鄂尔多斯盆地东缘临兴区块页岩气成藏因素分析及富集区预测

崔树辉，吴 鹏，赵 霏，牛艳伟，蔡文浙，王 波

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

0 引 言

页岩气作为一种新型清洁的非常规油气资源，越来越受到诸多国家的重视[1]。我国页岩气主要发育3种类型：海相页岩气、海陆过渡相页岩气、陆相页岩气。在四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、吐哈盆地、江汉盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等均有海相页岩气成藏的地质条件，而且松辽盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地、准噶尔盆地等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件[2-3]。根据国土资源部评价结果，全国页岩气技术可采资源量21.8×1012m3，其中海相13.0×1012m3，海陆过渡相5.1×1012m3，陆相3.7×1012m3，反映我国页岩气资源储量较大[4-5]。目前，中国石油天然气集团有限公司在四川盆地川南地区的昭通、长宁、威远区块已探明地质储量1.061×1012m3；中国石油化工集团有限公司在涪陵、威荣区块已探明地质储量9.408×1011m3[6]。

图1 鄂尔多斯盆地(a)及临兴区块构造简图(b)Fig.1 Tectonic maps of the Ordos basin(a) and Linxing block(b)

前人研究以及中联煤层气有限责任公司(以下简称：中联公司)前期勘探成果表明，鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系地层具有非常厚且发育稳定的泥页岩层，沉积环境为海陆过渡相。临兴区块目前主要开采致密气，该区块的泥页岩地层有机质含量丰富，具备了形成页岩气的基本地质条件。本文开展的研究可以为该区域内海陆过渡相页岩气的进一步勘探开发提供资料和参考，也为中联公司在该区块实现三气共采奠定基础。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地为一大型多旋回克拉通盆地，其沉积-构造发展演化经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷五大阶段[7-8]。鄂尔多斯盆地位于华北地台西缘，属华北地台的次级构造单元[9]。盆地北邻阴山褶皱带，南接秦岭造山带，西抵鄂尔多斯台缘褶皱带，东达晋西挠褶带[9]。根据基底性质、构造发展演化史及构造特征，盆地可划分为西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、渭北挠褶带、晋西挠褶带和伊盟隆起等6个一级构造单元[10](图1(a))。

研究区本溪组—山西组构造继承性较好，构造形态基本一致，总体构造相对简单，地层倾角不大，不同分区呈现一定差异，具体表现为：北部地区大致为三个北西向展布的低幅度背斜；中南部主要为受紫金山火山影响的穹窿背斜带，沿着穹窿带断裂发育，总体呈环形放射状展布；中西部围着隆起发育的向斜区呈环状分布，在西部局部发育平缓褶皱区(图1(b))。

2 研究区沉积特征

研究区致密气研究已经取得巨大的成功，地质资料丰富。致密气前期勘探研究表明，研究区经过晚石炭世的填平补齐作用，陆表海进一步发展，水动力条件以潮汐作用为主并间或受风暴流影响。石炭系—二叠系早期是一套以潮坪-潟湖-障壁岛-碳酸盐台地沉积为主的障壁海岸沉积，沉积环境垂向上由海相演变为海陆过渡相[10]。

研究区本溪组、太原组和山西组发育多套泥页岩，与砂岩、煤频繁互层发育。据LX-101井岩心观察，单井沉积相划分结果分析，从本溪组至山西组，共发育两种沉积相类型，依次为潮坪相、曲流河三角洲相(图2)。其中本溪组至太原组发育潮坪相，主要岩性为灰白色-灰色粗砂岩、灰色中-细砂岩以及泥灰岩，中间夹少量泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，发育羽状、槽状交错层理、爬升层理等各种交错层理，局部地区可见压模、锰结核、重荷模。山西组为海陆过渡相的曲流河三角洲沉积体系，岩性组合以粗砂岩-中砂岩-粉砂岩与泥岩为主，含少量中砂岩-细砂岩。沉积构造以牵引流成因为主，主要发育各类交错层理，如波状、爬升层理、冲刷面、透镜状层理、平行层理；动植物化石主要为炭屑、介壳、植物碎片、根茎、叶片。

图2 LX-101井本溪组、太原组和山西组综合柱状图Fig.2 Integrated histogram of the Benxi, Taiyuan and Shanxi formations in well LX-101

本溪组地层厚度平均约64 m，层内泥页岩累计厚度总体较薄，区块北部及中部泥页岩较其他地区发育，累计厚度在30 m之上，其他地区均小于30 m，单层最大厚度普遍在15 m以下(图3(a))。太原组厚度平均约43 m，区块东部以及西北部泥页岩厚度较大，厚度在30～50 m范围，单层厚度与累计厚度分布趋势相近，在区块东部和西北部以及中部地区，厚度在15 m以上，其他地区普遍小于15 m(图3(b))。山西组厚度约102 m，层内泥页岩累计厚度大于本溪组和太原组，和地层的总厚度趋势一致，全区泥页岩累计厚度普遍大于50 m，在区块北部最高可达100 m以上，泥页岩单层厚度普遍小于30 m，只在区块中部部分地区大于30 m(图3(c))。

图3 临兴区块本溪组(a)、太原组(b)和山西组(c)泥页岩累计厚度等值线图(单位：m) Fig.3 Contour maps for accumulated thickness map of carbonaceous mudstone of the Benxi (a),Taiyuan (b) and Shanxi(c) formations in the Linxing block(unit:m)

3 泥页岩有机地球化学特征

页岩中的有机质是页岩气生成的母质，其丰度、类型和成熟度对页岩气的成藏起到了控制性的作用[11-14]，本文对研究区本溪组、太原组和山西组进行有机地球化学分析。

3.1 有机质丰度

根据研究区69块泥页岩样品的测试数据，本溪组泥页岩有机质丰度在0.26%～37.30%范围内，平均为2.26%；太原组泥页岩有机质丰度在1.24%～34.70%范围内，平均为3.80%；山西组泥页岩有机质丰度在0.30%～20.60%范围内，平均为3.17%。研究区本溪组、太原组和山西组整体属于中等-优质烃源岩，太原组相对于山西组和本溪组生烃潜力更好(图4)。

3.2 有机质类型

采用岩石热解快速定量评价技术，根据不同有机质类型和不同成熟度烃源岩中单位重量有机碳的生烃潜力能力的差异，提出了利用热解得到的氢指数(IH)与最高热解温度(Tmax)来对15块样品进行了有机质类型划分。本溪组、太原组和山西组泥页岩干酪根类型均以Ⅲ型为主，次为Ⅱ2型(图5)。笔者依据《透射光-荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法SY/T5125-2014》，选取33块样品，采用类型指数(TI值)划分有机质类型，TI值整体处于-58.0～32.5之间，即本溪组泥页岩干酪根类型以Ⅲ型为主，太原组泥页岩干酪根类型以Ⅱ2、Ⅲ型为主，山西组泥页岩干酪根类型为Ⅲ型为主。综上，研究区本溪组、太原组和山西组有机质类型以混合型-腐殖型为主，偏生气型。

图4 研究区泥页岩有机质丰度分布特征Fig.4 Organic matter abundance distribution in the study area

3.3 有机质成熟度

对研究区样品进行成熟度分析，本溪组泥页岩最高热解温度Tmax在375～474 ℃之间，平均为442 ℃；太原组泥页岩最高热解温度Tmax在450～479 ℃之间，平均为464 ℃；山西组泥页岩最高热解温度Tmax在451～541 ℃之间，平均为480 ℃。临兴地区本溪组、太原组及山西组三套泥页岩处于成熟-高成熟阶段，均进入生气窗；镜质体反射率(Ro)作为目前最广泛、最权威的成熟度指标，具有广泛、稳定的可比性。针对LX-101井本溪组、太原组和山西组泥页岩岩心，共测试194个点，处于0.7%～1.6%之间，说明研究区本溪组、太原组和山西组三套地层有机质成熟度均处于成熟-高成熟阶段，具有可观的生烃潜力。

4 储层特征

页岩中的脆性矿物、碳酸盐矿物以及黏土矿物含量对页岩气的含量、含气性以及后期的储层改造有一定的影响[15-18]。页岩的储存空间主要有孔隙和裂隙，孔隙度的大小对页岩储能起着决定性作用，裂隙不仅是页岩气的通道，也影响着页岩的连通性，比表面积决定了页岩吸附能力的大小[19-31]。

4.1 矿物特征

通过对LX-101井的本溪组、太原组和山西组的泥页岩岩心进行全岩矿物X衍射定量分析，结果表明，其矿物组成包括石英、钾长石、斜长石和黏土矿物，以及少量黄铁矿和碳酸盐矿物(菱铁矿和铁白云石)，黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石和伊蒙混层。其中山西组脆性矿物含量在44.2%～59.0%之间，平均53.1%；太原组脆性矿物含量在22.2%～54.0%之间，平均51.4%；本溪组脆性矿物含量在2.0%～68.8%之间，平均22.5%，低于山西组和太原组的脆性矿物含量。山西组泥页岩样品黏土矿物含量在39.2%～51.1%之间，平均45%；太原组页岩样品黏土矿物含量在30.7%～46.6%之间，平均46.7%；本溪组页岩黏土矿物含量在26.8%～97.2%之间，平均76%，略高于山西组和太原组泥页岩黏土矿物含量(图6)。在北美含页岩气储层中，石英质量分数通常大于50%，且多呈黏土粒级，石英质量分数越高，页岩脆性越强，更容易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于页岩气的开发。对比研究山西组、太原组和本溪组的矿物含量，山西组和太原组泥页岩脆性矿物含量较本溪组多，说明山西组和太原组具有良好的可压裂性。

图6 临兴区块本溪组、太原组和山西组全岩矿物组成特征Fig.6 Mineral composition of shale from the Benxi, Taiyuan and Shanxi formations in the Linxing block

图7 临兴区块本溪组、太原组和山西组泥页岩扫描电镜图Fig.7 Scanning electron microscope images of muddy shale of the Benxi, Taiyuan and Shanxi formations in the Linxing block(a)山西组，可见较连通的有机质孔隙; (b)山西组，见宽约11 μm微裂缝;(c)太原组，有机质内孔隙发育; (d)太原组，可见有机质中较连通，微裂隙发育;(e)本溪组，较大的溶蚀孔隙; (f)本溪组，可见粒间宽约5 μm微裂缝

4.2 微观孔隙结构

采用氩离子抛光-扫描电镜定性观察泥页岩样品孔隙类型，本次研究根据孔隙成因将研究区孔隙类型分为粒间孔隙、溶蚀孔隙、有机质孔隙和微裂缝。粒间孔隙内充填高岭石、片状云母且受挤压，部分充填黄铁矿，周围为丝片状伊利石。山西组、太原组岩心见可连通的有机质孔隙，部分被伊利石充填；本溪组见较大的溶蚀孔隙，泥页岩中部分长石和碳酸盐矿物遭受侵蚀后，发生矿物溶解，产生的矿物溶蚀孔隙。山西组、太原组和本溪组样品均见到微裂缝较为发育，微裂缝宽3～13 μm，较连通，部分充填片状伊利石；石英、长石部分溶蚀产生溶蚀孔隙，部分被伊利石充填(图7)。受泥页岩热演化阶段的影响，研究区有机质孔隙发育程度较低，主要为有机质结构孔隙和有机质生烃孔隙，连通性好，为页岩气的运移提供了良好的通道。

4.3 孔渗特征

对山西组、太原组和本溪组泥页岩岩心进行物性分析，结果显示，山西组泥页岩孔隙度集中在0.5%～6%之间，平均孔隙度为2.2%，渗透率小于0.4×10-3μm2(图8(a))；太原组泥页岩孔隙度集中在0.5%～4%之间，平均孔隙度为1.54%，渗透率小于0.4×10-3μm2(图8(b))；本溪组泥页岩孔隙度集中在0.5%～2.5%之间，平均孔隙度为1.4%，渗透率大部分小于0.2×10-3μm2(图8(c))。研究区泥页岩整体物性较差，属于低孔低渗储集层，其中山西组孔渗特性相对优于太原组、本溪组。

图8 临兴区块泥页岩孔隙度(左)和渗透率(右)分布直方图Fig.8 Histograms of porosity (left) and permeability (right) distribution in the Linxing block(a)山西组;(b)太原组;(c)本溪组

5 储层含气性特征

测试研究区72块泥页岩样品的含气量，结果显示，本溪组泥页岩含气量范围在0.61～1.67 m3/t，平均0.98 m3/t；太原组泥页岩含气量范围在0.48～2.46 m3/t，平均1.26 m3/t；山西组泥页岩含气量范围在0.58～2.49 m3/t，平均1.24 m3/t。其中解吸气和残余气含量占到总含气量的75%，损失气占总含气量的25%(图9)。研究区本溪组、太原组和山西组整体上表现出良好的含气性特征，山西组和太原组相对本溪组较好。通过等温吸附实验对研究区泥页岩的吸附性能进行分析，本次实验在50 ℃的温度条件下，应用99.99%的甲烷，采用FCG-033型磁悬浮天平重量法高压等温吸附仪测量了本溪组，太原组和山西组三套地层的泥页岩样品在不同压力下的甲烷吸附量，测试样品颗粒在40～80目之间。等温吸附实验结果表明，在实验温度50 ℃、压力21 MPa下，泥页岩的吸附气量在0.38～4.02 cm3/g 之间，平均1.20 cm3/g，达到工业页岩气开采的下限值。

图9 含气量分布直方图Fig.9 Histogram of shale gas content

6 成藏因素分析

对比国内海相和陆相页岩以及研究区本溪组、太原组和山西组海陆过渡相泥页岩的含气性关键参数(表1)发现，按照北美页岩气的商业开发标准(含气量下限值为1.1 m3/t)。山西组和太原组的含气量达到了北美下限值，本溪组接近于北美下限。研究区海陆过渡相有机质含量相对海相较高。海相和陆相处于生油阶段，而研究区已经达到了生气阶段。山西组和太原组的脆性矿物相对甘泉地区和川南威远长宁地区较高，有利于储层改造。而本溪组的黏土矿物含量相对甘泉地区和川南威远长宁地区较高，储层后期改造比较困难。研究区埋深比海相和陆相页岩大，并且具有良好的构造条件，区内的紫金山岩体不仅加速了围岩有机质的成熟，而且改善了隆起区储层的渗透率和天然气运移的通道。分析认为，有利的沉积环境、成熟-过成熟演化阶段、较好的储层物性、连续稳定分布的页岩储层等，共同导致山西组和太原组页岩气的富集成藏。

7 富集区预测

根据吴鹏等建立的海陆过渡相页岩气“五步四关键三原则”勘探评价流程，以及海陆过渡相页岩气有利区评价参数体系[32](表2)。结合临兴区块的地质特征，临兴区块局部受紫金山火山活动的影响，煤系地层埋深适中、保存条件较好，总体有利于天然气的富集成藏[33]。结合区内地质条件特征，重点参考有效厚度、TOC、孔隙度、含气量、脆性指数等富集参数下限，对研究区本溪组、太原组和山西组富集区进行了预测评价。

综合上述指标，依据海陆过渡相有利区评价参数标准，结合实际资料情况，将泥页岩有效厚度25 m、含气量1.0 m3/t、TOC 2%、孔隙度2%、脆性矿物含量45%等作为下限值，预测研究区的泥页岩富集区。结果显示，山西组页岩气资源有利区主要集中在区块的北部和南部LX-1井附近(图10(c))；太原组页岩气资源有利区主要集中在区块的北部(图10(b))；本溪组页岩气资源有利区范围极为有限，在区块西北部边缘和东北部边缘，有利区面积较小(图10(a))。

表1 临兴区块本溪组—山西组与甘泉地区陆相延长组、川南威远长宁地区海相龙马溪组页岩关键参数对比

表2 海陆过渡相页岩气有利区评价参数[32]

图10 临兴区块本溪组(a)、太原组(b)和山西组(c)页岩气富集区预测图Fig.10 Map of predicted shale gas enrichment area for the Benxi Formation (a),Taiyuan Formation (b) and Shanxi Formation (c) in the Linxing block

8 结 论

(1)临兴区块本溪组、太原组和山西组泥页岩为中等-优质烃源岩，有机质类型以混合型-腐殖型为主，有机质成熟度整体处于成熟-高成熟阶段且均进入生气窗，具备生烃供气能力。

(2)山西组和太原组泥页岩脆性矿物含量较本溪组多，说明山西组和太原组具有良好的可压裂性，整体属于低孔低渗储集层。

(3)本溪组、太原组和山西组整体表现良好的含气性特征，山西组和太原组相对较好。

(4)山西组页岩气富集区主要集中在北部和西南部；太原组页岩气主要集中在北部；本溪组在区块西北部边缘和东北部边缘，太原组页岩气资源潜力最优，本溪组页岩气发展潜力有限。整体而言，研究区北部片区页岩气综合潜力较大，可以作为未来主要勘探区域。