南华北盆地海陆过渡相页岩特征及勘探层位优选——以通许地区上古生界为例

陈倩倩

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州450006）

目前，中国主要发育的海相、陆相、海陆过渡相页岩气中，海相页岩气在四川盆地已实现规模开发，但占全国页岩气资源总量四分之一的海陆过渡相页岩气尚处于起步阶段[1-3]。南华北盆地上古生界山西组、太原组存在丰富的碳质泥页岩。在适当的地质背景以及匹配的钻采工艺下，泥页岩也是有效的产层[4]。河南豫矿公司部署的牟页1井与郑东页2井在太原组获得试气突破，证实南华北盆地富含天然气。在前人认识基础上[5-9]，结合新钻井通许3 井、通许4井资料，通过一系列分析化验手段，对南华北盆地上古生界富有机质泥页岩特征进行描述，对含气性开展分析，并对山西组、太原组泥页岩各项参数综合对比，明确勘探潜力，最终达到优选有利勘探层位的目的。

1 地质背景

南华北地区位于华北地台南部，南邻秦岭—大别褶皱系，东以郯庐断裂带为界，自青白口纪到新近纪经历了6 个构造演化阶段，构造演化史极其复杂，盆地可划分成5个二级构造单元，研究区位于太康隆起区[10-11]（图1）。在构造作用和古地貌的双重控制下，南华北盆地上古生界经历了海相—海陆过渡相—陆相沉积演化过程，在太原组识别出有障壁海岸沉积相，在山西组识别出海陆过渡相三角洲沉积相体系（图2）。

图1 南华北盆地通许地区构造位置Fig.1 Structural location of Tongxu area in the South of North China Basin

图2 南华北盆地通许地区通许2井沉积相柱状图Fig.2 Sedimentary facies histogram of Well-TX2 in Tongxu area in the south of North China Basin

2 海陆过渡相泥页岩特征

2.1 富有机质泥页岩地球化学特征

2.1.1 有机质类型

由于太原组和山西组泥页岩有机质热演化程度较高，为了准确判断有机质类型，综合采用有机质碳同位素分析、有机元素分析和透射光下干酪根镜检等手段。有机碳同位素分析中，几乎100%的样品的δ13C PDB(‰)值高于-26 ‰，反映出有机质来源为陆生高等植物；由于太原组、山西组Ro普遍大于2%，属高成熟—过成熟状态，有机元素分析不能准确反映有机质类型；透射光下，干酪根镜检实验显示75%显微组分为镜质组（主要为黑色镜质体），其次为腐泥成分，有机质类型均为Ⅲ型。综合各项实验数据，明确太原组、山西组泥页岩有机质类型为Ⅲ型。

2.1.2 有机质丰度

通许地区太原组、山西组泥页岩有机质丰度指标主要靠有机碳含量（TOC）来衡量，所测得生烃潜力参数以及氢指数不足以反映生烃潜力。

太原组、山西组泥页岩TOC值介于0.08 %～9.84 %，主体分布在1.0 %～4.5 %范围内，平均有机碳含量为1.53%，33.3%的样品的TOC值大于2.0%，属好的烃源岩，且对比分析发现太原组有机质丰度高于山西组（图3）；纵向来看，因海陆过渡相沉积环境中砂泥互层频繁，夹杂煤线，岩性具较强非均质性，导致TOC值变化较大。研究区石炭—二叠系泥页岩经历过复杂的构造运动，具较高的热演化程度，生烃潜力参数分布在0.03～0.56 mg/g，平均值为0.17 mg/g，氢指数分布在2～104 mg/g范围内，平均值为17 mg/g，残余生烃潜力及残留氯仿沥青“A”含量低，生烃潜力得不到有效反映，因此，有机质丰度评价主要参考TOC值。

图3 南华北盆地上古生界太原组、山西组有机碳频率分布Fig.3 Distribution of organic carbon frequency in Taiyuan Formation and Shanxi Formation of Upper Paleozoic in the South of North China Basin

2.1.3 有机质成熟度

依据有机质成熟度划分标准，当Ro大于2.0 %时，即处于过成熟阶段。研究区太原组、山西组Ro介于2.4%～3.4%，平均为2.9%，且太原组泥页岩成熟度大于山西组。

岩石热解峰温Tmax理论上随着有机质演化程度的增加而增加，有机质成熟度在一定程度上能够得到反馈。当Tmax大于510 ℃时，热演化即处于过成熟阶段。研究区山西组、太原组Tmax数值普遍大于500 ℃，再次证实页岩达到过成熟阶段。

2.2 富有机质页岩岩石学与矿物组分特征

页岩矿物组成，尤其是脆性矿物含量，是页岩气产出的重要控制因素，页岩气储层的形成，不仅需要较高的有机质丰度，而且还要含有一定量的石英、长石等脆性矿物[12-13]。

借助全岩X-射线分析手段，泥页岩矿物组分可分成3 类：以石英和长石为主的陆源碎屑矿物、黏土矿物和自生非黏土矿物。自生非黏土矿物中主要成分是碳酸盐矿物，其次是硫酸盐矿物。矿物组分分析显示太原组和山西组页岩储层矿物成分类似，均以石英和黏土矿物为主，还有部分碳酸盐岩和少量黄铁矿（图4），但同时又存在一定差异。其中太原组石英含量为2%～52%，平均为34.5%；黏土矿物含量为1 %～64 %，平均38.1 %；相比山西组，碳酸盐矿物含量较高，平均为10.3 %。山西组石英含量为21 %～59 %，平均为41.3 %；黏土矿物含量为21 %～70 %，平均为50.2 %。太原组脆性矿物含量高于山西组，而黏土矿物含量反之。

图4 通许地区山西—太原组矿物组分特征Fig.4 Mineral composition characteristics of Shanxi-Taiyuan Formation in Tongxu area

通许地区黏土矿物以伊利石为主，伊蒙混层次之，局部含高岭石和绿泥石，较高的伊利石含量反映较高的成岩作用，与高成熟度相对应。其中，太原组伊利石含量为35 %～80 %，平均为58 %；高岭石平均为13.5%，伊蒙混层含量平均为20%。山西组伊利石含量为4%～99%，平均为59%；高岭石平均为13.8%，伊蒙混层含量平均为17%。

2.3 富有机质泥页岩储集空间类型

页岩气储集空间可以分为孔隙和裂缝两大类，国内外学者对泥页岩孔隙类型的划分分类方案未见统一[8,14-16]。通过氩离子抛光+扫描电镜、压汞和气体吸附等实验室测试分析，对页岩样品储层类型、大小和特征细致研究，并参考由LOUCKS 等[14,17]提出的主流分类方案，将南华北盆地通许地区上古生界泥页岩储集空间类型划分为3 类：有机质孔、无机孔、裂缝。裂缝、微裂缝占泥页岩储集空间的主导，其次是无机孔，有机质孔发育较少，一般孤立存在。

2.3.1 有机质孔

在扫描电镜下，有机质孔以圆形、椭圆形居多，局部可见长条形和不规则形状；气孔轮廓清晰、边缘光滑，部分气孔边缘出现弯曲现象；气孔普遍以单个出现，少数气孔间彼此联通，有些较大的气孔一般是由多个气孔破裂联通形成（图5a）；有机质孔大小一般为纳米级，孔径分布在10～500 nm，个别可达1～2µm。

图5 南华北盆地上古生界（太原组—山西组）页岩层段孔隙类型特征Fig.5 Pore types of shale member of Upper Paleozoic（Taiyuan-Shanxi Formation）in the South of North China Basin

2.3.2 无机孔

研究区微观孔隙无机孔主要包括粒内孔、粒间孔。粒内孔通常发育在矿物质颗粒内部，镜下较多地观察到莓球状黄铁矿晶间孔、石英粒内孔隙以及长石、岩屑或碳酸盐溶蚀孔等，溶蚀孔隙一般为圆形、椭圆形等，孔径可达数微米，并且部分后期被有机质充填（图5b—图5d、图5f）。粒间孔一般发育在颗粒间，镜下可观察到矿物颗粒间形成的三角形孔隙以及与矿物颗粒接触的有机质周缘发育的成串粒间孔（图5e），由于强烈的压实作用，外加泥页岩较强的塑形，粒间孔相对少见。

2.3.3 裂缝、微裂缝

通许3 井、通许4 井岩心观察可见太原组泥页岩较多的发育网状缝、斜交缝以及其他杂乱分布的裂缝、微裂缝，部分裂缝被后期方解石充填或半充填（图5h、图5i）。

氩离子抛光+扫描电镜分析发现，微裂缝类型主要为黏土矿物层间缝或脆性矿物在抵抗压实作用过程中产生的微裂缝（图5f、图5g）。微裂缝一般长数微米，宽数十纳米，个别微裂缝后期被方解石或自生黏土矿物充填，渗流能力降低。随着成岩作用进行，黏土矿物脱水，尤其是蒙脱石失水转化成伊利石的过程中体积发生收缩，或者高岭石通过沂蒙混层向伊利石转化过程中，均产生大量层间微裂缝[18]，此类微裂缝占主导。因构造作用产生的微裂缝，其发育具局限性，一般以脆性矿物颗粒粒缘缝或粒内缝呈现。

2.4 富有机质泥页岩物性特征及影响因素

孔渗数据统计发现，太原组、山西组泥页岩孔隙度分布在0.3%～5.39%，平均为2.9%，孔隙度整体呈较低值，超过半数孔隙度值大于3%；渗透率分布在（0～0.983）×10-3µm2，平均为0.17×10-3µm2，其中接近半数样品渗透率小于0.001×10-3µm2或者难以检测，渗透率极低（图6a、图6b）。若从大量数据进行混沌拟合，孔渗之间不存在相关性，但根据孔渗特征值范围分类后分别进行拟合，得出大于0.01×10-3µm2的渗透率相对高值孔渗间呈现出较好正相关性，小于0.01×10-3µm2的孔渗间无相关性（图6c），推测主要与高比例的丝发状伊利石堵塞孔隙空间以及孔缝间孤立存在缺乏有效联通有关。另外，由于裂缝的存在，局部会出现渗透率异常值。

图6 南华北盆地通许地区太原组和山西组有效孔渗分布及各类相关性Fig.6 Effective porosity-permeability distribution and various correlations of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Tongxu area in the South of North China Basin

影响孔渗的因素很多[19]，例如骨架颗粒粒度大小、黏土矿物或有机质含量、岩性和压实作用、溶蚀作用等成岩作用。相关性对比分析显示，孔隙度和石英含量呈正相关，和黏土矿物含量呈负相关（图6d）。大于2 %相对高值孔隙度，石英含量为33%～52%，均值含量41%，石英含量较高，黏土含量为35%～59%，平均42.8%，黏土含量偏低；分析认为随压实作用的进行，石英作为刚性矿物可有效保存其原生孔隙。随着自生黏土矿物含量增加，小于0.02×10-3µm2的相对低值渗透率整体呈增加趋势（图6e），原因是黏土矿物层间孔缝有利于增强渗流能力；在强烈的压实作用下，由石英抗压实产生的原生粒间孔往往孤立存在，孔与孔之间缺乏有效联通，因此，渗透率与石英含量呈弱的负相关关系。

3 含气性分析

通过对太原组、山西组含气性分析发现，太原组总含气量为0.15～4.51 m3/t，平均为1.32 m3/t；山西组含总气量分布在0.29～2.86 m3/t，平均为0.75 m3/t；太原组含气性明显好于山西组（图7）。含气性与岩性也有一定关系，泥岩含气性明显占据优势，另外太原组中砂岩含气量与泥页岩相当，推测与其较好的物性条件有关。

图7 通许地区不同岩性含气量分布Fig.7 Distribution of gas content in different lithology of Tongxu region

4 不同层位页岩气勘探潜力对比分析

鉴于国内目前针对富有机质页岩勘探可用资料少，通常参照北美页岩评价标准[20-22]，结合我国陆相页岩气现状制定出有机质页岩选区评价标准[8]。对照评价标准，太原组—山西组页岩层系TOC均值为1.7 %，有机质类型为Ⅲ型，成熟度均大于2 %，脆性矿物含量21%～59%，黏土矿物含量1%～70%，有效孔隙度适中，累计厚度大，埋深适中，含气量较低，整体呈现较好的页岩气勘探潜力。对比分析发现（表1），太原组富有机质页岩有机地化参数明显优于山西组，外加郑东页2 井、牟页1 井在太原组测试时分别获得3 000 m3/d 与1 260 m3/d 的气流，证实太原组比山西组具备更好的勘探潜力，是下步页岩气勘探的重点层位。

表1 南华北盆地上古生界海陆过渡相页岩主要特征Table 1 Main characteristics of the Upper Paleozoic marine-continental transitional shale in the South of North China Basin

2）储集空间类型主要是有机质孔、无机孔、裂缝和微裂缝。裂缝和微裂缝占储集空间的主体，其次是无机孔，有机质孔发育较少，一般呈孤立状存在。整体孔渗值较低，微裂缝对渗透率有明显的改善作用，大于0.01×10-3µm2的相对高值渗透率样品孔渗相关性好。

3）南华北盆地通许地区上古生界海陆过渡相泥页岩有机质丰度中等偏低，成熟度高、脆性矿物含量较高、有效孔隙度适中、累计厚度大、埋深适中，整体呈现较好的勘探潜力，且太原组各项参数优于山西组，是下步页岩气勘探的重点层位。

5 结论

1）太原组和山西组泥页岩有机质来源于高等植物，属Ⅲ型干酪根；TOC介于1.0%～4.5%，均值为1.53%，为好的烃源岩；泥页岩成熟度均大于2.0%，处于过成熟阶段；纵向上有机质丰度、含气量等参数非均质性强；储层矿物成分以石英和黏土为主，含少量碳酸盐岩和黄铁矿，太原组脆性矿物含量高于山西组，而黏土矿物反之。