鄂尔多斯盆地南缘铜川地区三叠系页岩气形成条件

杨 甫，马东民，付德亮，田 涛，段中会，张育平

(1.国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室；2.陕西省煤田地质集团有限公司；3.西安科技大学)

页岩气是指以吸附态、游离态和少量溶解态赋存于富含有机质的泥页岩及其夹层粉砂岩、细砂岩或白云岩等致密岩石中的非常规天然气[1]。按照成因类型分为连续生成的生物成因气、热成因气或二者的混合，以游离态存在于天然裂缝和孔隙空间中，以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中，游离气所占比例在20%～85%[2]。页岩既是作为生成天然气的源岩，又是聚集、保存天然气的储层和盖层，属于一种自生自储的非常规天然气，与常规天然气储层相比，页岩储层孔隙度一般不大于10%，渗透率为(10-8～10-4) mD，属于特低孔、超低渗储层，一般无自然产能或产能很低，需进行大型水力压裂和水平井钻探技术才能进行有效的经济开采，单井产气周期长[1-4]。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是在古生代华北克拉通陆表海-滨浅海盆地基础之上发育的中生代内陆河湖相多旋迴大型叠合沉积盆地[5]，盆地西南缘经历了多期次的逆冲推覆—前缘坳陷，盆地东部经历了多期次的构造抬升以及显生宙以来盆地沉积范围由东向西不断退缩的过程；晚白垩世以来，鄂尔多斯盆地主体进入了差异抬升剥蚀和周缘断陷的后期改造阶段，现今构造面貌主要受盆地及相邻造山带晚古生代以来的建造和改造作用的影响，形成了盆地南部隆起、东部掀斜和北部向北、向西倾斜的构造单元分区面貌。

铜川地区位于鄂尔多斯盆地南部渭北隆起东段，三叠系延长组自下而上分为5个岩性段和10个油层组，第一段(长10油层组)、第二段(长9-长8油层组)、第三段(长7-长4+5油层组)、第四段(长3-长2油层组)、第五段(长1油层组)，其中长10-长9沉积期为晚三叠世湖盆形成阶段，长8沉积期湖盆规模增大其形态基本形成，长7沉积期湖盆规模达到最大范围，形成了鄂尔多斯盆地中生界主要烃源岩——“张家滩”页岩，长6-长3沉积期湖盆萎缩逐渐消亡，长2-长1沉积期湖盆发生大规模的沼泽平原化[6]。

图1 鄂尔多斯盆地铜川地区长7段底面构造与研究区位置Figure 1 Yanchang Formation Member 7 bottom structure and study area situation in Ordos Basin

2 页岩气形成条件

2.1 沉积环境

邹才能等[7]研究认为中国陆相富氢有机质页岩的沉积环境主要是半深湖-深湖相。研究区内长7油层组沉积相的展布控制了该段地层的富有机质页岩厚度变化，以渭北隆起中部旬邑-照金一线为界，东部沉积相为半深湖-深湖相，西部沉积相为滨浅湖-三角洲相。在铜川以北-黄陵一线西部范围内沉积相为半深湖-深湖相，东部沉积相为滨浅湖-三角洲相[8-9]。油层组富有机质页岩颜色为黑色、页理较为发育，在铜川霸王庄油页岩露头岩层内可见泥包砂等深水沉积构造，也发现有介形虫和鱼鳞等化石，显示出明显的半深湖-深湖相沉积特征。

2.2 分布范围及厚度

鄂尔多斯盆地南部长7油层组富有机质页岩的厚度为10～40m，其分布受沉积环境和沉积相的控制，深湖相沉积环境形成的油页岩厚度大，浅湖和三角洲相沉积环境形成的油页岩分布范围较广，但相比于深湖相沉积厚度较小。铜川以北、黄陵以西地区油页岩相对发育，厚度较大(约30m)。研究区内已有油页岩钻井资料[8]、油气钻探取心、测井解释及露头剖面测量总体显示出该段油页岩厚度在20～25m，单层厚度较大有利于页岩气形成。

2.3 有机地球化学特征

油页岩有机地球化学特征是评价页岩气生成物质基础的重要指标。本次主要从有机质丰度、有机质类型及有机质成熟度等方面对研究区三叠系延长组长7段富有机质页岩生烃潜力进行评价。

(1)有机质丰度。北美地区含气泥页岩总有机碳含量(TOC)一般在1.5%～20%，其中，美国新墨西哥州圣胡安盆地Lewis页岩的总有机碳含量(TOC)较低，分布在0.45%～2.50%[4]。一般认为总有机碳含量(TOC)大于0.5%就可作为有潜力的页岩气源岩，李玉喜等[10]认为产气页岩中的总有机碳含量(TOC)至少大于2.0%，最好在2.5%～3.0%以上，较高的总有机碳含量(TOC)往往代表页岩具有更高的产气能力。铜川地区延长组长7段泥页岩钻井岩心和露头样品岩石热解参数(表1)显示，总有机碳含量(TOC)为0.49%～31.6%，绝大多数大于2%，生烃潜量(S1+S2)为0.86～149.58mg/g，氯仿沥青“A”值0.86～149.58mg/g。根据北美页岩气开发成功经验，铜川地区延长组长7段富有机质泥页岩具有生成页岩气的物质基础。

(2)有机质类型。北美地区含气泥页岩的干酪根类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主，也有部分为Ⅲ型干酪根。泥页岩中不同的干酪根类型只影响页岩气在有机质表面的吸附率和扩散率[13]，而不直接影响页岩气是否产气。铜川地区延长组长7段油页岩干酪根显微组分鉴定结果(表2)，干酪根类型为Ⅰ和Ⅱ1型。根据法国石油研究院(1982)提出的岩石热解参数烃指数(HI)和最大热解峰温(Tmax)图版划分铜川地区延长组长7段泥页岩干酪根类型为Ⅰ和Ⅱ型，与干酪根显微组分鉴定结果相一致。

(3)有机质成熟度。北美地区页岩气的成因类型既有生物成因气又有热成因气，而且泥页岩有机质成熟度差异较大，从未成熟到成熟甚至过成熟均有发现，表明页岩气的生成伴随着有机质向烃类转化的整个过程[14]。如伊利诺斯盆地New Albany有机质页岩和密执安盆地北缘Antrim有机质页岩的成熟度均为0.4%～1.0%，形成了生物成因型页岩气藏[15]。铜川地区延长组长7段油页岩成熟度指标(表3)最大镜质体反射率(Ro)为0.51%～0.89%，最大热解峰温(Tmax)为430～479℃，整体属于低成熟-成熟阶段，具有生成页岩气的热条件。

表1 研究区长7段泥页岩有机质丰度参数Table 1 Argillutite organic matter abundance parameters in study area Yanchang Formation Member 7

表2 研究区长7段泥页岩干酪根显微组分特征Table 2 Argillutite kerogen maceral features in study area Yanchang Formation Member 7 %

表3 研究区长7段泥页岩有机质成熟度指标Table 3 Argillutite organic matter maturity indicesin study area Yanchang Formation Member 7

图2 研究区长7段泥页岩有机质类型图解Figure 2 Diagram of organic matter types in study area Yanchang Formation Member 7 argillutite

3 泥页岩储集条件

3.1 物性特征

北美地区页岩气储层岩心分析总孔隙度分布在1%～14%，平均为3%～8.3%；渗透率分布在0～3 000nD，平均为10～1 000nD[16]。铜川地区采用注入/压降试井法测试的延长组长7段泥页岩孔隙度为1.18%～1.92%，渗透率为6 400 nD。压汞测试孔隙度为2.58%～2.84%，门槛压力0.001 76～0.016MPa和最大进汞饱和度86.05%～97.98%及退汞效率68.96%～75.04%，表明孔隙有较好的连通性和渗透性，最大孔喉半径46.0～102.65μm和中值半径0.007 8～0.009 4μm及歪度系数0.79～0.87反映孔喉大小以细孔喉居多，与延长页岩气示范基地长7段泥页岩物性分析结果相一致[16]。

3.2 孔隙结构特征

含气页岩储层的孔隙结构特性不仅影响了页岩气的储集和页岩储层的吸附能力，而且也影响了气体的运移[18]。北美地区页岩气储层的储集空间主要为纳米级孔隙，孔隙主要为有机质在成熟热解过程中形成的粒内微孔、粒间微孔及有机质成熟収缩孔，少部分来自于莓球状黄铁矿重结晶作用形成的晶间孔和生物化石硅化-重结晶作用形成的粒间微孔隙[19]。铜川地区长7段泥页岩扫描电镜和氩离子剖光扫描电镜微观孔隙观察结果显示，主要以溶蚀孔(图3a)和黄铁矿粒间孔 (图3b)为主，缺少有

机孔(图3c)[20]。

根据国际纯粹和应用化学协会(IUPAC)的孔隙分类方案[21]，将孔隙大小划分为微孔(<2nm)、中小孔(2～50nm)、大孔(>50nm)。液氮吸附实验结果显示，铜川地区钻探YK1井长7段泥页岩的BET总比表面积为0.7～4.71m2/g，平均为1.87m2/g，DFT总孔体积为(2.94～11.98)×10-3cm3/g，平均为6.19×10-3cm3/g，其中微孔所占孔隙体积比例为3.87%，中小孔所占孔隙体积比例为56.65%，大孔所占孔隙体积比例为39.49%，中小孔隙最多，大孔次之，微孔最少[20]。钻探Z1井长7段泥页岩BET总比表面积为0.47～7.54m2/g，平均为3.66 m2/g，DFT总比表面积为0.26～5.04m2/g，平均为2.31m2/g，BJH总孔体积为(1.51～3.59)×10-3cm3/g，平均为14.44×10-3cm3/g，DFT总孔体积为(3.13～24.18)×10-3cm3/g，平均为12.09×10-3cm3/g，其中微孔所占孔隙体积比例为15.55%，中小孔所占孔隙体积比例为57.54%，大孔所占孔隙体积比例为26.91%，中小孔隙最多，大孔次之，微孔最少。可见，铜川地区长7段泥页岩孔隙以中小孔为主，大孔次之，微孔最少，这一结果与延长陆相页岩气示范区泥页岩平均孔径主要分布于6～9nm，均值为7.2nm，以中孔隙为主的测试结果相一致[17]。孔径分布和比表面积测试结果(图4)表明，长7段泥页岩的孔径分布以中小孔隙和大孔隙为主，并提供了大部分的比表面积，微孔少量分布，提供了少量比表面积。

图3 泥页岩扫描电镜图Figure 3 Argillutite SEM images

图4 泥页岩孔径分布(a)和孔隙比表面积分布(b)Figure 4 Argillutite pore diameter distribution (a) and pore specific surface area distribution (b)

根据IUPAC的分类，虽然钻探Z1井各样品吸附曲线形态略有差别，但整体都成反S型，呈Ⅱ型吸附等温线。脱附曲线在相对压力(P/P0)为0.4～0.5时出现急剧下降拐点， 在相对压力(P/P0)小于0.4时下降速度进一步变慢，几乎与吸附曲线发生重合，在相对压力(P/P0)大于0.4～0.5时形成一个“滞后环”(图5)，说明页岩中的孔隙的存在以两端均以开放型孔为主，孔隙类型主要以管状孔和平行壁的狭缝状孔为主，为吸附态和游离态的页岩气提供了有利存储空间。

图5 泥页岩样品低温氮气吸附/脱附曲线Figure 5 Argillutite sample low temperature nitrogen adsorption/desorption curves

3.3 矿物组成

已有研究结果表明，具有高效开发的页岩储层需要特殊的矿物组成，如高的脆性矿物(石英、长石、碳酸盐岩等)含量、低黏土矿物含量，高含量的脆性矿物不仅影响着页岩储层基质孔隙和微裂缝的发育与后期压裂改造程度，也影响着页岩气产出的品质和产能[22-23]，黏土矿物含量也影响着单位体积岩石的页岩气吸附气含量[24]。北美地区页岩气勘探实践显示，一般具备工业开发价值的富有机质页岩，脆性矿物含量应大于40.0%，黏土矿物含量要小于30.0%。铜川HJF长7油页岩的全岩组分分析结果，石英含量为30.2%，长石含量为25.4%，黄铁矿含量为22.92%，黏土矿物含量为19.2%，碳酸盐含量较低为2.28%[8]；YK1井长7泥页岩的全岩组分分析结果，石英含量为23.8%，长石含量为10.5%，黄铁矿含量为11.5%，黏土矿物含量为25.2%，碳酸盐含量为29.0%[20]；Z1井长7油页岩的全岩组分分析结果，石英含量为22.8%，长石含量为35.5%，黄铁矿含量为14.4%，黏土矿物含量为15.2%，碳酸盐含量为10.1%(表4)。由此可见，铜川地区长7段富有机质泥页岩与北美地区页岩气高产区页岩储层主要矿物组成特征具有一定的可比性，整体呈现为较高的脆性矿物含量，有利于后期水力压裂微裂缝的形成和展布延伸，黏土矿物的存在有助于在页岩微孔隙内表面保存等多的吸附态天然气。

4 泥页岩含气性

中石化华北油田公司2010在镇泾区块实施了JH4页岩气探井，在长7段泥页岩进行了页岩气的射孔压裂试气，将该段试气层综合评价为含气低产水层。铜川地区油页岩资源评价项目组在H3-1和H3井长7油页岩段发现有较好的气测异常全烃值为1.5%～5.5%，对气体组分进行分析显示甲烷含量值为17.31%～21.06%，平均为19.47%，反映长7油页岩含有页岩气[8]。铜川北部钻井长7段页岩含气的测井响应明显，在声波时差和中子交会图中有镜像特征(图6)， 气测录井显示长7段富有机质泥页岩全烃值为1.78%～19.7%，平均值为6.2%，甲烷含量为1.61%～16.53%，平均值为5.17%，反映页岩层段具有良好含气显示。现场页岩气解析试验结果显示，页岩甲烷总气含量为1.03～1.25m3/t，平均1.14m3/t，含气量较高。等温吸附实验结果显示，铜川地区长7段泥页岩35℃的等温条件下，兰氏体积最大吸附能力为4.0～6.2m3/t，46℃的等温条件下，兰氏体积最大吸附能力为17.73～19.49m3/t，页岩吸附性较好，有利吸附态页岩气保存，显示铜川地区长7段泥岩具有较好的页岩气勘探潜力。

图6 ZJS01井页岩气测井响应特征Figure 6 Shale gas well logging response features in well ZJS01

5 结论

(1)铜川地区延长组长7段油页岩沉积相为半深湖-深湖环境，油页岩单层厚度大，有机质碳含量较高，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，有机质热演化程度为低熟-成熟阶段，具备形成页岩气的地质条件。

(2) 页岩储层孔隙度较低，但渗透率高具有较好的连通性和渗透性；孔隙大小以中小孔为主，溶蚀孔、黄铁矿粒间孔发育，有机质孔较少，孔隙类型以管状孔和平行壁的狭缝状孔为主，为吸附态和游离态的页岩气提供有利存储空间。

(3) 泥页岩脆性矿物含量超过50%，黏土矿物含量低于30%，有利于微裂缝的形成和后期压裂改造，具有较好的可改造性。

(4) 气测录井得到的油页岩全烃值平均为6.2%，现场解吸页岩气甲烷含量平均为1.14m3/t，储层温度下等温吸附法测得泥页岩吸附含气量为4.0～6.2 m3/t，显示泥页岩具有天然气吸附能力，铜川地区页岩气勘探具有较大潜力。

致谢：扫描电镜、压汞实验在四川省科源工程技术测试中心完成、氮气吸附和等温吸附实验在国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室测定，中国地质科学院兰州油气资源中心李成成博士提供了氩离子抛光扫描电镜照片，在此一并表示感谢。

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