海陆过渡相泥页岩含气性主控因素分析<br/>——以鄂尔多斯盆地临兴中区太原组为例

海陆过渡相泥页岩含气性主控因素分析
——以鄂尔多斯盆地临兴中区太原组为例

2022-03-17孔为

石油化工应用 2022年2期

孔为

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457）

页岩气是指赋存于富含有机质的泥页岩及其夹层状的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、粉砂岩中的天然气，其主要的聚集方式为吸附状态和游离态。页岩气是自生自储、原地成藏模式的连续性气藏；具有短距离运移，大面积连续分布，且突破了对圈闭的要求等特点。我国页岩气资源量约为134.42×1012m3，勘探潜力巨大。国土资源部组织完成的全国页岩气资源潜力评价，初步评价我国陆域可采页岩气资源潜力为25.08×1012m3。目前，海相页岩气生成已初步形成了工业化生产，而陆相和海陆过渡相虽进行了较多的研究，但产量高低悬殊，并未实现工业产能突破，勘探开发前景并不明确[1，2]。泥页岩含气性是页岩气勘探潜力评价、勘探有利区优选、资源量计算的重要指标，也是后期进行开发规划、气藏描述、储量计算的关键参数，其可靠性、准确性，对页岩气资源评价和储量预测具有重要的意义。本文结合我国页岩气勘探的实际，通过对鄂尔多斯盆地临兴中区大量实验数据及相关勘探开发资料的分析，总结了影响临兴中区泥页岩含气量的地质因素，寄希望于对该区的泥页岩的区带优选及勘探开发具有指导意义。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地现在为北东较宽并且坡度小，而南西较窄并且坡度大，总体上表现为南北不对称的盆地。盆地周边断裂和褶皱发育多，内部较平缓构造也简单。根据盆地现今构造等情况，将盆地划分成了五个一级构造单元，分别是：伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环坳陷。临兴区块构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，构造较为简单，地层整体单斜西倾，出露地层由东向西渐新。

2 泥页岩含气性影响因素

页岩气是储集于天然裂缝和岩石粒间孔隙中的游离气，或吸附于有机质和黏土矿物颗粒表面的吸附气，或溶解于干酪根和沥青中的溶解气。具有典型的原地成藏的特点，影响含气性的因素较复杂[3，4]。结合对鄂尔多斯盆地临兴中区含气性的研究，认为该区含气性主要受含气泥页岩厚度、有机质丰度、储层物性条件、岩石组合类型等多因素控制[5-9]。

2.1 含气泥页岩厚度对含气性的影响

页岩气要形成有工业价值的页岩气藏，含气泥页岩储层需要达到一定的厚度。泥页岩的有效厚度是指在含气泥页岩中具有符合储备标准的天然气生产能力的储层部分的厚度。本文中含气泥页岩厚度主体为泥页岩厚度，其间夹有泥质粉砂岩条带、粉砂质泥岩条带、碳质泥岩条带、粉砂岩条带、极薄煤层等。影响泥页岩层段产气能力的因素有有机碳、储层物性等，只有含气泥页岩达到一定厚度，才能保证充足的有机质和储存空间。一般认为含气泥页岩的厚度不得低于30 m。临兴中区太原组含气泥页岩厚度在21.6～70.5 m，平均46.6 m。从平面上来看（见图1），太原组含气泥页岩累计厚度大，全区分布广泛，有利于提供页岩气生成的物质基础。

图1 临兴中区太原组含气泥页岩厚度图Fig.1 Thickness map of Taiyuan formation gas shale in Linxingzhong area

2.2 有机碳含量对含气性的影响

有机碳含量是影响泥页岩储层含气量最为重要的指标，对泥页岩的含气量有双重意义。一方面它是烃源岩生烃的物质基础，另一方面它也是甲烷气体重要的储集空间，前人研究证实，在相同压力条件下，页岩气含量的多少直接受有机碳含量的影响，并且页岩气含量和有机碳含量成正比。研究区页岩岩心样品实测有机碳含量太原组（太1 段、太2 段）的页岩TOC 以大于1.5%为主（见表1），太原组TOC 含量最大可达2%～5%；垂向上有机碳含量具有一定的韵律性。此外，有机质表面的颗粒具有很好的吸附性，有机质含量越多，可供甲烷吸附的载体越多[10]。并且有机质在生烃作用后，产生有机质孔，增大了孔隙的比表面积，为甲烷气体提供更多的有利场所，泥页岩吸附气含量随之增加（见图2）。

图2 临兴中区太原组有机碳含量与含气量关系图Fig.2 Relationship between organic carbon content and gas content of Taiyuan formation in Linxingzhong area

表1 临兴中区太原组泥页岩有机地化参数统计表Tab.1 Statistical table of organic geochemical parameters of mud shale in Taiyuan formation，Linxingzhong area

2.3 储层特征对含气性的影响

2.3.1 储层物性特征对含气性的影响对研究区页岩层段进行了岩心孔隙度、渗透率等物性测试（见表2），分析认为研究区页岩总体储渗条件一般，太原组页岩孔隙度0.79%～1.90%，平均1.56%；太原组页岩渗透率0.003～0.013 mD，平均0.007 mD。从实验结果分析得知，太原组纯泥页岩储集空间及渗透能力一般，孔隙度与含气量有一定的正相关性。

表2 太原组典型单井孔渗测试统计表Tab.2 Statistical table of typical single well porosity and permeability tests in Taiyuan formation

2.3.2 孔隙特征对含气性的影响泥页岩的孔隙结构特征对其储集性能具有直接影响，进而影响泥页岩的含气量多少。根据国际理论和应用化学协会（IUPAC）的孔隙分类，将孔隙直径＜2 nm 的称为微孔（micro pore），2～50 nm 的为中孔（mesopore），＞50 nm 的为宏孔（macro pore）。前人研究表明，微孔因含有庞大的比表面积，能容纳更多的CH4分子吸附在上面，从而对页岩的吸附量具有决定性的控制作用。不同尺度下的孔隙对比表面积的贡献存在着差异性，从而在不同程度上影响着泥页岩的吸附能力。

据BJH 法计算孔径，太原组平均孔径9.4～16.7 nm，平均为13.6 nm。据BET 法计算比表面积，太原组页岩比表面积为0.93～2.93 m2/g，平均为2.16 m2/g。本区太原组页岩以中孔（2～50 nm）为主。由实验数据建立平均孔径与孔体积、平均孔径与孔面积关系，得知太原组的孔径分布以单峰型为主，主峰孔径在45 nm 左右。从三种孔隙类型来看，太原组的微孔、2～10 nm 的中孔对孔面积贡献较大，中孔对孔体积的贡献均较大（见图3）。从分析结果来看，微孔、中孔的占比较高，是太原组页岩气赋存的主要场所。

图3 太原组页岩孔径分布特征图Fig.3 Pore size distribution of shale in Taiyuan formation

2.4 岩石组合类型对含气性的影响

岩石组合类型在一定程度上控制着泥页岩的含气性、储集性能。根据国内外研究经验以有机质丰度2%为界限，将TOC 大于等于2%和小于2%划分为富有机质和含有机质两大类，通过对研究区实验数据的统计分析得知，太原组TOC 绝大部分大于2%，属于富有机质；层理构造方面主要从块状、夹层状、裂缝型三点考虑，对研究区岩心观察、实验样品薄片鉴定得知泥页岩以夹层状和裂缝型存在居多[13-16]；从矿物成分角度出发，本研究区不同类型泥页岩的矿物整体以石英和黏土矿物为主，主要岩性类型是泥质粉砂岩条带、粉砂质泥岩条带、碳质泥岩条带、粉砂岩条带等。从上述岩石类型分类（见表3），研究区主要的岩石类型为富有机质夹层状泥质粉砂岩、富有机质夹层状灰质泥岩、富有机质夹层状灰岩、富有机质块状泥岩、富有机质裂缝型泥岩、富有机质裂缝型粉砂质泥岩。其中夹层状和裂缝型泥页岩的含气量要比块状泥页岩的高，并且含气量高的泥页岩都有以下共性：有机质多呈顺层状分布，甚至串珠状分布，这种分布方式易形成连续的有机质网络，为页岩气运聚提供条件；微裂缝较发育，大大增加了天然气的储集空间，有利于页岩气的富集[17-20]。

表3 临兴中区太原组泥页岩主要组合类型Tab.3 Main assemblage types of mud shale in Taiyuan formation，Linxingzhong area

3 页岩含气量评价

页岩气含气量评价可促进页岩气成藏机理的研究，提高页岩气资源量评价的精度，指导页岩气有利区的确定。目前测试页岩气含气量的方法主要是现场解析法、等温吸附实验法和测井解释法，其中最直接，也是最常用的是现场解析法[21-26]。

通过对泥页岩含气性影响因素的分析，得知泥页岩的含气性受含气泥页岩厚度、有机质丰度、成熟度、储层物性条件、岩石组合类型等多因素控制。这些因素不同程度控制着泥页岩对甲烷的吸附能力[27-30]，主要表现在两个方面：一方面有机质本身具有较强的亲油性，对于甲烷分子有较强的吸附能力；另一方面，无论是有机质内部发育的有机孔隙、无机矿物间的无机孔，还是原生裂隙、次生裂隙，都大大的提高了岩石的比表面积，为甲烷气体的吸附提供了更多空间。以上表明，有机质对泥页岩的含气性起到主导作用。综合分析认为临兴中区太原组泥页岩含气量的最主要因素是有机碳含量、岩石组合类型。