Main controlling factors of shale oil enrichment in second member of Paleogene Funing Formation in Gaoyou Sag of Subei Basin
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摘要: 高邮凹陷古近系阜宁组二段是苏北盆地页岩油勘探的重点区带和层系，已部署实施的8口页岩油水平井的成功，证实其具有非常大的页岩油勘探潜力和良好的勘探前景。针对该层段页岩油井产能存在差异、富集主控因素认识不清楚等难点问题，综合利用岩心、测录井、分析测试数据和生产动态数据等资料，对阜二段地质特征和页岩油富集主控因素进行研究。高邮凹陷阜二段泥页岩以长英质—黏土质混积岩和长英质—灰质/白云质混积岩为主，有机质丰度中等，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；自下向上有机质类型由腐殖型向腐泥型逐渐转变，有机质丰度总体由低逐渐增高，具有较好的页岩油形成条件。综合岩相、生油性、含油性、储集性、可压性等多因素评价可知，高邮凹陷阜二段共发育Ⅴ-4~Ⅴ-9、Ⅳ-2~Ⅳ-7小层和Ⅱ~Ⅲ亚段三套勘探有利层段。阜二段页岩油富集具体表现为：①有利岩相组合是页岩油富集的物质基础，其中混积岩夹白云石条带是有利的源—储配置组合，页岩油产能高；②复杂的孔缝系统是页岩油富集的核心，层理缝和裂缝是页岩油流动的主要通道，有效沟通基质孔隙，提高页岩油导流能力；③较高的成熟度和良好的保存条件是页岩油高产稳产的关键，镜质体反射率(Ro)介于0.8%~0.9%时滞留油含量相对较高，远离长期活动性断层的井游离烃含量(S1)相对较高。Abstract: The second member of the Paleogene Funing Formation in the Gaoyou Sag is a key area for shale oil exploration within the Subei Basin. The successful implementation of eight horizontal shale oil wells evidences its significant potential and promising prospects of exploration. Addressing challenges such as variations in well productivity and unclear understanding of the main controlling factors of shale oil enrichment, this study utilized core data, logging data, analysis testing data, and production dynamics to investigate the geological characteristics and main controlling factors of shale oil enrichment in the second member of the Funing Formation. The results reveal that the mudstone and shale in this member predominantly consist of felsic-argillaceous mixed rocks and felsic-calcilutite/dolomitic mixed rocks, with moderate organic matter abundance and mainly TypeⅠand TypeⅡ1 organic matter. From bottom to top, the organic matter type gradually transitions from humus to sapropelic, with an overall increase in organic matter abundance, providing favorable conditions for shale oil formation. A comprehensive evaluation of lithofacies, oil generation potential, oil content, reservoir characteristics, and compressibility identified three favorable exploration layers in the second member of the Funing Formation: Ⅴ-4 to Ⅴ-9, Ⅳ-2 to Ⅳ-7, and Ⅱ to Ⅲ.Shale oil enrichment in the second member of the Funing Formation is characterized by the following factors: (1) Favorable lithofacies combinations, particularly mixed rocks interbedded with dolomite bands, form the material basis for shale oil enrichment, resulting in high shale oil productivity. (2) A complex pore and fracture system is central to shale oil enrichment, with laminar fractures and cracksserving as the main pathways for shale oil flow, effectively connecting matrix pores and enhancing shale oil conductivity. (3) Higher maturity and favorable preservation conditions are crucial for high and stable shale oil production, with vitrinite reflectance (Ro) between 0.8% and 0.9%, indicating relatively higher retained oil content. Wells located away from long-term active faults exhibit relatively higher free hydrocarbon (S1) content.
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页岩油是继页岩气之后又一新的资源接替领域[1-4]，目前已在北美二叠盆地(Permian Basin)、威利斯顿盆地(Williston Basin)等取得巨大成功[5-7]，在我国鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔和四川盆地等也取得重大勘探突破[8-16]。2021年以来，中国石化江苏油田在苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段(阜二段)相继部署实施页岩油水平井8口(图 1)，其中HY1HF井在阜二段Ⅴ亚段最高日产油29.7 t；H2CHF井在阜二段Ⅳ亚段最高日产油50.5 t，累产油气2.2×104 t；HY7HF井在阜二段Ⅳ亚段深层最高日产油气62.7 t，取得了苏北盆地阜二段页岩油勘探的重大突破。但目前区内不同区带、不同层段页岩油井产能存在差异，对页岩油富集高产主控因素尚不清楚。结合高邮凹陷阜二段页岩油井钻测录井、岩心测试和生产动态资料，分析页岩油形成条件和富集主控因素，以期为苏北盆地乃至中国东部陆相断陷盆地页岩油勘探开发提供有益参考。
图 1 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段页岩油有利区分布Figure 1. Distribution of favorable shale oil areas of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin1. 区域地质背景
高邮凹陷位于苏北盆地东台坳陷中部，面积2 670 km2，是苏北盆地最为重要的含油气凹陷之一。其南以真武断层、吴堡断层与苏南隆起和吴堡低凸起相邻，北以平缓的斜坡与柘垛低凸起相接，西以菱塘桥低凸起、柳堡低凸起与金湖凹陷相隔，东接白驹凹陷[17](图 1)，总体呈NE—SW走向。阜二段沉积时期，苏北盆地为湖相沉积，盆地持续下沉，水域逐渐扩大[18]；研究区内阜二段广泛发育一套厚约250~350 m的半深湖—深湖相暗色泥页岩，这套页岩沉积后经历了吴堡、真武、三垛、盐城等多期构造运动改造，特别是吴堡期断层和长期活动断层将连续稳定分布的阜二段页岩切割、错断，形成一系列NEE走向断块，断块长度多介于4~16 km，宽度介于0.5~4 km，面积普遍小于20 km2[19]。断块内页岩最小主应力方向与断块短轴方向一致，水平两向应力差较大(12.5 MPa)，地层压力系数为1.3~1.5，复杂的地质条件为页岩油勘探带来了挑战。
受物源体系和边界断层影响，高邮凹陷阜二段页岩厚度总体由西向东逐渐增厚，由南部深凹区向北部斜坡区减薄(图 1)。综合沉积旋回、电性和岩性特征等，将阜二段自下而上分为5个亚段，其中Ⅴ亚段和Ⅳ亚段厚度分别介于90~100 m和100~110 m，Ⅲ亚段—Ⅰ亚段厚度均在30~40 m；将Ⅲ~Ⅴ亚段进一步开展小层划分，共划分出21个小层(图 2)。
图 2 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段沉积古环境特征Figure 2. Sedimentary paleoenvironmental characteristics of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin2. 实验与方法
选取高邮凹陷钻遇阜二段取心井样品，包括HY1、H101和S85X井等(图 1)。分析测试包括HY1井X射线衍射定量分析277个样品，孔喉结构分析、扫描电镜观察、矿物成分定量分析及二维核磁共振3个样品；HY1井常规热解、冷冻热解和有机碳定量分析274个样品；H101井冷冻热解和有机碳定量分析87个样品；S85X井冷冻热解和有机碳定量分析62个样品。
泥页岩矿物组分数据由全岩X衍射分析仪测得，并利用QEMSCAN扫描获取不同岩石类型的矿物组成及其分布特征图像；孔隙度由不规则样品测得氦气孔隙度。全尺度孔喉结构是在二维核磁共振实验分析的基础上，联合氮气吸附实验和扫描电镜成像标定等开展表征。泥页岩微观剩余油分布特征通过激光扫描共聚焦显微镜开展观察。泥页岩烃产率曲线由苏北盆地盐城凹陷XY1井阜二段泥页岩样品通过生排烃模拟实验获取。以水平井H2CHF井为例，在对全井段岩石类型及其对应的含油性、生油性、储集性、可压性等分析的基础上，选取有利岩性组合段进行压裂，并在各压裂段加入不同类型的示踪剂，在后期排采过程中，通过对不同压裂段各类示踪剂的监测，得到各有利岩性组合段的产油贡献率曲线。
沉积岩中常微量元素可以指示水介质特征和沉积古环境变化，其中100×(MgO/Al2O3)指示古水深，Sr/Cu比值指示古气候，Sr/Ba比值指示古盐度，V/(V+Ni)比值指示氧化还原程度，Ba/Al比值指示古生产力[20-21]。选取57个样品进行主微量元素分析，用于研究阜二段纵向沉积环境演化规律。
3. 阜二段页岩油地质特征
3.1 沉积环境特征
苏北盆地阜二段形成于湖侵体系域，沉积古水深早浅晚深，古气候早干晚湿，古盐度早咸晚淡，古生产力早低晚高(图 2)，沉积环境周期性变化导致页岩特征和品质纵向差异较大。其中Ⅴ亚段沉积期，古气候干旱—半干旱频繁变化，营养输入、陆源输入、古生产力波动幅度较大，导致页岩品质变化较大，总有机碳含量介于0%~2.5%。在古气候相对温湿、古盐度降低、古水深和古生产力增大的环境下(图 2)，黏土矿物含量较高，发育优质页岩；而在强干旱气候条件下，营养输入有限，白云石较发育，页岩总有机碳含量普遍小于1%，品质较差。Ⅳ亚段古气候相对温湿，沉积水体整体较深，古生产力较高，其中Ⅳ-5~Ⅳ-7小层古气候相对湿润，古水深增大，古盐度降低，有机质相对富集；至Ⅳ-1小层沉积期，古盐度增加，水体变浅，古生产力降低，页岩品质变差。Ⅲ亚段和Ⅱ亚段沉积期，古气候更为湿润，水体进一步加深，营养充沛，有机质相对富集，总有机碳含量逐渐升高，最高可达4.0%。Ⅰ亚段沉积期，古气候整体湿润，水体最深、盐度最低，古生产力中等，ω(TOC)中等，平均为1.83%。
综上所述，沉积环境演化是引起阜二段页岩特征和品质纵向差异的主要原因，优质页岩主要形成于古气候相对温湿、古盐度相对降低、古水深相对增大的沉积环境中(图 2)。
3.2 烃源岩地球化学和储层特征
岩性特征：阜二段岩性复杂，矿物组分以石英、长石、方解石、白云石和黏土矿物为主，其中长英质矿物含量30%~60%，碳酸盐矿物含量15%~55%，黏土矿物含量15%~45%(图 3，图 4a)，具有明显的混积岩特征，且以长英质—黏土质混积岩和长英质—灰质/白云质混积岩为主。纵向上，自下向上页岩长英质矿物和白云石含量逐渐减少，黏土矿物含量逐渐增大(图 4a)。Ⅴ亚段~Ⅲ亚段以层状—纹层状结构为主(图 2)，单个纹层厚度0.3~1.5 mm，以极细粒粉砂质纹层、黏土质纹层及灰云质纹层为主；局部发育白云石条带和顺层方解石脉，白云石条带厚度一般为5~15 cm；纹层状页岩厚度累计占比可达80%(图 4b)；至Ⅱ亚段和Ⅰ亚段逐渐过渡为层状—块状，见少量生物碎屑定向分布。
图 3 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段综合柱状图Figure 3. Comprehensive histogram of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 4 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段各亚段页岩特征参数占比Figure 4. Proportion of shale characteristic parameters in each sub-member of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin源岩品质：高邮凹陷阜二段页岩有机质丰度中等，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，但纵向上源岩品质差异较大。自下而上，页岩有机质丰度由低变高、有机质类型由Ⅱ2型和Ⅲ型逐渐过渡为Ⅰ型和Ⅱ1型(图 3，图 4c)，其中Ⅴ亚段有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，有机碳含量相对较低，Ⅴ-10小层总有机碳含量平均为0.92%，游离烃含量(S1)平均为0.22 mg/g；Ⅴ-4~Ⅴ-9小层总有机碳含量平均为1.24%，S1平均为2.52 mg/g；Ⅴ-1~Ⅴ-3小层总有机碳含量平均为0.83%，S1平均为0.53 mg/g。Ⅳ亚段页岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主，部分Ⅱ2型，其中Ⅳ-8小层总有机碳含量平均为0.95%，S1平均为1.28 mg/g；Ⅳ-2~Ⅳ-7小层总有机碳含量平均为1.75%，S1平均为1.78 mg/g；Ⅳ-1小层总有机碳含量平均为1.50%，但S1平均仅为0.88 mg/g。Ⅲ亚段和Ⅱ亚段页岩有机质类型均以Ⅱ1型为主，部分Ⅰ型；有机质丰度最高，总有机碳含量平均为2.36%，S1平均达2.75 mg/g。Ⅰ亚段有机质类型以Ⅰ型为主，部分Ⅱ1型，总有机碳含量较高，平均为1.83%，但S1较低，平均仅为0.18 mg/g。此外，不同岩性生油性和含油性也存在差异，其中黏土质长英细粒岩总有机碳含量和S1最高，平均值分别为1.77%和3.07 mg/g；长英质—黏土质混积岩次之，平均值分别为1.42%和3.11 mg/g；再次为碳酸盐岩，平均值分别为1.44%和2.59 mg/g；长英质—灰质/白云质混积岩总有机碳含量和S1中等，平均值分别为1.07%和1.56 mg/g；长英细粒岩总有机碳含量和S1相对较低，平均值分别为0.86%和1.78 mg/g。
储层品质：高邮凹陷阜二段页岩物性差异较大，其中Ⅴ亚段和Ⅳ亚段孔隙度较高，均大于4.0%，最高可达6.29%；Ⅲ亚段和Ⅱ亚段孔隙度普遍大于3.0%，平均为3.42%；Ⅰ亚段物性最差，孔隙度平均仅为2.41%(图 3)。此外，不同岩性其储集物性和孔喉结构也存在差异，其中长英细粒岩、碳酸盐岩和长英质—灰质/白云质混积岩物性相对较高(表 1)。灰云质含量相对较高的碳酸盐岩和长英质—灰云质混积岩孔隙类型多样，孔径介于10~1 000 nm，多呈三峰态分布，主峰为100~500 nm。长英细粒岩和长英质—黏土质混积岩孔隙类型相对单一，孔径多呈单峰态分布，其中长英细粒岩主峰多位于100 nm附近；长英质—黏土质混积岩主峰多位于10 nm附近，以纳米级孔隙为主(图 5)。因此，就储层品质而言，灰云质含量较高的碳酸盐岩物性好，孔隙类型多样，孔喉半径较大，岩心中构造裂缝和溶蚀缝洞更为发育，储集条件更有利。
表 1 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段不同岩性泥页岩参数统计Table 1. Statistics of shale parameters of different lithology in second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin页岩岩性 ω(TOC)/% S1/(mg/g) Φ/% 长英质—灰质/白云质混积岩 1.07 1.56 5.30 长英质—黏土质混积岩 1.42 3.11 4.94 黏土质长英细粒岩 1.77 3.07 5.05 长英细粒岩 0.86 1.78 5.37 长英质碳酸盐岩 1.45 1.54 4.33 碳酸盐岩 1.44 2.59 5.17 
图 5 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段主要岩性组合储层特征对比Figure 5. Comparison of reservoir characteristics of main lithological association of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin综合页岩岩相、生油性、含油性、储集性、可压性等多因素评价高邮凹陷阜二段页岩油有利层段，对比可知，阜二段Ⅴ亚段~Ⅲ亚段各小层孔隙度和脆性矿物含量相差不大，本文将总有机碳含量大于1%且含油饱和度指数(OSI)大于100 mg/g的小层评价为Ⅰ类有利层，总有机碳含量小于1%或OSI小于100 mg/g的小层均评价为Ⅲ类有利层，二者之间为Ⅱ类有利层。综合评价结果显示(图 3)，阜二段泥页岩发育Ⅰ类、Ⅱ类共3套有利层，主要集中分布于Ⅴ-4~Ⅴ-9、Ⅳ-2~Ⅳ-7小层和Ⅱ~Ⅲ亚段，其中Ⅴ-4~Ⅴ-9有利层厚约65 m，Ⅳ-2~Ⅳ-7有利层厚约72 m，Ⅱ~Ⅲ亚段有利层厚约65 m。
4. 页岩油富集主控因素
4.1 有利岩性组合
高邮凹陷阜二段页岩以混积岩为主，局部发育厘米级白云石条带(碳酸盐岩)和粉砂岩条带(长英细粒岩)，形成混积岩、混积岩夹白云石条带、混积岩夹粉砂岩条带或纹层三种典型的岩性组合类型(图 5)，其中混积岩夹白云石条带组合源储配置有利，页岩油产能高。
4.1.1 混积岩夹白云石条带组合
该组合具有纹层发育、生油性和含油性好的特点，且孔隙类型多样，孔径主体介于100~1 000 nm，发育微米级孔隙，特别是白云石条带内剪切缝发育(图 5)，与基质孔共同形成多级孔、缝系统协同发育的储集空间，源储配置关系最有利。该类型组合水平井段压后排采含水率下降快、产油贡献率高。如H2CHF井第12段，开井放喷后含水率快速下降，第二阶段末含水率降至23%左右，第三阶段含水率最低降至9.2%，产油贡献率达9%(图 6a)。
图 6 苏北盆地高邮凹陷H2CHF井水平段排采过程中含水率变化曲线Figure 6. Water content variation curves during horizontal section drainage process of well H2CHF in Gaoyou Sag, Subei Basin4.1.2 混积岩
该类型生油性和含油性较好，但页岩裂缝发育程度低，孔隙类型单一，孔隙、喉道半径较小，储集性能较差。页岩孔隙类型以黄铁矿晶间孔与黏土矿物层片间孔为主，发育少量有机孔；CT扫描表明孔隙半径平均为40.7 nm，吼道半径平均为25 nm(图 5)；该类页岩水平井段压后返排过程中含水率下降慢，产油贡献率中等。如H2CHF井第15段，开井放喷后大部分时间含水率在50%以上，产油贡献率4.1%(图 6b)。
4.1.3 混积岩夹粉砂岩条带或纹层组合
该组合生油性和含油性较差，孔隙类型单一，孔隙喉道半径适中(图 5)。粉砂岩纹层面孔率3.48%，孔隙均以粒间孔为主，微米孔不发育，孔隙半径约27~76 nm，且60%以上小于50 nm；喉道半径约9~48 nm。该类型组合水平井段压后返排过程中产油贡献率较低。如H2CHF井第3段，在第一、三返排阶段含水率下降快，尤其第三阶段后期降至30%以下，产油贡献率3.9%(图 6c)。
综上所述，有利岩性组合是页岩油富集的物质基础，混积岩夹白云石条带组合最有利，纵向上主要发育于Ⅲ-1、Ⅳ-3、Ⅳ-5、Ⅳ-7和Ⅴ-7~Ⅴ-9小层，平面上主要发育于高邮凹陷中—内坡带。
4.2 复杂的孔缝系统
阜二段页岩储集空间类型多样，既发育基质孔隙，又发育层理缝和构造裂缝系统。基质孔包括碳酸盐岩晶间孔、粉砂岩纹层中长英质粒间孔、黏土矿物晶间孔和局部可见的有机孔，但不同岩性组合其孔喉结构存在差异，其中混积岩夹白云石条带组合基质孔类型更丰富，孔径主体介于10~1 000 nm，部分大于1 000 nm，呈多峰态分布；喉道半径主体介于5~30 nm(图 5)，有利于页岩油流动。
普通薄片和激光共聚焦显微镜观察表明，孔缝系统多含油，页岩油赋存介质复杂，其中层理缝和构造裂缝中页岩油更为富集，而且存在组分变化，反映层理缝和裂缝是页岩油流动的主要通道(图 7)，能够有效沟通基质孔隙，提高页岩油导流能力。
图 7 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段泥页岩激光共聚焦扫描图绿色为轻质组分，红色为重质组分。Figure 7. Laser confocal scanning images of shale of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin4.3 较高的热演化程度
实验分析表明，阜二段页岩成烃生物以耐盐藻类为主(图 8)，具有生烃转化率高、中成熟条件下含油性和可动性好等特点。生烃热模拟表明，阜二段页岩在镜质体反射率(Ro)介于0.8%~0.9%时滞留油含量最高(图 9)，且以游离油为主，游离油又以轻质油为主，占总游离油比例的45%~50%，表明成熟度影响页岩油富集，Ro在0.8%~0.9%时最为有利。
图 8 苏北盆地高邮凹陷HY1井阜二段结构藻显微荧光照片Figure 8. Microscopic fluorescence photo of algal structure in well HY1 of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 9 苏北盆地高邮凹陷XYx1井阜二段泥页岩烃产率曲线Figure 9. Shale hydrocarbon yield curves of well XYx1 of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin高邮凹陷阜二段页岩油探井取心测试资料分析表明，阜二段OSI平均都大于100 mg/g；而且随着成熟度增加，页岩OSI增大，气油比逐渐升高，油藏品质越来越好，页岩油的可流动性增强[22-23]。
4.4 良好的保存条件
高邮凹陷花庄地区阜一段沉积中晚期位于三角洲前缘亚相，粉砂岩发育，阜二段Ⅴ亚段靶窗底板泥岩厚度较薄，为17 m(图 3)。前人研究认为，厚层页岩边部总的绝对排烃效率可高达86%，在距砂泥岩界面14 m处页岩的排烃率为27%[24-26]，在距砂泥岩界面20 m处页岩的绝对排烃效率为0。由此可见，花庄地区阜二段Ⅴ亚段靶窗底板条件略有不足。
此外，花庄地区阜二段断层较为发育，部分断层在阜二段生排烃高峰期及其后仍有活动，垂向输导在阜三段和阜一段形成一定规模常规油气藏。前人研究认为，断层附近常规油藏和页岩油藏具有“互补性”[27]。花庄地区同一口井、同一亚段的断层、裂缝发育程度不同，游离烃含量(S1)存在明显分异性，其中远离断层的HY1井页岩中S1最高，早期活动断层附近的S85X井页岩中S1含量略有降低，而靠近长期活动断层的H101井页岩中S1明显偏低(图 10)，反映断层活动性和封闭性影响页岩油富集程度。分析认为，长期活动断层和断距大、活动性强的断层对页岩油保存有影响，开展断层保存条件定量评价研究是下一步工作重点。
图 10 苏北盆地高邮凹陷HY1井、S85X井、H101井游离烃含量与总有机碳含量关系Figure 10. Relationship between free hydrocarbon and TOC content in wells HY1, S85X, and H101 in Gaoyou Sag, Subei Basin基于上述认识，圈定高邮凹陷阜二段页岩油勘探有利区(图 1)，初步预测页岩油地质资源量7.56×108 t，指导部署实施页岩油水平井8口，目前单井最高日产油气62.7 t，最高累产油气1.9×104 t，取得高邮凹陷花庄地区阜二段Ⅳ亚段、Ⅴ亚段和Ⅳ亚段深层页岩油勘探突破，证实苏北盆地阜二段页岩油能够获得持续稳定的工业油流，具备良好的勘探前景，页岩油已成为江苏油田增储上产的重要领域[28-29]。
5. 结论
(1) 高邮凹陷阜二段页岩岩性复杂、非均质性强，自下向上页岩长英质矿物和白云石含量逐渐减少，黏土矿物含量逐渐增大，有机质类型由腐殖型向腐泥型逐渐转变，有机质丰度总体由低逐渐增高，具有较好的页岩油形成条件；其中Ⅴ-4~Ⅴ-9、Ⅳ-2~Ⅳ-7小层和Ⅱ~Ⅲ亚段为页岩油勘探的有利层。
(2) 沉积环境演化是导致阜二段页岩特征和品质纵向差异的主要原因，优质页岩主要形成于古气候相对温湿、古盐度相对降低、古水深相对增大的沉积环境中。
(3) 有利岩相组合是页岩油富集的物质基础，复杂的孔缝系统是页岩油富集的核心，较高的成熟度和良好的保存条件是页岩油高产稳产的关键。
利益冲突声明/Conflict of Interests所有作者声明不存在利益冲突。All authors disclose no relevant conflict of interests.作者贡献/Authors’Contributions段宏亮参与论文思路设计；孙雅雄完成实验操作、论文写作；杨保良参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。The study was designed by DUAN Hongliang. The experimental operation was completed by SUN Yaxiong. The manuscript was drafted and revised by SUN Yaxiong and YANG Baoliang. All authors have read the last version of the paper and consented to its submission. -
图 1 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段页岩油有利区分布
Figure 1. Distribution of favorable shale oil areas of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 2 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段沉积古环境特征
Figure 2. Sedimentary paleoenvironmental characteristics of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 3 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段综合柱状图
Figure 3. Comprehensive histogram of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 4 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段各亚段页岩特征参数占比
Figure 4. Proportion of shale characteristic parameters in each sub-member of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 5 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段主要岩性组合储层特征对比
Figure 5. Comparison of reservoir characteristics of main lithological association of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 6 苏北盆地高邮凹陷H2CHF井水平段排采过程中含水率变化曲线
Figure 6. Water content variation curves during horizontal section drainage process of well H2CHF in Gaoyou Sag, Subei Basin
图 7 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段泥页岩激光共聚焦扫描图
绿色为轻质组分，红色为重质组分。
Figure 7. Laser confocal scanning images of shale of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 8 苏北盆地高邮凹陷HY1井阜二段结构藻显微荧光照片
Figure 8. Microscopic fluorescence photo of algal structure in well HY1 of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 9 苏北盆地高邮凹陷XYx1井阜二段泥页岩烃产率曲线
Figure 9. Shale hydrocarbon yield curves of well XYx1 of second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
图 10 苏北盆地高邮凹陷HY1井、S85X井、H101井游离烃含量与总有机碳含量关系
Figure 10. Relationship between free hydrocarbon and TOC content in wells HY1, S85X, and H101 in Gaoyou Sag, Subei Basin
表 1 苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段不同岩性泥页岩参数统计
Table 1. Statistics of shale parameters of different lithology in second member of Paleogene Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin
页岩岩性 ω(TOC)/% S1/(mg/g) Φ/% 长英质—灰质/白云质混积岩 1.07 1.56 5.30 长英质—黏土质混积岩 1.42 3.11 4.94 黏土质长英细粒岩 1.77 3.07 5.05 长英细粒岩 0.86 1.78 5.37 长英质碳酸盐岩 1.45 1.54 4.33 碳酸盐岩 1.44 2.59 5.17 
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