渤海湾盆地歧口凹陷陆相湖盆页岩气富集条件及勘探潜力

2021-06-13周立宏陈长伟韩国猛石倩茹付东立董越崎孙莉莉

天然气工业 2021年5期

周立宏陈长伟韩国猛杨飞石倩茹付东立董越崎赵玥孙莉莉梁晨

中国石油大港油田公司

0 引言

近年来，中国致密油气和页岩油气勘探开发取得了重要的进展，其中致密油气在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、四川、渤海湾等多个盆地实现了突破[1-5]；页岩气在四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组[6]、鄂尔多斯盆地中生界和石炭系—二叠系[7-8]、柴达木盆地北缘侏罗系[9]等领域取得了重要进展，其中四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发已取得重大突破，探明了焦石坝[10]、长宁—威远[6]等千亿立方米级的页岩气大气田；渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段页岩油勘探也取得了重大突破[11]。由此引起了国内外学者的普遍关注。

在非常规油气勘探领域，陆相页岩气的勘探和研究相对滞后，并且多集中在中西部中生界和古生界中[12-15]。陆相富有机质页岩具有地层时代新、分布局限、沉积相变频繁、有机质类型多、有机质热演化程度低、黏土矿物含量高、脆性矿物含量低等特点[12-13]。我国东部湖盆中深层蕴含着丰富的天然气资源[16-18]，其中渤海湾盆地歧口凹陷古近系常规天然气资源量规模超过3 500×108m3，致密砂岩气资源量约为1 760×108m3，已探明天然气储量 460×108m3[19]。渤海湾盆地烃源岩有机质热演化成熟度普遍较低，高成熟度泥页岩分布面积相对局限且埋藏较深，具有油气成藏机理和成藏条件特殊以及不利于后期改造等特点[20]，制约了陆相页岩气的勘探进程。从地质角度来分析，泥页岩生成的天然气仅有部分运移至圈闭聚集形成常规气藏，但大部分没有排出，在原地滞留形成页岩气藏，预示着歧口凹陷页岩气具有巨大的勘探潜力。为此，笔者从岩心分析联测数据出发，综合利用测井、录井和地震等资料对歧口凹陷主要烃源岩——古近系沙河街组三段（以下简称沙三段）泥页岩的岩性、物性、生烃条件、含气性和脆性等特征开展了研究，建立了该区页岩气的成藏模式，进而评价了该区页岩气的勘探潜力，以期有助于该区陆相页岩气的勘探并为其他地区同类页岩气的勘探提供参考。

1 地质背景

黄骅坳陷地处我国东部，为渤海湾盆地腹地，夹持于沧县隆起和埕宁隆起之间，以孔店凸起为界分为南、北两个不同的次级沉降单元，南为沧东凹陷，北为歧口凹陷[21]。歧口凹陷北部以汉沽断裂为界与燕山褶皱带相邻，西部以沧东断裂为界与沧县隆起相望，东部以羊二庄断裂为界，其东南侧为埕宁隆起和沙垒田—海中隆起[22]，平面似菱形，内部存在1个主凹和5个次级沉降中心，分别是岐口主凹、北塘次凹、板桥次凹、中旺次凹、歧北次凹、歧南次凹，埕海断阶带由阶梯状断裂与歧口主凹相连，古近纪断陷区面积达6 000 km2（图1）。歧口凹陷古近系由老至新为始新统沙河街组和渐新统东营组，沙河街组自下而上又细分为沙三段、沙二段和沙一段。次凹/主凹内沙三段为半深湖—深湖沉积，整体处于欠补偿状态，除事件性沉积的远岸水下扇和滑塌浊积体外，以泥页岩沉积为主，该段泥页岩作为歧口凹陷重要生烃源岩，有效烃源岩最大厚度为1 500 m，且主体已进入大量生气阶段，具备页岩气发育的潜力条件。

图1 歧口凹陷新生界构造单元与沙三段地层简图

2 页岩岩石学特征

2.1 矿物成分与岩性

细粒沉积岩主要由粒径小于62.5 μm的黏土级和粉砂级沉积物组成[23]，矿物成分主要包括黏土矿物、长石、石英和碳酸盐矿物。根据全岩X射线衍射矿物成分可以将陆相页岩分为长英质页岩、碳酸盐质页岩、黏土质页岩和混合质页岩4大类[24]。歧口凹陷B17井沙三段细粒沉积岩全岩X射线衍射分析结果显示：井段4 152.00～4 810.00 m共167个泥页岩岩屑样品，长英质矿物含量介于16.0%～65.0%（平均值为47.0%），黏土矿物含量介于10.0%～37.0%（平均值为19.0%），碳酸盐矿物含量介于9.0%～41.0%（平均值为21.0%）；井段5 220.00～5 228.34 m共83块泥页岩岩心样品，长英质矿物含量介于42.3%～69.0%（平均值为54.0%），黏土矿物含量介于13.5%～37.1%（平均值为27.9%），碳酸盐矿物含量介于8.8%～25.5%（平均值为14.9%）（图2）。沙三段细粒沉积岩长英质矿物占优势，黏土矿物和碳酸盐矿物含量相对较少，利用三端元四组分命名方法，该段细粒沉积岩主要由长英质页岩和混合质页岩组成。

图2 B17井沙三段泥页岩矿物成分三角图

薄片视域正交偏光下，长英质碎屑颗粒呈亮白色，泥质基质呈黑褐色、灰黑色，碳酸盐胶结物呈暗红色。沙三段细粒岩由泥质基质和长英质碎屑颗粒组成，碳酸盐矿物主要以胶结物状态存在碎屑岩颗粒中。根据泥质基质和长英质碎屑颗粒的含对含量、分布状态和矿物成分，可把泥页岩分为块状和纹层状2种结构。块状泥页岩以泥质基质为主，层理不发育，细粒长英质颗粒呈分散状分布于泥质基质中（图3-a），指示弱陆源碎屑供给的稳定沉积环境。纹层状结构（图3-b）较为常见，长英质纹层沉积时期物源供给能力相对较强与泥质纹层沉积时期为物源供给能力较弱，二者呈稳定互层结构，指示牵引流沉积环境。随着水动力条件的增加，岩石层理结构遭受破坏，呈现向上变细的粒序层理（图3-c）、粗碎屑混染（图3-d）、层面弯曲变形（图3-e）、块状混杂沉积（图3-f）等现象。在长度为8.34 m取心段内同时见有丰富的牵引流和重力流沉积现象，指示复杂沉积过程。随着长英质矿物成分的增加，层理结构消失，表现为块状特征。牵引流沉积条件下，碎屑颗粒分选磨圆性较好（图3-g），重力流沉积物碎屑颗粒分选性较差（图3-h）。

图3 B17井沙三段泥页岩段显微特征照片

2.2 岩性组合特征

B17井沙三段泥页岩段岩性类型多样、岩性变化快。8.34 m岩心见有泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、粉—细砂岩、细砂岩、中—细砂岩、含砾粗砂岩8种岩石类型，细分出582个小层，平均单层厚度1.4 cm。纵向上，沙三段细粒沉积岩段由粉细砂岩、长英质页岩和长英质混合页岩组成，三者之间呈互层状产出，整体为陆源碎屑沉积的长英质矿物成分与弱水动力条件下黏土质矿物成分混合沉积的二元结构。①上部3.11 m（岩心以牵引流沉积为主，见有平行层理（图4-a）、交错层理以及由泥质粉砂岩与粉砂质泥岩组成的韵律层理（图4-b），局部砂泥岩接触面见有同沉积现象（图4-c），总体为扇三角洲前缘席状砂和滨浅湖湖泥沉积；②下部5.23 m岩心同沉积现象较为普遍，见有砂质粒屑（图4-d）、泥岩条带（图4-e）、泥岩软沉积物变形（图4-f）、粒序递变层理等同沉积构造，可识别出10期远岸水下扇外扇砂体，单一期次内由下至上岩性依次为中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩组合，鲍马序列特征明显。

图4 歧口凹陷B17井沙三段取心段岩性组合特征照片

2.3 岩石脆性特征

歧口凹陷沙三段泥页岩石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量介于56%～98%，平均值为72%。工程力学试验结果能够用来直观反映页岩脆性特征，矿物成分与工程脆性指数之间满足下列经验公式：工程脆性指数＝石英＋0.63白云石＋0.52长石＋0.25方解石＋0.2黄铁矿＋0.18方沸石＋0.02黏土矿物[25]。沙三段泥页岩工程脆性指数介于41.44～76.91，平均值为55.84，矿物脆性指数和工程脆性指数均大于40%[26]，压裂易形成缝网和多缝过渡态。

沙三段泥页岩黏土矿物以伊/蒙间层为主，蒙脱石主要以伊/蒙间层形式存在，为膨胀性低的脆性页岩。B17井10块泥页岩样品（井段5 220.66～5 227.70 m）伊/蒙间层含量介于47%～55%（平均值为52%），伊利石含量介于34%～45%（平均值为42%），绿泥石含量介于3%～11%（平均值为6%）；S78井5块泥页岩样品（深度3 664.20～3 768.50 m）伊/蒙间层含量介于64%～78%（平均值为70%），伊利石含量介于14%～24%（平均值为17%），绿泥石含量介于3%～14%（平均值为8%），高岭石含量介于3%～8%（平均值为5%）。S78井埋深相对较浅，成岩演化程度低，伊/蒙间层含量相对较高。

3 页岩储集特征

3.1 储集空间类型

基质孔隙和裂缝是歧口凹陷沙三段泥页岩主要储集空间类型，除此之外，有机质孔亦占有一定比例。

基质孔隙类型主要包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和晶内孔4种类型。沙三段泥页岩整体处于中成岩阶段，成岩演化程度高，压实作用强，组成泥页岩颗粒较细，粒间孔孔径一般介于0.2～2.0 μm，扫描电镜下颗粒之间排列较为紧密，颗粒周缘被软沉积物包围，粒间孔呈长条状展布，形成粒间缝。伊利石、高岭石和黄铁矿等片状或簇状分布的矿物中多发于井内孔，矿物在生长过程中不紧密堆积而形成晶间孔，晶内孔和晶间孔均纳米级孔为主（图5-a）。成岩演化过程中长石、白云石和方解石等不稳定矿物易被生烃作用产生的有机酸溶蚀，形成次生溶蚀孔，溶蚀孔是沙三段主要孔隙类型，占比超过50%，在扫描电镜下可观察到大量颗粒内部溶蚀孔及粒间溶蚀孔（图5-b），粒内溶蚀孔孔径一般介于0.01～1.00 μm，粒间溶蚀孔孔径一般介于0.05～3.00 μm（图5-c、图6）。在成岩演化过程中，胶结与溶蚀作用交替发生，部分溶蚀孔内见有自生石英矿物（图5-d），基质孔之间的组合关系复杂。

歧口凹陷中新生代经历多期构造改造，断裂特征复杂，发育港东断裂、港西断裂、滨海断裂、歧中断裂、歧东断裂等主干断裂及其两侧派生的一系列次级断裂[24]（图1）。在构造活动影响下，歧口凹陷沙三段裂缝系统十分发育，在扫描电镜、荧光薄片和岩心不同尺度下裂缝普遍存在（图5-e～g）。富长石、石英矿物层与富碳酸盐矿物或富含黏土矿物层在垂向上互层产生的纹层缝是细粒沉积岩有利储集空间和运移通道。此外，沙三段泥页岩岩心见有生烃增加导致的异常压力缝，缝面呈不规则状（图5-h）。

图5 歧口凹陷沙三段泥页岩孔缝特征照片

歧口凹陷沙三段泥页岩是该区主要生烃源岩，已普遍进入生油阶段，歧口主凹和板桥次凹已进入大量生气阶段，有机质在热解生烃过程中形成孔隙亦是该区的孔隙类型之一。

3.2 储集物性与孔隙结构

歧口凹陷B17井、S78井和S28井沙三段15个泥页岩样品孔隙度介于1.13%～7.14%（平均值为3.99%），渗透率介于0.003～5.400 mD（平均值为1.080 mD），属于致密、超致密储层。储层渗透率异常高值与裂缝的发育关系密切，裂缝能够改善泥页岩储层渗透率，发育裂缝的样品渗透率介于0.150～5.400 mD（平均值为1.140 mD），不发育裂缝的样品渗透率介于0.240～0.380 mD（平均值为0.310 mD）。

氮气吸附测量的有效孔径介于2～250 nm，适用于介孔和宏孔测量。根据国际纯粹化学与应用化学联合会（IUPAC）孔隙结构分类标准[27]，歧口凹陷B17井沙三段泥页岩样品（井深5 227.45 m）的氮气等温吸附曲线属于Ⅳ型（图6-a）：相对压力（即氮气充注压力/饱和蒸汽压力）小于0.42时，具有一定吸附量（对应单分子层和多分子层吸附）；相对压力介于0.42～0.96时，吸附和脱吸附曲线间出现明显滞后环（对应介孔的毛细管凝聚）；当相对压力接近于1.00时，吸附曲线仍未达到平直段（对应宏孔充填），说明该页岩样品由微孔（小于2 nm）、介孔（介于2～50 nm）和宏孔（大于50 nm）构成，并以介孔和微孔为主（图6-b）。B17井和S78井15个泥页岩样品的BET比表面积介于2.386～29.400 m2/g（平均值为17.190 m2/g），孔隙总体积介于0.014 44～0.036 49mL/g（平均值为0.025 37mL/g），平均孔隙直径介于4.27～24.20 nm。说明该区页岩孔隙比表面积大、储集物性好，有利于页岩气的吸附和保存。

二氧化碳吸附测量的有效孔径介于0.3～2.0 nm，适用于微孔测量。歧口凹陷B17井沙三段泥页岩样品（井深5 227.45 m）二氧化碳吸附曲线均呈Ⅰ型（图6-c），最大吸附量为1.572 mL/g，反映出岩石普遍发育一定量的微孔，产生了微孔填充现象。随着相对压力增大，二氧化碳分子发生单分子层吸附，吸附量缓慢增加直至饱和，饱和吸附值即为微孔填充体积。B17井和S78井15个二氧化碳等温吸附试验DFT模拟结果显示，泥页岩样品孔隙直径介于0.3～2.0 nm的孔隙体积分布于0.003～0.007 mL/g（平均值为0.005 mL/g），DFT比表面积介于8.886 ～ 23.172 m2/g（平均值为 15.157 m2/g）（图 6-d）。

图6 B17井沙三段井深5 227.45 m泥页岩氮气、二氧化碳等温吸附曲线图

氮气和二氧化碳等温吸附试验结果显示，微孔约占总孔隙的16.5%，但其对比表面积的贡献可达46.8%，微孔对页岩气吸附十分有利。

4 生气特征

歧口凹陷古近系发育沙三段、沙二段、沙一段和东营组多套生烃层，有效烃源岩总厚度介于1 500～3 300 m[19]。沙三段有效烃源岩最大厚度可达1 500 m，厚值区主要分布在歧北次凹至H24井一带（最大厚度为1 500 m）、板桥次凹（最大厚度为800 m）及北塘次凹（最大厚度为1 000 m），有效烃源岩厚度整体大于800 m。

沙三段泥页岩有机质丰度介于1.0%～2.0%。腐泥型有机质占9%，偏腐泥混合型有机质占27%，偏腐殖混合型占49%，腐殖型有机质占15%，以混合型有机质为主。根据热演化程度，沙三段自上而下划分对应生物气、低熟油、大量生油、凝气油气和大量生气等5个阶段：①生物气阶段埋深一般浅于2 000 m；②低熟油主要由未—低熟阶段暗色泥岩和油页岩产生，埋深介于1 900～3 100 m，成熟度Ro＜0.6%；③大量生油阶段对应烃源岩成熟演化阶段，埋深介于3 100～4 400 m，Ro介于0.6%～1.1%；④凝析油气阶段对应成熟演化阶段，埋深介于4 400～4 850 m，Ro介于1.1%～1.3%；⑤大量生气阶段对应高成熟阶段，埋深一般大于4 850 m，Ro＞1.3%。陡坡带—低斜坡区沙三段埋深一般大于4 000 m，泥页岩主体进入大量生气阶段，为页岩气成藏提供了气源基础。

5 页岩气特征

5.1 页岩气组分特征

歧口凹陷沙三段天然气烃类气体组成主要包括 CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12等烷烃气，其中CH4含量介于55.0%～97.7%，平均值为74.6%；C2H6含量介于5.8%～23.8%，平均值为12.2%；C3H8、C4H10、C5H12平均值分别为4.4%、2.3%、0.8%；非烃气体主要为二氧化碳（平均值为4.2%）和氮气（平均值为0.9%）。甲烷指数（C1/C1+）介于0.56～0.94（平均值为0.79），以湿气为主，仅S1井在井段5 045.74～5 055.72 m泥页岩天然气甲烷指数为1.00，属于干气。随着埋深的增加，呈现出原油密度降低、天然气甲烷指数增加、天然气相对密度降低的趋势。

沙三段常规油气源主要来自于临近泥页岩，而页岩油气为烃源岩排烃后的产物，常规油气与页岩油气具有相似的流体性质，可以用常规储层内油气组纵向变化规律来反映泥页岩段流体特征。F38井井段3 100～4 400 m泥页岩中天然气主要以溶解状态存在，以页岩油勘探为主，页岩气以伴生气状态存在；井段4 400～4 850 m泥页岩中流体为凝析油状态，以湿气为主；井深大于4 850 m时，页岩气甲烷指数接近于1，甲烷含量占绝对优势，以干气为主。

5.2 温度与压力特征

实测地层温度资料显示，歧口凹陷沙三段埋深3 247.75～5 050.73 m的地层温度介于126.0～187.8℃，温度与深度之间线性关系较好；纵向上地温梯度变化较小，随埋藏深度的增加；地温梯度介于3.2～3.5℃/100 m（平均值为3.3 ℃/100 m），属于正常地温梯度。

地层压力与埋深亦具有良好的对应关系，沙三段埋深3 247.75～5 050.73 m的地层压力介于33.99～84.35 MPa；地层压力呈环带状分布，呈现凹陷中心高、外围低的环状分布特征，凹陷中部地层压力一般超过40 MPa，最高可达84.35 MPa。地层压力系数介于1.06～1.65，除南部地区较低外，凹陷内大部分地区均处于超压系统内，且向凹陷中心方向，地层压力系数具有逐渐增大的趋势。其中S1井沙三段地层压力系数最大值为1.65。

5.3 沙三段超压成因

歧口凹陷压力体系可以划分为静水压力带、上超压带和下超压带3个压力系统。静水压力带底界深度约为2 000 m，主要为新近系明化镇组和馆陶组；上超压带埋深介于1 900～2 600 m，主要为馆陶组下部和东营组上部，超压幅度不高，地层压力系数相对较低；下超压带分布深度范围较宽，超压值高，地层压力系数高，主要为沙一段，局部地区可延伸到沙二段和沙三段，其中以沙一段超压值最大[28]。

随着超压成因研究方法的广泛应用，不均衡压实成因的超压已被完全或部分否定，生烃作用作为超压成因的重要性和普遍性正得到愈来愈多证实[29]。研究结果发现，歧口凹陷下超压带存在欠压实和流体膨胀2种超压成因机制，沙一段超压以欠压实成因为主，沙三段超压以流体膨胀成因为主。以F38井为例，该井沙一段下超压带泥页岩骨架密度具有微增趋势，但整体变化幅度较小，声波时差具有明显正异常，对应岩性密度明显降低，孔隙内流体性质以水为主，反映沙一段泥页岩在成岩过程中，压实作用受到抑制，超压成因以欠压实为主，流体膨胀增压作用不明显。而沙三段泥页岩岩性密度具有稳定增大趋势，反映正常压实进程，声波时差异常段与电阻率正异常、自然电位正异常和气测值具有很好对应关系，该井4 500 m以深随着气测异常幅度值的降低，地层压力系数降低至静水压力附近，说明沙三段超压与泥页岩生烃产生的流体膨胀作用密切相关。

5.4 含气性定性评价

歧口凹陷沙三段4 400 m以深地层压力介于33.99～84.35 MPa，地层压力系数介于1.10～1.65，超压值介于3.56～31.11 MPa（平均值为16.03 MPa），地层温度介于135.0～187.7 ℃（平均值为160.35 ℃），流体在地层中主要以气态形式存在。温度变化范围变化幅度在102之内，压力的变化幅度为106，相对于压力变化，温度对物质的量的影响可以忽略，根据理想状态方程：

式中n表示气体摩尔体积，mol；V表示泥页岩孔隙体积，m3；p表示压力，Pa；R表示气体常数，取值8.31 J/mol·k；T表示地层绝对温度，K。

将泥页岩孔隙体积V视为1 m3、温度T取中值434.50 K代入式（1）可计算得到页岩气体积。当超压值增加1 MPa（即106Pa）时，单位体积内页岩气物质的量增加277 mol，天然气体积约为6.2 m3（标准状态）。以S1井井段4 818.76～5 052.69 m（垂深）常规砂岩储层为例，试油段中部地层压力为80.35 MPa，静水压力为49.51 MPa，地层压力系数为1.64，超压值为30.84 MPa，测井解释孔隙度介于5.60%～14.56%（平均值为10.70%），单位岩石储层体积（1 m3）内的天然气含量约为19.1 m3（标准状态），该井段试油后获得天然气日产量为5.5×104m3，异常压力值与天然气产量具有正相关关系。对于泥页岩储层来说，除游离烃外，吸附烃亦占有一定比例，且吸附烃量随着压力的增加呈增高趋势，可以利用沙三段异常压力分布范围来预测页岩气甜点。

6 页岩气成藏模式与有利勘探区带

6.1 成藏模式

受西部沧县隆起、北部燕山褶皱带和埕宁隆起物源控制，歧口凹陷古近系湖盆边缘物源供给充足，扇三角洲、辫状河三角洲、近岸水下扇等多种类型砂体纵向叠置连片，扇体较为发育。歧口主凹区、板桥次凹低斜坡、歧北次凹低斜坡及长芦地区为深湖—半深湖沉积环境，以泥页岩沉积为主，夹有远岸水下扇和浊积透镜体砂体（图7）。

图7 歧口凹陷板桥次凹沙三段页岩气成藏模式图

中—低斜坡区沙三段埋深一般大于3 500 m，常规砂岩储层致密化，泥页岩处于大量生气、凝析油气阶段，生成的油气短距离二次运聚成藏，形成致密气藏。中—低斜坡区泥页岩厚度大、分布广泛，泥页岩储层孔、缝发育，石英、长石等脆性矿物含量高，黏土矿物中伊利石和伊蒙混层占绝对优势，具备页岩气成藏的生烃、储集、含气性、可压性等优越条件，页岩气在中—低斜坡区呈连续性广泛分布。

6.2 有利勘探区带预测

歧口凹陷页岩气甜点主要受有效烃源岩厚度、埋深（成熟度）和超压分布等因素控制，有利勘探区具备以下3个特征：①湖盆中部半深湖—深湖区泥地比和有机质丰度均较高，有效烃源岩累计厚度大于400 m，生烃物质基础丰富；②埋深介于3 100～4 400 m，天然气以溶解气形式存在；埋深介于4 400～4 850 m，以湿气为主；埋深大于4 850 m，以干气为主；③地层压力系数与沙三段生烃和保存条件有关，甜点区压力系数一般大于1.2。

板桥次凹低斜坡、歧北次凹中低斜坡和歧口主凹是该区页岩气勘探的有利目标区，有利区勘探面积约1 476 km2（图 8），预测页岩气资源量超过 1×1012m3，具有较大的勘探潜力。