海陆过渡相页岩气储层非均质性及其主控因素——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块山西组为例

武 瑾,肖玉峰,刘 丹,刘 鑫,郭 为，李树新,高金亮，吝 文

(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083； 2.国家能源页岩气研发(实验)中心,北京 100083； 3.中国石油长庆油田公司,陕西 西安710000； 4.中国石油煤层气有限责任公司,北京 100028)

0 引言

2000年以来,全球页岩气产业持续快速发展。中国已在四川盆地实现海相页岩气资源的有效开发,2020年产量为2.00×1010m3[1]。海陆过渡相页岩广泛发育于华北地区、华南地区、准噶尔盆地和塔里木盆地[2],页岩气资源量约为1.98×1013m3,占总资源量的25%,是未来页岩气勘探的重要领域[3]。近年来，海陆过渡相页岩气勘探开发取得进展。鄂尔多斯盆地延安甘泉地区云页平3井二叠系山西组页岩段压裂测试产量为5.3×104m3/d,云页平1井组、云页平6井等测试产量为(2.0～3.0)×104m3/d[4]；大宁—吉县地区5口直井山西组页岩段压裂测试获得工业气流,产气量为(0.2～1.0)×104m3/d[3]。南华北盆地中牟区块牟页1井、郑东页2井二叠系太原组—山西组直井压裂分别获得1 256.0和3 614.0 m3/d稳定页岩气流[5]。涟源盆地湘页1井二叠系大隆组直井压裂测试产量为2 400.0 m3/d[6]。沁水盆地钻探的SX-306、SY-Y-01、WY-001等3口井二叠系见到良好的页岩气显示[7]。四川盆地川东北地区明1井二叠系龙潭组压裂测试产量为(3.02～3.85)×104m3,川东南地区东页深1井龙潭组岩心测试含气量为0.56～8.78 m3/t[8]。

鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区二叠系山西组发育一套典型的海陆过渡相页岩,具有良好的勘探开发前景[3]。相较于海相页岩,海陆过渡相页岩沉积受海相与陆相环境的双重控制,水动力条件变化快,具有有机质来源多样、矿物种类多样、岩石类型丰富、垂向叠置关系复杂等特征,导致表征页岩气储层特征的参数存在非均质性,制约优质页岩层段识别优选。中国对海陆过渡相页岩的研究主要集中在页岩的基本特征、分布及资源潜力评价等方面[9-16],页岩气储层系统评价研究薄弱,围绕页岩储层和孔隙结构非均质性开展研究较少,对于有利层段的分布及其控制因素认识不足,制约海陆过渡相页岩气开发实践的规模化开展。

以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块山西组页岩为例,根据矿物组分、地球化学参数、微观孔隙结构非均质特征,分析页岩气储层参数变化特征,探讨储层非均质性及控制因素,为海陆过渡相页岩气有利层段优选提供指导。

1 地质背景

大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带东南部,东接吕梁山脉,西邻黄河,北起隰县,南至乡宁,面积约为5 784 km2(见图1(a))[17]。晚古生代,华北地台受区域构造、基底断裂及海平面升降影响,经历巨大的海陆变迁,发生多次海侵,在石炭—二叠系沉积一套海陆过渡相地层。鄂尔多斯盆地东缘发育本溪组、太原组、山西组3套页岩。本溪组、太原组页岩层段欠发育,山西组纵向发育多套页岩,横向分布稳定,厚度为30～85 m。山西组自下而上可划分为山2段和山1段,山2段自下而上又可细分为山23(P1s23)、山22(P1s22)、山21(P1s21)3个亚段。P1s23页岩广泛发育且分布稳定,厚度为20～40 m(见图1(a)),是大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发的重点目标层位[4,18-19]。

大宁—吉县区块P1s23发育深灰色/灰黑色页岩、深灰色/灰黑色粉砂质页岩,夹粉砂岩、细砂岩、煤层及煤线。综合分析岩性、沉积构造、地球化学及古生物特征,大宁—吉县区块山西组沉积环境为滨浅海相与三角洲相共存,P1s23形成于潮控三角洲—潮控河口海湾沉积环境[20]。潮控三角洲相可分为上三角洲平原、下三角洲平原和潮控三角洲前缘3类亚相；潮控河口海湾相又可分为潮坪、沼泽、障壁岛、潟湖、海湾5类亚相[18](见图1(b))。

2 实验样品与方法

2.1 实验样品

实验样品取自大宁—吉县区块2口典型海陆过渡相页岩气取心井——大吉51和大吉3-4井,目的层为山西组山23(P1s23) 亚段。对大吉51井P1s23以20 cm 间隔连续系统采集岩心样品183块,对大吉3-4井P1s23采集代表性岩心样品60块,制备5 种规格的样品:(1)75～150 μm(100～200 目)粉末样品243 份,用于TOC质量分数测定、X 线衍射全岩矿物定量分析；(2)干酪根湿样69 份,用于干酪根镜检；(3)垂直层理方向切制10 mm×10 mm×2 mm 块体岩样26 块,进行氩离子抛光及镀碳处理,用于场发射扫描电镜(FE-SEM)观察；(4) 150～180 μm(80～100 目)粉末样品26 份,用于低温CO2、N2吸附测试；(5)10 mm×10 mm×10 mm 颗粒样品26 份,用于高压压汞分析。

2.2 实验方法

TOC质量分数测试、X线衍射全岩矿物分析在国家能源页岩气研发(实验)中心完成,实验仪器分别为美国LECCO CS230 碳硫仪和日本理学TTRⅢ全自动X线衍射仪,测试依据分别为GB/T 19145—2022《沉积岩中总有机碳测定》和SY/T 5163—2018《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X线衍射分析方法》。干酪根显微组分、场发射扫描电镜(FE-SEM)实验在四川省科源工程技术测试中心完成,实验仪器分别为偏光显微镜Axio Scope.A1和ZEISS Sigma300扫描电镜显微镜,测试依据为SY/T 5162—2014《岩石样品扫描电子显微镜分析方法》。低温气体吸附及高压压汞实验在北京理化测试中心完成,实验仪器分别为美国康塔仪器公司Autosorb-IQ-MP 比表面积及孔径分布仪和PoreMasterGT60 仪,测试孔径范围分别为0.35～200.00 nm和0.36×10-2～1.00×103μm。首先将页岩样品研磨至80～1 000目(150～1 800 μm),在70 ℃温度条件下干燥48 h,在110 ℃温度条件下抽真空,持续脱气12 h,以除去水分及各种挥发分；然后设定相应参数进行实验；最后选取计算模型对实验数据进行分析,测试依据为GB/T 19587—2017《气体吸附BET法测定固态物质比表面积》。

3 非均质性

3.1 矿物与地化参数

3.1.1 矿物特征

山西组地层具有典型的海陆过渡相煤系地层矿物组成特征,整体上富黏土矿物,硅质矿物(石英、长石)含量相对较少,含一定量的碳酸盐矿物(方解石、白云石、铁白云石)及少量黄铁矿和菱铁矿。将大宁—吉县区块山西组海陆过渡相页岩与四川盆地N201、JY1、WX2井龙马溪组海相页岩及北美Barnett海相页岩气储层矿物组分进行三角图投点对比(见图2)。由图2可以看出,P1s23页岩矿物组分具有更强的非均质性,相对于海相页岩黏土矿物整体上质量分数偏多,但也有部分样品硅质质量分数或碳酸盐矿物质量分数较高。

海陆过渡相页岩气储层沉积环境多变,岩石类型多样,矿物组分复杂。纵向上,P1s23页岩矿物具有强非均质性,不同沉积相对应页岩层段矿物组分对比见图3。

P1s23上段为潮控三角洲相沉积,页岩矿物组分对比见图3(a),页岩黏土矿物质量分数高,为44.0%～82.0%(平均为60.0%)；脆性矿物质量分数低,为18.0%～56.0%(平均为39.2%),以石英为主,质量分数为12.0%～51.0%(平均为34.9%),含少量长石(平均为2.2%)和菱铁矿(平均为2.4%),不含碳酸盐矿物和黄铁矿。

P1s23下段为潮控河口海湾相沉积,由于潮坪、沼泽、障壁岛3类亚相页岩段不发育,仅讨论潟湖、海湾2类亚相,并进一步细分沉积微相。潟湖亚相可分为半封闭潟湖、封闭潟湖微相；海湾亚相可分为咸化海湾、深水海湾微相。潮控河口海湾相页岩段矿物组分对比见图3(b),纵向非均质性较强,不同沉积微相页岩矿物组分差异较大。整体上,河口海湾相页岩黏土矿物(平均为48.4%)与脆性矿物质量分数(平均为51.6%)相当,其中石英质量分数平均为44.5%,部分样品含大量碳酸盐矿物,含少量菱铁矿、黄铁矿,不含长石。半封闭潟湖、封闭潟湖微相页岩段矿物组分对比见图3(c-d)。半封闭潟湖微相页岩脆性矿物(平均为51.3%)与黏土矿物(平均为48.8%)相当,脆性矿物以石英为主(平均为42.7%),含少量白云石(平均为2.0%),个别样品发育菱铁矿结核,质量分数超过40.0%。封闭潟湖微相页岩脆性矿物质量分数高,为68.0%～80.0%(平均为74.1%),其中石英质量分数为63.0%～73.0%(平均为68.1%),含少量白云石(平均为2.9%)和黄铁矿(平均为3.1%)。咸化海湾、深水海湾微相页岩段矿物组分对比见图3(e-f)。海湾亚相页岩碳酸盐矿物质量分数开始增多。咸化海湾微相发育白云质页岩,脆性矿物质量分数最高,为67.0%～70.0%(平均为68.7%),其中石英质量分数为57.0%～52.0%(平均为49.7%),方解石质量分数为5.0%～8.0%,白云石质量分数为5.0%～9.0%。黏土矿物质量分数低,为30.0%～33.0%,平均为31.3%。深水海湾微相发育灰质页岩,脆性矿物质量分数为59.0%～70.0%(平均为65.7%),以碳酸盐矿物为主,方解石质量分数为28.0%～39.0%,白云石质量分数为3.0%～5.0%,石英质量分数为21.0%～28.0%(平均为24.7%),黏土质量分数为30.0%～41.0%(平均为34.3%)。整体上,封闭潟湖微相页岩与四川盆地龙马溪组海相页岩气储层矿物组分及含量近似[1],指示较好的可压裂性。

3.1.2 有机质特征

不同类型的干酪根具有不同的生油、气能力[20-22]。藻类体比镜质体更富含氢和脂质组分,Ⅱ型比Ⅲ型干酪根有机孔更发育[23-25]。P1s23页岩显微组分以壳质组(质量分数平均为58.6%)为主,呈絮状、团块状,透射光下呈棕黑色,无荧光(见图4(a))；其次为镜质组(质量分数平均为30.9%),反射光下呈灰色、灰白色块状(见图4(a-b)),透射光下呈棕黑色,无荧光(见图4(b))；含少量惰质组(质量分数平均为8.7%),主要为丝质体,透射光下呈黑色,形状各异,无荧光(见图4(c、f))；部分样品含腐泥组(质量分数平均为6.8%),透射光下呈团块状、棕黑色,反射光下呈团絮状、深棕—棕黑色,由于热演化程度高,未见荧光(见图4(d-e))。根据干酪根类型指数TI确定干酪根类型,TI≥80,有机质类型为Ⅰ型；40≤TI<80,有机质类型为Ⅱ1型；0 ≤TI<40,有机质类型为Ⅱ2型；TI<0,有机质类型为Ⅲ型。P1s22页岩干酪根类型指数TI介于-48.3～36.3,有机质类型为Ⅱ2～Ⅲ型。

不同沉积相页岩段显微组分存在一定差异(见图5)。三角洲相页岩样品显微组分以壳质组为主,质量分数为22.0%～71.0%(平均为56.9%),包括腐殖无定形体(平均为54.0%)和少量角质体(平均为4.0%)。镜质组质量分数为21.0%～75.0%(平均为33.0%),惰质组质量分数为3.0%～17.0%(平均为10.0%),几乎不含腐泥组。TI为-48.3～-0.8,有机质类型为Ⅲ型。河口海湾相页岩样品显微组分以壳质组为主,质量分数为52.0%～76.0%(平均为67.0%),主要包括腐殖无定形体(平均为66.0%)和少量角质体(平均为2.5%)。镜质组质量分数为14.0%～27.0%(平均为19.0%)。惰质组质量分数为2.0%～9.0%(平均为4.0%)。河口海湾相页岩段含质量分数为2.0%～24.0%的腐泥组无定形体,尤其深水海湾微相页岩腐泥组质量分数为18.0%～24.0%,TI为3.8～36.3,有机质类型为Ⅱ2型。

P1s23页岩TOC质量分数为1.0%～11.7%,平均为2.9%(剔出非页岩样品)。不同沉积环境中富集形成的页岩TOC质量分数差异较大。三角洲相页岩样品TOC质量分数为1.0%～7.3%,平均为2.3%。河口海湾相页岩样品TOC质量分数为1.0%～11.7%,平均为4.3%。潟湖亚相中,半封闭潟湖微相发育富含粉砂纹层的页岩,TOC质量分数最低,为1.0%～2.7%,平均为1.6%；封闭潟湖微相发育含白云石条带、含炭屑纹层的页岩,TOC质量分数为4.5%～8.9%,平均为7.3%。海湾亚相中,咸化海湾微相发育生屑白云质页岩,TOC质量分数为10.9%～11.7%,平均为11.2%；深水海湾微相发育生屑钙质页岩,TOC质量分数为6.0%～7.4%,平均为6.6%(见图1(b)、图6)。

3.2 微观孔隙结构

3.2.1 孔隙类型

P1s23页岩主要发育有机质孔、矿物粒间孔、黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔、矿物溶蚀孔及微裂缝(见图7)。

三角洲相页岩主要发育矿物粒间孔、黏土矿物层间孔,有机质孔发育不佳。矿物粒间孔孔径集中在20～200 nm之间,黏土矿物层间孔孔径多在100～200 nm之间(见图7(a-b))。该类页岩中有机质呈条块状,形状棱角分明(见图7(c)),发育少量圆形或椭圆形原始生气孔,孔径小于20 nm,且常见与矿物颗粒间发育狭长边缘微裂缝(见图7(d))。利用JMicroVision图像分析三角洲相页岩面孔率较低,为0.36%～0.59%。河口海湾相页岩矿物粒间孔、有机质孔及微裂缝发育。该类页岩发育团块状、填隙状及条块状3类有机质。团块状有机质周边略圆滑,发育大量复杂液态烃气泡孔,呈“大孔套小孔”或海绵状,孔径为50～100 nm(见图7(e-g))；填隙状有机质与矿物颗粒间发育粒间孔,孔径为50～100 nm(见图7(h))；条块状有机质发育原始生气孔,孔径小于20 nm(见图7(i))。矿物粒间孔孔径集中在20～200 nm之间(见图7(j))。此外,发育黄铁矿晶间孔、方解石溶蚀孔,孔径分布在100～500 nm之间(见图7(k-l))。河口海湾相页岩面孔率较高,为1.0%～1.4%。

3.2.2 孔隙结构特征

根据低温CO2吸附法、低温N2吸附法及高压压汞法,分别定量表征P1s23页岩微孔(d<2 nm)、中孔(2 nm50 nm)孔隙结构特征[26-27]。

由低温CO2吸附曲线(见图8(a))可知,三角洲相页岩微孔吸附量小,最大吸附量为0.76～0.78 cm3/g,微孔比表面积为2.18～8.48 m2/g,微孔孔体积为0.003 cm3/g。河口海湾微相页岩微孔发育,最大吸附量为1.29～2.99 cm3/g,微孔比表面积为18.18～41.26 m2/g,微孔孔体积为0.003～0.015 cm3/g。咸化海湾微相页岩微孔最发育,最大吸附量为2.99 cm3/g,微孔比表面积为41.26 m2/g,微孔孔体积为0.015 cm3/g。

低温N2吸附—脱附曲线特征(见图8(b))表明,三角洲相页岩主要发育两端开口的楔形孔或似片状颗粒组成的槽状孔,中孔比表面积和孔体积分别为5.00～5.40 m2/g和0.010～0.017 cm3/g。河口海湾微相页岩主要发育四边开放的槽状孔或狭缝形孔,中孔比表面积和孔体积分别为2.40～5.00 m2/g和0.008～0.030 cm3/g。

高压压汞曲线特征(见图8(c))表明,三角洲相页岩进汞曲线随压力增大先快速升高后保持不变,发育一定量的宏孔,退汞效率约为40%,孔隙连通性一般。河口海湾微相页岩宏孔结构存在一定差异。半封闭潟微相湖页岩宏孔发育最差,退汞效率为5%；封闭潟湖微相页岩进汞曲线持续上升,退汞效率约为60%,孔隙连通性较好；深水海湾微相页岩进汞曲线先快速增加后缓慢增加,退汞曲线先保持不变后快速下降,退汞效率约为30%；咸化海湾微相页岩进汞曲线呈台阶式上升,退汞效率约为60%,孔隙连通性较好。

整体上,三角洲相页岩孔隙结构参数较差,总比表面积为7.60～13.40 m2/g,总孔体积为0.013～0.020 cm3/g,孔隙度为0.58%～1.93%。三角洲相页岩以微孔、中孔为主,占比分别为36.5%、37.8%,宏孔占比为25.7%(见图8(d))。除半封闭潟湖微相页岩外,河口海湾相页岩孔隙结构整体较好,总比表面积较高,为21.30～43.63 m2/g；总孔体积较大,为0.014～0.023 cm3/g；孔隙度为5.10%～5.50%。河口海湾相页岩以微孔为主,占比为78.8%；宏孔占比为14.2%；中孔最少,为7.0%。

4 主控因素

封闭潟湖—海湾微相页岩有机质丰度高、类型好,储集空间类型多样,孔隙结构参数优,脆性矿物含量高,是山西组优质页岩气储层发育段。总体上,优质页岩的形成受沉积环境和成岩作用共同控制。

4.1 沉积环境

沉积环境控制富有机质页岩的形成与分布,决定页岩有机质和无机矿物的发育特征,是控制页岩气储层非均质性的基础因素。

三角洲相沉积距离物源最近,受陆源碎屑输入影响最大。Al、Ti 元素常被用来指示陆源碎屑物的输入,Sr/Ba可有效判断水体盐度,Ni/Co广泛用于判别氧化还原环境。元素分析结果显示,三角洲相页岩Al2O3与TiO2平均质量分数偏高,分别为23.90%和0.93%,表明沉积环境临近物源区,陆源碎屑物的输入稀释有机质,同时带来大量陆源黏土,Sr/Ba为 0.23～0.74,Ni/Co为0.80～4.65,指示淡水含氧沉积环境,不利于有机质保存,导致储层TOC质量分数低、黏土矿物质量分数高。半封闭潟湖微相沉积为海岸带因发育障壁砂坝而形成半局限低能浅水环境,局部与外海及河流沟通,Al2O3与TiO2平均质量分数分别为17.40%和0.66%,表明在一定程度上也受到陆源碎屑输入的影响,Sr/Ba为0.38～0.49,Ni/Co为3.20～4.69,指示陆相淡水氧化的沉积水体,不利于有机质的堆积埋藏,同样表现为TOC质量分数低、黏土矿物质量分数高。封闭潟湖微相为沉积靠近海洋的闭塞低能环境,与海湾微相的相似,距离物源较远,Al2O3与TiO2质量分数低,分别为10.50%和0.40%,表明封闭潟湖—海湾微相受陆源碎屑物输入影响较小,陆源黏土较少,Sr/Ba为0.80～2.60,Ni/Co为7.70～11.30,指示厌氧条件海相海水介质,强还原沉积水体利于有机质的保存,封闭潟湖—海湾微相页岩气储层TOC质量分数高、黏土矿物质量分数低。

不同沉积环境发育的泥页岩有机质母质来源存在较大差异,控制有机质孔隙的发育[28-29]。生烃能力较强的有机质显微组分形成有机质孔的潜能更强,生烃能力较差的有机质显微组分形成有机质孔的潜能较低[30]。山西组页岩主要发育条块状、填隙状及团块状3类有机质。条块状有机质棱角分明,呈较大的孤立块状,多为陆源植物木质有机质,为典型的Ⅲ型干酪根,生烃能力较差,发育少量孔隙,孔径小于20 nm,孔隙结构特征较差。这类孔隙可能含部分继承于母源物质的孔,即并非自生有机质孔隙[31-32]。填隙状有机质为充填于矿物颗粒间的固体沥青,与矿物颗粒间发育粒间孔,孔径为50～100 nm。团块状有机质与海相页岩中常见的有机质特征近似,来源于海洋浮游藻类,为Ⅱ2型干酪根,生烃能力相对较强[22-24],发育复杂、海绵状液态烃气泡孔,孔径为50～100 nm。三角洲相页岩有机质主要来源于陆源植物碎屑,干酪根类型为Ⅲ型,生烃能力相对较弱[22-24],有机质孔隙发育较差。封闭潟湖—海湾微相页岩沉积受陆源和海洋双重控制,有机质来源既有陆源植物碎屑,也有海洋浮游藻类,干酪根类型为Ⅱ2,生烃能力相对较强,有机质孔隙较发育。此外,封闭潟湖—海湾微相中大量的浮游生物死亡后沉落海底,形成大量生物硅质,可有效提高储层的脆性[33]。

4.2 成岩作用

山西组成岩作用主要为压实作用,在一定程度上控制页岩气储层储集空间特征。海陆过渡相页岩矿物组分及含量的强非均质性,造成成岩过程中不同层段页岩的抗压实作用能力不同。页岩Si与Al元素交会图可判识硅质成因,研究区P1s23页岩与北美Barnett海相富有机质页岩Si 与Al元素交会图见图9,可见封闭潟湖—海湾微相页岩与北美Barnett海相富有机质页岩类似,在伊利石Si/Al线之上为过量硅部分,反映更多成分的生物成因硅。早—中成岩阶段早期,封闭潟湖—海湾微相硅质生物蛋白石转化形成高硬度结构的隐晶质、微晶石英集合体[4、18],构成坚硬的硅质颗粒支撑格架,避免原生孔隙的进一步压实[34](见图10)。早期液态烃充注于格架粒间孔,随热演化程度的增高,滞留于格架粒间孔的液态烃裂解生气而形成有机质孔隙[33]。因此,硅质支撑格架为有机质孔的形成与保持提供空间与保持[35-36]。三角洲相非优势岩相Si、Al 元素数据点多位于Si/Al 线之下(见图9),反映更多成分的陆源碎屑硅,由母岩风化后通过风、河流等搬运至盆地中,颗粒粒径较大,原生孔隙少,且抗压实能力较差,对储集空间的贡献不大[36-37]。

5 结论

(1)鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块山西组页岩气储层非均质性包括矿物组分、有机质质量分数及类型、微观孔隙类型、微观孔隙结构等。潮控三角洲相页岩脆性矿物质量分数低,TOC质量分数较低,有机质类型为Ⅲ型,有机质孔发育不佳,面孔率低,孔隙结构参数较差,对应中等页岩气储层。潮控河口海湾相页岩中,封闭潟湖—海湾微相页岩脆性矿物质量分数高,TOC质量分数高,有机质类型为Ⅱ2型,储集空间类型多样,且发育大量液态烃气泡孔,面孔率高,孔隙结构参数优,对应优质页岩气储层。

(2)封闭潟湖—海湾微相是山西组优质页岩气储层发育段。页岩气储层非均质性受沉积环境和成岩作用共同控制。封闭潟湖—海湾微相有机质来源于陆源植物碎屑和海洋浮游藻类,有利于Ⅱ2型干酪根形成,易于产生大量有机质气泡孔,富生物成因硅也有利于有机质孔的形成与保持。三角洲相页岩有机质来源于陆源植物碎屑,发育Ⅲ型干酪根,有机质孔发育不佳,且陆源硅质对于储集空间贡献不大。