页岩油气相态演化规律与关键相边界识别：以沾化凹陷沙三段下亚段为例

本刊推荐：本研究聚焦渤海湾盆地沾化凹陷沙三段下亚段(Es3L)页岩油气相态演化，通过整合地质地球化学数据与气测录井指标，首次明确挥发油-凝析气(4230m)和凝析气-湿/干气(4550m)两相关键边界。研究揭示碳酸盐-碎屑混积相页岩在高热成熟度(Ro>2.2%)下的相态递变规律，为类似地质背景页岩系统产能预测和开发策略优化提供科学依据。

　　

Section snippets

Geological Setting

沾化凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷东北部，是由多期构造运动塑造的三级构造单元，东邻垦东隆起，西接义和庄隆起，南靠陈家庄隆起，北连埕北隆起（图1A-B）。该凹陷主要受北东向和北东东向伸展-走滑断裂控制，形成复式半地堑结构，古近系沉积厚度逾5000米。沙三段下亚段(Es₃^L)为主要研究层系，发育深湖-半深湖相富有机质页岩，埋深介于3800-4800米，热成熟度(Ro)从凹陷边缘的0.8%向中心递增至2.5%，构成完整的相态演化序列。

Data and methods

本研究数据源自沾化凹陷渤南洼陷Es₃^L层系，选取区内5口关键取心井（A-E井）进行对比分析。A、B井位于凹陷边缘埋深较浅，D井处于洼陷中心埋深最大。对代表性页岩岩心开展有机地球化学测试（Rock-Eval热解、碳同位素、镜质体反射率）、X射线衍射(XRD)矿物分析、气相色谱-质谱(GC-MS)烃类组成表征，并整合钻井现场气测录井数据（C₁-C₅烃组分、气油比GOR）建立相态判识模型。

Shale mineral composition and lithofacies

X射线衍射(XRD)分析显示样品在长英质-碳酸盐-粘土三元图中呈连续带状分布（图4），主要集中于碳酸盐与长英质端元之间，粘土矿物含量普遍低于15%，表明储层以碳酸盐-碎屑混积相为主导。高脆性矿物含量（石英+碳酸盐>70%）为压裂改造提供有利条件，而伊利石/蒙皂石混层比(I/S)随埋深增加指示成岩作用增强。

Phase Classification of Shale Oil and Gas

基于气测录井烃组分特征构建相态判识图版：挥发油相以C₂-C₅组分富集（占比>35%）、GOR<500 m³/m³为特征；凝析气相呈现C₁占比跃升（45-70%）、GOR介于500-3000 m³/m³的油气共存状态；湿/干气相(Ro>2.2%)以甲烷主导（C₁>90%）、GOR>3000 m³/m³。相边界深度通过GOR突变点与烃组分拐点交叉验证确定。

Conclusions

研究区页岩相态演化受热成熟度梯度控制，呈现系统性垂向分异：

(1) 凹陷边缘3800-4230m为挥发油相，原油密度0.78-0.82 g/cm³，含大量C₆⁺中间组分；

(2) 4230-4550m凝析气相发育临界态烃类，地下呈单一气相采出后反凝析；

(3) 4550m以下进入干气窗，原油裂解气占比超过85%，储层孔隙度因有机质石墨化降至2%以下。