鄂尔多斯盆地东部太原组页岩气吸附特征及影响因素

2019-08-30熊荃彭渊唐友军陈天宇毛亚辉

中国地质调查 2019年4期

熊荃，彭渊，唐友军，陈天宇，毛亚辉

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室，长江大学资源与环境学院，武汉 430100； 2.自然资源部盐湖资源与环境重点实验室,中国地质科学院矿产资源研究所,北京 100037)

0 引言

页岩气主要以2种状态赋存于泥页岩中，一种以游离态存在于孔隙中，另一种是以吸附态存在于有机质和黏土矿物表面；很少一部分以溶解态赋存于有机质中[1-3]。吸附气是页岩气气藏中重要的存在状态[4-5]，李新景等[6]认为吸附气至少占含气总量的40%，Sondergeld等[7]观察Barnett页岩岩芯后认为吸附气占含气总量的40%～45%。而从一定意义上说，游离在孔缝中的天然气是原始页岩中吸附态天然气在孔隙裂缝发育到一定程度时解吸形成的[8-9]。由此可见，研究页岩的吸附特征及其影响因素具有重要意义。

目前，我国南方下古生界海相页岩气资源勘查开发已取得重大突破，华北地区三叠系陆相页岩气勘查也有了长足进展，在鄂尔多斯盆地南部建立了“延长石油延安国家级陆相页岩气示范区”[10]。鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相泥页岩层具有分布范围广、构造稳定、热演化程度适中、保存条件好等特点，具有良好的页岩气勘探潜力。相较于海、陆相页岩气，对海陆过渡相页岩气的研究亟待突破，尤其对于其页岩含气性及吸附特征的研究意义重大[11-12]。而页岩的吸附气量受多种地质因素的影响，所采集泥页岩样品只能在接近地层温压的实验环境下通过等温吸附实验获得其吸附能力[13]。一般认为，泥页岩的吸附能力会受到温度、压力、总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量、热演化程度、孔隙结构和比表面积及矿物成分等多因素的影响[14]。本文以鄂尔多斯盆地绥德地区SSD1井为例，选取该井10个太原组富有机质泥页岩样品，通过等温吸附、总有机碳含量、有机质成熟度、X-射线衍射、比表面积等测试分析，针对上述主要因素，分析各因素与兰氏体积的相关性，综合评价鄂尔多斯盆地东部太原组海陆过渡相页岩吸附特征及其影响因素，以期为研究区页岩气勘探提供参考。

1 研究区地质概况

鄂尔多斯盆地属于大型多旋回克拉通盆地，构造较为稳定，经历了基底、盆地发展和盆地改造等演化阶段[15-16]。绥德地区继承了鄂尔多斯盆地构造演化特征，在中元古代—古生代处于相对隆起状态，构造平缓；早二叠世后期海水在较短地质时期内向华北陆表海盆的东南部退却，发育海陆过渡相—陆相沉积；侏罗纪末期抬升隆起[17]。

研究区位于鄂尔多斯盆地东部绥德地区，构造位置在晋西挠褶带与伊陕斜坡之间(图1)。太原组为研究区主要含煤地层之一，以灰黑色页岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩与砂岩互层、泥晶灰岩、生物碎屑灰岩及煤层为主，属于障壁海岸沉积体系[18-19]。在盆地东部广大地区石炭系—二叠系泥页岩有机质类型主要为Ⅲ型，镜质体反射率(Ro)在0.6%～1.2%之间变化，总有机碳(TOC)含量介于1.0%～2.5%之间，显示该地区石炭系—二叠系海陆过渡相烃源岩具有很好的生烃潜力[20]。

图1 鄂尔多斯盆地东部区域构造简图及SSD1井位置Fig.1 Tectonic units and location of well SSD1 in Eastern Ordos Basin

2 样品采集与测试

本文研究的泥页岩样品取自鄂尔多斯盆地东部绥德地区SSD1井的石炭系—二叠系太原组地层。该井太原组上部岩性主要为灰色薄层灰岩，中下部岩性主要为深灰色泥岩，局部夹薄层砂岩，是典型的潜在烃源岩发育层段[13]。

对所有样品均进行了X-射线衍射、总有机碳、镜质体反射率、孔隙度、比表面积、孔径分布以及等温吸附等分析。将粉碎至80目的泥页岩样品置于密闭容器中，测定每个样品在同一温度、不同压力下达到平衡状态时吸附甲烷气体积，进而求取兰氏压力和兰氏体积。实验条件为：温度30 ℃，甲烷气浓度99.999%，最高实验压力约30 MPa，共测试了8个压力点，分别为0、0.77 MPa、2.44 MPa、5.64 MPa、9.91 MPa、15.57 MPa、24.13 MPa和30.55 MPa，自低到高对每个压力点进行实验，一共测试了10个太原组泥页岩样品。

3 等温吸附特征

页岩气等温吸附实验是指在同一温度下，测定不同压力条件时吸附介质对天然气的吸附体积[21]。作为页岩气及煤层气吸附特征评价的重要依据，Langmuir模型被广泛应用于天然气吸附特征评价中[22]。前人研究发现盆地东部绥德地区处于2.0～2.5 ℃/100 m的地温梯度分布区[23-24]，研究区太原组深度分布于1 614～1 709 m，以2.0 ℃/100 m地温梯度计算，地层温度约在33.23 ℃，故而此次太原组10个泥页岩样品等温吸附实验温度选在30 ℃。 Langmuir模型是假设吸附介质与气体分子在吸附和解吸过程中处在动态平衡时[18]，均一吸附介质表面完全被气体覆盖后的吸附量，在实际应用中为确定等温吸附是否满足Langmuir模型，可将其表达式变形为

(1)

式中：P为实验设定压力，MPa；V为在对应设定下样品产生的吸附量，m3/t；VL为极限压力条件时的吸附体积，也称兰氏体积或最大理论吸附气量，m3/t；PL为1/2兰氏体积对应的压力，称为兰氏压力，MPa。

以P/V对P作图，若二者存在线性关系，则说明符合Langmuir吸附式。分别将10个样品的实验数据代入式(1)，通过图2可以看到Langmuir模型与等温吸附线可以很好地拟合，拟合精度分布在0.995 6～0.997 1，平均0.996 3，说明基于本次实验的等温吸附式可以较准确描述样品对甲烷气体单层吸附的过程和结果。

图2 SSD1井太原组泥页岩等温吸附P/V与压力P拟合关系Fig.2 Isothermal adsorption P/V-P relation of shale in Taiyuan Formation of wel SSD1

在温度不变的情况下，吸附量会先随着平衡压力的增加而迅速增加，当平衡压力增加到一定程度后，吸附量增速减缓并趋于饱和(图3)。

图3 兰氏体积(VL)与压力(PL)拟合曲线Fig.3 Fitting Curves of VL and PL

SSD1井太原组泥页岩样品的兰氏体积(VL)范围为1.11～2.41 m3/t，平均为1.76 m3/t(表1)；本次实验样品的兰氏压力值中等偏低，介于1.89～2.20 MPa，均值为2.07 MPa。

表1 SSD1井石炭系—二叠系太原组泥页岩样品等温吸附实验结果Tab.1 Isothermal adsorption experiment results of Carboniferous-Permain mud shale from well SSD1

(续表)

4 吸附特征的影响因素

4.1 地球化学特征与页岩气吸附能力

分析SSD1井太原组10个泥页岩样品的地球化学参数，总有机碳(TOC)含量分布在0.75%～5.71%，平均含量为2.75%，一般认为页岩气有机质丰度下限为2%[25]。由此可见，太原组泥页岩有机质丰度高，具备较好的生气物质基础；样品的镜质体反射率(Ro)主要分布在1.43%～2.12%，平均为1.80%，处在高成熟—过成熟阶段(表2)。

表2 SSD1井太原组泥页岩地球化学参数与矿物组成Tab.2 Geochemical parameters and mineral composition of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

通过总有机碳含量(TOC)与兰氏体积(VL，即最大吸附气量)相关关系图(图4)可以看出，有机碳含量越高，最大吸附气量越高，二者呈明显正相关，与前人研究认识一致[26]。

图4 SSD1井太原组泥页岩TOC含量与VL关系Fig.4 Relation diagram of TOC and VL of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

但随着成熟度的增加，总有机碳含量呈现先增大后减小的特点，页岩气的吸附能力也随之减小(图5、图6)。

图5 SSD1井太原组泥页岩总有机碳(TOC)含量与镜质体反射率(Ro)关系Fig.5 Relation diagram between TOC and Ro of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

图6 SSD1井太原组泥页岩兰氏体积(VL)与镜质体反射率(Ro)关系Fig.6 Relation diagram between VL and Ro of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

4.2 矿物成分

SSD1井太原组泥页岩样品中主要的矿物成分为黏土矿物和石英，其次为碳酸盐矿物、黄铁矿和长石(表2)。石英含量为2.0%～92.4%，平均为44.4%；黏土矿物含量为3.1%～98.0%，平均为49.1%；碳酸盐矿物含量为4.5%～18.0%，平均为9%；黄铁矿含量为0%～6.8%，平均为0.2%；长石含量为0%～1.9%，平均为0.2%。石英、长石和碳酸盐矿物为脆性矿物，对泥页岩储集层裂缝产生改造并对后期页岩气开采压裂有很大影响，从而影响页岩气的吸附能力。为了更直观了解页岩矿物成分对吸附气的影响，在页岩CT图像中将矿物与孔隙进行分割，分割后图中红色部分为孔隙(图7)，样品发育层间微裂隙和有机质孔隙，层间微裂隙呈片状，连通性较好，有机质孔隙呈孤立状分布，有机质孔隙内部相互连通，彼此间不连通。

(a) SSD1-6三维重构图 (b) SSD1-9三维重构图

图7 SSD1井太原组泥页岩样品微米CT扫描三维重构图

Fig.7 Three-Dimensional Reconstruction pictures of shale samples from Taiyuan Formation in well SSD 1 by Micron CT Scanning

通过分析发现，黏土矿物含量与兰氏体积(VL)为正相关关系(图8)，脆性矿物含量与兰氏体积(VL)为负相关关系(图9)。黏土矿物对研究区太原组泥页岩样品吸附能力有显著影响，认为黏土矿物对晶体结构和其所形成的层间孔隙相互之间的连通性影响了吸附气量。

图8 SSD1井太原组泥页岩黏土矿物含量与VL关系Fig.8 Relation diagram between clay mineral content andVL of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

图9 SSD1井太原组泥页岩脆性矿物含量与VL关系Fig.9 Relation diagram between clay mineral content andVL of shale in Taiyuan Formation of well SSD1

4.3 微观孔径

页岩储层的基质孔隙远小于常规油气储层的数量级，其储层内部的这些纳米级孔隙还是页岩气的重要储存空间[27]。对孔径的影响因素包括页岩自身矿物成分不同的影响，也包括生烃过程中对孔径的改造，最后表征为孔径结构、大小和面积等方面的变化。SSD1井太原组10个泥页岩样品比表面积测试分析(表3)表明，样品的总孔体积为0.000 225～0.014 800 mL/g，发育平均孔径介于2～50 nm之间的中孔，比表面积为0.002 9～11.124 0 m2/g。

表3 SSD1井太原组泥页岩低温氮气吸附结果Tab.3 Nitrogen adsorption at low temperature in shale of Taiyuan Formation in well SSD1

以吸附气量最大的样品SSD1-4为例，其氮气吸附/脱附曲线如图10所示，可以看到吸附/脱附曲线为H2型，形态上“口小肚大”，吸附量在相对压力处于0.4～1.0范围内逐渐增加，有明显转折点存在。

图10 SSD1-4页岩样品氮气吸附/脱附曲线Fig.10 Adsorption and desorption curves of shale samples of SSD1-4

通过基于开尔文毛细管凝聚理论的气体吸附法(Barret，Joyner和Halenda方法，简称BJH法)计算介孔孔径分布，用孔体积对孔直径的微分(d(V)/d(lgD))与孔径的关系图来表征样品SSD1-4的孔径分布特征(图11)。平均比表面积为5.587 m2/g，平均孔直径为6.17 nm，孔径在中孔出现“单峰型”峰值，表明孔隙主要由中孔组成。