天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 1: 110 - 121

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.008

非常规天然气

沁水煤田石炭系—二叠系煤系地层页岩气开发潜力评价

  • 钟秋 , 1 ,
  • 傅雪海 , 1 ,
  • 张苗 1 ,
  • 张庆辉 2 ,
  • 程维平 3
展开
  • 1. 中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221116
  • 2. 山西省煤炭地质勘查研究院，山西 太原 030001
  • 3. 山西省地质矿产研究院，山西 太原 030001
傅雪海（1965-），男，湖南衡阳人，教授, 主要从事能源地质教学与研究.E-mail：.

钟秋（1996-），女，湖南张家界人，硕士，主要从事非常规天然气研究.E-mail：．

收稿日期: 2019-05-22

  修回日期: 2019-06-28

  网络出版日期: 2020-01-09

收起

Development potential of Carboniferous-Permian coal measures shales gas in Qinshui coalfield

  • Qiu ZHONG , 1 ,
  • Xue-hai FU , 1 ,
  • Miao ZHANG 1 ,
  • Qing-hui ZHANG 2 ,
  • Wei-ping CHENG 3
Expand
  • 1. Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation Process, Ministry of Education, China School of Resources and Geoscience, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China
  • 2. China Shanxi Provincial Coal Geological Exploration and Research Institute, Taiyuan 030001, China
  • 3. Shanxi Provincial Research Institute of Geology and Mineral Resources, Taiyuan 030001, China

Received date: 2019-05-22

  Revised date: 2019-06-28

  Online published: 2020-01-09

Supported by

Double First Class Construction Independent Innovation Project, China University of Mining and Technology(2018ZZCX05)

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本文亮点

通过对采集自沁水煤田27口钻孔695块山西组—太原组泥页岩岩心样品开展总有机碳含量（TOC）、岩石热解、有机质成熟度和全岩X⁃射线衍射等实验，分析了煤系泥页岩的有机地球化学及矿物组成特征。结果表明：海陆交互相煤系泥页岩TOC平均值大于2.0%，中—好等烃源岩主要集中在第Ⅱ层段；泥页岩以III型干酪根为主，热演化程度主要处于过成熟阶段，转化率程度高；沁水煤田泥页岩主要为黏土质泥页岩，矿物组成以高黏土、低硅质矿物为特征，黏土矿物中高岭石富集；基于矿物组成法计算泥页岩脆性指数主要分布在30%~50%之间，平均大于40%，脆性指数Ⅱ>III>Ⅳ>Ⅰ（第I层段为K8—3#煤，第II层段为3#煤—K4灰岩，第III层段为K4灰岩—15#煤，第IV层段为15#煤—铁铝岩段）；气测异常层、含气层和气层厚度比例分别为4.78%、33.38%、61.83%，气测显示以气层为主，气测显示级别II>III>IV>I。综合煤系泥页岩厚度、有机质丰度、脆性特征和含气性特征等评价了各层段页岩气的勘探开发潜力有利顺序依次为II>III>IV>I。

本文引用格式

钟秋 , 傅雪海 , 张苗 , 张庆辉 , 程维平 . 沁水煤田石炭系—二叠系煤系地层页岩气开发潜力评价[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(1) : 110 -121 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.008

Highlights

The organic geochemistry and mineral composition characteristics of shale in coal measures are analyzed through the experiments of total organic carbon content (TOC), rock pyrolysis, maturity of organic matter and rock X-ray diffraction of 695 shale core samples collected from 27 wells in Qinshui coalfield. The results show that the average TOC value of marine-terrigenous facies shale in coal measures is more than 2.0%, and the middle-good source rocks are mainly concentrated in the second interval. The shale is mainly composed of Type III kerogen, and its thermal evolution is mainly at the over-mature stage with high conversion rate. The shale in Qinshui coalfield is mainly clayey shale. Its mineral composition is characterized by high clay and low silica minerals, and kaolinite is enriched in clay minerals. The rock brittleness index based on mineral composition is mainly distributed between 30% and 50%, with an average of more than 40%, and the brittleness index is II>III>IV>I (The first interval is K8-3# coal, the second interval is 3# coal-K4 limestone, the third interval is K4 limestone-15# coal, and the fourth interval is 15# coal- the Fe-Al-Bearing Rock Members). The ratio of abnormal layer, gas-bearing layer and gas layer thickness is 4.78%, 33.38% and 61.83%, respectively. Gas layer is dominant, and the gas measurement shows the level is II>III>IV>I. Based on the comprehensive analysis of the thickness, organic matter abundance, brittleness and gas-bearing characteristics of shale gas in coal measures, the favorable sequence of the exploration and development potential of shale gas in each interval is II>III>IV>I.

0 引言

随压裂技术的进展，北美页岩气的商业性开发很大程度上改变了世界能源格局并促进了世界对页岩气勘探开发[1,2]。近年来我国加快了页岩气勘探开发脚步，海相页岩气勘探开发取得了巨大的成功[3]，形成了威远、焦石坝、长宁3个国家示范区。然而我国页岩气勘探开发主要集中在南方海相页岩，煤系海陆交互相泥页岩研究进展缓慢，关注度不高[4,5]。全国页岩气资源评价显示，山西省页岩气资源量为4.44×1012 m3，其中，沁水煤田有利区资源量就达16 205×108 m3 ，占山西省页岩气总资源的36.5%[6]。沁水煤田煤系页岩气勘探开发处于起步阶段，尚未形成完整系统的理论。多数学者普遍认为山西组—太原组是沁水煤田海陆交互相煤系页岩气的有利勘探层位，但该结论往往由地层厚度、有机碳含量或气测或考虑煤系煤层气、页岩气共采的角度得出，评价参数相对单一，缺乏系统性[7,8]。本文通过对690块采集自沁水煤田石炭系—二叠系山西组—太原组海陆交互相煤系泥页岩的系统测试分析，调查沁水煤田山西组—太原组煤系泥页岩有机地球化学特征和矿物组成特征，综合煤系泥页岩厚度、有机质丰度、生烃潜力、脆性特征和含气性特征，评价了各层段页岩气勘探开发潜力，指出了有利开发层段，以期为沁水煤田煤系页岩气勘探开发提供依据。

1 地质背景

沁水煤田位于山西省东南部，为走向NNE—SSW复式向斜煤田（图1）[9,10]。沁水煤田主要含煤地层包括本溪组、太原组、山西组、下石盒子组。其中山西组—太原组是主要的煤系气地层：太原组以海相沉积为主，发育障壁—潟湖相及碳酸盐岩台地沉积；山西组以海陆交互沉积为主，发育三角洲沉积相，与太原组呈整合接触。苏育飞等[11]将沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩层系划分成4个层段：
图1 沁水煤田构造纲要图、煤系综合柱状图及采样钻孔分布图（据参考文献[9,10]修改）

（a）构造纲要图 （b）采样钻孔图 （c）综合柱状图

Fig. 1 Tectonic outline map, comprehensive histogram of coal measure,distribution of wells in the Qinshui coalfield (modified from Refs. [9-10])

（1）第I层段为K8—3#煤，泥页岩累计厚度介于0.80~62.50 m之间，平均累计厚度为20.84 m，单层厚度介于0.4~29.35 m，平均单层厚度为16.28 m。
（2）第II层段为3#煤—K4灰岩，泥页岩累计厚度介于4.73~78.11 m之间，平均累计厚度为37.61 m，单层厚度介于8.91~55.05 m之间，平均单层厚度为32.69 m。
（3）第III层段为K4—15#煤，泥页岩累计厚度在1.90~57.50 m之间，平均累计厚度为14.86 m，单层厚度介于2.67~31.50 m之间，平均单层厚度为16.47 m。
（4）第IV层段为15#煤—铁铝岩段，泥页岩累计厚度介于1.00~75.79 m之间，平均累计厚度为22.29 m，单层厚度介于1.7~45.26 m之间，平均单层厚度为13.64 m。
就厚度而言，累计厚度第II层段>第IV层段>第I层段>第III层段，单层厚度第II层段>第III层段>第I层段>第III层段。其中第II层段泥页岩大部分区域泥页岩厚度超过30 m且连续性较好，相比于第Ⅰ、Ⅲ、Ⅳ层段泥页岩发育较好，为气体生成奠定了物质基础，也为气体保存提供了储存空间。

2 样品采集与实验

本文研究完成了沁水煤田27个钻孔点的采样工作（图1），共采集石炭系—二叠系泥页岩岩心样品695件，其中第I层段、第II层段、第III层段、第IV层段分别为166件、257件、135件和137件。对岩心样品开展了有机地球化学特征、矿物组成等相关测试。其中总有机碳含量（TOC）测试672件（第I层段162件，第II层段248件，第III层段132件，第IV层段130件）。测试依据中国国家标准GB/T 19560—2008进行，筛选粒径大于100目的粉末样品5 g，用稀硫酸除去无机碳后置于高温气流中燃烧后，使用Leco CS-230 碳硫分析仪模拟常压常温条件进行。岩石热解实验共76件（第I层段19件，第II层段30件，第III层段13件，第IV层段14件），依据GB/T 18602—2012执行，仪器为OG-2000V型油气显示评价仪，样品规格与TOC测试一致，通过热解获得烃源岩评价的基本参数：岩石的最高峰温(T max，℃)、气态烃量(S 0，mg/g)、游离烃量(S 1，mg/g)、热解烃量(S 2，mg/g)。镜质体反射率(R O) 测试65件（第I层段17件，第II层段25件，第III层段9件，第IV层段14件），使用MPV-SP显微光度计利用数点法在室温条件下进行测试，样品光片表面平整，无明显划痕，每个样品测试点数不得低于30，执行标准为SY/T 5124—1995。对119个样品进行全岩X⁃射线衍射实验（第I层段29件，第II层段51件，第III层段19件，第IV层段20件）。X-射线衍射分析方法依据SY/T 5163—2010，取1~2 g样品粉碎研磨成粉末，采用水悬浮液分离法分别提取粒径小于10 μm和2 μm的黏土矿物，粒径小于10 μm的样品用于测定黏土矿物和常见非黏土矿物的相对含量，取粒径小于2 μm的样品涂片试样进行XRD测定黏土矿物种类的相对含量。

3 泥页岩有机地球化学特征

3.1　有机质丰度

有机质是煤系气的生气母质，决定了烃源岩的生气能力；其次还是微孔的主要载体，为甲烷气体提供吸附空间[12]。一般认为有机质丰度越高，微孔越发育，吸附能力越强。有机质丰度的评价指标主要有总有机碳含量（TOC）和岩石热解参数。一般认为商业性页岩总有机碳含量大于2%[13,14]。研究区672件泥页岩总有机碳含量测试分析结果显示沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩TOC值介于0.12%~55.64%之间（由于炭质泥岩的影响，煤系泥页岩TOC出现异常高值），平均为2.96%，集中分布在1%~4%之间。其中第I层段泥页岩中TOC值介于0.17%~17.25%之间，平均为2.49%，大于2%的占39.51%，介于2%~6%的占29.63%，非烃源岩占23.46%；第II层段TOC值介于0.14%~23.32%之间，平均为2.59%，大于2%的占48%，介于2%~6%的占41.94%，非烃源岩占14.92%；第III层段TOC值介于0.12%~12.03%之间，平均为2.50%，大于2%的占47.73%，介于2%~6%之间的占42.42%，非烃源岩占10.61%；第IV层段TOC值介于0.22%~55.64%之间，平均为4.72%，大于2%的占50%，介于2%~6%之间的占36.15%，非烃源岩占18.46%。第IV层段有机碳含量大于2%的样品占比最多，其次是第II、III层段，第I层段最低，第IV层段受炭质泥岩影响，有机碳平均含量较高，但分布不及第Ⅱ、Ⅲ层段均匀，非烃源岩所占比例较第II、III层段高（图2）。
图2 煤系泥页岩各层段TOC分布频率柱状图

Fig.2 TOC distribution of coal measure shales in each member

TOC值大于2%的泥页岩累计厚度主要分布在10~40 m之间（图3）。其中第I层段主要分布在20~30 m范围内，大于30 m的占14.11%；第II层段最厚，大于30 m的占60.09%；第III层段大多低于20 m，大于30 m的仅占6.26%，第IV层段主要介于10~40 m之间，大于30 m的占38.37%。因此，从有机碳含量以及泥页岩累计厚度角度，认为研究区页岩气勘探开发潜力有利顺序依次为第II层段>第III层段>第IV层段>第I层段。
图3 煤系泥页岩各层段TOC大于2%厚度分布频率柱状图

Fig.3 Thickness distribution of TOC over 2% of coal measure shales in each member

3.2　泥页岩热解特征

岩石热解参数可以用于干酪根类型、有机质丰度及有机质热演化阶段的判断。热解烃量（S 2）代表了能够生烃但未热解生烃的有机质，能够指示烃源岩残留的生烃潜力。实验表明S 2值介于0.006 0~5.84 mg/g之间，平均为0.48 mg/g。其中第I层段介于0.008 9~2.13 mg/g之间，平均为0.52 mg/g；第II层段介于0.006 0~5.84 mg/g之间，平均为0.53 mg/g；第III层段介于0.010 5~1.25 mg/g之间，平均为0.45 mg/g；第IV层段介于0.025 6~0.826 7 mg/g之间，平均为0.40 mg/g。 第I、III、IV层段最大热解烃量介于0.826 7~2.13 mg/g之间，指示泥页岩为差烃源岩（S 2<2.5 mg/g）[15]，中等烃源岩集中在第II层段。研究区泥页岩生油潜量(P)介于0.015 1~5.925 6 mg/g之间，平均为0.497 5 mg/g，仅有2件样品生油潜量大于2 mg/g，根据煤系泥岩生烃潜力评价标准，有机质主要为非生油岩[16]。生烃潜量P g（S 0+S 1+S 2）表示泥页岩总的生烃潜力，总体介于0.02~5.93 mg/g之间，平均为0.50 mg/g。第I层段P g值介于0.121 4~2.18 mg/g之间，平均为0.53 mg/g；第II层段介于0.166 5~5.93 mg/g之间，平均为0.54 mg/g，第III层段介于0.018 3~1.29 mg/g之间，平均为0.45 mg/g。第IV层段介于0.035 6~0.854 8 mg/g之间，平均为0.43 mg/g。总体来看，96.05%的样品P g值小于1.5 mg/g，指示研究区泥页岩主要为差烃源岩，好烃源岩集中在第Ⅱ层段（图4）。氢指数（I H）反映了沉积有机质的富氢程度，能够指示烃源的好坏。研究区泥页岩I H值介于0.77~362.12 mg/g之间，平均为48.22 mg/g。其中第I层段I H值介于0.89~165.08 mg/g之间，平均为48.34 mg/g；第II层段介于0.84~362.12 mg/g之间，平均为52.07 mg/g；第III层段介于0.77~134.03 mg/g之间，平均为45.27 mg/g；第IV层段介于5.43~81.34 mg/g之间，平均为42.55 mg/g。60.53%的样品I H值低于50 mg/g，32.89%的样品I H值介于50~100 mg/g之间，主要为差烃源岩，中等—好烃源岩集中在第Ⅱ层段。有效碳（PC）值介于0.001 4%~0.491 8%之间，平均为0.041 3%，其中第Ⅰ层段介于0.001 4%~0.180 9%之间，第Ⅱ层段介于0.001 8%~0.491 8%之间，第III层段介于0.001 5%~0.106 9%之间，第Ⅳ层段介于0.003 0%~0.070 9%之间，PC值主要分布在0~0.1%之间，仅2组样品PC值大于0.17%，表明研究区主要为差烃源岩。岩石热解参数热解烃量、生油潜量（P）生烃潜量、氢指数和有效碳等热解参数指示研究区泥页岩主要为差—中等烃源岩，中—好等烃源岩主要集中在第Ⅱ层段。将TOC和P g参数根据文献[17]绘制烃源岩级别判识图（图5），研究区泥页岩主要为中等烃源岩，部分为差烃源和好烃源岩，其中好烃源岩集中在第Ⅱ、III层段，差烃源在第Ⅰ层段分布较多，说明第Ⅱ层段最具勘探开发潜力，其次为第III层段、第Ⅳ层段，第Ⅰ层段最低。
图4 泥页岩产烃潜量P g（S 0+S 1+S 2）分布柱状图

Fig.4 The potential of generating hydrocarbon P g（S 0+S 1+S 2） of coal measure shales

图5 研究区泥页岩TOC—P g图

Fig.5 The plot of TOC vs. P g

表1 研究区不同含煤地层泥页岩有机地球化学参数

Table 1 The rock pyrolysis parameters of coal measure shales from different formations

参数 第Ⅰ层段 第Ⅱ层段 第Ⅲ层段 第Ⅳ层段
TOC/% 范围 0.17~17.25 0.14~23.32 0.12~46.36 0.22~35
均值 2.68 2.82 2.95 3.69
T max /℃ 范围 318.8~578.3 347.5~589.2 317.5~568.8 456.42~590.8
均值 517.98 509.8 487.93 525.1
S 2 /(mg/g) 范围 0.008 9~2.13 0.006~5.84 0．010 5~1.25 0.025 6~0.83
均值 0.52 0.53 0.43 0.37
生油潜量(P)/(mg/g) 范围 0.015 1~2.18 0.020 8~5.93 0.018 3~1.29 0.034 0~0.85
均值 0.53 0.54 0.45 0.40
生烃潜量(P g)/(mg/g) 范围 0.121 4~2.18 0.166 5~5.93 0.018 3~1.29 0.035 6~0.85
均值 0.53 0.54 0.45 0.43
有效碳(PC)/% 范围 0.001 4~0.180 9 0.001 8~0.491 8 0.001 5~0.106 9 0.003 0~0.070 9
均值 0.044 1 0.045 1 0.037 3 0.033 0
氢指数(I H)/(mg/g) 范围 0.89~165.08 0.84~362.12 0.77~134.03 5.43~81.34
均值 48.34 52.07 45.27 42.55
降解潜率(D)/% 范围 0.14~16.30 0.25~43.91 0.11~13.03 0.63~7.77
均值 4.84 4.85 4.19 3.94

3.3　有机质类型

有机质为煤系气生烃母质，不同类型的有机质生烃潜力不同[18]。因此有机质类型是页岩气潜力评价的重要参数之一。有机质类型判断方法有元素分析法、岩石组成法、岩石热解法等。其中元素分析法无法有效判断高成熟度烃源岩，因此本文主要采用干酪根类型指数和岩石热解评价沁水煤田泥页岩有机质类型。有机质类型划分标准采用三类四分法：腐泥型（I型）、腐殖—腐泥型（II1型）、腐泥—腐殖泥型（II2型）和腐殖型（III型）[19]。
研究区泥页岩干酪根指数（TI）介于-88~33之间，其中94.34%的样品TI值小于0，其余样品TI值介于0~40之间，表明沁水煤田泥页岩干酪根类型主要为III型，部分为II2型[20]。研究区泥页岩最高热解温度（T max）为317.5~590.8 ℃，氢指数（I H）介于0.77~362.12 mg/g之间。根据T max与I H图版判断沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩有机质类型主要为Ⅲ型，部分为Ⅱ2型[21]（图6），泥页岩主要以生气为主，为较好的气源岩。降解潜率（D）表示烃源岩中能转化有机碳的比例，研究区泥页岩降解潜率介于0.14%~43.91%之间，其中第Ⅰ层段泥页岩D值介于0.14%~16.13%之间，第Ⅱ层段介于0.25%~41.93%之间，第Ⅲ层段介于0.11%~13.03%之间，第Ⅳ层段介于0.63%~7.77%之间，样品D主要集中在0~10%之间，表明沁水煤田泥页岩有机质类型主要为Ⅲ型，部分为Ⅱ2型（图7）[22]。通过研究沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩样品类型指数，结合分析T max—I H图版以及泥页岩降解潜率分布，综合判断研究区泥页岩主要为Ⅲ型有机质，少量为Ⅱ2型。
图6 最大热解峰温(T max)—氢指数(I H)图版

Fig.6 The plot of T max and I H

图7 煤系泥页岩降解潜率(D)与氢指数(I H)

Fig.7 The plot of D and I H

3.4　有机质成熟度

有机质成熟度反映了有机质的演化程度，相同类型有机质，热演化程度不同生烃能力不同。有机质成熟度的评价指标主要采用镜质体反射率（R O），其次岩石热解参数也可对烃源岩有机质热演化程度进行辅助评价，因此本文依据镜质体反射率和岩石热解参数对煤系泥页岩热演化程度进行评价[23]。
沁水煤田泥页岩R O值介于1.48%~3.64%之间，平均为2.37%，绝大多数样品R O值大于2%，整体处于过成熟阶段。其中第I层段R O值介于1.77%~3.22%之间，平均为2.38%；第II层段介于1.48%~3.64之间，平均值为2.47%；第III层段介于1.8%~2.52%之间，平均值为2.25%；第IV层段介于1.72%~3.54%之间，平均为2.36%（图8）。镜质体反射率与埋深呈正相关，有机质演化程度随埋深增加而增加，有机质变质类型为深成热变质（图9）。
图8 煤系泥页岩有机质成熟度分布箱形图

Fig.8 The R O distribution of coal measure shales

图9 有机质成熟度与埋深之间的关系

Fig.9 The relationship between R O and buried depth

利用岩石热解实验对有机质热演化程度进行了辅助分析。岩石热解分析中仅有5.32%的样品T max值低于435 ℃，79.79%的样品T max值超过480 ℃，达到过成熟阶段。第I层段泥页岩T max值介于 318.8~578.3 ℃之间，平均为517.98 ℃；第II层段介于347.5~589.2 ℃之间，平均为509.8 ℃；第III层段介于317.5%~568.8 ℃之间，平均为487.93 ℃；第IV层段介于456.42~590.8 ℃之间，平均为525.1 ℃。研究区泥页岩产率指数（PI）介于0~0.72之间，平均为0.068，第I层段为0~0.055之间，平均为0.046，第II层段介于0~0.720之间，平均为0.066，第III层段介于0~0.603之间，平均为0.103，第IV层段介于0~0.280之间，平均为0.068，泥页岩转化率依次为III>IV>II>I。

4 煤系泥页岩脆性特征

水力压裂是天然气资源开发的重要增产措施，尤其对于煤系气储层这类低孔低渗储层，选择利于压裂的层段是开发的重要基础。脆性指数是储层脆性评价的重要参数，石油天然气方面常采用岩石矿物组成法计算脆性指数用于储层可压裂性评价。
沁水煤田海陆交互相泥页岩由黏土矿物、硅质矿物（石英、长石）和非黏土自生矿物（黄铁矿和碳酸盐矿物）组成（图10）。黏土矿物和石英为海陆交互相煤系泥页岩的主导矿物，黏土矿物含量介于34.50%~79.97%之间，平均为58.35%。黏土矿物主要由高岭石、伊利石、伊/蒙混层和绿泥石组成，其中高岭石含量介于13%~93.9%之间，平均为48.47%，伊/蒙混层含量介于0~70.00%之间，平均为21.83%，伊利石介于5%~73.30%之间，平均为27.22%，绿泥石介于0~22.30%之间，平均为2.48%，不同于海相页岩，高岭石富集是煤系泥页岩的典型特征[24]。黏土矿物是无机质孔隙的主要载体，其次是泥页岩中的吸附载体，黏土矿物组成的差异必将导致泥页岩孔隙结构和吸附能力方面的差异[25]。硅质矿物含量介于15.90%~65.50%之间，以石英为主，含量介于15.90%~65.50%之间，平均为36.25%。长石较少，平均为4.62%，主要为斜长石，含量介于0~12.9%之间，平均为1.47%；钾长石仅在第I、II层段少量样品中检测到。由石英、黏土矿物含量可以看出海陆交互相煤系泥页岩矿物组成以富黏土、贫硅质为特征。非黏土矿物中，碳酸盐矿物含量介于0~18.80%之间，平均为3.06%，黄铁矿含量介于0.7%~25.70%之间，平均含量为1.84%。研究区泥页岩黏土矿物含量高，石英、长石含量较低，含少量黄铁矿及碳酸盐矿物，主要为黏土质页岩，不仅为页岩气的赋存提供了场所，在外力作用下，也容易形成天然裂缝和诱导裂缝。
图10 泥页岩矿物组成三端元岩相图（图版据参考文献[26]）

Fig.10 Ternary diagram for mineral composition of coal measure shales （modified from Ref.[26])

脆性评价是储层优选、水力压裂改造方式选择的重要参考依据[27]。石油工程专业常采用基于矿物组成的脆性指数作为岩石脆性评价的参数指标。北美海相页岩组成相对简单，主要为石英和黏土矿物，脆性指数常用石英含量占石英+黏土矿物+碳酸盐矿物总含量的比值；而我国海陆交互相煤系泥页岩储层泥页岩组成较为复杂，脆性矿物包括石英、长石和白云石+黄铁矿，因此脆性指数(BI)采用脆性矿物占石英+长石+白云石+黄铁矿+黏土矿物总含量的比值[28]。沁水煤田海陆交互相煤系泥页岩脆性指数介于20.3%~65.5%之间，平均为42.89%，主要分布在30%~50%之间，其中第I层段BI值介于21.80%~61.70%之间，平均为39.28%，集中分布在30%~40%范围内；第II层段介于25.30%~63.86%之间，平均为41.18%，分布较为均匀；第III层段介于20.8%~65.5%之间，平均为43.01%；第IV层段介于20.3%~64.5%之间，平均为41.85%（图11）。第I、II、III、IV层段脆性指数小于30%的样品分别占总样品的10.34%、11.76%、15.79%、27.28%，第Ⅳ层段泥页岩脆度较低，不利于开发，第I、II、III、IV层段脆性指数大于40%的样品分别占37.92%、54.90%、57.9%、45.45%，层段泥页岩储层脆性由好到差的顺序依次为Ⅱ> III>Ⅳ>Ⅰ。
图11 脆性指数(BI)分布柱状图

Fig. 11 Frequency distribution histogram of brittleness index （BI）

5 气测显示

气测级别是勘探开发初期识别天然气藏的重要手段，为目标层筛选、有利区优选和天然气勘探提供方向[29]。依据石油天然气行业标准以及现场气测录井相对百分比值及层厚，将气显示层划分为三级：气测异常层、含气层、气层。沁水煤田14口录井资料表明有气显示共114层，总厚度达1 210 m（气测异常层、含气层和气层厚度分别为57.89 m、404.27 m和748.78 m），单层平均厚度为10.62 m。其中发现气测异常层9层，单层平均厚度为6.43 m，含气层45层，单层平均厚度为8.98 m，气层60层，单层平均厚度为12.48 m（图12）。气测异常层主要分布于第Ⅰ层段，占气测异常层段总厚度的59.6%，第Ⅱ层段占33.3%，第IV层段未见气测异常层；含气层主要见于第II层段，占含气层总厚度的59.6%，第I、III、IV层段分别占14.11%、20.78%和5.65%，所占比例较少；气层主要发育在第II层段，其次是第III层段，分别占气层总厚度的45.63%和37.95%，第I层段和第IV层段仅分别占2.08%和4.34%（图13）。可见研究区第Ⅱ层段泥页岩含气品质最高，为页岩气勘探开发的最有利层段，第III层段次之，第I层段和第IV层段相对较差。
图12 气测各级别单层平均厚度柱状图

Fig.12 Average thickness histogram of gas logging shows

图13 各层段气测各级别厚度占各级别总厚度百分比柱状图

Fig.13 Gas bearing level ratios of gas logging shows

煤系泥页岩厚度、有机质丰度、脆性指数和气测级别研究表明，研究区第I层段泥页岩平均厚度为20.84 m，TOC平均值为2.49%，R O平均值为2.38%，BI平均值为39.28%，气测显示单层厚度为7.65 m，气测异常层占比例大；第II层段泥页岩平均厚度为37.61 m， TOC平均值为2.59%，R O平均值为2.47%，BI平均值为41.18%，气测显示单层厚度为12.27 m，含气层占含气层总厚度的59.46%，气层占气层总厚度的45.63%；第III层段泥页岩平均厚度为14.86 m，TOC平均值为2.50%，R O平均值为2.25%，BI平均值为43.01%，气测显示单层厚度为10.34 m；第IV层段泥页岩平均厚度为22.29 m， TOC平均值为4.72%，R O平均值为2.36%，脆性指数平均值为41.85%，气测显示单层厚度为8.68 m。比较各层段泥页岩生气条件、储层条件，得出沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩具备较好生气潜能，但第I、IV层段含气厚度品位较低，勘探开发潜力较低，相比于其他层段，第II层段泥页岩厚度丰度高，储存性能较好，为页岩气形成和富集的最有利层段。综上，沁水煤田石炭系—二叠系优先勘探层段顺序为第Ⅱ层段、第III层段、第Ⅳ层段、第Ⅰ层段。
北美海相页岩气的成功商业性开发很大程度上改变了世界能源格局，并极大地推动了世界各国页岩气勘探开发的热潮。借鉴北美页岩气开发经验，我国在南方海相页岩实现了商业性开发，并形成了页岩气开发国家示范区。然而与北美海相页岩和我国南方海相页岩相比，海陆交互相煤系泥页岩的关注度不高，相关的研究起步较晚。沁水煤田海陆交互相煤系页岩无论在埋深（北美海相页岩介于183~4 400 m；我国南方海相页岩介于500~4 500 m之间；研究区介于800~2 000 m之间）、单层厚度（北美主要页岩产区页岩单层厚度介于6~183 m之间，主要介于30~90 m之间；我国南方海相页岩主要介于20~100 m，研究区介于0.4~55.05 m之间）、有机质丰度（北美页岩TOC值介于0.45%~25%之间；南方海相页岩TOC值一般介于2%~8%之间;研究区交互相泥页岩TOC值介于0.12%~55.64%之间，平均为2.96%）、有机质类型（北美页岩主要为II型;我国南方海相页岩为I—II1型;研究区主要为III型）、含气量（北美海相页岩含气量介于0.4~9.9 m3/t之间，普遍大于1 m3/t，其中Barnett页岩含气量介于8.5~9.9 m3/t之间，Lewis页岩含气量介于0.4~13 m3/t之间；我国南方海相页岩含气量介于2~42~4 m3/t之间；研究区大多低于1 m3/t）还是脆性特征（北美页岩脆性指数介于46%~60%之间；南方海相页岩介于40%~80%之间；研究区介于20.3%~65.5%之间）相对于北美海相页岩和我国南方海相页岩均较差，进而导致其资源潜力较低，开发难度较高[30,31,32]。然而对于煤层气资源丰富的沁水煤田来说，页岩气资源与煤层气共采具备一定的资源意义。相对于北美海相页岩和我国南方海相页岩等页岩气开发成熟区块，沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩单层厚度和连续厚度较薄，单独开发这套薄层泥页岩面临的开采难度巨大，经济效益低。傅雪海等[33]基于页岩气经济产量下限参数认为山西省域不存在泥页岩气的独立储层。针对沁水煤田进行以煤层气开采为主，相邻页岩气开采为辅的煤系非常规天然气共采探索对于提高单井产量和利用效率具有重大意义。并于2017年针对沁水煤田复向斜中段东翼榆社—武乡区块一口参数井进行了相关实践，针对山西组3#煤层和太原组8#煤层及其顶底板泥页岩层段进行了压裂试采，合层排采363天，累计产气115 814.3 m3，产气阶段平均日产气1 004.9 m3/d。可见对于沁水煤田而言，开展煤系煤层气、页岩气多目的层合采是资源综合开发利用的有效途径。

6 结论

（1）沁水煤田石炭系—二叠系泥页岩TOC平均值大于2.0%，大多处于过成熟阶段，以III型有机质为主，发育少量II2型。热解烃量、生油潜量、生烃潜量、氢指数和有效碳等指示研究区泥页岩主要为差—中等烃源岩，中—好等烃源岩主要集中在第Ⅱ层段，中等烃源岩集中在第III层段，第Ⅰ、Ⅳ层段主要为差烃源岩。
（2）泥页岩主要为黏土质泥岩，矿物组成以高黏土、低硅质矿物的特征。基于矿物组成法计算煤系泥页岩脆性指数介于20.3%~65.5%之间，平均为42.89%。
（3）气测异常层主要发育在第Ⅰ层段，含气层、气层主要集中在第Ⅱ层段。
（4）沁水煤田石炭系—二叠系海陆交互相煤系泥页岩勘探开发潜力有利顺序依次为Ⅱ>III>Ⅳ>Ⅰ，第Ⅱ层段为最优勘探层段。

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