中国与北美地区页岩气储层岩石组构差异性分析及其意义

司马立强，李清，闫建平（西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500）

王敏（中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257015）

页岩气是一种主体上以吸附或游离状态赋存于泥页岩中的非常规天然气，常发育在暗色泥页岩或高碳泥页岩中，具有典型的自生自储、近源地成藏富集的特点［1～6］。21世纪以来，随着北美地区页岩气开发所实现的巨大经济价值以及页岩气勘探开发技术的快速发展，尤其是钻井、完井技术的进步，极大地刺激了全球其他国家对页岩气的兴趣，推进了勘探开发页岩气的进程［1，4，7］。

北美地区是研究页岩气最早的地区，发现了大量的页岩气生产区，如Fort Worth盆地的Barnett页岩。到2010年，北美地区页岩气产量就占天然气总产量的20%左右［4］。而我国的页岩气勘探开发工作起步于2005年，研究相对薄弱［4］。我国通过页岩气形成的地质条件研究以及对页岩气远景区的评价，确定了目前中国最具勘探前景的区块，即四川盆地下寒武统筇竹寺组（∈1q）、下志留统龙马溪组（S1l）的两套海相页岩以及东部渤海湾盆地始新统沙河街组（E2s）湖相页岩［1，2，8～10］。随着勘探进展，需要进一步确定前景区块是否具有工业开发的价值。因此，需要将前景区块与北美已商业开发的页岩气层进行详实的地质、开发条件的类比分析。判断页岩层区块具有商业开发价值的地质条件标准有：原始有机质的类型与演化程度；原生和次生的储集空间；有机质粒内孔的发育程度；脆性矿物的含量等［11］；开发条件标准有：埋藏深度、压裂开采难易程度等。通过地层层位、矿物组分三端元图、地化指标、岩石结构及孔隙结构等方面的对比，分析我国典型勘探区页岩气地层与北美地区页岩气地层在地质及开发条件上的异同点，以期对我国页岩油气勘探开发提供一定的帮助。

1 页岩气地层层位分析

由于我国对页岩气的认识尚未统一，页岩气的选层尚处于探索阶段。根据我国部分页岩气井的信息以及所确定的具有勘探前景的区块，与北美五大页岩气盆地进行地层层位对比分析，结果表明：北美地区的层位主要发育在石炭系和泥盆系，埋深较浅（大都小于2000m）；中国四川盆地页岩气层位主要发育于志留系和寒武系，较北美页岩气层位年代更老且埋深更深（埋深一般大于3000m）；东部地区E2s页岩层主要发育于古近系，埋深也通常大于2000m，较北美地区页岩气层年代较新但埋藏较深。较大的埋藏深度往往意味着更高的压裂难度、开采难度和成本投入［12，13］。因此我国页岩气前景区较北美地区更难形成压裂缝，不利于页岩气的开采。

2 页岩气储层岩石组分分析

页岩的矿物组成是页岩储层发育及可压裂性的重要因素之一［1，7］。脆性矿物对页岩基质孔隙度、微裂缝发育程度、含气性以及压裂改造方式具有重要的影响。石英等脆性矿物富集的页岩产生裂缝网络的能力强，提供了地层中微裂缝之间的通道，增产效果显著［10，11］。黏土矿物则是构成泥质岩和泥质沉积物的主体矿物。碳酸盐胶结物容易充填裂缝等，降低产量［11］。有研究得出：具备商业开发条件的页岩，其脆性矿物含量较高（一般体积分数高于40%），黏土矿物含量中等（体积分数小于30%）［9，14］。因此，研究页岩气储层岩石组分对于评价其储层的性能有着决定性的作用。

通过绘制我国代表性页岩气储层的矿物组分三角图，来研究我国页岩气储层发育条件及与北美地区的区别（图1～3）。为分析方便，将烃源岩中的主要矿物分为3类：①碳酸盐矿物（C）：主要包括方解石、白云石、石膏等；②脆性矿物（Q）：主要包含石英等；③黏土矿物（R）：主要包含蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石等。由于烃源岩中还含有少量其他矿物组分，例如黄铁矿等，在绘图时需对数据重新归一化后再进行投点，结果可能略有差异［15］。

图1 四川地区矿物组分分析（数据源于文献 ［5，16］）

通过图1～3分析发现，我国四川盆地页岩气层位于碳酸盐岩体积分数较小（少于30%），黏土体积分数为20%～80%，石英体积分数为20%～80%；渤海湾盆地济阳坳陷页岩位于碳酸盐岩体积分数大于20%，石英体积分数低于50%，黏土体积分数低于40%的区间［17，18］。

图2 渤海湾盆地矿物组分分析（数据源于文献 ［17］）

图3 北美地区矿物组分分析（图源于文献 ［14］）

北美地区Bossier页岩的碳酸盐岩体积分数较高（通常大于25%），黏土体积分数次之，石英、长石和黄铁矿体积分数最低；Ohio、Woodford／Barnett页岩位于碳酸盐岩体积分数较低（低于25%），黏土体积分数为20%～80%，石英体积分数为20%～80%的区间，其中Barnett硅质页岩黏土体积分数通常小于50%，石英等体积分数超过40%。统计表明：产量最高的Barnett页岩含有45%的石英，仅有27%的黏土［19］。

总的来说，我国四川盆地页岩气储层的岩石矿物组分与北美地区页岩所分布的区间基本相似，都含有一定的脆性矿物。北美地区脆性矿物相对富集，而四川盆地的黏土矿物相对富集，脆性矿物含量较北美要低些［20］。东部页岩储层的脆性矿物含量更低，碳酸盐岩矿物含量更高。因此，四川盆地页岩脆性与造缝能力强，易于形成裂缝网络，相对易于开采。

3 页岩气储层地化特征

通过对美国五大页岩气盆地研究得出，具有高产、可进行商业开采的页岩气储层，通常具有总有机碳质量分数（w（TOC））高（大于2.0%）、热演化程度（镜质体反射率Ro）适中（1.0%～2.0%）、干酪根类型以Ⅱ型为主的特点［1，7，8，10，21］。

我国四川盆地页岩储层烃源岩有机质类型主要为Ⅰ－Ⅱ型［22，23］。通过S1l研究表明，w（TOC）为0.5%～4%，且层位下部总体上较上部高，Ro介于2.5%～3.6%，烃源岩已进入高成熟－过成熟演化阶段［1，2，8］。而∈1q有机质质量分数高，w（TOC）为0.35%～22.15%，普遍大于2%，Ro一般大于2.5%，平均为3.5%，已进入过成熟阶段［9，24］。

济阳坳陷古近系页岩层主要为沙三下亚段（E2sL3）、沙四上亚段（E2su4），烃源岩的干酪根类型以Ⅰ型为主，Ⅱ1和Ⅱ2为辅。东营凹陷E2s烃源岩w（TOC）为0.8%～18.6%，Ro为0.48%～1.24%，主要处于成熟演化阶段；沾化凹陷E2s烃源岩w（TOC）为0.65%～4.1%，Ro为0.52%～1.72%，但以小于1%为主，主要处于成熟演化阶段，部分进入高成熟阶段；车镇凹陷E2s烃源岩w（TOC）为0.52%～5.8%，Ro＞0.50%，烃源岩进入成熟演化阶段；惠民凹陷E2s暗色泥页岩w（TOC）为0.83%～4.30%，Ro为0.58%～1.20%，属于成熟－高成熟阶段（见表1）。

北美页岩层研究得出：较高的有机质或干酪根含量有利于页岩中微孔隙的发育；Ro越高，产气量越高［21］。四川盆地页岩层w（TOC）较高，与北美页岩层基本相当，具有较高的生烃潜量和储集性能，而济阳坳陷古近系页岩层w（TOC）较低，其生烃潜量和储集性能不及四川和北美地区的页岩层。济阳坳陷古近系页岩层的Ro与北美地区分布范围基本一致，但四川盆地却要比北美地区高很多，由于目前没有高成熟度页岩商业开发的先例，因此四川盆地高Ro页岩资源量以及产能还有待研究。四川盆地干酪根类型与北美地区一样，以Ⅱ型为主，属于偏生油型干酪根，而济阳坳陷古近系页岩层则以Ⅰ型为主，属于生油型干酪根。干酪根类型的不同会影响生油还是生气的结果，但进入高成熟度的页岩，原来生成的油也会裂解［21］。与北美页岩气形成的基本条件的地球化学特征对比，四川盆地S1l、∈1q海相页岩与济阳坳陷E2s陆相富有机质泥页岩都具有生成页岩气的物质基础［23，25］，较于北美地区的页岩层，济阳坳陷古近系E2s页岩w（TOC）较低，四川盆地S1l、∈1q页岩Ro过高，这些差异可能会影响页岩气的资源量与产能。

表1 中国页岩与北美页岩地化特征指标

4 页岩气储层岩石结构、孔隙结构分析

页岩储集层的孔隙空间类型主要可以分为粒内孔、粒间孔（孔隙直径不小于0.75μm）以及有机质粒内孔（孔隙直径小于0.75μm）3类孔隙类型。原生粒间孔与原始泥岩的孔隙结构有关，原始孔隙结构形成了普遍连通的原生孔隙。通常由于机械压实作用和胶结作用而降低的粒间孔大多发生在软颗粒中。粒内孔可以是原生孔隙也可以是次生孔隙，但通常发育在不连续的个别颗粒内，比如黄铁矿或者多孔的磷酸盐颗粒等［26］。有机粒内孔是有机质内部的孔隙，是由固体干酪根转化为烃类流体而在干酪根内部形成的孔隙［26～28］。这些孔隙是页岩主要的储集空间，赋存了大量的天然气，孔隙度大小直接控制着天然气的含量［6，29，30］。其中有机质孔隙的形成主要受有机质丰度、类型及演化程度的影响，其表现为吸收孔隙，是吸附态赋存的天然气的主要储集空间［26，27］。

泥页岩的孔隙结构一般都是一种孔隙类型占主导或者是多种类型的复杂组合。尽管粒内孔、粒间孔也曾被认为是页岩中良好的储集空间，但北美高产的Barnett地层的产气泥页岩样品表明，发育的粒内孔、粒间孔因为胶结作用等而变得稀少，有机质粒内孔是其最主要的孔隙类型，其某些层位的有机质粒内孔所占孔隙体积比例高达90%左右［26，28，31］。有机质粒内孔是致密储层连通性储集空间的主体，在提高页岩储集性能上具有重要的作用［32，33］。因此，重点研究有机质粒内孔的发育情况是评价页岩储层性能的关键。

我国四川海相盆地，页岩储层孔隙类型多样，微米－纳米级有机质粒内孔发育［34］。在对中国四川盆地∈1q和S1l高－过成熟的海相页岩储集层的研究中发现，其“有机质颗粒”内部发育大量微米～纳米级孔隙，其中S1l纳米级孔隙约为2%［1］，∈1q纳米级孔隙约为1%～3%［5］。这些孔隙的直径大者3～4μm，小至几个纳米，对页岩气的吸附能力极强，为丰富的页岩气资源提供了充足的储集空间，有力地说明中国南方致密的海相页岩具备优质储集条件，在微米～纳米级有机质粒内孔发育的层段和区域，勘探开发前景良好［1，5，16，27，34］。

渤海湾盆地东营凹陷高有机质丰度的泥页岩（w（TOC）＞4%）在演化程度较高（Ro＞1.1%）的条件下有机质粒内孔发育较好，而在低有机质丰度的泥页岩（w（TOC）＜2%）中一般不发育［27］。因此，其主力层段和在埋藏较深（3000～4000m）层段的烃源岩均属于高有机质丰度的泥页岩，但东营凹陷生烃门限深度较浅，埋藏较深，演化程度高，发育广泛的、丰富的有机质粒内孔；由于生烃门限深度较深，埋深相对较浅，整体演化程度不高，发育较少的有机质粒内孔［27］。总的来说，东部渤海湾地区发育有机质粒内孔较少，只在东营凹陷发育丰富。而我国四川盆地∈1q和S1l发育大量的有机质粒内孔，具有良好的页岩气储集空间，更具页岩气勘探开发前景。

5 结论

1）北美地区页岩气区沉积类型单一，主要是海相页岩；层段埋藏深度较浅（大都小于2000m）且集中发育在泥盆系和石炭系；脆性矿物含量较高，体积分数普遍大于40%；具有较高的有机质丰度（w（TOC）以5%～10%为主），烃源岩热演化程度适中，普遍进入中－高成熟阶段，为湿气生成的高峰阶段，且仍在生气，使得孔隙压力较大；干酪根以Ⅱ型为主；有机质粒内孔高度发育，提供了良好的储气空间。

2）我国页岩气区沉积类型多样，四川盆地S1l和∈1q主要为海相页岩，东部E2s为陆相页岩；我国页岩气层普遍埋藏较深（大于3000m），实施压裂和开发具有一定的难度；渤海湾E2s页岩层w（TOC）偏低，以1%～5%为主；热演化程度复杂，四川盆地海相页岩较高，东部陆相页岩相与北美基本相同；四川盆地发育一定的有机质粒内孔和基质孔隙，可提供页岩气充足的储层空间；东部有机质粒内孔广泛发育，只有局部发育。

3）这些类比得到的认识，有助于冷静地分析我国不同区块、不同层位页岩的特殊地质条件、油气资源量及开发条件与北美的差异，以便更有效地指导我国页岩油气的勘探和开发。

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