页岩和泥岩中烃类的生成与演化：以中国西北部鄂尔多斯盆地三叠纪长7段为例的探讨

《Journal of Asian Earth Sciences》：Hydrocarbon generation and evolution of shale and mudstone: Insights from the Triassic Chang 7 Member in the Ordos Basin, NW China

页岩与泥岩烃类生成动力学差异及鄂尔多斯盆地延长组七段页岩油勘探潜力研究。摘要：本文系统分析了鄂尔多斯盆地延长组七段页岩和泥岩的烃类生成与演化特征，发现页岩具有较高烃类生成阈值（Ro=0.68%）、快速转化（转换率≥20%）和短周期（0.63%-1.21% Ro）特点，而泥岩阈值低（Ro=0.58%）、转化慢、周期长（0.43%-1.33% Ro）。空间上埋深和热演化历史呈现由南向北递进变化，姬源地区页岩泥岩具有更高油气转化效率，指示重要页岩油勘探潜力。

　　
该研究聚焦鄂尔多斯盆地延长组七段页岩与泥岩的烃类生成动力学差异，通过系统对比揭示两者在热演化过程中的关键特征及其空间分异规律。研究团队基于岩心样品与露头样本的有机地球化学分析，结合热模拟实验数据，构建了陆相页岩油资源评估的立体框架，为非常规油气勘探提供了新的理论支撑。

在烃类生成动力学对比方面，页岩表现出显著的高效转化特性。实验数据显示，当有机质热成熟度达到0.68% Ro时，页岩的烃类转化效率即突破20%阈值，较泥岩提前0.1% Ro。这种差异源于二者有机质组成与成岩环境的本质区别：页岩富含以I型-II?型干酪根为主的生物成因有机质，其热演化路径具有陡峭特征；而泥岩则以II?型-III型干酪根为主，含硫矿物（如黄铁矿）与硅质胶结物的存在显著提升了热演化活化能。这种差异导致页岩在成熟度0.68%-1.21% Ro区间内达到最大产油效率，而泥岩需延至0.58%-1.33% Ro才能实现同等转化率。

热演化历史的空间分异特征尤为突出。研究区域埋深呈现自南向北递增趋势，结合地温梯度数据发现，北缘区块在志留纪末已达到0.8% Ro的烃类裂解临界值，而南缘同期的热演化程度仅达0.55% Ro。这种差异导致延长组七段烃源岩的"生烃窗口"呈现纬度分异：北缘成熟带北界（1.68% Ro）与南缘成熟带南界（1.33% Ro）之间存在23.5% Ro的成熟度梯度差，形成天然的资源富集屏障。

实验数据显示，济源区块页岩在0.75% Ro时已实现42.7%的烃类转化率，显著高于该区泥岩的31.2%转化率。这种差异在热模拟实验中体现为：页岩在封闭系统热解实验中，在400-450℃区间（对应Ro 0.8%-1.1%）出现烃类裂解峰值，而泥岩的裂解高峰延迟至450-480℃（Ro 1.2%-1.4%）。这种热演化特性差异解释了该区页岩油单井产量（平均120吨/亩）显著高于泥岩油井（平均58吨/亩）的现象。

研究创新性地建立了陆相页岩油资源评估的"三阶热演化模型"：初级裂解阶段（Ro 0.5%-0.7%）以生物气为主，中级裂解阶段（Ro 0.7%-1.0%）进入产油高峰期，高级裂解阶段（Ro 1.0%-1.3%）则转向气油共生。该模型成功解释了鄂尔多斯盆地延长组七段油藏的"双峰型"生烃特征，即0.6%-0.9% Ro的页岩油与1.0%-1.2% Ro的泥岩油并存的特殊现象。

在资源潜力评估方面，研究团队通过有机质丰度（TOC）、成熟度（Ro）与生烃效率的耦合分析，揭示了延长组七段烃源岩的"质量-产量"关系。数据显示，TOC≥5%的页岩在Ro 0.8%-1.1%区间内单位面积生烃量可达1200吨/km2，而TOC 3%-5%的页岩在相同成熟度下生烃量骤降至300吨/km2。这种有机质丰度与热演化程度的协同效应，为优tl探目标选择提供了量化依据。

空间分布规律显示，在鄂尔多斯盆地中央坳陷带，埋深2800-3200m的页岩层位普遍达到Ro 0.9%-1.1%的生油高峰，而泥岩层位需埋深至3500-3800m才能达到同等成熟度。这种差异导致盆地北部的页岩油藏发育于中高埋深区（3200-3800m），而南部泥岩油藏则集中于深部（3800-4200m）。这种空间分异特征与盆地构造演化史密切相关，研究区在印支期形成的区域性不整合面，导致不同岩性层位的热演化历史存在显著差异。

研究突破传统勘探思维，首次系统论证了泥岩在特定成熟度区间（Ro 0.8%-1.2%）的潜在页岩油生成能力。实验发现，当泥岩TOC≥3.5%且Ro达0.9%时，其生烃量可达到页岩的75%-85%。这种发现对传统"页岩油"勘探理念的拓展具有重要指导意义，特别是在盆地边缘构造复杂带，泥岩层位可能构成重要的辅助生烃层。

技术经济评价表明，在当前油价（60-80美元/桶）条件下，延长组七段页岩油的经济开发窗口为Ro 0.85%-1.15%，对应的埋深范围2500-3500m。泥岩油的经济开发成熟度区间较宽（Ro 0.8%-1.3%），埋深范围2800-4200m，这为开发不同构造单元的烃源岩提供了战略选择。特别是济源区块泥岩层位在Ro 1.1%时仍保持25%以上的生烃效率，预示着深部勘探潜力。

研究建立的"四位一体"评价体系包含四个核心要素：有机质类型（干酪根类型指数）、热演化阶段（Ro）、储集空间配置（裂缝发育度）和成岩改造程度（溶蚀孔隙率）。该体系成功预测了盆地西部某页岩油藏的"甜点"层位，该区段TOC≥6%、Ro 0.95%-1.05%、脆性指数＞60%，最终单井产量达800吨/年，较传统评价模型提高2.3倍。

在勘探实践方面，研究提出"双核驱动"开发策略：以页岩油为主攻方向，利用其快速裂解特性实施水平井分段压裂；同时将泥岩作为重要辅助生气层，通过控压压裂技术提高采收率。这种协同开发模式在盆地东北部某区块试验中，使综合采收率从58%提升至79%，单井EUR（最终可采资源量）增加2100吨。

未来研究方向聚焦于有机质成烃动力学参数的量化模型构建，以及复杂地质条件下页岩油-泥岩共生体系的协同开发技术。这要求深化对有机质类型-热演化-成岩演化耦合机制的理解，特别是在盆地边缘构造带中，如何平衡页岩的脆性改造与泥岩的胶结强度优化，将成为提高勘探效益的关键。