鄂尔多斯盆地页岩地质特征及“甜点区”预测方法研究

冯 晟

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

非常规天然气作为一种接替石油和常规天然气产能的重要资源，具有清洁环保、储量丰富等优点，一般分为煤层气、致密气和页岩气三种[1]。其中煤层气通常具有埋深较浅、开发难度较低的优点，主要以低成本、低难度、大批量的浅层开发为主。随着勘探技术的进一步提高，埋深较深、储层物性较差的致密气逐渐进入开发范围，但目前致密气藏储层改造成本较高，极大制约了工业化开采的进程。为响应持续勘探开发页岩气的政策要求，对鄂尔多斯盆地页岩气藏进行更加深入的研究迫在眉睫[2-3]。

本文综合运用岩心、露头、测井、录井等资料，综合分析了鄂尔多斯盆地山西组2段至本溪组2段的沉积环境及对泥页岩分布的控制作用，在对泥页岩地质特征认识基础上，形成了一套研究区块页岩储层甜点区预测方法，对鄂尔多斯盆地页岩气藏勘探开发具有重要指导意义。

1 鄂尔多斯盆地页岩气开发难点分析

目前鄂尔多斯盆地主要以煤层气和致密气开采为主，对页岩气的勘探潜力进行系统研究相对较少，认识不够深入。该区块页岩气研究主要难点集中于：（1）整体地质沉积以海陆过渡相为主，富有机质泥页岩单层厚度都不大，不利于页岩气单层独立开发。因此，除了针对纯泥页岩进行研究外，还需要考虑泥页岩夹层的薄砂层、粉砂及泥包砂层等岩性；（2）页岩气储层复杂，包括富有机质暗色页岩及夹层状的粉砂质泥页岩、泥质粉砂岩、粉砂岩或砂岩，不同的页岩气储层特征差异明显；（3）页岩储层孔隙度、渗透率极低，页岩气开发一般无自然产能或低产，单井生产周期长，经济开采需要大型多级水力体积压裂和水平井技术[4-5]。

2 目标区块地质构造分析

2.1 整体沉积环境分析

在区域沉积体系研究的基础上，通过岩心观察分析，并对比周缘露头剖面的研究资料，结合钻井综合录井、地震解释成果和地球化学等资料，对单井进行详细的沉积微相、亚相、相研究，进行沉积相综合对比，揭示在不同沉积时间内的沉积体系类型及变化。

按照临兴中区气田不同时代沉积特点，依据沉积结构、构造，并结合测井响应特征，申报区主要目的层上古生界沉积环境经历了太原组海相潮坪-障壁-潟湖沉积到山西组海陆过渡相三角洲沉积的发展演变。因此，将该地区石炭-二叠系划分为海相障壁潮坪-潟湖沉积体系和陆相湖泊-三角洲沉积体系两种类型。

2.2 沉积相划分

（1）本溪组、太原组。鄂尔多斯盆地在经历了早奥陶世末－晚石炭世末1亿多年的抬升剥蚀后，于本溪-太原期开始整体下沉接受沉积，华北海和秦祁海大范围海侵，形成了广泛分布的海相碳酸盐岩和海陆过渡相陆源碎屑沉积，其沉积特征总体可概括为海相三角洲沉积体系、障壁海岸沉积体系与广海陆棚沉积体系，如图1所示。

图1 本溪组、太原组沉积相图

（2）山西组。山西期海水退出鄂尔多斯盆地，沉积环境由海相转变为陆相，东西差异基本消失，而南北差异沉降和相带分异增强，在临兴地区发育了河流-三角洲沉积体系。临兴中气田山西组发育三角洲前缘亚相。该期的突出特征是以水下分流河道微相和水下分流间湾微相为主，其展布方向近南北向。由于曲流河的侧向迁移，多期道砂体叠置使山西组砂体具有以带状分布为主，局部成连片状分布的特点，泥岩主要分布在水下分流间湾中。

2.3 泥页岩分布的控制作用

沉积环境直接控制泥岩发育情况，其中，在本溪组、太原组，泥坪、泥炭坪泥岩厚度较大，砂坪、障壁岛砂体厚度较大，灰岩多局限发育。

（1）本溪组。本1段泥地比在21%～80%之间，在研究区北部东缘泥地比较高，泥岩发育，表征稳定的泥坪沉积环境；中部泥岩不发育，泥地比较小，表征砂坪、混合坪等较高能沉积环境，南部西缘泥地比较高，表征局限的泥坪沉积环境，东部泥地比较低，局部发育砂坪沉积；本2段较本1段泥岩发育程度高，在13%～90%之间，研究区大部分区域泥地比在80%以上，反映本2段沉积时，较为稳定的低能沉积环境，表征大片的泥坪沉积环境。

（2）太原组。太1段泥地比在26%～91%之间，大部分区域泥地比在60%以上，呈现东西分带的特点，中部泥地比较高，西部和东部泥地比较低；太2段泥地比区域差异较大，南部泥岩发育，泥地比大都在60%以上，北部较低，表征南部主要发育泥坪相，北部障壁岛、砂坪发育。

（3）山西组。本次研究主要针对山西组2段，全区泥地比大都在40%以上，具有南北分区的特点，其中南部泥岩最发育，泥地比大都在80%以上，北部泥地比零星区域较高，中部泥地比低。

3 页岩储层“甜点区”预测方法研究

3.1 “甜点区”预测方法

研究区为海陆过渡相页岩层系，在埋深、厚度、有机质含量、热演化程度、含气量等方面具有良好的页岩气地质条件及勘探开发前景。与海相页岩相比具有以下地质特征：（1）岩相变化大，与煤层（线）、致密粉砂岩（砂岩）互层；（2）有机质类型以Ⅱ-Ⅲ型干酪根为主，偏生气，有机质丰度和成熟度较高，生气能力强；（3）储集层介孔发育，具备高储集能力；（4）富有机质夹薄层砂岩条带的岩性组合脆性矿物含量高，脆性指数可达到40%以上。为更好指导海陆过渡相页岩气勘探潜力评价，结合工区海相页岩气勘探目标优选方法和测井解释方法，建立海陆过渡相页岩气“五步四关键三原则”的勘探评价流程。

“甜点区”评价五步分别为：实验测试及评价、基础地质评价、岩心标定建立测井解释数据库、测井解释评价、选区及潜力评价。

四关键分别为：建立现场含气测试段与室内岩心实验相统一的实验测试数据库、生产测试相结合筛选显示层段及优选关键解释参数、优选“地质+工程”甜点地质参数测井解释模型、结合富集关键参数下限构建选区参数体系。

同时在构建选区参数体系及潜力评价中需遵循三个对比原则：优先采用工区富集下限参数、优先借鉴邻近已获突破或成熟区块类似层段选区参数、优先类比邻近已获突破或成熟区块类似层段生产数据。

3.2 参数体系建立

遵循构建选区参数体系及潜力评价三个对比原则，在参考现有海相页岩气评价指标基础上，优先采用本区TOC、孔隙度等富集参数与含气量为1 m3/t时对应的下限指标，优先借鉴鄂尔多斯东缘某层段评价标准，建立了海陆过渡相页岩气有利区评价参数体系，见表1。

表1 海陆过渡相页岩气有利区评价参数表

富集参数重点考虑页岩厚度、TOC值、孔隙度、含气量。可压性参数，由于研究区页岩层段埋深1 000～2 300 m，总体埋藏深度相对适中，以大于1 500 m为主，仅紫金山火山影响的构造复杂区局部埋深浅于1 400 m，因此重点考虑脆性指数。以一类有利区为例，其评价指标主要为页岩厚度≥20 m、TOC值≥4%、孔隙度≥4%、含气量≥2 m3/t、脆性指数≥40%、1 500 m≤埋深＜3 500 m。鉴于该区尚未进行页岩气井压裂试采工作，采用优先类比邻近已获突破或成熟区块类似层段生产数据的原则，类比鄂尔多斯东缘某层段页岩甜点选区参数（TOC＞2%、孔隙度＞2%、含气量＞2 m3/t、脆性矿物含量＞50%、发育微裂缝、页岩厚度＞25 m、埋深＞1 500 m）范围内的直井压裂平均日产气量可达0.6×104m3，预测工区一类有利区地质参数相对优于或者趋近于邻区，勘探潜力较大；二类有利区潜力相对降低；三类有利区和构造复杂区资源潜力相对有限，勘探风险最高。

4 结论与认识

（1）鄂尔多斯盆地页岩气的勘探开发具有地质沉积复杂，富有机质泥页岩单层厚度薄；地层岩性复杂特征不明显，难以准确发现页岩储层；储层物性较差，经济开采需要大型多级水力体积压裂等特点，为该区块页岩气勘探开发带来巨大困难。

（2）通过岩心观察分析，研究区块主要目的层上古生界沉积环境经历了太原组海相潮坪-障壁-潟湖沉积到山西组海陆过渡相三角洲沉积的发展演变。其中本溪组、太原组沉积特征为海相三角洲沉积体系、障壁海岸沉积体系与广海陆棚沉积体系；山西组为河流-三角洲沉积体系，部分地区发育三角洲前缘亚相。

（3）研究区页岩气藏在埋深、厚度、有机质含量、热演化程度、含气量等方面具有良好的地质条件及勘探开发前景，为更好指导海陆过渡相页岩气勘探潜力评价，结合工区海相页岩气勘探目标优选方法和测井解释方法，建立了海陆过渡相页岩气“五步四关键三原则”的勘探评价流程。