沁水盆地上古生界海陸過渡相頁巖氣成藏條件研究

賈俊杰

（山西省煤炭地質114勘查院，長治山西046000）

沁水盆地上古生界海陸過渡相頁巖氣成藏條件研究

賈俊杰*

（山西省煤炭地質114勘查院，長治山西046000）

以沁水盆地海陸過渡相富有機質泥頁巖為研究對象，分析野外露頭和巖芯觀察、采樣，地化參數和物性參數等測試資料，研究富有機質泥頁巖的沉積相、厚度及分布、有機質類型及含量、熱成熟度、孔隙度等頁巖氣成藏條件。結果表明，沁水盆地上古生界石炭—二疊系海陸過渡相富有機質泥頁巖主要發育在沼澤相和三角洲相。常與煤層，灰巖、致密砂巖，粉砂巖等互層，縱橫變化快，單層厚度不大，有機碳含量相對海相、陸相泥頁巖較高，有機質類型以混合型，腐殖型為主，有機質熱成熟度多處在成氣高峰階段，有利于頁巖氣的形成。

沁水盆地；頁巖氣；海陸過渡相；有機質類型；成藏條件

頁巖氣是以自生自儲為主的非常規天然氣，具有含氣面積廣泛、資源量大、生產壽命長、產量穩定等特點。美國對其5大頁巖氣盆地進行了十分系統的研究工作，成功實現了頁巖氣產業化開發，一方面得益于美國頁巖氣儲層較穩定，在一期或二期擠壓作用后，大都經歷一次抬升，地質構造相對簡單；另一方面美國地區的頁巖氣主要來源于海相頁巖，具有豐富的頁巖氣儲藏和開發潛力；然而我國早生代以來發育有含有機質的海相、海陸過渡相和陸相泥頁巖層，非均質性強，后期又經歷不同期次、不同性質、不同規模的構造疊加改造，造成地質條件復雜［1-3］。海陸過渡相沉積在中國分布面積較大，是我國油氣勘探的重要領域。與海相地層、陸相地層相比較，在面積、沉積、儲層礦物類型等方面又具有自己鮮明特點［4］。筆者在總結前人研究成果的基礎上，以沁水盆地上古生界石炭—二疊系地層為研究對象，結合生產實踐，通過對鉆井巖芯觀察、分析，地化參數和物性參數等測試分析，研究頁巖氣成藏條件，總結沁水盆地上古生界石炭—二疊系海陸過渡相頁巖氣成藏特征。

1　地質概況

沁水盆地地層自上而下發育二疊系上統上石盒子組（P2s）、二疊系下統下石盒子組（P1x）、二疊系下統山西組（P1s）、石炭系上統太原組（C3t）、石炭系中統本溪組（C2b）。主要發育碳酸鹽臺地、碎屑巖淺海和三角洲3種沉積相類型。通過前期頁巖氣氣測錄井資料分析，有明顯氣測顯示且具有研究意義的海陸過渡相主要發育于山西組到本溪組底部的鋁鐵質泥巖段：第Ⅰ層段上石盒子組底界至山西組主采煤層以沼澤微相沉積為主；第Ⅱ層段山西組主采煤層底界到K4灰巖為潮坪瀉湖相，向上到山西組下部變化為三角洲前緣相、三角洲平原相，整體呈海退序列，廣泛發育瀉湖相、水下分流河道、水下分流間灣、沼澤相、分流河道、天然堤；第Ⅲ層段K4灰巖至太原組主采煤層發育泥炭沼澤相向上演化為濱外碳酸鹽陸棚相、障壁砂壩相、潟湖相，構成了若干個完整的次級海進—海退沉積序列；第Ⅳ層段太原組主采煤層底到本溪組底發育以障壁島—瀉湖體系為主，間夾碳酸鹽巖臺地體系的一套沉積相組合。見表1。

2　泥頁巖烴源巖特征

2.1分布特征

沁水盆地上古生界巖性復雜，上部以泥巖和砂巖為主，中下部以泥頁巖、砂巖、灰巖及煤層為主，巖性互層頻繁。

第Ⅰ層段頁巖厚度為8.7～70.5m之間，大部分區域厚度處于20～40m。第Ⅱ層段頁巖厚度在16～75m之間，大部分區域泥頁巖厚度大于30m，由西至東呈遞加趨勢，沁縣、左權、屯留長治一帶頁巖厚度均50m以上。第Ⅲ層段頁巖厚度較小，一般在8～45m之間，大部分地區泥頁巖厚度為10～30m之間。第Ⅳ層段頁巖厚度整體由北向南遞減的趨勢，在盆地北部晉中—壽陽一帶，頁巖厚度在40～80m之間，盆地中部地區頁巖厚度在30～50m之間，盆地南部的大部分地區頁巖厚度降至10～25m之間，汲取前人努力，對比已有鉆孔地層資料以及達到頁巖氣成藏厚度要求故將研究區目標層段人為分為4段。

根據沁水盆地上古生界海陸過渡相泥頁巖統計結果表（表2），每一層段單層厚度最小0.4m最大15m，平均3.51m；每一層段累計泥頁巖總厚度最小8.4m，最大80.9m，平均29.1m；第第Ⅱ層段與第Ⅳ層段接近。

2.2有機碳含量

烴源巖中的有機質是形成油氣的物質基礎，有機質在巖石中的含量是決定巖石生烴能力的主要因素［5］。沁水盆地存在幾類烴源巖，由于泥頁巖有機質類型以混合型、腐殖型為主，所以用含煤地層泥頁巖總有機碳含量（TOC）評價標準（表3）評價烴源巖級別。

表1　沁水盆地上古生界海陸過渡相沉積地層

表2　沁水盆地上古生界海陸過渡相泥頁巖層段統計結果

表3　含煤地層泥頁巖總有機碳含量（TOC）評價標準（黃第藩等，1996）

研究區第Ⅰ層段TOC在0.60%～5.71%之間，平均為2.33%，在平面上呈東部大，向西部遞減的趨勢，西北及西南地區TOC值最小，均在1.5%以下；在東北部壽陽一帶，TOC值達到最大；第Ⅱ層段TOC在0.71%～4.67%之間，平均為2.44%，中部及南部TOC普遍高于北部；第Ⅲ層段TOC在0.88%～3.05%之間，平均為2.15%；第Ⅳ層段TOC在0.67%～3.25%之間，平均為2.40%，呈現出中部大、南北兩側小的特點，泥頁巖總體上屬于中等—好烴源巖（見圖1、圖2）。

2.3有機質類型

有機質類型是評價烴源巖的質量指標，不同有機質類型，其生油氣潛力和產烴類型都有一定的差異。按照組成與性質，可以將干酪根分為腐泥質和腐殖質。腐泥質有機質主要來源于水中浮游生物和底棲生物，形成于滯水還原條件的水盆地中，如閉塞的瀉湖、海灣、湖泊。腐殖質有機質主要來源于高等植物有機質，形成于有氧環境中，如沼澤、湖泊或與其有關的沉積環境［6-8］。本次干酪根分類引用油田中的應用的三類四型法。分為（Ⅰ型）腐泥型、（ⅡA型）腐殖—腐泥型、（ⅡB型）腐泥—腐殖型和（Ⅲ型）腐殖型。Ⅰ型干酪根有機質生油能力高，主要以生油為主；ⅡA型和ⅡB型生油能力中等，Ⅲ型干酪根省油能力差，主要以生氣為主。沁水盆地海陸過渡相泥頁巖干酪根以（ⅡB型和Ⅲ型）混合型、腐殖型為主（圖3）。

2.4有機質熱成熟度

頁巖氣可以在不同有機質類型的烴源巖中產出，但是干酪根類型并不是決定產氣量的關鍵因素，有機質豐度和成熟度才是決定烴源巖產氣能力的重要因素。本文采用鏡質組反射率（Ro）值來確定有機質的成熟度。成熟度過低，有機質未進入生烴階段。相反，成熟度過高，有機質已過生烴階段。鏡質組反射率（Ro）與生氣量有一定的正相關性［9］。

圖1　研究區上古生界海陸過渡相4個泥頁巖層段樣品TOC含量

圖2　研究區上古生界海陸過渡相泥頁巖層段總有機碳TOC含量

圖3　各干酪根類型所占比例

從美國五大產氣頁巖的鏡質組反射率（Ro）來看，0.4%＜Ro＜2.2%，當Ro＞0.4%，烴源巖就可以產生天然氣。一般Ro＞1.0%，更容易生氣，1.0%＜Ro＜2.0%為生氣窗，當Ro＞1.4%時生成干氣。0.4%＜Ro＜0.6%時可生成生物成因氣，可以將有機質的演化劃分為5類：Ro＜0.5%為未成熟階段；0.5%＜Ro＜0.7%為低成熟階段；0.7%＜Ro＜1.3%為成熟階段；1.3%＜Ro＜2.0%為高成熟階段；Ro＞2.0%為過成熟階段［10］。

通過對研究區相關鉆井內泥頁巖樣品的鏡質組反射率（Ro）分析晚古生代泥頁巖Ro基本都處于1.2%～2.5%范圍內，部分樣品中泥頁巖Ro達到3.0%，大部分已經進入干氣窗內，總體位于成熟—高成熟階段，生成大量的熱成因甲烷，有利于頁巖氣成藏。盆地由北向南總體上呈現上漲趨勢，在盆地南端的晉城、陽城一帶石炭—二疊地層的鏡質體反射率最高，可達3.5%左右。

3　有機質泥頁巖儲層特征

3.1礦物組成

泥頁巖的礦物組成主要包括石英、長石、方解石、云母等陸源碎屑礦物，伊利石、蒙脫石、高嶺石等粘土礦物和黃鐵礦等自生礦物以及有機質。礦物的相對含量會直接影響泥頁巖的巖石力學性質和對氣體的吸附能力。粘土礦物為層狀硅酸鹽，有較高的微孔隙體積和較大的比表面積，有較強的吸附天然氣的能力。通過對不同礦物含量的Barnett頁巖進行等溫模擬實驗表明，在有機碳含量接近和壓力相同條件下，粘土含量高的泥頁巖所吸附的氣體量要高，且隨壓力增大，差距增大。硅質礦物、碳酸鹽礦物含量決定了巖石的脆性程度，從而導致頁巖氣儲層不同的改造模式和效果［11］。與美國主要頁巖相比，我國各沉積相頁巖碳酸鹽礦物含量較少，硅質礦物和粘土礦物含量相對較多。

通過樣品巖芯X-射線分析研究區泥頁巖主要礦物為粘土礦物、石英、斜長石、菱鐵礦、黃鐵礦和重晶石。在測定的48個樣品中，石英含量大于30%的有38個，占79%。粘土含量大于50%的有34個，占70%，碳酸鹽礦物含量較高。

通過脆性分析可知，第Ⅰ層段、第Ⅱ層段、第Ⅲ層段3套泥頁巖的脆性系數均在28%以上，而第Ⅳ層段樣品指示出其脆性礦物含量甚少，總體脆性系數普遍小于南方海相下古生界泥頁巖。

3.2孔縫發育程度

泥頁巖儲集空間分為孔隙（殘余原生孔隙、次生溶蝕孔隙等）和裂縫（構造縫、層間頁理縫、層面滑移縫、成巖收縮微裂縫、有機質演化異常壓力縫），為頁巖氣的產出提供了運移通道［12］。正如頁巖氣生產中首先釋放出的是主裂縫中的游離氣，隨后是微孔洞和微裂隙中的游離氣及少量的解析氣，最后是吸附在有機質和粘土礦物表面的解析擴散氣。裂縫的存在某種程度上改善了泥頁巖的滲流能力，同時也增加了泥頁巖的儲集空間。然而少量大型天然裂縫，雖然提高了頁巖氣局部的滲透率卻打破了泥頁巖的密封性，造成了頁巖氣的逸散。

研究區泥頁巖樣品分析表明，頁巖儲集空間以直徑小于100nm的中（小—過渡）微裂隙和孔隙為主。低溫液氮實驗測試結果同樣表明：孔隙直徑主要介于8～16nm之間，最大可達34.55nm，其中第Ⅰ層段泥頁巖孔徑平均為12.30nm，第Ⅱ層段約為11.62nm，而第Ⅲ和第Ⅳ層段泥頁巖孔隙直徑相對較小，平均為8.63～9.33nm左右，泥頁巖總孔比表面積平均為9.39m2/g。

3.3孔隙特征

孔隙度和滲透率是判斷頁巖氣藏優劣的重要參數之一，頁巖氣藏的滲透率一般小于0.01×10-3μm2，1μm2=1000mD，主要介于0.01～0.1mD，由頁巖滲透率級別表（表5）看出屬于特低滲儲層，壓汞實驗表明頁巖孔隙度主要介于1.0%～2.0%，總孔比表面積一般介于1.5～3.0m2/g，由頁巖孔隙度級別表（表4）看，屬于特低孔隙度。等溫吸附實驗表明，泥頁巖吸附量較小，在30℃下最大吸附量介于0.440～4.734m3/t之間，平均為1.46m3/t。盡管頁巖氣儲層低孔、低滲，但仍具有一定的頁巖氣儲集條件。這是因為天然裂隙和微孔隙的存在，使得頁巖氣不僅以游離態形式儲存和富集于裂隙和大孔隙中，還以吸附態儲存和富集于微孔隙表面，大孔隙有利于其他滲流，微孔隙利于氣體聚集。

表4　頁巖孔隙度級別表

表5　頁巖滲透率級別表

4　結論

（1）沁水盆地上古生界海陸過渡相沉積主題為沼澤相、三角洲相、潮坪瀉湖相和障壁島—潟湖體系。發育富有機質暗色泥頁巖、含炭質泥頁巖、煤層和粉砂巖、砂質泥巖薄層，單層厚度不大，有機質泥頁巖分布廣泛，符合頁巖氣賦存的基本地質條件。

（2）沁水盆地上古生界海陸過渡相富有機質泥頁巖發育以混合型、腐殖型為主，生烴能力較好，有機質豐度較高，平均有機質碳含量2.33%，泥頁巖總體上屬于中等—好烴源巖。主體處于成熟—高成熟演化階段，脆性好較好，微孔縫發育，孔滲性較低，具備頁巖氣聚集的地球化學條件和儲集條件。

（3）通過綜合氣測錄井分析表明，沁水盆地上古生界海陸過渡相富有機質泥頁巖多于煤層、砂巖等互層，煤層相鄰近段氣測顯示值較高，形成了頁巖氣、煤層氣、致密砂巖氣疊置成藏，是沁水盆地上古生界海陸過渡相頁巖氣層藏的鮮明特點，可實現3氣共采，為實現山西省煤炭資源戰略轉型提供了很好的前景。

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TE122.2

A

1004-5716（2016）02-0047-04

2015-10-22

2015-10-23

賈俊杰（1984-），男（漢族），山西陽泉人，助理工程師，現從事煤層氣與頁巖氣綜合氣測錄井工作。