渤海湾盆地石炭-二叠系页岩气资源分布特征研究

2014-04-01武晓玲边瑞康姜文利

中国矿业 2014年11期

叶欣，武晓玲，边瑞康，姜文利

(1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083；2.国土资源部油气资源战略研究中心，北京 100034)

1 概况

渤海湾盆地是发育在太古宇古元古界结晶基底之上的“克拉通盆地”，北接西伯利亚板块，南临扬子板块。根据渤海湾盆地断裂分布和活动特征、构造样式分析，结核残留地层分布特征，渤海湾盆地可以划分为太行山以东、盐山-岐口-新港-兰考-聊城断裂带以西区域(构造区)，盐山-新港兰考-聊城断裂带以东、郯庐断裂以西区域(Ⅱ构造区)，张家口-蓬莱走滑断裂以北区域(Ⅲ构造区)等3个构造区(图1)。

石炭-二叠系地层由老到新划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组。除部分隆起区剥蚀殆尽外，石炭系和二叠系在渤海湾盆地分布广泛，残留厚度主要分布在1000～1500m，全区呈由西南向东北方向逐渐变厚的趋势。

2 泥岩地层分布

本文研究区石炭-二叠系泥岩主要分布在太原组和山西组，其发育分布特征与聚煤作用的发生、发展有密切的联系，太原组和山西组广泛分布，残留厚度较大，暗色有机质泥岩发育。太原组暗色泥岩厚度具有从北向南变小的趋势，在华北油气区沉积厚度较大，一般大于100m，大港油气区一般60～100m，而向南到中原油气区一般为40～80m。山西组暗色泥岩厚度总体上相对于太原组小，厚度相对较大的地区除了华北油气区外，中原油气区的沉积厚度也相对较大，一般分布在50～80m之间，而大港油气区的沉积厚度相对较小，一般10～40m。总体上以华北油气区最厚，其次是大港油气区和中原油气区。暗色泥岩野外露头分布广泛，太原组在河北、河南等地区零星出露，规模不大，山西组较太原组范围较广，且厚度也较大。

图1 渤海湾盆地构造单元划分简图注：1-盆地边缘；2-二级构造单元边界；3-三级构造单元边界；4-凹凸编号；5-隆起；6-凸起

3 泥岩有机地化特征

3.1 有机质类型

石炭-二叠系泥岩富含有机质，有机显微组分占全岩体积的60%以上；炭质泥岩中有机显微组分可占10%以上，暗色泥岩和杂色泥岩有机质相对较少，一般在6%以下(表1)，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主(图2)，反映该区石炭-二叠纪聚煤作用时整体环境的相似性的特征。

表1 渤海湾盆地石炭-二叠系煤系地层不同岩性显微组分组成

图2 渤海湾盆地石炭-二叠系煤系泥岩有机质类型判识图

3.2 有机碳含量及其变化

太原组煤系泥岩有机质丰度最高，其次为山西组(图3、表2)。太原组暗色泥岩有机碳含量在0.1%～5.3%，主要分布在2.0%～2.5%，其整体好于山西组，其生烃潜量差异性更大，变化在0.02～9.96mg/g岩石之间。太原组暗色泥岩的有机碳含量整体呈西高东低的特征，最大值位于冀中坳陷，大于5%，在东部济阳地区普遍较小。山西组暗色泥岩有机碳含量在0.1%～4.2%，主要分布在1.5%～2.0%，其生烃潜量差异大，变化在0.02～4.12mg/g岩石，平均值不高于1.50mg/g岩石。山西组暗色泥岩的有机碳含量分布规律性较明显，整体呈西好东差，但其数值差距较小，最大值位于冀南地区巨鹿一带，大于3%，而东部济阳地区相对较小，其有机碳含量大多小于2%。

图3 济阳坳陷石炭-二叠系暗色泥岩有机碳含量等值线图

坳陷层位岩性有机碳/%氯仿沥青“A”/%生烃潜量/(mg/g岩石)黄骅石盒子组泥岩0.1～2.5(0.6/8)0.0096(1)0.02～1.72(0.48/8)山西组泥岩0.1～3.5(1.3/20)0.0074～0.0640(0.0271/10)0.02～4.12(0.81/20)太原组泥岩0.1～4.5(2.0/26)0.0088～0.228(0.0665/15)0.02～9.96(1.54/22)本溪组泥岩0.1～4.2(1.3/15)0.014～0.082(0.030/6)0.02～4.35(1.20/15)东濮石盒子组泥岩0.78～5.31(1.61/39)0.001～0.0346(0.0108/23)0.03～0.66(0.06/13)山西组泥岩0.75～5.56(2.48/68)0.011～0.1727(0.0399/9)0.50～10.2(2.31/38)太原组本溪组泥岩0.77～ 5.89(2.4/164)0.0015～0.0143(0.0439/36)0.5～44.45(3.00/111)冀中二叠泥岩0.1～3.1(0.7/33)0.0119～0.1648(0.0410/9)0.02～2.57(0.25/30)石炭泥岩0.1～5.3(2.4/29)0.0087～0.2071(0.0921/12)0.13～9.62(2.81/19)济阳临清二叠泥岩0.1～4.2(1.5/55)0.0037～0.3468(0.0634/17)0.02～3.53(1.09/43)石炭泥岩0.1～4.3(1.8/60)0.0021～0.1356(0.0341/22)0.3～3.85(1.16/48)渤中石炭-二叠泥岩0.1～5.2(1.1/8)0.0025～0.0525(0.0179/8)0.03～1.32(0.32/8)辽河石盒子组泥岩0.2～1.10.0058～0.0084(1)0.05～0.12(3)山西组泥岩0.5～2.6(1.4/3)0.0084(1)0.18～0.52(0.33/3)太原组泥岩0.6～3.8(1.8/5)0.0133(1)0.07～0.64(0.31/5)

注：22.6～62.7(48.3/3) 最小值～最大值(平均值/样品数)。

3.3 有机质成熟度

石炭-二叠系有机质成熟度具有较大的差异性，其中济阳坳陷成熟度相对较高，主要为成熟-高成熟阶段，东濮、冀中和黄骅坳陷石炭-二叠系有机质成熟度主要处于成熟阶段(图4)。从平面上看，渤海湾地区的太原组和山西组的成熟度分布趋势一致(图5、图6)，大体呈现出“南高北低、东南最高”的空间展布背景。

图4 渤海湾盆地不同坳陷石炭-二叠系有机质成熟度频率分布图

图5 渤海湾盆地太原组有机质成熟度平面分布图

图6 渤海湾盆地山西组有机质成熟度平面分布图

济阳坳陷是渤海湾地区古生界有机质成熟度较高的地区，以东营凹陷主体、沾化坳陷、惠民凹陷中央为高成熟度中心，呈环带状展布，东营凹陷以高成熟阶段为主，沾化凹陷、惠民凹陷以成熟中-晚期阶段为主，而西部局部地带仍处于成熟阶段。东濮坳陷石炭-二叠系有机质成熟度具有自北往南逐渐增高的趋势，以成熟晚期阶段为主，局部仅达中成熟期阶段。临清坳陷以高-过成熟阶段为主，西部和东部较大面积为成熟中-晚期。冀中坳陷具有“东高西低”的成熟度展布规律；在大城斜坡带、武清凹陷等处存在较高成熟度中心，太原组为成熟中-晚期阶段；在其余地带，太原组仅达成熟早期，尤其坳陷北缘，是华北东部内石炭-二叠系有机质成熟度最低的地带。而冀南地区的丘县凹陷是整个盆地石炭-二叠系泥岩成熟度最高地区，太原组已达过成熟度阶段。黄骅坳陷石炭-二叠系有机质成熟度展布格局相对简单，以歧口凹陷为较高成熟度中心，形成向四周降低的成熟带。

4 页岩储层特征

4.1 岩矿特征

石炭-二叠岩性主要为深灰-灰黑色泥岩和碳质泥岩。泥岩矿物成分主要为石英、斜长石、菱铁矿、黄铁矿、白云石、黏土。其中大部分地区石英含量高，达到45%以上，易产生裂缝，为页岩气提供了良好的储集条件(图7)。

图7 佟2905钻孔和佟3井太原组(左)和山西组(右)暗色泥岩矿物成分统计图

泥岩黏土矿物主要为伊利石(25%～41%)，其次为高岭石(14%～34%)、绿泥石(8%～13%)。根据碎屑岩成岩阶段划分，本区泥岩处于中成岩B期，有机质处于高成熟阶段，镜质体反射率大于1.3%。泥岩中有伊利石及伊利石/蒙皂石混层黏土矿物。国外研究结果表明伊利石是页岩中微孔和中孔结构的最大贡献者。中孔和微孔表面随着成熟度的增加而普遍增加。伊利石的微孔和中孔表面积与甲烷吸附量有着较好的相关性。

4.2 储集空间

通过对山西、河南地区上古生界野外剖面页岩氩离子抛光电镜扫描，观察其微孔隙发育情况。发育的主要空间类型可划分为有机孔隙、无机孔隙和微裂缝。

有机孔主要发育有机质溶蚀孔、有机质收缩孔，主要为方解石半充填和未充填。无机孔较发育，主要发育基质溶蚀孔、晶间溶蚀孔和晶内溶蚀孔。其发育程度与矿物类型和相对含量有关，总的来看，方解石含量越高的样品无机孔发育程度越大(图8)。

图8 盆地周边地区上古生界页岩有机孔和无机孔

微裂缝发育类型主要为岩片局部溶蚀缝，主要发育岩片内部小型溶蚀裂缝，贯穿整个岩片的裂缝基本不发育，具有裂缝条数多，发育密度大，延伸短的特征，页岩缝宽主要分布在10nm～1μm。主要为未充填和方解石半充填、全充填(图9)。

图9 盆地周边地区上古生界页岩微裂缝

4.3 物性特征

石炭-二叠系次生孔隙发育，以溶蚀孔隙为主，溶蚀孔隙是泥岩储层中重要的储集空间，包括颗粒的溶解和胶结物的溶解，颗粒溶解孔隙又表现为港湾状部分颗粒溶解孔隙、粒内溶解孔隙、铸模孔隙等，胶结物的溶解主要表现为碳酸盐岩胶结物的溶解，从而形成粒间孔隙等，溶蚀孔隙大小不等。野外地表露头和岩芯上观察到的宏观张性裂缝一般倾角、宽度和长度变化较大，破裂面不平整，多数被方解石完全充填或部分充填。薄片中和扫描电镜下也见到微观张裂缝，裂缝与层面交角不等，近垂直于层面的张裂缝，常切穿顺层缝，起到连通顺层裂缝的作用；剪性缝较张裂缝少，其产状变化也较大，有近垂直层面的菱形共轭剪节理，也有高角度的剪切裂缝，较平直，破裂面光滑，局部有充填物。薄片中和扫描电镜下剪裂缝很少见，多与层面成低角度斜交，平直，一般未被充填。

太原组和山西组泥岩发育水平层理、页理，因此层间页理缝较发育，页岩的页理面上多含砂质，这种裂缝在岩芯和薄片下都可见到。层间页理缝张开度一般较小，多数被完全充填，与高角度张性缝连通。

在野外露头、岩芯观察时都发现了成岩收缩裂缝的存在，成岩收缩缝在泥岩层和水平层理泥灰岩的泥质夹层的扫描电镜下常见，连通性较好，开度变化较大，部分被充填。一般沉积在硅质含量较高的页岩，在成岩过程中由于化学变化而发生收缩作用，从而形成广泛分布的成岩收缩微裂缝(图10)。在扫描电镜下也发现有较多微细裂缝的存在，裂缝呈树枝状和网状，少量裂缝被方解石部分或全部充填，多数为天然开启裂缝。这些裂缝的存在，扩大了目的层系泥岩的储集空间，改善储层的孔渗性，有利于页岩气运移。

图10 佟2905井太原组泥岩构造缝和层间缝(a)构造缝被方解石充填、(b)层间缝、(c)构造缝及层间缝沟通呈网状

研究区近20个泥岩样品进行了压汞实验，综合分析表明泥岩储层具有排驱压力高，细歪度，孔喉直径小等特点，表明储集空间以微孔隙为主，相对均质，分选好。这种类型的泥岩往往吸附气含量高，吸游比高。

泥岩以黏土和泥质为主要成分，粒径通常为5～63μm，微孔隙微缝隙大小基本在5～50μm之间，孔隙度极小，有效孔隙度一般只有1%～5%，渗透率一般为1×10-4～1×10-6md之间，较之致密砂岩储层(1×10-2～1×10-3md)低2～3个数量级，常规意义上不具备储集性能。但由于页岩气主要以吸附和游离状态存在于有机质表面及微孔隙中，因而页岩中的微孔隙、微缝隙仍是有效储集空间。

孔渗分析测试数据统计表明，太原组泥岩孔隙度分布范围为2.3%～4.7%，平均为3.1%，山西组孔隙度范围为2.6%～5.2%，平均为3.3%。

5 页岩气有利区优选

5.1 有利区优选参数、方法

页岩气有利区:主要依据页岩分布、评价参数、页岩气显示以及少量含气性参数优选出来、经过进一步钻探能够或可能获得页岩气工业气流的区域。

在前期油气勘探工作中，已在钻井、气测、录井及测试工作中发现泥岩含烃异常，并基本掌握了异常层系的发育规模、有机地化特征、岩石学特征及少量含油气性特征，经过进一步评价工作可确定含油气层段的区域是页岩气发育的有利区。有利区优选是在地震、钻井以及实验测试等资料基础上，通过分析泥岩沉积特点、构造格架、泥岩地化指标及储集特征等参数，依据泥岩及含气泥岩发育规律而在远景区内进一步优选出的有利区域。

有利区优选主要评价参数集中于泥岩有机质成熟度(Ro)、泥岩总有机质丰度、厚度、脆性矿物含量、物性、埋深和构造稳定性。有利区优选标准如表3所示。

5.2 有利区优选结果

在有利区优选参数的基础上，结合华北及东北区主要盆地泥岩面积、厚度、有机质丰度、有机质成熟度、含气量等数据，利用选区标准，采取单因素叠合法，对渤海湾盆地页岩气的有利区进行了优选。其中，本文重点优选济阳坳陷有利区，石炭-二叠系有利区总面积1675km2，主要分布在车镇凹陷西部、惠民凹陷南部、东营凹陷南部等地区。其中车镇凹陷有利区主要分布在车古31井以西、大古8井以东、垦古51井以南等地区；惠民凹陷主要集中在凹陷南部以及白古1井以东地区；东营凹陷有利区主要分布在通11井北部至凹陷中心的区域(图11)。

6 结论

1)初步明确了研究区页岩油气地质特征，认为渤海湾盆地石炭-二叠系太原组、山西组海陆过渡相碳质泥岩是页岩气发育的有利层系，石炭-二叠系整体上以聚集页岩气为主，具备形成页岩气藏的物质基础、储集条件和资源潜力。

2)初步分析了页岩气富集的控制因素和分布特征，石炭-二叠系有机碳含量相对较高，有利于页岩气形成，太原组好于山西组；整体演化程度比较高，太原组高于山西组，均处于有利生气范围之内；有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，有利于生气。

表3 页岩气选区参考标准

图11 济阳坳陷上古生界页岩气有利区预测图

3)重点优选了济阳坳陷有利区，石炭-二叠系有利区总面积1675km2，主要分布在车镇凹陷西部、惠民凹陷南部、东营凹陷南部等地区。其中车镇凹陷有利区主要分布在车古31井以西、大古8井以东、垦古51井以南等地区；惠民凹陷主要集中在凹陷南部以及白古1井以东地区；东营凹陷主要分布在通11井北部至凹陷中心的区域。

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