甘肃省庆阳地区页岩气地质特征分析

曹学明，周志强

（甘肃煤炭地质勘查院，兰州730000）

甘肃省庆阳地区页岩气地质特征分析

曹学明，周志强

（甘肃煤炭地质勘查院，兰州730000）

庆阳地区含有较厚的上三叠统长7段黑色（暗色）泥页岩，为了研究该区页岩气勘探潜力，根据对页探1井的测井及对样品的各种电子光学测试，从泥页岩层的电性特征、储层特征、地化特征、含气性特征等方面，对庆阳地区的页岩气地质特征做了分析研究。结果表明：该区泥页岩层可以通过常规测井的一般特征、ΔlgR法、GR-KTh重叠法等综合的方法进行较好的识别；该区的暗色泥页岩厚度较大，脆性矿物以石英和长石为主，含量较高；储层属低孔低渗储层，物性较差，孔隙及裂隙均有发育；有机碳含量较高，有机质成熟度较高，具有较强的生排烃能力；有较大的含气量及较好的储气能力；综合分析认为，庆阳地区具有较好的页岩气勘探潜力。

页岩气；电性特征；地质特征；庆阳地区；储气能力

0引言

页岩气是一种重要的非常规天然气资源，与常规储层气藏不同，泥页岩既是其生成的源岩，又是其聚集和保存的储层和盖层，表现为典型的原地成藏模式。美国是世界上页岩气勘探开发最早的国家，已经确定页岩气资源量为15×1012～30×1012m3，探明的页岩气储量达24.4×1012m3。近年来，在美国页岩气领域成功的促进下，引发了世界对页岩气研究的热潮，中国也开始了对页岩气理论的研究与勘查工作。目前我国已形成了长宁-威远、涪陵、延长等数个页岩气示范区。张金川预测我国页岩气可采资源储量约26×1012m3。据王香增估算，鄂尔多斯盆地及外围地质资源量近12×1012m3［1-3］。2011年4月，由延长石油在陕西甘泉完井的LP177井成功产气，标志着鄂尔多斯盆地具有良好的页岩气勘探潜力。但是，甘肃省尚未有系统的页岩气研究工作。2015年3月，甘肃煤田地质局在庆阳地区施工了该区甚至是甘肃省第一口真正意义的页岩气调查井-页探1井，从此启动了庆阳地区页岩气资源的调查研究工作。

鄂尔多斯盆地长7段底部的黑色（暗色）泥页岩，为盆地的一套重要烃源岩，在庆阳地区分布稳定。尽管前人对该层的生烃情况有所研究，但对其含气性等评价页岩气开发潜力的基本参数缺少系统性的研究，因此，本文根据页探1井的实测数据对本区的页岩气地质情况的研究，希望对庆阳地区的陆相页岩气研究提供一定的指导或借鉴作用。

1地质概况

1.1构造背景

鄂尔多斯盆地是一个多旋回克拉通叠合盆地，经历了早古生代华北陆表海、晚古生代华北滨浅海、中生代内陆湖盆和新生代周缘断陷等多旋回演化，形成了现在的构造格局［4］。根据构造形态，盆地可划分为6个一级构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、晋西挠褶带、天环坳陷和陕北斜坡［5］。庆阳地区位于鄂尔多斯盆地西南部陕北单斜（庆阳单斜）。

1.2沉积背景

自元古代以来，鄂尔多斯地区一直为一稳定地台。早二叠世以前以海相为主，早二叠世以来，海水逐渐向东、西、南方向退出。毗邻鄂尔多斯北缘的东西向内蒙兴安地槽强烈抬升，西缘南北向的“古陆架”活动加剧并凸起，南部北西向的秦岭海槽完全关闭从而使盆地成了北受东西向、西受南北向、南受近东西向制约的陆块。在这种古地理面貌的控制下，开始了上三叠统延长组的沉积。

庆阳地区在长9段沉积期处于半深湖相沉积时期，以快速下沉为主，处于一种欠补偿状态，至长8期湖盆下沉作用逐渐减缓，盆地西南部、南部物源供给速率较长9有所加强，砂体横向分布较稳定，陆源碎屑供给充足，湖岸线比长9期略向湖盆中心收缩。上部为三角洲前缘及前三角洲的灰白色细砂岩与灰绿色、灰黑色泥岩的互层。进入长7期，湖盆快速下沉，为延长组最大湖侵期，湖盆范围较长8期明显扩大，水体变深。长6期盆地下沉作用渐趋减缓，湖盆开始收缩，沉积物的供给速率开始向大于可容空间的增加速率转变，沉积作用大大加强，整个湖盆从此进入逐渐填实、收敛，直至最后消亡的历程。

1.3目标层段地层情况

研究的目的层为上三叠统延长组，根据区域地层标志及沉积旋回等特征，将延长组共划分为10段，其中长7段、长9段为区域内烃源岩发育的目的层及标志层。但在本地区，页探1井中未见处于长9段中上部的黑色页岩。长7段底部为一套半深湖的黑色（暗色）泥页岩，中部为浅湖相的黑色、灰绿色泥岩夹薄层的浅湖砂岩，顶部为三角洲前缘及前三角洲的灰白色细砂岩与灰绿色、灰黑色泥岩的互层沉积物。

2电性识别特征

2.1一般电性特征

含气泥页岩的最大特征就是有机质含量高，因此在常规测井系列中，如自然伽马、声波、电阻率、密度等测井曲线中均有较好的显示。一般含气泥页岩中有机质均吸附铀的同位素，另外黏土颗粒的吸附作用等都可导致自然伽马值的增高。有机质密度与岩石骨架密度的差异较大，有机质含量增多，密度值越低，声波时差增大也越大，因此含气泥页岩层密度往往要低于相同岩性的贫有机碳泥页岩层。同时，由于有机碳电阻率高，含气泥页岩层的电阻率也要高于同岩性的泥页岩层。一般情况下，含气泥页岩层在测井曲线上具有自然伽马高、声波时差高、电阻率高、密度低这“三高一低”的电性特征（图1）。

2.2ΔlgR法

ΔlgR法是一种利用测井资料来识别和计算地层中含有机质岩层总有机质碳的一种方法，该方法通过将声波时差和电阻率曲线重叠，并使两条曲线刻度标示相反，则曲线基本重合在一起反映了饱含水但缺乏有机质的地层，在富含有机质的泥岩或页岩层段，电阻率和声波时差曲线出现分离，其主要原因是：声波时差（AC）曲线产生差异是由于声波对低密度和低速度（高声波时差）的干酪根的响应造成的，在未成熟的富含有机质岩石中，由于油气还没有生成，观察到的电阻率与孔隙度曲线之间的差异仅仅是由于孔隙度曲线响应而造成的，在成熟的烃源岩中，除了孔隙度曲线响应之外，由于有烃类的存在，地层电阻率的增加，并且烃类含量越高，两条曲线产生的差异更大则更大［6］。

通过自然伽马测井曲线定量确定泥页岩段后，通过电阻率（LLD）与声波时差（AC）曲线之间的间距（ΔlgR）来反映有机质含量的高低，从而对含气（油）页岩层段进行识别。

2.3GR-KTh重叠法

利用泥页岩的高GR、高U的电性特征，使GRKTh曲线重叠，在泥页岩层段处，两曲线分离，使用此方法可有效的划分出含气泥页岩层（图1）。

3储集层特征

3.1矿物成分特征

根据页探1井长7段5个泥页岩样品所做的X衍射结果显示，长7段黏土矿物含量为34%～60%，平均为49.4%；石英含量为28%～41%，平均为34.4%；长石含量为6%～14%，平均为10.4%；黄铁矿含量为0～6%，平均为2%；方解石含量为0～3%，平均为0.6%。黏土矿物主要为伊/蒙间层，其含量为59%～64%，平均为64.6%；其次为伊利石含量24%～29%，平均为27%；再次为绿泥石含量为6%～12%，平均为9.6%。泥页岩内脆性矿物（石英+长石+黄铁矿等）含量超过30%，表明该储层可压裂性较好，较容易在后期开发过程中改造形成小裂隙［6］。

图1　含气泥页岩层的测井识别方法Figure 1 Gas-bearing argillutite well logging identification

3.2泥页岩厚度

根据区域资料，做为盆地区域标志层的庆阳地区长7段底部的黑色（暗色）泥页岩厚度10～50 m。根据页探1井的资料显示，该段单一厚度达27 m，层系厚度达50 m以上。

3.3泥页岩孔渗特征

根据实验室对长7段泥页岩样品进行的储层物性分析及脉冲式孔渗试验数据表明，长7段泥页岩储层的孔渗变化范围均较大。孔隙度为0.7%～ 8%，平均为3.94%，孔隙度小于1.5%的样品数占将近40%（图2左）；渗透率为0.000183～0.0433 mD，平均为0.006 7 mD，70%的样品渗透率小于0.005 mD（图2右）。压汞曲线表现为较高的排驱压力，一般排驱长压力为5.31～16.31 MPa，平均为10.318 MPa；喉道直径均值为0.03～0.09 μm，平均为0.05 μm，喉道较细。上述数据表明，长7段为低孔低渗储集层，物性较差，导致其游离气储存的条件可能相对较差。

图2　长7段孔渗频率图Figure 2 Chang-7 member porosity and permeability frequency chart

长7段泥页岩孔隙度与渗透率之间相关关系较为明显，总体呈现正相关关系（图3）。

3.4孔隙特征

3.4.1孔隙类型

在微观条件下，庆阳地区孔隙主要有粒间孔、溶蚀孔和有机质生烃孔3类。

图3　长7段孔渗关系图Figure 3 Relationship between porosity and permeability in Chang-7 member

（1）矿物质残留粒间孔。碎屑颗粒粒间孔是有石英、长石等刚性碎屑颗粒堆积所形成的孔隙空间，在泥页岩的粉砂纹层中最为发育。孔隙的形态有不规则形、长条形、三角形等，以不规则型为主，孔隙级别主要为大孔（图4A）。黏土矿物粒间孔是由黏土矿物所围成的孔隙空间，主要为不规则状的微孔隙，但局部也形成有大孔隙（图4C、图4D）。

（2）溶蚀孔。泥页岩中由溶蚀作用形成的次生孔隙在砂岩纹层中较为常见，以及在粒间填隙物中较为常见。在晶型比较好的莓粒状黄铁矿内部发育有溶蚀孔隙（图4B），孔径为几百纳米。

（3）有机质生烃孔。泥页岩中有机生烃孔是指干酪根在生烃过程中产生的孔隙空间。有机质生烃孔多为孤立状分布。单个有机质孔孔隙的形态以椭圆形和长条形为主，也有三角形、多边形等。椭圆形有机质孔的直径一般为几十、几百纳米，长条形有机质孔的宽度为几百纳米，长度为几微米。孔隙常成群分布，主要分布在干酪根边缘区域（图4E、图4F）。

图4　长7段泥页岩孔裂隙特征Figure 4 Chang-7 member argillutite porosity and fracture features

3.4.2裂隙

裂隙既可为页岩气提供储集空间，又可为页岩气的生产提供运移通道，裂隙的发育程度和规模是影响页岩气聚集和泥页岩含气量的重要因素，决定着泥页岩渗透率的大小，控制着泥页岩的连通程度，进一步控制着气体的流动速度以及气藏的产能。

利用光学显微镜可以观察到泥页岩内部的一些微小裂隙特征。图4G中显示层间微小裂缝，图4H为层内微裂缝，部分裂隙被方解石或硅质所填充，图4I层间裂隙，部分裂隙被填充物所填充，图4J中显示为宽大裂隙被纤维状方解石所填充。

4泥页岩地化特征

4.1有机质碳含量（TOC）

根据对页探1井长7段19个样品的有机碳含量测试，TOC含量为0.41%～16.13%，平均为6.89%；TOC含量在1%～7%及9%～11%区间近70%（图5）。总体有机质含量较高，属好的烃源岩。

4.2有机质类型

有机质类型的研究方法主要有有机地球化学方法和有机岩石学方法。有机地球化学方法主要包括有机元素分析和热解分析等；有机岩石学方法主要为镜下有机显微组分鉴定或干酪根镜检。

4.2.1泥页岩有机显微组分组成特征

有机显微组分指烃源岩中呈分散状态存在于矿物之间的固体有机质。

根据页探1井的泥页岩显微组分分析，长7段泥页岩干酪根显微组分主要包括腐泥组、镜质组和惰质组三大类，未见壳质组。其中腐泥组主要为无定形体，透光下颜色以棕色为主。无定形体形态不规则，多呈不均匀絮状、分散状、团块状散布于整个光片区域（图6）。

图5　TOC分布频率图Figure 5 TOC distribution frequency chart

根据干酪根有机显微组分相对含量的含量统计分析（表1），本区腐泥组百分含量为55%～75%，平均为66%，是泥页岩干酪根的主要部分；镜质组和惰质组来源于陆源植物，均属腐殖型有机质。根据镜下组分含量估算，镜质组百分含量为3%～15%，平均9.43%；惰质组百分含量为19%～30%，平均24.57%。根据干酪根不同显微组分对成烃贡献大小而确定的有机质类型指数范围为13.75～50.75，平均为34.36。干酪根类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型。

根据以上分析，目标层干酪根显微组分以腐泥组最为发育，惰质组次之，无壳质组发育。说明目标层泥页岩具有腐泥型和混合型干酪根的特点，有机质以低等生物为主要来源，有机质利于生烃，为页岩气生成奠定了物质基础。

表1　泥页岩干酪根显微组分统计表Table 1 Statistics of argillutite kerogen macerals

图6　长7段泥页岩显微组分图Figure 6 Chang-7 member argillutite macerals

4.2.2热解参数特征

目的层段共对5个样品进行了热解分析，获得了热解峰值、生烃潜量（S1+S2）等，见表2。

从表2可以看出，Tmax分布为317～457℃，平均为421.6℃；生烃潜量（S1+S2）为0.67～33.53 mg/g，平均为15.81 mg/g。根据图7，Tmax有随着埋深增加而增大的趋势。

表2　长7段泥页岩热解参数Table 2 Chang-7 member pyrolysis parameters

图7　Tmax与深度关系图Figure 7 Relationship between Tmaxand depth

4.2.3有机质成熟度

采用镜质组反射率（R0）法。根据镜质组反射率可以将有机质的演化分为R0小于0.5为未成熟阶段；0.5%～0.7%为低成熟阶段；0.7%～1.3%为成熟阶段；1.3～2.0为高成熟阶段；大于2.0为过成熟阶段。

从实测的泥页岩的有机质成熟度来看，本区目的层段5个样品的镜质组反射率为0.87%～1.37%，其中处于成熟阶段的样品数3个，处于高成熟阶段的样品数2个（图8），表明本区的泥页岩有机质处在成熟阶段或以上，具有较强的生排烃能力。

5含气性特征

主要是采用了解析法和等温吸附法。

图8　镜质组反射率（R0）统计图Figure 8 Statistics of vitrinite reflectance（RO）

5.1解析法

解析法是测量页岩气含量最直接最常用的方法［3］，本方法中泥页岩含气量主要有解吸气量、残余气量和损失气量3部分构成的，其中损失气的是页岩气含气量测定的难点。本次测试主要采用USBM法恢复损失气量，其计算方法见图9。

根据实测解吸气量、残余气量及损失气量三部分的总和，求得长7段泥页岩在标况（0℃，101.325 kPa）下的含气量为1.19～3.9 m3/t，平均为2.62 m3/t。

5.2等温吸附法

根据国内及北美泥页岩勘探经验，泥页岩吸附气体积多用朗缪尔方程计算。根据页探1井对长7段3个样品进行的等温吸附测试（图10），得到的最大吸附气量分别为6.04、3.09、3.83 m3/t，平均为4.32 m3/t，表明泥页岩具有较好的储气能力。

6结论

图9　采用直线法估算泥页岩损失气量图Figure 9 Method of lines estimated argillutite loss of gas

图10　长7段泥页岩等温吸附图Figure 10 Chang-7 member argillutite isothermal adsorption curves

庆阳地区上三叠统延长组长7段发育良好，通过研究后认为：①该区目的层段具有较好的测井显示，用常规测井的一般电性特征、ΔlgR法及GR-KTh法等综合的方法可以较好的识别。②该区页岩气具有较好的地质特征：目的层段孔隙主要有粒间孔、溶蚀孔和有机质生烃孔3类，同时层间或层内裂隙也有发育；孔隙度与渗透率均较低，储层物性较差，但脆性矿物含量较高，具备下步开发时改造成小裂隙的地质条件；TOC含量较高，有机质成熟度较高，生烃潜力较大；干酪根类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型；储层有较大的含气量及较好的储气能力；③综合分析认为，该区长7段黑色（暗色）泥页岩具有较好的页岩气勘探潜力。

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Shale Gas Geological Characteristic Analysis in Qingyang Area，Gansu Province

Cao Xueming，Zhou Zhiqiang
（Gansu Coal Geological Exploration Institute，Lanzhou，Gansu 730000）

The thicker upper Triassic Chang-7 member black（dark）argillutite has developed in the Qingyang area.To study shale gas exploration potential in the area，based on well logging data from borehole YT No.1 and sample electronic optical tests，from aspects of argillutite electrical，reservoir，geochemical and gas-bearing property characteristics，carried out analytic study on shale gas geological features in Qingyang area.The result has shown that the argillutite in the area can be well identified through integrated methods including traditional well logging general features，ΔlgR method，GR-KTh superposition method etc.The dark argillutite in the area has large thickness；brittle minerals have mainly quartz and feldspar with larger contents.The reservoir is low porosity，low permeability，poorer physical properties，developed both pores and fractures；higher content of organic carbon，better organic matter maturity，stronger hydrocarbon generation and expulsion capacities；larger gas content and better reserve capacity.The comprehensive analysis considered that Qingyang area has better shale gas exploration potential.

shale gas；electrical characteristics；geological features；Qingyang area；gas reserve capacity

P168.13

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.09.07

1674-1803（2016）09-0030-07

曹学明（1980—），男，甘肃定西人，硕士，从事煤、非常规能源地质等方面的研究工作。

2016-05-09

责任编辑：宋博辇