海陆交互相沉积岩页岩气生储特征——以鲁西南含煤区为例

高兵艳，彭文泉，张春池，胡彩萍，王会韬

(1.山东省第一地质矿产勘查院，山东 济南 250110；2.山东省富铁矿勘查技术开发工程实验室，山东 济南 250110；3.山东省地质调查院，山东 济南 250014；4.临朐县自然资源和规划局，山东 临朐 262600)

0 引言

近年来，化石燃料价格不断攀升，我国天然气、石油进口占比逐年增长，对外依存程度不断增加[1-2]，页岩气资源作为天然气的有效补充，其勘查开发的重要性不断显现。2010年以来，山东省针对页岩气的专项勘查研究工作陆续实施，至今累计投入勘查资金超过1亿元。鲁西南含煤区作为山东省石炭-二叠系大面积分布区[3-4]，查明鲁西南含煤区泥页岩地质特征、有机地化特征、储集物性特征、含气性特征等尤为重要。

本文通过研究鲁西南含煤区泥页岩发育特征，有机碳含量、生烃潜量、氯仿沥青“A”、干酪根类型、镜质体反射率等有机地化特征，脆性矿成分、黏土矿物成分、微孔隙、岩石密度、孔隙度、渗透率等储层物性特征及含气性特征等，综合分析海陆交互相沉积岩(山西组、太原组泥页岩)页岩气生储特征，为该区页岩气进一步勘查评价提供借鉴。

1 地质背景

鲁西南含煤区位于鲁西隆起区的西南部，西以聊考断裂为界，东侧以峄山断裂为界，北部主要以汶泗断裂、巨野断裂与省界圈闭，南侧至省界(图1)。

1.1 地层

鲁西南含煤区地层发育较全，自新太古界至新生界均有发育，自下而上主要为：新太古代泰山岩群、古生代寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、侏罗系、古近系、新近系和第四系。

1—(潜)凹陷；2—(潜)凸起；3—页岩气参数井位置及名称；4—断裂；5—省界；6—凹陷/凸起界线；7—鲁西南含煤区范围图1 鲁西南含煤区位置及构造示意图

寒武系主要为滨海—近海岸沉积[5]，岩性由灰岩、泥质灰岩、鲕状灰岩、竹叶状灰岩及紫色、黄色页岩所组成。

奥陶系属开阔台地相至潮坪泻湖相交替沉积，岩性由厚层石灰岩、豹皮状灰岩及白云质灰岩组成。

石炭系属海陆交互相沉积，岩性由暗色泥岩、粉砂岩、泥岩、页岩、灰岩和煤层，其暗色泥页岩中富含有机质，为页岩气有利生储层位。

二叠系下部属海陆交互相沉积，岩性为砂岩、暗色泥岩、页岩夹灰岩、煤层，暗色泥页岩中富含有机质，为页岩气有利生储层位。上部转变为陆湖相、河流相沉积，岩性由砂岩、粉砂岩、泥岩为主。

侏罗系属陆相沉积，岩性为紫褐色泥岩、砂质泥岩和紫红色砂砾岩等互层。

古近系属陆相沉积，岩性为绿灰、灰—深灰色粉砂质泥岩、泥岩夹泥灰岩、灰岩等。

新近系属陆相沉积，岩性由土黄、棕红色泥岩、砂质泥岩与灰白色砂岩组成。

第四系属陆相沉积，岩性为黄褐、棕黄色粘土质砂、砂质黏土，夹粉、细砂及中砂薄层。

1.2 构造

鲁西南含煤区整体呈现为凸起与凹陷相间的构造格局[6-7]，近EW向和近SN向断裂将该区切割成“格子”状，规模较大的断裂多成为凸起与凹陷的边界断裂，其中聊考断裂、泗水断裂、峄山断裂和巨野断裂的一部分圈围形成了鲁西南含煤区。

1.3 岩浆岩

鲁西南含煤区岩浆岩零星分布，从基性—中性—酸性岩均有发育[8]，其中以中酸性为主，形成时代主要为新太古代和中生代，中生代岩浆岩呈岩株、岩枝、岩脉状产出，部分煤层钻孔亦有揭露。

1.4 沉积背景

华北地台在奥陶纪接受了巨厚的海相碳酸盐岩沉积之后，加里东运动使得华北板块整体抬升，遭受剥蚀，造成大面积缺失了上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统，推测沉积间断在1.5亿年左右。海西初期，受区域运动的影响，华北板块整体沉降，逐步演化为大型陆表海盆地，海西运动在早二叠世末期开始表现得极其强烈，在华北基本上结束了长期的古生代海侵历史，海水开始向南退出，演化为近海内陆盆地，陆相及过渡相沉积范围扩展，而海相沉积萎缩。晚石炭纪与早二叠纪沉积时，表现为多期海侵，沉积了一套海陆交互相-陆相含煤岩系，岩性以暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩及灰岩、煤层为主，为页岩气形成的有利层位。

2 泥页岩发育特征

2.1 厚度发育特征

石炭-二叠纪富有机质泥页岩主要发育在山西组和太原组[9-11]。山西组上部以砂岩为主，下部以暗色泥页岩为主，山西组厚度整体显示北东厚、南西薄的特点，岩性上泥岩比例存在自北东向南西增厚之势。太原组以暗色泥页岩、灰岩、煤层为主，暗色泥页岩发育，是富有机质泥页岩的主要赋存层位之一，太原组沉积厚度存在由北而南逐渐增厚的趋势。山西组和太原组在鲁西南含煤区暗色泥页岩累计厚度可达100～200m，在济宁—鱼台及成武—单县一带为暗色泥页岩最为发育的地区。

2.2 泥页岩埋藏特征

鲁西南含煤区暗色泥页岩埋深受构造控制变化较大，一般为100～5000m，形成成武、鱼台2个埋藏较深的凹陷带，埋深均在2000m以上，巨野县西部、宁阳—汶上一带及其东部埋深为600～1000m，宁阳—汶上一带向南部、兖州西南部埋深逐渐变浅，深度多小于600m。

3 有机地化特征

3.1 有机质丰度特征

有机质丰度是有机地化评价的重要指标[12-13]，依据黄第藩等含煤地层烃源岩有机质丰度评价标准(表1)，选取有机碳含量、氯仿沥青“A”、生烃潜量等评价参数对鲁西南含煤区泥页岩进行烃源岩评价。

表1 含煤地层烃源岩有机质丰度评价标准

3.1.1 有机碳含量

泥页岩中有机质的含量、质量与演化过程对烃类的形成量与储存量存在直接决定作用，有机碳含量也是评价泥页岩生气潜力的关键参数[14]。

鲁西南含煤区共施工3口页岩气参数井，分别为YYC1井、LYC1井和CYC1井，钻孔揭露石炭-二叠纪太原组暗色泥页岩最为发育，二叠纪山西组暗色泥岩发育厚度相对较薄，层数小于太原组，且主要集中发育在煤3以下，各井获取的样品相对较少，太原组样品数量多，统计对比代表性较强。

YYC1井采集泥页岩样品159件，来自石盒子群5件、山西组14件、太原组140件。石盒子群5件样品中仅1件有机碳含量达到好烃源岩，其余4件有机碳含量均小于0.6%，为非烃源岩，显示石盒子群泥页岩有机碳含量较低，以非烃源岩为主。山西组14件样品中有机碳含量为好烃源岩和差烃源岩各4件，各占28.57%，中等烃源岩6件，占42.86%，显示山西组泥页岩以中等烃源岩为主。太原组140件泥页岩样品，极好烃源岩7件，占5.00%，好烃源岩21件，占15.00%，中等烃源岩68件，占48.57%，差烃源岩34件，占24.29%，显示太原组以中等烃源岩为主。从YYC1井泥页岩有机碳含量评价来看，太原组好于山西组，更好于石盒子群。

CYC1井采集泥页岩样品16件，样品数量相对较少，其中石盒子群2件泥页岩样品均为非烃源岩，山西组3件，1件达到好烃源岩，2件为非烃源岩；太原组11件泥页岩样品中2件为极好烃源岩，4件为中等烃源岩、1件为差烃源岩，4件为非烃源岩。

LYC1井采集泥页岩样品34件，其中石盒子群8件，4件为差烃源岩，4件为非烃源岩；山西组5件，1件为极好烃源岩，2件为好烃源岩，2件为中等烃源岩；太原组21件，5件为好烃源岩，占23.81%，8件为中等烃源岩，占38.10%，7件为差烃源岩，占33.33%。

3口参数井揭露石盒子群泥页岩中仅33.33%的样品达到烃源岩标准，大部分为非烃源岩，且泥页岩发育厚度有限，达不到页岩气评价要求。山西组和太原组泥页岩有机碳含量一般为0.7%～3.5%，平均为2.80%，山西组和太原组达到烃源岩标准的样品分别占90.91%和91.28%，中等及以上烃源岩占比中YYC1井和LYC1井要远好于CYC1井，这可能与CYC1井取样位置和数量有一定关系。总体来看，太原组、山西组泥页岩均以中等烃源岩为主(图2)，泥页岩有机碳含量满足生气条件。

3.1.2 生烃潜量

生烃潜量为泥页岩中单位体积或单位重量有机质在自然地质条件下能够生成烃类物质的最大量。它是评价有机质丰度的重要指标之一，用S1+S2表示。S1为残留烃，是岩石中已由有机质生成但尚未排出的残留烃(或称之为游离烃)；S2为裂解烃，是岩石中未生烃有机质所能够生成的烃量[15]。

1—石盒子群；2—山西组；3—太原组图2 石炭-二叠纪泥岩有机碳含量范围分布图

鲁西南含煤区YYC1井197件岩石热解样品中，S1+S2值在0.5～6.0mg/g之间的样品数占68.02%，其中石盒子群4件样品中3件为非烃源岩，山西组差和中等烃源岩占77.78%，太原组差和中等烃源岩占68.48%(表2)，从生烃潜量评价山西组和太原组以差和中等烃源岩为主。

表2 鲁西南含煤区YYC1井泥页岩生烃潜量统计表

3.1.3 氯仿沥青“A”

氯仿沥青“A”是评价烃源岩的另一个基本指标。一般来说有机质随变质程度的不断增高，氯仿沥青“A”含量有从低变高再变低的趋势。仅LYC1井分析了少量样品，按氯仿沥青“A”评价显示LYC1井以好烃源岩为主(图3)。

图3 LYC1井氯仿沥青“A”分布范围图

3.2 酪根类型

干酪根类型是烃源岩质量的主要标志，不同类型的干酪根具有不同的生烃潜力[16-18]，分析干酪根类型对评价有机质的生烃潜力具有重要意义。通常采用三类四分法划分干酪根类型，YYC1井山西组和太原组66件样品中Ⅲ型干酪根33件、Ⅱ2和Ⅱ1型干酪根分别为29件和3件，Ⅰ型干酪根仅1件。CYC1井28件样品中Ⅲ型干酪根14件、为Ⅱ2和Ⅱ1型干酪根分别为4件和10件，无Ⅰ型干酪根存在。说明鲁西南含煤区山西组和太原组机质类型以Ⅲ型干酪根为主，占50%，其次为Ⅱ2和Ⅱ1型干酪根，分别占35.11%和13.83%，极少出现I型干酪根。

3.3 镜质体反射率

镜质组反射率(Ro)是反映有机质演化程度或成熟度的最常用指标，CYC1井镜质体反射率在0.90%～1.22%之间，样品深度为1694～1991m，且镜质体反射率随深度而增加的趋势明显。YYC1井镜质体反射率在0.53%～2.80%之间，样品深度为1958～2212m，镜质体反射率值变化较大，镜质体反射率整体亦存在随深度增加而增高的趋势(图4)。

1—CYC1井数据；2—YYC1井数据图4 鲁西南含煤区镜质体反射率与深度关系图

根据《页岩气资源储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)对演化程度分类：小于1.3%为低，1.3%～2.0%为中，大于2.0%为高，CYC1井有机质演化程度均为低，YYC1井74件样品中57件演化程度属低，占77.03%，8件演化程度属中，占10.81%，9件演化程度属高，占12.16%。整体来看鲁西南含煤区镜质体反射率主体在0.7%～2.0%，说明有机质已进入生烃阶段。

4 储层物性特征

页岩气为自生自储的非常规天然气，储层的矿物成分组成、物性、微裂隙发育程度等对页岩气开发生产具有重要影响，其中脆性矿物含量是影响页岩气压裂及产能的重要因素。

4.1 脆性矿物

页岩气产层的改造、压裂难易程度与脆性矿物含量多少具有直接关系[19-22]，因此脆性矿物含量是储层评价的重要参数之一。《页岩气资源储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)要求页岩气储层脆性矿物不低于30%。

山西组和太原组泥页岩分析数据显示，鲁西南含煤区岩石中脆性矿物主要为：石英、长石、碳酸盐岩、黄铁矿等。脆性矿物总含量为15.77%～91.39%，大部分在30%～60%，平均为55.70%，岩石中脆性矿物含量分类[23]为高脆性矿物含量。其中石英含量3.48%～74.12%，平均38.57%，长石含量0～29.53%，平均7.83%，碳酸盐含量0～83.16%，平均4.75%，黄铁矿含量0～45.00%，平均2.96%。

YYC1井和LYC1井56件样品中脆性矿物含量小于30%的样品仅5件，占样品总数的8.77%，说明鲁西南含煤区泥页岩从脆性矿物含量分析，有利于压裂改造。

4.2 黏土矿物

泥页岩中除有机质吸附甲烷之外，黏土矿物对甲烷也具有吸附作用[14-28]，蒙脱石为黏土矿物中对甲烷的吸附性能最强者。同时黏土矿物对当时的沉积环境具有较强的敏感性。

鲁西南含煤区YYC1井、LYC1井山西组和太原组岩石中黏土矿物主要为：高岭石、伊利石/蒙脱石混层、伊利石、绿泥石等。其中，高岭石占5%～68%，平均30.77%，伊利石/蒙脱石混层占0～81%，平均30.25%，伊利石占0～94%，平均24.82%，另外绿泥石占0～37%，平均12.77%。

鲁西南含煤区黏土矿物中伊利石和高岭石的含量均较高，蒙脱石检出值很小或未检出，说明在古温压条件下蒙脱石已转化为伊利石、高岭石、绿泥石或伊利石/蒙脱石混层。鲁西南含煤区YYC1井和LYC1井黏土矿物中均含有一定量绿泥石，说明古沉积环境中含有一定量的Fe2+、Mg2+，并存在酸碱环境的变化。

4.3 微孔隙发育特征

通过对LYC1井山西组和太原组泥页岩岩心进行自然断面电镜扫描发现，泥页岩中微裂隙发育，除微裂隙外还发育矿物间隙、矿物颗粒内部溶蚀孔、泥粒孔、碎屑表面溶蚀孔等。发育大小从几纳米到几微米(图5)，微裂隙的发育利于游离气的储存和运移[29-30]，对后期压裂改造和提高产能具有重要意义。

图5 LYC1井(扫描电镜下)岩石微裂隙发育特征

4.4 岩石密度

岩石密度与地层所受的温压条件密切相关，从YYC1井11件视密度样品显示，山西组和太原组泥页岩视密度值在2.55～2.74m3/t，平均值为2.68m3/t。从视密度值与样品埋深关系来看，YYC1井泥页岩岩石视密度值随深度增加而增大的趋势明显(图6)。

图6 YYC1井泥页岩视密度分布图

4.5 孔隙度、渗透率特征

孔隙度是储层的一项重要物性参数，一般情况下泥页岩孔隙、裂隙越发育，游离气富集程度越高，同时孔隙度的增加增大了有机质的吸附表面积，利于页岩气的吸附[31]。渗透率是判断页岩气藏是否具有开发经济价值的重要参数，泥页岩的基础渗透率一般都非常低，但随着裂缝的发育而会大幅度提高。

山西组泥页岩孔隙度为0.999%～2.886%，平均1.713%，渗透率为0.140～0.800mD，平均0.3 48mD。太原组泥页岩孔隙度为1.126%～10.357%，平均3.792%，渗透率为0.200～2.620mD，平均0.510mD；灰岩孔隙度为2.298%～9.410%，平均5.215%，渗透率为0.140～0.490mD，平均0.315mD(表3)。

表3 石炭—二叠系泥页岩孔隙度与渗透率一览表

山西组和太原组泥页岩大部分孔隙度值为1%～5%之间，属于特低—低页岩气层孔隙度，渗透率均小于1mD，属于特低页岩气层空气渗透率。从山西组和太原组泥页岩渗透率和孔隙度分析，特低—低页岩气层孔隙度和特低页岩气层空气渗透率不利于后期页岩气产能的提高。

5 含气性特征

5.1 现场解析试验

现场解析试验是获取泥页岩含气量最直接的方法，也是公认的最接近页岩实际含气量的方法[32-34]。通过现场解析试验获取鲁西南含煤区泥页岩、粉砂岩含气量大部分小于0.5m3/t，少数样品超过1.0m3/t。煤层含气量明显高于泥页岩含气量，绝大部分样品大于1.0m3/t，最大值达9.15m3/t，靠近煤层的泥页岩、粉砂岩、砂岩含气量明显高于远离煤层的同岩性岩石的含气量。鲁西南含煤区的CYC1井、YYC1井、LYC1井泥页岩总含气量相近一般在0.20～0.50m3/t。

5.2 等温吸附试验

等温吸附试验是模拟地层温压条件下岩石的最大吸附能力，一般是获取恒定温度不同压力下吸附气量数据，求得兰格缪尔(langmuir)方程中Langmuir体积VL和Langmuir压力PL，兰格缪尔(langmuir)方程为(式1)：

(式1)

V—吸附气量(m3/t)；VL—Langmuir体积(cm3/g)；PL—Langmuir压力(MPa)；P—地层实际压力(MPa)。

依据试验获取的Langmuir体积、Langmuir压力和地层压力，求得饱和吸附气量。鲁西南含煤区采集煤岩样品及LYC1井泥页岩样品进行等温吸附试验，深度按1000m，地层压力按正常地压(压力系数1.0)计算，结果见表4。

表4 鲁西南含煤区吸附气量计算表

通过计算可以看出鲁西南含煤区煤的饱和吸附气量9.02～14.85m3/t，泥页岩最大吸附气量远小于煤层，仅为2.33～2.88m3/t。泥页岩的最大吸附气量远大于解析气量，说明泥页岩远未达到饱和吸附状态，具备吸附气的存储能力。

6 结论

(1)山西组和太原组是鲁西含煤区海陆交互相沉积地层最为发育层位，暗色泥页岩发育累计厚度100～200m。

(2)山西组和太原组暗色泥页岩含丰富有机质，有机碳含量为0.6%～3.0%，以中等烃源岩为主，干酪根类型以Ⅲ型为主，镜质体反射率为0.7%～2.0%，有机质已进入生气阶段，具备页岩气生成的物质基础和演化程度。

(3)山西组和太原组暗色泥页岩矿物成分中脆性矿物主要在30%～60%之间，脆性矿物以石英、长石为主，岩石微裂隙、微孔隙发育，矿物成分和微裂隙发育情况有利于页岩气的储集和储层的压裂、改造。孔隙度主要在1%～5%之间，渗透率小于1mD，孔渗条件不利于后期页岩气产能的提高。山西组和太原组暗色泥页岩解析气量0.15～0.30m3/t，最大吸附气量为2.33～2.88m3/t，暗色泥页岩具备吸附气的存储能力。

(4)鲁西南含煤区海陆交互相沉积泥页岩具备页岩气形成的物质基础、演化程度、储集空间及压裂脆性条件，可作为山东省页岩气勘查的选择层位。