焦作煤田山西组泥页岩含气量分析及资源可采性评价

卢玉杰， 徐 影， 杨樱花

(1.河南省煤炭地质勘察研究总院，郑州 450016； 2.河南豫中地质勘查工程有限公司，郑州 450016；3.河南省自然资源科技创新中心(非常规天然气开发研究)，郑州 450016； 4.河南省资源环境调查一院，郑州 450000)

0 引言

页岩气赋存于富有机质泥页岩层段中，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源[1]。随着国内外油气勘探开发形势日趋严峻，页岩气作为一种重要的天然气资源逐渐登上了历史舞台[2]。我国富有机质泥页岩广泛分布于不同沉积区内，具有可观的页岩气资源量基础，截至2020年，我国页岩气探明地质储量和年总产气量分别突破了2.0×1012m3和200×108m3，页岩气产业能力和产气量在国际上名列前茅[3]。

河南省地处华北盆地，页岩气资源丰富，国土资源部油气资源战略研究中心2011年完成的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选报告》显示，河南省普遍发育石炭二叠系海陆过渡相页岩，面积约6.8万km2，页岩气可采资源量3.6万亿m3，占华北地台页岩气总可采资源量5.04万亿m3的71.40%，占全国海陆过渡相页岩气总可采资源量8.97万亿m3的40.13%[4]，2012年国土资源部第二轮页岩气探矿权在河南省设立温县、中牟两个区块，先后开展了大量勘查工作。受地质条件及开采技术等的限制，目前暂未形成规模化开发。

焦作煤田位于河南省西北部、华北晚古生代聚煤盆地南部，除蕴含丰富的煤炭及煤层气资源外，石炭、二叠系发育多套暗色泥页岩，预示区内页岩气资源具有较好的前景[5-7]。

以焦作煤田山西组泥页岩为主要研究对象，在对其储层发育特征、含气性特征等进行研究的基础上，评价其资源可采性，以期深化对焦作煤田泥页岩含气性特征及资源可采性的认识，为省内页岩气勘探开发提供参考。

1 研究区地质概况

1.1 交通位置

焦作煤田位于太行山南麓，东起赵固勘探区东界一1煤层露头，西至焦作柏山，与济源煤田接壤；北起太行山南麓一1煤层露头，南抵武陟古隆起，以盘古寺大断层为界(图1)。

图1 焦作煤田交通位置图Figure 1 Traffic position of Jiaozuo coalfield

1.2 地层

焦作煤田地层区划属华北地层大区太行小区。除上奥陶统至下石炭统及侏罗系、白垩系缺失外，从太古界到新生界均有发育。由老到新依次为前震旦系、震旦系、下古生界寒武系、奥陶系、上古生界石炭系、二叠系、中生界、新生界。

1.3 构造

焦作煤田总体为走向北东，倾向南东的单斜构造，地层倾角一般6°～16°，局部25°～30°。中生代以来的多次构造运动使区内断裂构造较发育，且多为高角度正断层，分为NE向、NW向、近EW向三组(图2)。

2 泥页岩储层特征

适合勘探开发的泥页岩储层需要满足一定的埋深、厚度等条件[8]，通过收集焦作煤田26口井的钻、测、录数据，对山西组泥页岩储层特征进行统计分析(表1)。

表1 焦作煤田泥页岩发育特征

由表1可知，山西组含泥页岩5～28层，泥页岩累计厚度达28～115.78 m，平均厚度为56.68 m。泥地比介于0.238～0.836，平均为0.585。目标层泥

图2 焦作煤田构造纲要图Figure 2 Structural outline map of Jiaozuo coalfield

地比计算统计结果表明泥地比大于50 %，表明研究区泥页岩气资源具有较好的赋存条件。

3 泥页岩储层含气性

页岩气在暗色泥页岩储层中的赋存形式包括吸附态、游离态以及溶解态等。以吸附态和游离态为主，其中吸附气含量可达页岩气总量的85%，是评价泥页岩储层含气性的重要参数[9-12]。

目前页岩气储层吸附气主要采用Langmuir方程，Langmuir从动力学观点出发，在研究固体吸附特征时，提出了单分子层吸附的状态方程：

(1)

式中：V为压力为p时的吸附量，m3/t；a为Langmuir体积，表示最大吸附量，m3/t；b为Langmuir结合常数，b=1/PL，PL为Langmuir压力，表示吸附量为最大吸附量一半时所对应的压力，MPa；p为压力，MPa。

游离气的计算方法为容积法，其所依据的计算理论方程为理想气体状态方程，即pV=nRT，根据研究区目的层泥页岩储层原地的温度、压力状态及其孔隙孔容，进而求得此状态下所能容纳的标准气体的体积，即为最大可容纳的游离气的体积。对于游离气的计算常采用理想气态方程：

(2)

式中：p为某深度时储层压力，MPa；V为某深度时对应孔隙体积， m3；T为某深度时储层开氏温度，K；p0、V0、T0为折算到0℃，101.325kPa时所对应压力、游离气含量及开氏温度。

游离气量计算模型：

(3)

式中，P为某深度时储层压力，MPa；V为某深度时对应孔隙体积，m3；T为某深度时储层开氏温度，K；η为储层压力梯度，MPa/m；h为埋深；P0、V0、T0为折算到0℃，101.325kPa时所对应压力、游离气含量及开氏温度。

页岩气主要由吸附气与游离气所构成，溶解气及固溶气含量极低，在国内外页岩气含气量计算中往往将溶解气及固溶气所忽略，本次研究中页岩气总含气量取值亦是等于吸附气量与游离气量之和，即实际含气量V=2V0。

通过选择代表性钻孔参数进行计算，焦作煤田泥页岩含气量见表。由表2可以看出焦作煤田泥岩含气量介于0.99～2.81 m3/t，平均1.87 m3/t。

焦作煤田泥岩平面展布特征如图3所示，整体上表现为东南高，西北低。

图3 焦作煤田泥页岩含气量平面展布特征Figure 3 Argillutite gas content plane distribution features in Jiaozuocoalfield

表2 焦作煤田泥页岩计算含气量

4 泥页岩气可采性评价

根据以往研究，页岩气可采性控制因素主要包括： 埋深及厚度、有机质含量、矿物组成、物性、含气量等[13-14]。

埋深是页岩气藏规模开发的主要控制因素之一，埋深太浅，不利于页岩气的保存；埋深太大，对开发成本和开发技术要求较高[15]。

泥页岩有效厚度需达到一定界限，才能提供足够的有机质及充足的储集空间。

有机质丰度决定页岩地层的生气能力，研究表明页岩TOC与含气量具有正相关性，在一定程度上决定了是否有可供开采的足够的页岩气。

矿物成分研究是页岩气吸附储存、裂缝评价、渗流运移、压裂造缝和工艺性能等研究的重要基础；石英长石等脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、含气性及压裂改造方式等的重要因素。

页岩作为一种非常规储层，具有低孔、特低渗特征。孔隙度可以衡量岩石中孔隙的发育程度，渗透率是判断页岩气藏是否具有经济开价值的重要参数，页岩渗透率由基质渗透率和裂缝渗透率构成，渗透率与孔隙度具有一定的正相关性，有效的微裂缝对渗透率起着重要作用。

含气量是决定页岩有无经济开采价值和进行资源潜力评价的重要指标，也是可采性分析的重要物质基础。通常从吸附气和游离气两个方面来研究页岩储层的含气性，由于吸附气更难开采，两种气体的相对比例也将决定页岩气的开采难度。

结合研究区泥页岩储层基本地质属性，优选埋深、厚度、有机质含量、脆性以及含气量作为其可采性评价指标(表3)。

采用专家经验确定权重的方式，评价指标权重依次为：0.15、0.15、0.25、0.15、0.3。

通过计算，焦作煤田泥页岩平均可采指数为0.213～0.758，平均0.451，平面上表现为东南高西北低的趋势，西部最低(图4)。

图4 焦作煤田泥页岩气平均综合可采指数分布图Figure 4 Argillutite gas average comprehensive workability indices distribution in Jiaozuo coalfield

表3 泥页岩气资源可采性评价指标

5 结论

1)通过对焦作煤田山西组泥页岩平均厚度、泥地比、含气性特征分析，表明研究区内页岩气资源具有较好的赋存条件。

2)通过优选页岩气可采性控制因素，建立了山西组泥页岩气资源可采性评价指标体系， 并计算了可采性指数。

3)将泥页岩含气性及可采性指数分别展布到平面图上，平面上表现为东南高西北低的趋势，表明研究区东南部山西组泥页岩为页岩气勘探开发有利区，可为今后焦作煤田泥页岩气开采提供一定的借鉴和指导。