页岩气深度富集带理论研究及应用

刘人和　郭伟　刘洪林　汤小琪

摘 要：页岩气是一种自生自储的非常规天然气资源。研究表明：页岩含气量分布特征主要受页岩储层埋深、储层构造形态、有机碳含量以及储层物性等因素的影响。页岩气是吸附气、游离气和溶解气三种赋存状态的动态平衡。通过页岩气的勘探与开发实践，我们获得重要的理论认识：页岩含气量与地层埋深是一种抛物线关系模型，即页岩深度富集带L-W模型。页岩气勘探开发实践表明， 向斜为页岩气富集的主要构造控制因素。因此，在我国总体构造运动比较强烈的地质背景条件下，寻找构造运动比较弱的部位，比如地层产状比较平缓的向斜地区，确定有利勘探方向的页岩气目标区域。

关键词：页岩气 向斜 吸附气 游离气 溶解气 富集规律

中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）01（a）-0010-05

页岩气是一种自生自储的非常规天然气资源，其富集规律除了受到沉积环境等因素影响外，还要受到含气性、页岩储层、盖层、控气地质背景等因素的影响。页岩气富集规律直接关系到页岩气的勘探与开发。理论和实践研究表明，储层埋深为页岩气富集的主要控制因素。中国页岩气资源勘探潜力大[1-5]，该文涉及到的研究区位于四川南部和云南东北部地区，对南方海相页岩含气量分布特征进行了深入的剖析，同时利用等温吸附测试结果建立了该地区的页岩含气量-深度关系模型，对该地区的页岩气含气性进行了理论预测。

1 南方海相页岩含气量分布特征

页岩含气量主要由游离气、吸附气和溶解气构成。研究表明：页岩含气量分布特征主要受页岩储层埋深、储层构造形态、有机碳含量以及储层物性等因素的影响。

1.1 页岩含气量与埋深的关系

南方海相页岩含气量普遍较低，统计分析了14口页岩气井含气量测试数据，发现页岩含气量变化较大，总体偏低，页岩含气量在垂向上变化很大，高值只分布在下部富含有机质页岩的部分井段。页岩气实验研究表明：含气量和埋深存在抛物线的关系，而且不同的埋深，页岩气的组成类型不同。埋深小于1000 m，吸附气主导，埋深超过1000 m，游离气开始迅速增加，并在3000 m以后占据主导地位，超过5000 m以后，大埋深、过成熟，经历强烈压实导致孔隙度降低，影响含气量，总体来看：页岩含气量与埋深呈抛物线的关系（图1）。

1.2 页岩含气量与构造形态关系

与北美环加拿大克拉通形成一系列沉积盆地的格局不同，中国分布着扬子、华北和塔里木三个交互影响的板块，相互之间的共同作用影响着中国不同时期沉积盆地及其中页岩的沉积，后期的构造变动决定了页岩现今的宏观分布。南方海相页岩形成时间早，后期构造活动对页岩气保存条件影响很大，储层构造形态对页岩含气量具有重要的影响。经过近几年的勘探开发工作，构造形态对页岩含气量的影响业已形成共识。稳定区及相对稳定区对页岩气保存有利，向斜区最为有利，其次为斜坡区。背斜区断层及裂隙对页岩气保存不利，埋深生烃期较晚、且后期抬升到适当位置的地区有利于页岩气保存和形成超压，多期抬升和长期抬升不利于页岩气保存。例如YQ2井井位构造位于滇黔北坳陷威信凹陷牛街背斜带大雪山背斜北缘；YQ3井位于滇黔北坳陷威信凹陷孔坝背斜带东北部。YQ2和YQ3井埋深分别为12 m和34 m，页岩含气量分别只有0.11方/t和0.06方/t（如图2）。

我国海相页岩构造改造强烈，页岩储层受多次改造、断裂发育、天然裂隙发育等的影响。而页岩脆性强，在构造运动产生的应力场条件下容易破裂，产生大量裂缝，造成气藏破坏。在我国总体构造运动比较强烈的地质背景条件，应该寻找构造运动比较弱的部位，比如宽缓的向向斜、地层产状比较平缓地区。

1.3 页岩含气量与有机碳碳含量（TOC）的关系

页岩有机碳控制着页岩的物理化学性质；一定程度上控制页岩裂缝的发育程度；更重要的是控制着页岩的含气量。通过统计14口井页岩气井的有机碳含量与页岩含气量125个数据，发现有机碳含量不仅是衡量烃源岩生烃潜力的重要参数，而且是有机质作为吸附气的核心载体。页岩对气的吸附能力与页岩的总有机碳丰度之间存在正相关关系（图3）。

有机质丰度达到多少才能形成商业性页岩气藏，这个参数至关重要。关于页岩气藏形成的有机碳下限值，很多学者都进行过研究[6-8]，认为1%～3%不等。本次研究的四川南部和云南东北部海相烃源岩主要为黑色泥岩，与美国相比，热演化程度较高，都已达高过成熟阶段，大量形态有机质可能已经无法用正常方法测试和观察到。因此，综合考虑各方面因素，认为形成页岩气藏的源岩有机碳含量下限应该采用传统的烃源岩生烃标准，定为0.5%较为合适。

1.4 页岩含气量与储层物性的关系

与美国五大页岩气盆地对比，我国南方海相页岩储层物性条件中等，储层石英含量高、孔隙度低、渗透率较高。我国南方海相页岩储层孔隙度一般0.8%～5.8%，平均值2.7%；孔隙度在4%以上的占14.1%；渗透率一般范围1～4058 md，平均值136 md；大于200 md的占11.3%。储层属于超低渗储层的范围。孔隙度直接反映着储集能力，渗透率反映的是渗滤能力。根据孔隙度、渗透率值与该区的油气产能的关系来评判储集岩十分重要，但受多方面因素的影响，孔隙度、渗透率与页岩气含量关系不明显（图4）。页岩储层只有经过压裂改造后方能获得工业气流。

2 南方海相页岩含气量理论模型

2.1 页岩含气量预测模型

页岩气存在三种赋存状态，即吸附在页岩孔隙表面的吸附态、分布在页岩孔隙及裂隙中游离态和溶解在页岩地层水中的溶解态。一般情况下，在页岩热演化作用过程中生成的甲烷气体，首先满足吸附，然后溶解和游离析出，在一定的温度和压力调节下，这三种状态气处于同一动态平衡体系之中，当页岩的生烃量增大或外界条件改变时，三种存储形式可以相互转换。

2.1.1 吸附甲烷气

吸附状态的天然气量可以通过等温吸附曲线模拟确定。在当前的实验条件和理论水平下，均匀孔隙介质的langmuir单分子吸附动力学模型仍是实验研究的理论依据。页岩气是以甲烷气体为主的混合气体，可利用langmuir等温吸附方程来描述。

根据页岩气的气体组成，配制实验气体，模拟储层温度条件下的等温吸附实验；通过实验平衡压力点气体组分分析和气体压缩因子计算，可以得到该平衡压力点吸附混合气体的气量；对各测试点气体平衡压力和吸附混合气体气量，用方程式

P/V吸=PL混/VL混+P/VL混

做线性拟合，通过直线斜率和截距求得储层温度条件下混合气体Langmuir吸附

常数VL混、PL混。可进一步确定混合气体的等温吸附方程

V吸=VL混P/（P+PL混）

根据储层压力P就可以得到吸附气的储集潜力V吸。通过实验测试，我们建立了页岩气在上扬子地区含气量与埋深、TOC的关系模型，用于吸附气量的计算。

2.1.2 游离气

对于页岩气来言，孔隙为页岩气的富集提供了储集空间，同时也是液态地层水储集的空间。这些储存了气水流体的孔隙是渗流孔隙，基本上是中孔、大孔及其以上的孔隙，我们称为有效孔隙度。有效孔隙度与总孔隙度相比，一般占50%～80%，与页岩的成熟度和TOC含量有密切关系。游离气量为孔隙中不同气体的气量之和，即

V游=

式中，V游为游离气的储集气量，V游i为游离气中第i种气体的储集气量。当甲烷浓度很高时或作近似计算时，可以将页岩气简化为甲烷气体。

在储层的温度和压力条件下，煤层气作为真实气体，与理想气体存在一定偏差，温度和压力越大，理想气体就越需要气体的压缩因子校正，计算公式：

Ni=piVpSg/ZiRT

式中：pi为储层压力，Pa；T为储层温度，K；Vp为煤储层渗流孔隙孔容，Cm3/t； Sg为页岩气含气饱和度，%；Zi为第i种气体组分的压缩因子。

通过计算，我们获得了不同埋深条件下页岩含气量与埋深关系图版。

2.1.3 溶解气

溶解状态的天然气即页岩中水溶气和油溶气。其数量的大小由孔隙中油水数量和特定温度和压力下对气体的溶解量的大小决定。各种气体在油水中溶解能力差别很大，一般页岩含油水的量都在5%以下。在页岩气产液态烃的阶段，油溶气占了比较大的比例，在成熟度比较高的阶段，页岩中的油已经全部裂解，没有液态烃的存在，虽然油溶气溶解能力大，但是没有油溶气存在。

页岩中水的溶解量是气体溶解度、孔隙度和含水饱和度的函数，可具体表达为：

式中，V溶为溶解气的储集潜力，cm3/t； Vp为煤储层孔容，cm3/g；Sw为含水饱和度，%；Rsi为第i种组分的溶解度（体积比），cm3/cm3。当甲烷浓度很高时近视为页岩气全部为甲烷气体。天然气在水中溶解度受温度、压力和矿化度等多种因素的影响，付晓泰（1996）提出天然气组分溶解度方程如下：

式中：Csi为第i种组分在盐溶液中溶解度，mol/m3；f为盐溶液的游离水体积分数，m3/m3；Ki为第i种组分在纯水中的水合常数；Фi为有效孔隙度中的水对第i种气体组分的溶解度m3/m3；Фsi为有效孔隙度中的水对第i种气体组分的溶解度，m3/m3；bi为气体组分i的范德华体积，甲烷气体的值为4.28*10-5，m3/mol；pi为气体组分i的分压，Pa；i为第i中气体组分；T为绝对温度，K；R为摩尔气体常数，8.3J/（mol·K）。

2.2 页岩深度富集带L-W模型

页岩气是吸附气、游离气和溶解气三种赋存状态的动态平衡。通过我们的前期研究，我们获得重要的理论认识：页岩含气量与地层埋深是一种抛物线关系模型，我们这里简称为页岩深度富集带L-W模型。

我们知道影响页岩吸附的地质因素主要包括：地层温度（与埋深有关）、地层压力（与埋深有关）、TOC含量、有机质类型、成熟度以及粘土矿物含量等因素。其中影响最重要的三个因素是温度、压力和有机质含量等三个因素。为此，我们在实验室室内，利用FY-2000型等温吸附仪，开展了不同TOC、温度和压力的吸附模拟实验，建立了南方海相页岩吸附气与埋深关系LW模型和南方海相页岩游离气与埋深LW模型。在这两个模型的基础上，结合14口页岩气井的钻井和实验测试数据，我们本次研究建立了页岩深度富集带L-W模型。

页岩深度富集带L-W模型中，页岩深度和含气量是一种抛物线的关系。在埋深在1.5～2.5 km区间内，页岩含气量普遍较高。有机质含量小于0.5%时，页岩含气量随埋深的增加，普遍低于0.5方/吨；有机质含量介于0.5%～1.0%时，页岩含气量普遍在1.0方/t以内，当有机质含量大于1%时，页岩含气量增高趋势明显。目前在中国南方海相页岩还没有钻井深度为4 km的页岩气井。

3 南方海相页岩向斜富集特征

3.1 向斜构造具有天然保持地层压力条件

勘探实践证实，当页岩气层遭受抬升剥蚀从而埋深过浅并与地表大气水连通或由于断裂与地表沟通时，除游离气散失外，吸附气一方面由于降压解吸变为游离气散失，另一方面由于氮气、二氧化碳具有更强的吸附性而置换甲烷，页岩气保存条件丧失。因此地层压力保持条件非常重要。

向斜圈闭是应力圈闭，这种封闭是压性和压扭性应力作用的结果[9]。向斜低部位一般为相对的流体高势区，常伴随有超压现象。这是因为向斜构造具有天然保持地层压力的条件。向斜构造的两翼与轴部中和面以上表现为压应力，顶板与页岩层断裂或裂隙不发育，阻止了页岩气向上逸散，有利于页岩气在此部位的富集（图8）。因此向斜构造具有天然气保持地层压力的先天优势条件。

3.2 向斜构造具有页岩气成藏的有利构造条件

地质家们一直根据背斜成藏模式指导着常规天然气的勘探决策。页岩气与常规天然气相比，页岩气藏是“自生自储”式气藏，运移距离极短，其现今保存状态基本上可以反映烃类运移的状况，即天然气主要以游离相、吸附相和溶解相存在。在生物化学生气阶段，天然气首先吸附在有机质和岩石颗粒表面，饱和后则富余的天然气以游离相或溶解相进行运移；当达到热裂解生气阶段，由于压力升高，若页岩内部产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集，受周围致密页岩烃源岩层遮挡、圈闭，易形成工业性页岩气藏。从剖面上看，向斜构造储集体呈“凹”形或元宝状，最有利形成高产的部位在中部，大致呈上部收敛、下部张开的截锥状，可以是单层的，也可以是多层组合的。从平面上看，在倾伏向斜中储集体呈箕状，在鞍状向斜中储集体约成四边形。在页岩含气量总体在埋深的因素控制下，对含气量起控制性的主要因素为大中型褶皱构造及挠曲构造，按照褶皱构造与挠曲构造的具体类型及部位不同，其对页岩含气量的影响不同。勘探实践证明，向斜部位页岩含气量最高，向斜构造具有页岩气成藏的有利构造条件。

4 结论与认识

4.1 深度富集带模型

中国大陆含油盆地可分为经向的伊兰一伊通一渤海湾一江汉等盆地带和纬向的准噶尔一二连一松辽等盆地带，两带共拥有中国石油产量和储量的绝对优势，因而分别被称为经向和纬向石油富集“黄金带”[10]。页岩气为大面积连续性气藏，寻找甜点区是提高单井产量和开发效益的关键，随着开发的全球化，页岩气成藏理论不断得到创新发展，其地质评价和选区技术开始体现盆地的特殊性和个性。页岩气的勘探与开发是我们面临的崭新课题，通过前期研究我们发现页岩气含量的富集受深度控制，本次研究建立了深度富集带理论模型（W-L模型），对于页岩气的勘探具有重要的现实意义。

4.2 向斜富集论的勘探实践

“油气从低处往高处运移，并聚集在背斜之中，低部位向斜无油气聚集”，这就是众所周知的背斜理论。页岩气作为油气勘探新领域，随着勘探的深入和扩大，向斜富集论越来越为大家接受。中国南方是我国页岩气勘探评价的重点地区，发育海相、陆相多套富有机质泥页岩，具备形成页岩气的基本地质条件。但与美国页岩气相比，我国南方海相页岩气具有多期构造运动叠加改造、热演化程度高、保存条件复杂的特点，与美国已成功开发的页岩气相比，具有明显的差异性，面临诸多挑战，因此向斜富集论的提出具有重大的理论指导意义。

参考文献

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