鄂尔多斯盆地东部二叠系山西组煤系气成藏地质条件与资源潜力预测

张春林 张嘉琪 宋泽章 姜福杰 范立勇 裴 煜

（ 1中国石油勘探开发研究院；2油气资源与探测国家重点实验室；3中国石油大学（北京）地球科学学院； 4中国石油长庆油田公司 ）

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地[1-2]，具有丰富的天然气资源[3-6]。2020年长庆油田油气产量突破6000×104t油当量，为中国目前最大的油气田[7]。鄂尔多斯盆地上古生界二叠系山西组已发现了陕288井、陕291井、陕132井、陕295井、陕216井、榆72井、双55井等7个煤系气富集区，有利含气面积约1500km2，形成了（500～1000）×108m3的储量规模，是下一步天然气储量接替的新层系之一。鄂尔多斯盆地山西组发育较多煤系地层，一般认为煤系地层主要作为烃源岩向砂岩储集体供气，但煤系页岩中的原生孔隙、次生孔隙及微裂缝可以为天然气富集提供储存空间[8-9]，因此山西组仍蕴藏有丰富的煤系气资源[10]。煤系气是由整个煤系中的烃源岩母质在生物化学及物理化学煤化作用过程中演化生成的、赋存于煤系中的全部天然气。目前将煤系气定义为煤岩、碳质泥岩及暗色泥页岩、页岩生成的天然气，包括致密砂岩气、煤层气、页岩气等[11-12]。现阶段对山西组煤系气成藏地质条件的研究较少，缺乏对其资源潜力的预测。为此，本文以鄂尔多斯盆地山西组为研究对象，基于烃源岩的地质与地球化学表征、储层表征（矿物组成、孔隙结构与物性特征），对煤系气的成藏条件与含气性特征展开研究，预测了不同类型煤系气的资源量，以期为鄂尔多斯盆地上古生界煤系气勘探的战略决策提供地质依据。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北地区西部，为中国第二大沉积盆地。盆地北起阴山、大青山，南抵秦岭，西达贺兰山、六盘山，东至吕梁山，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西5个省区，总面积为37×104km2[13-14]。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部和晋西挠褶带西部（图1a），西至靖边地区，东达临县、石楼一带，北至榆林，南到河津、黄龙、黄陵一线。研究区内发育有乌审旗、榆林及米脂等多个大气田，资源潜力巨大。

鄂尔多斯盆地是典型的大型内陆克拉通盆地，经历了吕梁、晋宁、加里东、海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动旋回[15-16]，加里东运动导致盆地抬升剥蚀，盆地整体缺失志留系、泥盆系，石炭系仅残存本溪组。鄂尔多斯盆地在古生代时期经历了海相—海陆过渡相—陆相的沉积环境演化，山西组沉积总体处于近海湖盆的海退过程中，发育河流—三角洲—滨浅湖沉积体系，由此构成了鄂尔多斯盆地重要的含煤层系，共发育5套煤岩（图1b）。根据沉积序列和岩性组合，山西组自下而上可分为山2段和山1段（图1b），研究区内山2段主要为一套三角洲相、滨浅湖相的含煤地层，可细分为山21、山22和山23三个亚段，岩性主要包括浅灰色石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和灰黑色泥页岩、黑色碳质泥岩、煤岩，底部常发育一套较稳定的北岔沟砂岩作为与太原组的分界，地层厚度为40～60m；相对于山2段，山1段滨浅湖相沉积范围缩小、三角洲相沉积范围扩大，岩性主要为砂岩、砂质泥岩、泥页岩夹薄层煤岩，砂岩粒度较细，主要为中—细粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，地层厚度为40～60m。

图1 研究区位置图（a）与山西组地层柱状图（b）Fig.1 Location map of the study area (a) and stratigraphic column of Shanxi Formation (b)

2 煤系气成藏地质条件

2.1 烃源岩条件

2.1.1 地球化学特征

2.1.1.1 有机质丰度

基于研究区29块典型煤系地层烃源岩样品（煤岩、碳质泥岩、暗色泥页岩）的有机碳分析测试和热解结果的统计分析发现：煤岩的有机碳含量（TOC）最高，其次为碳质泥岩，暗色泥页岩最低（表1）；从生烃潜量来看，煤岩的生烃潜量（S1+S2）最高（表2），为好烃源岩，碳质泥岩次之，暗色泥页岩最低。此外，从层位上看，山2段烃源岩有机碳含量更高。

表1 研究区山西组不同岩性烃源岩有机碳含量表Table 1 TOC of source rocks with different lithologies of Shanxi Formation in the study area 单位：%

表2 研究区山西组不同岩性烃源岩生烃潜量表Table 2 S1+S2 of source rocks with different lithologies of Shanxi Formation in the study area 单位：mg/g

2.1.1.2 有机质类型

通过对研究区山西组不同岩性烃源岩的干酪根显微镜下鉴定，认为山西组煤岩的显微组分以镜质组和惰质组为主，两者总含量可达80%以上，碳质泥岩的显微组分以腐泥组和镜质组为主，泥页岩的显微组分以惰质组和腐泥组为主（图2）；煤岩的干酪根类型为Ⅲ型，泥岩（包括碳质泥岩、泥页岩，下同）干酪根类型主要为Ⅱ2型，个别为Ⅲ型（表3）。

图2 研究区山西组不同岩性烃源岩镜检照片Fig.2 Microscopic photos of source rocks with different lithologies of Shanxi Formation in the study area

表3 研究区山西组不同岩性烃源岩干酪根类型Table 3 Kerogen types of source rocks with different lithologies of Shanxi Formation in the study area

续表

2.1.1.3 有机质成熟度

研究区烃源岩镜质组反射率主要分布于1.2%～2.8%（图3），整体上大部分区域已进入高成熟至过成熟阶段，有利于天然气生成。研究区由北向南，有机质成熟度逐渐增加；其中，自子洲向南，Ro超过2.0%；高桥至延长一带有机质成熟度最高，Ro大于2.6%。从有机质成熟度的角度来看，研究区中南部煤系地层为生气的主力烃源岩。

图3 研究区山西组烃源岩Ro等值线图（据文献[17]修改）Fig.3 Ro contour map of source rocks of Shanxi Formation in the study area (modified after reference [17])

2.1.2 分布特征

研究区烃源岩类型主要为煤岩、碳质泥岩及暗色泥页岩。研究区内45口探井的统计结果表明，山1段煤岩平均厚度仅为0.72m，碳质泥岩平均厚度为0.82m，暗色泥页岩平均厚度为25.44m；山2段煤岩平均厚度为5.31m，碳质泥岩平均厚度为2.36m，暗色泥页岩平均厚度为22.75m，煤岩与碳质泥岩的厚度较山1段明显增大。平面上，研究区北部靠近物源区，为水动力较强的河流—三角洲沉积环境[18]，发育沼泽，至南部过渡为滨浅湖，有利于煤岩发育。山2段煤岩主要发育在研究区中东部，厚度为2～6m，局部可达8m，在清涧、榆林一带厚度最大，整体上呈现出东厚西薄的趋势（图4）。纵向上，山西组煤系烃源岩与致密砂岩储层叠置，有利于烃类向邻近储层运聚。

图4 研究区山2段煤岩厚度图Fig.4 Coal seam thickness map of the 2nd member of Shanxi Formation in the study area

烃源岩特征揭示山2段烃源岩有机质丰度更高，成熟度具有“南高北低”的特征，平面展布具有“东厚西薄”的特征。总体上看，最有利的天然气生气区为子洲以南、延安以东地区。

2.2 储集体条件

2.2.1 矿物组成

研究区山西组砂岩主要岩石类型为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩，夹有少量的石英砂岩（图5）；粒度以中—粗砂岩为主，其次为细砂岩；磨圆度为次棱角状—次圆状；分选中等—好。山西组储层碎屑成分中石英相对含量最高，分布于54%～92%之间，平均为72.3%左右；长石相对含量主要分布在1%～3%之间，平均为1.2%左右；岩屑相对含量主要分布在7%～45%之间，平均为26.4%；成分成熟度[石英/（长石+岩屑）]高，主要分布在1.17～11.5之间，平均为4.12。

图5 研究区山西组砂岩类型三角图Fig.5 Triangle diagram of sandstone type of Shanxi Formation in the study area

利用X射线衍射实验和扫描电镜对22个泥岩样品的矿物组成进行定量和定性分析，结果表明山西组泥岩的矿物成分主要为黏土矿物和石英（图6、图7a、b），长石含量极低，此外有少量菱铁矿、黄铁矿等特殊矿物（图6）。黏土矿物含量分布在33.4%～90.5%之间，平均为51.15%；石英含量次之，分布在6.6%～66.6%之间，平均为45%；长石含量介于0～3.3%，以斜长石为主，其次为钾长石；碳酸盐矿物含量分布在0～4.9%之间，平均为0.56%，主要为白云石（图7c）；菱铁矿、黄铁矿含量很低，平面分布不均，仅在个别井中发育，平均不足2%。研究区山西组泥岩中的脆性矿物主要有石英、长石、黄铁矿和碳酸盐矿物，含量较高，平均为35.7%，有助于水力压裂造缝。

图6 研究区山西组泥岩矿物组成含量条形图Fig.6 Content of mineral components of Shanxi Formation mudstone in the study area

进一步对研究区泥岩中不同类型黏土矿物的相对含量进行分析，结果表明山西组泥岩黏土矿物主要由高岭石、伊/蒙混层、伊利石和绿泥石组成（图8）。高岭石在镜下多呈书页状，但在研究区未观测到较好的晶型（图7d），含量分布在20%～69%之间，平均为43.9%；伊利石含量次之，呈弯曲片状，含量分布在22%～54%之间，平均为31.9%；伊/蒙混层呈凝絮状，平均含量为19.6%；绿泥石呈叶片状，平均含量为4.6%。

图7 研究区山西组泥岩扫描电镜矿物照片Fig.7 SEM photos of Shanxi Formation mudstone in the study area

图8 研究区山西组泥岩黏土矿物含量条形图Fig.8 Clay mineral content of Shanxi Formation mudstone in the study area

2.2.2 储集空间类型

2.2.2.1 砂岩储层

研究区山西组砂岩储层发育多种孔隙类型，以次生孔隙为主，原生孔隙较少，在镜下可见岩屑溶孔、高岭石晶间孔、粒间溶孔及未充填的微裂缝（图9）。

图9 研究区山西组砂岩储层储集空间类型Fig.9 Reservoir space types of sandstone reservoirs of Shanxi Formation in the study area

2.2.2.2 泥岩储层

研究区山西组泥岩储层发育以多种类型孔隙为主的储集空间（图10），其中，有机质孔较发育，镜下呈蜂窝状、三角形或多角形及不规则长条状等多种形态；无机质孔主要发育有粒间孔、溶蚀孔、生物孔等。同时，泥岩中微裂缝较为发育，可作为天然气的重要运移通道。

图10 研究区山西组泥岩储层储集空间类型Fig.10 Reservoir space types of mudstone reservoirs of Shanxi Formation in the study area

高压压汞实验结果显示，泥岩孔隙度主要分布在0.5%～1.78%之间，平均为0.86%，排驱压力主要分布在13～41MPa之间，平均为22.38MPa，反映泥岩非常致密。高压压汞曲线形态可以反映泥岩孔隙的发育特征，依据曲线特征将研究区山西组泥岩样品的压汞曲线分为两类（图11），I类曲线排驱压力较小，平均为7.22MPa，退汞效率高，平均为78.06%，孔隙度较大，约为0.89%；Ⅱ类曲线排驱压力明显增高，平均为27.67MPa，退汞效率低，平均仅为50.54%，孔隙度平均约为0.47%。整体来看，泥岩样品的压汞曲线歪度较细，表明泥岩分选较差，但对比来看，Ⅱ类压汞曲线的样品孔喉结构更加复杂。根据高压压汞实验得到了泥岩孔径分布图（图12），孔径分布曲线呈现多峰特征，主要集中在孔径为8nm、9nm、45nm、750nm和85μm处。可以判断出泥岩孔隙体积主要是由孔径介于5～10nm、12～55nm、500～800nm和45～90μm的孔隙贡献。

图11 研究区山西组泥岩高压压汞曲线Fig.11 High pressure mercury injection curve of Shanxi Formation mudstone in the study area

图12 研究区山西组泥岩孔径分布曲线图Fig.12 Pore size distribution curve of Shanxi Formation mudstone in the study area

2.2.3 物性特征

研究区山西组砂岩储层孔隙度主要分布在2%～ 10%，整体属于低孔、特低孔储层。山西组砂岩的主要类型为三角洲平原砂体和三角洲前缘砂体[19-20]，基于孔隙度分布图与沉积相展布特征的研究，认为孔隙度分布受沉积微相与砂地比的控制，孔隙度高值点主要分布在研究区神41井、神27井、米35井、双107井等，位于北部河道的砂体上（图13、图14）。

图13 研究区山西组沉积相图Fig.13 Sedimentary facies map of Shanxi Formation in the study area

图14 研究区山西组砂岩孔隙度等值线图Fig.14 Porosity contour map of Shanxi Formation sandstone in the study area

2.3 保存条件

宏观上看，鄂尔多斯盆地属于克拉通盆地，具有相对稳定的大地构造环境，有利于天然气的保存[21]。通过对研究区近东西向的连井剖面分析（图15），发现山西组山1段顶部发育一套稳定的厚层泥岩，厚度为10～15m，可作为良好的盖层阻止天然气的逸散，形成典型的“下生中储上盖”的生储盖组合[22]，有利于致密砂岩气的富集；而对于页岩气和煤层气，主要为“自生自储”的成藏模式，广泛发育的泥岩和泥岩夹层是良好的区域性盖层，有利于页岩气和煤层气的保存。

3 煤系气资源潜力预测

3.1 预测方法

蒙特卡洛法（又称统计模拟法）是利用随机抽样方法在各参数概率分布曲线上取随机数概率下限值，进而基于资源量计算模型，得到资源量计算结果的概率分布曲线。该方法已广泛应用于油气资源量计算，其优点是以概率分布曲线来逼近地下对象的较可能值、最可能值[23-24]。

用蒙特卡洛法计算资源量主要有容积法和体积法两种。

容积法是计算油气资源量的主要方法，适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、不同储集类型和不同驱动方式的油气藏。在煤系气资源评价中主要用来计算致密砂岩气的资源量，其资源量计算公式为

式中G——天然气资源量，108m3；

A——含气面积，km2；

H——平均有效厚度，m；

φ——平均有效孔隙度；

Sg——平均含气饱和度；

Bgi——平均天然气体积系数。

体积法是煤层气资源评价中计算资源量的基本方法，适用于各个级别资源量的计算。在煤系气资源评价中主要用来计算页岩气和煤层气的资源量，其计算公式为

式中ρ——平均密度，t/m3；

C——含气量，m3/t。

3.2 参数选取

由于储层的复杂性和连续性，大多数地质数据均符合正态分布[25]，计算致密砂岩气资源量时，砂岩厚度、砂岩孔隙度、砂岩含气饱和度及天然气体积系数均采用对数正态分布模型，致密砂岩含气面积则采用均匀分布模型（图16）；计算页岩气及煤层气资源量时，泥岩厚度、煤岩厚度、泥岩含气量、煤岩含气量同样采用对数正态分布模型，泥岩含气面积及煤岩含气面积则采用均匀分布模型（图17），泥岩密度及煤岩密度则采用实际测试数据。

图16 研究区山2段致密砂岩气资源量计算参数模型Fig.16 Parameters model for resource calculation of tight sandstone gas of the 2nd member of Shanxi Formation in the study area

图17 研究区山2段页岩气及煤层气资源量计算参数模型Fig.17 Parameters model for resources calculation of shale gas and coalbed methane of the 2nd member of Shanxi Formation in the study area

3.2.1 含气面积

对煤系气资源量来说，含气面积的影响比其他参数重要。计算区带与计算区块之间属包含关系，区块计算单元面积包含在区带单元计算面积之中。计算含气面积时，选取各层段含气面积的最大值、最小值及最可能值进行估算，综合运用岩性组合和勘探目标评价结果合理划分边界。

3.2.2 有效厚度

厚而稳定分布的煤岩除对煤层气资源有利外，还对煤层气强化增产措施有利。在研究区内则以各主力煤岩单层厚度1m作为煤岩厚度下限值。

3.2.3 有效孔隙度

有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础。对于未取心井，则采用测井资料求取有效孔隙度，并与岩心分析数据进行对比，以提高其精度。具有岩心标定的测井资料解释的有效孔隙度可用于致密砂岩气资源量的计算。通过对已有数据构建概率分布曲线，可以模拟更多情况下的有效孔隙度。

3.2.4 平均含气饱和度

确定含气饱和度的方法有岩心直接测定、测井资料解释、毛细管压力计算等。本文采用岩心直接测定和测井资料解释相结合的方法来选取含气饱和度进行模拟。

3.2.5 平均天然气体积系数

天然气体积系数（Bgi）为天然气地下体积转换为地面标准条件下体积的换算系数（中国地面标准条件指温度为20℃即293K，绝对压力为0.101MPa），其数值受到原始地层压力、温度和地面标准压力、温度及天然气偏差系数的影响。

式中psc——地面标准压力，MPa；

Tsc——地面标准温度，K；

pi——原始地层压力，MPa；

Ti——原始地层温度，K；

Z——气体偏差系数。

3.2.6 平均密度

单位体积煤岩的质量称为煤岩的密度，它是计算煤岩资源量的重要参数，也是计算煤层气资源量的重要参数。煤岩的灰分含量越高，密度就越大。煤岩的密度还与热演化程度有关，理论上讲，煤岩的热演化程度越高，密度就越小。而煤岩的热演化程度是煤岩埋藏深度、温度和压力的正比例函数。

3.2.7 含气量

含气量是煤层气资源量计算的重要参数。在含气面积、厚度等相同的条件下，煤岩含气量与煤层气资源量间呈正比例关系。在泥岩中含气量包括游离气量和吸附气量，在煤层气中仅计算煤的吸附气量，该参数主要基于气体吸附实验来确定。

3.3 预测结果

根据以上所选参数及模型，利用容积法计算致密砂岩气资源量，同时利用体积法计算页岩气及煤层气的资源量。运用crystal ball软件进行蒙特卡洛模拟，加载各个参数的分布模型，执行5000次迭代计算得到山西组各层段不同类型煤系气的资源量概率分布曲线图（图18）。由于山1段煤岩厚度较薄，横向分布连续性较差，认为山1段煤层气不富集，因此仅对山2段发育的煤层气资源量进行评价。选取在50%概率下的预测资源量，得到鄂尔多斯盆地东部山西组煤系气“三气”（致密砂岩气、页岩气、煤层气）最有可能的资源量（表4），山西组煤系气概算资源量总计为306879.79×108m3，其中，山1段煤系气资源量为129878.64×108m3，山2段煤系气资源量为177001.15×108m3，山2段资源潜力最大。

表4 研究区山西组煤系气资源量汇总表（P50）Table 4 Summary of coal measure gas resources of Shanxi Formation in the study area（P50）

图18 研究区山西组各层段不同类型煤系气资源量概率分布曲线图Fig.18 Probability distribution curve of different types of coal measure gas resources of each member of Shanxi Formation in the study area

4 结论

鄂尔多斯盆地二叠系山西组烃源岩类型多，平面上大面积展布，有机质丰度高、类型好、成熟度高、生气潜力大，为充足的气源供应奠定了良好的物质基础。山西组砂岩储层以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，储集空间以次生孔隙中的岩屑溶孔为主，具有低孔、低渗的特征；泥岩的矿物组分以石英和黏土矿物为主，泥岩致密，孔喉结构复杂，孔隙类型主要为有机质孔和微裂缝。

运用蒙特卡洛方法评价山西组煤系气资源潜力，山西组煤系气概算资源量总计为306879.79×108m3，其中山2段煤系气资源量为177001.15×108m3，资源潜力大，是今后天然气勘探的重点方向。