页岩油是一种重要的非常规油气资源。与常规油气储层相比，页岩油储层更加致密，孔径分布及油气赋存特征更为复杂，页岩油可动性条件更为苛刻，可动性研究因此更为重要。页岩油可动性的地质控制要素，既包括页岩的含油性和储集性、页岩油的性质和赋存状态，又包括地层能量（地层压力、岩石和流体的压缩系数）等参数^［1-5］。其中，页岩油富集与资源潜力取决于页岩的含油量、储集性、页岩油的性质及赋存状态，而地层能量是决定页岩油高产的重要条件。常规地球化学测试参数及参数组合可以直接或间接地表征页岩含油量、储集性、页岩油性质和赋存状态。这些参数及参数组合包括：总有机碳含量（TOC）、热解游离烃量（S₁）、热解裂解烃量（S₂）、热解烃峰值温度（T_max）、含油饱和度指数（OSI，OSI=S₁/TOC×100 mg/g）和烃产率指数［PI，PI=S₁/（S₁+S₂）］等。

目前利用地球化学参数判识或评价页岩油富集可动的方法主要有3种。①根据页岩含油量与吸附油量关系确定可动潜力。Sandvik等认为在地下存在孔隙水的条件下，原油在页岩无机矿物表面上吸附量远小于固体有机质的吸附量，并认为固体有机质对原油的吸附能力为固体有机质质量的3 %～18 %，平均值为6 %～9 %，即60～90 mg/g ^［6］。Pepper提出有机质的吸附量为100 mg/g（此处的“油”包含热解参数S₁及部分S₂）^［7］。Jarvie认为当页岩的OSI超过100 mg/g时就有产油的潜力，没有裂缝的富有机质页岩中产油需要OSI超过70 mg/g，而产油的OSI下限值与油质、岩相和样品处理过程有关^［2］。此外，有证据表明，页岩中无机矿物的吸附能力不能忽略，页岩对原油的吸附能力评估应考虑无机矿物的吸附能力^［8-9］。②根据PI（或S₁/S₂）确定页岩油的可动性^［10-11］。例如，Kruge认为圣·金华（San Joaquin）盆地的Lost Hills油田Monterey页岩裂缝发育段可产出的原油为深部来源的外来油，原油只产出于PI大于0.4的页岩段^［10］。③利用热解S₁，PI，OSI和T_max等的异常值判识页岩中原油的富集情况。当页岩中原油富集时，尤其页岩中的贫有机质样品中油富集时，这些参数异常更明显，具有异常高的S₁值，进而具有异常高的PI和OSI值。同时在热解曲线上，原油的部分重烃组分进入热解S₂峰值时，热解S₂量值增大，并且T_max值出现负异常^{［1，10，12-16］}。例如，Li等^［14-15］和Chen等^［17］提出，烃源岩样品可能被附近成熟烃源岩或同一烃源岩单元内富有机质的薄层排出油“污染”（富集）。这些油的富集在热解参数上会出现异常高的S₁和PI值、以及异常低的T_max值。刘惠民等以OSI，S₁/S₂以及T_max等地球化学参数异常，识别了济阳坳陷沙河街组沙三下亚段页岩中油的微运移调整富集作用，并探讨了富碳酸盐页岩中油富集可动的OSI条件^［18］。

尽管目前较多文献涉及页岩油富集的地球化学参数异常，但对其异常形成机制以及各参数异常之间的内在联系缺少系统分析。本文以矿物/页岩抽提残渣混油热解实验，有机质试剂抽提前、后含油页岩热解实验，结合页岩产油井证实具有页岩油产出潜力的页岩的地球化学参数异常，探索页岩油富集过程对页岩地化参数异常影响机制，并尝试利用地化参数异常判识页岩油的富集及可动性。

为验证油的富集对页岩的地化参数的影响，开展了两组实验：一组为混合矿物/页岩抽提残渣与原油/烷烃混合，分析原油在无机矿物中的热解参数响应特征，以及原油在无机矿物与干酪根共同存在条件下的热解参数响应特征；另一组对含油的自然页岩样品进行有机试剂抽提，并对抽提前、后的样品分别进行热解和TOC测试，研究页岩中自然富集的原油对热解参数的影响。

称取一定量的混合矿物（或页岩的三元抽提残渣）和一定量的原油（或正构烷烃），将原油（或正构烷烃）溶解于200 ml的二氯甲烷中，倒入混合矿物（或页岩三元抽提残渣）中，混合均匀，边挥发二氯甲烷试剂边搅拌样品。再静置72 h，直至二氯甲烷挥发完全，将样品装入反应釜中加热，加热过程中温度尽量与地层温度一致，同时保证混入的烃不会过多挥发。加热过程中温度尽量与地层温度一致，同时保证混入的烃不会过多挥发进入管道等发生损失，选定实验温度为80 ℃，加热恒温8 h。将样品分成两份，一份进行热解实验，另一份用于TOC测定。

矿物与原油混合实验中，混合矿物为单矿物按一定比例混合所得。选用的3种主要矿物分别为蒙脱石、伊利石和碳酸钙。混合矿物质量比例为蒙脱石∶伊利石∶碳酸钙＝9∶21∶20。其中矿物粒径细于80目。原油选用实际原油样品：饱和烃占43.49 %，芳烃占17.78 %，非烃占17.46 %，沥青质占6.98 %。矿物及原油比例如表1所示。

三元抽提残渣与原油/烷烃混合实验中，将页岩粉碎至粒度小于80目，首先用氯仿抽提，然后再以苯、甲醇和丙酮按一定比例进行三元抽提，去除页岩内部的烃类及可溶有机组分，页岩经三元抽提后的残渣主要含矿物和干酪根。三元抽提残渣共有2个样品，分别来自东营凹陷沙三段和沙四段，其三元抽提残渣的热解参数及TOC、混入原油及烷烃的量见表1。选用的原油与混合矿物+油实验相同，烷烃选用正构烷烃C₂₀，C₂₁，C₂₂，C₂₄，C₂₈，C₃₂和C₃₆共7个组分。

由于混合矿物均为纯矿物，无生烃母质，所以该系列实验的热解曲线信号均为混入原油的信号。从混合矿物+油的热解曲线（图1）可以看出：原油的热解曲线温度范围较宽，从300 ℃到600 ℃，均有烃类产出，即使是温度高达600 ℃，仍有一定的残留烃存在。仅从热解S₁（300 ℃恒温3 min热解产物量）是无法准确定量含油量的，即使是热解温度到达450 ℃，也还有大部分的原油未能热解产出。

在混合矿物+油的实验中（1-1-1至1-1-6），混入不同原油量后的热解参数及TOC见表2。由于原油的混入，导致混合矿物+油具有一定的TOC，随着混入原油量的增加，样品的TOC值增加，热解参数S₁和S₂均显著提高，并且具有一定的氢指数（HI，HI=S₂/TOC×100 mg/g），该指数也随着TOC的增加呈上升趋势（表2）。

在热解曲线上（图1），混入混合矿物中的原油热解信号除了S₁峰外，较大部分进入了常规的S₂峰，S₁和S₂较为接近，比值为0.74～1.13。不同混入原油量下，PI值为0.43～0.53。混入原油后OSI值为80～360 mg/g，OSI值的大小与混入原油的量有关，混入原油量越多（以TOC计），OSI值越高。混入混合矿物中的原油热解S₂峰温T_max值变化较大，但整体较低，为319～396 ℃，明显低于一般页岩中干酪根的热解T_max值。

根据混合矿物+油的热解实验可以推测，在不含有机质或贫有机质的岩石中，如果混入外来原油或混入附近富有机质纹层中排出的油，则其一般具有较高的PI值（或S₁/S₂）及较高的OSI值，并具有较低的T_max值。

页岩抽提残渣+油/烷烃热解曲线如图2所示，其热解曲线中除了包含油/烷烃的热解信号外，还包含页岩抽提残渣中的干酪根热解信号，而从页岩抽提残渣+油/烷烃热解信号中扣除页岩抽提残渣（主要是干酪根）的热解信号，即可得到虚拟的混入原油/烷烃热解曲线（图3）。

从页岩抽提残渣+油/烷烃热解曲线与抽提残渣热解曲线对比（图2）可以看出，由于原油或烷烃的混入，页岩抽提残渣中的热解信号总量明显增加，在300～500 ℃均有显著增加，尤其在450 ℃前增加最明显，对应的虚拟混入原油/烷烃热解信号（图3）中原油/烷烃在500 ℃之前，均有明显的原油/烷烃热解信号。沙三段页岩残渣+油/烷烃中油/烷烃的热解信号主要在500 ℃以下出现，而沙四段页岩残渣+油/烷烃中油/烷烃的热解信号主要在550 ℃以下出现，两者的差异可能与岩石无机矿物组成有关。

总体上，混入的原油/烷烃的热解烃信号主峰温度整体低于页岩抽提残渣热解S₂的主峰温度。较低温度时，热解信号以原油/烷烃为主，而温度较高时，热解信号以干酪根热解信号为主，但两者的叠合温度区间较大。据此认为：在实际含油的页岩中，很难利用一确定的热解温度划分热解页岩产物中的滞留油和干酪根的热解烃量。即使把滞留油与干酪根热解烃的划分界限温度定于400 ℃，其热解滞留油量也明显要低于实际的滞留油量（图2，图3），并且此温度下获得的烃信号中也已经包含了部分干酪根热解烃信号^{［15-16，19］}（图2）。

页岩抽提残渣混油/烷烃前、后的地化参数如表2所示。在混入原油/烷烃前，岩抽提残渣的热解S₁和OSI值均极低。而混入原油/烷烃后，TOC、热解S₁、热解S₂、PI和OSI值具有一定程度的增加，表征富集可动性的参数OSI及PI值增加明显，OSI值可达232 mg/g，PI值可达0.31。但由于页岩抽提残渣本身具有相对较高的TOC和热解S₂值，加之混入的原油/烷烃会部分增加TOC测试值，因此和混合矿物+油数据相比较，在混油量相近（热解S₁相近）的情况下，页岩抽提残渣+油/烷烃的OSI，S₁/S₂和PI值明显较低。由此认为，在富有机质页岩中油的富集可导致OSI值及PI值的正异常，但含油量相同的情况下，富有机质页岩OSI值、PI值的正异常现象明显要弱于贫有机质页岩。

混入原油/烷烃前、后页岩抽提残渣的热解T_max值变化较小，在-1～1 ℃。可能原因是本次实验选用的原油/烷烃类型单一，或样本数量较少，并且页岩抽提残渣本身具有较高的S₂，所混入的原油/烷烃在T_max附近的热解信号量较低，对热解S₂峰值温度影响较小，未造成热解S₂峰的明显前后偏移。

将新鲜的页岩样品粉碎至40 ~ 60目，再分为二份，一份直接进行热解分析和TOC测试，另一份以二氯甲烷试剂进行索式抽提，去除页岩中的滞留油组分，抽提时间为72 h，再进行热解分析和TOC测试。根据热解前、后各个参数变化分析油富集对页岩热解参数的影响。本次样品选用济阳坳陷东营凹陷的F184井沙四上亚段页岩样品，深度在3 462.8～3 595.9 m，镜质体反射率（R_o）约为0.75 %。样品的TOC为1.82 %～2.93 %，S₁为0.98～2.80 mg/g，S₂为3.08～5.02 mg/g，T_max数值变化较大，为362～459 ℃，PI为0.19～0.38，OSI值为41～134 mg/g（表3）。勘探实践证实该系列页岩样品所在井段具有页岩油产出能力。

F184井页岩样品抽提前后热解曲线和参数见图4和表3，而从原始样品热解曲线信号中扣除抽提后样品的热解信号量，获得页岩中滞留油的虚拟热解曲线（图5）和滞留油的虚拟热解参数（表4）。由于样品颗粒相对较大（40～60目），因此二氯甲烷抽提后的页岩样品热解具有一定量的热解S₁，在0.06～0.29 mg/g。从试剂抽提前、后的热解曲线图（图4）和地化数据（表3）可以看出，该系列样品均具有较高的含油量，除了7号和8号样品外，样品的含油量（以抽提前、后的生烃潜量差值ΔP_g计，P_g为生烃潜量，P_g=S₁+S₂）均大于干酪根的剩余生烃潜量（S_2EX）。

F184井页岩中滞留油的热解产出温度范围较广，在300～550 ℃均能热解产出滞留油（图4，图5），而干酪根大多在450 ℃时已开始快速裂解，因此，滞留油的热解曲线与剩余干酪根热解曲线会较大温度叠合的区间，页岩中的较大部分滞留油会进入岩石的热解S₂峰。页岩中滞留油的虚拟热解参数表明：滞留原油的热解测试过程中，滞留油进入S₁峰的量（S_1-pseu）要低于进入S₂峰的量（S_2-pseu），两者的比值（S₁/S₂）_pseu为0.61～0.96，平均为0.80（表4）。由于滞留油大量进入热解S₂峰，自然会影响岩石的热解曲线，包括S₂峰的形态、热解S₂和T_max等。

以抽提前、后TOC的差值（ΔTOC=TOC-TOC_EX）作为滞留油的虚拟TOC参数（TOC_pseu），F184井页岩中滞留油的具有较高的PI值（PI_pseu），较高的OSI值（OSI_pseu），PI值为0.38～0.49，平均为0.44，OSI值为194～1 885 mg/g，平均值为666 mg/g（表4）。上述数据表明，由于原油虚拟热解参数具有较高的PI值和OSI值，因此，页岩内原油的富集（包括运移来原油和原地滞留原油）自然会造成页岩样品具有较高的OSI值和PI值。而对于贫有机质页岩，如果含有较多的原油，必然会出现更显著的PI，S₁/S₂和OSI值的高异常。

抽提前、后页岩的T_max变化有3种情况：①抽提后T_max明显增高，如1—5号样品，ΔT_max变化范围为-4～-78 ℃；②抽提前、后T_max基本无变化或变化较小，如6号和7号样品；③抽提后样品的T_max值不升反降，其原因可能为滞留油中某种重组分含量较高，或受岩石样品的吸附作用较强，导致重组分热解产出所需的温度高于干酪根的热解峰值温度，而有机质试剂抽提出这些组分后，T_max反而降低（表3）。抽提前、后T_max的变化情况基本与文献［10，15-17，19］中报导一致，即有机质试剂抽提前、后的T_max增加、降低或不变现象都存在，但总体上，大多数含油的页岩样品，试剂抽提之后T_max均会有所增加。即对大多数页岩样品来说，页岩内部油的富集会导致T_max出一定程度的负异常。

威利斯顿盆地上、下Bakken段页岩为世界级著名富有机质页岩，中Bakken段发育贫有机质致密储层，为主要的产油段，部分地区的上Bakken段富有机质页岩也具有较好的产能，如Elm Coulee，Antelope和Bicentennial等油田。本次选取位于北达科他州的Sanish油田Braaflat 11-11H井页岩，研究其页岩油富集及可动性的地球化学参数特征。得到的地球化学数据表明Sanish和Parshall油田中Bakken段产出的油中，有上、下Bakken段富有机质页岩中油的产出贡献，如Jarvie等利用轻烃数据证实：Parshall油田中Bakken产出油中有上、下Bakken段富有机质页岩中油的产出贡献，中Bakken段压裂需要的破裂压力梯度较高，高于上、下Bakken段页岩，压裂过程中导致部分井上、下Bakken段页岩形成裂缝，油通过裂缝进入中Bakken段水平井而产出^［1］。

Braaflat 11-11H井上、下Bakken段页岩为黑色页岩，中Bakken段主要为白云岩和白云质粉砂岩。上、下Bakken段页岩碳酸盐含量较低，上Bakken段页碳酸盐含量为0.99 %～14.91 %，平均值为7.17 %，下Bakken段页岩碳酸盐含量为1.93 %～12.59 %，平均值为5.37 %；中Bakken段地层碳酸盐含量较高，为24.28～61.65 %，平均值为39.89 %。上Bakken段页岩TOC为4.49 %～19.10 %，平均值为14.87 %，下Bakken段页岩TOC为1.90 %～29.50 %，平均值为14.98 %，中Bakken段储层TOC为0.17 %～0.77 %，平均值为0.46 %。根据热解参数T_max值计算Braaflat 11-11H井上、下巴肯段页岩的等效R_o在0.53 %～0.72 %，平均值为0.61 %^［1］。

Braaflat 11-11H井上、下 Bakken段页岩的OSI值在41～134 mg/g，平均值为66 mg/g，总体上具有随TOC增加而降低的趋势，但当TOC大于15 %时，基本趋于稳定（图6a，b）。中Bakken段OSI值远高于上、下Bakken段页岩，在402～793 mg/g，平均值为580 mg/g，并且，总体上具有随TOC增加而增加的趋势（图6c），表明有机质主要来源于原油的充注，其充注油量越多，TOC越高，OSI值也越高。

在S₁与TOC关系图上，中Bakken段与上、下Bakken段页岩不同，中Bakken段的S₁与TOC关系的斜率明显高于上、下Bakken页岩（图6d，e），也表明TOC主要来自于充注原油中的碳。中Bakken段页岩的PI值为0.73～0.84，平均为0.78，表明其有机质相对较轻，明显高于上、下Bakken段页岩。上、下Bakken页岩的PI值为0.03～0.33，平均值为0.13，并且具有随着TOC增加而降低的趋势，当TOC大于8 %时，PI逐渐趋于稳定值（图6f）。中Bakken段T_max值变化范围较大，在416～434 ℃，整体低于上、下Bakken段页岩（427～438 ℃），上、下Bakken段组页岩的T_max变化范围相对较小（图6g）。

总体上，从高TOC页岩至低TOC页岩再至中Bakken段贫有机质段，具有OSI和PI升高、T_max降低的变化趋势，并且OSI、PI和T_max具有协同的变化趋势（图6f—h）。表现出相对富有机质页岩中生成的油向相对贫有机质页岩、贫有机质中Bakken段中运移富集特点。贫有机质段和相对贫有机质页岩接受富集的原油后，OSI升高、PI（或S₁/S₂）较高、T_max较低，而相对富有机质页岩中的油部分排出后，则保持OSI值、PI值和T_max值相对稳定。因此根据OSI的正异常、PI（或S₁/S₂）的正异常及T_max的负异常可以作为页岩油富集的指示指标。

根据Jarvie的文献^［1］，Sanish和Parshall油田的上Bakken段富有机质页岩中油具有产出贡献，即具有可动性。由于页岩中的油均已满足了自身吸附^［1-2］，并且具有排烃能力，而TOC越高，表征游离油量的S₁也越高（图6d），富有机质页岩应更具有产出潜力。因此应以富有机质页岩相对稳定的OSI值评价页岩中油的整体可动性。OSI与TOC关系图中随TOC变化稳定段的OSI值约为65 mg/g，该稳定段页岩中油均具有可动性，因此本井的页岩油可动下限应低于65 mg/g。65 mg/g的OSI值可以作为同样地质条件的页岩中油可动性保守评价指标，而对应的PI值可动性指标则为0.12。

BYP5井位于济阳坳陷沾化凹陷的渤南洼陷，为一高产水平页岩油井，生产层位为古近系沙河街组沙三下亚段，其水平段长度1 059 m，峰值日产油85.67 t，日产气7.39×10⁴ m³，已累产油气当量4.02×10⁴ t（截至2023年11月12日），具有很好的产能条件。

该井沙三下亚段以富有机质纹层状/层状页岩为主，包括少量块状泥岩。黏矿物组成以碳酸盐矿物、陆源碎屑（石英和长石）和黏土矿物为主，含有少量的黄铁矿及石膏等其他矿物。整体上其碳酸盐含量最高，约占16.0 %～81.0 %，平均55.1 %，以方解石为主；陆源碎屑含量次之，约占13.0 %～48.0 %，平均24.5 %，以石英为主；黏土矿物含量约占4.0 %～45.0 %，平均17.8 %。总体上，BYP5井沙三下亚段页岩具有明显的富碳酸盐页岩的特征。生产井段的页岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ₁型，以Ⅰ型为主，R_o为1.10 %，处于生轻质油-凝析气阶段^{［18，20］}。

在钻井现场对新鲜的页岩岩屑、岩心样品进行TOC及热解测试，测试结果表明：BYP5沙三下亚页岩的OSI在32.2～212.5 mg/g，平均值为61.0 mg/g。实测点仅有3个数据点的OSI高于100 mg/g外，其余样品的OSI均低于100 mg/g（图7a）。

OSI较高的样品其TOC整体较低（<3 %），并且具有随着TOC降低而明显增加的趋势，表明其部分样品中包含着微运移调整来的原油，层内相对富有机质页岩中的部分原油微运移调整至相对贫有机质页岩，导致相对贫有有机质页岩具有异常高的OSI值（图7a）、异常高的PI值（图7b）和异常低的T_max值（图7c）。从数量上看，TOC大于3 %的页岩样品是该段页岩的主体，而作为主体的页岩的OSI均较低，并且随TOC变化而变化较小，趋于稳定数值，稳定段OSI平均值为48 mg/g。而S₁与TOC关系也表明，随着TOC的增加，S₁总体上明显增高（图7d），高TOC的样品具有更好的含油性及可动潜力，应该为页岩油产出的主要贡献者。因此，应将相对较高TOC样品相对稳定的OSI值用于评价该页岩段的可动性。据此认为，该井沙三下亚段的页岩油可动的OSI值下限应该低于50 mg/g。此数值远低于传统认为的OSI可动性界限值70～100 mg/g。

从页岩的T_max与PI关系（图7e）、PI与OSI关系（图7f）可以看出，T_max、PI和OSI的异常具有具有明显的相关性，可以以三者的数值异常现象判识页岩油的富集及可动性。PI与OSI具有明显的正相关性，因此，也可以用PI值判识页岩油可动性，保守估计，该井沙三下亚段PI大于0.15的页岩中的油应该具有可动性。BYP5沙三下亚段页岩原油为高成熟度富碳酸盐页岩中页岩油的一种典型，而OSI>50 mg/g，PI>0.15，可以作为高成熟度纹层/层状富碳酸盐页岩中油可动性评价的借鉴指标。

FYP1井位于济阳坳陷东营凹陷的博兴洼陷，为一高产水平页岩油井，生产层位为古近系沙河街组沙四上亚段，其水平段长度1 716 m，试油峰值日产油171 t，日产气14 491 m³，已累产油气当量2.19×10⁴ t（截至2023年11月12日），具有很好的页岩油产能条件。

FYP1井沙四上亚段主要为富有机质纹层状/层状页岩。取心段测试的页岩主要矿物矿物组成中，总体上碳酸盐含量最高，为16.0 %～89.0 %，平均值为62.2 %，以方解石为主；陆源碎屑含量次之，为6.0 %～68.0 %，平均值为22.1 %，以石英为主。黏土矿物含量最低为3.0 %～32.0 %，平均值为13.5 %；具有明显的富碳酸盐页岩的特征。页岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ₁型，以Ⅰ型为主，R_o为0.75 %，处于成熟生油窗内大量生油阶段。

FYP1井沙四上亚段页岩的OSI值分布范围为31～305 mg/g，平均值为114 mg/g。总体上，具有随着TOC增加而降低的趋势，OSI大于100 mg/g的页岩为有机质丰度相对较低（TOC<3 %）的页岩，对于TOC大于1 %的样品，其OSI值总体低于100 mg/g（图8a）。

页岩S₁整体上大于1 mg/g，并且与TOC无明显的相关性（TOC较低的页岩，也可具有较高的S₁值），表明页岩内发生了明显的油气的微运移调整，页岩整体含油（图8b）。PI与TOC关系及T_max与TOC关系，也表明了页岩内原油的富集及原油的微运移调整作用：相对富有机质页岩中油在生烃增压及油分子浓度差异作用下向相对贫有机质运移调整，相对贫有机质页岩接收相对富有机质页岩中的油后，表现出明显的OSI值正异常、PI正异常和T_max负异常，TOC越低，其异常越明显（图8c，d）。富有机质页岩中的油向相对贫有机质页岩微运移调整后，导致本身S₁值降低，并具有较低的OSI值。页岩内存在的明显的原油的微运移调整作用也表明：相对富有机质页岩中的油不仅满足了页岩本身吸附（包有机质及无机矿物的吸附），而且也应具有较好的可动潜力。因此，应以相对富有机质页岩的相对稳定OSI值来评价页岩油的可动潜力。本次以图8a中TOC大于1 %的样品相对稳定的OSI低值（OSI最低值的包络线）评价可动性，该值大约为50 mg/g。从该井的产能情况及地化分析资料推测，该井沙四上亚段OSI为50 mg/g的页岩即具有可动潜力。OSI大于50 mg/g可作为该区沙四上亚段富有有机质纹层/层状富碳酸盐页岩的可动性评价指标。

该井页岩的T_max、PI和OSI值的异常具有明显的相关性（图8e，f），可以根据三者的数值异常现象判识页岩油的富集及可动性。也可以用PI值判识页岩油可动性，保守估计，该区沙四上亚段PI大于0.15的页岩中的油应该具有可动性。

N55-X4井位于济阳坳陷东营凹陷的牛庄洼陷，本区域附近多口页岩油井生产，并获得高产油流，其中N55井直井压裂，压裂段长198 m，最高峰值日产油69.6 t。本次选取与油流井的同层段（沙四上亚段）页岩，以实测数据分析页岩油富集可动的地球化学参数异常现象（图9）。

本区邻近井同层位页岩测试的主要矿物组成中，总体上碳酸盐含量最高，为3.0 %～89.0 %，平均值为50.1 %；以方解石为主；陆源碎屑矿物含量次之，为5.0 %～56.0 %，平均值为26.0 %，以石英为主；黏土矿物含量为5.0 %～50.0 %，平均值为20.9 %。N55-X4井的页岩干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ₁型，以Ⅰ型为主，R_o平均为0.81 %，处于成熟生油窗内大量生油阶段。

N55-X4沙四上亚段页岩TOC在0.76 %～7.89 %之间，平均值为2.32 %。页岩的整体有机质丰度较高（TOC<1 %的仅有个1数据，占比低于0.1 %，TOC>2 %的样品占比大于55 %）。由于整个页岩段具有较好的生烃能力，缺少作为微运移调整油气主要受体的低有机质丰度页岩（TOC<1 %的贫有机页岩），因此油气的微运移调整作用主要发生于相对富有机质页岩内，富有机质页岩内的油以原地富集油为主。其表现为：OSI值整体较高，分布范围为57.4～267.7 mg/g，平均值为148.8 mg/g，大多数样品（占比81 %）的OSI值高于100 mg/g，并且OSI值随TOC变化的关系不明显，TOC较低和较高的样品均具有较高的OSI值（图9a）。总体上S₁值随TOC增加而升高，但TOC含量相近的页岩，S₁的最大值与最小值相差近2～3倍（图9b），也表明原地富集程度存在差异，孔隙或为裂缝（层间缝）发育的页岩，则富集程度较高^［2］。在相同的TOC情况下，油越富集，其PI值越高（图9c），T_max值越低（图9d）。在图9中低S₁或低OSI值的样品，其油一般为富有有机质页岩微运移调整后剩余的油，孔隙及裂缝发育程度较低，但其内部油不仅满足了自身的吸附，也具备了为其他附近页岩供烃能力，因此可以用此较低OSI值评价可动性的OSI下限条件，选取OSI与TOC关系图上，TOC大于1 %的样品的各个TOC区间段的最低值的平均值，作为页岩油富集可动性的OSI下限条件，该井页岩油富集可动性的OSI下限值约为75 mg/g。

该井页岩的T_max、PI和OSI的异常具有明显的相关性（图9e，f），可以以三者的数值异常现象判识页岩油的富集及可动性。也可以用PI值判识页岩油可动性，该区沙四上亚段PI大于0.20的页岩中的油应该具有可动性。

根据页岩油富集可动性的地球化学参数异常现象确定产油井页岩中油富集可动性OSI下限条件，结果表明：Williston盆地Bakken组页岩和济阳坳陷各井页岩中油可动的OSI下限存在一定的差异，Williston盆地Braaflat 11-11H井Bakken组页岩、济阳坳陷BYP5井沙三下亚段页岩、济阳坳陷FYP1井沙四上亚段页岩和济阳坳陷N55-X4井沙四上亚段页岩中油可动的OSI下限应分别低于65，50，50和75 mg/g，对应的PI依次为0.12，0.15，0.15和0.20。

影响页岩吸附能力和OSI下限值的因素主要包括，固体有机质丰度、干酪根特征^［6］、无机矿物组成及原油的性质等。BYP5具有较低的OSI下限值，可能与有机质热演化程度较高（R_o为1.10 %）、干酪根吸附能力减弱、油质相对较轻（进入轻质油-凝析气阶段）及碳酸盐含量较高（平均值为55.1 %）等因素有关^［18］。和Bakken组页岩相比，济阳坳陷三口井页岩的有机质丰度相对较低（BYP5井、FYP1井和 N55-X4井TOC平均值分别为4.24 %，2.43 %和2.32 %），因而其无机矿物对原油的吸附作用相对明显。Li等以页岩中分离的矿物对原油的吸附实验表明，无机矿物对原油的吸附能力差异较大：黏土矿物吸附和黄铁矿的吸附能力最高，分别为18.0 mg/g和10.0 mg/g；石英矿物次之，为3.0 mg/g；碳酸盐矿物吸附能力最低，为1.8 mg/g^［9］。BYP5井和FYP1井碳酸盐含量最高（平均值分别为55.1 %和62.2 %），黏土矿物含量较低（平均值分别为17.8 %和13.5 %），因此具有较低的可动性OSI下限值。而N55-X4井具有相对较低的碳酸盐含量（平均值为50.1 %），具有相对较高的黏土矿物含量（平均值为20.9 %），因此具有相对较高的富集可动性的OSI下限值。

威利斯顿盆地Braaflat 11-11H井上、下Bakken段页岩和济阳坳陷3口井页岩相比，其有机质丰度较高（上、下Bakken段页岩的TOC平均值分别为14.87 %和14.98 %），成熟度相对较低（R_o平均值为0.61 %），而页岩中滞留的烃类含量远远高于济阳坳陷沙河街组页岩（以热解S₁比较，S₁总体上远高于济阳坳陷3口井页岩，图6—图9），其固体有机质的总吸附能力远高于济阳坳陷3口井页岩，和有机质相比，无机矿物的吸附能力差异对总吸附量的影响相对较小。在经历了排烃作用之后，因为轻质组分更容易排出，因而页岩中滞留的重质组分更多，具有相对较高的S₂，相对较低的S₁，而以OSI评价吸附平衡值或可动性下限值时，必然导致较低的OSI吸附平衡值或可动性下限值。因此，Williston 盆地Sanish油田Bakken组页岩中油的可动性下限值要低于济阳坳陷N55-X4井页岩。

由矿物/页岩油抽提残渣+油/烷烃热解实验、二氯甲烷抽提前后热解参数对比实验结果可以确定，由于受热解方法限制，页岩中的滞留油除了部分进入热解S₁峰外，必然有一定量的油进入热解S₂峰，而OSI值的计算仅采用了热解S₁和TOC，未考虑进入热解S₂中的原油量。因此，其仅是评价页岩油可动性的经验参数^［21］，不能反应页岩中实际的吸附油量，也不能用以计算页岩中可动油量的多少，或评价页岩油的产能情况等。另外，OSI值或PI值达到某一数值可能是页岩油富集可动的必要条件，而不是富集可动的充分条件，在具体应用时还应综合考虑其他的绝对含油量表征参数^［22-23］。

矿物与原油混合的热解实验、页岩抽提残渣混油/烷烃热解实验结果表明，贫有机质岩石中富集的原油在常规热解曲线上具有产出温度范围较宽的特征，原油除了进入常规热解的S₁峰之外，还有较大部分进入常规热解曲线的S₂峰，S₁/S₂分布在0.74～1.14。此外，它还具有整体较高的OSI值、PI值（或S₁/S₂值）和较低的T_max值，得到的T_max值低于一般干酪根的热解T_max值。

济阳坳陷富油的F184井页岩的二氯甲烷抽提前、后页岩热解分析对比结果表明，页岩中富集的原油在常规热解曲线上较大部分进入S₂峰，油进入S₁峰的量要低于进入S₂峰的量，两者的比值为0.61～0.96。总体上，抽提前页岩的T_max值低于抽提后的T_max值，即原油富集会导致T_max值的低异常。计算F184井页岩中油的虚拟地化参数，具有较高的PI值（PI_pseu），较高的OSI值（OSI_pseu）和较低的T_max值。表明页岩内原油的富集（包括运移来原油和原地滞留富集的原油）自然会造成页岩样品具有较高的OSI值、较高的PI值和较低的T_max值。

利用已经证实发生过原油富集且可动性较好的美国Bakken组页岩和济阳坳陷古近系沙河街组沙三下亚段、沙四上亚段页岩实例，探讨原油富集可动对页岩地球化学参数的影响，证实原油富集会导致页岩具有较高的OSI值、较高的PI值（或S₁/S₂）值及较低T_max值，并且OSI值、PI值（或S₁/S₂）及T_max值之间具有协同变化的特征。因此，可以用OSI值或PI值，来评价页岩油的富集可动性。

原油微运移调整富集后，页岩中贫有机质部分比富有机质页岩具有更高的OSI和PI值。以相对富有机质页岩中相对稳定的OSI值评价，则威利斯顿盆地Braaflat 11-11H井Bakken组页岩、济阳坳陷BYP5井沙三下亚段页岩、济阳坳陷FYP1井沙四上亚段页岩和济阳坳陷N55-X4井沙四上亚段页岩中油可动的OSI下限应分别低于65，50，50和75 mg/g，对应的PI依次为0.12，0.15，0.15和0.20。不同页岩中油可动下限差异可能与页岩岩性和原油性质有关。由于富有机质页岩中游离油含量较高，应该在明确可动油OSI和PI下限值的基础上，综合考虑富有机质页岩层段的整体富集可动性。

OSI值的计算仅采用了热解S₁值和TOC参数，未考虑进入热解S₂参数中的原油量，其仅是评价页岩油可动性的经验参数。OSI可以评价页岩油的可动潜力，不能用以计算页岩中可可动油量的多少，或评价页岩油的产能情况。另外，OSI值或PI值达到某一数值可能是页岩油富集可动的必要条件，而不是富集可动的充分条件，在具体应用时还应综合考虑其他的绝对含油量表征参数。