沁水盆地上古生界页岩气成藏特征及资源潜力评价

刘明

（山西省煤炭地质勘查研究院，太原 030031）

沁水盆地上古生界页岩气成藏特征及资源潜力评价

刘明

（山西省煤炭地质勘查研究院，太原 030031）

依据地质调查、钻探资料及采集的大量岩样分析测试成果，结合富含有机质泥页岩区域分布、地球化学特征、岩石储集特征、含气性等方面分析了研究区上古生界页岩气成藏条件，结果表明：在局部地段上古生界泥页岩有效厚度大、有机质含量高、孔隙和微裂缝发育、含气量高，为页岩气成藏有利区。综合各项成藏条件因素分析，最后预测了页岩气有利区范围及资源量。

上古生界；页岩气；储层物性；有利区；沁水盆地

0 引言

页岩气是指以吸附态、游离态等方式主体赋存在暗黑色泥页岩中的一种非常规天然气，为典型的“自生自储、原地成藏”模式[1-4]。页岩气主要分布在盆地内厚度较大、富有机质的烃源岩储层中，泥页岩储层孔隙度较低、渗透率低，具有资源潜力大、开采寿命长等特征[4-6]。近年来，随着我国南方海相页岩气的快速发展，北方页岩气的研究也逐渐受到了广泛的关注。我国北方上古生界主要发育有本溪组、太原组和山西组等海陆过渡相泥页岩，具备形成页岩气的基本地质条件。随着沁水盆地内页岩气探井的实施，并获得工业性气流，标志着我国北方沁水盆地已成为我国海陆过渡相页岩气勘探开发有望近期取得突破的重点地区。

本文拟从钻孔、测试样品等资料分析出发，对沁水盆地上古生界本溪组、太原组和山西组页岩气成藏条件进行研究，并综合分析其页岩气富集区，以期为该区上古生界海陆过渡相页岩气勘探开发提供科学依据。

1 地质概况

沁水盆地位于山西省东南部，东西宽约120 km，南北长约330 km，总面积超过3×104km2。本区地层属华北地层区划，主要含煤地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组，盆地中心出露三叠系[7-9]。本区构造上位于华北断块区吕梁-太行山断块内，呈长轴NNE-SSW向的大型复式向斜，轴线大致位于榆社-沁县-沁水一线，东西两翼基本对称，由一系列轴向NNE次级短轴褶皱组合成隔挡式褶皱形态。盆地内断裂构造发育，主要发育于东西边部，断裂规模和性质不同，以正断层居多，走向以北东向为主，局部呈近东西向和北西向。

2 页岩气成藏特征

鉴于区内海陆过渡相页岩体系中目的层垂向岩性变化大，页岩常与煤层、灰岩、砂岩互层的特征，将研究区上古生界目的层划分为四个层段：①K8底部到3煤顶板（第Ⅰ层段）；②3煤底板到K4顶部（第Ⅱ层段）；③K4底部到15煤顶板（第Ⅲ层段）；④15煤底板到本溪组铁铝岩顶部（第Ⅳ层段）（图1）。

图1 沁水盆地上古生界页岩体系层段划分图Figure 1 Upper Paleozoic shale system zonation in Qinshui Bain

2.1 储层沉积演化及赋存规律

沁水盆地四周均有太原组、山西组出露，从泥岩露头线向盆地中央埋藏深度逐渐增大，以沁县为中心的沁水向斜轴部地区，泥页岩埋藏深度超过2 000 m，但面积有限。在晋中断陷，泥页岩埋藏深度一般在2 000～4 000 m，清徐一带泥页岩埋深超过5000 m，在临汾断陷，一般小于2 000 m。纵观沁水盆地泥岩埋深变化，盆地内部页岩整体埋深处于1000～3500 m（图2）。

图2 沁水盆地上古生界泥页岩埋深等值线Figure 2 Isogram of upper Paleozoic argillutite buried depth in Qinshui Basin

沁水盆地晚古生代主要发育碳酸盐岩台地、碎屑岩浅海和三角洲3种沉积相类型，其中第Ⅳ层段以障壁岛-潟湖体系为主；第Ⅲ层段为泥炭沼泽相向上演化为滨外碳酸盐陆棚相、障壁砂坝相、潟湖相；第Ⅱ层段底部为潮坪潟湖相，向上变化为三角洲前缘相、三角洲平原相；第Ⅰ层段以三角洲平原相为主，页岩主要发育于沼泽微相。结合沉积学特征研究了目的层展布特征，研究区第Ⅰ层段页岩厚度在6.7～68.5 m，大部分处于20～40 m（图3a）；第Ⅱ层段页岩厚度在20～70 m，大部分大于30 m，由西至东呈递增趋势，沁县、左权、屯留长治一带页岩厚度均在50 m以上（图3b）；第Ⅲ层段页岩厚度在10～40 m，大部分为10～30 m（图3c）；第Ⅳ层段页岩厚度整体呈由北向南递减的趋势，在盆地北部晋中—寿阳一带，厚度在40～80 m，在盆地中部厚度为30～50 m，盆地南部的大部分地区页岩厚度降至10～25 m（图3d）。

图3 沁水盆地上古生界泥页岩厚度等值线Figure 3 Isogram of upper Paleozoic argillutite thickness in Qinshui Basin

2.2 储层有机质丰度及类型

对所测试的23个地点的样品进行统计分析，包括15个钻孔点，8个野外点。第Ⅰ层段TOC在0.60%～5.71%，平均为2.33%，在平面上呈东部大，向西部递减的趋势，研究区西北及西南地区TOC值最小，均在1.5%以下；在东北部寿阳一带，TOC值达到最大（图4a）；第Ⅱ层段TOC在0.71%～4.67%，平均为2.44%，中部及南部TOC普遍高于北部（图4b）；第Ⅲ层段TOC在0.88%～3.05%，平均为2.15%（图4c）；第Ⅳ层段TOC在0.67%～3.25%，平均为2.40%，呈现出中部大、南北两侧小的特点（图4d）。

图4 沁水盆地上古生界泥页岩TOC等值线Figure 4 Isogram of upper Paleozoic argillutite TOC in Qinshui Basin

本次研究选取了全区8个钻孔中的20个岩心样品进行热解分析，获得了热解峰温Tmax、氢指数HI等一系列热解参数。结果表明，沁水盆地泥页岩最高热解温度Tmax为590.8℃，生烃潜量（S1+S2）为0.02～0.57 mg/g，HI多位于10～30 mg/g.TOC。根据热解参数，在Tmax与HI关系图中可看出整个沁水盆地石炭-二叠系泥页岩有机质类型均为Ⅲ型（图5）。

图5 沁水盆地上古生界泥页岩HI与Tmax关系图Figure 5 Relationship between upper Paleozoic argillutite HI and Tmaxin Qinshui Basin

2.3 热演化程度

泥页岩有机质成熟度分布总体较稳定，各层段Ro值相差不大，其中第Ⅰ层段Ro值分布较稳定，位于2.3%左右；第Ⅱ层段Ro值波动较大，分布在1.48%～3.65%，平均值约为2.5%；第Ⅲ层段Ro值为1.91%～3.14%，第Ⅳ层段Ro值为1.72%～3.54%，各层段泥页岩均达到生气阶段（图6）。

图6 泥页岩镜质组反射率Figure 6 Argillutite vitrinite reflectance

各地区的有机质成熟度值略有差别，盆地中心较盆地北部、西部和南部略微偏低。在盆地西部沁源地区异常偏低，而位于盆地边缘的义唐和张庄等地则较高（图7）。整体上沁水盆地上古生界泥页岩有机质热演化程度相对较高，普遍在1.5%以上，全区达到了生气阶段。

图7 各地区Ro值分布特征Figure 7 ROvalue distribution features in different areas

2.4 储层矿物组成

通过对106个钻孔样品进行全岩X衍射实验发现，沁水盆地泥页岩矿物主要为黏土矿物、石英、斜长石、菱铁矿、黄铁矿和重晶石。其中黏土矿物体积分数最高，主要由伊蒙混层、高岭石及伊利石构成，平均为53.8%，其次为石英，均值为33.9%（图8）。高黏土矿物体积分数的特征表明研究区泥页岩储层有利于吸附气的赋存。

通过计算研究区各层段泥页岩脆性系数发现，泥页岩脆性系数大部分均位于30%以上，有利于泥页岩储层的后期改造。仅第Ⅳ层段两个样品指示出其脆性矿物含量低于20%（图9）。

图8 泥页岩黏土矿物含量Figure 8 Argillutite clay minerals content

图9 泥页岩脆性系数分布图Figure 9 Argillutite brittleness coefficient distributions

2.5 储层孔隙发育特征

显微镜下泥页岩较为致密，裂隙较发育，以平行裂缝、交叉裂缝、Y型裂缝及复杂裂缝系统为主。扫描电镜下泥页岩主要发育有机质孔、粒内孔（脆性矿物、黏土矿物）、粒内溶蚀孔、黄铁矿晶间孔和粒间孔等类型[10]。

压汞实验表明，研究区上古生界泥页岩储集空间以直径小于100 nm的中（小-过渡）微裂隙和孔隙为主，仅个别样品孔径达到10 000 nm以上（图10）。

研究区上古生界泥页岩储层孔隙度主要为1.0%～2.0%，总孔比表面积一般为1.5～3.0 m2/g，整体上孔隙度的变化和总孔容、总孔比表面积的变化趋势是一致的，具有良好的泥页岩储层孔裂隙系统（图11）。

图10 泥页岩孔径分布特征Figure 10 Argillutite pore diameter distribution features

低温液氮实验测试结果表明：研究区泥页岩孔隙直径为8～16 nm，最大可达34.55 nm，其中第Ⅰ层段孔径平均为12.30 nm，总比表面积平均为6.40 m2/ g，孔体积平均为0.014 4 cm3/g；第Ⅱ层段孔径平均为11.62 nm，总比表面积平均为7.37 m2/g，孔体积平均为0.015 cm3/g；第Ⅲ层段泥页岩孔径平均为6.96nm，总比表面积平均为10.68 m2/g，孔体积平均为0.016 cm3/g；第Ⅳ层段孔径平均为9.99 nm，总比表面积平均为9.78 m2/g，孔体积平均为0.016 cm3/g。

图11 泥页岩总孔比表面积及孔隙度Figure 11 Argillutite total pore specific surface area and porosity

2.6 储层含气性分析

在全区共选取30件不同层段的样品进行了等温吸附测试和含气量测试，结果显示在30℃下，研究区泥页岩最大吸附量为0.440～4.73 m3/t。其中第Ⅰ层段最大吸附量平均为1.01 m3/t，含气量为1.023～ 1.718 m3/t（图12a）；第Ⅱ层段泥页岩最大吸附量平均为1.17 m3/t，含气量为1.131～1.742 m3/t（图12b）；第Ⅲ层段泥页岩最大吸附量平均为1.10 m3/t，含气量为1.119～1.871 m3/t（图12c）；第Ⅳ层段泥页岩最大吸附量平均为1.076 m3/t，含气量为1.109～1.404m3/t（图12d）。整体上研究区泥页岩储层均处于含气过饱和状态，显示出良好的含气性特征。

图12 泥页岩等温吸附实验Figure 12 Argillutite isothermal adsorption experiment

2.7 气藏保存特征

沁水盆地目的层上覆有效地层厚度一般为0～3 000 m，其中盆地中心上覆有效地层厚度较大，向盆地边缘递减。盆地中心上覆有效地层厚度均大于1000 m，气体保存条件较好，边缘一般小于600 m，气体保存较差，不宜作为有利区。

整体上研究区上古生界泥页岩厚度大、有机质含量高且主要以Ⅲ型为主，热演化均达到了生气阶段，具有良好的生气潜力；泥页岩储层中黏土矿物含量较高、孔裂隙系统较为发育、含气性良好且均处于过饱和状态，具有良好的储存条件；气藏上覆地层厚度大，具有良好的保存条件。

3 页岩气有利区预测及开发潜力评价

本文进一步综合研究区泥页岩厚度、埋深、含气量、有机质丰度、脆性矿物、有机质成熟度等指标，划分了页岩气有利区，结合沁水盆地页岩气地质条件与成藏特征，本次研究将研究区目的层有利区优选标准定为：①富有机质页岩系统厚度大于30 m；②储层埋深为1 000～3 500 m；③TOC大于2.0%；④Ro大于1.0%；⑤有利区位置处于构造稳定区范围内（图13）。最后依据划分的有利区含气面积、厚度、含气量和你页岩气密度等参数进行了页岩气资源评价，计算公式为：

图13 页岩气富集区Figure 13 Shale gas enrichment areas

Gz=0.01·Ag·h·ρy·Cz

Gz为页岩气总地质储量，亿m3；Ag为含气面积，km2；h为有效厚度m；ρy为页岩质量密度t/m3；Cz为页岩气总含气量m3/t。

最后得出：第Ⅰ层段有利区面积较小且分散，有利区位置位于寿阳县东南松塔镇附近、沁源县、沁水县东北部等地，总面积1 496.89 km2，资源量为0.18× 1012m3（图13a）。第Ⅱ层段泥页岩厚度大且有机质丰度高，各地质配置均较好，面积为8 420.31 km2，资源量为1.53×1012m3（图13b）。第Ⅲ层段有利区位于寿阳县的南部及平遥县的西部和北部，东南部长治碾张地区有零星发育，面积为1854.44 km2，资源量为0.30×1012m3（图13c）。第Ⅳ层段有利区位于研究区北部与中部地区，面积为6 550.43 km2，资源量为0.92×1012m3（图13d）。

研究区上古生界有利区页岩气总资源量为2.93×1012m3，资源丰度为（1.2～1.82）×108m3/km2，整体上研究区上古生界页岩气资源潜力巨大。

4 结论

1）首次打破组的概念，将研究区目的层划分为四个层段；分别对四个层段进行有机地球化学、空间展布、储层物性、沉积相等方面研究，分层段划分有利区，并计算了各层段有利区页岩气资源量。

2）泥页岩厚度大，分布范围广，且有机碳含量平均为2.33%，有机质成熟度高，已经进入干气窗内，为页岩气的成藏奠定了基础条件。泥页岩储层主要以黏土矿物和石英为主，脆性系数较高，孔裂隙发育，储层物性条件良好，为页岩气的成藏提供了丰富的储集空间。上覆有效地层厚度大，为页岩气藏的保存提供了有利条件。

3）研究区不同层段页岩气有利区分布范围差异性较大，主要以第Ⅱ层段和第Ⅳ层段页岩气富集区分布范围广为特征，四个层段有利区面积总共为18322.07 km2；页岩气总资源量为2.93×1012m3。资源丰度达到（1.2～1.82）×108m3/km2，资源潜力巨大。

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Upper Paleozoic Shale Gas Reservoiring Features and Resource Potential Assessment in Qinshui Basin

Liu Ming
(Shanxi Provincial Coal Geological Exploration Research Institute,Taiyuan,Shanxi 030031)

Using geological survey and drilling data,as well as collected massive rock samples analyzed results,studied upper Paleozo⁃ic shale gas reservoiring conditions from aspects of regional distribution of organic matter rich argillutite,geochemical features,rock gas concentration features and gas-bearing property in the area.The result has shown that the upper Paleozoic argillutite in local sec⁃tors have large effective thickness,high organic matter content,developed pores and microfractures,and high gas content,thus the shale gas reservoiring favorable area.Integrated various reservoiring conditions,finally has predicted shale gas favorable area extent and resources.

Upper Paleozoic Erathem;shale gas;reservoir physical property;favorable area;Qinshui Basin

P618.3

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.12.05

1674-1803(2016)12-0025-09

刘明（1981—），男，汉族，山西太原人，助理工程师，2013年毕业于太原理工大学资源勘查工程专业，长期从事煤层气、页岩气、地质勘查及地质调查与研究。

2016-06-23

责任编辑：宋博辇