河南海陆过渡相页岩储集特征及含气性初探

张木辰 冯 辉 瓮纪昌 王 鹍 邱庆伦 刘艳杰

页岩气是由连续的生物成因、热成因或生物—热成因形成的天然气，是一种非常规天然气[1]，其主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式。截至目前，国内外的页岩气勘查主要集中在海相页岩，尚未见海陆过渡相页岩气勘查的公开报道。2014年，河南豫矿地质勘查投资有限公司在我国南华北盆地实施钻探首口海陆过渡相页岩气井——牟页1井，获得日产1 256 m3的稳定气流，这是国内首次取得的海陆过渡相页岩气勘查的重大发现。在此基础上，于2016—2017年部署并实施了郑东页2井，通过压裂试气，在二叠系下统太原组页岩层段取得了重要勘查进展。但是对海陆过渡相页岩气勘探工程工艺、成藏机理、富集规律、储集特征、含气性等方面的认识尚待深入，这将是一漫长的探索之路。笔者以此重大发现井为例对海陆过渡相页岩储集特征及含气性进行初步探讨，以期对后续勘查工作有所指导[2-4]。

1 地层与岩石特征

1.1 地质背景

南华北盆地位于东秦岭—大别山构造带边缘，华北地台南部，横跨华北地块、华北地块南缘构造带，并紧邻北秦岭褶皱带，为一个在华北地台基础之上发育起来的中、新生代叠合盆地（图1）。根据其内部中新生界的展布特征，可以将其划分为5个二级构造单元：开封拗陷、太康—宿县隆起、周口—泗县拗陷、蚌埠隆起以及信阳—合肥拗陷[1,6]。二叠系下统太原组下段沉积期，南华北盆地经历了由早期以滨海—沼泽相与滨海—潟湖沼泽相组合到晚期以海湾潟湖沼泽相与浅海相组合为主的转变。到了太原组上段沉积期，沉积格局经历了以早期滨海潟湖沼泽相与远岸砂坝潟湖，沼泽相与海湾潟湖沼泽相组合，岩性主要为以页岩、砂岩、石灰岩为主，并夹有薄层煤线。二叠系下统山西组沉积期，研究区内整体呈现为三角洲沉积体系景观，其中山西组下段以潮坪沉积为主，主要发育页岩、粉砂质页岩、砂岩、碳质页岩以及薄煤线，而山西组上段，则以三角洲平原体系为主体，主要发育细砂岩、暗色砂质页岩、页岩以及薄煤线[6]。

1.2 地层与岩性

河南下二叠统太原组和山西组是中国典型的煤系地层，拥有世所罕见的煤炭产量。其中，太原组是一套海侵背景下发育的障壁海岸沉积，其下部以碳酸盐岩建造为主，沉积环境主要发育局限台地相，岩性以生物碎屑泥晶灰岩和含生物碎屑泥晶灰岩为主，反应陆表海总体中等—低能的浅水沉积环境。而中上部则以碎屑岩建造为主，发育潮坪、混合坪和潟湖等沉积环境，岩性包括暗色泥页岩、粉砂岩以及煤层[7-12]。整个太原组厚度介于30～175 m，厚度变化范围较大，整体呈现东北厚而西南薄的特征。山西组则是由2种截然不同的沉积环境发育而成，与下伏太原组为整合接触关系。

山西早期，在晚石炭世末期，海水逐渐退出，形成潟湖、远砂坝沉积环境，岩性以泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩以及煤层为主。山西组沉积晚期沉积环境则为以河流作用为主的浅水三角洲沉积体系，主要发育灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、中细粒砂岩、粉砂岩以及煤线（图2）。地层沉积厚度介于50～130 m，盆地内整体表现出东北厚西南薄的特点[13]。由图2可以看出，下二叠统太原组和山西组地层垂向岩性变化频繁，泥岩、砂岩、石灰岩以及煤4种岩性频繁互层，具有显著韵律性特征，反映在基地缓慢沉降背景下海平面的频繁变化。多种沉积体系交互发育，平面和垂向上沉积相变化较快，不过总体以水体变浅为特征。

图1 南华北盆地北部区域地质构造及牟页1井井位图[5]

图2 南华北盆地牟页1井岩性柱状图（1 ft=0.304 8 m）

1.3 矿物组成特征

通过对牟页1井泥页岩样品的全岩X射线衍射分析，将泥页岩的矿物组成分为3类：陆源碎屑矿物（石英、长石）、黏土矿物和自生非黏土矿物（主要是碳酸盐矿物，其次为硫酸盐矿物等）。目的层（山西组、太原组）泥页岩储层的矿物成分以陆源碎屑矿物和黏土矿物为主，其次为碳酸盐矿物和硫酸盐矿物。2组泥页岩在矿物组成上具有一定差异性，其中山西组泥页岩储层矿物成分以黏土矿物和石英为主，石英含量介于3%～52%，平均29.53%；黏土矿物介于35%～89%，平均55.53%。而太原组泥页岩储层矿物成分以黏土矿物和石英为主，石英含量介于6%～55%，平均37.33%；黏土矿物介于32%～64%，平均48.17%。

由牟页1井X-射线衍射样品分析结果可知，牟页1井山西组黏土矿物以伊利石、高岭石为主，含少量的绿泥石和伊蒙混层，伊利石含量介于0～98%，平均67.36%；高岭石平均28.18%；伊蒙混层含量平均25.09%。太原组黏土矿物以伊利石、高岭石和伊蒙混层为主，含少量的绿泥石。伊利石含量介于18%～51%，平均39.83%；高岭石平均22.17%；伊蒙混层含量平均20.17%。

牟页1井目的层（山西组、太原组）泥页岩主要由黏土矿物和碎屑矿物组成（图3），呈现此消彼长的趋势，底部石英含量高，向上逐渐减少；黏土矿物主要由伊利石、伊—蒙混层和绿泥石组成，底部、顶部伊利石较少，向中部增加。总体而言，山西组与太原组底部脆性较好，且脆性矿物含量均很高，可压裂性较好。

2 储层特征

2.1 储集空间类型

1）无机孔缝

图3 牟页1井岩石学特征参数剖面图

牟页1井太原组和山西组泥页岩中的矿物主要由黏土和石英组成，存在大量的微沉积构造，各种颗粒间的不完全胶结或后期成岩改造都会产生大量的无机孔隙和裂缝。其中，无机孔隙主要为矿物粒间孔和黏土矿物粒内孔，而组成粒间孔的韧性矿物主要包括黏土的絮状物、有机质等，脆性矿物则主要为石英、长石、自生黄铁矿等。裂缝则主要发育黏土矿物成岩收缩缝等。在扫描电镜下，可以观察到少量黄铁矿颗粒之间的粒间孔隙。同时，在深埋藏下，也发育少量溶蚀孔，溶蚀矿物通常为黏土矿物和方解石（图4）。

2）有机孔缝

图4 牟页1井太原组和山西组泥页岩样品粒间孔图版

太原组和山西组泥页岩样品中，有机孔较少，但发育大量的有机质生烃收缩缝。有机孔是有机质在生烃过程中因有机酸溶解黏附矿物或在生烃膨胀力作用下突破有机质表面而产生的孔隙，主要受有机质成熟度和有机质显微组分的影响而存在差异，随成熟度的升高有机孔发育规模和孔径大小不断提高，但当Ro达到一定程度后有机质孔隙反而会因压实作用的增强而消失；另外，有机孔是有选择的发育在不同的有机显微组分中，Ⅲ型干酪根富含大量镜质体，而镜质体不易发育有机孔，且以微孔为主。牟页1井山西组和太原组属于Ⅲ型干酪根，且有机质已处于过成熟阶段，压实作用较强，故目前可见的有机孔较少。有机质微裂缝是有机质在生烃过程中收缩形成的裂缝，是页岩孔隙组成中很重要的部分，不仅为气体的储存提供空间，还为气体的流通充当一定的通道（图5）。

2.2 物性特征

1）孔隙度

牟页1井太原组和山西组样品测试泥页岩的孔隙度分布范围0.3%～8.8%，平均为2.7%，其中2.0%～3.0%的孔隙度占主导地位，总体孔隙度较低。

2）渗透率

牟页1井太原组和山西组样品测试泥页岩的渗透率分布在0.0 045～1.213 5 mD，平均为0.132 8 mD，其中0.001～0.1 mD占主导地位，总体渗透率较低。

大量数据的混沌拟合中，孔隙度和渗透率之间是不存在相关性的（图6）。通过岩心观察发现，部分页岩样品渗透率值明显偏高，这是由页岩样品中的微裂缝导致的。因此，笔者对部分数据进行了分类处理后，再分别进行拟合，可看出孔渗之间均呈现出一定的正相关性（图7），表明太原组和山西组页岩样品中孔隙较为发育，且连通性较好。

2.3 孔隙结构特征

借助压汞、低压氮气吸附-脱附试验等多种方法全方位对页岩储层孔隙结构特征进行了分析。

1）压汞测试

从牟页1井太原组和山西组泥页岩储层段的压汞测试分析资料来看，该区样品主要孔隙结构特征：孔隙型，毛细管压力曲线表现为低孔隙度、低渗透率，进汞压力大（大于10 MPa），大量进汞的压力普遍在20 MPa，孔喉半径主要集中分布于2～25 nm。按照国际纯粹与应用化学协会（IUPAC）分类标准（孔隙度大于50 nm为大孔，孔隙度介于2～50 nm为中孔，孔隙度小于2 nm为微孔），该区页岩孔隙类型以中孔为主。

图5 太原组和山西组泥页岩有机质微裂缝图版

图6 孔隙度、渗透率关系图

2）低压氮气吸附—脱附试验

由样品低压氮气吸附—脱附测定曲线的形态变化（表现出多种曲线类型的混合形式）可知，除黏土矿物和有机质的单层或多层吸附外，还有其他孔隙介质的存在。其次，吸脱附曲线中段呈现出分离的特点说明气体在孔隙中发生了毛细凝聚现象，暗示中孔及大孔的存在；脱附回线的滞后现象表明孔隙呈开放状态，根据曲线分离段的坡度，推断样品孔隙主要以四面开口的锥形平板孔（平板、墨水瓶为主。前人研究表明[14]，锥形平板孔的发育主要与黏土矿物层间粒内孔或微裂缝有关，而圆筒孔则主要为页岩中的有机质孔，而这一现象也从另一方面反映出海陆过渡相页岩主要发育无机孔隙，而有机孔发育较少。

图7 分类后的孔隙度、渗透率关系图

根据吸脱附实验结果得到了牟页1井太原组和山西组页岩样品的孔隙结构参数，泥页岩BET比表面积1.2～19.2 m2/g，平均8.9 m2/g，变化范围较大；孔直径2.3～14.4 nm，平均9.1 nm。另根据BJH法计算统计结果显示，该井样品中微孔、中孔、大孔均有分布。

2.4 储层敏感性分析

由岩心敏感性实验结果（表1）可知，储层存在中等偏强的水敏、酸敏，强碱敏，无速敏。储层水敏、酸敏、碱敏感性强，外来流体对储层伤害大，因此，在压裂过程中应选择配伍性、适应性较好的压裂液体系，尽量降低其对储层的伤害。

表1 牟页1井页岩膨胀率检测结果一览表

2.5 储层物性发育控制因素分析

1）矿物组成与物性相关性分析

影响孔隙度大小的因素很多，包括受骨架颗粒粒度、有机质含量、黏土矿物含量、溶蚀性成岩作用等多种因素控制。从孔隙度分别和黏土矿物、石英的相关性分析发现，孔隙度和黏土矿物含量呈负相关关系，和石英含量呈正相关关系（图8-a）。分析认为，由于页岩在原始沉积时，孔隙度很大，在后期的埋藏压实、成岩等作用过程中，孔隙度会不断变小。而石英为刚性矿物，抗压能力较强，所以随着页岩石英含量的增大其原始孔隙保存就越好。

同样对于渗透率而言，黏土矿物大量发育的层间孔缝会大大增强储层的渗透性，因而表现为随黏土矿物自生含量的增加，渗透率不断增加，且在达到50%左右时趋于稳定。渗透率与石英含量呈负相关关系，主要原因依然是粒间孔之间缺乏连通性，且在深埋藏过程中，粒间孔基本压实殆尽（图8-b）；样品渗透率的测定采用ULTRA-PERMTM200渗透率仪（仪器编号：KFSY/J95-031），为垂直方向渗透率。

2）TOC与物性相关性分析

孔隙度、渗透率与有机质含量（TOC）均呈弱负相关关系（图9）。上已述及，南华北地区太原组和山西组海陆过渡相页岩中的孔隙主要以无机孔缝为主，而有机孔缝则发育较少。因此，孔隙度与TOC之间的弱正相关关系可能与海陆过渡相页岩有机质孔隙发育较少有关，而孔隙并不十分发育的有机质反而会在一定程度上堵塞孔隙喉道，降低储层孔隙的连通性，使得渗透率与TOC呈现出负相关关系。

图8 孔隙度、渗透率与无机矿物相关性分析图

图9 孔隙度、渗透率与TOC相关性分析图

3）储层主控因素综合分析

以陆表海为沉积背景发育的太原组和山西组海陆过渡相页岩是我国南华北乃至华北地区的一套重要的页岩层系，其有机组成、无机组成以及成岩演化等均对页岩的储层发育特征有着重要的影响，而相互之间又有着千丝万缕的关系。

受沉积环境及物源供应影响，海陆过渡相页岩中的黏土矿物含量普遍较高，而脆性矿物含量则相对较低。众所周知，高黏土矿物含量会降低页岩储层的可压裂性，影响页岩气后期开发，但同时高黏土矿物含量又能够获得较高的比表面积和大量的层间微孔，为页岩气的赋存提供更多的空间，获得较高的气量。因此，如何在可压性和含气量之间找到平衡是海陆过渡相页岩气勘探的重要研究内容。

尽管海陆过渡相页岩热演化程度普遍较高，由于受有机质类型影响，海陆过渡相页岩有机质孔普遍不发育，且孔径普遍较小，但这并不意味着海陆过渡相页岩的储集能力较海相页岩差。只是对于海陆过渡相页岩而言，有机质孔对于页岩中天然气赋存的贡献较海相页岩而言较小，而大量发育的无机孔缝对于页岩气赋存和渗流的贡献则相对较大。无机粒内孔、粒间孔以及大量发育的微裂缝是海陆过渡相页岩主要的孔隙发育类型，而有机质孔在页岩气富集过程中的作用可能并不如想象中的大。

3 有机地球化学特征

3.1 有机质丰度

泥页岩中总有机碳含量（TOC）是反映烃源岩中有机质丰度的常用指标之一。通过对牟页1井175件页岩岩心样品的总有机碳含量测试分析后表明，山西组和太原组95%的泥岩岩心样品有机碳含量介于0.5%～5.0%，平均有机碳含量为2.8%。其中山西组泥岩样品有机碳含量介于0.5%～5.1%，平均有机碳含量为1.9%。而太原组泥岩样品有机碳含量主要分布范围为1.5%～2.0%，平均有机碳含量为2.5%，为中等—好烃源岩。纵向上来看，南华北地区下二叠统泥岩有机碳含量整体较高，且太原组泥岩的有机碳含量要高于山西组，且随着埋藏深度的加大，有机碳含量有逐渐增加的趋势，非均质性较强。前人通过对我国泥岩类烃源岩有机质发育主控因素及非均质性研究后认为，烃源岩中有机质的非均质分布主要受沉积环境所控制，其中古生产力和保存条件是主要因素[15]。

3.2 有机质类型

笔者采用显微组分和稳定碳同位素两种方法去判别牟页1井山西组和太原组泥岩有机质类型，以便相互补充和验证。其中，干酪根稳定碳同位素测试结果表明，下二叠统山西组和太原组所测试泥岩干酪根稳定碳同位素值介于－23.8‰～－25.4‰之间，除部分样品的稳定碳同位素大于－25‰而表现为Ⅱ2型干酪根以外，其余所有样品均小于－25‰，为典型Ⅲ型干酪根。此外，太原组和山西组泥岩的有机质类型指数（TI）同样表明，除部分样品的TI值大于0而表现出Ⅱ2型以外，其他所有泥岩样品的TI指数均小于0，表现为Ⅲ型干酪根。整体来看，牟页1井山西组和太原组泥岩中有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ2型有机质含量较少。其中惰质组、镜质组和壳质组是组成有机质的主要显微组分，其含量变化范围大，这可能与煤系泥岩海陆过渡相沉积环境的频繁变化有关。其中惰质组含量占到有机质显微组分的5.6%～86.6%，平均含量为62.2%，而镜质组含量约为5.6%～77.0%，平均含量为25.4%，壳质组含量最低，平均含量仅为12.4%，表明该区有机质主要以陆源高等植物输入为主，水生浮游生物较少甚至没有，且太原组泥岩惰质组含量（69.4%）要明显高于山西组（56.4%）。

3.3 有机质成熟度

对于Ⅲ型干酪根而言，实测镜质体反射率（Ro）能够很好地反映烃源岩中有机质的成熟度。牟页1井下二叠统山西组和太原组镜质体反射率均在3%以上，其中太原组和山西组泥岩实测镜质体反射率平均值分别达到3.51%和3.37%，处于过成熟阶段。

按照烃类形成的一般模式，对于富含惰质组的Ⅲ型干酪根而言，其在整个热演化过程中以生气为主，生油量极少甚至没有，且当烃源岩进入成岩阶段的晚期（Ro＞2.0%）以后，已经生成的少量液态烃和重质气态烃也将裂解形成甲烷气体。而当有机质镜质体反射率达到3.0%以上时，干酪根已无明显的生烃能力。高热演化程度同时表明河南地区海陆过渡相泥岩有机质在热演化过程中已经生成了大量的天然气。

4 页岩含气量

4.1 含气量测定

页岩含气量指每吨页岩中所含天然气在标准状态（0℃，101.325 kPa）下的体积，笔者主要利用现场解析法[16]获得的含气量实验数据对牟页1井山西、太原组泥页岩含气量进行分析。

牟页1井实际钻穿太原组、山西组地层厚度分别为91 m、86 m。现场共取解析样品55块，其中泥页岩样品36块，其中山西组22块、太原组14块。通过对所取泥页岩样品进行现场解析以及室内测量分析得到泥页岩总含气量。根据实验所得数据统计，牟页1井山西组泥页岩含气量介于0.85～3.70 m3/t，平均含气量为1.82 m3/t；太原组泥页岩含气量介于1.09～4.30 m3/t，平均含气量为2.64 m3/t。可以看出，太原组含气量要优于山西组，并且均高于美国泥页岩含气量底限（0.5～1.0 m3/t），表明其具有很好的勘探开发价值以及资源储量前景。

4.2 有机质对含气量的影响

页岩有机质丰度对于评价页岩气资源潜力具有重要意义。一方面，页岩高有机质丰度、高有机质成熟度能够为页岩气的生成奠定良好的物质基础及条件，另一方面，高有机质丰度及成熟度还能够为所生成的页岩气提供更多的赋存空间。通过将页岩有机质丰度及成熟度与页岩含气量进行拟合对比后发现，河南山西组、太原组页岩样品有机质丰度与页岩含气量呈明显的正相关关系，成熟度与页岩含气量呈弱的正相关关系（图10），表明河南山西、太原组海陆过渡相页岩有机地化条件对页岩含气量明显的控制作用，对于指导未来南华北盆地页岩气勘探方向及勘探有利区具有重要意义。

图10 有机质丰度、成熟度与含气量相关性分析图

5 结论

1）储层矿物成分以黏土矿物和石英为主，黏土矿物以伊利石、高岭石为主，含少量的绿泥石和伊蒙混层；储层孔隙主要发育粒间孔、溶蚀孔、有机质孔、生烃收缩缝；储层具有低孔特低渗的特征，且受矿物组成影响明显；储层存在中等偏强的水敏、酸敏，强碱敏，无速敏。

2）页岩的无机组成和有机组成控制了页岩储层的发育特征，包括储层物性、含气性以及可压性等。

3）山西、太原组海陆过渡相页岩具有高有机质丰度、高热演化程度特征，有机质类型以Ⅲ型干酪根为主，且有机质显微组分具有高惰质组的特点，而这一特点可能与物源供给、沉积环境以及搬运距离等因素有关；

4）山西、太原组海陆过渡相页岩现场解析含气量整体较高，远高于规定的下限值，且太原组泥页岩含气量要高于山西组，与有机质在纵向上的变化具有一致性。从含气潜力的角度出发，太原组的资源潜力要明显优于山西组；

5）山西、太原组海陆过渡相页岩含气量受有机地化因素控制明显，与TOC及成熟度Ro均呈现明显的正相关关系。

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