鄂尔多斯盆地三叠系陆相页岩含气性及页岩气赋存状态

祁攀文, 姜呈馥, 刘　刚, 史　鹏, 赵谦平, 万永平

( 1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院,陕西 西安　710075；　2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司 资源与勘探开发部,陕西 西安　710075 )



鄂尔多斯盆地三叠系陆相页岩含气性及页岩气赋存状态

祁攀文1, 姜呈馥1, 刘刚1, 史鹏1, 赵谦平1, 万永平2

( 1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院,陕西 西安710075；2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司 资源与勘探开发部,陕西 西安710075 )

鄂尔多斯盆地三叠系陆相页岩具有高黏土矿物质量分数(41.4%)、高有机碳质量分数(3.0%～7.0%)、低热演化程度 (0.5%～1.4%)、低孔隙度(1.0%～3.0%)、低渗透率(低于0.05×10-3μm2)和强非均质性等特点,页岩含气性及页岩气赋存状态成为资源评价的关键。基于页岩生气模拟实验,获得研究区页岩生气过程、天然气累计转化率及生气总量；基于甲烷等温吸附实验及现场解析实验,完成页岩对甲烷的吸附能力及页岩气总含气量测试。结果表明,鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩生气时期为距今130～90 Ma,生气高峰期为距今100 Ma,CH4及C2～C5的累计转化率分别为35%及71%,烃类气体总产率为53.5 mL/gTOC,页岩总生气量在1.23～4.01 m3/t之间,平均可达2.30 m3/t,页岩对甲烷的吸附能力在1.04～3.20 m3/t之间,平均为1.96 m3/t,现场解析气(不含损失气)含量在1.20～1.90 m3/t之间,平均为1.61 m3/t。研究区页岩气以吸附态为主,含少量游离态及溶解态天然气,页岩总含气量为1.96～2.30 m3/t。

鄂尔多斯盆地； 三叠系； 陆相页岩气； 生气模拟； 含气量

0　引言

页岩含气量既是页岩气资源评价及勘探有利区优选的关键参数,也是最难确定的参数之一[1-2]。鄂尔多斯盆地获得陆相页岩气勘探发现[3],并初步完成资源评价及有利区优选[3-5],由于页岩气以多种相态存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩的自给系统,因此其评价方法和开发方式不同于常规油气藏的,如系统性的资源评价受到地质认识程度、资源评价方法及关键参数的制约,特别是盆地三叠系陆相页岩具有黏土矿物质量分数高、岩性致密、地层压力低等特点。受测试手段的影响,对页岩气主要赋存状态存在不同的认识,通过实验获取的赋存状态——页岩气含气量差异较大, 进而影响资源评价及有利区优选。基于等温吸附测试和现场解析实验认为,该地区页岩中吸附态、游离态及溶解态天然气共存,总含气量在1.8～6.8 m3/t之间[3-4]；基于等温吸附测试和测井解释认为,该地区页岩气主要为游离态,总含气量在1.4～1.9 m3/t之间[5]。

笔者选择鄂尔多斯盆地东南部甘泉地区三叠系延长组长7页岩作为主要研究对象,以烃源岩热模拟生气潜力研究为基础,结合页岩的甲烷等温吸附实验和解析含气量(不含损失气量)测试,分析研究区页岩中天然气主要赋存状态及其含气性特征,为陆相页岩气资源评价及后续勘探开发提供支持。

1　地质概况

鄂尔多斯盆地是一个多旋回叠合盆地,晚古生代二叠纪后发育陆相沉积体系,其中晚三叠世暖湿气候及湖泊沉积环境为页岩气的形成提供良好的基础条件[6-7]。岩相古地理研究表明,鄂尔多斯盆地中生代沉降中心及沉积中心位于盆地中南部地区,沿定边—吴起—甘泉—宜川一线呈北西—南东向带状展布[6]。晚三叠世长7时期,在沉降中心主要发育半深湖—深湖沉积微相,沉积形成的长7段暗色页岩(张家滩页岩)厚度在45～100 m之间,其中单层厚度可达30 m,在研究区甘泉地区长7段页岩厚度在45～60 m之间。

岩石学研究表明,研究区延长组长7段页岩矿物成分主要为黏土矿物、石英和长石等,黏土矿物平均质量分数为41.4%[4]。有机地球化学分析结果表明,页岩有机质类型主要为Ⅱ1型,总有机碳质量分数(w(TOC))在2.3%～7.5%之间,平均为4.3%；有机质镜质体反射率(Ro)在0.94%～1.30%之间[3-5]。区域油气藏温压系统资料表明,研究区地层为正常温度、负异常压力系统[8],构造特征总体为西倾单斜,不发育大型褶皱及断裂构造[9]。

2　实验

2.1热模拟实验

2.1.1研究方法及样品选择

图1　研究区位置及样品分布(据文献[11]修改)Fig.1 Sample distribution and study area

在热模拟研究生气潜力的过程中,选取有机质类型、质量分数与研究区目标层位相同、热演化程度较低的有机质样品,以有机碳生气潜力、天然气活化能和指前因子等热模拟结果为依据,结合目标区烃源岩埋藏史和热演化史资料开展生烃动力学研究,进而获得天然气累计转化率和生气潜力[10]。

选择热模拟的烃源岩应该为相同层位、热演化程度较低的样品,其岩石学特征、有机质类型、有机质质量分数与目标区烃源岩基本一致。热模拟实验样品选择位于研究区东侧东探X井长7段页岩(见图1),样品埋藏较浅[11],有机地球化学参数与研究区的基本相同(见表1),热演化程度相对较低(Ro为0.89%),符合生烃动力学热解实验的要求[10]。

2.1.2实验过程

在热模拟实验过程中,首先将页岩样品粉碎,筛选20～100 g、颗粒大小为40～60目的样品,装入60 cm长的石英管样品仓内；样品两头充填1 cm左右的石英棉,在石英棉外侧加入直径略小于石英管内径的石英棒,充填样品仓两头的剩余空间,减少体系多余体积。将石英管装入真空管式炉,通He气抽扫,排出体系中的空气。利用高温管式炉加热样品,实验温度为250～1 100 ℃,增温速率采用2 ℃/min和10 ℃/min序列；利用高温度和短时间条件模拟地质条件下的长时间热演化过程。在加热过程中,采用电脑程序控制升温模式,每间隔50 ℃收集一次气体产物,在250～1 100 ℃温度区间每个升温序列收集18个气体产物,并对气体产物进行组分定量分析。

表1　生烃动力学热模拟实验东探X井样品地球化学特征数据

注:IH为氢指数；IO为氧指数

获得实验样品烃类气体的产气率、瞬时转化率、天然气活化能及指前因子等参数,以研究区地层埋藏史和热演化史为基础,利用kinetic2005动力学模拟软件研究目标区烃源岩生烃模式、天然气累计转化率及烃类气体总产率,结合页岩有机碳质量分数计算总生气量。

2.2等温吸附实验

选择PCTProE & E型高压等温气体吸附仪,实验样品粉碎至80目,实验温度以地层温度为依据,油浴锅温度控制精度为0.1 ℃,压力测量精度为0.689 5 kPa,吸附气体为CH4,记录最大吸附容量(VL)和Langmuir压力(pL),利用Langmuir方程计算页岩在地层压力条件下的吸附能力(V)。

2.3解析实验

解析实验是测定页岩含气量最直接的方法[12],参考煤炭行业标准(MT/T 77-1994)。在解析实验过程中,将常规钻井井口取心样品放入解析罐中密封,并记录钻遇页岩时间、取心开始时间和装罐时间。在常压和地层温度条件下,利用解析仪解析,记录解析含气量随时间的变化数据,当解析速率小于10 cm3/d时终止测试,即为解析气。在样品罐中加入钢球,在球磨机上磨至粉末,经过重新解析测得残余气。解析初期释放的气体与解析时间的平方根成正比[13],绘制时间—解析量曲线并回归解析时间零点,即可推算损失气(逸散气)量[13]。

3　结果及讨论

3.1热模拟实验

3.1.1参数

热模拟实验结果显示,东探X井长7页岩2个实验样品获取的各参数基本吻合,甲烷气体在400 ℃温度后逐渐开始生烃,在450～500 ℃温度时甲烷气体产率迅速升高,在500～550 ℃温度时达到生烃高峰,在550 ℃温度后甲烷气体产率急剧降低,从600 ℃温度开始逐渐缓慢降低,在1 000 ℃温度时甲烷生成作用基本结束,说明已经达到甲烷生成能力极限。在升温速率较慢的2 ℃/min实验中,甲烷(C1)的形成时间明显早于升温速率较快的10 ℃/min实验(见图2),符合化学动力学的理论模型,说明模拟实验结果理想。对于甲烷(C1),重烃气体(C2～C5)的生成阶段比较集中,从400 ℃温度开始生成,在450～500 ℃温度达到生成高峰,在600 ℃温度时基本结束(见图2)。

图2　东探X井长7页岩样品烃类气体阶段产气率Fig.2 Gas yield ratios of hydrocarbon gas from Chang7 shale samples in Dongtan X well

以烃类气体产率为基础计算烃类气体转化率,甲烷生烃高峰期(500～550 ℃温度)瞬时转化率达到25%,累计转化率达到40%(见图3)。重烃气体(C2～C5)生烃高峰期(450～500 ℃温度)瞬时转化率达到40%～45%,累计转化率大于60%(见图4)。

在烃类气体累计转化率基础上,计算研究区长7段页岩生成甲烷气体的潜力为85.36 mL/gTOC,生成重烃气体(C2～C5)的潜力为33.42 mL/gTOC,生成烃类气体的总潜力为118.78 ml/gTOC。在热模拟过程中,烃源岩中甲烷的生成活化能分布在192～343 kJ/mol之间,主峰为209 kJ/mol,指前因子A=1.20×1011s-1(见图5)；重烃气体(C2～C5)的生成活化能分布在163～263 kJ/mol之间,主峰为209 kJ/mol,指前因子A=5.91×1011s-1(见图5)。

图3　东探X井长7段页岩样品甲烷瞬时转化率和累计转化率Fig.3 Conversion ratios of methane instant and accumulative from Chang7 shale samples in Dongtan X well

图4　东探X井长7段页岩样品C2～C5瞬时转化率和累计转化率Fig.4 Conversion ratios of C2～C5 instant and accumulative from shale samples in Dongtan X well

图5　东探X井长7段页岩样品烃类气体生烃活化能统计Fig. 5 Hydrocarbon activation energy from Chang7 shale samples in Dongtan X well

3.1.2生气过程及生气量

研究区三叠系延长组长7段页岩生气动力学模拟结果表明,生气时间主要自距今130 Ma开始,随着地层埋深急剧增加和温度升高[14],甲烷及重烃气体(C2～C5)瞬时转化率和累计转化率快速升高(见图6和图7)；在距今100 Ma左右时达到生气高峰,之后随着地层抬升剥蚀[15],地层温度及烃类气体转化率急剧降低；距今90 Ma后,烃类气体瞬时转化率小于1%,甲烷及重烃气体累计转化率基本保持不变,结束研究区三叠系延长组长7段页岩生气过程,甲烷累计转化率为35%,重烃气体(C2～C5)累计转化率为71%。在甲烷及重烃气体(C2～C5)累计转化率基础上,结合生气潜力,计算研究区三叠系延长组长7段烃类气体实际总产率为53.5 mL/gTOC,其中甲烷及重烃气体实际产率分别为29.9 mL/gTOC及23.6 mL/gTOC。根据生烃动力学分析结果及研究区页岩总有机碳质量分数,计算研究区长7段页岩生成烃类气体总量在1.23～4.01 m3/t之间,平均生气量为2.30 m3/t。

图6　研究区页岩样品甲烷瞬时转化率和累计转化率Fig.6 Conversion ratios of methane in the study area instant and accumulative

图7　研究区页岩样品C2～C5烃类气体瞬时转化率和累积转化率Fig.7 Conversion ratios of C2～C5 in the study area instant and accumulative

3.2等温吸附实验

甲烷等温吸附实验结果表明,在地层条件下,研究区三叠系延长组长7段页岩对甲烷的吸附能力在1.04～3.20 m3/t之间,平均为1.96 m3/t(见表2)。

3.3解析实验

解析实验结果数据包括直接解析含气量、残余气量及通过回归推算的损失气量,其中损失气量推算方法主要有直线法和多项式法[12],两种方法确定的损失气量差别可达数十倍。在解析实验过程中,对总含气量的确定仅计算直接测量的气体含量(即解析气和残余气),研究区页岩含气量主要集中在1.20～1.90 m3/t之间,最大为3.30 m3/t,最小为0.78 m3/t,平均为1.61 m3/t(见表3)。

表2　研究区页岩甲烷等温吸附实验结果

注：甲烷等温吸附实验在中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室完成

表3　研究区页岩含气量解析实验结果

注：*表示总含气量包括解析含气量和残余气量,不包括损失气量

3.4结果讨论

关于页岩含气量测试方法尚处于研究讨论阶段,仅采用等温吸附、现场解析及测井解释等方法并不能准确获取页岩含气量[5]。

对于鄂尔多斯盆地三叠系高黏土矿物质量分数的低渗致密页岩[17-20],利用生气热模拟、等温吸附和现场解析实验分别确定最大生气量、最大吸附能力及实际含气量(不含损失气量)3个参数,进而确定页岩含气量。

研究区三叠系延长组页岩生气热模拟实验确定的生气量在1.23～4.01 m3/t之间,平均生气量为2.30 m3/t；在地层条件下,对甲烷的吸附能力在1.04～3.20 m3/t之间,平均为1.96 m3/t；现场解析含气量(不含损失气量)在1.20～1.90 m3/t之间,平均为1.61 m3/t。吸附能力和总生气量基本相当,前者略低于后者,解析含气量(不含损失气量)略低于最大吸附能力。3个参数的大小关系符合天然气在地层条件下的形成、保存及取心过程损失特征,表明测试结果基本可靠。

4　结论

(1)鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩总含气量为1.96～2.30 m3/t,其中吸附气量占总含气量的85.2%(吸附能力1.96 m3/t与生气热模拟实验确定的生气量2.30 m3/t之比),即天然气赋存状态主要为吸附态,其余为少量游离态及溶解态。

(2)鄂尔多斯盆地页岩气保存条件较好,烃源岩生气后未经过大规模改造,天然气未遭受大规模散失。

(3)在钻井取心过程中,鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩低压、低渗致密的特征决定天然气损失量较少,解析含气量(不含损失气量)基本代表页岩在地层条件下的实际含气量,在具体计算中应适当修正。

(4)基于生气热模拟、等温吸附及现场解析实验的综合分析方法,在高黏土矿物质量分数、低渗致密的页岩层中具有较好的实用性,能够获得较为可靠的含气量。

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2015-11-02；编辑：任志平

国家高技术研究发展计划(863计划)项目(2013AA064501)；陕西省科技统筹创新工程项目(2012KTZB03-03-01)

祁攀文(1985-),男,硕士,工程师,主要从事石油地质学与页岩气勘探方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.02.002

P618.130.2；TE122.2

A

2095-4107(2016)02-0011-08