海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征——以通许地区石炭–二叠系为例

兰 俊

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

页岩气是指主体以吸附、游离等方式存在于暗色泥页岩及其间所夹砂质、粉砂质泥岩地层中的一种非常规天然气资源[1–4]。我国富含有机质泥页岩分布广泛，具备页岩气成藏条件，页岩气资源潜力巨大[5–6]。南华北盆地自20世纪50年代开展油气勘探以来，积累了大量研究成果。前人研究证实南华北盆地石炭–二叠系发育一套海陆交互相沉积，暗色泥页岩分布广泛，沉积厚度大[7–9]。勘探也证实，通许地区上古生界海陆过渡相泥页岩累计厚度大且有机质丰度较高，具有较好的页岩气成藏潜力。目前国内页岩气勘探开发和研究多围绕南方海相地层开展，并初步形成了“深水陆棚相带是基础，良好保存条件是关键”的海相泥页岩气富集模式。与此对比，国内对海陆过渡相泥页岩气的研究相对较少[10]。

通许地区海陆过渡相煤系页岩分布广泛，具有可观的天然气资源潜力[11]。河南豫矿地质勘查投资有限公司于2014年在南华北地区实施的牟页1井与郑东页2井，明确了页岩气主要目的层组为石炭–二叠系太原组、山西组，其中牟页1井在泥页岩层段获得最高4.44 m3/t的总含气量，经压裂排采获得日产1 300 m3的稳产气流；郑东页2井测试日产气超过3 000 m3，累计产气量8×104m3。显示该区具有较好的页岩气成藏潜力[12]。

1 煤系页岩分布特征

通许地区主体位于通许隆起，自西向东可划分为尉氏断阶、庄头斜坡、尉北凸起、杞县凹陷，以古生界天然气勘探为主。通许地区古生界构造复杂，构造单元边界以断裂和地层残存边界为界。区内断裂发育，主要发育北西和北东向两组断裂。石炭–二叠纪，南华北盆地处于持续抬升状态，华北地台主体向南倾斜，海水逐渐由东南退出。通许地区石炭纪太原期遭遇陆表海侵，区内以潮坪、泻湖和泥炭沼泽相沉积为主；山西期，海水逐渐退出，区内发育一套以含煤泥页岩夹薄层碎屑岩沉积为主的三角洲沉积体系；至晚二叠世石盒子期及石千峰期，海水完全退出，通许地区进入以陆相三角洲、湖相沉积为主的陆相沉积阶段。

根据郭少斌[10]等研究，南华北盆地太原组、山西组和下石盒子组泥页岩干酪根类型一般以Ⅱ–Ⅲ型为主，泥页岩累计厚度集中于20～57 m。钻井揭示通许地区山西组、太原组泥页岩都呈北西向条带状分布，发育地区也具有一致性。其中，庄头斜坡、杞县凹陷厚度较大，山西组泥页岩（TOC＞ 0.5%）厚度最大可达60 m以上（图1a），太原组泥页岩厚度最大可达40 m以上（图1b）。通许4井钻遇山西组地层厚度105 m，太原组地层厚度75 m，其中泥页岩地层厚度分别为65 m和46 m，证实通许地区海陆相泥页岩累计厚度较大，具有较好的资源潜力。

图1 通许地区石炭–二叠系泥页岩厚度等值线图

2 煤系页岩有机质特征

为探究通许地区海陆过渡相煤系页岩有机质特征，选取处于构造单元稳定区、保存及储存条件均较好的尉参1井、通许3井、通许4井等6口探井，对石炭–二叠系山西组、太原组共54块泥页岩样品进行有机碳含量（TOC）、岩石热解、显微组分鉴定等分析化验。其中有机碳含量依据GB/T 19145—2003[13]，采用总有机碳测定仪在室温条件测定。其方法是用稀盐酸去除样品中的无机碳后，在高温氧气流中燃烧，使总有机碳转化为二氧化碳，经测定仪监测并给出总有机碳的含量；显微组分鉴定依据SY/T 5124—1995[14]，采用显微光度计在室温条件测定，显微镜放大200倍；岩石热解依据GB/T 18602—2012[15]，采用岩石热解仪在室温条件测定。

由总有机碳测定仪测定结果可得，通许地区石炭–二叠系海陆过渡相煤系泥页岩TOC为0.13%～9.84%，平均1.60%，属于较优质的烃源岩；其中山西组泥页岩TOC为0.08%～4.19%，平均1.12%，有机质丰度较高的烃源岩主要分布在牟页1井–太参3井一线，位于通许地区中北部地区（图2a）；太原组泥页岩TOC为0.50%～9.84%，平均2.32%，有机质丰度较高的烃源岩也主要分布在牟页1井–太参3井一线（图2b）。

图2 通许地区石炭–二叠系TOC等值线图

由岩石热解仪在室温条件下测定所得的岩石热解峰温Tmax参数表明，山西组泥岩Ro为2.19%～3.32%，平均2.69%；太原组泥岩Ro为2.46%～3.38%，平均2.77%；根据热演化程度（Ro）分析认为，通许地区山西组和太原组页岩已达到过成熟阶段，属于煤型裂解气。

通过对干酪根样品进行显微组分鉴定，太原组–山西组泥岩显微组分分别以镜质组和腐泥组为主，有机质类型属于Ⅲ型干酪根。

采用岩石热解仪在室温条件测得的泥页岩生烃潜力（S1+S2）为0.05～0.75mg/g，平均为0.21mg/g；氢指数为2～114 mg/g，平均为19 mg/g。

根据上述各项测试分析，以尉参1井为例建立页岩有机地球化学剖面。由于海陆交互相泥页岩地层岩相变化快，单层厚度薄，山西组和太原组泥页岩有机质丰度、含气量等各项参数纵向非均质性均较强。其中煤层TOC含量最高，随着埋深增加，山西组底部和太原组泥页岩TOC逐渐增大，与生烃潜力S1+S2及Ro成正比，表明通许地区太原组、山西组的残余生烃潜力较好，由于太原组的有机质成熟度相对较高，太原组页岩TOC含量较山西组更高（图3）。

图3 尉参1井石炭–二叠系有机地球化学剖面

有机质在热演化过程中形成的有机孔隙，是页岩游离气的主要储集空间[16]。大量研究表明[17–20]，脆性矿物主要与页岩的造缝能力有关，可以形成微裂缝以及次生溶蚀孔，改善储集条件。

通过X射线衍射分析页岩的矿物组分，通许地区太原组和山西组页岩脆性矿物（石英+方解石+长石+黄铁矿+菱铁矿）质量分数为47.1%～63.4%，其中石英质量分数最高，为29.9%～39.9%；黄铁矿+菱铁矿质量分数为3.4%～5.5%；长石质量分数较低，为1.2%～3.1%（图4）。黏土矿物质量分数为31.6%～52.9%，白云石矿物质量分数为0.3%～6.0%。由此可知通许地区页岩脆性矿物质量分数高，黏土矿物和白云石质量分数适中，相对有利于储集空间的发育以及后期压裂作业改造。

3 含气性评价

页岩气评价方法中的一个重要参数是含气性，即计算每吨页岩中所含天然气的体积。据李郭琴等研究[17]，以及页岩气储量计算规范细则[18]，页岩气评价可分为直接法和间接法两种，直接法是计算页岩气的损失气量、解析气量以及残余气量三者之和。具体方法是通过现场取心，模拟实际地层条件，对岩心进行解析实验，从而获取解析气量和损失气量，再将解析后的岩心放入密闭容器中再次解析，获得残余气量，最终将三者相加获得含气量。间接法是利用等温吸附实验所获取的最大吸附气量进行含气量推算。由于解析法测量的是释放出来的总含气量，不能确定吸附气及游离气所占比例，因而还要采用间接法测量吸附气含量和游离气含量；等温吸附法用于测定页岩的吸附气含量，测井解释方法确定游离气含量，页岩含气量即为吸附气含量和游离气含量之和。

目前直接测试含气量是国内页岩气含气量测量的主要方法，又称解析气法。现场共取泥页岩解析样品71块，其中山西组15块、太原组56块。从尉参1井、通许3井、通许4井等现场气体解析测试结果可以看出：①山西组解析气含量为0.292～2.858 m3/t，平均为0.662 m3/t，太原组解析气含量为0.664～4.506 m3/t，平均为1.644 m3/t。总体分析表明，解析气含量太原组相对优于山西组（图5），太原组泥页岩含气量也高于美国泥页岩含气量开采底限（0.5～1.0 m3/t）[21–23]，说明通许地区页岩气有着良好的开发前景；②含气量统计表明，位于庄头斜坡带的尉参1井和牟页1井的太原组含气量明显高于处在尉北凸起的通许4井以及杞县凹陷的通许3井，这可能与庄头斜坡上古生界地层齐全，中生界残留厚度较大，保存条件较好，并处在构造高点的空间配置特征有关。因此庄头斜坡带应为下步页岩气勘探的重点区带。

图5 通许地区石炭–二叠系含气量统计直方图

页岩气主要以吸附或游离状态赋存在泥页岩中，影响页岩含气性的因素很多，有机质类型、孔隙类型及矿物含量都会对含气结构产生影响。TOC含量的高低很大程度上决定了页岩的含气量[16]，前人研究成果表明，TOC含量越高，生烃潜力越大[17]，含气量越高。尉参1井山西组和太原组共14个岩心样品含气量测试结果表明，尉参1井泥页岩含气量与TOC呈明显正相关，相关系数达0.907 1（图6）。

图6 尉参1井山西组和太原组TOC与泥页岩含气量关系

4 结论

（1）通许地区石炭–二叠系海陆过渡相煤系富有机质泥页岩单层厚度不大，相对海相页岩较薄，单层平均厚度山西组为50～65 m，太原组为35～45 m；常与煤层和致密砂岩甚至灰岩互层，在适宜地质条件下可以形成页岩气藏或与煤层气、致密砂岩气形成叠置型气藏。

（2）通许地区石炭系煤系页岩有机碳含量较高，山西组有机碳含量最大值为4.19%，最小值为0.08%，平均值为1.12%；太原组有机碳含量最大值为9.84%，最小值为0.50%，平均值为2.32%，镜质体反射率实测为2.19%～3.38%，平均值为2.72%，烃源岩进入过成熟阶段，处于主生气窗范围，利于干气大量生成。

（3）通许地区煤系页岩山西组含气量为0.292～2.858 m3/t，平均值为0.662 m3/t；太原组含气量为0.664～4.506 m3/t，平均值为1.644 m3/t，太原组解析气含气量较高，区内页岩气具有良好的开发前景，其中庄头斜坡带是下步页岩气勘探的重点区带。