海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例

张吉振,李贤庆,王 元,付庆华,蔡月琪,牛海岩

(1.中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京 100083; 2.中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083)



海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征
——以四川盆地南部龙潭组为例

张吉振1,2,李贤庆1,2,王 元1,2,付庆华1,2,蔡月琪1,2,牛海岩1,2

(1.中国矿业大学(北京)煤炭资源与安全开采国家重点实验室,北京 100083; 2.中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京100083)

摘 要:结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究。结果表明:海陆过渡相煤系页岩,累计厚度较大,多在100 m以上,而单层厚度较小,一般小于40 m,通常与煤层和致密砂岩甚至与灰岩互层。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高(TOC含量为0.85%~35.70%,平均6.73%),有机质类型以腐殖型为主(干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰~-23.5‰),有机质成熟度达高—过成熟阶段(Ro为1.95%~2.40%,平均2.22%);页岩中黏土矿物较为发育(20.3%~92.3%,平均61.9%),脆性矿物含量较低(6.3%~65.7%,平均27.7%),页岩储层可压裂性较海相页岩差。龙潭组煤系页岩孔隙度多大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔(含量占29.08%)和溶蚀孔(占30.18%),其次是有机质孔(占16.74%)和粒内孔(占10.56%),还有晶间孔(占4.94%)和微裂缝(占8.5%),为页岩气赋存提供了储集空间;页岩含气性较好,含气量主要介于1.0~3.0 m3/ t。

关键词:海陆过渡相;页岩气;成藏条件;储层特征;龙潭组页岩;四川盆地南部

责任编辑:韩晋平

张吉振,李贤庆,王 元,等.海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以四川盆地南部龙潭组为例[J].煤炭学报,2015, 40(8):1871-1878.doi:10.13225/ j.cnki.jccs.2015.0320

海陆过渡相页岩气是页岩气研究的重要领域之一[1]。全球海陆过渡相页岩气成藏潜力较海相差,勘探开发程度低[2-6]。目前,中国海、陆相页岩气研究取得了较大进展[1-3,7-11],而对于海陆过渡相煤系页岩气研究较少。我国海陆过渡相煤系页岩分布广泛,累计厚度大,频繁与煤层、致密砂岩层互层,具有可观的天然气资源潜力。国内一些学者已对扬子地区海陆过渡相龙潭组页岩气成藏条件、勘探前景及储层特征进行过研究[12-16],多数认为海陆过渡相页岩气储层的非均质性较强,纵横向厚度变化大,受地质构造、沉积相、地化特征影响较大。但是,对上扬子四川盆地龙潭组煤系页岩气成藏条件和储层特征进行系统研究尚较少。笔者拟结合扬子地区海陆过渡相煤系页岩分布与地质特征,以四川盆地南部二叠系龙潭组(P2l)为例,采用有机碳、Rock-eval热解、显微组分定量、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)、高压压汞、低温气体吸附等多种实验分析方法,对四川盆地南部龙潭组海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征进行了研究,以期揭示海陆过渡相煤系页岩气成藏特征。

1 煤系页岩分布特征

煤系页岩据沉积相不同可进一步分为海陆过渡相、湖沼相煤系富有机质页岩,分别形成于克拉通边缘沼泽相和前陆盆地湖沼相[1,2,8]。中国大陆在石炭—二叠纪沉积环境由海相向陆相逐步转化,境内广泛沉积了一套海陆过渡相页岩,多为砂质和炭质页岩[2,8]。我国南方地区二叠系页岩分布面积广[2-3,8],介于(20~50)×104km2,累计厚度10~125 m,最大单层厚度达25 m。

扬子地区龙潭组(P2l)炭质页岩是一套典型的海陆过渡相煤系页岩,厚度20~200 m,川中、滇黔桂地区及下扬子地区沉积厚度大,多在50~200 m,最大累计厚可达670 m,分布面积约(30~50)× 104km2[3,8],页岩类型可分单独发育以及与煤层交互发育两种(图1,部分井位资料据文献[17])。其中,滇黔桂地区上二叠统龙潭组页岩单层厚度较大,一般为20~60 m,四川盆地上二叠统页岩厚度纵横向变化大[3,8,13],介于10~125 m,川中一带均厚在50~120 m,而川南地区页岩厚度在20~120 m,多在50~100 m,川北边缘一带页岩厚度较薄,多小于20 m(图2,根据文献[13,16,18-19]修改)。由此可见,海陆过渡相煤系富有机质泥页岩单层厚度都不大,相对海相页岩较薄,平均厚度一般小于40 m,累计厚度则相对较大,多在100 m以上,最大可超过600 m;通常与煤层和致密砂岩甚至灰岩互层,在适宜地质条件下可以形成页岩气藏或与煤层气、致密砂岩气叠置型气藏。

2 煤系页岩有机质特征

研究表明[4-6,17],经济效益较好可实现高产的页岩气储层一般具有有机质丰度高( TOC含量> 2.0%)、成熟度适中(Ro为1.1%~2.5%)[4-6,8]。扬子地区海陆过渡相二叠系煤系页岩有机质含量与类型受沉积环境影响,TOC含量介于0.1%~38.5%,平均4.7%,多数超过3.0%;有机质类型属腐殖型, Ro为1.2%~3.2%[17]。

图1　扬子地区海陆过渡相龙潭组煤系页岩岩性剖面及气藏模式对比Fig.1 Lithologic profile of marine-terrigenous facies Longtan formation measures shale and the comparison of gas reservoir model in the Yangtze area

图2　扬子地区海陆过渡相龙潭组煤系页岩厚度分布Fig.2 Thickness distribution of marine-terrigenous facies Longtan formation coal measures shale in the Yangtze area

四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩进行地化特征分析实验,有机碳(TOC)含量测定在LECO-230碳硫分析仪上完成,测试依据GB/ T 19145—2003;显微组分定量分析和镜质体反射率(Ro)测定均在MPV-3型显微镜光度计完成,测试依据SY/ T 6414—1999、SY/ T 5124—1995;Rock-eval热解分析在OGE -Ⅱ型油气评价仪完成,测试依据GB/ T 18602—2001。分析表明,四川盆地南部龙潭组煤系页岩样品的TOC含量分布范围为0.8%~35.7%,平均7.51%,其中80%以上的样品TOC含量大于3.0%;镜质体反射率Ro为1.96%~2.40%,平均2.22%,处于主生气窗范围,利于干气大量生成;大多数样品热解最高峰温Tmax大于530℃,处于高—过成熟阶段,从而龙潭组页岩热解生烃潜量(S1+S2)低,介于0.13~2.75 mg/ g,平均0.63 mg/ g,氢指数(HI) 为4.8~17.1 mg/ g,平均7.61 mg/ g(图3)。干酪根碳同位素δ13C为-28.0‰~-23.5‰,都小于-29‰,据以往经验,以δ13C= -29‰,-26‰作为区分I,II和III型干酪根的两个指标界限值[17]。表明其属于Ⅲ型干酪根(图4(a))。有机岩石学分析结果显示:四川盆地南部龙潭组煤系页岩样品富含有机显微组分,以镜质组为主(62.5%~100%,平均80.3%),惰质组较少(2.7%~37.5%,平均15.3%),少量腐泥组和壳质组(不足5%),显示其母质来源以高等植物输入为主(图4(b))。

图3　四川盆地南部龙潭组页岩样品地化特征剖面Fig.3 Geochemical characteristics profile of the Longtan Formation shale samples in south Sichuan Basin

图4　海陆过渡相煤系页岩有机质类型判别Fig.4 Organic matter type identification of marine-terrigenous facies coal measures shales

3 煤系页岩储层矿物组成与脆性特征

页岩储层矿物中的脆性矿物可直接影响页岩可压裂性,控制孔隙及裂隙的发育及页岩含气性;而黏土矿物的富集则是气体吸附的主要原因,影响页岩气的赋存和开采[20-21]。四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩的矿物成分较为复杂。对该区龙潭组煤系页岩样品进行了X-衍射(XRD)分析,是在Rigaku公司产的D/ Max 2500 PC型粉末X射线衍射仪上完成,采用粉末衍射联合会国际数据中心(JCPDS-ICDD)提供的标准粉末衍射分析数据库进行矿物成分含量的定量分析。XRD分析结果显示:四川盆地南部龙潭组煤系页岩富含黏土矿物(20.3%~92.3%,平均61.9%),其中伊/蒙混层(12%~25%)、高岭石(0~50%)和伊利石(6%~21%)较为发育,蒙脱石含量极低;脆性矿物含量次之(6.3%~65.7%,平均27.7%),其中以石英(4.2%~46.2%,平均20.1%)和方解石(0~40.3%,平均4.7%)为主,长石含量较低(0~6.8%,平均1.9%),碳酸盐矿物白云石含量变化较大(0~13.6%,平均1.2%)。总体而言,龙潭组页岩与北美地区页岩矿物种类较为类似,但含量差异较大(图5,北美页岩数据来自文献[4-6]),北美地区页岩石英含量较高(大于20%),而龙潭组页岩中黏土矿物较为发育,脆性矿物和石英含量相对较低,碳酸盐矿物含量与北美地区页岩相当(10%~20%)。页岩脆性指数是页岩气储层评价的一个重要参数,鉴于四川盆地南部龙潭组页岩因其矿物组成的复杂而采用如下公式计算,即:脆性指数=(石英+长石+方解石+白云石) / (石英+长石+方解石+白云石+黏土矿物)×100%。

图5　四川盆地南部龙潭组页岩矿物组成及与北美地区页岩对比Fig.5 Mineral composition of Longtan Formation shale in South Sichuan Basin and its comparison to that of North America

计算结果表明,四川盆地南部龙潭组煤系页岩脆性指数分布范围为6.4%~76.4%,平均31.0%,主值位于30%~50%[22]。总体而言,与北美地区海相页岩(脆性指数平均>50%)相比,四川盆地南部龙潭组煤系页岩脆性指数较低,页岩储层可压裂性较差。

4 煤系页岩储层孔隙类型与特征

页岩孔隙是页岩气藏中气体的储集空间[1,4,7],孔隙的微观特征影响页岩气储集性能[5-6,21]。页岩中微裂缝的发育不仅为页岩气提供有利的储集空间,而且利于吸附气的解析[23]。

为研究四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩储层孔隙特征,进行了孔隙度测定、高压压汞、低温气体(N2,CO2)吸附实验分析。孔隙度测定在QKYZN型孔隙度分析仪上完成,测定依据SY/ T5336—2006。高压压汞实验是在美国康塔公司产的Pore Master GT60全自动孔隙分析仪(压汞仪)上完成,孔径测定范围为0.003 6~950 μm。N2和CO2气体吸附实验在美国康塔公司产的NOVA4200e比表面及孔隙分析仪完成,比表面积测定范围大于0.01 m2/ g,孔径测定范围为0.35~200 nm。分析结果(图6)表明,四川盆地南部龙潭组煤系页岩样品孔隙度多数分布在2%~8%,平均为6.3%,多数页岩样品孔隙度大于3%,一定程度上利于页岩气赋存;龙潭组页岩N2吸附的比表面积、孔容分别为4.72~13.90 m2/ g和0.77~1.87 cm3/ (100 g),页岩CO2吸附的比表面积、孔容分别为12.5~43.9 m2/ g和0.38~1.31 cm3/ (100 g),稍低于北美Barnett页岩[24]。龙潭组页岩中纳米级孔隙以微孔(<2 nm)和介孔(2~50 nm)为主,宏孔(>50 nm)较少,微孔和介孔之和占总孔隙体积的56.2%,占总比表面积的80%以上,是页岩气赋存的主要载体。

图6　四川盆地南部龙潭组页岩样品孔隙度分布Fig.6 Porosity distribution of the Longtan Formation shalesamples in south Sichuan Basin

应用扫描电子显微镜(SEM)分析法,观测了四川盆地南部龙潭组煤系页岩储层微观孔隙类型、形貌特征和赋存状态,在VEGALSHⅡ扫描电子显微镜仪上完成,最大放大倍率高达100万倍,在高分辨率模式下具有高达3.0 nm/ (30 kV)分辨率,电镜观察方式包括背散射电子成像和二次电子成像。结合SEM图像分析法,使用ImageJx2软件二值化处理分析,获得页岩样品孔隙相对含量及孔径分布范围的半定量数据。分析结果表明:四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩发育多种类型微孔隙(图7):常见粒间孔(含量占29.08%,孔径0.1~13.6 μm)和溶蚀孔(含量占30.18%,孔径0.1~16 μm),其次有机质孔(含量占16.74%,孔径0.1~16 μm)和粒内孔(含量占10.56%,孔径0.1~6.3 μm),还有晶间孔(含量占4.94%,孔径0.1~2.6 μm)和微裂缝(含量占8.5%,孔径0.1~8 μm);龙潭组页岩样品中孔隙形状以圆形、椭圆形、三角形、不规则状为主,孔隙之间有一定的连通性,这些孔裂隙作为页岩气赋存载体,为页岩气赋存提供了储集空间。

图7　四川盆地南部龙潭组煤系页岩样品孔隙特征SEM图像Fig.7 SEM images of Pores characteristics of Longtan Formations shale samples in south Sichuan Basin (a)为粒间孔,ZK13104井,黑色页岩,埋深612.91~615.21 m;(b)为有机质孔,ZK11104井,炭质页岩,埋深977.12~979.42 m; (c)为溶蚀孔,ZK3504井,黑色页岩,埋深745.55~749.07 m;(d)为微裂缝,ZK1501井,黑色页岩,埋深678.01~679.41 m

5 煤系页岩含气性

页岩气含气量是衡量页岩气富集区是否具备开采价值和进行资源潜力评价的一项重要指标[1-4,23-25]。扬子地区二叠系龙潭组煤系页岩含气量变化大,分布范围为1.00~9.42 m3/ t,主要位于1.0~3.0 m3/ t,与成功开发页岩气的北美页岩含气量[1,4-5]相比,具备了页岩气成藏的含气性条件。周东升等[14]对扬子地区龙潭组泥页岩样品进行等温吸附实验测得最大吸附气量为2.0 m3/ t,含气量介于1.0~2.6 m3/ t;黔西北地区西页1井龙潭组页岩现场解析气含气量变化范围较大,介于1.24~9.42 m3/ t,平均6.65 m3/ t[26];黔中地区方页1井龙潭组炭质样品吸附气含量介于1.34~5.56 m3/ t,总含气量达1.65~6.78 m3/ t[27];湘中地区湘页1井含气量介于1.37~1.83 m3/ t,平均1.60 m3/ t[15];下扬子巢湖地区姚家山剖面龙潭组页岩由于黏土矿物含量较低,不利于吸附,吸附气含量要低于有机碳含量更低的西页1井,含气量为1.2~4.8 m3/ t[28]。扬子地区龙潭组页岩气吸附气含量一般随有机碳含量增加而递增,主要介于1.0~4.5 m3/ t(图8(a))。目前北美已商业开发的页岩气,其含气量最低为1.1 m3/ t[1-2]。扬子地区龙潭组煤系页岩含气性较好(图8(b)),含气量主要为1.0~3.0 m3/ t,页岩气含气量已达到商业性页岩气开发下限,具备一定的页岩气资源开发潜力。

图8　扬子地区龙潭组页岩等温吸附曲线和含气量(据文献[1,12-16,25-27]修改)Fig.8 Isothermal adsorption curves and gas content of the Longtan Formation shales in Yangtze area

6 结 论

(1)扬子地区海陆过渡相龙潭组煤系富有机质泥页岩单层厚度不大,相对海相页岩较薄,单层平均厚度一般小于40 m,累计厚度则相对较大,多在100 m以上,最大可超过600 m;它常与煤层和致密砂岩甚至灰岩互层,在适宜地质条件下可以形成页岩气藏或与煤层气、致密砂岩气叠置型气藏。

(2)四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩有机碳含量较高(其中80%以上的样品TOC含量大于3.0%),页岩母质来源为陆源输入,镜质体含量较高,有机质类型属腐殖型;热解最高峰温Tmax多大于530℃,有机质成熟度达高—过成熟阶段( Ro为1.95%~2.40%,平均2.22%),处于主生气窗范围,利于干气大量生成。

(3)四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩中黏土矿物较为发育( 20.3%~92.3%,平均61.9%),其中伊/蒙混层、高岭石和伊利石较为发育,蒙脱石含量极低;脆性矿物含量较低(6.3%~65.7%,平均27.7%),以长石、方解石为主,碳酸盐矿物含量变化大;龙潭组煤系页岩脆性指数介于6.4%~76.4%,平均31.0%,主值为30%~50%,页岩储层的可压裂性较北美地区海相页岩差。

(4)四川盆地南部海陆过渡相龙潭组煤系页岩孔隙度分布在0.6%~8.0% (平均6.32%),多数页岩样品孔隙度大于3%,孔隙类型多样,常见粒间孔和溶蚀孔,其次是有机质孔和粒内孔,还有晶间孔和微裂缝,孔隙形态不规则,具一定连通性,为页岩气赋存提供了储集空间;扬子地区二叠系龙潭组煤系页岩含气量变化大,主要位于1.0~3.0 m3/ t,具备了页岩气成藏的含气性条件。

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Accumulation conditions and reservoir characteristics of marineterrigenous facies coal measures shale gas from Longtan Formation in South Sichuan Basin

ZHANG Ji-zhen1,2,LI Xian-qing1,2,WANG Yuan1,2,FU Qing-hua1,2,CAI Yue-qi1,2,NIU Hai-yan1,2

(1.State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining,China University of Mining and Technology(Beijing),Beijing 100083,China;2.College of Geoscience grad Surveying Engineering,China University of Mining and Technology (Beijing),Beijing 100083,China)

Abstract:Combined with the shale distribution and geological characteristics of marine-terrigenous facies coal measures in the Yangtze area,taking the Permian Longtan Formation in South Sichuan Basin as example,the authors investigated the accumulation conditions and the reservoir characteristics of marine-terrigenous facies coal measures shale gas using many experimental methods,such as organic carbon,Rock-eval pyrolysis,maceral identification,X-ray dif-book=1872,ebook=167fraction (XRD),scanning electron microscope (SEM),high pressure mercury injection,low temperature gas sorption, etc.The results show that the marine-terrigenous facies coal measures shale has the features of rapid vertical-lateral variation,huge cumulative thickness (mainly over 100 m),small individual thickness (generally <40 m),and commonly accompanied with coal bed,limestone and tight sand.The marine-terrigenous facies coal measures shale from Longtan Formation in South Sichuan Basin,which featured with high organic matter abundance (TOC = 0.85% -35.70%,average 6.73%),mainly with humic type organic matter (kerogen δ13C = -28.0‰--23.5‰),high-over thermal evolution level (Ro=1.95% -2.4%,average 2.22%),rich in clay minerals content(20.3% -92.3%,average 61.9%),and relatively low brittle minerals content (6.3% -65.7%,average 27.7%).The shale reservoir fracturing from Longtan Formation is worse than that of marine shale.The porosity of the Longtan Formation shale in South Sichuan Basin is mainly over 3%.Many types of pores were developed,including intergranular pore (29.08%),dissolution pore (30.18%),organic pores (16.74%),intragranular (10.56%),inter-crystalline (4.94%) and microfracture (8.5%),which provide reservoir space for the accumulation of shale gas.Gas generation capability from the Longtan Formation shale is relatively better,and its main gas content can be 1.0-3.0 m3/ t.

Key words:marine-terrigenous facies;shale gas;accumulation condition;reservoir characteristics;Longtan Formation shale;South Sichuan Basin

通讯作者:李贤庆(1967—),男,浙江富阳人,教授,博士生导师。Tel:010-62331854,E-mail:Lixq@ cumtb.edu.cn

作者简介:张吉振(1991—),男,山东济宁人,硕士研究生。E-mail:ZJZcumtb@126.com。

基金项目:国家重点基础研究发展计划(973)资助项目(2012CB214702);国土资源部公益性行业科研专项基金资助项目(201311022);教育部高等学校博士学科点基金资助项目(20110023110017)

收稿日期:2015-03-11

中图分类号:P618.13

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2015)08-1871-08