4.4.3.1 概况
泌阳凹陷位于南襄盆地南部，是中新生代断陷盆地，它经历了晚白垩世―古近纪断陷阶段和新近纪坳陷阶段，周边均受断裂控制，形成西北高东南低的箕状断坳型凹陷。
泌阳坳陷古近系核桃园组沉积时期是凹陷湖盆发育的鼎盛时期，深凹区既是沉降中心，也是沉积中心，沉积了一套巨厚的生油岩系。泌阳凹陷泥页岩主要发育在深凹区，与较深―深湖相吻合，分布范围广，面积约400km2。通过前期对泌阳凹陷已钻井的录井、测井资料分析统计发现，纵向上页岩单井累计厚度大，泌270井最高达620m，泌159井601m；且单层净厚度大，分布范围广，初步优选4层纯页岩段。
1)泌270井2040～2110m页岩，平均厚度35m，最大厚度70m，累计厚度大于30m，分布面积124km2。
2)泌270井2309～2325m页岩，平均厚度30m，最大厚度80m，累计厚度大于等于30m，分布面积118km2，该套页岩泌130井常规测试折算日产油0.7吨，水0.19方，累计产油0.36吨，水0.09方，该层目前已提出压裂测试方案，准备进行压裂生产。
3)安深1井2230～2350m页岩，平均厚度60m，最大厚度120m，累计厚度大于等于30m，分布面积152km2。
4)泌100井3200～3360m油浸页岩，平均厚度大于60m，最大厚度110m，累计厚度大于30m的分布面积137km2。该层在泌100井见泥岩为油浸显示，泥岩中薄层砂岩均有荧光或油迹显示，气测全烃值0.01↑3%。
4.4.3.2 有机碳含量
整个泌阳凹陷核三上页岩TOC分析值中有机碳含量最高(表4.43)，深凹区有机碳含量均在2%以上(表4.44)。有机碳的分析结果表明，泌阳凹陷有机质丰度多大于1%，最高＞10%，属于较好到极好烃源岩的范畴。
表4.43 泌阳凹陷核桃园组纯页岩有机碳统计表
表4.44 泌阳凹陷老井纯页岩有机碳统计表
双河地区有机碳含量最高，最高值为双河-江河地区之间的泌32井，其值为1.8%，毕店、安店有机碳含量次之，为1.6%左右。安棚、梨树凹、赵凹地区的有机碳含量小于1.0%，一般为0.5～0.9%，有机碳含量较低，在高庄、付湾、杨楼、侯庄地区的有机碳含量低于0.5%，有机碳含量最低。杨楼辫状河三角洲前缘、古城三角洲前缘、前三角洲、浅湖相区有机碳含量最高，安店、安棚深湖区有机碳含量较低。
4.4.3.3 有机质类型
核三段为泌阳凹陷的主力烃源岩，主要为褐色、褐灰色、黑色页岩和灰色泥岩。核二段为泌阳凹陷的次要烃源岩，由于其埋藏深度较浅，只有在中部深凹带等区域才进入生油窗。烃源岩有机质丰度越高，生成烃量越大，越易形成异常高压并产生微裂隙，也就越容易排烃。
烃源岩干酪根的元素组成(H/C和O/C比值)是划分干酪根类型的最有效参数，研究结果表明烃源岩的干酪根类型以Ⅱ1型为主，Ⅱ2型次之，少量Ⅲ和Ⅰ型。
4.4.3.4 有机质成熟度
泌阳凹陷深凹区核三段底部有机质热演化程度RO为0.8～1.7%，核三上段底部为RO为0.6～1.1%，热演化处于成熟-高成熟阶段。原油密度0.756g/cm3，颜色为透明的稻黄色。天然气甲烷含量较高，为70%～92%，C2+为7%～21%，C1/C1-50.74～0.94，反映出天然气具有较高的成熟度，其类型为凝析气。根据有关文献得知，美国 Michigan 盆地泥盆系 Antrim页岩 RO为0.4%～0.6%；Appalachian盆地泥盆系 Ohio页岩 RO为0.4%～1.3%；Illinois 盆地 New Albany页岩 RO为0.4%～1.0%。对比美国三个泥盆系盆地热演化程度可知，泌阳凹陷热演化条件适中。
4.4.3.5 生气及生油条件
从图4.33可以看出，就泌阳凹陷总体而言，核桃园组烃源岩的沉积发育经历了早期快速沉降，而后缓慢成熟演化的特征，而双河地区核桃园组烃源岩在廖庄组沉积后期又经历一定程度的抬升过程。这种快速埋藏而又在高地温梯度条件下长期稳定热演化的地质过程，对烃源岩的成烃是非常有利的。
图4.33 泌阳凹陷东南部核桃园组烃源岩埋藏热演化史
位于凹陷东南部深凹区核三下段烃源岩在核三段沉积末期即进入成熟门限，在36Ma即已全部进入生油窗，核一段末期(29Ma)进入成油高峰阶段，廖庄组沉积中期(18Ma)就开始有部分烃源岩进入高演化阶段(凝析油气阶段)。核三上段烃源岩在核二段沉积开始时进入成熟门限，廖庄组沉积末期开始进入成油高峰阶段。核二段底部在廖庄末期进入成熟门限。核三上段现今处于生油主阶段范围内。由于古近系剥蚀厚度较小，现埋深为最大埋深。
4.4.3.6 泥页岩储层特征
(1)泥页岩岩矿特征
泌阳凹陷深凹区页岩全岩X衍射分析表明，页岩石英、碳酸盐岩(方解石、白云石)含量、长石等脆性矿物含量高，脆度大，具备进行页岩油气储层压裂改造的条件。Chevron公司的勘探和新业务总经理格里・弗莱厄蒂总结理想的含油气页岩特征为页岩小于黏土含量小于30%，且含高含量的硅和碳酸岩，泌阳凹陷深凹区页岩同样具有这种特征。如泌365井2734.3m页岩，石英、碳酸盐岩、长石等脆性矿物含量69.4%；泌354井2563～2570m页岩，石英和碳酸盐岩含量69.9%，泌页HF1井2415～2415页岩段脆性矿物总量达66%。
(2)泥页状泥质灰岩
页状泥质灰岩方解石含量较高，黏土矿物次之，石英、长石含量较低从薄片上看，泥晶方解石纹层与富有机质纹层频繁互层，纹层清晰，界限明显(图4.34)。这种岩性应该指示着沉积水体相对较浅，范围大的沉积环境。
图4.34 泥页状泥质灰岩岩石学特征
(3)灰质页岩
方解石含量25%～50%，有纹层状构造发育(图4.35)，浅色层主要为微晶方解石，暗色层主要由石英、长石颗粒以及黏土矿物组成，含丰富的有机质常形成于水流闭塞的湖泊环境中，通常指示水深较大。
(4)泥岩
块状灰质泥岩：黏土矿物、石英和长石总量大于50%，方解石含量25%～50%。纹层状构造不发育，方解石以隐晶状态与黏土矿物混杂分布(图4.36)，该类岩相发育较少。块状灰质泥岩代表着水体相对动荡、沉积速率较快的沉积环境。
(5)块状白云质泥岩
成分以泥晶白云石为主，含量25%～50%，次为泥质，其间散布着粉砂。
(6)白云质页岩
黏土矿物、石英和长石总量大于50%，白云石含量25%～50%，浅色层主要为微晶白云石，暗色主要由黏土矿物、石英以及长石颗粒组成，富含有机质(图4.38)。在测井曲线上表现为异常高阻，主要分布在主力页岩层底部。这种岩性常形成于水流闭塞的湖泊环境中，通常指示水深较大。
(7)粉砂质页岩
陆源粉砂碎屑含量较高，可达30%～50%，以石英和长石颗颗粒为主，黏土矿物含量也较高，普遍大于30%，碳酸盐岩含量较低，一般低于20%。多为粉砂质泥岩层与微晶方解石互层(图4.37)。这种岩相指示陆源输入相对变强，每一个粉砂层代表着一次陆源碎屑输入的事件。ASI井区页岩天然微裂缝较发育，可见高角度缝、水平层理缝，部分裂缝被方解石、石英等矿物充填(图4.44)。另外，页岩储层的微孔隙主要是指基质孔隙，利用扫描电镜可观察到ASI井页岩微孔隙发育，主要以晶间孔的形式存在(图4.39)。
4.4.3.7 泥页岩物性
利用核磁测井资料，通过岩心实测数据标定解释，安深1井2488～2498m井段平均孔隙度4.83%，平均渗透率0.00036μm2，表明该井泥页岩储层物性较好。
图4.35 灰质页岩岩石学特征
图4.36 块状灰质泥岩岩石学特征
图4.37 粉砂质页岩岩石学特征
图4.38 白云质页岩岩石特征
泥页岩作为储层，其特征介于煤层与致密砂岩之间，孔隙大小一般为纳米级。页岩孔隙按演化历史可以分为原生孔隙和次生孔隙；按大小可以分为微型孔隙(孔径＜0.1μm)、小型孔隙(孔径＜1μm)、中型孔隙(孔径＜10μm)和大型孔隙(孔径＞10μm)。鉴于孔隙种类对泥页岩储集类型、含油气特征等有重要影响，因此，将孔隙类型划分为有机孔隙和无机孔隙两大类，有机孔隙是有机质在热演化过程中形成的孔隙，这类孔隙需要借助分辨率较高的氩离子抛光扫描电镜等先进的技术手段进行观察；无机孔隙则可进一步划分为晶间孔隙、晶内孔、溶蚀孔隙。泌阳凹陷深凹区样品分析测试结果表明，主要的孔隙类型为微米级晶间孔和纳米级的有机孔隙，根据泌页HF1井氩离子抛光扫描电镜分析，泥页岩孔隙一般在30～1700nm不等，平均为500nm，属于小型孔隙(图4.40)。
图4.39 安深1井微孔隙、微裂缝薄片及扫描电镜照片
4.4.3.8 泥页岩含油特征
泌阳凹陷安深1井、泌页HF1井获得工业油流，另外部分老井也有油气显示。老井复查表明泌阳凹陷深凹区泌LOO、泌159、泌196、泌.204、泌270、泌289、泌354、泌355、泌365等多口井从核二段、核三上、核三下泥页岩均见到显示，全烃值范围0.094～10.833%，显示段泥页岩厚度范围10～140m。位于深凹区的泌270井全井核桃园组发育多套泥岩、页岩，单层最大厚度近70m，全烃值最大2%，气测异常明显。泌69井从1145～3153m泥页岩见荧光显示38.5m/10层；泌100井泥岩从3208～3493m见油浸显示73m/12层；泌129泥岩从1100～1756m见油浸显示99m/27层。围绕安深1井页岩油层周缘井进行了系统复查，钻遇有该层的老井均见油气显示，其中试油的井均获油气(表4.44)，安深1井在页岩段大型压裂后稳定工作制度下求产，日产油2.48～2.67m3，日产液量4.04～4.12m3，表明该井区页岩油藏具有较好的勘探潜力。
图4.40 泌阳凹陷深凹页岩油气储集空间照片
表4.44 泌阳凹陷深凹区页岩层油气显示统计表
续表
安深1井是位于河南省桐柏县安棚乡的一口风险探井，构造位置位于南襄盆地泌阳凹陷深凹区。2010年8月27日完钻，完钻井深3510m，完钻层位为古近系大仓房组。2011年1月23日，对安深1井2488～2498m(5号层)页岩井段实施大型压裂；2012年5月17日成功实施了安深1井2270～2305m(3号层)页岩井段大型压裂。
2011年1月23日，对安深1井2488～2498m页岩井段实施大型压裂，共挤入液量2280.56m3(含中途试压8.63m3)，其中前置液1116.63m3、携砂液1124.79m3、顶替液30.51m3，19个段塞加砂，加入粉陶10.0m3、陶粒65.21m3，平均砂比6.69%，最高砂比12.39%。施工压力41.4～54.1MPa，施工排量9.0～10.73m3/min。裂缝模拟结果表明，体积缝主轴长485m，次轴长195m，高度63m。井温测试结果表明裂缝项界位于2468m，底界位置由于受井底沉砂没测到。
安深1井于2011年1月23日开始控制放喷排液，1月26日，当井口压力下降至3.4MPa开始见油花，1月27日日产 0.53m3油流，2月4日转抽，截至2011年3月9日转试采之前，累计排液792.74m3，返排率32.32%，累计产油55.58m3，最高日产油达4.68m3。3月16日投入试产，日产油稳定在0.2t，日产水0.4t，每日燃烧天然气5～109m3，稳定生产200多天。截至2012年1月31日，投产阶段累计产液188.2t，累计产油47.7t。