【论文】吴鹏等：海陆过渡相岩性频繁互层型页岩气潜力评价方法——以鄂尔多斯盆地临兴区块下二叠统山西组为例

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吴   鹏 ¹ 　高丽军 ² 　李   勇 ³ 　吴建光 ⁴

石雪峰 ² 　康弘男 ² 　孔   为 ² 　吴   翔 ¹

1.中联煤层气有限责任公司

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

3.中国矿业大学（北京）地测学院

4. 中海油研究总院有限公司

0 　引言

我国赋存海相页岩、海陆过渡相泥页岩、陆相页岩 3 类富有机质页岩，海相页岩气已步入商业化开发 ^[1-6] 。四川盆地涪陵、长宁、昭通及威远等多个地区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发已获得巨大成功 ^[7] ；鄂尔多斯盆地三叠系和四川盆地侏罗系的多口井在陆相页岩中也获得了工业气流 ^[8-9] 。 2018 年，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块大吉 51 井（直井）井段 2 295 ～ 2 298 m 页岩“甜点段”压裂试采 1 612 h 后关井 1 073 h 压力恢复测试，原始地层压力为 17.86 MPa ，测试期间共产出页岩气 33.9 × 10 ⁴ m ³ ，产气量稳定，平均日产气量为 0.6 × 10 ⁴ m ³ ，展现出鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系海陆相过渡相页岩气勘探开发良好前景。但与海相页岩相比，海陆过渡相页岩气由于不同地区、不同层段的泥页岩地质特征差异较大，钻井取心少，页岩气形成条件的研究缺乏系统性且认识也不够深入，海陆过渡相页岩气尚未实现规模商业开发 ^[10-13] 。

近期，鄂尔多斯盆地临兴区块 4 口页岩气探井对下二叠统山西组—太原组泥页岩层段全取心，为海陆过渡相页岩气研究提供了有利条件。 4 口页岩气探井的页岩气层段都进行全覆盖、高密度取心，笔者应用 QEMSCAN 全岩矿物分析、岩石热解、氩离子抛光—扫描电镜及孔隙度测试、 CT 扫描、现场含气量测试等多种分析测试资料，优选测井解释方法，开展该区下二叠统山西组 2 段（以下简称山 2 段）海陆过渡相泥页岩地质特征评价，搭建适用该区页岩气勘探阶段的潜力评价流程和参数指标，评价该区山 2 段页岩气有利区及勘探潜力，为该区海陆过渡相页岩气勘探开发提供技术支撑，同时力求为海陆过渡相砂泥频繁互层型的页岩气潜力评价提供新的思路和方法。

1　研究区地质概况

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带（图1），区内构造较为简单，地层整体单斜西倾，出露地层由东向西渐新。自中奥陶统顶部侵蚀面开始，广泛沉积了石炭系—二叠系海陆过渡相地层，包括上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组 ^[14-16] 。鄂尔多斯盆地东缘山西组为一套陆表海过渡相、近海三角洲相与陆相三角洲沉积，受构造活动影响，水体变化频繁，呈滨浅海—三角洲前缘—滨浅湖相多期沉积旋回的特征，区域上由南向北逐渐由滨海相向三角洲相过渡 ^[8,17] 。其中鄂尔多斯盆地东缘山2段泥页岩层段具有“沉积环境稳定、富有机质页岩大面积分布、页岩地层埋深与压力适中”的特点，页岩气勘探前景良好。目前，已获得页岩气突破的大宁—吉县区块山2段沉积环境总体为滨岸相—三角洲相，以滨岸相为主，发育的泥页岩层段岩性较为复杂，主要为碳质页岩、灰质页岩、粉砂质页岩、泥质粉砂岩，夹细砂岩、粉砂岩、煤层及煤线；该区块泥页岩层段底界埋深介于800～2 600 m，页岩厚度大，介于37～59 m，地层压力以常压为主，压力系数介于0.95～1.05。临兴区块山2段泥页岩层段同样为大套煤系泥页岩，其埋深与压力基本与大宁—吉县区块一致，底界埋深介于1 000～2 300 m，地层压力为常压，压力系数介于0.95～1.00。但其沉积环境则由滨岸相相变为三角洲相，以三角前缘亚相为主，局部发育泥碳沼泽微相，受陆源碎屑的影响相对较大，具有三角洲海陆过渡相页岩气藏岩性频繁互层的特点，具体表现为大套泥页岩，薄砂层、薄煤层、碳质泥岩、粉砂质泥岩、泥岩等岩性频繁叠置，区内近30口测井岩性解释显示山2段泥页岩累计厚度介于12～53 m，砂质夹层密度介于2～5层/10 m，砂质厚度占比介于5%～20%。

（据本文参考文献[8]修改）

2　山2段页岩气形成地质条件

2.1　岩石学特征

海陆过渡相泥页岩层段的岩石组合与矿物成分复杂，多种岩性频繁叠置，横向变化较快，组合差异明显。临兴区块钻井取心显示，山2段海陆过渡相煤系泥页岩层段中主要发育灰色泥岩（表1-a）、薄层灰黑色泥页岩（表1-b）、灰黑色富有机质页岩（表1-c）、中厚层碳质泥岩（表1-d），频繁夹层为灰色粉砂质泥岩（表1-e）、灰黑色含裂缝（裂缝被填充）的粉砂质泥岩（表1-f）、灰黑色纹层状粉砂质泥岩（表1-g）、灰色含碳质条带/碳屑泥质粉砂岩（表1-h）等多种细粒岩。53块样品含气量测试证实含气相对高值的页岩层段以发育沼泽相的碳质泥岩和灰黑色泥页岩、三角洲前缘亚相的灰黑色粉砂质泥岩和含碳屑泥质粉砂岩为主，优势岩心层段浸水实验气泡密集、持续性好，现场实测含气量介于0.82～2.51 m ³ /t，平均值为1.55 m ³ /t，烃类组分为70.14%；灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩含气量小于1.00 m ³ /t。岩心薄片进一步揭示富气泥页岩层段具有“富有机质/有机质条带、含砂质纹层或微裂缝发育”的有利富气岩性组合，其中灰黑色泥页岩、碳质泥岩以富有机质、微裂缝发育为特征，在发育一定量裂缝基础上，随有机质富集程度的增加含气量相对增大，实测含气量明显高于纯泥岩；灰色含碳屑泥质粉砂岩、灰黑色纹层状粉砂质泥岩具“富有机质、砂质纹层/粉砂岩条带与有机质相间分布、微裂缝发育”的特征，砂质条带以及纹层为气体赋存提供了有利的储集空间，在含一定量有机质基础上，实测含气量超过1.00 m ³ /t（表1-g、h）。

2.2　地球化学特征

临兴区块4口页岩气探井山2段50块泥页岩取心样品地球化学测试结果揭示，按照3类4分法的有机质类型划分标准 ^[18-19] ，山2段海陆过渡相泥页岩层段有机质类型为偏腐殖混合型、腐殖型偏生气的中等—优质烃源岩（图2-a、b），实测总有机碳含量（ TOC ）介于0.5%～10.9%，平均值6.67%；产烃潜量（ S ₁ ＋ S ₂ ）介于0.25～10.00 mg/g，平均值为2.66 mg/g；泥页岩层段处于成熟阶段，成熟度（ R _o ）介于0.90%～1.20%，平均值为1.04%；最高热解温度（ T _max ）介于430.0～490.0 ℃，平均值为468.9 ℃；含气量相对较高，最高值达2.51 m ³ /t，当层段平均 TOC ＞2.0%时，页岩平均含气量超过1.00 m ³ /t（图2-c）。

2.3　泥页岩物性特征

氩离子抛光聚焦离子束扫描电镜结果显示，临兴区块山2段海陆过渡相泥页岩发育纳米级孔—缝体系，由无机矿物孔隙、有机质孔隙及微裂缝3类储集空间组成，其中无机矿物孔隙及微裂缝较发育，有机质孔隙受岩性控制有一定非均质性。有机质孔相对发育于富有机质泥页岩中的块状有机质（图3-a）、局部无机矿物与有机质集合体中（图3-b），孔径大小分布不均，几十到几百纳米不等，孔隙形态多以不规则的原生植物组织孔、椭圆形气孔为主（图3-a、c）；无机矿物孔在各类泥页岩中均有发育，主要为长石溶蚀孔（图3-d）、黄铁矿等矿物晶间孔和粒内孔（图3-e）、黏土矿物层间孔（图3-f）；微裂缝在无机矿物、有机质、黏土矿物中均可发育（图3-f、g），其中以黏土矿物层间裂缝相对发育，主要呈狭缝形、线形，次级区域大视野扫描电镜二维成像显示黏土矿物孔裂缝隙介于0.8～50.0 nm，其孔隙体积占总孔隙体积的60%（图3-h）。

依据国际理论与应用化学学会对孔隙大小的划分标准：微孔隙（孔径小于2 nm）、中孔隙或介孔隙（孔径介于2～50 nm）和宏孔隙（孔径大于50 nm） ^[20] ，评价区内泥页岩微观孔隙结构。15块山2段泥页岩样液氮比表面积测试结果得出：BET法计算的孔隙比表面积介于0.354～3.655 m ² /g，平均值为2.105 m ² /g；BJH法计算的平均孔径介于11.8～24.5 nm。山2段泥页岩孔隙总体上以介孔（2～50 nm）为主，且孔径介于1～10 nm的微孔—介孔对比表面积贡献较大、孔径介于10～50 nm的介孔对孔隙体积的贡献较大。5块不同粒度的典型泥页岩样孔隙体积和比表面积测试结果显示，海陆过渡相泥页岩孔隙结构受岩性控制有一定差异。其中，灰色泥岩的比表面积最大，比表面积为1.985 m ² /g；泥质粉砂岩及粉砂质泥岩的比表面积较小（比表面积基本小于0.500 m ² /g）（图4-a）；灰色泥岩孔径较小，平均孔径为12.6 nm，其介孔的最大孔隙体积仅为0.000 53 cm ³ /g，泥质粉砂岩及粉砂质泥岩平均孔径可达21.75 nm，其介孔的孔隙体积最大为0.002 4 cm ³ /g（图4-b）。4口页岩气探井18块山2段泥页岩样品柱样孔隙度、渗透率测试结果显示：山2段泥页岩储层孔隙度介于1.15%～3.01%，平均值为2.13%；除2块表面发育裂缝的泥页岩柱样测试渗透率为1.200 mD、2.300 mD，其余柱样渗透率多介于0.019～0.083 mD，平均值为0.050 mD，表明区内泥页岩低孔、低渗，但微裂缝对渗透率改善作用明显，当泥页岩中存在裂缝，其渗透率可超过1.000 mD。4口页岩气探井17块山2段的泥页岩压汞孔隙度与对应含气量包络线拟合得出页岩含气量随孔隙度的增加呈上升趋势，说明区内高孔隙度的微纳米级孔—缝体系有利页岩气的储集，且当泥页岩孔隙度介于2.00%～4.00%时，实测含气量介于1.00～2.00 m ³ /t（图5）。

2.4　泥页岩可改造

不同于典型海相页岩，山2段发育大套三角洲相泥页岩层段，局部见多层富有机质泥页岩与薄层砂质泥岩和泥质砂岩频繁互层叠置，薄层砂质泥岩和泥质砂岩含有较多的石英、长石矿物，有利于提高局部泥页岩层段的脆性指数和杨氏模量，降低泊松比 ^[21] 。QEMSCAN全岩矿物测定10块山2段频繁互层泥页岩层段泥页岩样品，结果显示岩石骨架碎屑矿物以石英、长石为主，含量介于0～88.0%，平均值为43.7%，其中石英含量超过30%（图6），黏土矿物以高岭石为主，呈层状条带分散分布。采用脆性指数=（石英＋长石＋方解石＋白云石）/（石英＋长石＋方解石＋白云石＋黏土矿物），计算得出山2段泥页岩层段脆性指数介于26.0%～59.0%，平均值为40.8%。5块泥页岩样岩石力学测试结果显示，山2段泥页岩具有“中高杨氏模量（杨氏模量介于16.9～24.0 GPa，平均值为20.9 GPa）、低泊松比（泊松比介于0.1～0.3，平均值为0.2）”的特点。类比国内外页岩气生产区块页岩层段力学特征 ^[22] ，临兴区块山2段泥页岩层段的岩石力学参数与国内外页岩气区页岩层段岩石力学参数（平均杨氏模量大于20.0 GPa、平均泊松比小于0.3）基本相一致。例如，美国Barnett页岩杨氏模量为33.0 GPa，泊松比介于为0.2～0.3；美国其他含气页岩杨氏模量介于4.5～61.0 GPa，平均值为26.8 GPa，泊松比介于0.03～0.30，平均值为0.20；四川盆地LX1井龙马溪组页岩杨氏模量介于8.6～40.9 GPa，平均值为22.2 GPa，泊松比介于0.1～0.3，平均值为0.2；渝东南地区YY1井龙马溪组页岩杨氏模量介于41.0～66.4 GPa，平均值为48.9 GPa，泊松比介于0.2～0.4，平均值为0.3。综合脆性指数与岩石力学特征，认为临兴区块山2段海陆过渡相泥页岩层段可改造。

3　山2段页岩气勘探潜力

3.1　评价流程

鄂尔多斯盆地东缘临兴区块近几年非常规煤系天然气勘探结果，揭示区内具备形成“本溪组—太原组”煤层气富集、“太原组—石盒子组—石千峰组”致密气富集的多类型纵向叠置气藏的 3 大地质优势：①区内构造简单，沉积环境稳定，山西组—本溪组煤系烃源岩大面积分布；②煤系烃源岩成熟度较高，受紫金山构造岩浆活动影响，具有“多期广覆式生烃”的特点；③区域保存条件总体较好，泥岩或者致密砂岩致密化程度高，封盖性好，埋深 1 200 ～ 2 500 m 范围内均可形成煤系天然气藏。近期研究成果进一步表明，鄂尔多斯盆地东缘山 2 段页岩气具有良好的勘探前景。鄂尔多斯盆地东缘山 2 段整体上地质特征为海陆过渡相沉积，页岩层段埋深介于 800 ～ 2 600 m ，已进入生气高峰阶段（ R _o 值介于 1.5% ～ 2.0% ），厚度大（最大厚度可达 50 m ）。临兴区块山 2 段页岩气潜力处于相对中等的位置（埋深介于 1 000 ～ 2 300 m 、 R _o 介于 1.0% ～ 1.8% 、最大厚度超过 35 m ），且该套泥页岩为三角洲海陆过渡相煤系泥页岩层系，具有如下特征：①岩相变化大，与煤层（线）、致密粉砂岩（砂岩）互层；②有机质类型以混合型、腐殖型干酪根为主，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较高，脆性指数超过 40% 。为了更好地指导海陆过渡相页岩气勘探潜力评价，以区内山 2 段页岩气评价为例，结合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（图 7 ）。

优选已发现海陆过渡相煤系天然气的富集区块（例如发育煤系致密气、煤层气的区块）或者相对优势区进行钻井取心，通过五步（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）落实该类区块页岩气勘探前景。以临兴区块为例，该区构造简单，沉积相对稳定，山西组—本溪组沉积了大套海陆过渡相煤系地层，煤系地层中煤层气、致密砂岩气含气性好，区内海陆过渡相煤系地层已大量生排烃，且地层区域保存条件较好。因此，选取该区进行探井部署，落实煤系页岩气的潜力。

基于五大步骤依次递进开展页岩气评价，建立四大关键体系：现场含气量测试与室内岩心实验相统一的实验测试数据库体系、实验与生产测试相结合筛选显示层段及优选关键解释参数体系、优选“地质＋工程”甜点地质参数测井解释模型体系、结合页岩气富集关键参数下限构建选区参数体系。实验测试数据库体系建立中需重点开展含气量评价工作 ^[23] ，确定含气性。含气量测试首选保压取心含气量测试方法。其次采用密闭取心恒温水浴加热法测试含气量，含气量由损失气、残余气、解吸气组成，其中损失气建议采用多项式拟合计算，解吸气与残余气测试则依据《页岩含气量测定方法： SY/T 6940 — 2013 》规范。对于未进行含气量测试泥页岩层段，则依据等温吸附实验，利用等温吸附方程推算含气量；筛选目标层段及优选关键解释参数体系，需结合实测含气量高值或气测显示异常确定目标层段，并依托样品地球化学参数、孔隙度、渗透率、岩矿以及力学等测试，确定有效页岩储层响应物性参数；“地质＋工程”甜点地质参数测井解释模型体系需包括岩性识别、 TOC 、孔隙度、含气量等地质甜点参数解释，工程甜点参数需要解释矿物组分、脆性指数（矿物含量法）、微裂缝、应力参数（资料条件支撑条件下需要利用纵横波测井反演计算水平应力差）。构建选区参数体系，需要重点从页岩气富集性参数和可压性参数两方面构建 ^[24] ，构建过程需遵循 3 个对比原则是合理确定页岩气评价体系的关键：优先采用工区页岩气富集下限参数、优先借鉴邻近已获突破 / 成熟区块类似层段选区参数、优先类比邻近已获突破 / 成熟区块类似层段生产数据，其次为参考海相页岩气勘探目标优选方法；最后依据《页岩气资源 / 储量计算与评价技术规范： DZ/T 0254 — 2014 》，采用容积法估算目的层段页岩气资源量。

3.2　关键参数解释

以临兴区块山2段页岩气评价为例，区内前期煤系天然气勘探成果表明区内构造稳定、煤系地层大量生排烃（ R _o 约为1.2%，局部受紫金山火山活动影响呈异常高值）、埋深适中（小于3 500 m）、保存条件较好，总体有利于天然气富集成藏。因此，无需考虑埋深、 R _o 、保存条件对页岩气富集的影响。鉴于岩性组合、 TOC 、储集物性、微裂缝与含气量响应特征相对明显（表1、图2-c、图5），因此重点优选“有效厚度、 TOC 、孔隙度、含气量”作为区块海陆过渡相泥页岩评价关键页岩气富集参数，“脆性矿物含量、微裂缝”作为可压性参数，并建立测井解释模型定量表征。

含气页岩厚度：优先采用伽马能谱测井确定含气页岩厚度。鉴于区内无伽马能谱测井，在录井岩性、气测的基础上，采用深电阻率和声波时差重叠交会后有较好含烃指示综合判断含气页岩厚度，含气页岩测井曲线总体为“自然伽马值较高、电阻率中高值、三孔隙度曲线分开”的响应特征。

微裂缝：通过有限元法和实际岩心观测裂缝密度结果标定，预测平面相对裂缝发育程度。

TOC 解释模型：

式中 BI 表示页岩脆性指数； V _si 、 V _ca 、 V _sh 、 V _sand 表示硅质、钙质、泥质、砂质体积分数； GR 表示自然伽马， API 。

3.3　有利区预测

遵循构建选区参数体系及潜力评价的3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 、孔隙度等页岩气富集参数与含气量为1 m ³ /t时对应的下限指标，并借鉴鄂尔多斯东缘大宁—吉县区块山2段选区评价标准 ^[8] 建立了区内海陆过渡相页岩气有利区评价参数体系（表2）。

临兴区块山2段页岩气富集参数方面重点考虑页岩厚度、 TOC 值、孔隙度、含气量；可压性参数方面由于山2段页岩层段埋深介于1 000～2 300 m，总体埋藏深度相对适中，以大于1 500 m为主，仅紫金山火山活动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、发育微裂缝特征。依据有利区评价参数标准，划分出山2段页岩气一类有利区（页岩厚度大于30 m、 TOC 值大于4.0%、孔隙度大于4.0%、含气量大于2.0 m ³ /t、脆性指数高于50%、微裂缝密度大于0.1条/m、埋深大于1 500 m的叠合区域）面积为21.7 km ² ，利用容积法估算资源量为45.83×10 ⁸ m ³ ；二类区面积为123.0 km ² ，容积法估算资源量为111.21×10 ⁸ m ³ 。鉴于区内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/成熟区块类似层段生产数据的原则，类比大宁—吉县区块山2段页岩气“甜点”选区参数（ TOC ＞2.0%、 ϕ ＞2.0%、含气量大于2.0 m ³ /t、脆性矿物含量大于50%、发育微裂缝、页岩厚度大于25 m、埋深大于1 500 m）范围内的大吉51井压裂平均日产气量为0.6×10 ⁴ m ³ ，预测研究区山2段一类区具有一定的开发潜力，其页岩气直井压裂后日产气量超过0.6×10 ⁴ m ³ 。二类区开发潜力有一定降低。三类区资源潜力相对有限，后期勘探开发实践中需落实多层系多类型气协同开发的潜力（图8）。

4　结论

1）临兴区块山2段页岩气具有4大地质特征：①岩性复杂，泥页岩与煤层（线）、致密粉砂岩（砂岩）频繁互层；②有机质类型以混合型、腐殖型干酪根为主，有机质丰度和成熟度较高，生气能力强；③储集层介孔发育，局部发育裂缝，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，脆性指数超过40%，有利于储层压裂改造。

2 ）研究区山 2 段作为受陆源影响较大的海陆过渡相泥页岩层段，具有岩性组合关系与物性双重因素控制天然气富集的特征，其中优质页岩中砂质纹层、粉砂岩条带与有机质相间分布的组合配置关系既可提供大量生烃的物质基础，也可提供气体近源赋存的优势储集空间。 TOC ＞ 2% 的优质泥页岩段的页岩含气量超过 1.0 m ³ /t ；高孔隙度的微纳米级孔—缝体系为该类型页岩气储集提供了较好储集空间，孔隙度介于 2.0% ～ 4.0% 的泥页岩实测含气量介于 1.0 ～ 2.0 m ³ /t 。

3 ）依据研究区山 2 段泥页岩层段的基本地质特征，结合海陆过渡相页岩气实验测试、有利层段测井解释及地质综合评价，搭建海陆过渡相页岩气“五步四关键三原则”的勘探评价流程，形成了适用于本区海陆过渡相页岩气勘探的有利区选区评价方法和参数指标，落实了页岩气勘探开发潜力区 3 类，其中一类区面积为 21.7 km ² ，页岩气资源量为 45.83 × 10 ⁸ m ³ ，直井压裂产气效果可类比大宁—吉县区块；二类区面积为 123.0 km ² ，页岩气资源量为 111.21 × 10 ⁸ m ³ 。

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