中国重点地区二叠系海陆过渡相页岩气勘探前景

郭少斌，王子龙，马 啸

(中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083)

随着人们对天然气等清洁能源需求的迅速增长和能源行业的不断发展，全球天然气产量稳步提升，世界能源结构的组成正发生着剧烈的变化[1-2]。我国页岩气产量在2019年达到了154×108m3，但与美国相比，仍有较大差距，页岩油气的革命需要进一步发展。

我国页岩油气的革命面临更加巨大的难题和挑战。王淑芳等[3]通过中美海相页岩对比，提出两者虽都为深水陆棚环境沉积，但我国海相页岩具有成熟度过高、盆地内外差异大的特征。邹才能等4]通过统计我国页岩气的分布和资源潜力，指出我国页岩气勘探开发的现实领域主要是海相页岩，海陆过渡相和陆相则为战略新领域。孙彩蓉等[5]通过对比我国海相页岩与海陆过渡相页岩，认为两者沉积环境水动力较弱，虽然均有利于有机质的保存和页岩气的生成，但在储层性质上差异较大。周德华等[6]对四川地区陆相自流井组和海相龙马溪组进行分析，认为陆相页岩与海相页岩相比，成熟度普遍偏低、有机孔相对不发育且黏土矿物含量明显偏高。总体来说，海相页岩面临的问题是构造演化复杂，盆地外破碎严重，地貌多为山地丘陵；海陆过渡相页岩面临的问题是单层厚度小，黏土矿物含量过高，不利于开发；陆相页岩存在成岩作用低，有机质成熟度较低，储集层非均质性强，油气共存等问题。

多年来，专家和学者针对我国海相页岩气进行了大量研究，已经形成了高有机碳含量(TOC)和适当的成熟度控制页岩的生烃能力，孔隙控制页岩的储集性能，以及孔隙特征、成藏条件和构造变化等因素控制页岩气富集程度的认识[7-9]。目前，在海相页岩中已经发现多个地质储量超过千亿立方米的气田，3 500 m以浅的页岩气开采技术已经成熟，并于2019年完钻了目前国内最深(6 024 m)的页岩气探井[7]，得到单井日产量超百万立方米的页岩气井，表现出海相页岩气良好的勘探和开发潜力。关于陆相页岩气的研究，目前最全面的是鄂尔多斯盆地延长组页岩，已形成的“吸附成藏”和“吸附+游离复合成藏”两种模式[10]，分别对应深湖相和浅湖相的沉积环境，在实践应用中具有指导意义。

对比海相和陆相取得的进展，我国海陆过渡相页岩气研究主要集中在页岩储层的地化特征和物性特征等方面，对成藏规律和富集主控因素的研究较少。由于其自生自储的特性与海相、陆相存在一定差异，导致海陆过渡相页岩气的成藏模式不能完全借鉴海相和陆相的规律，给研究带来了一定难度。本文在总结海陆过渡相页岩气研究现状的基础上，详细研究了过渡相页岩的分布特征、地化特征和储层特征，并将其与海相和陆相页岩进行比较，分析海陆过渡相页岩气在勘探和开发中的优势与劣势，针对海陆过渡相页岩气存在的问题，对未来发展做出展望与建议。

1 海陆过渡相页岩气研究现状

我国海陆过渡相页岩主要发育在上古生界，北方地区主要是石炭系—二叠系，地层包括本溪组、太原组、山西组和下石盒子组，山西组和太原组页岩地层常与煤、致密砂岩、灰岩等伴生，导致页岩垂向连续性较差，单层厚度多小于15 m，分布面积在20×104km2以上；南方地区主要是二叠系，地层包括龙潭组、少量梁山组和小江边组，龙潭组厚度连续性较好，分布较广，面积可达30×104km2以上(表1)。

1.1 北方石炭系—二叠系研究情况

北方海陆过渡相页岩分布在鄂尔多斯盆地、沁水盆地和南华北盆地，以太原组—山西组为主，沉积相为滨海相或三角洲平原的沼泽相。鄂尔多斯盆地是华北克拉通的组成部分，内含6个一级构造单元，盆地内沉积多套烃源岩，其中山西组和太原组岩性复杂、单层厚度小、层数多、累计厚度大，单层最大厚度为64.5 m，累计厚度在50～180 m之间。太原组主要分布在天环坳陷，山西组则主要位于伊陕斜坡，二者干酪根类型均以Ⅲ 型为主，主要孔隙类型是溶蚀孔、黏土矿物孔和微裂缝。其中，太原组泥页岩的脆性矿物含量和孔隙度优于山西组，而山西组的泥页岩发育程度优于太原组。勘探调查表明，延川地区和大宁—吉县地区的山西组具有页岩气显示[11]。

沁水盆地位于吕梁隆起带和太行隆起带之间，东西宽120 km，南北长330 km，总面积超过3×104km2，是一个NNE向的复向斜构造。盆地内研究对象主要为太原组和山西组，页岩地层累计厚度介于50～200 m之间，与薄层灰岩互层。页岩埋深较浅，均在2 000 m以内，分布规律呈现出以沁源—襄垣一带为最大埋深，向盆地边缘逐渐变浅的特点；页岩有机质类型均为Ⅲ型。太原组TOC分布存在北部寿阳—阳泉、中部沁县和南部沁源—端氏—长子共3个高值区，并向四周逐渐降低；山西组TOC略高，从北向南逐渐增大。

南华北盆地位于华北板块南部，延伸方向是与秦岭—大别山造山带平行的近东西向，盆内包含众多次级凹陷。太原组—山西组干酪根类型以Ⅲ型为主，含Ⅱ2型；平面上，太原组和山西组的TOC以鹿邑、洛阳、伊川地区相对较高，向四周呈环带状下降；垂向上，从下向上TOC由高变低；镜质体反射率(Ro)分布规律为北高南低、西高东低。近年来先后部署的蔚参1井、牟页1井和郑东页2井均获得了页岩气流，压裂后获得稳定日产量1 000～4 000 m3[13]，对比海相页岩[14]，压裂效果和产量差距较大。

表1 中国重点地区海陆过渡相页岩分布Table 1 Distribution of marine-continental transitional strata of some key areas in China

1.2 南方二叠系研究情况

南方二叠系龙潭组在扬子地区广泛分布，可分为四川盆地、贵州地区、下扬子地区等进行评价。四川盆地南西高、北东低，主要沉积区位于川中和川东南。该区龙潭组页岩埋深普遍大于4 000 m，厚度在50～200 m之间；页岩TOC分布整体呈东高西低的趋势，以遂宁—大足为中心，向西和西南方向逐渐变小。黏土矿物占主导地位，多含黄铁矿和锐铁矿。盆地内川东南地区东页深1井龙潭组多个井段有一定的页岩气流，但开发价值不大[15]。

贵州地区发育大量的隔挡式褶皱和断裂，整体方向为NE向，龙潭组页岩厚度在30 m以上，以大方—息烽为中心，总体埋深在3 000 m以内。页岩TOC的平面分布同样以大方为中心，向南北两侧逐渐降低；有机质类型为Ⅲ型。贵州西部(黔西)金沙页1井海陆过渡相龙潭组样品的含气量测试结果为2.07～4.46 m3/t，平均值为3.15 m3/t，表现出较好的含气性。

下扬子地区位于扬子板块东北缘，整体呈北东宽、南西窄的V字型，区内龙潭组页岩东南厚西北薄[16]，以江山—上饶和长兴—广德为主要沉积中心。页岩TOC为0.37%～2.90%，干酪根主要为Ⅱ型和Ⅲ型，Ro分布在0.55%～2.66%。

2 三种岩相页岩储层的对比

2.1 页岩储层分布特征

由于我国盆地的构造演化与沉积演化具有整体性，导致从新元古代震旦纪—中生代三叠纪主要发育海相页岩，中生代后则以海陆过渡相和陆相页岩为主。地层的叠加关系和后期的构造运动导致海相页岩的埋深范围较广，最大埋深可达5 500 m，主体在1 500～4 500 m，从经济角度考虑，4 000 m以内的储层是最主要的开发区[17]。海陆过渡相和陆相页岩地层形成较晚，且埋深较浅，分布在80～4 500 m，主体在3 000 m的范围内，易被剥蚀破坏，不利于页岩气生成和富集。

石炭系—二叠系沉积环境主要是三角洲和潟湖，因而海陆过渡相页岩的主要特点是累计厚度大但单层厚度薄，垂向上岩性连续变化(表2)。海相页岩的沉积相多为不同封闭程度的深水陆棚相[18]，沉积环境较稳定，页岩沉积厚度大，平均在100 m左右，且垂向上连续性好。陆相页岩主要发育在坳陷和断陷湖盆中，沉积相以深湖相和浅湖相为主，中央坳陷区厚度较大，可达几百米以上，但因横向厚度变化大，导致连续性差，单层厚度小。根据页岩分布情况来看，海陆过渡相虽有较大的分布面积，但是页岩沉积稳定性不如海相页岩，也不如陆相页岩在沉积中心有较厚的页岩发育，导致其页岩气单一开采并不足以满足钻井成本。

表2 中国重点地区不同类型页岩的分布地区及参数Table 2 Distribution areas and parameters of different types of shale strata of some key areas in China

2.2 页岩储层有机地球化学特征

海陆过渡相页岩的干酪根类型主要是Ⅲ型，部分为Ⅱ1型[19-30](表3)。Ⅲ型干酪根生烃潜力较小，主要生气；Ⅱ1型干酪根富氢贫氧，可大量生气排烃，但是含量较少[31]。对比以生油为主且能将早期生成的液态烃在热演化后期裂解生成气态烃[32]的海相和陆相的Ⅰ—Ⅱ型干酪根，其生烃潜力最低。

表3 中国重点地区不同类型页岩储层的有机地球化学参数[19-30]Table 3 Organic geochemical parameters of different types of shale reservoirs of some key areas in China

有机质碳含量决定页岩的生烃能力，并影响着有机质内部孔隙的形成。由于海陆过渡相页岩在形成过程中沉积环境变化较快，TOC变化范围大，总体均值分布在1.89%～7.51%之间，部分碳质泥岩TOC存在异常高值，整体呈南方略高于北方的特征。海相页岩TOC介于0.45%～10.47%，均值稳定在2%以上，不同地区的同一层位也有较大的变化，其变化趋势与区域构造带密切相关。陆相页岩TOC分布在0.33%～22.0%，主体集中在1.0%～3.0%，高值多位于沉积中心。

对于Ⅲ型干酪根，天然气的转化率在成熟度Ro值达到1.0%和2.5%时分别是40%和95%，此时是有机质最主要的生气阶段。我国海陆过渡相泥页岩的成熟度介于1.0%～3.0%，主体在1.5%～2.5%之间，分布比较均匀，除部分Ro过高(>3.0%)可能已失去生气能力以外，多处于成熟—过成熟阶段，以原油裂解生气为主[33]。陆相页岩成熟度较低，均在2.5%之下，大部分处于生油高峰阶段[34]，以生油为主。

对比可知，海陆过渡相页岩有机质生烃潜力不如海相和陆相，生烃能力最差；TOC变化较大，不如海相稳定，且高值TOC比例较低；有机质成熟度低于海相高于陆相，处于自身的生气高峰阶段，由于干酪根类型的限制无法大量生成有机孔。

2.3 页岩储层储集特征

高凤琳等[35]的研究表明，当TOC保持不变时，较高的黏土矿物含量会导致较强的吸附能力。海陆过渡相页岩多为碳质页岩，脆性矿物集中在30%～50%，碳酸盐矿物大多分布在5.0%之下，含量较少，黏土矿物则大都超过50%。对比商业开发条件(脆性矿物含量大于40%，黏土矿物含量小于30%)[36]，可知矿物组成问题是海陆过渡相页岩气开发面临的巨大挑战。

对比海相、陆相和海陆过渡相页岩的矿物组成，可知脆性矿物含量最高的是海相，陆相次之，过渡相最低；黏土矿物含量最高的是海陆过渡相，陆相次之，海相最低(表4)。海陆过渡相黏土矿物的组成均以伊蒙混层为主，几乎不含蒙脱石，高岭石与绿泥石并存。海相不含高岭石，原因是黏土矿物的转化程度与有机质演化成正比[34]，而海相页岩的成熟度要优于海陆过渡相。因埋深和地下水成分不同，海相蒙脱石转化为伊利石的比例更高，自生脆性矿物含量高于其余两相，这是由于海相页岩处于深水环境，陆源碎屑补给较弱，所以有利于自生脆性矿物的生成。

有机质成熟度、矿物组分和压实作用控制着孔隙的发育程度[37]。海陆过渡相页岩主要发育无机孔和微裂缝，有机质孔不发育。无机孔包括溶蚀孔、粒间孔和黏土矿物孔；微裂缝产生在高岭石通过伊蒙混层向着伊利石进行转变、黏土矿物脱水体积缩小的过程中，主要是层间裂缝。海相页岩由于热演化程度高，原生孔隙较少，次生孔隙居主导地位；孔隙类型主要是蜂窝状有机孔，其次是晶间孔和热演化过程中形成的溶蚀孔等，同时还存在少量的微裂缝。陆相页岩演化程度低，原生基质孔隙占主导地位，有机孔和微裂缝均较少，储集空间不发育。

由于海陆过渡相页岩与煤层互层频繁，且煤层普遍具有低孔低渗的特征，因此，与海相和陆相相比，海陆过渡相页岩孔渗性较差(表5)。鄂尔多斯盆地山西组、沁水盆地太原组和四川盆地龙马溪组的页岩含气量分别为0.59～4.05，0.79～4.03[29]，1.75～9.60 m3/t[30]。总体而言，海相页岩含气性最好，其后依次为陆相和海陆过渡相。根据前文对有机质演化的分析，海陆过渡相页岩大多已经过了充分的生气过程，但是由于排烃效率高，降低了自身的含气量。

页岩孔隙表征结果表明，海相页岩的孔体积最高(表6)[38-40]，海陆过渡相和陆相页岩相差不大；比表面积由大到小依次为海相、陆相和海陆过渡相。海相页岩的孔体积和孔比表面积均为其余两相的2～3倍，具有最优质的储集空间。孔体积分布特征表明，三种岩相页岩均是中孔占比最大，大多超过60%，而微孔和宏孔占比普遍低于40%；在比表面积分布中，海相和海陆过渡相均以微孔和中孔为主，宏孔可忽略不计，而陆相的宏孔比表面积占了一部分比重。对比可知，海相页岩除中孔外，微孔也较为发育，此现象与海相页岩中大量发育的有机孔有关；海陆过渡相页岩的黏土矿物成分较高，导致中孔更为发育，微孔发育程度介于海相页岩和陆相页岩之间；陆相页岩以中孔为主，微孔和宏孔发育程度相当。海相页岩整体孔径分布小于海陆过渡相页岩和陆相页岩的孔径分布。

三种岩相页岩在对气体的吸附能力上存在巨大差异。如表7所示，单位TOC条件下，海相页岩的吸附性能占绝对优势，远超陆相和海陆过渡相页岩；陆相页岩次之，海陆过渡相页岩最低。

表4 中国重点地区不同类型页岩储层的矿物组分[19-30]Table 4 Mineral composition of different types of shale reservoirs of some key areas in China

综上所述，海相、海陆过渡相和陆相页岩在分布规律、地化特征、矿物特征、孔隙发育类型、孔隙结构特征和吸附性能等方面存在巨大的差别。海相页岩埋深较深，海陆过渡相和陆相页岩埋深较浅。海陆过渡相页岩虽然分布面积较广，但页岩沉积稳定性不如海相页岩，也不如陆相页岩在沉积中心有较厚的页岩发育。海陆过渡相页岩TOC变化较大，高值比例低，不如海相稳定；干酪根以Ⅲ型为主，相比海相和陆相的Ⅰ—Ⅱ型干酪根，生烃潜力最差；有机质成熟度低于海相高于陆相，处于生气高峰阶段。海陆过渡相页岩多为碳质页岩，黏土矿物含量超50%，内部组成以伊蒙混层为主，给页岩气开发增加了困难。受限于干酪根类型，海陆过渡相页岩有机质内部无法生成大量孔隙，因而孔隙类型主要是无机孔和微裂缝；因与煤层互层频繁，且煤层具有普遍低孔低渗的特征，导致其孔渗性比海相与陆相页岩的孔渗性差。海相页岩孔体积和比表面积最大，主要发育微孔和中孔，整体孔径分布最小；海陆过渡相页岩和陆相页岩则主要发育中孔，孔径分布较大。海相页岩的吸附性能远超陆相和海陆过渡相页岩。

表5 中国重点地区不同类型页岩储层的孔渗参数[29-30]Table 5 Porosity and permeability parameters of different types of shale reservoirs of some key areas in China

表6 中国重点地区部分页岩储层孔隙表征参数[38-40]Table 6 Pore characterization parameters of shale reservoirs of some key areas in China

表7 中国重点地区不同类型页岩储层的等温吸附参数Table 7 Isothermal adsorption parameters of different types of shale reservoirs of some key areas in China

3 结论

(1)海陆过渡相页岩主体分布在华北及东北地区，分布面积较大，与海相页岩相当；南方地区埋深较深，北方地区埋深较浅且保存条件较差；页岩垂向上厚度不如陆相有较厚的沉积中心，横向连续性不如海相厚度稳定，具有单层厚度薄、岩性变化快的特点。

(2)海陆过渡相页岩干酪根类型以Ⅲ型为主，生烃潜力不如海相和陆相；Ro介于1.5%～2.5%，高于陆相，低于海相，处于生气高峰阶段，但受限于干酪根类型，有机质孔不发育；TOC集中分布在2%～3%之间，除碳质泥岩外，TOC总体偏低，生烃能力不如海相页岩。

(3)海陆过渡相页岩矿物组成复杂，黏土矿物占绝对优势，脆性矿物低于其余两相，不利于压裂；其孔隙发育程度和孔径分布介于海相与陆相之间，孔体积以中孔和宏孔为主，比表面积以微孔和中孔为主；有机孔不发育，孔隙类型主要是无机孔和微裂缝，导致孔体积和孔比表面积均不如海相页岩。

(4)对比三种岩相页岩的各项特征可知，海相页岩具有分布面积大、TOC高、热演化程度高、脆性矿物含量高、有机孔最发育、含气量高、吸附性能强的优势，最具开发前景；陆相页岩分布面积小、热演化程度低，但湖盆中心的沉积厚度和TOC较大，有望在部分高成熟度的凹陷区实现突破，具有勘探前景；海陆过渡相页岩单层厚度薄、与其他岩性互层频繁、TOC低值占比大、有机质孔不发育、脆性矿物含量低，具有一定的勘探潜力。