鄂尔多斯盆地东缘太原组页岩气成藏特征

2016-12-20陈尚斌司庆红韩宇富

特种油气藏 2016年1期

关键词：生烃鄂尔多斯太原

周帅，陈尚斌，2，司庆红，韩宇富，张超

(1.中国矿业大学，江苏徐州 221116；2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏徐州 221116；3.天津地质调查中心矿产资源调查院，天津 300170)

鄂尔多斯盆地东缘太原组页岩气成藏特征

周帅1，陈尚斌1，2，司庆红3，韩宇富1，张超3

(1.中国矿业大学，江苏徐州 221116；2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏徐州 221116；3.天津地质调查中心矿产资源调查院，天津 300170)

以鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相太原组泥页岩为研究对象，通过野外调查和实验测试，分析太原组泥页岩的空间展布、储层地球化学与物性特征以及页岩气成藏特征，估算页岩气资源潜力。研究认为：鄂尔多斯盆地东缘太原组泥页岩沉积于三角洲平原和潮坪—潟湖环境，沉积厚度为30～70 m，自东向西变薄；泥页岩有机质为Ⅲ型干酪根，有机碳含量为4.06%，成熟度为0.90%～2.40%，处于中等—过成熟阶段；储层孔隙以微孔为主，脆性矿物含量超过45%，具较好的页岩气源岩和储层条件；页岩气藏主要为深埋热作用与岩浆热作用叠加的热成因型气藏，形成于早白垩世的生烃高峰期。采用体积法估算页岩气资源量约为1.924 3×1012m3；初步优选出临县—兴县和石楼—隰县—大宁—蒲县等2个勘探有利区，有利区页岩气资源潜力约为0.92×1012m3，该研究为鄂尔多斯盆地东缘页岩气勘探开发提供了依据。

海陆过渡相页岩气；成藏特征；资源潜力；太原组；鄂尔多斯盆地东缘

0 引言

中国富有机质泥页岩广泛发育，页岩气资源潜力巨大，页岩气储层按沉积条件可分为海相页岩、陆相页岩和海陆过渡相页岩3种类型[1-2]。中国页岩气可采资源总量约为25.08×1012m3，其中海陆过渡相页岩气可采资源量达到8.97×1012m3，主要勘探区域为南华北盆地、鄂尔多斯盆地和银额盆地。前期勘探和试井生产显示鄂尔多斯盆地临兴地区煤层气、页岩气和致密砂岩气(海陆过渡相地层)勘探开发具有良好的前景，近期在鄂尔多斯盆地石炭—二叠系见工业气流，鄂尔多斯北部地区鄂页1井经压裂改造后在太原组获得1.95×104m3/d的稳定产量[3]。鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相太原组泥页岩分布范围大、厚度连续性好，具备较好的页岩气成藏基础条件。分析其储层成藏特征，估算页岩气资源潜力，优选勘探有利的“甜点区”，为研究区页岩气勘探开发提供依据。

1 地质背景

研究区鄂尔多斯盆地东缘位于山西省西部，西、北以黄河为界，东、南以离石—紫金山断裂带为界，南北长约为400 km，东西宽约为80 km，总面积约为17 174 km2。地层总体向西偏南倾斜，自东向西依次出露石炭系、二叠系和三叠系地层。以离石—紫荆山断裂带为主断裂线，北部为走向近南北、西倾的河东单斜，中部离石形成东部翘起、向西倾没的鼻状构造，发育离石向斜和玉家会背斜，南部内部呈现背斜向斜相间的构造，东侧边缘地层倾角较大，形成褶皱挠曲带。

晚石炭世—二叠纪末，海西运动主导多期次海进海退，沉积了海陆过渡相为主的太原组地层。中生代以来，鄂尔多斯盆地东缘经历了3个构造演化阶段[4]：三叠纪—侏罗纪，地层稳定沉积，未形成较大褶皱；早侏罗世之后，库拉—太平洋板块向华北板块俯冲，形成北东向挤压应力，同时地壳垂直运动加强，形成东隆西坳的构造格局，区内表现为西倾单斜；新生代期间，喜山运动形成北东—南西向张应力，在研究区南部形成乡宁褶皱挠曲带。

2 太原组页岩气储层特征

2.1 储层发育特征

2.1.1 岩相及沉积环境

北部扒楼沟和南部甘草山太原组剖面实测表明：太原组岩性以深灰色、黑色泥岩与深灰色灰岩为主；底部以薄层石英砂岩与本溪组分界；下部为浅灰色泥岩、泥页岩夹薄层细砂岩；中部为深灰色厚层含燧石结核生屑灰岩夹泥岩；上部为深灰色、黑色泥岩和浅灰色中厚层中细粒石英砂岩；顶部以深灰色、灰黑色砂质泥岩与山西组岩屑石英杂砂岩分界(图1)。

太原组沉积南北不同，北部下段以潟湖、潮坪与三角洲交互沉积为主，上段为河流沉积；南部下段以潟湖潮坪、障壁岛沉积为主，上部为三角洲平原和前缘沉积。太原组泥页岩主要发育于三角洲平原沼泽微相和潟湖沼泽微相，其中前者页岩厚度连续性好，有机质含量较高，是主要的页岩气储层段。

图1 河东煤田太原组柱状图

2.1.2 空间发育特征

太原组全区广泛发育，厚度稳定。据区内实测3条剖面和收集的9个煤田钻井资料统计：太原组厚度为60.46～126.00 m，平均为87.33 m，其中泥页岩厚度为20.15～71.07 m，平均为38.67 m。太原组岩性南北差异较大，自北向南沉积物中砂泥岩含量减少且粒度变细，煤层厚度减薄，灰岩厚度增加。太原组泥页岩厚度具有自北向南、自东向西变薄的趋势，富有机质泥页岩主要发育在太原组中上段，厚度连续稳定；太原组下段也发育泥页岩，但分层多，有机质含量相对较低，且区域上连续性不如上段。

2.2 储层有机地化特征

热解和残炭分析表明：太原组泥页岩热解峰温分别为411.6、440.8、471.6、464.1 ℃，氢指数分别为45.24、17.34、8.04、6.81 mg/g，可知太原组泥页岩有机质类型为Ⅲ型。

TOC测试表明，太原组泥页岩TOC为1.38%～14.37%(一般为1.38%～3.19%)，平均为4.06%(TOC异常高值样可能受煤层影响)(表1)。

表1 太原组泥页岩TOC分布

根据同组煤测试结果[5]，成熟度为中等至过成熟阶段；北部TOC较低，为0.90%～1.20%，南部TOC较高，为1.50%～2.50%，因埋深差异亦呈现出西高东低的趋势。总体而言，太原组泥页岩具有较好的生烃条件。

2.3 储层物性特征

2.3.1 物质组成

样品全岩及黏土矿物X射线衍射分析实验表明，矿物组成主要以黏土和石英为主。黏土矿物含量为20.9%～65.2%，平均为48.7%，主要由伊/蒙混层和高岭石组成；石英含量为33.5%～61.7%，平均为45.3%，另含有少量方解石和黄铁矿。石英和碳酸盐岩等脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育、含气性及压裂改造的重要因素[6]，区内储层脆性指数达到45%，有很好的压裂改造潜力[7]。

2.3.2 孔裂隙结构

太原组泥页岩孔隙主要发育粒间孔(图2a—c)和微裂缝(图2d)，孔径一般小于5 μm，粒间孔孔隙之间连通性较好；微裂缝宽度较小，伸展较长。页岩内部存在的微孔隙和微裂隙较多，页岩储层有较强的吸附能力[2]。

图2 太原组泥页岩SEM镜下照片

高压压汞实验和低温液氮吸附实验测试表明，鄂尔多斯盆地东缘太原组的孔容为0.016 9～0.069 4 mL/g，平均为0.035 3 mL/g，比表面积为5.92～15.98 m2/g，平均为9.24 m2/g；孔隙度为3.38%～12.52%，平均为6.87%；平均孔径为8.3～15.0 nm(表2)。

表2 太原组泥页岩高压压汞、低温液氮测试统计

图3为太原组页岩岩样高压压汞曲线和低温液氮吸附曲线。根据退汞曲线近于平行，退汞量较少，滞留汞量大的特点，可知孔隙以开放型为主，封闭或半封闭孔较少；进汞曲线上对应较大孔径的低压段进汞较少，指示大孔含量较少；进汞曲线高压段和液氮吸附线相对低压段有较大的吸附量，反映有较多的微孔；液氮等温吸附曲线属于H2型，含有较多的不规则孔隙；相对压力为0.2～0.7段吸附量增加缓慢，孔隙的连续性较差，脱附曲线存在明显的转折点，显示含有一定“墨水瓶”型孔隙。

图3 太原组页岩样压汞曲线和液氮吸附曲线

3 页岩气成藏过程

3.1 海陆过渡相页岩气成藏特殊性

近年来的页岩气勘查研究工作已初步形成了海相页岩气成藏评价体系，而海陆过渡相页岩气评价较为复杂，目前尚处于起步阶段。海陆过渡相储层由于沉积环境的横向变化大，导致在同一盆地中往往出现多个沉积中心，页岩厚度和分布不稳定。平面上表现为富有机质页岩厚度、有机质类型和有机碳含量变化大；纵向上垂向岩性变化不稳定，由于沉积环境变化较快，导致富有机质页岩单层厚度较小且常与砂岩或者灰岩互层，影响储层空间发育和封盖性能。鉴于海陆过渡相页岩的特殊性，需要从页岩的生烃、储层特征和保存等方面建立适合海陆过渡相页岩气的成藏评价体系(表3)。

表3 太原组泥页岩高压压汞、低温液氮测试统计

3.2 页岩气成藏过程

李艳霞[8]等人应用流体包裹体均一化温度资料，采用Basin Model-ID盆地分析软件对鄂尔多斯东部地区太原组进行了生排烃模拟，认为太原组海陆过渡相页岩气成藏过程主要经历初始生烃、排烃高峰及生烃终止3个时期。

(1) 初始生烃期。早三叠世(210 Ma)时期，北部区域埋深较浅，演化程度低，尚未开始生烃；南部源岩Ro达到0.70%～0.72%，开始生烃，但生烃量有限，页岩气多局限吸附于岩石中有机质和黏土矿物颗粒表面。

(2) 排烃高峰期。早侏罗世(200～175 Ma)时期，北部Ro达到0.70%～0.90%，开始生烃；南部受燕山期岩浆活动影响，Ro达到1.03%，进入第1个生烃高峰，天然气在有机质和黏土矿物颗粒表面达到吸附饱和后，在微裂隙中充填富集。早白垩世(140.0～97.5 Ma)再次进入排烃高峰(现今成熟度北部为0.90%～1.20%，南部达到1.50%～2.50%)，天然气持续生成。

(3) 生烃终止期。早白垩世结束后(97.5 Ma)，鄂尔多斯盆地东部抬升，中生界部分层系遭受剥蚀，古地温降低，烃源岩停止生烃。

综上可知，页岩气主要形成于早白垩世的生烃高峰期，并体现出深埋热作用与岩浆热作用叠加的热成因型成藏特征。

3.3 页岩气保存条件

页岩气属自生自储式成藏，渗透率低，运移距离短，页岩气成藏几乎没有运、聚过程[9]。泥页岩达到一定厚度，其保存不需要盖层即可形成自封闭页岩气藏[10]。研究区内太原组的岩性主要为灰色、灰黑色泥页岩和泥质灰岩，厚度连续性较好，内部又夹有煤层，上部为生屑灰岩或泥灰岩封盖，向下有本溪组铁质铝土岩封堵，不易散失。从储层条件来看，富有机质页岩气藏主要分布在北部地区的太原组中段和南部的中上段。

研究区构造简单，主体为平缓的单斜，只在边界附近断裂发育，对页岩气藏的影响较弱。早白垩世后，鄂尔多斯盆地东部抬升，太原组上覆地层遭受剥蚀。但据区内钻井资料统计，太原组埋深为300～3 000 m，主体在1 000～2 500 m，页岩气的保存较好。

4 资源潜力计算与有利区优选

4.1 资源潜力计算参数的确定

根据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254-2014)，研究区勘查程度中等，资源量估算采用体积法。其计算公式为：

Gz=0.01AghρyCz

(1)

Cz≈Cx+Cy

(2)

式中：Gz为页岩气总地质储量，108m3；Ag为含气面积，km2；h为页岩有效厚度，m；ρy为页岩质量密度，t/m3；Cz、Cx、Cy分别为页岩总含气量、吸附含气量、游离含气量，m3/t。

研究区构造简单，平均坡度小于1 °，Ag可依照平面面积计算；h可根据野外资料和钻井数据，绘制页岩厚度等值线图进行计算；据中国矿业大学的测试结果，页岩质量密度取值为2.63 g/cm3；区内太原组沉积、岩性及埋深等特征与邻区沁水盆地相似，页岩含气量可借鉴其测试结果，根据等温吸附实验的推算[11]，本次采用Cz为1.75 m3/t。

4.2 资源潜力评价与计算

估算全区页岩气潜在资源量为1.924 3×1012m3，埋深小于500 m的区域封盖保存条件差，没有进行资源量计算；埋深为500～1 000 m的资源量为0.340 1×1012m3，埋深为1 000～2 000 m的资源量为1.085 3×1012m3，埋深大于2 000 m的资源量为0.498 9×1012m3。

4.3 有利区优选

据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》可知：研究区内有机碳含量高、热演化程度中—高等；脆性矿物含量高、孔隙度中等；埋深以中浅层为主，构造条件简单，具备较好的页岩气成藏条件。储层孔隙发育较好，TOC、Ro以及含气量等关键参数均达到标准，此次有利区优选主要考虑页岩厚度和埋深。考虑海陆过渡相太原组泥页岩夹层问题，选定有利区页岩厚度大于40 m，有利区埋深定为1 000～4 500 m。据此，优选出2个有利区：临县—兴县有利区和石楼—隰县—大宁—蒲县有利区(图4)，有利区页岩气资源潜力约为0.92×1012m3。

图4 鄂尔多斯盆地东缘太原组埋深、泥页岩厚度等值线及有利区优选

(1) 临县—兴县有利区。位于离石紫荆山断裂带西侧，面积约为1 356.6 km2，富有机质页岩厚度达40～60 m，TOC含量高，Ro(0.90%～1.20%)属中等成熟度阶段，埋深为1 000～2 000 m。区块内构造为河东单斜，东部受断裂带作用，泥页岩裂隙发育，有利于增加页岩中游离气的含量。采用体积法估算该区页岩气资源潜力约为0.21×1012m3。

(2) 石楼—隰县—大宁—蒲县有利区。位于离石断裂带的西侧和乡宁褶皱带的北部，面积约为3 937.36 km2，富有机质页岩厚度达40～70 m，TOC含量高，Ro为1.20%～2.50%，属过成熟阶段，埋深为1 000～2 500 m。区块内构造相对复杂，受喜山运动的影响，发育NNE至NE向的小褶皱带，泥页岩中孔裂隙发育。估算该区页岩气资源潜力约为0.71×1012m3。