鄂尔多斯盆地页岩气勘探潜力分析

王社教 李登华 李建忠 董大忠 张文正 马军

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

鄂尔多斯盆地页岩气勘探潜力分析

王社教1李登华1李建忠1董大忠1张文正2马军2

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

鄂尔多斯盆地为大型富油气叠合盆地，发育奥陶系海相、石炭—二叠系海陆过渡相和三叠系湖相等多套页岩层系，具备页岩气形成的基本地质条件。为弄清该盆地页岩气的勘探潜力，通过野外地质勘查、岩心观察、老井资料复查，结合有机地球化学和岩石学分析、含气量测试、等温吸附曲线测定等实验结果，对其页岩气勘探潜力进行了初步评价。结论认为：①该区中奥陶统平凉组页岩分布范围和厚度较大，已进入大量生气阶段，但有机质丰度偏低，不利于页岩气成藏；②上三叠统延长组长7段页岩分布范围较广，厚度介于15～40m，有机质丰度很高，处于大量生油阶段，页岩气主要为热成因的伴生气，成藏条件较致密油要差；③石炭—二叠系页岩分布范围广，厚度介于50～150m，有机质丰度较高，处于大量生气阶段，含气量介于0.21×108～1.0×108m3／t，页岩气勘探潜力最大。

鄂尔多斯盆地 页岩气 勘探潜力 含气量 海相地层 海陆过渡相地层 湖相地层

全球页岩气资源非常丰富。1997年Hans－Holger Rogner等预测全球页岩气资源总量约456×1012m3，相当于煤层气和致密砂岩气资源量的总和［1］。2011年，美国能源信息署（EIA）估算全球页岩气技术可采资源量为187.4×1012m3，其中美国为24.4× 1012m3，中国为36.1×1012m3［2］。美国1821年开始页岩气勘探，但规模化开发和产量快速增长始于2003年应用水平井钻井技术，2010年年产量已接近1 500 ×108m3，约占其天然气总产量的23%［3］，分析北美页岩气成藏地质条件，主要表现为黑色页岩的有机碳含量（TOC）不小于2.00%，有机质成熟度（Ro）介于1.1%～3.5%，页岩单层厚度逾15m，脆性矿物（石英、斜长石）含量大于40%，黏土含量小于40%，处于斜坡或凹陷区，保存条件较好等［4－6］。

2010年，我国在四川盆地南部率先实现页岩气突破，威201等多口井在下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组海相页岩地层获得工业气流。其后，在四川盆地中部的元坝9井下侏罗统自流井组湖相泥页岩层段也获得工业气流。

鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，古生界和中生界发育多套页岩，其中奥陶系平凉组，石炭—二叠系本溪组、太原组和山西组，上三叠统延长组长7段等3套页岩最有可能形成页岩气藏。笔者将重点针对上述3套页岩形成的沉积背景、空间展布、有机地球化学特征、矿物组成等进行分析，进而评价其页岩气勘探开发潜力。

1 页岩气形成的区域地质条件

1.1 沉积背景

鄂尔多斯盆地是典型的叠合盆地，太古宙和元古宙结晶基底的构造形态控制着沉积盖层及区域构造形态，自下而上沉积了中上元古界、古生界和中新生界地层。盆地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等5个演化阶段。

早古生代陆表海盆地沉积了寒武纪—中奥陶世碳酸盐岩，中奥陶世后陆表海消失。中石炭世盆地西缘的贺兰裂谷部位沉降最大，晚石炭世到二叠纪广泛沉积了煤系地层。早三叠世末鄂尔多斯地块东升西降，盆地雏形出现，至三叠世末，盆地定型，沉积了三叠纪、侏罗纪陆相含煤岩系。从古生代海相、海陆交互相到中生代的陆相，形成了盆地最主要的3套黑色页岩，即奥陶系平凉页岩、石炭—二叠系含煤煤系页岩、三叠系延长组长7段页岩。

1.2 页岩地层分布

1.2.1 下古生界海相页岩

古生界页岩主要分布在中奥陶统平凉组中下部［7］。平凉组主要分布在盆地西南部，厚度介于50～350m，埋深介于2 800～4 000m，并由盆地内侧向外逐渐增厚。岩性包括页岩、灰质泥岩、含灰泥岩、砂质泥岩、泥灰岩等。鄂尔多斯盆地西缘的伊27井、任3井、刘庆7井、苦深1井、环14井和南缘的永参1井、淳探1井等钻井资料，以及该盆地西缘桌子山、石板沟、太统山、桥头、银洞官庄、陇县龙门洞和南缘耀县桃曲坡等露头剖面资料，证实了平凉组深灰—灰黑色含笔石页岩广泛分布，是该组地层中最优质的烃源岩。页岩平均厚度介于80～100m，最厚在环14井（逾200 m），盆地西缘北部较薄，一般厚度介于20～50m；盆地南缘地区平均厚度为35m［8］。

1.2.2 上古生界海陆过渡相页岩

该套页岩属含煤层系，具广覆型沉积特点。主要发育层位为中石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组，分布面积大，厚度中等，有机质丰度较高，埋深介于2 000～3 500m。由煤层、页岩和含泥的生物灰岩构成，呈东西部厚、中部薄而稳定的特点。东西部黑色页岩累计厚度介于100～150m，煤层厚2～6m，石灰岩厚度介于16～28m；中部黑色页岩厚度介于50～80m，煤层厚度介于4～8m，石灰岩厚度介于5～12m。受构造运动抬升影响，该套页岩在盆地中东部保存较好。

1.2.3 中生界湖相页岩

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段（以下简称长7段）以深湖—半深湖相页岩为主，富含有机质，沉积连续、稳定，分布范围广，埋深介于1 500～2 500m。北至盐池、定边，西至镇原，南至铜川，东至志丹—富县的广大区域，以黄51—耿73—白31—城65—庄53—宁47—庙37井一线为沉积中心，厚度超过35m。白31井、里65井附近该套页岩厚度达到40m。该套页岩连续厚度超过15m的区域分布在姬塬、白豹、华池、庆阳、正宁、宜君等地区。

2 页岩有机地球化学特征

2.1 有机质丰度

平凉组页岩有机碳含量不高。岩心样品的平均有机碳含量为0.58%，最大为1.20%；露头样品的平均值为0.37%，最大为1.76%［8］，达不到页岩气有利区带的最低标准。

本溪组、太原组和山西组TOC较高（图1），一般介于1.00%～5.00%，其中本溪组TOC最高，峰值在2.00%～5.00%。本溪组、太原组和山西组二段3套页岩TOC平均值分别为2.79%、2.68%和2.93%。

长7段页岩TOC很高（图2），主要分布于6.00%～14.00%之间，最高可超过26.00%。残留氯仿沥青“A”含量大都介于0.70%～1.00%。热解生烃潜量主要介于10～60mg／g，最高逾100mg／g。

图1 上古生界页岩TOC直方图

图2 上三叠统延长组长7段页岩TOC频率分布图

2.2 有机质类型

平凉组页岩最明显的特征是没有镜质组和惰质组，具有典型的海相烃源岩有机质显微组分特征。腐泥组以藻类体和沥青质体为主，干酪根类型为腐泥型—偏腐泥混合型［8］。

上古生界有机质类型腐泥型—腐殖型均有分布。二叠系暗色泥岩中腐泥组及藻类含量变化较大，平均含量为71.30%，最高可达99.40%，最低仅为7.40%，壳质组含量较少（0.20%～3.70%），属腐泥型—混合型；镜质组含量变化较大，平均含量达47.08%，最高含量可达92.40%，最低含量为0.60%；惰性组含量为4.20%，干酪根类型较好，为偏腐殖混合型—腐殖型。

长7段页岩干酪根的镜下观察，以无定形类脂体为主，见有少量的刺球藻和孢子，成分单一。透射光下呈棕褐色、淡黄色，紫外光和蓝光激发下呈亮黄色、棕褐色荧光。页岩岩石光片在紫外光激发下，清晰可见沿层理分布的细条状发亮黄色荧光的类脂体，而且十分发育，并清晰可见分散状和条带状黄铁矿。因此，长7段页岩干酪根的前身物主要为湖生低等生物和藻类等。页岩干酪根镜鉴结果表明，干酪根显微组分以腐泥组为主，镜质组＋惰质组含量很低，只有个别样品含量较高，壳质组含量很低，为腐泥型干酪根。

2.3 成熟度

平凉组页岩有机质成熟度处于生烃高峰—高成熟阶段，Ro介于0.7%～2.6%，南缘耀县到陇县以生气为主，平凉市和环县地区正处于生油窗范围。环14井至平凉一线以西地区Ro＜0.7%，为低成熟。西缘中北部均进入成熟、高成熟阶段。因此，平凉组页岩在局部地区成熟度较低，大部分达到了高成熟演化阶段［8］。

鄂尔多斯盆地上古生界地层的Ro集中在1.1%～2.5%，大部分处于高成熟阶段，其Ro等值线图显示出（图3），庆城—宜川一带热演化程度最高，Ro达到3.0%；乌审旗一带Ro约为2.0%，鄂托克旗地区局部Ro最高达3.0%。除东北部杭锦旗—鄂尔多斯—府谷一线以外、东南部大荔向外、西南部固原以西等盆地边缘地区，上古生界地层绝大部分地区Ro均超过1.1%，达到了形成页岩气藏的成熟度标准。其中榆林地区Ro介于1.1%～2.5%，处于有利于生成页岩气的成熟度范围内。

图3 上古生界有机质成熟度等值线图

鄂尔多斯盆地环14井山西组页岩和任5井太原组页岩的热模拟实验结果表明（图4）：Ro＜0.7%时，几乎没有气态烃产出；Ro介于0.7%～1.1%时，液态烃产率随Ro增大迅速下降，而气态烃产率则迅速增大，但产率数值还很小；Ro＞1.1%时，液态烃产率随Ro增大缓慢下降，而气态烃产率随Ro增大迅速增大；Ro为2.5%时的气态烃产率达到110m3／t（有机碳）。从该区上古生界页岩的Ro大都超过1.1%可见，上古生界页岩以生成气态烃为主，仅有少量液态烃。

长7段页岩Ro主要集中在0.7%～1.0%，总体处于大量生油阶段。成熟度最高值分布在吴起—志丹—白豹一带，Ro超过1.0%。以吴起—志丹—白豹为中心，向盆地四周成熟度递减，西南至镇原—长武一带Ro降至0.7%，东北至靖边—安塞一带Ro降至0.7%，裂缝发育，钻井气测异常活跃，总体不利于页岩气成藏，但有利于致密油成藏。

图4 上古生界页岩热模拟产烃率图

致密油是指产自泥页岩或其夹持的渗透率小于1 mD的致密岩层中的石油，它与致密砂岩气、煤层气、页岩气、油砂、天然气水合物等都属于非常规连续型油气资源［9］。其开采工艺与页岩气类似，规模开发需要水平井和大型水力分级压裂等特殊技术。致密油储层包括致密砂岩、碳酸盐岩、火山岩、泥页岩等。目前北美已发现Williston、Gulf coast、Denver－Julesburg和Fort Worth等近20个致密油盆地，Bakken、Eagle Ford、Niobrara和Barnett等多套产层，2010年美国致密油年产量已达1 375×104t［10］。鄂尔多斯盆地已有多口井在长7段页岩夹持的致密砂岩段或紧邻长7页岩的致密砂岩中获得工业油流。

鉴于平凉组页岩TOC＜2.00%，达不到页岩气有利区带的最低标准，故以下只针对石炭—二叠系海陆过渡相页岩和长7段湖相页岩进行分析。

3 页岩岩石学特征

3.1 岩石组成

鄂尔多斯盆地下二叠统太原组、山西组和上三叠统长7段页岩出露广泛，厚度较大。其中太原组、山西组石英含量较高，为46.51%～54.04%；黏土含量偏高，为43.61%～47.81%。山西省吕梁市柳林县成家庄镇太原组黑色页岩野外露头样品X射线衍射全岩分析结果显示：石英含量为54.04%，斜长石含量为2.35%，黏土含量为43.61%。麻塔则沟下二叠统山西组中部黑色页岩，石英含量为48.74%，斜长石含量为2.28%，钾长石含量为1.17%，黏土含量为47.81%；底部石英含量为46.51%，斜长石含量为2.33%，菱铁矿含量为0.81%，黏土含量为44.87%，硬石膏含量为5.48%（图5）。

长7段野外露头样品脆性矿物石英与斜长石含量高，黏土含量低。位于陕西省铜川市金锁关镇何家坊的长7段黑色页岩X射线衍射全岩分析结果显示：石英含量为42.92%～47.18%，斜长石含量为5.52%～9.06%，钾长石含量为6.07%～18.06%，黏土含量为24.41%～31.01%，方解石、铁白云石、菱铁矿含量没有或很少。宜川三里湾露头样品石英含量比铜川金锁关镇何家坊野外露头样品低，但斜长石含量要高得多，脆性矿物石英加斜长石含量相当，黏土含量也较低。里68井的岩心分析资料表明：石英含量为17.00%～23.00%，斜长石含量为5.00%～10.00%，钾长石含量为6.00%～15.00%，黏土含量为20.00%～30.00%，方解石、铁白云石、菱铁矿含量没有或较少（图6）。岩心样品除石英含量偏低外，其余矿物含量与露头样品接近。

综上所述，长7段页岩内脆性矿物（石英、斜长石）富集，有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）；太原组、山西组脆性矿物含量高，但黏土含量也高，储层改造难度较大。

图6 里68井长7段页岩X射线衍射全岩分析结果图

3.2 黏土矿物

山西省吕梁市柳林县成家庄镇太原组野外露头样品X射线衍射黏土分析结果显示：伊利石含量为38.08%，伊／蒙间层含量为27.00%，高岭石含量为25.35%，绿泥石含量为9.57%。麻塔则沟山西组露头样品X射线衍射黏土矿物分析结果显示：中部伊利石含量为42.55%，伊／蒙间层含量为14.19%，高岭石含量为29.78%，绿泥石含量为13.47%，伊蒙间层比为20；底部伊利石含量为42.25%，伊／蒙间层含量为12.61%，高岭石含量为34.40%，绿泥石含量为10.75%，伊蒙间层比小于10（图7）。

长7段页岩分布稳定，可对比性强。岩心样品X射线衍射黏土矿物分析结果显示：伊利石含量为38.05%～66.10%，伊／蒙间层含量为1.00%～25.00%，高岭石含量为5.15%～27.03%，绿泥石含量为7.18%～32.37%（图7）。岩心及野外露头观察表明，长7段页岩外观呈黑色，质纯，偶见介形虫、鱼类化石及星点状黄铁矿，并可见到泥包砂等深水沉积构造，深湖—半深湖相沉积特征明显。同时，页岩段中普遍夹有薄层凝灰岩和砂质页岩，反映了湖盆的轻微震荡和古气候环境的变化。

4 页岩含气性

4.1 含气量

含气量是评价页岩含气性的最重要指标。由于页岩气勘探在鄂尔多斯盆地尚处于探索阶段，在石炭—二叠系泥页岩段很难设计取心，因此2010年笔者在苏373和米35井砂岩段的取心过程中，挑选了其中夹持的泥页岩段进行含气量分析，虽然不能完全代表石炭—二叠系泥页岩段的真实含气量，但也具有一定的参考价值。

图7 长7段页岩X射线衍射黏土矿物分析结果图

苏373井山西组含气量介于0.18～0.52m3／t，米35井山西组含气量介于0.21～1.08m3／t，本溪组含气量介于0.45～0.74m3／t。通过对苏373、米35井石炭—二叠系密闭取心的页岩岩心分析（表1、2），初步得出以下结论：纯泥岩含气量高于砂质泥岩和粉砂质泥岩；碳质泥岩虽TOC高，但含气量并不高；同一岩性，一般TOC与含气量成正比。此外，干燥无灰基样品的甲烷含量远高于空气干燥基样品，说明干酪根吸附甲烷能力远高于页岩基质。

表1 苏373井含气量测试结果表

表2 米35井含气量测试结果表

4.2 等温吸附曲线

等温吸附曲线显示页岩的最大吸附气含量与压力的关系，是衡量页岩吸附天然气能力的重要参数。由于目前国内用于页岩等温测试的仪器极少，因此普遍采用煤层气的测试设备。但此类设备存在一个较大缺陷，就是煤层气的开采深度一般浅于1 000m，其模拟压力最高为12MPa，而页岩气的商业开采深度一般介于1 500～4 000m，其地层原始压力为15～80MPa。如美国东得克萨斯盆地的Haynesville页岩的埋藏深度介于3 200～4 100m，压力系数约1.9，地层原始压力为61～79MPa［11］。虽然如此，低压等温吸附的测试还是能够反映页岩的储气性能。

分析苏373井3个样品的等温吸附曲线（图8）可知：砂质泥岩比碳质泥岩的甲烷吸附能力强，而同种岩性，TOC与甲烷吸附能力成正比，如TOC为0.63%的样品在压力为6MPa时，甲烷吸附能力为0.23g／cm3，压力增加到12MPa时，甲烷吸附能力增至0.34 g／cm3。

图8 苏373井山西组3个样品的等温吸附曲线图

5 页岩气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地中奥陶统平凉组海相页岩有机质丰度不高，TOC平均为0.37%～0.58%；有机质类型好，为腐泥型—混合型；成熟度差异明显，Ro为0.6%～2.8%。据笔者在盆地西缘平凉市和陇县野外地质露头观察，平凉组页岩页理发育，与薄层石灰岩互层，颜色多为灰—灰绿色，笔石化石不是很丰富。与上扬子地区高TOC、连续厚度大、颜色多为黑色的海相下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组页岩无法相提并论。初步评价认为该套页岩的页岩气勘探潜力不大。

石炭—二叠系本溪组、太原和山西组页岩为与煤系相伴生的海陆过渡相页岩，TOC高，平均为2.70%，厚度大，平均介于60～100m，有机质类型多为混合型—腐殖型，目前正进入大量生气阶段。鄂尔多斯盆地发现的苏里格大气田，其气源就来自该套页岩层系。页岩矿物组成表明，页岩脆性矿物（石英、斜长石）富集，有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）及页岩气藏开发。结合页岩沉积分布、有机地化特征及埋深浅于3 500m的特点，在银川—定边—靖边—榆林—子长—离石一带的山西组以及盆地的西北、东北地区高有机质丰度的上古生界海陆过渡相页岩具备形成页岩气藏的潜力［12］。

上三叠统长7段湖相页岩埋深较浅，分布面积较广，有机质丰富，但成熟度不高。黑色页岩的分布面积约1.5×104km2，连续厚度超过15m的页岩分布在姬塬、白豹、华池、庆阳、正宁和宜君的广大区域内，TOC＞2.00%，最大埋深达2 600m，埋深小于600m的地区位于盆地东南部黄陵—宜君—旬邑一带。该套页岩有机质成熟度偏低，目前处于生油窗内，尚未达到大规模生气的阶段，盆地内延长组发现油藏的油源大多来自长7段页岩［13］。据最新报道，通过对长7段页岩进行小型测试压裂试验，延长石油集团在鄂尔多斯盆地东部钻探的柳评177井和新57井均获天然气并成功点火，说明长7段页岩在目前成熟度条件下可以产气，但分析认为主要是热解成因的原油伴生气［14］，是否能形成规模产能，值得进一步探索。页岩气可能的有利勘探区为定边—华池—富县—甘泉地区［15］。综合评价认为长7段页岩具有形成页岩气和致密油的有利条件，但致密油勘探潜力更大。

6 结论

1）中奥陶统平凉组海相页岩分布面积较大，厚度介于20～100m，干酪根类型为腐泥型—偏腐泥混合型，Ro介于0.7%～2.6%，但TOC＜2.00%，难以形成规模性页岩气藏。

2）石炭—二叠系海陆过渡相页岩分布面积广，厚度介于50～150m，干酪根类型为偏腐殖混合型—腐殖型，平均TOC介于2.68%～2.93%，Ro介于1.1%～2.5%，脆性矿物含量一般大于48.00%，黏土含量大于43.00%，含气量介于0.21～1.08m3／t，较有利于页岩气成藏，是鄂尔多斯盆地最现实的页岩气勘探层系。

3）上三叠统延长组长7段湖相页岩分布面积较广，厚度介于15～40m，干酪根为腐泥型，TOC主体介于6.00%～14.00%，Ro介于0.7%～1.0%，具备形成页岩气和致密油的成藏条件，但致密油勘探前景更为广阔。

4）同一岩性，一般有机质丰度与吸附气含量成正比；碳质泥岩虽有机质丰度高，但吸附甲烷能力偏低；干酪根吸附甲烷能力远高于页岩基质。

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2011－11－02 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.006

Wang Shejiao，senior engineer，born in 1965，is mainly engaged in research of new energy resources like unconventional hydrocarbons and alterable energy sources.

Add：No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8359 8479 E－mail：wsj＠petrochina.com.cn

Exploration potential of shale gas in the Ordos Basin

Wang Shejiao1，Li Denghua1，Li Jianzhong1，Dong Dazhong1，Zhang Wenzheng2，Ma Jun2
（1.Petroleum Exploration ＆Development Research Institute，PetroChina，Beijing100083，China；2.Research Institute of Petroleum Exploration ＆Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi＇an，Shaanxi 710004，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME31，ISSUE12，pp.40－46，12／25／2011.（ISSN1000－0976；In Chinese）

The Ordos Basin is a large superimposed basin with abundant oil and gas，where multiple sets of shale sequences are well developed including the Ordovician marine facies，Carboniferous－Permian transition facies，and Triassic lacustrine facies，which provides basic geological conditions for shale gas formation.In order to make clear the exploration potential of shale gas in this basin，apreliminary evaluation is conducted through field geological surveying，core observation，and old－well data re－examination，in com－bination with organic geochemistry and rock analysis，gas content measurement，and isothermal adsorption curves.The following conclusions are presented herein.（1）In the Middle Ordovician Pingliang Formation，the shale rocks are distributed widely with great thickness；although a great volume of gas is at the generation stage there but the organic matter abundance is so low that shale gas pooling becomes difficult.（2）In the Yan－7of the Upper Triassic Yanchang Formation，shale rocks are also distributed widely with the thickness between 15and 40m；the organic matter abundance is quite high and a huge volume of oil is at the generation stage there；shale gas belongs to the associated thermogenic gas and its pooling condition is worse than that of the dense oil reservoirs.（3）Shale rocks in the Carboniferous－Permian formations are distributed widely with the thickness between 50and 150m；the organic matter abundance is rather high and a large volume of shale gas is at the stage of generation with the gas contents at 0.21－1.08m3／t，which reveals a great potential for shale gas exploration.

Ordos Basin，shale gas，exploration potential，gas content，marine stratum，transition formation，lacustrine facies

国家科技重大专项全球油气资源评价研究项目（编号：2008E－0502）。

王社教，1965年生，高级工程师，博士；主要从事新能源包括非常规油气和可再生能源的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号中国石油勘探开发研究院资源规划所。电话：（010）83598479，13910657887。E－mail：wsj＠petrochina.com.cn

王社教等.鄂尔多斯盆地页岩气勘探潜力分析.天然气工业，2011，31（12）：40－46.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.006