陶傳奇 ，王延斌 ，倪小明 ，韓 杰 ，劉盛霖

（1.遼寧石油化工大學 土木工程學院, 遼寧 撫順 113001；2.遼寧省石油化工特種建筑材料重點實驗室, 遼寧 撫順 113001；3.中國礦業(yè)大學(北京)地球科學與測繪工程學院, 北京 100083；4.河南理工大學 能源科學與工程學院, 河南 焦作 454000）

0 引 言

天然氣作為一種清潔的能源，成為化石能源向新能源轉(zhuǎn)換的“橋梁”，伴隨著北美“頁巖氣革命”的成功，頁巖氣成為影響世界天然氣能源供給格局的重要角色[1-2]。據(jù)2015 年油氣資源動態(tài)評價，我國頁巖氣地質(zhì)資源量為121.86×1012m3，可采資源量為21.81×1012m3[3]。頁巖氣的勘探開發(fā)在美國的馬塞勒斯、伊格爾福特、海因斯維爾、巴奈特和尤提卡等頁巖氣區(qū)帶取得了一定成功[4]。2020 年美國頁巖氣產(chǎn)量7 330×108m3，中國頁巖氣產(chǎn)量為200×108m3，阿根廷頁巖氣產(chǎn)量為103×108m3。近年來，國內(nèi)學者在總結(jié)國外頁巖氣勘探開發(fā)成功經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，對我國含油氣盆地進行了頁巖氣的研究。四川盆地為我國頁巖氣勘探開發(fā)的前沿陣地，在涪陵焦石壩、威遠、長寧、昭通、威榮等地區(qū)取得了頁巖氣的成功開發(fā)[4-8]。鄂爾多斯盆地作為潛力盆地，已發(fā)現(xiàn)靖邊、蘇里格、烏審旗、榆林和大牛地等常規(guī)大氣田，預示著鄂爾多斯盆地頁巖氣也可能具有巨大的勘探潛力[9-10]。

鄂爾多斯盆地的臨興地區(qū)是國內(nèi)致密砂巖氣、頁巖氣、煤層氣多氣合采的熱點地區(qū)，目前對致密砂巖氣和煤層氣做了大量研究，但針對頁巖氣的研究與認識不足[11-12]。筆者對臨興地區(qū)下二疊統(tǒng)太原組泥頁巖分布特征、有機地化特征、儲層特性及含氣性進行了研究，對頁巖氣勘探潛力區(qū)進行了評價。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個典型的克拉通盆地，具有豐富的煤、氣、油資源[13]。臨興地區(qū)位于山西省西部，構(gòu)造位置為鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶（圖1）。研究區(qū)總體為一西傾的單斜構(gòu)造，地層傾角小，構(gòu)造具有幅度低、影響范圍小的特點[14]。受華北板塊早白堊世構(gòu)造熱事件的影響，臨興地區(qū)的東側(cè)發(fā)育以堿性雜巖體為主的紫金山巖體，斷裂較為發(fā)育。區(qū)內(nèi)構(gòu)造以巖漿巖穿刺構(gòu)造為中心，由內(nèi)向外劃分為底辟構(gòu)造隆起帶、環(huán)形溝槽帶、低幅背斜帶3 個次級構(gòu)造單元。南部構(gòu)造平緩，局部發(fā)育小斷層，北部的斷層受EW 向擠壓應(yīng)力作用形成，斷層呈NW 向和NE 向2 組主體方向展布，發(fā)育規(guī)模較小[15-16]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of the study area

研究區(qū)地層自東向西逐漸變新，依次發(fā)育中奧陶統(tǒng)馬家溝組、上石炭統(tǒng)本溪組、下二疊統(tǒng)太原組和山西組、中二疊統(tǒng)上石盒子組和下石盒子組、上二疊統(tǒng)石千峰組、下三疊統(tǒng)劉家溝組、中三疊統(tǒng)和尚溝組和紙坊組、上三疊統(tǒng)延長組和第四系地層。

2 泥頁巖分布特征

臨興地區(qū)太原組沉積相類型為障壁海岸相沉積，沉積亞相主要為障壁島亞相、潮坪亞相和瀉湖亞相，包括障壁砂壩、砂坪、混合坪、泥炭沼澤和潮汐水道等沉積微相。太原組厚度為33～76 m，主要由暗色泥巖、頁巖、泥質(zhì)粉砂巖與砂巖互層、灰?guī)r及煤層組成[16]。上部為灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖，夾煤層；下部為厚層淺灰色細砂巖、中砂巖，層內(nèi)發(fā)育多層泥巖，橫向具有連續(xù)性，泥巖層間常伴有煤層（圖2）。泥頁巖厚度穩(wěn)定，累計厚度為10～50 m，平均厚度約為30 m，在區(qū)塊東部以及西北部厚度較大，主要介于30～50 m（圖3）。泥頁巖單層最大厚度為5～25 m，與累計厚度分布規(guī)律相似，在區(qū)塊東部和西北部以及中部地區(qū)，均有厚度大于15 m 的區(qū)域分布（圖4）。

圖2 臨興地區(qū)山西組-太原組-本溪組地層連井剖面Fig.2 Stratigraphic connecting well profile of Shanxi Formation, Taiyuan Formation and Benxi Formation in Linxing Block

圖3 太原組泥頁巖累計厚度Fig.3 Accumulated thickness of Taiyuan Formation shales

圖4 太原組泥頁巖單層最大厚度Fig.4 Maximum thickness of single layer of Taiyuan Formation shales

3 有機地化特征

3.1 有機質(zhì)豐度

烴源巖有機質(zhì)豐度是油氣生成的重要物質(zhì)基礎(chǔ)。經(jīng)歷了長期地質(zhì)演化，烴源巖原始有機質(zhì)豐度已經(jīng)很難準確測得，只能通過其它指標與方法來間接反映，常用的指標如殘余總有機碳（TOC）、氯仿瀝青“A”、總烴含量（HC）、生烴潛量（S1+S2）等，其中總有機碳是評價頁巖有機質(zhì)豐度的主要指標[17-18]。

對臨興地區(qū)的17 口井32 樣次的太原組泥頁巖樣品進行有機質(zhì)含量統(tǒng)計，測試的泥頁巖主要為暗色泥巖，少部分為碳質(zhì)泥巖，TOC 含量為0.26%～12%，平均為3.81%。（圖5）。從泥頁巖TOC 平面分布規(guī)律上來看，TOC 高值區(qū)主要分布在研究區(qū)的中北部，TOC 主要集中在3%～6%，南部及東北部TOC含量較低（圖6）。

圖5 太原組泥頁巖TOC 分布直方圖Fig.5 Distribution histogram of TOC of Taiyuan Formation shales

圖6 太原組泥頁巖TOC 平面分布Fig.6 Distribution of TOC of Taiyuan Formation shales

3.2 有機質(zhì)類型及成熟度

據(jù)泥頁巖有機質(zhì)干酪根類型來看，太原組泥頁巖干酪根類型以II、III 型干酪根為主，即有機質(zhì)類型以混合型-腐植型為主，偏生氣型（圖7）。熱解試驗結(jié)果表明，最高熱解峰溫Tmax為443～576 ℃，平均為477 ℃，泥頁巖進入生氣窗。熱成熟度自北向南隨著埋深的增加而逐漸增高，中部地區(qū)紫金山巖漿巖體對成熟度的影響明顯，如L22 井泥巖Tmax達到526 ℃，主要是由于紫金山巖漿熱液的侵入導致局部烴源巖成熟度異常（圖8）。已有研究成果表明太原組烴源巖鏡質(zhì)體反射率主要集中在0.96%～2%，受紫金山巖體的熱接觸作用影響區(qū)可增大至3%以上，有機質(zhì)成熟度主要為成熟-高成熟，部分可達過成熟[19]。

圖7 太原組泥頁巖有機質(zhì)類型圖解Fig.7 Diagram of the type of organic matter of Taiyuan Formation shales

圖8 太原組泥頁巖最高熱解峰溫分布Fig.8 Distribution of peak temperature of pyrolysis in Taiyuan Formation shales

4 儲層物性特征

4.1 孔裂隙特性

基質(zhì)孔隙和裂縫是頁巖氣的主要儲氣空間，基質(zhì)孔隙為吸附氣的賦存提供了吸附空間，裂縫使頁巖的孔比表面積增加，不僅增大了儲層的吸附能力，同時為游離氣提供了賦存空間[20]。泥頁巖掃描電鏡測試表明，孔隙包括有機質(zhì)孔，多為圓形、橢圓形，呈蜂窩狀分布（圖9a、圖9c），發(fā)育程度一般。碎屑礦物溶蝕孔相對發(fā)育（圖9a、圖9e），孔徑范圍較大，在納米～微米級均有發(fā)育，主要為長石等礦物顆粒溶蝕后形成。裂隙相對發(fā)育，主要為微米級裂縫（圖9b、圖9d、圖9f）。泥巖樣品深度如下：a 樣品深度1 867.0 m，b 樣品深度1 866.7 m，c 樣品深度1 878.8 m，d 樣品深度1 893.6 m，e 樣品深度1 941.9 m，f 樣品深度1 941.2 m。與南方五峰組-龍馬溪組、牛蹄塘組的海相頁巖相比，臨興地區(qū)太原組頁巖有機質(zhì)孔隙發(fā)育程度低，孔徑較大，礦物顆粒內(nèi)部、碎屑顆粒邊緣和有機質(zhì)內(nèi)部的微裂隙較為發(fā)育。

圖9 太原組泥頁巖孔裂隙特征Fig.9 Pore-fracture characteristics of Taiyuan Formation shales

4.2 脆 性

泥頁巖的脆性直接影響儲層的可壓裂性，泥頁巖脆性主要受其礦物成分的影響。一般情況下，隨著泥頁巖的黏土礦物含量增高，其脆性變差，硅質(zhì)或鈣質(zhì)礦物含量高，泥頁巖的脆性好[20-21]。

臨興地區(qū)太原組12 個泥頁巖全巖及礦物X 射線衍射試驗結(jié)果表明，泥頁巖的石英+長石+黃鐵礦含量占45%～65%，黏土礦物含量介于28%～62%，平均為43%（圖10）。泥頁巖碳酸鹽礦物少見，石英、長石含量高于北美博西爾（Bossier）頁巖，低于北美巴奈特（Barrnett）頁巖，黏土礦物含量低于鄂爾多斯盆地長7 和長9 頁巖[22-23]。雖然部分樣品中黏土礦物較高，但黏土礦物多為高嶺石、伊利石和綠泥石等非膨脹性礦物，蒙脫石類膨脹性黏土礦物含量相對較少。研究區(qū)泥頁巖脆性中等-好，利于儲層壓裂改造。

圖10 臨興地區(qū)太原組頁巖與其它地區(qū)頁巖礦物含量三角圖[23]Fig.10 Triangular diagram of mineral content of Taiyuan Formation shales in Linxing Area and other areas[23]

5 勘探潛力

5.1 儲層含氣性

1）吸附能力。泥頁巖的吸附能力對其含氣性有著重要的影響，等溫吸附實驗是評價頁巖吸附能力的重要方法。表1為4 個泥頁巖樣品信息和采用體積法等溫吸附試驗結(jié)果，吸附壓力為0～20 MPa，吸附溫度為55 ℃。結(jié)果表明：在吸附平衡壓力為0～10 MPa，隨著吸附壓力的增大，吸附氣量增大；當吸附壓力超過10 MPa，隨著吸附壓力的增大，吸附量有減小的趨勢（圖11）。暗色泥巖的吸附能力較低，蘭氏體積分別為0.75 m3/t 和0.82 m3/t，碳質(zhì)泥巖的吸附能力較高，蘭氏體積分別為3.92 m3/t 和3.81 m3/t。暗色泥巖較碳質(zhì)泥巖的蘭氏壓力小，但相差不大，碳質(zhì)泥巖發(fā)育區(qū)可能為頁巖吸附氣量的高值區(qū)。

表1 等溫吸附試驗泥頁巖樣品信息和朗格繆爾常數(shù)Table 1 Information and Langmuir constants of shale samples for isothermal adsorption experiment

圖11 泥頁巖空氣干燥基等溫吸附曲線Fig.11 Isothermal adsorption curves of shales in air-dry basis

2）含氣量。吸附氣和游離氣是頁巖氣主要的賦存形式，兩者含量一般呈此消彼長的關(guān)系[24]。臨興地區(qū)太原組泥頁巖含氣量解吸測試結(jié)果表明：L50井5 個泥頁巖樣品含氣量介于0.25～2.73 m3/t，平均為1.15 m3/t；L37 井5 個泥頁巖含氣量介于0.08～2.51 m3/t，平均為0.66 m3/t。采用USBM 直接法計算的損失氣量占比約為25%。頁巖含氣量和TOC 含量相關(guān)性分析表明，兩者呈較好的正相關(guān)性，即隨著TOC 含量變大含氣量值增大（圖12）。

圖12 頁巖含氣量與TOC 含量相關(guān)性Fig.12 Correlation between gas content and TOC content of shales

5.2 勘探潛力分析

頁巖氣藏的生、儲、蓋、運、聚、保等6 大成藏要素都集中于同一泥頁巖層中，烴類氣體在烴源巖中大量滯留聚集。一般認為有利生氣的有機質(zhì)成熟度為Ro＜0.4% (生物成因氣)或Ro＞1.0%（熱成因氣）[25-26]。

與四川盆地海相頁巖氣資源相比，臨興地區(qū)太原組頁巖氣具有埋深淺、TOC 含量高的特點，泥頁巖厚度和含氣量均值一般，但是在TOC 含量較高的碳質(zhì)泥巖發(fā)育區(qū)，泥頁巖層的含氣量明顯增高（表2）。太原組泥頁巖的埋深為1 620～2 120 m，累計厚度為10～50 m，有機質(zhì)豐度較高，TOC 為0.26%～12%，平均為3.81%，熱演化程度主要為成熟-高成熟度，具有較強的生烴能力，屬于較為有利的生氣泥頁巖。室內(nèi)試驗分析表明，泥頁巖具有較強的吸附能力，加之泥頁巖地層的低滲透性，富含有機質(zhì)的泥頁巖含氣量較高，具有較好的資源潛力。脆性礦物含量較高，膨脹性黏土礦物含量較少，泥頁巖儲層具有較好的可改造性。綜合分析擬定TOC＞2.5%和泥頁巖累計厚度大于25 m 是頁巖氣勘探潛力較高的相對有利區(qū)，有利區(qū)主要在區(qū)塊的北部L23～L38 井位連線區(qū)及圍繞紫金山巖體有機質(zhì)豐度較高區(qū)（圖13）。

表2 我國典型頁巖氣盆地泥頁巖發(fā)育特征Table 2 Development characteristics of shales in typical shale gas basins in China

圖13 臨興地區(qū)太原組頁巖氣勘探潛力區(qū)評價Fig.13 Evaluation of shale gas exploration potential area of Taiyuan Formation in Linxing area

6 結(jié) 論

1）臨興地區(qū)太原組泥頁巖分布穩(wěn)定，有機質(zhì)豐度較高，TOC 含量介于0.26%～12%，平均為3.81%；有機質(zhì)類型以II、III 型干酪根為主；最高熱解峰溫Tmax介于443～576 ℃，平均為477 ℃，進入生氣窗，具備頁巖氣成藏的資源條件。

2）泥頁巖發(fā)育納米級-微米級的孔裂隙，石英、長石等脆性礦物含量占45%～65%，黏土礦物含量介于28%～62%，多為非膨脹類礦物，儲層可改造性強。

3）泥頁巖含氣量變化范圍大，介于0.08～2.73 m3/t，平均為1.41 m3/t；碳質(zhì)泥巖有機質(zhì)豐度高，含氣量偏高，TOC 高值區(qū)為頁巖氣勘探有利區(qū)。

4）與我國其它頁巖氣勘探區(qū)相比，臨興地區(qū)太原組泥頁巖具有埋深淺的特點，與海相頁巖相比，含氣量較低，與海陸過渡相及陸相相比，含氣量較高，在今后油氣勘探開發(fā)中宜注意與鄰近砂巖氣、煤層氣的聯(lián)合勘探開發(fā)。