河南中部石炭系-二叠系页岩气勘查现状及难点

张 栋,董果果,王林生,汪 超,李中明

(1.河南省地质研究院,河南郑州 450001;2.地下清洁能源勘查开发产业技术创新战略联盟,河南郑州 450001;3.浙江海川勘察有限公司,浙江杭州 310012;4.河南豫矿地质勘查投资有限公司,河南郑州 450053)

河南省中部是国务院规划的中原城市群核心地区,西至洛阳市、东至开封市、南至许昌市、北至新乡市,也是河南省内城市群体规模最大、人口最密集、经济实力最强、城镇化水平最高的地区。近年随社会发展和政策要求,区内对清洁能源的需求急剧加大,但长期以来该地区的能源消费中煤炭占比很高,截至2020年仍高达67%,而天然气作为相对清洁的替代性化石能源,自给率却长期低于10%,因此,清洁能源保障压力极大。

2010年以来,美国页岩气开采取得巨大成功,为我国能源发展提供了新思路,近年来已在四川盆地成功取得海相地层页岩气勘探开发的重大突破并建立工业产能[1-2],并在川西北地区的陆相地层中取得了页岩气勘探进展,河南省中部地区也于2015年在上古生界海陆过渡相地层中获得了页岩气勘查发现。

基于河南中部上古生界太原组和山西组的页岩气调查研究工作,结合勘查现状,对区内的页岩气储层特征进行分析,提出后续勘查和研究的方向及难点。

1 勘查现状

河南省中部地区位于南华北盆地北部,主体处于嵩箕隆起、中牟凹陷和通许隆起的交接部位(图1),2012年以来区内先后实施了二维、三维地震勘探,以及钻探了MY1、ZDY2和ZDY1HF三口探井(图1),其中,MY1井对三个储层段进行水力压裂改造,获得页岩气试气产量1 256 m3/d(三层合采),首次取得了南华北地区海陆过渡相页岩气勘查重大发现,经工程工艺改进后,钻探了ZDY2井,获得了太原组储层单层试气产量3 614 m3/d的重大勘探进展,目前正在试气的ZDY1HF水平井,已获得较好的阶段性试气成果。

区内圈定了5个有利区块,面积724.92 km2,含气层组总厚170 m,在垂向上圈定了4套有潜力的页岩气储层,分别位于山西组和太原组,有利储层总厚度可达50 m,其含气性、有机地球化学特征、物性特征均达到目前国内海陆过渡相页岩气有利区标准。根据《页岩气资源量和储量估算规范》 (DZ/T 0254-2014)计算,经相关机构评审,海陆过渡相页岩气预测地质储量937.54×108m3。

2 地质特征

研究区基底为太古界和古元古界变质结晶岩系,沉积地层主要为长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系。根据60余口钻井揭露的地层资料,初步判断区内页岩气储层主要分布在石炭系-二叠系的太原组和山西组[3-8],主要岩性如下(图2)。

2.1 岩性、厚度及埋深

在众多钻孔中优选4口典型代表井进行分析,其分别位于巩义(ZK001井)、荥阳(ZK002井)、新郑(ZK003井)和开封(MY1井),取得页岩气储层的岩性、厚度、埋深等资料(图3)。

图3 ZK001、002、003和MY1山西组、太原组综合柱状图连井剖面

ZK001井:位于巩义市站街镇,钻至太原组顶部,太原组厚度大于19.8 m(仅揭露太原组顶部层位),主要为灰色-灰黑色灰岩和泥岩互层,992.08～1 001.74 m发育约10.00 m的灰黑色泥岩。山西组厚度为28.30 m,底板埋深为986.20 m,主要为灰黑色-深灰色粉砂岩、泥岩、炭质泥岩夹浅灰色细砂岩,二1煤层厚1.00 m,大占砂岩层厚度较小,山西组957.97～ 986.23 m发育约29.00 m厚的粉砂岩、泥岩,该井山西组的厚度减薄与构造活动有关,在岩心中可以观察到断层角砾和断层泥等明显的断面痕迹。

ZK002井:位于荥阳市,钻至马家沟组。太原组厚度53.47 m,岩性为深灰色-黑灰色泥灰岩夹深灰色泥质细砂岩、灰色-深灰色细砂岩、黑灰色粉砂岩、黑灰色泥岩、灰黑色炭质泥岩、黑色煤,中部碎屑岩段以砂岩、泥岩和煤线组成,发育三段灰黑色泥岩和两层煤。与下伏本溪组地层呈整合接触,山西组厚度62.52 m,二1煤段岩性主要为灰黑色泥岩和炭质泥岩,但是不发育二1煤层,大占砂岩段下部发育厚层含泥砾的灰黑色厚层细粒岩屑砂岩。

ZK003井:位于新郑市西8 km,钻至马家沟组。太原组厚度为71.56 m,底板埋深为813.40 m,岩性主要为灰色-浅灰色灰岩和深灰色粉砂质泥岩、泥岩互层,夹浅灰色中粒砂岩和铝质泥岩,一煤层厚1.50 m,中上部742.56～747.42 m和760.88～776.57 m分别为约5.00 m和16.00 m厚的泥岩,底部灰岩夹4.00 m泥岩。山西组厚度为106.80 m,底板埋深为741.50 m,岩性主要为深灰色泥岩和灰白色细粒砂岩互层,二1煤层厚6.20 m,下部和上部730.87～741.56 m和634.14～696.05 m分别为约11.00 m和62.00 m深灰色泥岩。

MY1井:位于河南省开封县西姜寨乡佛堂王村,钻至马家沟组。太原组厚82.00 m,为一套陆源碎屑岩与碳酸盐岩为主的含数层煤层组成的含煤建造,中部碎屑岩段岩性为粉砂质泥岩、中细粒砂岩、泥岩、粉砂岩互层,夹灰岩(L4)和3层薄煤层。山西组厚91.00 m,二1煤段厚13.50 m,岩性为灰-深灰色中细粒砂岩、泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、炭质泥岩呈互层状产出,具波状、透镜状条带,脉状层理,富含植物根、茎、叶化石,有机组分主要为镜质组和惰质组,但二1煤层不发育。

2.2 有机地化及物性特征

针对以上4个钻孔的岩心样品进行测试,获得目标层位泥页岩的总有机碳含量(TOC)、孔隙度、渗透率、镜煤反射率(Ro)和含气量等数据,经过对比,太原组中部碎屑岩段和山西组二1煤段的深灰色泥页岩各项测试数据比较突出(表1)。

表1 ZK001、002、003和MY1样品测试数据

对比样品测试数据,河南中部太原组中部碎屑岩段和山西组二1煤段的深灰色泥岩TOC均较高,为4.03%,但是孔隙度和渗透率偏低,孔隙度为1.63%、渗透率为0.023 5×10-3μm2,除新郑地区外,其他地区的Ro偏高,为3.74%,现场解析气平均含气量为2.06 m3/t,表明具有较高的含气潜力[9],因此,在该地区的页岩气勘查过程中,均将太原组中部碎屑岩段和山西组二1煤段作为最主要的页岩气目的层[10-12]。

3 储层特性分析

通过对区内钻井岩心深入研究,河南中部上古生界太原组和山西组海陆过渡相页岩气储层的部分特征与国内海相和陆相页岩气储层均存在明显差异[13-16],具有特殊性。以ZDY2井太原组的岩心样品测试数据为例,从脆性矿物含量、有机质类型、含气结构和孔隙结构方面展开分析。

3.1 脆性矿物含量

ZDY2样品X射线衍射全岩矿物分析显示,泥页岩矿物主要为黏土矿物和石英,其次为长石、碳酸盐岩、黄铁矿、菱铁矿及铁白云石等。黏土矿物含量最高,为10.4%～64.1%,平均为44.7%;石英含量次之,为18.6%～51.8%,平均为39.3%;长石类型主要为斜长石,含量不超过10.0%,平均值为2.9%;黄铁矿含量变化较大,部分样品黄铁矿富集,含量可达23.2%,平均值为4.4%;菱铁矿、铁白云石含量一般低于10.0%,平均值约2.0%(图4)。单就脆性矿物含量而言,该井中太原组富有机质泥页岩脆性矿物含量平均为46.6%,远低于南方海相页岩气储层(≥60%)[17-20],部分单层脆性矿物含量可达60%以上,但同时存在含量40%以下的泥页岩层。

3.2 有机质类型

ZDY2井样品取有机碳含量大于0.4%的岩心样品,粉碎至80目以上,称取粉碎后的样品50～100 g,放入酸反应容器中,用蒸馏水浸泡,使岩样中的泥质充分膨胀,2～4 h后除去上部清液,去碳酸盐岩酸化处理,离心提取干酪根进行鉴定。样品中有机质类型I、II、III型均有发现,I型干酪根仅在灰岩中分布,相应的腐泥组含量很高,一般接近或超过90%,腐泥组+壳质组含量超过90%;II型干酪根(II1型、II2型)偶见于太原组泥岩中,腐泥组+壳质组含量为25%～90%;III型干酪根分布最广泛,在太原组各岩性小层均有分布,腐泥组+壳质组含量低,不足25%。测试样品干酪根显微组分三角图显示(图5),腐泥组+壳质组含量以低于10%及40%～65%为主,显微组分含量变化较大。

图5 ZDY2样品干酪根显微组分三角图

3.3 含气结构

ZDY2井现场解析气气体组分以甲烷为主,剔除异常值之后,甲烷含量为50.94%～92.94%,平均值约88.10%,甲烷占烃类气体的比例在99.00%以上,为典型的干气,但气体赋存状态即含气结构具有自身特点。通过综合测算,以岩石孔隙度、密度、地层压力、地层温度、压缩系数、含气饱和度等参数计算地层温压条件下游离气含量为主,以等温吸附实验计算地层条件下吸附气含量为辅,相互校正,最终获得ZDY2井岩石含气结构。计算结果显示,泥页岩吸附气含量为15.8%～96.4%,平均值约71.1%,主要为60.0%～90.0%(图4),整体上泥页岩以吸附气为主,游离气为辅,这与泥页岩整体孔隙度小、单孔隙空间小、矿物组分吸附力等因素有关[21-22]。

3.4 孔隙类型

ZDY2主要通过氩离子抛光-扫描电镜技术直接观察描述孔隙的形态、类型、方向、连通性及孔径大小,参考Loucks等分类方法[23],分为无机孔、有机孔和微裂缝三种类型。ZDY2井测试样品岩性主要为泥页岩,孔隙类型主要为无机孔、微裂缝和有机质缝,其中无机孔主要发育粒间孔、晶间孔和溶蚀孔。

粒间孔:主要发育在方解石和黏土矿物颗粒之间,方解石粒间孔主要发育在方解石颗粒之间,由方解石颗粒相互支撑而形成,呈三角形、多边形、狭长形或不规则状,孔隙一般较小,基本为100～500 nm(图6a);黏土矿物粒间孔是由于黏土矿物自身的不稳定性,在成岩压实过程中碎裂形成大量的黏土岩屑堆积形成,数量较多,孔径范围变化较大,常见1～5 μm的大孔(图6b)。

图6 ZDY2无机孔扫描电镜镜下照片

晶间孔:主要发育在黄铁矿晶体之间,偶尔发育在碳酸盐岩矿物晶体之间。黄铁矿晶间孔孔径变化较大,一般为50～600 nm,草莓状、点状或条带状黄铁矿与有机质关系密切,数量相对较多,他形黄铁矿通常与黏土矿物共存,分布范围广(图6c)。另外,在局部发现碳酸盐岩矿物晶间孔,呈多边形或不规则状,数量较少,孔径30～300 nm(图6d)。

溶蚀孔:主要发育在石英晶体内部(图6e),部分发育在碳酸盐岩矿物内部(图6f),数量整体较少。溶蚀孔形状各异,呈圆形、多边形、狭长形及不规则形状,孔径较小,一般50～600 nm,各溶蚀孔之间基本不连通,相对较为孤立。

微裂缝:多以成岩缝为主,常见于黏土矿物层间,偶见于石英晶体与方解石晶体接触边缘,裂缝数量多,宽度较小,一般为20～300 nm,裂缝长度几百纳米甚至数微米(图7a～7c)。构造裂缝发育较少(图7d),扫描电镜下未发现高压碎裂缝。普遍发育的微裂缝为页岩气提供了有效的赋存空间,规模较大的构造裂缝是沟通各类微观孔隙的桥梁,在页岩气开采压裂时,与矿物相互作用形成相互连通的网络孔隙,为页岩气运移提供了重要的渗流通道。

图7 微裂缝和有机质缝扫描电镜镜下照片

有机质缝:主要发育在有机质内部或有机质与黏土矿物接触部位,缝宽较窄,100 nm以内,缝长较长,一般可达数微米(图7e、7f)。

3.5 储层发育影响因素

河南中部石炭系-二叠系以海陆过渡相沉积为主,该套地层中泥页岩单层厚度小、夹层多、岩性复杂,沉积相差异大,沉积环境不如海相地层稳定,故而脆性矿物含量纵横向变化较大;同时,海陆过渡相沉积中广泛发育海洋低等生物和陆地高等植物,是研究区有机质的重要来源,总体以III型干酪根发育为主。

研究区的有机质发育特征也在很大程度上影响了储层孔隙的发育,如ZDY2井中海陆过渡相泥页岩中孔隙以无机孔缝和有机质缝为主,与海相泥页岩中大量发育有机质孔的特征存在较大差别[24-27]。经分析,有机质对孔隙发育的影响可能包括以下几个方面:III型干酪根的腐植组分继承了植物木质纤维脆度较大的力学性质,在外力作用下易发生内部错动形成微裂缝,微裂缝的方向一定程度上可能代表了内部力学薄弱面以及受力方向;腐植组分的延展性很差,在其与矿物接触处经常会因缝合度差异而产生微裂缝[28];镜质体生烃能力强,在热演化过程中也可能因产生的异常压力使有机质发生破裂而形成孔隙[29-30];III型干酪根在热演化过程中生油潜力小[31-32],推测无法在其内部有效生成有机孔,但是可能会在生气过程中持续消耗有机质,从而导致整体体积收缩而产生微裂缝。

4 问题与思考

1)河南中部页岩气储层整体脆性远不如单层厚度大、岩性较单一的南方海相页岩气储层。这种特性对页岩气开发过程中的各项工程都产生了不良影响[33-34],尤其对压裂工程提出了更高的技术要求,照搬四川页岩气压裂方案可能会出现易超压、易砂堵、易闭合、难转向等问题[35-37]。其他诸如钻井液配伍性不良、钻头钻进效率低、地质导向识别不准确、压裂造缝转向困难和缝高受限等情况,这些都与区内储层特殊性关系密切,部分问题经过研究分析得到有效解决,但仍存在数个关键性技术问题持续制约勘查工作的快速推进,因此,正确认识区内页岩气储层的地质特性并完成针对性研究和技术改良至关重要,对整个上古生界海陆过渡相页岩气储层发育地区的勘查工作正常推进具有重要意义。

2)区内储层与南方海相页岩气储层中有机质类型存在显著区别,Ⅲ型干酪根虽然主要生气,但总体生气潜力仍不及Ⅰ型和Ⅱ型干酪根[38-39]。由于有机质自身的生烃潜力直接关系到页岩气资源潜力的客观评估和储量的科学计算,因此,河南中部上古生界泥页岩Ⅲ型干酪根的生气潜力不宜与四川地区直接对比,需要加以重视并开展针对性的生烃过程模拟研究。

3)区内储层以吸附气为主的含气结构与涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩平均值仅34%的吸附气比例存在显著差异[40-41],由于含气结构是页岩气勘探开发中的关键问题,密切关系到开发方案的合理制定,因此这种含气结构特殊性提示业内学者应重视该地区页岩气抽排、试气、开采方案及相关机理的进一步研究。

5 结论

1)河南中部的主要页岩气储层太原组中部碎屑岩段和山西组二1煤段发育稳定、分布广泛,具备区域成藏的地层条件。

2)钻孔揭露的页岩气储层TOC含量较高,有机质普遍过成熟,孔隙度和渗透率较低,页岩气含气性较好,整体上具备成藏的物质与物性条件。

3)河南中部上古生界太原组和山西组海陆过渡相页岩气储层的脆性矿物含量、有机质类型、含气结构和孔隙结构等特征,与四川海相页岩气储层均存在明显差异,具有其特殊性,导致海相页岩气成熟的开发技术体系在区内适用性一般,需要深入研究并针对性改良。