(1)泥页岩油的含义
泥页岩油是指储存于富有机质、纳米级孔径为主泥页岩地层中的石油。泥页岩既是石油的烃源岩，又是石油的储集岩。泥页岩油以吸附态和游离态形式存在，一般油质较轻，黏度较低。主要储集于纳米级孔喉和裂缝系统中，多沿片状层理面或与其平行的微裂缝分布。富有机质泥页岩一般在盆地中心大面积连续聚集，整体普遍含油，资源规模大页岩油“核心区”评价的关键包括储集空间分布、储集层脆性指数、泥页岩油黏度、地层能量和富有机质页岩规模等。页岩气的成功开采为页岩油开采提供了技术参考，水平井体压裂、重复压裂等“人造渗透率”改造技术，是实现泥页岩油有效开发的关键技术。泥页岩油资源中，凝析油或轻质油可能是实现工业开采的主要类型。凝析油和轻质油分子直径为0.5～0.9nm，理论上讲，其在地下高温高压下页岩纳米级孔喉中更易十流动和开采。
(2)泥页岩油分布区基本特征
泥页岩油在聚集机理、储集空间、流体特征，分布特征等方面与源储分离的常规石油和近源聚集的致密岩油具有明显差异(表4.18)，但与泥页岩气则有更多相似之处。有利页岩油分布区主要有以下特征。
表4.18 泥页岩油主要地质参数统计表
续表
A.源储一体，滞留聚集
泥页岩油是典型的源储一体、滞留聚集、连续分布的石油聚集富有机质泥页岩既是生油层，也是储集层。与泥页岩气不同，页岩油主要形成于有机质演化的液态烃生成阶段。在富有机质泥页岩持续生油阶段，石油在泥页岩储集层中滞留聚集，只有在泥页岩储集层自身饱和后才向外溢散或运移。因此，处在液态烃生成阶段的富有机质泥页岩均可能聚集泥页岩油。目前在北美海相地层和中国陆相地层中已有泥页岩裂缝油出现，但未见基岩页岩油发现的报道。
B.富有机质，成熟度较高
富含有机质是泥页岩富含石油的基础，高产富集泥页岩油层TOC值一般大于2%，RO值一般为0.7%～2.0%，形成轻质油和凝析油。有利于开采。
C.发育纳米级孔喉、裂缝系统
一般泥页岩发育毫米—厘米级纹层。泥页岩油储集层中广泛发育纳米级孔喉，孔径主要为50～300nm，局部发育微米级孔隙，孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔、晶间孔等，微裂缝在泥页岩油储集层中也非常发育，类型多样，以未充填的水平层理缝为主，干缩缝次之，近断裂带处发育直立或斜交的构造缝。大部分泥页岩发育较好的片状结构，有黏土矿物片状结构、碳酸盐片状结构、有机质片状结构、黄铁矿等多种类型，泥页岩油广泛赋存于这些片状层理面或与其平行的微裂缝中。
D.储集层脆性指数较高
脆性矿物含量是影响泥页岩微裂缝发育程度、含油性、压裂改造方式的重要因素、页岩中高岭石、蒙脱石、水云母等黏土矿物含量越低，石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝，利于泥页岩油开采。中国湖相富有机质泥页岩脆性矿物含量总体较高，可达40%以上，如鄂尔多斯盆地延长组长7段湖相页岩石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量平均达41%，黏土矿物含量低于50%，长72亚段和长73亚段泥页岩中黄铁矿的含量较高，平均为9.0%。
E.地层压力大、油质轻
泥页岩油富集区位于已大规模生油的成熟富有机质泥页岩地层中，一般地层能量较高，压力系数可达1.2～2.0，也有少量低压地层，如鄂尔多斯盆地延长组压力系数仅为0.7～0.9；油质一般较轻，原油密度为0.70～0.5g/cm3，黏度为0.7～20.0mPa·s。高气油比，在纳米级孔喉储集系统中更易于流动和开采。
F.大面积连续分布，资源潜力大
泥页岩油分布不受构造控制，无明显圈闭界限，含油范围受生油窗富有机质泥页岩分布控制，大面积连续分布于盆地坳陷或斜坡区。泥页岩生成的石油较多地滞留于泥页岩中，一般占总生油量的20%～50%，资源潜力较大。如鄂尔多斯盆地中生界长7段页岩中富集页岩油层段(集中分布于长72下段和长73大部)初步估算泥页岩油可采资源量达10×108～15×108t北美海相泥页岩分布面积大、厚度稳定、有机质丰度高、成熟度较高，有利于轻质和凝析泥页岩油的生成。
(3)富有机质泥页岩沉积模式
泥页岩可形成于海相、海陆过渡棚和陆相沉积环境中，富有机质黑色页岩的形成需具备两个重要条件：高生产力，丰富的有机质供给：有利于沉积有机质保存、聚积与转化的条件。
富有机质黑色页岩的沉积模式主要有4种：海(湖)侵模式、水体分层模式、门槛模式和洋流上涌模式。在陆相湖盆内，只发育湖侵、水体分层和门槛3种模式。湖侵模式是指相对湖平面上升，导致深水区形成大面积缺氧环境，有机质得以埋藏、保存而形成黑色页岩(密集段)，在坳陷湖盆的展布规模一般较大(图4.15a)。水体分层模式是指在温度、盐度或其他差异作用下，汇水盆地上下水体循环受阻，导致局部低洼滞水区形成缺氧环境，形成富有机质黑色页岩，水体分层是富有机质页岩形成的最主要形式、门槛沉积模式分为高门槛和低门槛两种，这主要是针对水体深度面作的区分。高门槛模式是指在断陷湖盆(图4.15b)和前陆湖盆(图4.15c)等深水湖盆内，由于受“门槛”阻挡，外源水体无法影响盆地深部水体，进而水体分层形成缺氧环境，发育黑色页岩。门槛模式则是指在水体很浅的滞水区内(如沼泽)，由于生物分解大量耗氧，导致水体呈还原环境，进而保存高等植物有机质形成煤系页岩的沉积模式，门槛模式的最大特征是无水体分层。
湖平面周期性的波动过程中，水体深度和沉积物输入速率具有周期性变化的特征，导致沉积剖面上有机碳总量规律变化。层序边界处水体较浅，沉积物堆积速度快且氧化作用活跃，剖面上往往出现有机碳总量最小值。在最大湖泛面附近，沉积物供应速度慢，为欠补偿沉积段，有机质相对富集，常出现有机碳总量最大值，即密集段是层序中最有利的富有机质页岩层段，但并非所有湖盆的最大湖泛面附近皆可形密集段。陆相湖盆由于盆地类型和演化阶段不同，加之湖盆面积小、多物源、湖平面变化等因素，富有机质页岩在层序内的纵向分布较为复杂，中国东部断陷湖盆密集分布于高位体系域下部，也可分布于湖侵体系域；中西部盆地主要分布于湖侵体系域。中国陆相优质油源岩常与凝灰岩共生，如鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地青山口组一段、渤海湾盆地沙河街组三段和四段、准噶尔盆地平地泉组、三塘湖盆地芦草沟组等，均广泛发育薄层—纹层状凝灰岩，常见颜色为浅灰色、浅黄色、紫红色等，单层厚度一般为10～100mm，最厚可达数米。凝灰岩可能主要来自火山喷发，具有序纹层结构、大气降落等明显沉积特征，同期活跃的区域构造活动可能是页岩沉积期最大湖泛的主要动力因素，同期频繁的火山喷发、湖底热等活动，共同促进了富氧有机质页岩的大规模形成。
图4.15 陆相湖盆黑色页岩沉积模式图
中国陆相富有机质黑色页岩类型多，时代跨度大，分布范围广，为页岩油气形成提供了良好的物质基础。湖相富有机质黑色页岩形成于二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪、古近纪和新近纪的陆相裂谷盆地坳陷盆地：二叠系湖相富有机质黑色页岩发育在准噶尔盆地，分布于准噶尔盆地西部—南部坳陷，包括风城组、夏子街组、乌尔禾组3套泥页岩。三叠系湖相页岩发育在鄂尔多斯盆地，其中长7段、长9段页岩最好，分布于盆地中南部，侏罗系在中西部地区为大范围含煤建造，但在四川盆地为内陆浅湖—半深湖相沉积，中-下侏罗统发育自流井组页岩，在川中、川北和川东地区广泛分布。白垩系湖相页岩发育在松辽盆地，包括下白垩统青山口组、嫩江组、沙河子组和营城组页岩，在全盆地分布。古近系湖相页岩在渤海湾盆地广泛发育，以沙河街组一段、三段、四段为主，分布于渤海湾盆地各凹陷，黄骅和济阳坳陷还发育孔店组页岩。湖相富有机质黑色页岩为中国陆上松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等大型产油区的主力油源岩。
(4)泥页岩油母质类型与地球化学特征
中同陆相富氢有机质页岩主要发育在半深湖—深湖相沉积环境，以Ⅰ型和ⅡA型干酷根为主，易于生油；泥页岩成熟度普遍较高，RO值一般为0.7%～2.0%，处于生偏轻质石油阶段；页岩有机质丰度较高，总有机碳含量一般在2.0%以上，最高可达40%；形成商业性页岩油气的有效页岩厚度一般大于10m；沉积有机质的划分可有效确定富有机质泥页岩的分布。
泥页岩内赋存的烃类包括气态烃、轻质油气3部分，用S1值(游离烃含量)、氯仿沥青“A”含量和TOC值衡量页岩油含量时，结果有一定差异。S1值无法反映原油中重质部分的含量，氯仿沥青“A”含量不能反映C14烃类的含量，二者的观测值均低于实际残留油量，且受成熟度影响大，在度量泥页岩油含量时需进行必要的校正；TOC值相对稳定，并与S1和氯仿沥青“A”有较好的相对关系，可用于泥页岩含油量评价。如鄂尔多斯盆地中生界长7段页岩 S1值、氯仿沥青“A”含量与TOC值呈很好的正相关关系。还有其他一些指标也可用于页岩油含量的度量，如黄铁矿含量常与泥页岩油含量正相关。
陆相泥页岩层系油源岩中，纹层状泥页岩与块状泥岩在各种地球化学指标上差异较大，以鄂尔多斯盆地长7段为例，大量测试分析显示(表4.21)，长7段页岩有机质丰度和生烃潜力远大于泥岩。泥页岩生烃潜力是泥岩的5～8倍。长7段黑色页岩TOC值平均高达18.50%，约是泥岩的5倍：泥页岩S1值平均为5.24mg/g，是泥岩的5倍以上；页岩的S2值(热解烃含量)平均为58.63mg/g，为泥岩的8倍多；而且泥页岩的氢指数、有效碳、降解率等参数均大于泥岩。富有机质泥页岩不但是长7段最主要的生油岩，也是泥页岩油主要的储集岩。
表4.21 鄂尔多斯盆地长7段页岩与泥岩地球化学参数
(5)泥页岩油聚集空间类型与纳米级孔演化模式
近年来，国内外学者尝试使用高精度设备开展了大量泥页岩微孔隙和微裂缝表征方面的工作。利用氩离子切割、双离子束激光切割等制样设备，3DX射线微米CT和纳米CT、场发射扫描电镜、环境扫描电镜、原子力显微镜、透射电子显微镜等高分辨率观测设备，结合能谱、二次电子和背散射图像，实现了泥页岩内部孔隙和矿物成分三维石布图像重构。邹才能等利用场发射扫描电镜和纳米CT扫描重构了四川盆地海相泥页岩的孔隙结构，在中国含油气储集层中首次发现了纳米级孔喉系统。
泥页岩是指由粒径小于0.0039mm的碎屑、黏土、有机质等组成具页状或薄片状层理、容易碎裂的一类细粒沉积岩，常见的页岩类型有黑色页岩、碳质页岩、硅质页岩、铁质页岩、钙质页岩等。页岩矿物成分复杂，碎屑矿物包括石英、长石、方解石等。含量一般超过40%；黏土矿物有蒙脱石、伊蒙混层、伊利石、高岭石等；黄铁矿单体或集合体常与干酪根有机质共生。页岩层理结构十分发育，发育碳酸盐—石英—长石—黏土矿物—有机质—黄铁矿“三元”结构(图4.16)或黏土矿物—有机质—黄铁矿、碳酸盐—石英—长石—有机质—黄铁矿“二元”结构，不同矿物组成、岩性组合常相互叠合、共生分布。
中国富有机质黑色泥页岩储集空间包括微米级孔隙、纳米级孔喉和微裂缝，以纳米级孔喉为主，微米级孔隙和微裂缝次之。纳米级孔喉主要为黏土矿物晶间孔、自生石英粒间孔.晶间孔、长石粒间孔、碳酸盐晶间孔、黄铁矿晶间孔等，孔径一般为小于500nm，局部发育微米级孔隙(图4.16c-d)。黏土矿物主要为伊蒙混层矿物、伊利石和绿泥石(图4.16e、f)，晶间孔以片状为主，绝大多数为纳米级孔喉。白云石、方解石、菱铁矿等矿物，以及石英、钾长石、斜长石等碎屑矿物在页岩中也非常发育，常呈纹层状与黏土矿物相互叠合分布(图4.16c)。黄铁矿呈草莓状集合体分散或团簇或沿裂缝呈长条形产出，晶形完好，发育纳米级晶间孔，常与有机质伴生叠置(图4.16c-d)；泥页岩油储集层中，有机质演化程度相对较低，尚未达到生气窗，有机质内纳米级孔隙的贡献有限，如鄂尔多斯盆地长7段泥页岩内有机质孔多为狭长缝状，发育于有机质与基质边界，孔隙宽50～200 nm(图4.16h)；微裂缝按成因可分为成岩微裂缝和构造微裂缝两类：前者主要为纹层间微裂缝(图4.16a)在不同成分纹层间均有发育，微裂缝较窄，宽度一般在1～10μm，易于顺层延续；后者主要为斜交微裂缝(图4.16b)，缝面较平直，常见纹层错断，缝内常充填自生碳酸盐、黄铁矿等。
据泥页岩成岩物理模拟实验、纳米级孔喉定量分析等研究，中国湖相富有机质泥页岩(Ⅰ型干酪根)孔隙演化模式实验发现，大孔(孔径大于50nm)、中孔(孔径为2～50nm)和微孔(孔径小于2nm)的比孔容随温度增加呈现不同的变化趋势。大孔的比孔容随模拟实验温度和压力增加先增加后降低，微孔和中孔的比孔容先降低后增加。整个生排烃过程残留烃的含量是变化的，即随温度增加先增加后减小，在约 350℃时达到最大(150mg/g)，这与前人研究提出的残留烃存在一个门限值(100mg/g)的观点不同。
实际上，泥页岩有机质类型、残留烃排烃方式、排烃压力等均可能对排烃产生一定影响，尚需深入研究。
(6)泥页岩油的形成机制
页岩在不同成熟阶段产出油气的机制不同。未成熟有机质泥页岩可形成“人造油”，成熟有机质泥页岩地下形成泥页岩油，高过成熟有机质泥页岩形成页岩气，可分别称为成熟“人工”页岩油、成熟泥页岩油、高熟泥页岩气(图4.17)。
图4.16 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩微观照片
图4.17 泥页岩层系油气聚集模式
尽管泥页岩生成烃类已被公认，但对泥页岩内残留烃量和滞留机理却存在不同认识。多数学者认为泥页岩中烃类的释放和排出包括两个过程：烃类从干酪根中热演化生成释放过程和生成烃类在泥页岩内部的初次运移，而对于这两个过程哪个是关键至今还存在很大分歧。有学者认为干酪根中烃类释放是关键，液态烃释放受干酪根吸附和烃类在干酪根网络中的散作用控制；还有学者认为烃源岩的岩性组合、有效运移通道、烃源岩内压力分布以及微裂缝发育程度等因素起控制作用。泥页岩内滞留油气取决于干酪根的化学性质和生成油气的体积与组成，而油气的体积与组成又取决于干酪根的性质和二次裂解反应。泥页岩中烃类滞留机理不仅决定烃类在泥页岩中的残留数量和排烃数量，还控制了滞留烃类二次裂解形成泥页岩气的潜力。很多学者对泥页岩内烃类滞留机理进行了探讨，比较有代表性的理论包括干酪根吸附机理、聚合物溶解机理、排烃门限理论等，这些理论在一定程度上解释了干酪根性质对油气滞留的影响，对油气排烃过程产生的分馏效应也作了一定解释，但均存在一定局限性。
依据泥页岩矿物组成、有机碳和残留烃相关分析，结合场发射和环境扫描电镜下泥页岩孔隙和含油性观察，提出了泥页岩内部页岩油滞留聚集模式(图4.18)。残留液态烃主要以吸附态存在于有机质内部和表面，以吸附态和游离态存在于黄铁矿晶间孔内。同时，受泥页岩纳米孔喉连通程度、穿越孔喉的效应，源岩内部压差等限制，部分烃类滞留在泥页岩孔喉系统内，伴生气溶解在烃类中呈液态。由于黏土、石英、长石、白云石、方解石等矿物颗粒表面束缚水膜的存在，矿物基质纳米级孔喉中的液态烃主要呈游离态赋存，其次为吸附态。残留液态烃在微裂缝中主要以游离态形式存在。
(7)泥页岩油藏主要类型及其分布特征
东部断陷盆地特有的构造、沉积背景决定其发育多种类型的泥页岩油藏高频振荡导致泥—砂、盐—碳酸盐岩—泥—砂高频交互，有利于致密砂、泥页岩夹薄砂型、泥页岩夹碳酸盐岩型油藏的形成；苏北、江汉盆地及东濮凹陷呈现出复杂断块型，在构造复杂带裂缝发育，有利于形成泥页岩裂缝型油藏；江汉盆地、东濮凹陷盐岩广泛分布、有利优质烃源岩的发育和超压形成，盐间及盐—泥—砂相变带导致多种类型泥页岩油藏的形成。
图4.18 泥页岩油滞留聚集模式
东部断陷盆地发育3大类页岩油藏(表4.22)，不同类型泥页岩油藏在沉积相带、岩性组合、烃源条件、储集空间类型等方面具有各自不同的特征。盐间、高压裂缝型、泥页岩夹脆性层型是较有利的页岩油藏类型。
A.盐间型
储集空间以泥岩、白云岩裂缝为主。赋存于盐间泥页岩系统，发育于盐湖盆地，大量油气滞留在盐岩夹持的泥页岩中，裂缝发育。
B.泥页岩夹脆性层(薄砂层、白云岩层、灰岩层)型
储集空间以脆性夹层及页岩基质孔隙为主。泥页岩与薄砂层、灰岩和泥灰岩互层或夹层，往往发育于高频振荡期，前三角洲—半深湖相之间过渡区。
C.纯泥页岩型
储集空间以泥页岩裂缝为主，最常见平行或斜交层理的两类裂缝，平行层理裂缝在泥页岩中广泛发育，斜交层理裂缝往往发育于断裂发育区。
东部断陷盆地发育有盐和无盐两类湖盆，受沉积相控制，从凹陷边缘物源区(砂岩发育区)向湖中心沉积岩性在纵向上有序变化，有盐湖盆的沉积序列为常规砂岩—致密砂岩—页岩夹砂—云质泥岩—盐岩；无盐湖盆的沉积序列为常规砂岩—致密砂岩—页岩夹砂岩—泥岩—泥页岩+碳酸盐岩；受沉积相控制，湖中心区形成盐间高压泥页岩裂缝油藏、盐间高压泥页岩央薄砂岩裂缝型、盐间白云岩裂缝型、纯泥页岩型油藏，盐和常规砂岩过渡区发育泥岩夹页岩与薄砂岩、灰岩互层型、云质泥岩夹白云岩型油藏。
(8)泥页岩油资源量预测、评价与核心技术
泥页岩气的成功勘探开发，表明泥页岩不仅可作为烃源岩和盖层，还可成为储集层。但对于能否在页岩孔隙中寻找到页岩油，国内外尚未形成共识。目前世界上形成工业产量的页岩油绝大多数产自裂缝性泥页岩，真正的泥岩或页岩中尚无形成规模产量的报道。按照现有的生排烃理论，烃源岩生成的石油大约20%～50%会滞留下来，泥页岩油的资源潜力可能会远远超过致密岩油。
表4.22 东部断陷盆地古近系泥页岩油藏类型
中国泥页岩油勘探刚刚起步，缺少相应的产能数据，常用体积法进行地质资源量计算，即：
Q＝Shρq (1)
式中：Q为泥页岩油资源量.t；S 为泥页岩有效面积，m2；h 为页岩有效厚度，m；ρ为页岩密度，103kg/m3；q为单位质量页岩总含油率，%，一般用氯仿沥青“A”含量或热解液态烃含量S1进行计算。
根据公式估算中国主要盆地可采泥页岩油资源量大约为30×108～60×108t，目前这还只是一个参考数据和初步认识，未来资源量数据还会改变。
本节以鄂尔多斯盆地长7段为例进行了页岩油资源规模研究。长7段中下部发育的富有机质页岩是页油的主要富集层段，厚度较大，大面积分布，其中部长73 泥页岩累计厚度一般达10～18m，最厚可达25m中部长72泥页岩累计厚度一般为6～15m，最厚可达m。富集泥页岩油层段具有高有机碳、高黄铁矿含量S1、高氯仿沥青“A”含量和高自然伽马值的“五高特征，TOC＞2%、RO＞0.7%的泥页岩油富集有利区面积约为2×104km2(图4.19)，初步估算泥页岩油可采资源量达10×108～12×108t。
发展页岩油应加深资源认识，找准页岩油富集的有利核心区，把“核心区”作为资源评价的最终目标。岩油“核心区”评价取决于5项关键指标：①有机质含量大于2%、有机质成熟度为0.7%～2.0%，可保证页岩中有足够含油量；②脆性矿物含量大于40%，黏土矿物含量小于30%，方可保证容易压裂形成裂缝统，脆性矿物含量高也容易发育天然裂缝：③泥页岩为压系统，方可保证有较大的天然能量，更有利于石油采；④较低的原油黏度，凝析油或轻质油更有利于石油在页岩纳米级孔喉中的流动，可保证泥页岩油开采的经济效益；⑤含油泥页岩具有一定体积规模，可保证能进行工业化作业和经济开采。
泥页岩气开发为泥页岩油发展提供了技术路线图和经验。展望页岩油开发核心技术，应包括泥页岩油资源评价方法、富有机质段测井评价、富有机质段平面地震叠前预测、水平井体积压裂、改造“天然裂缝”、注入粗颗粒“人造储集层”、注气形成高气油比技术、微地震监测、纳米油气提高采收率、工厂化作业模式等。在泥页岩气技术发展的基础上，对泥页岩油攻关，有可能形成针对泥页岩油的关键技术实现泥页岩油开发的工业化突破。
图4.19 鄂尔多斯盆地三叠系长7段泥页岩油富集有利区分布
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