沁水盆地榆社-武乡区块煤系页岩气储层特征评价

魏书宏，申有义，杨晓东

(山西省煤炭地质物探测绘院，山西 晋中 306000)

沁水盆地榆社-武乡区块煤系页岩气储层特征评价

魏书宏，申有义，杨晓东

(山西省煤炭地质物探测绘院，山西 晋中 306000)

通过对沁水盆地榆社-武乡区块石炭-二叠系山西组-太原组富有机质泥页岩展布特征、地球化学特征以及储层特征进行分析认为，研究区富有机质泥页岩十分发育，连续性较好。 TOC含量集中分布于1.5%～2.5%，干酪根以III型为主，热演化程度为高成熟—过成熟阶段，为好-优质的烃源岩。泥页岩矿物成分以黏土矿物和石英为主，黏土矿物主要为高岭石和伊蒙混层。页岩孔隙类型以黏土矿物粒间孔和有机质孔最为发育。泥页岩具有良好的吸附性能，页岩比表面积和孔隙体积有很好的正相关关系，表明研究区页岩具有较好的储集性能。优选的山西组-太原组页岩气有利区分布于研究区的北部及中部偏南一带，有利区内泥页岩累计厚度均在50m以上，TOC含量大于2%，构造较为简单，埋深适中，有利于页岩气的勘探与开发。

煤系；页岩气；储层特征；沁水盆地

0 引言

沁水煤田作为山西省重要的煤炭基地，随着页岩气(海相、陆相和海陆过渡相页岩气)研究的不断深入，沁水盆地页岩气资源又成为了国内外的研究热点[1-3]。沁水盆地煤系十分发育，煤层、泥页岩、致密砂岩和灰岩等互层频繁，富有机质泥页岩发育较好，具有良好的页岩气资源潜力[4-5]。然而目前针对沁水盆地页岩气资源评价的研究较少，富有机质泥页岩的分布范围、储层特征和有利区带的分布尚不明确，更没有进行过资源量的定量评价。本文以榆社-武乡区块为例(图1)，基于区内钻孔资料及测试分析成果，针对研究区山西组-太原组页岩气储层特征及有利区带进行了研究，研究成果既可指导沁水盆地下一步的页岩气勘探工作，又对沁水盆地煤系非常规天然气的合探共采提供一定的理论与实际指导。

1 泥页岩生烃条件

1.1 泥页岩展布特征

沁水盆地上古生界含煤岩系为一套陆表海背景下的碳酸盐岩台地、潮坪、瀉湖、三角洲和滨浅湖沉积体系组合，本溪组-山西组发育有多套厚度较大、较为稳定的砂岩、灰岩、煤层等，与泥页岩层频繁互层，因此不宜将本溪组、太原组和山西组作为一整套页岩体系进行评价，而应将其分层段进行研究更为恰当。在页岩层段划分时应充分考虑煤系页岩、砂岩、灰岩和煤层的厚度及稳定性及其相互关系。基于研究区本溪组-山西组岩性发育及组合特征，本次将其划分为四个页岩气层段进行评价：K8砂岩底部到3煤顶板为第I层段；3煤底板到K4灰岩顶部位为第II层段；K4灰岩底部到15煤或K2灰岩顶板为第III层段；15煤底板至本溪组底部铁铝岩顶部为第IV层段。划分时将厚层砂岩、石灰岩和煤层剔除至泥页岩层段之外。

图1 榆社-武乡区块位置图(修改自郗兆栋等(2017))Figure 1 Situation of Yushe-Wuxiang block (after Xi Zhaodong et al, 2017, modified)

从图2可以看出，研究区第I层段泥页岩在南北向上厚度变化起伏较大；第II层段是泥页岩最为发育的一个层段，厚度大且连续性好；第III层段泥页岩在南北向上厚度较第II层段泥页岩要小，纵向上受到广泛分布的K2和K4灰岩的阻隔，厚度上呈现南薄北厚的特征；第IV层段泥页岩在南北向上厚度变化表现为南薄北厚，厚度变化较大。从图3可以看出，东西向上各层段泥页岩厚度变化不大，延展性较好，第II层段泥页岩累计厚度最大。总之，从剖面上看，第II层段泥页岩较其他层段泥页岩厚，北部地区泥页岩较中部和南部地区泥页岩厚度大。通过收集区内及邻区50余口钻孔资料，统计了各层段的厚度数据(表1)。第II层段泥页岩厚度平均达到49.03m，集中分布于45～60m；其中北部地区泥页岩较厚，大部分地区达到50m以上；中部和南部地区泥页岩相对较薄，中部地区泥页岩厚度位于40～60m，南部大部分地区泥页岩厚度则小于50m。研究区第I层段泥页岩厚度平均19.41m，第III层段泥页岩厚度平均18.61m，第IV层段泥页岩厚度平均20.44m。

表1 榆社-武乡地区泥页岩层段厚度数据统计表

1.2 泥页岩地球化学特征

1.2.1 有机质类型

研究区页岩有机质显微组分以镜质组为主，含有一定壳质组和惰质组组分，有机质类型指数TI和同位素值δ13CPDB(‰)的测试结果均指示研究区过渡相煤系页岩有机质主要源于陆生高等植物[6]，干酪根类型以III型为主，部分为II2型。研究区泥页岩显微组分生烃潜量介于1.07～98.3 mg/g，具有良好的生烃潜力。

图2 榆社-武乡地区南北向泥页岩层段剖面对比图Figure 2 Sectional comparison of NS argillutite sectors in Yushe-Wuxiang block

图3 榆社-武乡地区东西向泥页岩层段剖面对比图Figure 3 Sectional comparison of EW argillutite sectors in Yushe-Wuxiang block

层段样品号显微组分组含量/%腐泥组树脂体壳质组镜质组惰性组类型指数干酪根δ13CPDB/‰类型I1-15/254030-42.5-26.3III1-25/303530-36.25-24.0IIIII2-12/404018-26-22.9III2-215/6020525-23.0II22-310/6616823-23.7II2III3-115/353020-10-23.4III3-28/204230-43.5-23.6IIIIV4-120/6012833-24.0II2

1.2.2 有机质丰度

榆社-武乡区块上古生界目标层段泥页岩样品TOC测试结果显示(图4)：第I层段泥页岩TOC含量为0.19%～24.97%，平均为2.36%，主要介于1%～2%；第II层段泥页岩TOC含量为0.21%～20.52%，平均为2.71%，主要介于2%～4%；第III层段泥页岩TOC含量为0.28%～4.07%，平均1.80%，主要介于1%～2%；第IV层段泥页岩TOC含量为0.38%～14.31%，平均为1.66%，主要位于2%以下。研究区各层段泥页岩样品TOC含量变化范围较大，集中分布于1.5%～2.5%，具有较好的生烃潜力。

1.2.3 有机质成熟度

研究区各层段泥页岩样品的Ro数据显示(图5)：第I层段泥页岩Ro为1.95%～2.5%，平均为2.21%，第II层段泥页岩Ro为2.0%～2.90%，平均为2.34%，第III层段泥页岩Ro为1.9%～2.34%，平均2.14%，第IV层段泥页岩Ro为1.94%～2.42%，平均为2.15%，从Ro值来看，研究区各层段泥页岩都处于高成熟度-过成熟阶段，对于III型干酪根而言，已有大量甲烷生成，有利于研究区页岩气聚集成藏。

1.3 泥页岩储层特征

1.3.1 岩石学特征

针对研究区四个层段共计36个泥页岩样品开展了X衍射全岩及黏土矿物分析，检测发现泥页岩的矿物成分共计10种，其中黏土矿物和石英是主要矿物，部分样品碳酸盐类矿物含量较高(图6)。黏土矿物含量为25%～63.4%，平均46.6%；石英含量介于26.2%～47.1%，平均35.7%。除此之外，菱铁矿含量较高是该区过渡相富有机质泥页岩的一大特点，这与当时的沉积水介质环境有关。黏土矿物主要由伊蒙混层、高岭石及伊利石构成(图6b)，还包括少量绿泥石，几乎不含蒙脱石。其中，伊蒙混层和高岭石含量较高，平均分别为34.26%和36.11%；伊利石含量介于4%～61%，平均24.15%；个别样品伊利石含量较高，伊蒙混层含量低，可能与泥页岩较高的热演化程度有关。

图4 榆社-武乡区块各层段泥页岩样品TOC测试结果统计图Figure 4 Cartogram of argillutite sample TOC tested results of sectors in Yushe-Wuxiang block

图5 榆社-武乡各层段泥页岩Ro图Figure 5 Argillutite Ro chart of sectors in Yushe-Wuxiang block

(a)黏土矿物

(b)组成图6 研究区富有机质泥页岩X-衍射Figure 6 Study area organic matter rich argillutite X-ray diffraction bulk

1.3.2 储集特征

泥页岩储层中的孔裂隙是游离气的重要储集空间，而有机质和黏土矿物表面是气体吸附的场所，泥页岩的储集性能对页岩气的聚集成藏、后期保存，以及储层改造有着很大的影响。研究区泥页岩主要以黏土矿物粒间孔和有机质孔为主，黏土矿物粒间孔形态多样，以多边形和拉长的长条形为主，有机质孔隙的大小从几纳米到几百纳米不等，孔隙之间的连通性相对较好，有机质孔隙大多数呈圆形、椭圆形和蜂窝状分布(表3)。

研究区泥页岩比表面积介于1.82～19.61m2/g，平均为10.74m2/g，BJH总孔体积介于0.0064～0.03 cm3/g，平均为0.021 cm3/g，平均孔径介于4.77～14.98nm，平均为8.95nm。泥页岩孔隙结构参数变化范围比较宽泛，表明泥页岩孔隙结构复杂，非均质性较强。从图7可以看出，泥页岩比表面积和总孔体积有很好的正相关关系，随着比表面积的增大，泥页岩的孔体积也越大；平均孔径与泥页岩比表面积呈负相关关系，随着孔隙孔径的减小，泥页岩比表面积越高。泥页岩中微孔含量越高，平均孔径越小，泥页岩的比表面积就越大，就能提供更多的甲烷吸附点位，同时也会使泥页岩孔隙结构变得更加复杂。

泥页岩的吸附能力对泥页岩的含气性评价和资源量估算具有重要的意义。本次研究中等温吸附实验温度为30°C，泥页岩样品的最大吸附量介于0.06～17.17m3/t(图8)，平均3.35m3/t，表明研究区泥页岩具有良好的吸附能力，对于页岩气的保存较为有利。

(a)研究区泥页岩比表面积和孔隙体积关系 (b)研究区泥页岩比表面积和平均孔径关系图7 研究区泥页岩孔隙结构参数关系示意图Figure 7 A schematic diagram of study area argillutite pore structure parameters relationship

图8 研究区泥页岩典型等温吸附曲线Figure 8 Study area argillutite typical isothermal adsorption curve

2 页岩气有利区带预测

页岩气的气源条件、保存条件及开发条件是控制页岩气富集高产的三大主控因素[8-9]。基于研究区页岩气地质特征分析，第II层段整体泥页岩发育连续，累计厚度大，TOC较高，埋深适中，含气显示较好，远优于其余三个层段，故本次选取第II层段为代表，根据富有机质泥页岩的累计厚度、TOC含量、有机质成熟度、含气量和构造复杂程度等参数开展研究区页岩气有利区优选的评价工作。评价结果显示，研究区第二层段的页岩气资源潜力整体较好，有利区包括区块北部一带和区块中部偏南地区两块有利区。区块北部有利区泥页岩厚度在60m以上，连续发育，TOC含量平均为2.23%，泥页岩处于高成熟-过成熟阶段，气源条件较好，泥页岩埋深适中，断层少构造程度简单，保存条件较好；泥页岩脆性指数在0.45以上，利于压裂开采。区块中部偏南地区的泥页岩厚度在50m以上，泥页岩连续沉积，TOC含量平均为2.05%，埋深集中于1 200～1 350m，保存条件较好，有利于页岩气的富集。

图9 研究区泥页岩第二层段有利区块评价图Fig. 9 Favorable area evaluation of second shale layer in the study area

3 结论

沁水盆地榆社-武乡区块泥页岩广泛发育，基于沉积环境与岩性组合特征，将页岩气目的层划分为四个页岩气层段，其中第II层段(3煤底板到K4灰岩顶部)泥页岩累计厚度大(平均49.03m)，全区发育稳定。 研究区富有机质泥页岩有机质类型以腐殖型为主，各层段总有机碳含量变化较大，第I层段-第IV层段TOC平均值依次为2.36%、2.71%、1.80%、1.66%，有机质成熟度处于高-过成熟阶段，对于III型干酪根而言，利于甲烷的大量生成。研究区泥页岩主要矿物成分为石英和黏土矿物，平均分别占35.7%与46.6%，黏土矿物以伊蒙混层和高岭石为主；泥页岩中孔裂隙较为发育，孔隙类型以黏土矿物粒间孔和有机质孔为主，等温吸附实验显示，泥页岩具备较好的吸附性能。考虑气源条件、保存条件及开发条件优选出有利的页岩气区块位于研究区的北部和中部偏南一带，有利区内泥页岩累计厚度均在50m以上，TOC含量大于2%，构造较为简单，埋深适中，有利于页岩气的勘探与开发。

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[5] 刘明. 沁水盆地上古生界页岩气成藏特征及资源潜力评价[J]. 中国煤炭地质,2016,12:25-33.

[6]Xi, Zhaodong, Tang, Shuheng, Zhang, Songhang, et al. Nano-Scale Pore Structure of Marine-Continental Transitional Shale from Liulin Area, the Eastern Margin of Ordos Basin, China. Journal of Nanoscience and Nanotechnology, Volume 17, Number 9, September 2017, pp. 6109-6123(15).

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[8]Jarvie, D.M., Hill, R.J., Ruble, T.E., et al., 2007. Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG Bull. 91, 475-499.

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AssessmentofCoalMeasuresShaleGasReservoirFeaturesinYushe-WuxiangBlock,QinshuiBasin

Wei Shuhong, Shen Youyi and Yang Xiaodong

(Shanxi Coal Geological Geophysical Surveying and Mapping Institute, Jinzhong, Shanxi 306000)

Through analysis of Permo-Carboniferous Shanxi and Taiyuan formations organic rich argillutite distribution, geochemical and reservoir features in the Yushe-Wuxiang block, Qinshui Bain has considered that the organic rich argillutite in the study area is well developed with better continuity. The TOC content is concentrated between 1.5%～2.5%, kerogen mainly type III, thermal evolution degree in high maturity to over maturity stage, thus a good-excellent source rock. The mineral composition of argillutite is mainly clay minerals and quartz. Clay minerals have kaolinite and illite/montmorillonite mixed-layer. The most developed shale pore type is clay mineral intergranular and organic matter pores. Argillutite has good adsorptivity, shale specific surface area and pore volume is positively correlated, thus indicated argillutite in the area has better reservoir properties. Optimized shale gas favorable areas in the Shanxi and Taiyuan formations are distributed in north and middle by south parts in study area, argillutite accumulated thickness in favorable areas all above 50m, TOC content over 2%, structurally simple and buried depth moderate, thus propitious to shale gas exploration and exploitation.

coal measures; shale gas; reservoir features; Qinshui Basin

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.08.05

1674-1803(2017)08-0025-07

山西省煤基重点科技攻关项目(MQ2014-02)

魏书宏(1966—)，男，山西晋中人，高级工程师，从事能源地质勘查工作。

2017-05-19

A

责任编辑：宋博辇