河北省北部富有机质页岩的页岩气潜力研究

封宇博，刘友南，邓春涛，梁 博

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065）

得益于美国页岩气革命的成功，世界油气能源格局产生了重大改变，为积极参与油气能源重构，国内页岩气的勘探开发步入了快车道[1]。目前国内针对页岩气的勘探开发主要集中在三大领域，即海相、陆相及海陆过渡相[2]，海相沉积发育时间为早古生代寒武、奥陶时期，陆相主要发育在中生代时期，海陆过渡相发生在三大板块拼合时期（晚古生代）[3]。国内四川盆地的古生界海相页岩、鄂尔多斯盆地的中新生界陆相泥页岩均蕴藏大量非常规油气资源[2]，除此以外，在河北省北部地区也探明含有一套富有机质海相页岩。

近年来，随着页岩油气理论与技术的重大突破，远古地层页岩油气的勘探开发引起业内学者的关注。张金川等[4]研究发现，国内有机质页岩主要受到华北板块、华南板块、塔里木板块三大板块的共同作用，但在中元古代时期各板块独立发育，在中-上元古界，华北板块是唯一含有页岩这一沉积层，实地勘探河北省北部地区地表发现有大量油苗[5-6]，证实该地区中-上元古代发育了这套古老的富有机质页岩。这套富有机质页岩有着良好的生成和发育条件，主要集中于上元古界的青白口系下马岭组和中元古界蓟县系洪水庄组，TOC（总有机碳）含量分别约为1.80%和2.20%。笔者结合研究区页岩Ro（镜质体反射率）、TOC 含量、热解等一系列地球化学特征参数查明该区古老地层中页岩气潜力，为研究区页岩气的勘探开发提供理论支撑。

1 地质背景

河北省北部地区隶属于华北地台，中-新元古代（晋宁期）为裂谷型克拉通盆地，另外，期间多次冰期的旋回使得部分抬升地层受到风化腐蚀，形成良好的储集特性[7-8]。中元古代河北省北部地区页岩主要发育在蓟县系的洪水庄组，为碳酸盐岩潮坪相-浅海陆棚沉积，其主要分布在洪水庄组中部，可代表该时期水深的程度[9]。青白口系下马岭组沉积了一套以灰黑、深灰色为主，仅中部和底部夹杂部分砂岩的页岩[10]。

2 样品采集与实验

下马岭组和洪水庄组为宽城-兴隆地区中-上元古界富有机质页岩主要发育层位，也是此次页岩气评价的重点对象，为了对该层位页岩进行系统科学研究特制定相应取样设计。考虑到洪水庄组和下马岭组富有机质页岩厚度及钻井深度，故设计取样间隔为0.8 m；非页岩段设计取样间隔为2～3 m。为研究河北省北部地区的洪水庄组和下马岭组暗色页岩中页岩气的有机地球化学特征、储集特征和赋存机理等问题，将部分样品按相关规格进行研磨处理，完成地球化学、储集物性、矿物组成及含气性等实验测试。

3 实验结果

3.1 有机地化

在河北省北部地区下马岭组和洪水庄组钻取页岩样品共49 块，其中，洪水庄组页岩TOC 含量平均为3.44%，且TOC 含量多数大于3.00%；下马岭组页岩TOC 含量平均为2.51%，且TOC 含量多数大于2.00%[11]。经过热解实验，发现下马岭组页岩有机质游离烃含量S1在0.56～2.52 mg/g，平均为1.56 mg/g；热解烃含量S2在0.86～13.31 mg/g，平均为9.78 mg/g。热解峰温Tmax在428.70～446.60 ℃，平均为434.64 ℃。洪水庄组页岩有机质游离烃含量S1在0.16～1.31 mg/g，平均为0.64 mg/g；热解烃含量S2在0.68～3.98 mg/g，平均为2.03 mg/g。

根据类型指数和显微组分颜色将这两组干酪根判定为Ⅲ和Ⅰ干酪根，热解峰温Tmax在409.10～443.70 ℃，平均为422.44 ℃。所有样品的热解峰温Tmax主要分布在410.00～430.00 ℃，属于成熟油阶段（图1），生烃潜力很大且干酪根分子结构复杂[12]。与氢指数建立关系后发现采集过程中样品可能由于地质构造运动埋藏较浅，受到风化作用等影响，干酪根类型判定会出现一定偏差。

图1 页岩样品干酪根类型图

3.2 黏土矿物

下马岭组和洪水庄组黏土矿物含量分别平均为31.78%、22.03%，以高岭石为主，其次为伊/蒙混层。洪水庄组中伊利石含量为10.80%～32.30%，平均为24.04%；下马岭组中伊利石含量为7.60%～15.60%，平均为11.52%。洪水庄组伊/蒙混层含量为2.50%～32.70%，平均为14.14%；下马岭组伊/蒙混层含量为8.80%～16.30%，平均为14.08%。洪水庄组中高岭石含量为40.06%～62.20%，平均为51.25%；下马岭组中高岭石含量为59.20%～69.10%，平均为63.67%。洪水庄组中绿泥石含量为0～21.30%，平均为10.61%；下马岭组中绿泥石含量为10.00%～20.00%，平均为16.00%（图2）。

图2 页岩样品黏土矿物含量三元相图

3.3 孔缝结构

基于扫描电镜技术的发展，业内人员对于页岩储层微观孔隙结构有了更清楚的认知：页岩主要发育有有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔、岩石骨架矿物孔、古生物化石孔和微裂缝等[13]。在下马岭组和洪水庄组页岩储层主要发育溶蚀孔（图3a、c、d、e）、裂隙（图3b、f、g），且裂隙普遍被有机质、黏土矿物以及副矿物填充（图3h、i）。

图3 页岩样品孔隙发育类型

DFT 孔径模型（图4）反映出洪水庄组块状页岩孔隙孔径分布在2～10 nm，下马岭组层状页岩孔隙孔径分布在2～5 nm。

图4 页岩样品孔径分布图

3.4 储集物性

页岩的孔隙度、渗透率等参数是评估页岩储层的油气储集、运移能力的重要指标，洪水庄组样品孔隙度和渗透率测试结果显示，孔隙度平均为1.3%，渗透率平均为7.9×10-3mD，为特低孔渗物性页岩储层。下马岭组样品孔隙度和渗透率测试结果显示，孔隙度平均为3.7%，渗透率平均为6.0×10-3mD，孔隙度好于洪水庄组，为低孔特低渗储层。

3.5 吸附气量

鉴于吸附态是页岩气在页岩中主要存在形式，明确页岩吸附特性是预测页岩气含气量的重要步骤。研究区页岩吸附实验表明（图5）：在一定条件下页岩气吸附气量随压力的增加而增大，在实验最大压力下，下马岭组实测吸附量为1.176～4.804 m3/t，平均为1.823 m3/t，洪水庄组实测吸附量为0.876～6.836 m3/t，平均为2.515 m3/t。

图5 页岩甲烷等温吸附拟合曲线图

4 讨论

4.1 页岩气生成潜力

页岩中有效烃源岩指的是可以生成且排出油气的烃源岩，其中有机质丰度、含氢指数和干酪根类型都对烃源岩生烃排烃有着重要影响[14]。其中页岩中有机质丰度的多少还对甲烷气体的吸附能力和产出效率都有着非常明显的作用。河北省北部地区中元古界洪水庄组有机质丰度在0.91～1.77，下马岭组有机质丰度在0.37～0.83。生烃潜力（S1+S2）随着TOC 含量的增大而增大，呈明显正相关关系（图6），而且洪水庄组生烃潜力远大于下马岭组。因此，TOC 含量可作为判定研究区页岩生烃潜力的关键参数之一。

图6 页岩样品有机质丰度TOC 与生烃潜力（S1+S2）关系图

S2与TOC 含量的相关性可判断干酪根优劣，因此，也用来衡量烃源岩的生烃能力。河北省北部地区中元古界地层干酪根总体处于中好区间（图7），洪水庄组干酪根发育整体好于下马岭组。

图7 页岩样品干酪根优劣图

前人研究表明，在满足一定有机质丰度的条件下，热成熟度Ro 也是预测页岩生烃潜力的重要指标，烃源岩必须满足一定成熟度后才能进行生烃排烃[15]。页岩生烃潜力所划分的热演化程度条件范围为0.6%～2.0%，临界值为0.4%～0.6%[16]，而研究区热演化成熟度范围在0.5%～1.3%，即研究区页岩储层满足生烃条件，所以研究区页岩有较好的生烃排烃潜力。

4.2 岩相与含气性关系

页岩含气性与诸多因素有关，笔者主要针对岩相与含气性关系进行研究。研究结果表明：层状页岩吸附气体能力比块状页岩吸附能力强，层状页岩吸附气平均气量为3.03 cm3/g，块状页岩吸附气平均气量为2.93 cm3/g，层状页岩孔隙度（平均为6.83%）大于块状页岩的平均孔隙度（1.23%），层状页岩有着明显的孔隙度优势。

另外，层状页岩黏土含量中高岭石含量占比明显较大，比表面积平均值为11.21 m2/g，较块状页岩比表面积平均值（1.56 m2/g）有着非常大的差距。裂隙的普遍发育使得层状页岩孔隙平均体积为0.02 cm3/g，大于块状页岩孔隙平均体积0.01 cm3/g。较大的比表面积和孔隙体积会使层状页岩有着良好的页岩气储集赋存空间（图8），物性较好也是促进层状页岩中页岩气扩散和采集的必备条件之一。

图8 页岩样品孔隙体积与比表面积相对含量

5 结论

（1）研究区下马岭组和洪水庄组烃源岩发育较好，生烃潜力（S1+S2）与TOC 含量呈明显正相关关系，有较好的生排烃潜力。

（2）研究区页岩孔隙特征整体复杂，孔隙大小以介孔以下为主，储层物性为低孔低渗，富集储存条件较好。

（3）研究表明页岩含气性与岩相类型关系密切：层状页岩含气性优于块状页岩。