. This study also presents a preliminary model for differential enrichment of lacustrine shale oil in China. Therefore， the laminated shales in medium-low maturity in gentle slope zones and the clayey shale-rich strata in medium-high maturity in deep sags should be prioritized in lacustrine shale oil exploration in downfaulted lacustrine basins. Moreover， both the shale interbedded/intercalated with sand and the clayey shale in medium-high maturity are crucial to making breakthroughs in lacustrine shale oil exploration therein.

Key words: lithofacies assemblage type, pore-fracture network system, source-reservoir coupling, differential evolution of hydrocarbon generation, self-sealing, enrichment mechanism, lacustrine shale oil

CLC Number:

TE122.1

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Figures/Tables 13

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岩相组合类型	典型实例	源-储耦合特征	盆地分布
互层/夹层型	鄂尔多斯长7^1-2亚段	源-储分离、近源运移，薄层砂岩或灰岩有利于储集层近源捕获石油形成甜点	淡水湖盆：鄂尔多斯、松辽、四川
混积页岩纹层型	渤海湾东营-沾化凹陷沙四段-沙三段，苏北阜二段，沧东孔二段	源-储共存或一体，页岩层系整体含油，多源供烃，混积岩自身与相邻页岩向混积岩储集甜点供油	咸化湖盆：江汉、渤海湾、准噶尔、三塘湖、柴达木
长英质-黏土质页岩型	松辽湖盆中部青一段、四川侏罗系、鄂尔多斯长7³亚段	源-储一体，长英质-黏土质黑色页岩整体含油，富有机质纹层和砂质、钙质纹层均可原地滞留石油形成“甜点”，高TOC、高演化、地层超压、物性甜点控制富集	淡水湖盆：松辽、四川

构造/地区	地层	埋藏深度/m	成熟度（R_o）/%	原油密度/（g/cm³）	气/油比/（m³/m³）	地层压力系数
济阳坳陷	沙河街组	3 000 ~ 4 200	0.70 ~ 1.00	0.83 ~ 0.88	60 ~ 1 200	1.20 ~ 1.80
鄂尔多斯盆地	长7段	1 500 ~ 2 900	0.75 ~ 1.20	0.80 ~ 0.86	60 ~ 120	0.77 ~ 0.84
吉木萨尔凹陷	芦草沟组	2 300 ~ 4 500	0.66 ~ 1.63	0.88~0.90 （主产区）	< 200	1.27 （吉171井）
大庆古龙凹陷	青山口组	2 000 ~ 2 700	1.20 ~ 1.70	0.77 ~ 0.83	50 ~ 2 000	1.20 ~ 1.60
四川复兴地区	侏罗系	2 000 ~ 3 000	1.20 ~ 1.70	0.75 ~ 0.79	1 303 ~ 2 124	1.20 ~ 1.90

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Mechanisms for lacustrine shale oil enrichment in Chinese sedimentary basins

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