2024, Vol. 36
2. 陕西省油气成藏地质学重点实验室, 西安 710065;
3. 中国石油新疆油田公司 勘探开发研究院, 新疆 克拉玛依 834000
2. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology, Xi'an 710065, China;
3. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China
目前，世界已经进入常规油气和非常规油气并重的勘探时代，且非常规油气在一次能源消费中的占比越来越重[1-3]，展示了良好的勘探前景。页岩油作为非常规油气的重要类型之一，自北美地区勘探取得突破并成为产量的主要贡献者后[4]，推动了世界范围内页岩油勘探的热潮[5-6]。近年来中国页岩油勘探取得了重要进展，已在主要含油盆地的富有机质页岩层系内找到规模储量，初步形成多点开花的局面[7-9]，如准噶尔盆地玛湖凹陷风城组、吉木萨尔凹陷芦草沟组、鄂尔多斯盆地长7油层组、松辽盆地古龙凹陷青山口组、渤海湾盆地及苏北盆地古近系等。然而，由于中国陆相页岩储层非均质性强，且页岩油赋存的孔径主要为纳米尺度，滞留机制复杂等因素[10]，勘探面临诸多挑战。研究表明，生油窗范围内的富有机质页岩中滞留烃含量高，以游离态和吸附态共存[10]，而游离烃是页岩油的主要贡献者。在对页岩油进行选区或选段评价时，对游离烃（可动烃）的评价是至关重要的[10-12]，从已发现页岩油的湖盆环境来看，大型淡水湖盆和咸水湖盆均发育优质烃源岩[13-14]，均具有形成规模页岩油资源的潜力。相对而言，咸化湖盆环境除沉积长石、石英等脆性矿物外，碳酸盐矿物普遍发育，而黏土矿物含量更低，是页岩油勘探及开发的主要类型[8-9]。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组沉积时期为咸化湖盆沉积环境[15]，玛湖凹陷内及其周边发现的油田主力油源均来自于风城组烃源岩[16]，其总有机碳（TOC）平均为1.13%，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.264%，总烃平均高达2 567.06×10-6[17]，黄金管模拟总烃产率高达412.24 mg/（g·TOC）[18]，是克—乌百里大油区及玛湖百里新油区的主力油源[19-21]。近年来，随着国内外对赋存于烃源岩层系内的页岩油勘探不断取得新突破，玛湖凹陷内部署的玛页1井在风城组采用直井大段分层压裂试油，获得高产工业油流[22]，暗示风城组页岩油具有很大的勘探潜力。然而，风城组烃源岩不仅岩性复杂多变[17, 23]，且纵向变化快，非均质性强；油藏虽然整体含油，但由于“甜点”过于分散且厚度较小，单层试油效果差[24]，“甜点”控制因素有待深入研究。以往学者从不同角度对风城组页岩油“甜点”段控制因素进行了一定程度的研究。王伟等[25]选取游离油和脆性指数分级评价了风城组页岩油“甜点”段；金之钧等[24]从岩性组合、物性、含油性评价了风城组页岩油地质“甜点”；刘财广等[26]研究认为储层品质指数和裂缝密度对产量具有控制作用；邹阳等[27]认为有机质含量、岩石成分与结构、溶孔和裂缝是页岩油富集高产的控制因素；李晓慧等[28]认为TOC、物性、裂缝密度和压力系数是页岩油富集主控因素，并以此建立了风城组页岩油“甜点”评价标准。由于风城组页岩黏土矿物含量低，对可压性影响有限，故页岩油地质“甜点”的识别和评价尤为重要，特别是对含油性的综合评价，目前尚未建立有效的评价标准。基于风南1井、风南4井、风南8井、风南14井和玛页1井的有机地球化学测试及录井资料，首先通过多种地球化学方法明确风城组不同岩性烃源岩的地球化学特征，再通过相关分析优选页岩油“甜点”参数并建立含油性“甜点”评价标准，最后对典型井页岩油“甜点”进行评价，以期为研究区风城组咸化湖盆页岩油的地质“甜点”评价提供指导。
1 地质概况准噶尔盆地是我国西部的一个具有复合叠加特征的大型含油气盆地[18]，位于新疆维吾尔自治区北部，平面形状呈南宽北窄的近三角形，面积约13.6×104 km2。玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘断裂带的东南方向，是准噶尔盆地中央坳陷区分布最北的一个二级构造单元，面积约5 000 km2（图 1a）。玛湖凹陷内发现三级石油地质储量为12.4×108 t，其中探明储量为5.2×108 t[21]，成为继西北缘断裂带后又一个十亿吨级砾岩大油区。
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下载原图 图 1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置（a）及二叠系风城组岩性地层综合柱状图（b）（据文献[22]修改） Fig. 1 Tectonic setting (a) and stratigraphic column of Permian Fengcheng Formation (b) of Mahu Sag in Junggar Basin |
玛湖凹陷是准噶尔盆地六大生烃凹陷之一，也是最富有机质的生烃凹陷[16, 20]，其发育石炭系和二叠系佳木河组、风城组、下乌尔禾组4套烃源岩，其中风城组为主力烃源岩，厚度为50~400 m，分布面积为3 800 km2[16, 22, 29]。风城组自下而上分为风一段、风二段和风三段，不同层段沉积水体的盐度及沉积岩石类型有差异（图 1b）。风一段岩性以凝灰岩、凝灰质白云岩、火山岩为主，处于淡水及低盐度半深湖—滨浅湖环境；风二段以泥质白云岩和混积岩为主，为咸化浅湖—半深湖环境；风三段以凝灰岩、泥质白云岩和泥岩为主，为弱咸化滨浅湖—半深湖环境[15, 22, 30]。
2 岩石学及地球化学特征 2.1 岩石学特征根据玛页1井风城组15块泥质岩全岩X射线衍射和岩石薄片鉴定结果可知，风城组泥质岩的主要矿物组成包括石英（平均质量分数为24.6%）、长石（平均质量分数为23.5%）和白云石（平均质量分数为25.4%）；其次为方解石（平均质量分数为12.5%）和黏土矿物（平均质量分数为10.5%）；少量的黄铁矿（平均质量分数为3.6%）。除泥岩外，风城组其他3种岩性的矿物组成在显微镜下大多顺层面分布（图 2a—2c），而泥岩中脆性矿物多呈星点状的杂乱分布（图 2d）。据此将风城组岩性划分为灰质泥岩、砂质泥岩、云质泥岩和泥岩4种类型。
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下载原图 图 2 玛湖凹陷玛页1井二叠系风城组不同岩性典型显微特征 （a）灰质泥岩，方解石颗粒顺层分布，风二段，4 789.86 m；（b）砂质泥岩，长石、石英颗粒顺层分布，风二段，4 744.65 m；（c）云质泥岩，白云石颗粒顺层分布，风一段，4 849.30 m；（d）泥岩，长石和石英颗粒零散分布于黏土矿物中，风二段，4 683.65 m。 Fig. 2 Typical microscopic characteristics of different lithologies of Permian Fengcheng Formation in well Maye 1 in Mahu Sag |
有机质丰度是评价烃源岩质量的重要依据，常用指标有TOC、生烃潜量（S1+S2）、氯仿沥青“A”及总烃等[19, 31]。由于不同岩性的烃源岩有机质丰度存在显著差异，有机质丰度越高的烃源岩生成油气的潜力越大，因而有机质丰度是影响烃源岩质量的重要因素。明确4种类型烃源岩的地球化学特征，可对风城组烃源岩作出客观的评价。
2.2.1 TOC对玛湖凹陷风城组611块岩样（泥岩342块、云质泥岩147块、砂质泥岩88块、灰质泥岩34块）的分析表明，TOC为0.11%~3.19%，平均为0.75%。岩性不同TOC值有较大差异，4种岩石类型中，灰质泥岩和砂质泥岩TOC的平均值相对最高（均为0.95%），云质泥岩次之（0.73%），泥岩最小（0.69%）。TOC大于0.60% 的好烃源岩占比56.39%，泥岩和云质泥岩TOC分布频率一致，灰质泥岩和砂质泥岩TOC分布频率相似（图 3）。
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下载原图 图 3 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩TOC分布 Fig. 3 TOC distribution of the source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
页岩油储层中有机质丰度可能会受运移烃和残留烃的影响[32]。为了明确残留烃或运移烃对有机质丰度的影响程度，选取玛湖凹陷风南14井风城组（24块样品）烃源岩（以云质泥岩为代表），使用有机溶剂三氯甲烷进行抽提前、后的TOC与热解分析。风城组烃源岩抽提前TOC为0.29%~2.49%，平均为1.12%，抽提后TOC为0.28%~2.31%，平均为0.94%，相比较于抽提前，抽提后风城组烃源岩TOC下降1.64%~35.53%，下降幅度平均17.41%（图 4）。
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下载原图 图 4 玛湖凹陷风南14井二叠系风城组白云质泥岩抽提前、后TOC对比 Fig. 4 Comparison of TOC before and after extraction of dolomitic mudstone of Permian Fengcheng Formation of well Fengnan 14 in Mahu Sag |
玛湖凹陷风城组480块（泥岩304块、云质泥岩134块、砂质泥岩9块、灰质泥岩33块）氯仿沥青“A”测试结果显示：不同岩性其分布总体形态特征近似，主频均为0.1%~0.4%，主体达到好烃源岩标准以上，好—极好烃源岩占比高达80.6%（图 5）。相比较而言，云质泥岩和泥岩特征更为接近，但泥岩氯仿沥青“A”平均含量高于云质泥岩；灰质泥岩和砂质泥岩氯仿沥青“A”分布特征接近，两者氯仿沥青“A”大于0.4% 的占比高于泥岩和云质泥岩，揭示出此2种岩性的页岩含油性好，页岩油富集程度高。
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下载原图 图 5 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩氯仿沥青“A”分布 Fig. 5 Distribution of chloroform bitumen "A" in source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
对玛湖凹陷风城组611块岩样分析可知，生烃潜量（S1+S2）为0.11~21.97 mg/g，平均为3.11 mg/g。若参考陆相烃源岩评价标准，将S1+S2大于6 mg/g作为好烃源岩的下限[31]，则风城组有10.63% 的样品达到好烃源岩以上级别，与氯仿沥青“A”和TOC反映的风城组主体以好烃源岩为主相矛盾，这可能与风城组烃源岩具有高的烃类转化率有关[20]。TOC与生烃潜量具有较好的正相关性，根据陆相咸水湖盆烃源岩TOC评价标准[31]，以此确定生烃潜量达到2 mg/g即为好烃源岩标准（图 6），其在风城组占比可达60.12%，这与TOC和氯仿沥青“A”的评价结果大体一致。
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下载原图 图 6 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩生烃潜量与TOC关系 Fig. 6 Relationship between hydrocarbon generation potential and TOC of source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
多种方法均可以有效判别陆相烃源岩有机质的类型[24]。由氢指数与最高热解峰温（Tmax）关系（611块样品）（图 7a）可知，4种岩性的对应数据大部分分布在Ⅱ型干酪根区域，且以更倾油的Ⅱ1型干酪根为主，同时还存在部分Ⅰ型和少量Ⅲ型干酪根。干酪根元素组成（41块样品）（图 7b）显示，不同岩性的烃源岩主要沿Ⅱ型干酪根演化轨迹变化。在TOC与热解烃量（S2）的关系（219块样品）（图 7c）中，不同岩性的烃源岩均主要分布在Ⅱ型干酪根区域，且随着TOC增加，有机质类型偏向Ⅰ型干酪根。从59块烃源岩样品母质来源及形成环境（图 7d）来看，风城组烃源岩有机质主要源自陆源输入及水生生物的共同贡献，表现为混合型有机质，不同岩性的烃源岩形成环境差别不大。
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下载原图 图 7 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩有机质类型判别图版（据文献[17, 32]修改） Fig. 7 Discriminant chart of organic matter types of the source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
玛湖凹陷风城组烃源岩Ro随深度增加而增大，Ro为0.5%~1.1%[33]，处于成熟演化阶段。由于样品数据主要分布在风南地区，推测玛湖凹陷中心（埋深大于5 000 m）风城组烃源岩可以达到高成熟演化阶段。
2.4.2 最高热解峰温（Tmax）岩石热解参数受多种因素的影响。当TOC小于0.5% 时，热解产物在矿物基质上的吸附会影响Tmax值，对泥质岩的影响更为显著[34]。此外，当S2值小于0.2 mg/g时，Tmax值不可靠，这一标准因有机质类型或岩石基质不同而变化。Riediger等[35]和Chen等[36]使用0.5 mg/g作为S2的下限值正确解释Tmax值，而Obermajer等[37]认为S2值大于0.35 mg/g即可。
为了消除质量差数据和不同有机质混合对解释结论的影响，参考以往研究成果[34, 37]，研究中将S2值大于0.5 mg/g且TOC大于0.6%（好烃源岩级别）的数据作为有效数据，从总数611块样品中剔除了266块Tmax值不可靠样品。由风城组深度与Tmax的关系（图 8）可知，85% 的样品Tmax为435~455 ℃，主体处于生油高峰成熟演化阶段。
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下载原图 图 8 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩深度与Tmax关系图 Fig. 8 Relationship between depth and Tmax of source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
为了分析可溶有机质对岩石热解参数Tmax值的影响，对玛湖凹陷风南14井风城组24块白云质泥岩开展抽提前、后Tmax对比研究。研究发现风南14井风城组白云质泥岩抽提后Tmax值较抽提前有升高也有降低，抽提前与抽提后的Tmax差值为0~7.0 ℃，平均为2.4 ℃，总体而言，抽提后Tmax值以减小为主（图 9）。
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下载原图 图 9 玛湖凹陷风南14井二叠系风城组白云质泥岩抽提前、抽提后Tmax对比 Fig. 9 Comparison of Tmax before and after extraction of dolomitic mudstone of Permian Fengcheng Formationof well Fengnan 14 in Mahu Sag |
Tmax值的大小和精度受多种因素的影响，不同型号的热解仪器、样品加载过程、S2的分辨率和形式等实验问题决定了Tmax数据的质量和可靠性[38]。矿物质类型、有机硫元素富集、运移烃及重质沥青的残留等均会对Tmax值产生不同程度的影响[32, 38-39]。风城组烃源岩抽提前、后Tmax变化的复杂性，一方面可能与重质残留烃量有关[40]；另一方面可能与烃源岩中有机硫的含量（S）有关，有机硫含量高会导致抽提后Tmax值降低[38]，玛页1井风城组15块样品S值与Tmax值总体呈负相关（图 10），出现异常的2个高Tmax点，其中之一与S2值小测量不准有关，另一个样品与高TOC值有关。
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下载原图 图 10 玛湖凹陷玛页1井二叠系风城组Tmax与S关系 Fig. 10 Relationship between Tmax and organic sulfur(S) content of Permian Fengcheng Formation of well Maye 1 in Mahu Sag |
烃源岩品质是评价和优选页岩油“甜点区”的重要指标之一。以往研究表明，高TOC值大多预示着高的页岩油资源量。卢双舫等[41]根据页岩含油量与TOC关系的“三分性”，对中国东部部分盆地研究后，按富集程度将页岩油资源分为分散（无效）资源（TOC＜1%）、低效资源（1% ≤ TOC ≤ 2%）和富集资源（TOC＞2%）3个级别，按富集程度由低至高对应的S1分界点为0.5 mg/g和2.0 mg/g，氯仿沥青“A”分界点为0.1% 和0.4%。邹才能等[42]认为页岩油地质“甜点”有机地球化学指标TOC＞2%、S1＞2.0 mg/g。邱振等[43]对吉木萨尔凹陷芦草沟组研究后认为页岩油最有利层段的Ro为0.7%~1.0%、TOC＞2%。李晓慧等[28]对玛湖凹陷风城组研究后认为页岩油的最有利层段TOC＞1.3%。由此可见，页岩油“甜点”评价标准的建立，要依据研究区地质特点而定。
由于影响页岩油富集的地质因素多，且各因素之间具有复杂的相互作用，如高TOC值并不一定总对应着高的资源量或可动油含量，因为TOC含量越高则吸附油含量就越高，相对而言可动油可能越少。国外页岩油勘探表明，可动油含量与TOC和游离烃含量密切相关。TOC值异常高、异常低的2个极端可能并不利于页岩油富集段和高可动油段的形成。
由于风城组页岩黏土矿物质量分数平均值小于10%[44]，故可压性不是影响页岩油富集的主要因素。从有机地球化学角度来看，影响页岩油“甜点”富集及可动性的主要因素包括TOC、有机质类型、热演化程度及含油量（氯仿沥青“A”、S1）等4个关键参数[12]。因此，本次研究选取TOC和含油量（氯仿沥青“A”、S1）参数，通过相关性的分析，建立页岩油地质“甜点”地球化学分级评价标准。
3.1.1TOC值与氢指数具有较好的正相关性[45]，随着TOC值的增大，氢指数增大，反映有机质的类型逐渐变好。根据风城组烃源岩611块样品TOC值与HI值关系（图 11），随着TOC值增大，HI值的增大呈阶段性变化，表现出先快速增大、后缓慢，最后趋于稳定的特征，其对应的TOC界限分别为0.3% 和0.8%。据此特征，将风城组泥岩分为富有机质泥岩（TOC＞0.8%）、含有机质泥岩（0.3% ≤ TOC ≤ 0.8%）和贫有机质泥岩（TOC＜0.3%）3类（图 11），相对应的有机质类型从Ⅰ—Ⅱ型、Ⅱ型逐渐过渡到Ⅲ型。
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下载原图 图 11 玛湖凹陷二叠系风城组HI与TOC关系 Fig. 11 Relationship between HI and TOC of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
由TOC与氯仿沥青“A”（480块样品）的关系（图 12）可以发现，TOC值随氯仿沥青“A”的增加表现出较明显的“三段式”特征。当风城组泥岩TOC小于0.3% 时（界限1），氯仿沥青“A”呈稳定低值；当TOC大于0.8% 时（界限2），氯仿沥青“A”总体呈稳定高值；当TOC为0.3%~0.8% 时，氯仿沥青“A”呈显著增高趋势。根据卢双舫等[41]提出的方法确定风城组氯仿沥青“A”的分级界限标准，在TOC与氯仿沥青“A”关系（图 12）中，外包络线与界限1的交点为分散资源的氯仿沥青“A”上限，而外包络线对应的氯仿沥青“A”稳定段高值和界限1对应的氯仿沥青“A”值的平均值，确定为富集资源的下限。风城组氯仿沥青“A”小于0.15% 为无效资源，氯仿沥青“A”大于0.45% 为富集资源，介于二者之间的为中等富集、低效资源（图 12）。
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下载原图 图 12 玛湖凹陷二叠系风城组氯仿沥青“A”与TOC关系 Fig. 12 Relationship between chloroform bitumen "A" and TOC of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
TOC与S1散点关系（460块样品）也表现为“三段式”（图 13），当TOC值较高时，S1为相对稳定高值；当TOC值较低时，S1保持低值；而TOC介于高、低值之间时，S1表现出快速上升特征。卢双舫等[41]在TOC与S1关系图中将外包络线与相应低TOC分界线交点（界限1）定为无效与低效资源的分界线；低效与富集资源的S1界限（界限2）为外包络线稳定段S1与界限1对应的S1的平均值。根据上述方法确定了风城组S1的分级界限标准，S1小于0.5 mg/g为分散资源，S1大于1.5 mg/g为富集资源，介于二者之间的为中等富集、低效资源（图 13）。富有机质页岩中虽然含油量高，但真正对页岩油产量起主要贡献的仍以游离烃（可动烃）为主，为了去除有机质对页岩油吸附量的影响，Jarvie[46]提出用油饱指数（OSI =S1/TOC）来评价页岩油的勘探潜力，当OSI大于100 mg/（g·TOC）时，产生油超越效应，页岩油勘探潜力好。该界限值在国内外页岩油评价中得到广泛应用，并已经被勘探实践所证实。根据OSI界限值100 mg/（g·TOC）和S1分级界限标准值，将风城组页岩油划分为4种资源类型（图 13）。
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下载原图 图 13 玛湖凹陷二叠系风城组S1与TOC关系 Fig. 13 Relationship between S1 and TOC of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
成熟度是影响页岩油生成产物类型、生烃量及流体性质的重要因素。玛湖凹陷风城组计算Ro依据Jarvie等[47]提出的经验公式（Ro =0.018×Tmax-7.16），其主要适用于Ⅱ型干酪根成熟度评价。研究发现，由于风城组烃源岩（460块样品）位于生油窗阶段，Ro范围较为集中，因此不同富集程度的页岩油其Ro的差别较小（图 14），相对而言，风城组富集资源的Ro为0.7%~0.9%。需要注意的是，受样品保存条件与时间、实验过程等因素的影响[46]，常规S1与原地滞留烃含量相比，由于轻烃的大量散失，其反映的含油性被严重低估，而成熟度是影响S1轻烃散失量的重要因素。随着计算Ro的增加，OSI整体具有减小的趋势（图 14），当Ro为0.7%~0.9% 时，OSI大于100 mg/（g·TOC），Ⅰ类（运移烃+滞留烃）页岩油富集；当Ro小于0.7% 时，以运移烃为主，Ⅱ类页岩油富集。
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下载原图 图 14 玛湖凹陷二叠系风城组计算OSI与Ro关系 Fig. 14 Relationship between the calculated OSI and Ro of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
风城组烃源岩产率指数（PI）与Tmax（424块样品）表现出显著的负相关性（图 15），再一次证明由于运移烃的贡献使风城组页岩在未熟阶段存在大量的滞留烃。Tmax小于435 ℃时，干酪根尚未成熟，不会生成大量的石油，其高PI代表了近源运聚的石油[48]。Tmax为435~445 ℃时为大量生油阶段的早期，页岩中少部分为运移油，主体以“自生自储”为主。Tmax大于445 ℃为生油高峰阶段，由于此阶段石油大量生成并排出，所以PI较小，且随着Tmax升高而持续减小（图 15）。
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下载原图 图 15 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩PI与Tmax关系 Fig. 15 Relationship between PI and Tmax of source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
综上所述，确立了玛湖凹陷风城组页岩油“甜点”地球化学4级评价标准，具体指标和界限如表 1所列。以往对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的研究，提出3级分类评价标准，其中Ⅰ级页岩油“甜点”TOC大于3.5%、S1 > 4 mg/g[49-50]，明显高于风城组富集资源对应的界限。风城组烃源岩TOC显著低于芦草沟组，相对而言风城组属于贫有机质烃源岩，而芦草沟组为富有机质烃源岩[18]。风城组烃源岩中页岩油主要由排烃后的滞留烃和运移烃组成，且运移烃占有较高的比例，而芦草沟组烃源岩（泥岩）中的页岩油以滞留烃为主，相比于芦草沟组页岩油，风城组页岩油可动性更好。
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下载CSV 表 1 玛湖凹陷二叠系风城组页岩油“甜点”地球化学评价标准 Table 1 Geochemical evaluation criteria for shale oil "sweet spot" of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
风城组不同岩性的泥岩中均存在运移油的特征（高PI、高OSI、低Tmax）。贫有机质及含有机质的层段，运移烃含量高，页岩油可动性好。风城组烃源岩纵向上发育多个有机质富集段，与贫有机质段间互分布。富有机质段残留烃含量高，页岩油富集；贫有机质段有较多的运移油贡献时，OSI高，原油可动性好。玛湖凹陷玛页1井风城组纵向上岩性复杂且变化快[8, 30]，发育各种与沉积或成岩作用有关的复杂构造现象。页岩油选段评价时，首选有机质富集、S1和氯仿沥青“A”含量高且OSI值大于100 mg/g的层段，其次为贫有机质但S1较高（0.5~1.5 mg/g）的层段。玛页1井风城组“甜点”预测揭示Ⅰ类页岩油主要分布在风三段和风二段的中上部，Ⅱ类页岩油主要分布在风二段中下部和风一段上部（图 16）。预测“甜点”段与单层试油产量具有较好的对应关系，Ⅰ类页岩油段单层试油可获得较高产量，但也存在一些层段试油产量低，说明其他因素控制着页岩油的富集；Ⅱ类页岩油段试油产量相对较低（图 16）。
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下载原图 图 16 玛湖凹陷玛页1井二叠系风城组页岩油地质“甜点”综合评价 Fig. 16 Comprehensive evaluation map of shale oil geological "sweet spot" of Permian Fengcheng Formation of well Maye 1 in Mahu Sag |
从油藏及“甜点”分布剖面特征（图 17）来看，风城组页岩油“甜点”主要分布于风二段，其次为风三段，具有源-储一体的特点。由于“甜点”段过于分散，导致的单层试油产量总体偏低；但“甜点”段累积厚度大，采用大段分层压裂可获得高产工业油流，玛页1井风二段和风三段试油后平均日产22.5 m3[22]，显示出良好的页岩油勘探前景。风一段发育火山岩、碎屑岩和白云岩，气孔和粒间孔为主要的储集空间，孔隙度为6%~12%[51]，形成“上生下储”型组合，成藏条件好，是高产工业油流的主要勘探目标。
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下载原图 图 17 玛湖凹陷二叠系风城组油藏“甜点”段分布 Fig. 17 Distribution of reservoir"sweet spot" of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag |
（1）玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩类型多，具有相对较低的有机质丰度，有机质类型Ⅰ—Ⅲ型均有发育，但以倾油的Ⅱ1型为主。现今处于成熟演化阶段，综合评价其以中等—极好烃源岩级别为主。
（2）优选TOC、氯仿沥青“A”、热解游离烃S1和Ro作为研究区风城组页岩油“甜点”评价的主要参数，将页岩油划分为富集资源、中等富集资源、低效资源和无效资源4类。富有机质和相对贫有机质层段均发育页岩油“甜点”，主要分布于风城组二段中下部。
（3）研究区风城组页岩发育多个“甜点”段，其中风城组二段发育源-储一体型页岩油，为原地滞留成藏，为下一步页岩油勘探的重点层段，并已展示出良好的页岩油勘探前景。
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