科学问题:随着对含油气系统认识的逐步深入以及能源需求的不断增长,非常规油气,特别是页岩油气,成为了人们关注的热点领域。近年来,在中国发现了丰富的页岩油气资源并展现出良好发展前景。然而,我国页岩油气勘探开发的过程中遇到了巨大的挑战,主要原因为中国含油气盆地以陆相地层为主,地质条件复杂,泥页岩层系具有相变频繁、深度变化大、油气成熟度范围广的特征,多个要素制约着页岩油气的开发效益。在这样的背景下,几个关键的科学问题尚未得到解答,包括强非均质泥页岩滞留油气的主控因素和成因机理,页岩热演化过程中油气滞留特征的变化规律,泥页岩中的滞留油气量定量表征方法等。解决这些问题对于建立有效的页岩油气资源评价方法、合理预测页岩油气资源的分布、指导页岩油气的高效勘探开发都具有重要的现实意义。研究思路与方案:本研究选取渤海湾盆地东濮凹陷沙河街组三段湖相泥页岩为研究对象,围绕泥页岩滞留油气机理和热演化过程中泥页岩含油气性特征展开研究。首先明确泥页岩基础地质特征,并定量表征泥页岩中滞留烃量,进而揭示泥页岩滞留油气的主控因素和成因机制;在此基础上,通过半封闭体系热模拟实验,讨论泥页岩热演化过程中滞留油气量和组分特征的变化规律,建立泥页岩滞留烃量的评价方法;最后,应用研究成果评价东濮凹陷沙三段页岩油气资源量和它们的空间分布,并优选页岩油气勘探有利区。主要研究成果:泥页岩滞留烃的赋存状态包括游离烃、束缚烃和溶解烃三类,传统方法使用热解S1或氯仿沥青“A”评价泥页岩含油气性欠缺准确性,需要针对束缚态烃类和轻烃组分含量进行校正。泥页岩滞留烃量影响因素较多,各影响因素之间相互关联,本研究根据成因关联将泥页岩滞留烃主控因素总结为岩相、孔隙结构、围岩条件和埋藏深度四点。其中,岩相通过控制无机矿物组成和有机质性质影响滞留烃量,有机质丰度高、自生颗粒矿物含量高的岩相有利于烃类滞留;泥页岩普遍发育的微纳米级孔隙是烃类的储集空间,页岩油主要赋存在孔径大于10nm的孔隙中,孔径小于10nm的孔隙对页岩油储集贡献较小;围岩特征能够影响页岩油气体系的封闭性,东濮凹陷北部泥页岩层系与厚层膏盐叠置,封闭条件好,滞留烃量高于砂泥叠置为主的凹陷南部;埋藏深度通过泥页岩致密化特征和有机质成熟度两方面影响泥页岩滞留烃量,在适中的深度范围内,泥页岩孔隙度与生烃过程匹配良好时,泥页岩滞留烃量最高。研究通过对未熟页岩样品开展半封闭体系热模拟实验,发现泥页岩中的滞留油量及组分随热演化进行不断变化,滞留油以束缚态为主,随成熟度增加自由烃占比增加。族组分分析结果表明,相比于排出油,滞留油中极性化合物含量更高,且随成熟度增加,排出油与滞留油成分差异增加。本研究在实验研究的基础上,建立了一种评价泥页岩含油气性的数值计算方法,以校正由于忽略轻烃和束缚烃组分对页岩油气资源评价带来的影响。成效与应用:东濮凹陷含盐区与无盐区沙三段泥页岩含油气性随埋深演化特征不同,油气相态空间分布特征也存在明显差异。将泥页岩滞留烃量计算方法应用于东濮凹陷沙三段泥页岩进行页岩油气资源评价,综合考虑泥页岩中滞留的自由烃、束缚烃和轻烃组分,采用“体积法”计算东濮凹陷沙三段泥页岩滞留油气和可动油气资源量分别为76.20×10~8t和31.76×10~8t。在此基础上,优选东濮凹陷沙三段页岩油气有利勘探目标,并预测了沙三上、中、下亚段泥页岩含油气有利面积分别为184.95km~2、413.58km~2和230.28km~2。