天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 10: 1661 - 1674

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.016

非常规天然气

鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气形成条件及富集主控因素

  • 王克 , 1, 2, 3 ,
  • 王媛媛 1, 2 ,
  • 王凤琴 1, 2
展开
  • 1. 西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065
  • 2. 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065
  • 3. 中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室，广东 广州 510640

王克（1979-），男，湖北仙桃人，副教授，博士，主要从事油气成藏、资源评价研究.E-mail：.

收稿日期: 2022-03-16

  修回日期: 2022-04-25

  网络出版日期: 2022-09-28

收起

Formation conditions and the main controlling factors for the enrichment of shale gas of Shanxi Formation in the southeast of Ordos Basin

  • Ke WANG , 1, 2, 3 ,
  • Yuanyuan WANG 1, 2 ,
  • Fengqin WANG 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 2. Key Laboratory of Shaanxi Province for Petroleum Accumulation Geology，Xi’an 710065，China
  • 3. State Key Laboratory of Organic Geochemistry，Guangzhou Institute of Geochemistry，Chinese Academy of Sciences，Guangzhou 510640，China

Received date: 2022-03-16

  Revised date: 2022-04-25

  Online published: 2022-09-28

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05039001)

the Open Fund Project of the State key Laboratory of Organic Geochemistry, China(SKLOG-201902)

Fold

本文亮点

基于钻、录、测、试资料和泥页岩样品分析化验资料，在解剖页岩气典型井地质特征基础上，深入分析各成藏要素与页岩气富集之间的关系，总结页岩气富集控制因素。结果表明：鄂尔多斯盆地东南部山西组主要发育海陆过渡相泥页岩，具有较强的非均质性，主要体现出泥页岩有机质、物性等参数空间变化快的特点；山西组广覆式分布的泥页岩有机碳（TOC）含量较高，平均值为2.24%，干酪根类型主要为Ⅲ型，R O平均值为2.48%，处于高成熟—过成熟阶段，为优质烃源岩；岩石组成具有富黏土特征（40.5%~88.5%），主要由伊/蒙混层和高岭石组成，具有相对较高的比表面积有利于提高页岩对气体的吸附能力；小于3 m薄砂岩夹层在山西组分布广泛，物性条件较好（平均孔隙度为3.37%，平均渗透率为0.1×10-3 μm2），泥页岩生成的天然气可以短距离运移至这些砂岩夹层（纹层）中，有利于提高页岩含气性；研究区山西组含气性受不同岩性组合的影响具有较大的区别，其中山2段厚层泥岩—煤组合含气性最好，其80%以上的样品含气量超过1 m3/t。综合分析认为，泥页岩的高热演化程度、特殊的海陆过渡相储集条件以及良好的保存条件是影响研究区页岩气富集的主要因素，其使得鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气具备一定的勘探开发潜力，并在子长—延安—富县、宜川等地区圈定页岩气富集目标。

本文引用格式

王克 , 王媛媛 , 王凤琴 . 鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气形成条件及富集主控因素[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(10) : 1661 -1674 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.016

Highlights

Based on the data of drilling， logging， testing and shale sample analysis， and on the basis of dissecting the geological characteristics of typical shale gas wells， the relationship between reservoir-forming factors and shale gas enrichment is deeply analyzed， and the controlling factors of shale gas enrichment are summarized. The results show that the shale of marine-continental transitional facies is mainly developed in Shanxi Formation in the southeast of Ordos Basin， which has strong heterogeneity， mainly reflected in the rapid spatial change of shale organic matter， physical properties and other parameters. The shale widely distributed in Shanxi Formation has a high content of organic carbon（TOC）， with an average of 2.24%.The kerogen type is mainly type Ⅲ， and the average value of R O is 2.48%， which is in the high mature-overmature stage and is a high quality source rock.The rock composition is rich in clay（40.5%-88.5%），mainly composed of illite-mongolian mixed layer and kaolinite， and its relatively high specific surface area is beneficial to improve the gas adsorption capacity of shale. Thin sandstone with thickness less than 3 m interbeds are widely distributed in Shanxi formation with good physical conditions （average porosity 3.37%， average permeability 0.1×10-3 μm2）. The natural gas generated by shale can be transported to these sandstone interlayers （laminae） in a short distance， which is beneficial to improve the gas-bearing property of shale. The gas-bearing property of Shanxi Formation in the study area is affected by different lithologic assemblages. The gas-bearing property of thick mudstone-coal assemblage of Shan2 is the best， and the gas content of more than 80% of the samples exceeds 1 m3/t. It is considered that the high thermal evolution degree of shale， special marine-continental transitional facies reservoir conditions and good preservation conditions are the main factors affecting the enrichment of shale gas in the study area. It makes the shale gas of Shanxi Formation in the southeast of Ordos Basin have certain potential for exploration and development， and delineates the enrichment targets of shale gas in Zichang-Yan'an-Fuxian and Yichuan areas.

0 引言

随着我国页岩气勘探力度的增大，页岩气产量增长迅速，以四川盆地焦石坝、威远、长宁—昭通等地区为代表的海相页岩已取得了工业性突破，页岩气年产量已超200×108 m3，而分布范围更为广泛的海陆过渡相页岩气勘探则仍处于探索阶段［1-7］。在2012年完成的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选报告》中认为，我国上古生界海陆过渡相页岩气的资源量可达到8.97×1012 m3，其中鄂尔多斯盆地及其周缘页岩气资源量达到2.7×1012 m3［3，8］。山西组作为鄂尔多斯盆地上古生界重要的含气层，发育一套累计厚度大、热演化程度高、分布广泛的泥页岩，具有形成大规模页岩气藏的有利地质条件［9-10］，逐渐受到重视。近年来，在鄂尔多斯盆地山西组开展了大量的海陆过渡相页岩气勘探开发试验，并先后在盆地内延川地区的云页平3、云页平4等井（水平井）获得（5~6）×104 m3/d的工业气流，在大宁—吉县地区大吉51井等5口井（直井）的探井中也均获得工业气流，展示出山西组页岩气良好的勘探开发潜力［3，6，9］。
根据钻探成果，部分学者专家［6，9-12］在勘探评价、储层特征、成藏地质条件等方面取得了诸多的进展，但由于山西组非均质性较强，岩性、矿物组分、物性、有机地球化学等参数在纵横向上变化快，加大了寻找页岩气甜点目标的难度，使得页岩气富集因素不清，导致勘探开发对象不明确，并在一定程度上造成试气单井产量高低不均且整体明显偏低，从而制约了海陆过渡相页岩气的全面勘探开发。
因此，本文通过系统梳理鄂尔多斯盆地东南部页岩气基本地质特征，阐明研究区山西组页岩气形成条件和地质要素，在实测资料基础上重点分析R O、TOC、比表面积、砂岩夹层（纹层）等影响山西组页岩含气性的关键要素，总结页岩气富集控制因素，为寻找盆地页岩气有利勘探目标奠定基础。

1 研究区概况

研究区位于鄂尔多斯盆地东南部（图1），构造位置位于伊陕斜坡，构造稳定，地层倾角不足1º。晚石炭世—早二叠世早期，盆地逐渐由陆表海盆过渡为近海湖盆沉积。太原组沉积末期，研究区形成了一套稳定的灰岩，厚度为2~7 m；至山西组沉积时期，下部山2段为灰黑色泥岩夹薄层粉细砂岩、粉砂质泥岩、炭质泥岩、灰质泥岩及煤层（图1），以海陆过渡相沉积为主［4，9-12］；上部山1段为厚层状浅灰—深灰色泥岩夹灰色、浅灰色粉细砂岩，以陆相湖沼和浅水三角洲沉积交互发育为主［12-13］。
图1 研究区山西组泥页岩等值线图及地层柱状图

Fig. 1 Isoline map and stratigraphic column map of mud shale of Shanxi Formation in the study area

2 页岩气形成条件

2.1　烃源岩分布特征

鄂尔多斯盆地东南部山西组形成于初期的海陆过渡相到中晚期的陆相沉积环境，埋深介于2 500~3 500 m之间，整体上表现为较强的海陆过渡相非均质特征，从野外露头和从岩心观察来看，整体细粒沉积的背景下呈砂泥互层或砂、泥、煤等多种岩性的互层发育。泥页岩累计厚度大，介于30~80 m之间，暗色泥页岩分布具有西北厚、东南较薄的特点（图1），在志丹—延安一带以及宜川等地区分布累计厚度大于70 m且较为连续的厚层泥页岩。山西组下部泥页岩颜色偏深，以暗色泥岩、炭质泥岩和煤层构成的煤系烃源岩为主，厚度为25~55 m；上部颜色偏浅，以浅灰色泥岩为主夹少量炭质泥岩。煤层通常以煤线和薄煤层的形式夹杂在厚层泥岩中，主要集中在山西组下部，上部不发育，厚度主要介于1~3 m之间。

2.2　有机地球化学特征

YQ56、YC96、Y2156共3口井93个岩心样品测试结果表明，研究区山西组煤系烃源岩TOC值为0.23%~14.46%，平均值为2.24%，整体上有自下往上降低的趋势，但是随着岩性的变化高低值具有间互式分布的特点（图2）。山西组下部炭质泥岩、煤层发育段TOC值明显偏高，TOC值介于0.12%~71.2%之间，平均值为6.19%，是形成页岩气的最有利层段。平面上TOC分布非均质性强，大多数地区TOC值都大于2%，在志丹—安塞—富县一带以及宜川等地区呈现较高的TOC值（图3）。
图2 YQ56井、YC96井、Y2156井山西组页岩气TOC含量

Fig.2 TOC content diagram of shale gas of Shanxi Formation in Wells YQ56， YC96 and Y2156

图3 研究区山2段泥页岩TOC含量平面分布

Fig.3 Plane distribution of TOC content in mud shale of Shan2 Member in the study area

岩石热解分析结果表明（表1），样品中氢指数（I H）介于2.31~370.37 mgHC/gTOC之间（样品数53），小于150 mgHC/gTOC的占94.44%，平均值为51.37 mgHC/gTOC；降解率（D）介于0.42%~71.37%之间（样品数53），小于10%的占77.78%，平均值为11.51%。根据岩石热解有机质划分标准［14］，综合判定研究区山西组泥页岩的干酪根类型为Ⅲ型，并含有极少量的Ⅱ型和Ⅰ型。镜质体反射率分析结果表明，研究区山西组泥页岩R O值主要介于2.0%~3.0%之间，平均值为2.48%。平面上R O值具有从西北向东南逐渐递减的趋势（图4），大部分地区R O值大于2.0%。说明页岩母质演化程度达到高成熟阶段，处于大量生气阶段。
表1 研究区山西组泥页岩有机质类型划分

Table 1 Classification table of organic types of mud shale of Shanxi Formation in the study area

有机质类型 I H评价标准/（mgHC/gTOC） I H样品所占百分数/% D评价标准/% D样品所占百分数/%
最终评价结果 III型 III型
I 型（腐泥型） >700 0 >70.0 1.85
II1型（腐殖—腐泥型） 700~350 1.85 70.0~30.0 11.11
II2（腐泥—腐殖型） 350~150（不含350） 3.7 30.0~10.0（不含30.0） 9.26
III 型（腐殖型） <150 94.44 <10.0 77.78
图4 研究区山西组泥页岩R O等值线图

Fig.4 Isoline map of mud shale R O of Shanxi Formation in the study area

2.3　岩石矿物学特征

X射线衍射实验分析表明，研究区山西组黏土矿物含量为40.5%~88.5%，平均为58.4%，以伊/蒙混层为主（55.2%），其次为高岭石（22.0%）、绿泥石（12.3%）。脆性矿物以石英、长石和黄铁矿为主，含量为11.5%~57.1%，平均为40.3%；碳酸盐矿物平均含量为1.7%。黏土矿物含量整体偏高（图5），其中伊/蒙混层含量高的原因主要与高热演化成熟度相关［15］，且山西组下段地层封闭性较强，致使烃源岩在生烃的过程中产生高压，抑制其转化。从成藏的角度来看，伊/蒙混层的比表面积大，相对于高岭石和绿泥石能吸附更多的页岩气。总体上，研究区山西组的黏土矿物类型有利于页岩气的吸附和富集，而相对较低的脆性矿物和碳酸盐矿物含量不利于后期压裂改造。
图5 研究区山西组、五峰组—龙马溪组与北美泥页岩矿物组成三角图（部分数据引用文献［16］）

Fig.5 Triangular diagram of mineral composition of Shanxi Formation， Wufeng-Longmaxi formations and North American mud shale in the study area （some data are cited from Ref.［16］）

2.4　储集条件

2.4.1　储集空间类型及特征

受海陆过渡相较强的非均质性影响，山西组以厚层泥岩、薄砂层交互式发育为典型特征，形成了2类储层孔隙系统：一种为纯泥页岩自身基质孔隙，这种类型孔隙的储集空间很小，主要属于纳米级孔隙，按成因类型可识别出有机质孔、黏土矿物晶间孔、次生溶蚀孔等［图6（a）］类型，平均孔径为19.1 nm。主要储集空间为黏土矿物晶间孔和次生溶蚀孔，有机质孔隙发育较少且分布具有一定的非均质性。另一种为薄砂岩夹层孔隙，薄砂岩中往往表现为石英颗粒溶蚀孔、黏土矿物层间缝更为发育；而泥页岩中石英溶蚀孔常被黏土矿物所充填［图6（c）］。储集空间以粒间孔［图6（b）］和石英颗粒溶蚀孔为主，孔径主要在5~100 nm之间，最大可以达到1 μm及以上。
图6 山西组泥页岩、砂岩主要储集空间类型

（a） YY509井，3 234.9 m，黑灰色泥页岩，溶蚀孔；(b)YY2井，2 541 m，深灰色泥质细砂岩，书页状高岭石集合体胶结粒间孔；(c) YY509井，3 232.3 m，黑灰色泥页岩，石英碎屑颗粒溶蚀孔被片状绿泥石与高岭石的集合体致密充填；(d)YY2井，2 529.1 m，黏土矿物集合体发育层间缝孔缝；(e)YY2井，2 025.1 m，炭质泥岩，粒缘缝；(f).YY2井，2 528 m，灰色泥质粉砂岩，伊利石集合体层间缝

Fig.6 Main reservoir space types of mud shale and sandstone in Shanxi Formation

微裂缝作为天然气重要的运移通道，在储层连通和渗透方面都发挥着重要作用。研究区黏土矿物层间缝［图6（d）］、矿物颗粒间解理缝和粒缘缝［图6（e）］相对发育，缝宽一般从数十纳米到数百纳米不等。其中黏土矿物集合体中的孔缝最为发育，包括在成岩演化过程中，蒙脱石通过伊/蒙混层向伊利石转化时在伊利石层间发育的微裂缝［图6（f）］，和生烃演化过程中长石遇酸蚀变在高岭石晶间发育的微孔缝。

2.4.2　储集物性

岩心实测物性表明，研究区山西组泥页岩孔隙度介于0.4%~1.8%之间，平均为1%；泥页岩渗透率在（0.01~0.59）×10-3 μm2之间，平均为0.08×10-3 μm2；薄砂岩孔隙度介于1.06%~7.41%之间，平均为3.37%；薄砂岩渗透率在（0.01~2.5）×10-3 μm2之间，平均为0.12×10-3 μm2。与国内外页岩气主要产区页岩孔隙度和渗透率相比，研究区泥页岩物性较差，其基质孔隙度偏低是山西组页岩气难以获得高产的主要原因之一。相比而言，薄砂岩夹层物性较好，其储气作用不可忽视，因此薄砂岩夹层发育带往往更有利于页岩气产出。研究区砂质夹层比值为1.34%~28.02%，平均值为12.75%，符合页岩气砂质夹层比小于30%的标准［17］，且具有一定的储集能力，还能够提高储层的脆性指数，有利于钻井及后期压裂改造并对后期勘探开发具有重要作用。

2.4.3　页岩含气性

页岩含气量是衡量页岩气是否具经济开采价值的关键指标［18］，鄂尔多斯盆地东南部山西组泥页岩含气量在0.18~1.78 m3/t之间，与美国圣胡安盆地的Lewis页岩相当（0.37~1.27 m3/t），较之四川盆地的龙马溪组则略低（0.07~2.81 m3/t）［7］；综合研究区山1段、山2段的含气实测数据，山2段的含气量较高，其60%以上的样品含气量超过1 m3/t，是该层段压裂后能持续产气的重要地质条件；而山1段的含气量大于1 m3/t的样品较少（图7）。与海相页岩的岩性组合不同，海陆过渡相页岩纵向上岩性变化快，频繁与煤层、致密砂岩互层形成了多种岩性组合，不同岩性组合的含气性具有较大的差别。研究区主要发育3种岩性组合，包括泥—砂—泥、泥—砂—煤混层以及厚层泥—煤。
图7 山西组泥页岩含气量分布直方图

Fig.7 Gas content distribution histogram of mud shale in Shanxi Formation

泥—砂—泥组合主要发育在山1段上部，泥页岩既是烃源岩又能成为盖层，当泥页岩生成气体满足自身吸附时，运移至邻近的砂岩层以游离态赋存，同时上下的泥页岩起到封盖作用，防止砂岩中的气体逸散，含气量主要由吸附气量和游离气量组成，其中砂岩段的含气量往往大于泥岩段，以YC96井2 623.6~2 637.1 m段（表2）为例，砂岩段解析气量为1.36 m3/t，总含气量为2.39 m3/t远大于邻近泥岩段。厚层泥岩—煤主要发育在山2段下部，煤作为有机质聚集体生气能力远大于泥页岩，且生气量远大于储存能力，产生压力封闭作用，一方面防止页岩气的逸散，另一方面多余气体运移至泥页岩中，补充泥页岩的含气量，此类岩性组合含气量整体较高，含气量主要以吸附气为主，在YC96井厚层泥岩—煤组合中80%以上的样品总含气量超过了1 m3/t。泥—砂—煤混层主要发育在山1段—山2段的过渡段，其岩性构成复杂，泥页岩和煤作为有效烃源岩和储层，既能生气又能储存大量吸附气，而砂质夹层能够一定程度上改善物性，但由于其岩性变化快，导致含气量变化也较快，通常可以在煤层或夹煤线附近获得高含气量，砂岩段和泥页岩段总含气量较低，主要分布在0.1~0.5 m3/t之间。
表2 YC96井山西组页岩气现场解析气量统计

Table 2 Statistical table of field analytical gas volume of Shanxi Formation shale gas in Well YC96

组合类型 深度/m 岩性 解析气量/（m3/t） 损失气量/（m3/t） 残余气量/（m3/t） 总含气量/（m3/t）
泥—砂—泥 2 623.60 灰黑色粉砂质泥岩 0.05 0.04 0.01 0.1
2 624.33 灰黑色粉砂质泥岩 0.11 0.06 0.03 0.2
2 629.17 灰黑色砂岩夹泥质条带 1.36 0.95 0.08 2.39
2 635.12 灰黑色粉砂质泥岩 0.13 0.09 0.06 0.28
2 636.71 黑色泥岩 0.22 0.16 0.09 0.47
2 637.41 黑色泥岩 0.2 0.01 0.01 0.22
2 641.98 灰黑色粉砂岩夹泥质条带 0.18 0.04 0.02 0.24
2 644.94 灰黑色粉砂岩 0.32 0.22 0.07 0.61
2 645.48 灰黑色粉砂质泥岩 0.38 0.25 0.08 0.71
2 647.93 黑色泥岩 0.30 0.20 0.06 0.56
泥—砂—煤 2 649.56 黑色炭质泥岩 0.29 0.20 0.07 0.56
2 651.29 黑色炭质泥岩 0.07 0.04 0.03 0.14
2 653.46 灰黑色细砂岩 0.02 0.01 0.01 0.04
2 654.96 黑色泥岩 0.09 0.06 0.04 0.19
2 657.48 黑色粉砂质泥岩 0.04 0.03 0.03 0.1
2 658.85 灰黑色泥岩 0.09 0.06 0.05 0.2
2 659.90 黑色炭质泥岩夹砂质条带夹煤线 5.54 3.70 0.83 10.07
2 661.32 黑色炭质泥岩 0.06 0.04 0.03 0.13
2 663.91 灰黑色粉砂质泥岩 0.24 0.16 0.09 0.49
2 667.32 深灰色细砂岩夹泥质条带 0.16 0.11 0.08 0.35
厚层泥—煤 2 668.08 黑色泥岩 0.86 0.58 0.03 1.47
2 669.49 灰黑色炭质泥岩 0.9 0.58 0.06 1.54
2 754.00 煤 27.75 18.51 1.09 47.35
2 755.09 黑色泥岩 0.67 0.45 0.04 1.16
2 756.25 灰黑色粉砂质泥岩夹炭质泥岩 1.40 0.95 0.08 2.43
2 759.09 黑色泥岩 0.26 0.17 0.04 0.47
2 758.13 黑色炭质泥岩 1.47 0.96 0.09 2.52
2 757.30 灰黑色粉砂质泥岩 0.65 0.43 0.05 1.13

注：损失气量采用煤层气恢复的USBM法直线回归获得

3 页岩气富集主控因素

与国内外页岩气盆地相比，鄂尔多斯盆地东南部山西组海陆过渡相页岩气具有独特的地质条件，主要表现出泥页岩分布范围广、累计厚度大、有机质丰度变化快、热演化程度高等特点。近期，在研究区内的一些井区取得了突破，为明确该地区页岩气富集成藏主控因素提供了启示。结合国内外其他盆地页岩气勘探实践经验以及上述研究成果，认为鄂尔多斯盆地东南部山西组海陆过渡相页岩气富集主要受以下几种因素的控制。

3.1　高热演化程度是山西组泥页岩大量生气的基本条件

山西组泥页岩经过长时间的地史演化，其中有机质的热演化程度均较高，从YY2井上古生界烃源岩有机质热演化程度可以发现其R O值普遍大于2.0%，平均为2.48%，处于成熟—过成熟阶段。按照有机质生烃模式及页岩气区热演化程度，认为最佳生气窗口R O值在1.35%~3.5%之间，例如Barnett页岩R O值为1.2%~2.5%［7］。山西组页岩成熟度与龙马溪组页岩、Woodford页岩和Haynesville页岩等世界上主要含气页岩成熟度较为接近［7］，有利于大量生气。从平面上看，由于全区构造起伏平缓，R O值与构造埋深的关系十分密切，呈现出较为明显的西高东低格局，除研究区东部部分区域外的大部分地区R O值高于1.9%，具备大量生气的热演化条件（图4）。根据前人对上古生界源岩热模拟产气率曲线可以发现R O与产气率呈很好的正相关关系［19］，在一定范围内R O值越高则产气率越高，以研究区R O平均值2.48%可估计研究区山西组的产气率约为100 m3/tTOC，说明了研究区山西组泥页岩的高演化程度具有很强的产气能力。

3.2　厚层泥页岩段是吸附气富集的主要场所

3.2.1　厚层泥岩中高TOC段具备高含气特征

TOC值的高低直接影响了泥页岩生气能力［12］，也是控制页岩气富集程度的关键参数。从泥页岩厚度平面图（图1）和TOC平面分布图（图3）中可以看出，泥页岩厚度大的区域与TOC高值区域基本相同，表现出厚层泥页岩段TOC含量较高的特征。TOC值较高的泥页岩常常拥有更大的有机质孔和更多的比表面积从而间接影响了泥页岩的储气能力［20］，研究区山西组有机质孔整体发育较少，但受高TOC的影响厚层泥岩段中有机质孔隙相对较为发育。室内甲烷等温吸附实验结果表明泥页岩吸附量与TOC呈正相关关系（图8），取心井段的现场解析数据也展示出其与TOC之间存在较为明显的正相关关系（图9），上述2项测试分析均表明高TOC是促使山西组泥页岩具有高含气量的基础条件。以Y2156井山2段为例（图9），其中泥岩段（含炭质泥岩）TOC平均值为3.44%，平均解析气量为1.46 m3/t，含气量较高，同时厚层泥岩中常夹煤线或者薄煤层，煤作为有机质聚集体，TOC和含气量远大于泥页岩，一方面可以在煤层中储集大量气体，另一方面多余气体短距离运移至泥页岩中，补充泥页岩的含气量，使得厚层泥岩段整体具备高含气特征。
图8 山西组页岩等温吸附量（V L）与TOC关系

Fig.8 Relationship between isothermal adsorption capacity （V L） and TOC of shale in Shanxi Formation

图9 Y2156井山2段泥页岩TOC、解析气含量随深度关系

Fig.9 Relationship between TOC and analytical gas content of mud shale and depth of Shan2 Member in Well Y2156

3.2.2　较高的黏土矿物含量有利于增强泥页岩的吸附能力

与国内外大多数海相泥页岩不同［21］，山西组泥页岩具有较高的黏土矿物含量（40.5%~88.5%），探讨黏土矿物的吸附能力时首要考虑比表面积的发育程度［22］。利用CO2吸附、N2吸附实验分别测试泥页岩微孔（<2 nm）、中孔（2~50 nm）比表面积（采用ROUQUEROL等［23］孔隙划分方案），结果显示研究区山西组页岩微孔比表面积平均为5.244 m2/g、中孔比表面积平均为6.568 m2/g、总比表面积平均为11.811 m2/g（表3）；结合全岩X射线衍射结果分析可见泥页岩比表面积与黏土矿物总量之间存在着正相关关系（图10，表3）。对比川东南龙马溪组页岩微孔比表面积可以发现［24］，山西组的比表面积的发育程度主要受黏土矿物含量的控制，中孔比表面积占比较大，而龙马溪组的比表面积主要受到TOC含量影响，发育大量的有机质微孔；山西组TOC含量在空间变化上较快，虽然平均TOC含量低于龙马溪组，但是在实测样品YQ56-5中较高的TOC含量影响下，比表面积的发育程度同样受黏土矿物含量的影响较大，中孔占比较高。同时，在等温吸附实验中发现了黏土矿物含量与吸附气量具有正相关关系（图11），在TOC含量和压力相似的情况下，黏土矿物含量越高的样品吸附气量也越大，并随着压力的增加样品吸附气量之间的差距也逐渐增加。综合认为，研究区黏土矿物拥有较为显著的比表面积，可在其内部吸附甲烷，当TOC含量低的情况下，吸附气的储存空间可以由甲烷吸附在黏土矿物表面上来弥补。
表3 YQ56井山西组泥页岩比表面积测试结果

Table 3 Test results of shale specific surface area of Shanxi Formation in Well YQ56

样品

编号

 岩性 TOC/% 黏土矿物含量/%

微孔比表面积

/（m2/g）

中孔比表面积

/（m2/g）

总比表面积

/（m2/g）
YQ56-1 灰色粉砂质泥岩 0.42 45 3.758 4.412 8.170
YQ56-2 灰色粉砂质泥岩 0.7 64 4.281 5.079 9.360
YQ56-3 灰色粉砂质泥岩 0.41 65 5.013 6.757 11.769
YQ56-4 灰色粉砂质泥岩 0.13 55 5.248 5.610 10.858
YQ56-5 灰黑色泥岩 4.1 74 7.582 10.674 18.256
YQ56-6 深灰色粉砂质泥岩 0.95 58 4.584 5.442 10.025
YQ56-7 黑色粉砂质泥岩 1.92 66 6.421 7.380 13.800
YQ56-8 深灰色粉砂质泥岩 0.57 62 3.889 7.545 11.434
YQ56-9 黑色粉砂质泥岩 1.25 60 6.418 6.212 12.630
平均值 1.16 61.0 5.244 6.568 11.811
川东南龙马溪组［24］ 3.24 32.6 16.305 4.628 20.946
图10 YQ56井山西组泥页岩比表面积与黏土矿物含量关系

Fig.10 Relationship between specific surface area of mud shale and clay mineral content of Shanxi Formation in Well YQ56

图11 YQ56井山西组黏土矿物含量与吸附气量关系

Fig.11 Relationship between clay mineral content and adsorbed gas volume of Shanxi Formation in Well YQ56

其次，实验室干燥条件下页岩的甲烷饱和吸附量比水平衡条件下更高，而在地下状态时黏土矿物表面的水膜为甲烷分子提供了较多有效吸附位，其吸附量介于实验室干燥条件和水平衡条件之间［25］。山西组泥页岩储层历经埋藏和生排烃阶段的脱水过程，具有较低的含水饱和度，形成了S wi（初始含水饱和度）<<S wirr（最大束缚水含水饱和度）的现象［26］，在含水饱和度低的情况下，较大孔隙中的水仅以水膜的形式吸附在黏土矿物表面，在中孔中主要是以水膜+甲烷形式吸附甲烷［27-28］，水膜为甲烷分子提供了更多的吸附位，有利于提高吸附能力，增加吸附气含量。在钻井取心过程中，中孔部分的吸附气极易随游离气的释放而发生脱附作用，并形成该段呈高全烃气测的现象；然而发生脱附作用后的岩心再进行现场解析时则表现为低解析量。从这个角度上讲，不能因为部分山西组页岩气所表现的低解析量而否定其潜力；在地层条件下，尽管产量可能偏低，但这类页岩能够提供较为持续的产气能力，这一点与致密气储层有异曲同工之处。

3.3　砂岩夹层是游离气的主要赋存空间

根据页岩气成藏机理，页岩气藏中的天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中［29］，砂岩夹层具有较好的物性，且砂岩夹层及纹层中的刚性颗粒提高了页岩储层抗压实能力，有利于孔隙的保存，为游离气提供储集空间，这一点与中上扬子地区五峰组—龙马溪组下部的生物成因硅质颗粒所起到的作用一致［30］。在页岩气开发过程中，微裂缝及孔隙中的游离气首先排出，孔隙流体压力下降，进一步促使页岩中的吸附气解吸为游离气，这一过程循环往复，页岩气不断被采出。山西组泥页岩中微裂缝和砂岩夹层的发育情况在某种程度上决定了页岩气产能。
由于海陆过渡相地层中砂泥岩频繁交互，山西组厚层的泥页岩中常常夹有多个薄砂岩层段，薄砂岩层段的物性要远好于邻近的泥页岩（图12），砂岩夹层中的孔隙为游离态页岩气提供了储集空间，也为烃源岩生成的天然气提供了运移通道。图12中对比YQ56井泥质粉砂岩段和泥岩段物性的差异，砂岩段平均孔隙度为3.08%、平均渗透率为0.035×10-3 μm2，泥岩段平均孔隙度为1.38%、平均渗透率为0.008 7×10-3 μm2，砂岩段的孔隙度为泥岩段的2.23倍，渗透率为4.02倍，较为发育的孔隙空间使其富集更多的游离气。结合前人对山西组页岩气的研究发现，山西组含纹层泥页岩游离气含量（2.523 m3/t）远高于纯泥页岩游离气含量（1.599 m3/t）［31］。当砂岩夹层厚度越大、岩性至细砂时，砂岩段的物性更好，其储集游离气的能力将更强；且厚层页岩段中砂岩夹层及粉砂质纹层能大幅提高储层的脆性指数，有利于钻井及后期压裂改造。
图12 YQ56井山1段物性测试剖面

Fig.12 Physical property test profile of Shan1 Member of Well YQ56

根据砂岩夹层的厚度，可将山西组泥页岩中的砂岩夹层分为3类：第一类夹层厚度超过0.2 m、小于3 m，在测井曲线上能清晰地识别出来，往往既可以作为页岩气储层、又可以起到运移通道的作用；第二类夹层厚度一般低于0.2 m，测井曲线上难以识别；第三类呈纹层状分布在厚层泥页岩中，厚度一般低于1 cm。从数量上来说第三类夹层最多，其次为第二类，第一类最少，砂岩夹层的发育频数对于提高泥页岩脆性指数意义重大；从储集空间的体积而言，第一类砂岩夹层的作用最大，其次为第二类、第三类，足够大的孔隙空间是保证泥页岩拥有充足游离气储集空间的关键因素，也是决定页岩气是否富集的关键因素。
需要注意的是薄夹层与砂层之间的区别，一个是厚度之间的区别，另一个是其定义上的区别。根据页岩气的定义，从厚度上来讲，当页岩中砂岩单层厚度小于3 m时可以认为是薄夹岩，当单层厚度超过3 m时则应属于致密砂层的范畴；另一方面，致密砂层中赋存的天然气往往是近距离二次运移的结果，而薄砂岩夹层中的天然气多为一次运移就近聚集的结果。单层厚度不超过3 m的砂岩往往横向和纵向上分布都不连续，单层厚度及纵向分布非均质性较强。

3.4　良好的保存条件为页岩气提供有利的成藏环境

与常规天然气藏不同，页岩气具有自生自储自封盖的特点［32］，烃源岩层又是储层和盖层，表现为烃类气体在烃源岩内大量滞留富集。根据前人对四川盆地的页岩气勘探经验来看［33］，良好的保存条件对于页岩气的富集高产同样重要。研究区整体构造稳定，倾角平缓，断层基本不发育；山西组沉积时期水动力条件较弱；埋深介于2 500~3 500 m之间，具有较好的埋深条件；上石盒子组作为上古生界气藏的区域盖层具有物性封闭和压力封闭双重作用，形成了强大的区域封盖体系。综合来看，研究区山西组具有较好的宏观保存条件。
与海相、陆相页岩气不同，海陆过渡相页岩砂泥岩频繁交互，不同岩性组合所构成的多旋回性使其具有较强的烃浓度封闭作用［15］，有利于页岩气的保存。岩性组合中厚层泥页岩—煤、泥页岩—砂岩—泥页岩可作为烃浓度盖层。泥页岩—砂岩—煤混层组合中需要考虑煤层的顶底板条件，煤层顶底板为泥岩有利于煤层中气体的保存。

4 页岩气富集类型

山西组海陆过渡相页岩成藏条件复杂，具有岩性、有机质、物性等空间变化快的特点，为了更好地开发和生产则需要考虑对页岩气的富集类型进行细化。根据山西组泥页岩厚度、TOC、砂岩夹层（纹层）发育、储集特征等成藏关键要素，可以将山西组页岩气的富集类型划分为薄砂层型页岩气富集型（储控型）和纯泥页岩型页岩气富集型（源控型）2类（图13）。储控型以富含有机质的厚层泥页岩中夹1~3 m的薄砂层为主要特征，砂地比<0.3，TOC含量在2%左右，主要发育在山1段中部，岩性组合为泥页岩—砂岩—泥页岩，通常在薄砂岩夹层中获得较好的气测值。以YQ56井（图13）为例，储控型页岩气富集段为3 099.8~3 123.2 m，累计厚度为21.4 m，TOC平均值为1.97%，岩性主要为深灰色泥页岩夹浅灰色的泥质粉砂岩和粉砂岩，共发育3段薄砂岩，单层最大厚度为2.1 m，夹层段的气测值整体较高（最高可达6.5%），储集条件相对较好，邻近薄砂层段脆性指数较高，有利于实施水平井钻进及大规模体积压裂改造的开发方式，勘探时需要寻找较高TOC中的具有一定砂岩厚度的页岩气富集段。
图13 YQ56井山西组页岩气富集类型剖面

Fig.13 Enrichment type profile of Shanxi Formation in Well YQ56

源控型以纵向上厚层连续状富含有机质的泥页岩为主要特征（含煤线及薄煤层），砂地比<0.1，薄砂岩夹层相对不发育，主要发育在研究区山2段下部，岩性组合为泥页岩—煤，通常在煤层顶底附近的泥岩处获得较高的气测值。以YQ56井（图13）为例，源控型页岩气富集段在3 135.8~3 168.8 m之间，累计厚度为33 m，受煤层和炭质泥岩的影响具有较高的TOC含量，平均值为13.8%，岩性主要为深灰色、黑色泥页岩夹薄煤层，泥页岩段平均厚度为13.9 m，平均气测值为24.8%，物性条件较差、砂质含量较低，宜采用直井钻进及小规模压裂改造的开发方式，勘探时需要寻找具有一定连续厚度的高TOC泥页岩段。
根据研究区主要控制因素以及纵向上富集分类特征，应用关键参数平面叠合法，将页岩厚度等值线图、TOC等值线图、砂质夹层厚度等值线图进行叠合，结合海陆过渡相页岩地质评价标准［17］，将页岩厚度>30 m、TOC≥2.0%、1 m≤夹层厚度≤3 m的页岩发育带作为山西组页岩气富集区。利用上述3项关键参数构建页岩气富集指数（SGI，Shale Gas Index）对页岩气富集区进行预测。取相关参数下限，利用SGI≥180的分布范围，在子长—延安—富县、宜川等区圈定页岩气富集目标（图14）。页岩气富集指数公式为：
图14 鄂尔多斯盆地东南部山西组富集指数等值线图

Fig.14 Isoline map of enrichment index of Shanxi Formation in southeastern Ordos Basin

S G I = H × T O C × h
式中：H为页岩厚度， m；TOC为有机质丰度，%；h为夹层——砂质夹层厚度， m。

5 结论与认识

鄂尔多斯盆地东南部山西组泥页岩具有累计厚度大（30~80 m），有机质丰度较高（2.24%）；有机质类型主要为Ⅲ型；有机质热演化程度高（R O平均值为2.40%）的特征，具备页岩气成藏的基本地质条件。
小于3 m薄砂岩夹层在山西组分布广泛，物性条件较好，具有一定储集能力，既能够作为储层还能够提高储层的脆性指数，有利于钻井及后期压裂改造，对后期勘探开发具有重要作用。
研究区山西组整体含气性较好，以山2段为最佳，其60%以上的样品含气量超过1 m3/t。受不同岩性组合的影响，含气量具有很大区别，泥—砂—泥组合中砂岩夹层含气量较高；泥—砂—煤混层组合中含气量变化快，通常含煤线或煤层附近含气量较高；厚层泥—煤组合中整体含气量较高。
泥页岩的高热演化程度、海陆过渡相的特殊储集条件和良好的保存条件是影响研究区页岩气富集的主要控制因素。其中，研究区大部分地区R O值都高于1.9%，为页岩气富集提供大量生气的热演化条件；广泛发育厚层泥页岩，厚层泥岩中高TOC段具备高含气特征，且泥岩具有较高的黏土矿物含量吸附能力强，有利于赋存大量吸附气，是吸附气富集的主要场所；而砂质夹层（纹层）物性好、孔隙较大是游离气的主要赋存空间；相对稳定的构造和水动力条件，多旋回性所产生的烃浓度封闭作用等为页岩气富集成藏提供了良好的保存条件。结合研究区富集主控因素，划分源控型和储控型2类富集类型，并利用页岩气富集指数SGI，在子长—延安—富县、宜川等地区圈定页岩气富集目标。

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