鄂尔多斯盆地延长组长7页岩层段岩石热导率特征及启示

崔景伟，侯连华，朱如凯，李士祥，吴松涛

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，西安 710018)

页岩层系内丰富的非常规油气资源成为全球油气勘探开发的热点。得益于水平井和大规模体积压裂技术的进步，中国已经在四川盆地五峰—龙马溪组页岩层段获得页岩气，在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、柴达木盆地取得了陆相致密油的突破[1-5]。然而，中国陆相页岩层系总体而言成熟度偏低(Ro﹤1.1%)，页岩中残留液态烃偏低。如何将大量仍具生烃潜力的有机质转化成油气，已成为重要攻关方向。中国石油勘探开发研究院和荷兰皇家壳牌通过攻关认为原位转化技术可能是有效的途径，即通过 “地下炼厂”将页岩中的残余油和具备生烃潜力的有机质原位转化成轻质油和凝析油，从而实现中国页岩油的突破，并可能引领油气行业的下一次革命，即“页岩油革命”[6]。因此，原位转化过程中热场的演化至关重要，而岩石热物性是精确构建热场的基础。

目前，岩石热物性研究主要聚焦在3个领域：一是测定热物性参数的方法；二是热物性的影响因素和各向异性分析；三是探讨岩石热物性的预测模型[7-12]。虽然热场动态演化主要通过数值模拟实现，但数值模拟也需要精细的热物性数据。直接使用常温常压下的热物性，会使模拟结果偏离实际。总之，目前页岩层系岩石热物性参数研究手段有限、研究程度较低、数据较少。对于页岩层系内不同岩性、不同方向的热物性资料匮乏，缺少可资借鉴的例子。

基于上述工业需求和研究现状，笔者首先通过光学装置(TCS)对鄂尔多斯盆地延长组长7段新鲜岩心样品进行测试，获得常温常压情况下的热导率。然后，优选代表性样品开展不同温度下的热扩散系数、热膨胀系数和比热容分析，获得不同温度条件下长7页岩层段粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和页岩的热物性参数，以期为规模试验原位转化技术及建立示范区提供参考。

1 地质背景与样品

图1 鄂尔多斯盆地构造分区、沉积相、延长组地层及井位置

2 实验设备与条件

常规热导率测试采用德国Lippmann公司生产的TCS热导仪。该设备具有省时、无损坏、无接触、准确度高、精确度高等优点，且测试前无需对样品进行特殊制备，可以测量完整岩心、断头岩心和碎块岩心的热导率，试样形态无需加工，可快速高效测量圆柱形、方形样品的不同面水平方向上的热导率。本次实验样品测试工作在中国科学院地质与地球物理研究所热物性实验室完成(表1)。

热扩散系数测试利用国际上最新型的激光热导仪，型号为LFA427。实验按照国家标准《GB/T22588—2008》进行。其中，为防止页岩高温条件下开裂，在样品上方增加压力阀，可耐压10 MPa。岩石比热容测试利用国际上通用的同步热分析仪带自动进样器 STA 449 F3设备对样品进行测试，实验参考美国标准《ASTM E 1269-11》进行。采用国际上通用的DIL 402SE型热膨胀仪进行岩石密度校正，校正原理即是根据岩石在测试方向的膨胀率校正。

分别在常温(25 ℃)，100，200，300，400，500，600 ℃下测试垂直层面和水平层面热物性。岩石热导率则根据岩石密度、岩石比热容和热扩散系数三者相乘计算获得。

3 实验结果

长7页岩层系岩石热导率(λ)TCS测试结果(图2)显示，不同岩性岩石的热导率存在明显差异，黑色页岩最低为0.998 W/(m·K)(常温)，凝灰岩—泥岩互层型岩石以及粉砂岩则相对较高，粉砂岩的热导率为2.955 W/(m·K)(常温)；凝灰质泥岩的热导率明显高于泥岩，含油粉砂岩的热导率低于粉砂岩。

表1 鄂尔多斯盆地页岩层系样品基本信息

图2 鄂尔多斯盆地长7页岩层系岩心常温常压热导率值

页岩热导率(λ)使用方程λ=αCpρ进行计算获得，其中α为岩石的热扩散系数、Cp为岩石的比热容、ρ为岩石密度。岩石上述3个参数分别测试 25，100，200，300，400，500，600 ℃下的数据。长7页岩层系岩石热扩散系数除泥质粉砂岩样品2-6外，其余样品水平层理方向上的热扩散系数均高于垂直层理方向，体现出较强的各向异性。2-6样品水平层理方向和垂直层理方向比较一致，可能反映其为弱各向异性。无论是垂直层理方向还是平行层理方向，岩石的热扩散系数均随着温度的升高而降低(图3a)。不同岩性的岩石比热容数据比较接近，垂直和平行层理方向仅存在细微差异。比热容随着温度变化明显，普遍随着温度的升高而增加(图3b)。岩石密度在垂直和平行层理方向上基本无变化，只有2-13S样品垂直层理方向上密度比水平方向上降低。页岩不同方向上的密度差异，可能揭示其物质成分差异，也可能反映其孔隙差异，这也印证出页岩具有较强非均质性(图3c)。

岩石热导率计算结果(图3d)显示，长7页岩层系不同岩性岩石、不同方向、不同温度均存在一定的差异，粉砂岩热导率相对较高，页岩热导率最低；水平层理方向上的热导率明显高于垂直层理方向，特别是页岩样品差异最明显。随着温度的增加，岩石热导率呈现出基本一致的趋势，即随着温度升高先降低后升高。样品2-6泥质粉砂岩、2-10灰黑色泥岩和2-13凝灰岩的热导率最低值处于300 ℃处。页岩的热导率相对复杂，水平方向上从1.048 W/(m·K)(常温25 ℃)逐渐增加到1.692 W/(m·K)(500 ℃)，并在随后(600 ℃)降低；垂直方向上从0.395 W/(m·K)(常温25 ℃)逐渐降低至0.246 W/(m·K)(500 ℃)，并在600 ℃时略增到0.315 W/(m·K)。

图3 鄂尔多斯盆地长7页岩层系岩石热物性测试结果

4 讨论

4.1 岩石热导率差异性及启示

热导率是用来表征物质导热能力的物理量，通过物质内部微观粒子相互碰撞实现热量的传递。本次实验测试结果发现，长7页岩层系岩石热导率从高到低依次为粉砂岩、含油粉砂岩、凝灰岩—泥岩互层型岩石、凝灰质泥岩、暗色泥岩和黑色页岩。其中最低的为黑色页岩，其热导率为0.998 W/(m·K)(常温)；最高的为粉砂岩，其热导率达到2.955 W/(m·K)(常温)。事实上，地质岩石中不仅含有各种晶粒组成的无机非金属物质，还包含一部分有机物质和流体，热导影响因素复杂。

中细砂岩的热导率平均值为3.05 W/(m·K)，煤岩为0.61 W/(m·K)，泥岩和黏土热导率也仅为1.00 W/(m·K)，中砂岩为2.96 W/(m·K)，粉砂岩为2.50 W/(m·K)，泥岩为2.22 W/(m·K)，灰岩为2.31 W/(m·K)(图4a)。岩石中不同矿物热导率存在明显差异(图4b)，石英的热导率接近8.0 W/(m·K)，磁铁矿的热导率也超过5.0 W/(m·K)，方解石的热导率约3.5 W/(m·K)，云母和长石的热导率相对较低，约2.0 W/(m·K)[15-17]。因此，岩石组分会影响岩石的热导率，岩石的热导率在本质上受其组成矿物控制，细粒岩的热导率通常随其泥质含量的增加而减小。长7页岩层系岩石中，粉砂岩中石英含量为31%，高于泥岩(29%)和页岩(19.1%)，泥质含量又低于页岩。页岩中总有机碳含量(23.2%)远高于泥岩(3.85%)和泥质粉砂岩(0.45%)。因此，长7页岩层系内粉砂岩的热导率大约是黑色页岩的3倍，其机理可以解释为受矿物以及有机碳含量的控制。

图4 典型岩石和矿物的热导率

尽管各类岩石的热导率呈现出一定规律，但同种岩性的岩石，其热导率也存在一定变化，长7含油砂岩和凝灰质泥岩都存在一个变化范围(图2)。这既可能是同种岩性之间物质成分存在差异，也可能受物质成分分布样式等因素影响。热导率变化不仅受砂岩粒径、胶结物、 压实程度等影响，还与岩石的孔隙度有关[18]。

长7页岩层系4类岩性中，凝灰岩含量增加可以有效增加泥页岩的热导率。长7页岩中薄层和纹层状凝灰岩十分发育，盆地南部正8井长7烃源层段毫米级至厘米级的凝灰岩达180余层之多[19-20]。图5为盆地东南部铜川地区瑶曲镇衣食村长7剖面，通过厘米级采样，并通过岩石薄片定性，最终确定采集156层凝灰岩。盆地内长7页岩层系凝灰岩由南西—北东向逐渐变薄，正宁—黄陵以南厚度最大，超过1.0 m，分布范围广泛[20-21]。因此，薄层状凝灰岩发育对长7页岩层系原位转化是一个有利的地质条件，可以明显增加页岩的热导率。特别是对厚层页岩而言，相当于在其中加入多层“导热毯”，可以有效提升页岩层段的热导率，即薄层凝灰岩的发育可以增加热导率，扩大热场分布范围。

长7页岩层系不同岩性岩石热导率测试结果对开展页岩原位转化具有重要启示。在优选页岩原位转化“甜点区”时，不仅要考虑页岩品质(成熟度、有机质丰度、生烃潜力)、厚度、埋深等参数，还应考虑岩石的沉积建造，即层状凝灰岩以及砂岩层的发育程度。另外，砂岩和凝灰岩的热导率远高于页岩，对于原位转化工艺也有一定启示,即在层状凝灰岩发育区，长7原位改质工艺设计时可以适当增加井间距。

图5 鄂尔多斯盆地东南部铜川地区瑶曲镇衣食村长7剖面凝灰岩分布

4.2 岩石热导率各向异性及启示

实验显示，长7页岩层系岩石热导率各向异性特征明显，相同温度条件下水平层理方向高于垂直层理方向(图6)。渤海湾盆地沾化凹陷泥质岩、粉砂岩和砂岩存在热导率各向异性，平行层理方向的热导率高于垂直层理方向的热导率，解释为2个方向上的孔隙连通存在差异；松辽盆地桦甸油页岩热导率也具有较强的各向异性，亦呈现水平层理方向高于垂直层理方向，解释为2个方向上应力引起的压实紧密程度差异；俄罗斯西伯利亚巴热诺夫(Bazhenovo)组岩石也具有水平方向热导率高于垂直方向的现象，解释认为与有机质和硅质矿物含量有关[7,22-23]。

综上所述，页岩热导率各向异性并非是长7岩石所特有，可能是沉积岩的一个共性。对长7页岩层系不同岩性岩石的热导各向异性系数分析发现，泥质粉砂岩的热导率各向异性远小于泥岩、页岩和凝灰岩。页岩样品非均质性强可能与有机纹层发育有关，垂直方向上由于多层有机质分隔，导致热导率最低；而水平方向上除了有机质纹层，还发育黏土纹层、胶磷矿等矿物，所以热导率相对较高。考虑到精细热物性测试样品大小为毫米—厘米级，其机理不仅与孔隙连通性相关，可能还与孔隙、面理以及成分非均质性有关[8,24]。

通常认为岩石的热导率随着温度的增加会降低[25]。长7页岩层系岩石热导率在不同方向上随温度变化的趋势基本相同。泥质粉砂岩、泥岩和凝灰岩热导率随温度升高先降低后升高，最低值均处于400 ℃(图6a-c)。赵永信等[17]对长石石英砂岩、泥质粉砂岩和变质凝灰岩等岩样在室温到180 ℃之间的热导率随温度变化进行过研究，获得热导率随温度升高而下降的结论。本次实验结果认为泥质粉砂岩、页岩和凝灰岩热导率随温度降低的趋势可以扩大到400 ℃。尽管于永军等[10]认为油页岩的热导率也是随温度增大而线性递减，但长7页岩实测热导率变化趋势要相对复杂，水平层理方向上热导率基本稳定，但仔细分析发现存在 “M”变化趋势，在200 ℃存在一个较大值，在500 ℃时存在一个峰值；垂直层理方向上基本处于低幅度，也有先降低后增加的变化趋势，最低值处于500 ℃(图6d)。该变化趋势在其他盆地也有体现，如周科等[22]对松辽盆地农安油页岩热导率随温度变化进行研究，发现在100 ℃时存在一个较大值，另外2个方向的热导率在500 ℃均有所增大，但热导率的增幅没有本次长7页岩样品明显。

美国绿河页岩的热导率在不同温度下也存在明显变化，热导率的变化与裂解过程有关，裂解之前导热系数非常低，裂解时导热系数达到最大值[22]。长7页岩热导率的变化可以按几个阶段进行分析，在25～200 ℃升温过程中，随页岩样品温度的升高，页岩中残留的烃类和水分会膨胀并使孔隙增加，导致垂直层理方向热导率下降；水平层理方向上则因为水分和烃类沿纹层排出，从而使水平层理方向的孔隙和微裂缝连通，从而引起水平层理方向上热导率的增加，存在一个较大值。200～400 ℃升温过程中，矿物结晶水完全析出，油页岩孔隙度增大，岩石颗粒间接触面积减小，从而引起导热系数下降，同时页岩中干酪根软化和焦化，使页岩孔隙度增大并充满导热性较差的原油，进一步导致页岩热导率下降。400～500 ℃升温过程中，页岩大量生成原油的裂解阶段，垂直层理上由于生排烃缝增加，从而导致垂直方向上热导率降至最低值；水平方向上由于有机质和生成油的裂解生气，不仅增加了水平层理方向上的密度，更因为微裂缝中所排气体携热，从而使水平方向上的热导率出现一个高峰值。500～600 ℃升温过程中，导热系数随油页岩内部有机质生油产气能力的衰减、孔隙度进一步增大而降低，热导率再次降低。鄂尔多斯盆地长7泥岩、页岩与松辽盆地嫩江组油页岩对比发现，嫩江组油页岩的热导率介于长7页岩和泥岩热导率之间(图7)。其原因可能是受岩石中有机质丰度控制，通常有机质丰度与热导率存在负相关关系[22]。

图6 鄂尔多斯盆地长7页岩层系岩石水平和垂直方向热导率随温度变化

长7页岩层系岩石热导率各向异性分析结果对开展页岩原位转化也具有重要启示。首先是工程设计时采用什么类型的井进行加热。鉴于垂直层理方向热导率远低于水平层理方向，工程设计选用水平井、垂直井还是斜井开展加热，需要开展目标层厚度、钻井成本以及经济性综合评价而定。再者，鉴于有机质丰度较高的黑色页岩的热导率远低于暗色泥岩，原位转化在平面“甜点区”和垂向“甜点段”的优选是否应该选择有机质丰度最高的页岩层作为目的层，也需要进一步思考。因为有机质丰度越高，尽管生烃潜量会最大，但是相同工艺条件和时间下加热的“有效体积”可能不大，需要综合生烃量、能耗以及成本优选原位转化的“甜点”。

4.3 地下岩石热导率真实性及启示

岩心测试环境与其地下埋深条件大不相同。热导率的影响因素不仅包含岩石成分、孔隙、层理、温度等，孔隙流体成分和压力对热导率也有影响。通常，干燥岩石的热导率不能代替地质条件下真实岩石的热导率。因为水的热导率[0.62 W/(m·K)]比岩石低、原油的热导比水低、空气的热导比原油低，所以饱和水的地下岩石的热导率要高于干燥样品，饱和油的热导率处于饱和水和干样之间。如果岩石的矿物组成相同，其致密程度(或孔隙度)就是其热导率大小的决定因素。即岩石越致密、孔隙度越小，密度就越大,热导率也越大。除自身致密的灰岩和白云岩外，砂岩、粉砂质泥岩及泥岩均需要考虑流体的影响，一般可根据其深度对热导率给予校正[26]。本次分析测试的长7页岩层系样品为三叠系，埋深较深，孔隙度均值在3%以下，样品采集时均避开含水层且经过密封保存[27]，故可以不做孔隙饱和水校正，忽略地层流体的影响。

图7 鄂尔多斯盆地长7泥岩、页岩

通常认为压力会对岩石孔隙度产生一定影响，从而影响岩石实验室测试热导率结果的真实性[28]。压力对热导率影响的研究目前主要集中在砂岩，尚未关注页岩。前人认为800 m以上，压力校正量和温度校正量较为接近，无需校正；800 m以下埋深，压力校正量大于温度校正量，需要进行压力校正[15]。也有学者认为在低压 (p≤50 MPa )情况下，热导率随着压力增加而增加；在50 MPa以上，热导率与压力呈现线性关系[29]。所以，利用本文实验室测试结果进行现场实际应用时，仍需要结合埋藏深度对热导率进行恢复。然而，现有的压力校正依据是片麻岩、闪岩和砂岩，并没有现成的针对页岩的压力校正数据。尽管本文探索了多种影响岩石热导率的原因，揭示出不同岩性、不同方向、不同温度的变化，获得了大量基础数据，但仍不能直接用于并指导地下真实原位转化。考虑到目前长7页岩层段埋深普遍大于800 m，增加压力会导致页岩密度增加，地下热导率会高于实验测试数据，因此在工程设计时可以适当增加井间距。

目前热导率的测试，即使是国际上最著名的德国耐驰系列热导率测试装置，也不能满足地下温度和压力的条件，无法满足实际工业需求的热导率和比热。因此，对页岩原位转化分析测试技术而言，需要把握4个发展趋势：(1)测试设备从通用仪器扩展到特定研发装置；(2)测试条件从常温常压扩展到高温高压；(3)测试参数呈现从地质参数扩展到工程参数；(4)测试地点从实验室逐步扩展到现场。页岩的研究也需要从地质研究上升到热物理—地质力学—生烃化学—流固耦合研究的新阶段。目前在热物性研究领域迫切需要攻关3个方面：(1)建立考虑了页岩非均质性的热导地质模型；(2)建立岩石骨架和流体综合因素的热导理论模型[30-31]；(3)完善包括裂缝、流体等多因素的热导数值模型。因此，综合岩石成分、流体、裂缝、非均质性、高温高压等因素，研发贴近地下真实条件的页岩热导率测试设备是重要的攻关方向之一。

5 结论

(1)鄂尔多斯盆地长7页岩层段不同岩性的岩石热扩散系数和热导率存在差异，且随砂质含量降低而降低，即粉砂岩>凝灰岩>粉砂质泥岩>泥岩>页岩。长7页岩层系4类岩性中，凝灰岩含量增加可以有效增加泥页岩的热导率，即薄层凝灰岩发育的地质特征可以增加热导率，扩大热场分布范围。该结论为长7原位转化 “甜点区”优选以及工艺设计井间距提供一定的依据。

(2)热扩散系数和热导率具有各向异性，水平方向是垂直方向的1～3.5倍，且其差异随温度升高而增大。热物性参数的各向异性是岩石非均质性的体现，页岩热物性的各向异性最强，与微观纹层发育相关；砂岩各向异性主要与岩石不同方向的渗透率相关。页岩在水平方向热导率远高于垂直方向，该结论对长7原位转化工程设计钻井类型提供新的思路。

(3)长7页岩实际地下热导率受地层压力、温度和含水饱和度等多种因素影响，即使不考虑含油饱和度和温度的影响，也需要对压力进行校正。长7页岩目前埋深普遍大于800 m，压力校正后热导率会升高。该结论可以进一步支持在长7原位改质工艺设计时应适当增加井间距。