内蒙古索伦—林西地区林西组泥页岩储层特征

朱占平，张明杨，孙 雷，刘 杨，崔 桐，代登亮

(1.吉林大学 地球科学学院，长春 130061；2.中国地质调查局 沈阳地质调查中心，沈阳 110034；3.中国石油 吉林油田分公司 勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

内蒙古索伦—林西地区林西组泥页岩储层特征

朱占平1，张明杨1，孙 雷2，刘 杨3，崔 桐1，代登亮1

(1.吉林大学 地球科学学院，长春 130061；2.中国地质调查局 沈阳地质调查中心，沈阳 110034；3.中国石油 吉林油田分公司 勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

内蒙古索伦—林西地区发育有较好生烃潜力的巨厚上二叠统林西组暗色泥页岩，泥页岩厚度高值带主要分布于官地—巴彦花—索伦一线的西北部，累厚可达911 m，单层最大厚度63 m。场扫描电镜、X-射线衍射分析等实验结果表明：林西组暗色泥页岩发育较多的脆性矿物，平均含量62.9%，最大可达70.8%；黏土矿物平均含量37.1%，最大可达41.5%；泥页岩中的微孔隙、微裂隙发育，孔隙类型以粒间孔隙和粒内孔隙为主，孔隙直径一般为1～3 μm，最大为8 μm；孔隙度平均为1.288%，最大为4.42%；基质渗透率平均为0.026 2×10-3μm2，最大为0.275 8×10-3μm2。与国内外已发现页岩气盆地相比，林西组泥页岩储层具有一定的页岩气储集条件，并具有可开发造缝的岩石学特征。推测区内查干淖尔—白音诺尔一线的西北地区是较为有利的目标区。

泥页岩；储层特征；林西组；索伦—林西地区；内蒙古

页岩气是一种广分布、低丰度、易发现、难开采的连续型非常规低效天然气资源，具有典型的自生自储、原地富集成藏的特点[1]，是近年揭示发现的具有较好前景的新资源。大量区域地质调查表明，索伦—林西地区上二叠统林西组发育有较好生烃潜力的暗色泥页岩，是晚古生代古亚洲洋封闭前的浅海相—海陆过渡相沉积[2]，分布稳定、厚度巨大，具有潜在的页岩气勘探前景[3]。

前人对索伦—林西地区林西组暗色泥页岩的研究主要集中在地层划分对比、沉积环境特征、生烃与烃源岩评价等方面：暗色泥岩TOC含量主要集中在0.6%～1.1%，Tmax值主要集中在414～561℃，Ro值主要集中在1.3%～2.0%，有机质类型以Ⅱ型干酪根为主，属于中等—好烃源岩，达到了高成熟阶段；林西组大部分泥页岩伊利石结晶度大于0.42，处于中、晚成岩阶段[3-7]。但缺乏对林西组泥页岩储集性能的研究。

近年来，随着页岩气的勘探领域逐渐扩大，页岩气的研究在国内取得了一定进展[8-10]，但东北地区页岩气的勘探开发程度相对较低，开展林西组页岩气储层特征的研究，对东北地区页岩气资源的勘探具有重要的现实意义。

本文通过对内蒙古索伦—林西地区分布的上二叠统林西组泥页岩露头的系统采样与测试分析，从岩石学特征和储集物性等方面深入讨论了林西组储层特征。

1 林西组分布特征

上二叠统林西组在松辽盆地西部分布广泛，主要集中在大兴安岭中南部地区。索伦—林西地区林西组主要分布在索伦、扎鲁特、林西、西乌旗等地区，岩性以灰黑色泥页岩、粉砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩为主。经8条剖面实测和野外踏勘发现，林西组泥页岩沉积厚度较大，分布较广。但研究区不同地区发育厚度、岩性有一定差别(图1)。

1号索伦剖面位于索伦镇北山，未见顶底。剖面全长754 m，主要发育灰黑色泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩，泥岩累积厚度551 m，最大单层厚度51 m；

2号保门屯剖面位于科右前旗保门屯村东，未见顶底。剖面全长150 m，主要发育灰黑色泥岩及粉砂质泥岩，泥页岩累积厚度63.8 m，最大单层厚度21.8 m；

3号陶海营子剖面位于扎鲁特陶海营子，未见顶底。剖面全长950 m，主要发育细砂岩、粉砂岩、黑色泥岩、页岩，泥页岩累积厚度130 m，最大单层厚度63 m；

4号官地镇林西组剖面位于林西县官地镇，未见顶底。剖面全长4 834 m，主要发育暗色泥岩、泥质粉砂岩、页岩，泥页岩累积厚度622.38 m，最大单层厚度38 m；

5号查干淖尔剖面位于西乌旗查干淖尔村东山，未见顶底。剖面全长205 m，主要发育黑色泥页岩、细砂岩，泥页岩累积厚度146m，最大单层厚度34 m；

图1 内蒙古索伦—林西地区林西组厚度分布

6号团结村剖面位于林东团结村南，未见顶底。剖面全长100 m，主要发育泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，泥页岩累积厚度19.77 m，最大单层厚度7.77 m；

7号白音华剖面位于西乌旗白音华地区，未见顶底。剖面全长1 039 m，主要发育灰黑色泥岩、泥质粉砂岩，泥页岩累积厚度424.76 m，最大单层厚度45.2 m；

8号团结村剖面位于林东团结村北，未见顶底。剖面全长50 m，主要发育泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，泥页岩累积厚度17 m，最大单层厚度6 m。

另外，扎鲁特地区的鲁D1、鲁D2井所钻遇地层均为林西组，岩性以暗色泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩为主，泥页岩厚度达911 m[3]；霍林郭勒南部HZK1井钻遇林西组，岩性主要为泥页岩，厚度超过600 m；在突泉、大石寨等地也发育林西组地层。

林西组泥页岩厚度分布图(图1)显示，厚度高值区主要分布于官地—巴彦花—索伦一线的西北地区，泥岩累厚可达800 m以上，单层最大厚度为63 m。HZK1井揭示，霍林郭勒南部地区，侏罗系火山岩覆盖下的林西组暗色泥岩埋深达1 200 m。

总体上，林西组分布广泛，发育的暗色泥页岩厚度远远大于已经进行页岩气开采的北美Barnett和Lewis页岩(Barnett页岩厚度61～91 m，Lewis页岩厚度152～579 m)，林西组巨厚的泥页岩为页岩气的形成和储集提供了有利的物质基础。

2 储层岩石学特征

泥页岩作为储层，含气页岩显示低的孔隙度(<10%)和低的渗透率(<0.1×10-3μm2)，所以页岩气的开采通常采用人工激发裂缝来提高产能，泥页岩的矿物组成特征直接影响了其可造缝性能。

泥页岩在矿物组成上，主要包括一定数量的黏土、石英、碳酸盐、黄铁矿和有机质等。黏土矿物的类型、数量、产状及其分布特征等，对储层储渗条件具有明显的控制作用。黏土矿物质点微小、比表面积大，是低渗透页岩储层的重要组成部分，其存在和发育对页岩储层性质，特别是孔隙度和渗透率具有较大影响。而富含硅质的泥页岩要比富含黏土质泥页岩更容易产生裂缝。故查明泥页岩中黏土矿物和脆性矿物的含量，对储层性质研究和以后页岩气开发利用是十分必要的。

2.1 黏土矿物含量

泥页岩的黏土矿物主要为伊利石、蒙脱石、高岭石和绿泥石。不同的黏土矿物对天然气的吸附能力有着明显的差别。实验结果表明：在30 ℃温度条件下，伊利石和蒙脱石吸附CH4的能力明显高于高岭石[9]。

X-射线衍射分析显示，林西组暗色泥页岩中黏土矿物由伊/蒙混层、绿/蒙混层、伊利石和绿泥石组成。伊/蒙混层相对含量12%～76%，平均含量38.8%；伊利石相对含量24%～88%，平均58.4%；绿/蒙混层和绿泥石相对含量分别为9%和5%。其中伊利石含量较高，有利于吸附气的富集。

同时，全岩分析表明，林西组泥页岩中黏土矿物总含量分布在29.2%～41.5%，平均37.1%(表1)，与成功开发页岩气的北美Ohio、Woodford/Barnett页岩中黏土矿物含量(15%～65%)基本相似[9]，具有页岩气藏的黏土矿物组成基本条件。

2.2 脆性矿物含量

岩石中的脆性矿物特征是控制裂缝发育程度的主要因素。含石英高的页岩脆性较强，容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于天然气渗流和成藏。林西组泥页岩全岩X-射线衍射分析数据表明(表1)，其石英含量分布在41.7%～53.6%，平均46.1%；长石含量分布在7.3%～22.9%，平均12.2%；碳酸盐含量分布在0～3.1%，其中方解石含量最高为2.2%，白云石含量最高为0.4%。林西组泥页岩储层中总的脆性矿物含量介于59.1%～70.8%，平均含量为62.9%，与美国已成功页岩气开发的Ohio页岩和Barnett硅质页岩储层矿物组成相似(图2)，具有页岩气藏的脆性矿物组成基本条件。

表1 内蒙古索伦—林西地区林西组泥页岩X衍射分析数据

注：测试单位为重庆地质矿产研究院国土资源部重庆检测中心。

单从脆性矿物石英含量来看，北美典型的页岩气高产探区泥页岩中除了具有较高含气量之外，石英矿物含量也很高。例如圣胡安(San Juan)盆地Lewis页岩中石英矿物含量为50%～75%，最高含量可达75%；福特沃斯(Fort Worth)盆地Barnett页岩中石英矿物含量为35%～60%，而阿巴拉契亚(Appalachain)盆地Ohio页岩中石英矿物含量为45%～60%。研究区林西组泥页岩中石英矿物含量为41.7%～53.6%，与北美主要页岩气盆地泥页岩中的石英含量相当，具有一定的可对比性(图3)，易于页岩气开发时的造缝。

综上所述，索伦—林西地区上二叠统林西组泥页岩中发育大量的石英等脆性矿物，极易在外力作用下形成裂缝，有利于页岩气从泥页岩中解析出来；同时，黏土矿物含量比例适当，具有页岩气成藏的岩石学基础条件。

图2 内蒙古索伦—林西地区林西组泥页岩储层岩矿组成与北美页岩对比

图3 内蒙古索伦—林西地区林西组与北美页岩气盆地泥页岩石英含量对比

3 储集层物性

泥页岩结构致密，孔隙发育较差，储集层一般为特低孔渗型，以发育多类型微米级甚至纳米级孔隙为特征。页岩气一部分吸附在有机质和黏土矿物表面，另一部分以游离状态储集在基质孔隙和裂缝孔隙中，因此孔隙体积越大，所含的游离气量就越高[11-13]。

3.1 储层空间特征

场扫描电镜分析表明，林西组泥页岩中的微孔隙、微裂隙非常发育。微裂缝规模最大可达0.5 μm×35 μm(图4a)，具有较高的渗透能力；微孔隙呈孔穴状，规模一般在0.5～3 μm，个别可达6～8 μm。区内林西组泥页岩孔隙类型主要为有机质(沥青)孔和干酪根网络、矿物质孔(粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和杂基孔隙等)以及有机质和各种矿物之间的孔隙等3类。

3.1.1 有机质孔和/或干酪根网络

该类孔隙的孔径一般为纳米级，表现为吸收孔隙，是吸附态赋存的天然气的主要储集空间。由于泥页岩中微层理面渗透性相对较好，且有机质相对富集，在大量生气阶段易于形成相互连通的干酪根网络(图4b)，是页岩中天然气富集的重要孔隙类型之一。另外，这些分散有机质的表面是一种活性非常强的吸附剂，能极大提高泥页岩的吸附能力，并且伴随着成熟度的增加，有机质热生烃演化还会形成一些收缩微孔隙[14]，为页岩气赋存提供储集空间。

3.1.2 矿物质孔

本区矿物质孔主要包括黏土矿物层间孔隙、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔等。其中，黏土矿物层间孔隙主要是一些黏土矿物的纳米级层间孔隙；粒间孔主要发育于晶形较好、晶体粗大的矿物集合体中，孔隙直径一般在1～2.5 μm，2 μm左右的孔隙较多；粒内孔隙多为晶体内部孔隙，大部分孔隙直径为1～5 μm，其中2 μm多见(图4c)，另见少量直径为纳米级至0.5 μm的孔隙；溶蚀孔隙直径一般为1～1.5 μm，有时也发育15 μm的大孔隙(图4d)；另外还发现发育有方解石边缘孔隙、晶体晶间缝，一般长10～40 μm。

研究区林西组31件样品的孔隙直径分类统计表明，65%的粒间孔隙直径分布在1～3 μm；55%的粒内孔隙直径分布在1～2 μm；87%的溶蚀孔隙直径分布在1～3 μm。

据中国石化在川南地区龙马溪组页岩气开发试验表明，日产气总量达55×104m3的龙马溪组页岩，其孔隙主要为晶间孔隙、晶内溶蚀孔隙、粒间孔隙等，纳米级孔隙直径主要为5.3～6.8 nm，微米级孔隙直径主要为1～3 μm。本区林西组泥页岩储层与川南地区龙马溪组泥页岩储层孔隙特征有一定的相似性，具备页岩气成藏孔隙特征。

3.1.3 有机质和矿物质之间的孔隙

主要指有机质和矿物之间的各种孔隙，只占页岩孔隙的一小部分，但意义重大。该类孔隙连通了有机质(沥青)孔和/或干酪根网络和矿物质孔，把两类孔隙连接起来，使得有机质中生成的天然气能够运移至矿物质孔中赋存，某种程度上有微裂缝的作用，对页岩气的聚集和产出至关重要。

统计表明，矿物质孔在研究区目的层孔隙类型中占了很大比重，其中粒间孔隙和粒内孔隙分别占全部孔隙的35%和29%；其次是溶蚀孔隙和晶间孔隙，所占比例分别为19%和10%；最后是有机质孔隙，所占比重约6%。

3.2 孔隙度与渗透率

在常规储层分析中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的2个参数，这对于页岩气藏同样适用。据林西组泥页岩孔隙度分布(图5)可知，研究区内不同地带，其泥页岩的孔渗性差异较大。

其中，西乌旗地区暗色泥岩储层物性较好，孔隙度为1.70%～4.42%，平均为3.06%；渗透率为(0.003 2～0.004 5)×10-3μm2，平均为0.003 85×10-3μm2。其次为索伦地区，储层物性中等，其孔隙度为0.21%～3.46%，平均为1.297%；渗透率为(0.001 4～0.006 3)×10-3μm2，平均为0.002 2×10-3μm2。白音华、霍林郭勒等地区，储层物性中等，其孔隙度为0.788%～1.492%，平均为1.076%；渗透率为(0.001 4～0.094 9)×10-3μm2，平均为0.019 5×10-3μm2。林西地区相对较差，孔隙度为0.50%～0.85%，平均为0.71%；渗透率为(0.003 1～0.275 8)×10-3μm2，平均为0.083 45×10-3μm2。

由林西组泥页岩孔隙度分布(图5)可以看出，研究区的东南部物性较差，孔隙度小于1.0%，只有研究区西北部查干淖尔—白音诺尔—索伦军马场一线以北地区物性较好，孔隙度大于3.0%。

与Barnett页岩(总孔隙度4%～5%，渗透率一般低于0.001×10-3μm2)对比可以看出，只有研究区西北部查干淖尔—白音诺尔—索伦军马场一线以北地区的泥页岩储集物性接近于较有利的页岩气成藏要求；其中查干淖尔样品孔隙度4.42%达到了Barnett页岩成藏物性。与已被证实具有开发价值的圣胡安盆地的Lewis页岩(孔隙度1.72%，渗透率1×10-7μm2[15-16])和我国四川盆地的筇竹寺组页岩(孔隙度1.46%～2.61%)及龙马溪组页岩(孔隙度1.00%～5.00%)[17]相比，区内官地—白音华—巴林左旗—巴彦花—大石寨一线以北的林西组泥页岩孔隙度具有页岩气成藏物性。

图5 内蒙古索伦—林西地区林西组泥页岩孔隙度分布

综上所述，林西地区泥页岩渗透率较高，为0.083 45×10-3μm2，但孔隙度较差，小于1.0%；索伦地区泥页岩孔隙度较好，可达3.46%，但渗透率较差，为0.002 2×10-3μm2；白音华—霍林郭勒地区泥页岩孔渗中等，孔隙度0.788%～1.492%，渗透率为0.019 5×10-3μm2；查干淖尔地区泥页岩物性较好，孔隙度可达4.42%，渗透率为0.004 5×10-3μm2，是页岩气成藏的较有利地区。

综合暗色泥页岩厚度等数据分析，推测索伦—林西地区西北部的查干淖尔—白音诺尔一线以北地区为页岩气储集成藏的有利地区。

4 结论

(1)索伦—林西地区林西组巨厚暗色泥页岩中石英等脆性矿物含量较高，黏土矿物含量适当，具有页岩气成藏的岩石学特征。

(2)研究区内林西组泥页岩储层中微孔隙、微裂隙发育，孔隙类型以粒间孔隙和粒内孔隙为主，孔隙类型与大小具备页岩气成藏的孔隙特征。

(3)研究区西北部的查干淖尔—白音诺尔一线以北地区，林西组暗色泥页岩发育巨厚，埋深较大，储层物性较好，推测是页岩气储集成藏的有利地区。

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(编辑 韩 彧)

Reservoir characteristics of mud shales from Upper Permian Linxi Formation in Suolun-Linxi area, Inner Mongolia

Zhu Zhanping1, Zhang Mingyang1, Sun Lei2, Liu Yang3, Cui Tong1, Dai Dengliang1

1.CollegeofEarthSciences,JilinUniversity,Changchun,Jilin130061,China; 2.ShenyangGeologicalSurveyCenter,ChinaGeologicalSurveyBureau,Shenyang,Liaoning110034,China; 3.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,JilinOilfieldCompany,PetroChina,Songyuan,Jilin138000,China

In the Suolun-Linxi regions of the Inner Mongolia, extensive mud shales with a good hydrocarbon potential occur in the Upper Permian Linxi Formation. The thickness of the mud shales reaches a peak in the northwest of the Guandi-Bayanhua-Suolun areas. The total thickness is up to 911 m, and the maximum thickness of a single layer is 63 m.Field scanning electron microscopy and X-ray diffraction show that the mud shales are rich in brittle minerals, with an average content of 62.9% and a maximum content of 70.8%. The average content of clay minerals is 37.1%, and the maximum content is 41.5%. Micro pores and micro cracks are common. The pores are mainly intergranular and intragranular ones, with an average diameter of 1-3 μm and the maximum diameter of 8 μm. The average and maximum porosities of the mud shales are 1.288% and 4.42%, respectively. The average and maximum permeabilities of the matrix are 0.026 2×10-3μm2and 0.275 8×10-3μm2, respectively. Compared to the shale gas basins already found in China and abroad, the mud shales of the Linxi Formation are favorable for shale gas accumulation, and possess the petrological characteristics of development. In conclusion, the northwest of the Chagannaoer-Baiyinnuoer area has a good exploration potential.

mud shale;reservoir characteristics;Linxi Formation;Suolun-Linxi area;Inner Mongolia

1001-6112(2015)03-0354-07

10.11781/sysydz201503354

2014-10-08 ；

2015-03-11。

朱占平(1971—)，男，博士，副教授，从事沉积学与石油地质学研究。E-mail：zhuzp@jlu.edu.cn。

国土资源部2013年度“索伦—林西地区油气资源选区调查”专项(1211302108019)资助。

TE122.2

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