义马地区上古生界页岩气储层特征及有利目标层优选

司庆红，司马献章，张 超，王善博，曲 凯，孙卫志，李中明

(1.中国地质调查局 天津地质调查中心，天津 300170； 2.河南省地质矿产勘查局 第一地质矿产调查院，河南 洛阳 471000； 3.河南省地质调查院，河南 郑州 450000)

引 言

洛伊凹陷为“三鼻五次凹一推覆”的构造格局，是一个晚古生代与中生代的叠合盆地[1-3]，受多期次差异性构造运动改造影响，各次级构造单元上古生界埋深变化范围大，烃源岩平面上热演化程度总体呈“北高南低，西高东低”的变化趋势[1,3-4]。前人在洛伊凹陷油气勘探工作中以生界为目的层开展圈闭油气藏的研究[1,5-6]，很少针对上古生界富有机质泥页岩。

本次研究选择构造相对稳定、上古生界埋深适中、热演化程度更贴近自然演化的义马地区作为研究区，利用钻探资料和实验数据，依据页岩气评价标准，从富有机质泥页岩分布特征、生烃条件和物性条件三方面展开义马地区上古生界富有机质泥页岩评价，并划分页岩气有利层段。

义马地区位于洛伊凹陷的西北缘，南以宜伊断裂为界并与义马—宜阳—伊川逆冲推覆带相邻，东北以义马—龙门断裂与新安—龙门鼻状构造带相接，东南为宜阳次凹，面积约510 km2(图1)[1]。

图1 工作区及周边构造概况[1]Fig.1 A survey of the structures in the study area and its surrounding area[1]

1 富有机质泥页岩分布特征

义马地区古生界残留部分主要出露于新安凸起以北及渑池西北部的露头区，顺该凸起走向至盆地以南宜阳一带见零星出露，由下向上为寒武系，奥陶系，石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组等。从西到东，义马地区上古生界地层厚度变化不大，山西组和下石盒子组略有增厚，上古生界残存厚度为800～1 200 m，受宜伊断裂的控制，次凹呈“北浅南深”的基本格局[1]。通过钻孔编录，ZK0302和ZK0402这2个钻孔(钻孔位置见图1)，结合前人研究[2,7-8]划分出5个上古生界富有机质泥页岩目标层(表1)。

表1 上古生界富有机质泥页岩层段分布Tab.1 Distribution of organic-rich shale in Upper Paleozoic formation

通过地层对比，发现2钻孔上古生界富有机质泥页岩主要分布在下石盒子组、山西组和太原组，2钻孔富有机质泥页岩层段埋深975.23～1 278.58 m，厚度分别为57.10 m和41.57 m，平均厚度为49.3 m。山2段厚度差异较大，其余各富有机质层段厚度相对稳定。

2 页岩气储层特征

2.1 矿物成分与脆性特征

页岩主要由有机质和无机矿物组成，其中石英、长石、碳酸盐岩、黄铁矿的脆性矿物和黏土矿物占有较大比例，并且影响页岩气储层评价、压裂开发[9-10]。选取ZK0302和ZK0402样品进行全岩X衍射分析，用矿物体积分数表征富有机质泥页岩的矿物组成(图2)。

上古生界富有机质泥页岩主要由黏土矿物和脆性矿物组成，两者占总矿物的76.4%～98.9%，平均94.6%。黏土矿物占19.3%～55.5%，平均36.1%；总脆性矿物占39.5%～78.2%，平均58.5%。脆性矿物主要为石英和碳酸盐岩，石英占总矿物的20.5%～67.5%，平均46.7%；碳酸盐岩占总矿物的0～29.4%，平均7.5%。

图2 古生界富有机质泥页岩层段矿物组成剖面Fig.2 Mineral composition profile of organic-rich shale in Upper Paleozoic formation

本次上古生界5个富有机质泥页岩层段脆性评价采用基于矿物组分的评价指标，即脆性指标[11]为

BI=(φQtz+φFeld+φFes)/φTotal×100% 。

(1)

式中：BI为脆性系数，%；φQtz为石英体积分数，%；φFeld为长石体积分数，%；φFes为黄铁矿体积分数，%；φTotal为总矿物占页岩体积分数，%。

经计算，上古生界5个富有机质泥页岩层段总体脆性系数较高，集中分布在40%～60%，各层段脆性系数区别不大。从力学角度看，上古生界富有机质泥页岩层段易于实现后期压裂施工。

2.2 孔裂隙发育特征

通过扫描电镜观察义马地区上古生界泥页岩孔裂隙发育情况。在60倍镜下观察到岩石中一溶蚀缝，缝宽0.85 mm左右，缝内被泥质完全充填，未见孔隙(图3(a))。在400倍镜下观察到岩石中一缝宽0.04 mm左右构造缝，缝内被方解石充填完全，另可见一纳米—微米级不规则微裂缝；粒间充填少量片状伊利石，孔隙极少(图3(b))。在1 000倍扫描电镜下，可观察到泥质间微孔隙(图3(c))，在2 000倍电子扫描电镜下，观察到粒间及炭质粒内微孔隙(图3(d))。

不同尺度的孔隙对页岩气的赋存和运移具有不同的作用和贡献。纳米级孔隙对页岩气的赋存至关重要[12]，微米级及更大尺度的孔裂隙和孔隙的连通程度保障了页岩气的运移。上古生界富有机质泥页岩中发育不同尺度的孔裂隙，对页岩气赋存、富集有利。

采集上古生界7个泥页岩样品进行压汞实验。样品埋深为885～1 254 m，自上而下样品编号依次为KS-1、KS-2、KS-3、KS-4、KS-5、KS-6、KS-7。根据实验结果分析，上古生界泥页岩孔隙度、孔径分布、比表面积、孔容等孔隙结构特征如图4所示。

图3 上古生界富有机质泥页岩孔裂缝SEM实验特征Fig.3 Characteristics of pores and cracks in organic-rich shale in Upper Paleozoic formation under SEM

图4 压汞实验反映的上古生界泥页岩孔隙结构特征Fig.4 Pore structure characteristics of organic-rich shale in Upper Paleozoic formation from mercury pressure tests

压汞实验测得7个泥页岩样品的密度为2.38～2.72 t/m3，平均2.60 t/m3，平均孔径为9.90 ～15.70 nm，平均12.54 nm；平均孔容为5.6 ～15.9 mL/g，平均10.36 mL/g；平均比表面积为1.42～5.65 m2/g，平均3.42 m2/g；孔隙度为1.22%～3.38%，平均2.22%。

由图4(a)和图4(b)可看出，随着深度的增加，泥页岩孔隙度、表面积与孔容有逐渐减小的趋势，且三者相关性基本一致。从图4(c)可看出泥页岩孔隙主要由小孔和微孔组成，约占60%～80%，随着深度增加，大孔比率呈略增加趋势，可能是由构造作用或者岩性差异引起的。图4(d)显示微孔和小孔几乎贡献了所有的表面积值，而大孔和中孔在表面积上的贡献微乎其微。

由上述分析可知，上古生界泥页岩发育微纳米级孔喉网络体系，主要包括微米—毫米级微裂缝和粒间-粒内微小孔，可成为油气运移聚集的有效通道和储集空间。

2.3 渗透性

本次研究选取编号分别为S1和S2的上古生界泥页岩，利用压力脉冲超低渗透率仪开展渗透率与围压变化关系的研究。将测得的S1和S2渗透率数据与有效应力进行拟合(图5)。

图5 上古生界泥页岩渗透率与有效应力关系曲线Fig.5 Relationship curves between permeability and effective stress of shale samples from UpperPaleozoic formation

2个样品所测数据拟合结果分别为y=0.049 1 e-0.28x和y=0.198 5e-0.546x，相关度均高达90%。页岩气有利层段的富有机质泥页岩覆压渗透率下限为0.000 1×10-3μm2[11]，本次研究据此反演上古生界页岩气有利层段埋藏深度。将静水压力作为埋藏条件下的压力系数，根据渗透率与有效应力拟合曲线算出富有机质泥页岩渗透率大于0.000 1×10-3μm2的平均埋深在1 800 m以浅。

2.4 含气性

选取山2段—太1段富有机质泥页岩编号分别为X1和X2的2个样品，试验温度为30 ℃，采用纯甲烷在平衡湿度条件下进行等温吸附测试，测得富有机质泥页岩对甲烷有较强吸附性。朗格缪尔体积VL平均为1.63 m3/t，朗格缪尔压力pL平均为1.5 MPa。2个样品实测数据与等温吸附曲线拟合效果好，甲烷吸附量随着压力增大呈增高趋势(图6)。

由于页岩气有利层段埋深开发上限为600 m[11]，且渗透率大于0.1×10-3μm2的平均埋深为1 800 m以浅。本次主要针对埋深在600～1 800 m的富有机质泥页岩进行含气性评价。按照静水压力系数估算地层压力，埋深在600～1 800 m的上古生界富有机质泥页岩地层压力按6～18 MPa计算。利用朗格缪尔方程

V=VL·p/(pL+p)

(2)

计算上古生界富有机质泥页岩吸附含气量。

图6 上古生界泥页岩等温吸附拟合曲线Fig.6 Isothermal adsorption curves of shale samples from Upper Paleozoic formation

式(2)中，V为吸附含气量，m3/t；p为地层压力，MPa；VL为朗格缪尔体积，1.63 m3/t；pL为朗格缪尔压力，1.5 MPa。

利用式(2)计算出上古生界富有机质泥页岩最大吸附气含量为1.30 ～1.50 m3/t，平均1.4 m3/t。说明埋深在600～1 800 m的富有机质泥页岩具有较高含气性。

3 讨 论

3.1 富有机质泥页岩生烃条件

采集下2段—太1段富有机质泥页岩层段共76个样品，样品编号为T1—T76，其中T1— T27为钻孔ZK0302富有机质泥页岩样品，T28—T76为钻孔ZK0402富有机质泥页岩样品。对样品T1—T76进行有机碳TOC质量分数测试，测试结果显示：富有机质泥页岩有机碳质量分数总体在0.23%～9.67%，平均为1.38%(图7)。

图7 上古生界富有机质泥页岩有机碳含量直方图Fig.7 Organic carbon content histogram of organic-rich shale in Upper Paleozoic formation

从图7可看出，上古生界富有机质泥页岩有机质丰度存在较强非均质性，但总体有机碳含量较高，其中91%的样品TOC质量分数大于0.5%，超过 60%的样品TOC质量分数大于1.0%。

计算干酪根类型指数是判别有机质类型最直接有效的方法，而镜质组反射率是一项衡量有机质热成熟的良好指标，被广泛应用于研究分散有机质的热演化程度[13-15]。干酪根类型指数计算公式

TI=(100MB+50E-75V-100I)/100。

(3)

式中：TI为类型指数，%；MB、E、V、I分别为无定性有机质、壳质组、镜质组和惰质组含量，%。当TI<0，有机质类型为Ⅲ型；TI在0～40，有机质类型为Ⅱ2型；TI在40～80，有机质类型为Ⅱ1型；TI>80，有机质类型为Ⅰ型。

选取渑池ZK0302、ZK0402上古生界富有机质泥岩样品进行干酪根镜鉴和镜质组反射率测定。 干酪根镜鉴结果显示：镜质组V在7.9%～100%，平均50.5%；壳质组E在0～87.2%，平均44.6%；惰性质组I在0～45.5%，平均4.9%。利用式(3)计算出类型指数TI<0，说明上古生界富有机质泥页岩有机质类型为Ⅲ型。

经分析，下石盒子组富有机质泥页岩Ro在0.95%～1.07%，说明下1段—下2段有机质处于成熟阶段。山西组—太原组富有机质泥页岩样品Ro在1.21%～1.67%，平均1.45%，其中80%样品Ro值超过1.3%，说明太1段—山2段有机质主体处于高成熟阶段，少部分处于成熟阶段，有利于生气。

3.2 生烃条件评价及页岩气有利目标层优选

根据页岩气地质评价方法[11]，结合上述分析，对义马地区上古生界下2段—太1段富有机质泥页岩进行生烃条件评价(表2)。

表2 上古生界富有机质泥页岩生烃条件评价Tab.2 Evaluation of hydrocarbon generation capacity of organic-rich shale in Upper Paleozoic formation

注：山1段和太1段连续，总厚度平均24.2 m，作为同一层段进行评价。

由表2可见，作为连续层段的太1段和山1段厚度大，有机质丰度高，是最好的生气源岩。山2段厚度变化较大，是仅次于太1段和山1段的优质生气源岩。下1段有机质丰度较高，但非均质性较强，厚度较大，为较好生油源岩。下2段有机质丰度较低，厚度较小，为中等生油源岩。

义马地区上古生界富有机质泥页岩脆性系数较高、利于压裂，孔隙度平均高于2.0%，微米级孔喉网络体系发育，可成为油气运移聚集的有效通道和储集空间。由于渗透率受埋深影响较大，根据页岩气开发的渗透率下限，埋深600～1 800 m的层段含气性较高，优选为页岩气开发的有利层段。通过富有机质泥页岩生烃条件评价，发现山2段和山1段—太1段为优质生气源岩。综合二者，将义马地区埋深在600～1 800 m的山2段、山1段和太1段划分为页岩气有利目标层。

建议下一步在义马地区开展山2段和山1段—太1段顶底埋深的调查工作，以圈定该区上古生界页岩气有利区。

4 结 论

(1)义马地区上古生界为典型的海陆交互相沉积，富有机质泥页岩平均厚度为49.3 m。共发育下2段—太1段5个富有机质泥页岩目标层。山2段厚度变化较大，其余各富有机质泥页岩层段分布稳定性相对较好。

(2)上古生界富有机质泥页岩脆性系数较高，集中在40%～60%，利于压裂施工。微米级孔喉网络体系发育，微米—毫米级微裂缝和粒间-粒内微小孔为油气运移聚集提供有效通道和储集空间。在1 800 m以浅上古生界富有机质泥页岩渗透性和含气性条件较好，有利于页岩气储集。

(3)上古生界富有机质泥页岩有机质丰度高，有机质类型为Ⅲ型、主体处于成熟—高成熟阶段，利于生气。山2段和山1段—太1段2个富有机质泥页岩层段为页岩气有利层段。义马地区埋深在600～1 800 m的山2段、山1段和太1段优选为页岩气有利目标层。

致谢:

参加本次工作的还有张栋、蔡铁刚、张伟、王立宏、陈尚斌、周晓刚、周帅等，向他们表示感谢！向审稿专家和编辑老师在百忙之中付出的辛劳致以诚挚的谢意！

参 考 文 献：

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