鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩原位含气性评价及其地质应用

罗力元; 李勇; 何清波; 李树新; 李翔; 时小松; 路俊刚; 陈世加; 肖正录; 尹相东

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.002

天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 12: 2215 - 2227

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.002

非常规天然气

鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩原位含气性评价及其地质应用

罗力元 ^,¹^,²^,³ ,
李勇 ^,¹^,²^,³^,⁴ ,
何清波 ⁴^,⁵ ,
李树新 ⁶ ,
李翔 ⁶ ,
时小松 ⁶ ,
路俊刚 ¹^,²^,³ ,
陈世加 ¹^,²^,³ ,
肖正录 ¹^,²^,³ ,
尹相东 ¹^,²^,³

展开

^1. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500
^2. 天然气地质四川省重点实验室，四川成都 610500
^3. 西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500
^4. 自然资源部复杂构造区非常规天然气评价与开发重点实验室，贵州贵阳 550000
^5. 贵州省油气勘查开发工程研究院，贵州贵阳 550000
^6. 中国石油煤层气有限责任公司，北京 100028

李勇（1993-），男，四川广元人，博士，副研究员，主要从事油气地球化学和非常规油气地质研究.E-mail：1041257867@qq.com.

罗力元（2001-），男，四川攀枝花人，硕士研究生，主要从事油气地球化学和非常规油气地质研究.E-mail：1513120944@qq.com.

收稿日期: 2024-01-31

修回日期: 2024-06-07

网络出版日期: 2024-06-17

收起

In-situ gas-bearing evaluation of marine-continental transitional shale in the eastern margin of Ordos Basin and its geological application

Liyuan LUO ^,¹^,²^,³ ,
Yong LI ^,¹^,²^,³^,⁴ ,
Qingbo HE ⁴^,⁵ ,
Shuxin LI ⁶ ,
Xiang LI ⁶ ,
Xiaosong SHI ⁶ ,
Jungang LU ¹^,²^,³ ,
Shijia CHEN ¹^,²^,³ ,
Zhenglu XIAO ¹^,²^,³ ,
Xiangdong YIN ¹^,²^,³

Expand

^1. National Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
^2. Sichuan Natural Gas Geology Key Laboratories，Chengdu 610500，China
^3. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
^4. Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Evaluation and Development in Complex Tectonic Areas，Ministry of Natural Resources，Guiyang 550000，China
^5. Guizhou Engineering Research Institute of Oil & Gas Exploration and Development，Department of Natural Resources of Guizhou Province，Guiyang 550000，China
^6. PetroChina Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100028，China

Received date: 2024-01-31

Revised date: 2024-06-07

Online published: 2024-06-17

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42302164)

the CNPC-Southwest Petroleum University Innovation Consortium Science and Technology Cooperation Project(2020CX030000)

the CNPC Innovation Fund(2022DQ02-0105)

the Open Project Fund of the Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Evaluation and Development in Complex Tectonic Areas Ministry of Natural Resources(NRNG-202401)

Fold

摘要

海陆过渡相页岩气是未来非常规天然气勘探的重要接替领域，开展原位含气性评价及其赋存状态影响因素研究对海陆过渡相页岩气甜点优选具有重要的指导意义。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区山西组为例，考虑吸附气占据的孔体积，建立了原位页岩含气量校正计算模型，在埋深为1 000~4 000 m范围内，未校正的页岩原位含气量被高估了10.02%~18.79%。海陆过渡相页岩含气性主要受TOC、温度、压力和孔隙空间联合控制。高TOC含量有利于页岩赋存吸附气，高孔隙空间有利于页岩赋存游离气。压力对页岩吸附能力具有促进作用，而温度对页岩吸附能力具有抑制作用，但不同埋深条件下主导因素有所差异。浅层区域，压力的促进作用大于温度的抑制作用；深层区域，温度的抑制作用大于压力的促进作用。基于校正后的原位含气量计算模型，计算了DJ3⁃4井海陆过渡相页岩原位含气量，其含气量高值段分布在山₂ ³亚段的中部，与生产测试结果相吻合。研究结果有效地指导了海陆过渡相页岩气甜点优选。

关键词： 海陆过渡相; 页岩气; 原位含气性; 控制因素; 鄂尔多斯盆地东缘

本文引用格式

罗力元 , 李勇 , 何清波 , 李树新 , 李翔 , 时小松 , 路俊刚 , 陈世加 , 肖正录 , 尹相东 . 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩原位含气性评价及其地质应用[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(12) : 2215 -2227 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.002

Abstract

Marine and continental transitional shale gas is an important replacement field for unconventional gas exploration in the future. In-situ gas evaluation and the study of factors affecting the occurrence state have important guiding significance for the selection of sweet spots of marine and continental transitional shale gas. Taking the Shanxi Formation in Daning–Jixian area， the eastern margin of Ordos Basin as an example， a corrected in-situ shale gas content calculation model is established considering the pore volume occupied by adsorbed gas. In the depth range of 1 000-4 000 m， the in-situ gas content of uncorrected shale is overestimated by 10.02%- 18.79%. The gas bearing properties of marine and continental transitional shale are mainly controlled by total organic carbon（TOC），temperature， pressure and pore space. High TOC is conducive to adsorbed gas and high pore space is conducive to free gas. Pressure can promote the gas adsorption capacity of shale， while temperature can inhibit it， but the dominant effect is different under different burial depth conditions. In shallow area， the promoting effect of pressure is greater than the inhibiting effect of temperature. In the deep region， the inhibition effect of temperature on gas adsorption is greater than the promotion effect of pressure. Based on the corrected in-situ gas content calculation model， the in-situ gas content of DJ3-4 marine-land transition shale is calculated， and its high gas content section is distributed in the middle of Shan₂ ³ submember， which is consistent with the production test results. The research results can effectively guide the selection of sweet spots of marine and continental transitional shale gas.

Key words： Marine-continental transitional facies; Shale gas; In-situ gas bearing; Controlling factor; Eastern margin of Ordos Basin

0 引言

海陆过渡相页岩气作为我国非常规天然气勘探开发的新领域，具有分布面积广、资源潜力大的特征，总地质资源量约为19.8×10¹²m³，其中技术可采资源量约为5.1×10¹²m³，具备良好的勘探前景^［1-2］。我国海陆过渡相页岩主要分布在鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系和四川盆地二叠系，有利区域面积约为13.3×10¹² km²，地质资源量占比超过60%，并初步展示出有望在鄂尔多斯盆地东缘和四川盆地率先实现产能突破，形成规模化开采的潜力^［3-4］。中国石油在大宁—吉县先导试验区，钻遇的多口海陆过渡相页岩气井均获高产，如JP1H井，18个月试采生产稳定，累计产气1 936×10⁴m³，期间最高日产量7.97×10⁴m³，稳定日产气量3.3×10⁴m³；在川东地区部署的大页1H井吴家坪组页岩测试获32.06×10⁴m³/d高产工业气流^［5］，展现出国内海陆过渡相页岩气良好的勘探态势。不同于勘探成熟的海相页岩气，海陆过渡相页岩气目前处于探索阶段，均质的海相页岩气地质理论体系难以适用于类型多样、岩性组合复杂、沉积相变快、非均质性强的海陆过渡相页岩气，严重制约了海陆过渡相页岩气的勘探与开发^［6-8］。

已有研究表明，页岩气常以游离态、吸附态和溶解态的形式赋存于页岩储集空间中^［9-10］。原位页岩含气量是游离气、吸附气和溶解气气量的总和，是页岩气藏经济评价的重要参数^［11-12］。然而，在过成熟页岩储层中，液态烃含量较少，页岩气主要以吸附气和游离气为主，溶解气可忽略不计^［13］。页岩吸附气和游离气的传输机制不同，原位含气量、吸附气和游离气的赋存状态随埋深的变化而发生改变^［14-15］。因此，研究原位含气量以及不同赋存状态含气量随深度的变化特征，对于页岩气藏高效开发具有重要的指导意义。原位含气性评价主要包括直接法和间接法2种，直接法虽然是基于现场解析数据，但解析过程中损失气量难以确定^［16-17］。间接法是分别计算吸附气和游离气的一类方法，但在分类计算过程中，吸附气占据的吸附层具有一定的孔隙体积，如果不考虑吸附相体积，游离气量将会被高估，使得计算结果出现误差^［18-20］。前人^［21-22］针对海相页岩的原位含气性进行了一定的研究，针对游离气和吸附气量估算模型进行校正，有效计算了2种气体的含量。前人^［23-24］研究发现高有机碳含量和热演化程度、高孔隙度、低黏土矿物含量以及较高的保存压力等都有利于陆相页岩含气性的富集。海相页岩气普遍为高成熟阶段，受构造活动改造明显，除了受到上述陆相页岩含气性影响因素的影响外，海相页岩含气性还受到保存条件和页岩封闭性等影响^［25-27］。海陆过渡相页岩相较于海相和陆相沉积环境更为动荡，有机质类型更为多样，沉积相和岩石组合更为复杂，海陆过渡相页岩含气性还受到页岩岩相、岩性组合等因素影响，页岩气富集控制因素更为复杂^［28-29］。基于此，笔者以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例，建立了校正后的页岩原位含气量计算模型，明确了海陆过渡相不同赋存状态页岩气的影响因素，并在大宁—吉县地区海陆过渡相页岩含气性评价中取得了较好的实际地质应用效果，研究成果为海陆过渡相页岩原位气含气性评价提供了新思路。

1 区域地质概况

研究区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘［图1（a）］，东至吕梁山，西达延安—延长区块，北接石楼西区块和长庆子洲—清涧区块，南部与宜川—黄龙区块和延川南区块相邻^［30］。构造上属于稳定的克拉通地台，西边地域宽缓，地层倾角1°~2°，东翼较陡，地层倾角增至10°~15°，基本构造格局表现为“一隆一凹两斜坡”的特征［图1（b）］，包括中部桃园线状背斜带、东部凹陷带、东部明珠斜坡带和西部斜坡带^［31］。海陆过渡相页岩气的勘探开发主要集中在西部斜坡带，地层平缓，构造稳定，断层不发育^［4］。

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图1 研究区地理位置及地层综合柱状图

（a）鄂尔多斯盆地构造分区图；（b）大宁—吉县构造分区平面图；（c）研究区地层综合柱状图

Fig.1 Geographical location and comprehensive column chart of strata in the study area

鄂尔多斯盆地是在多旋回沉积充填和多期次的构造演化之后而形成的大型叠合盆地^［32］。鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区海陆过渡相地层主要包括上石炭统本溪组、下二叠统太原组和下二叠统山西组^［33］［图1（c）］。在晚石炭世本溪期，华北地台持续沉降，华北海呈北东向侵入盆地东部^［34］，为滨浅海相沉积，在其底部的铝土岩之上，形成页岩和砂岩互层夹灰岩和煤的特征；早二叠世太原期，海侵范围扩大，超覆于中央古隆起形成统一陆表海，以灰岩、页岩和煤为主；早二叠世山西期，受海西构造运动影响，华北地台整体抬升，海水自东西两侧逐渐退出盆地，为陆表海背景下海陆过渡沉积阶段，受潮汐作用影响，发育滨浅海—潟湖—潮控三角洲沉积体系，以页岩、煤和砂岩为主；至中二叠世下石盒子期，海水完全退出，进入陆相淡水湖盆沉积演化阶段^［35］。纵向上，研究区海陆过渡相页岩主要发育在山西组2段，页岩单层厚度大，有机质以腐殖型为主，岩性主要为页—煤组合和页—砂组合，属于典型的海陆过渡相页岩^［36］。因此，本文研究主要以山西组2段页岩为例。

2 原位含气性计算模型

吸附气量一般采用绝对吸附量模型表征页岩储层中吸附气量的变化^［37］。与常规天然气藏一样，页岩中游离气量计算也可采用常规气体的体积法来计算，此方法的计算是基于页岩中孔体积或孔隙度和一定温度和压力条件下的甲烷游离气密度^［38］，但是此方法一般没有考虑吸附相占据的体积。鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩处于过成熟阶段，原位含气量（GIP）等于吸附气量（G _a）和游离气量（G _f）的总和。因此，传统的原位页岩含气量计算方法为［式（1）］：

G I P = V T (1 - S w - S o) ρ g C S T P + G L P P + P L

(1)

式中：V _T为单位质量页岩的总孔体积，cm³/g；S _w为含水饱和度，%；S _o为含油饱和度，%；ρ _g为游离气密度，g/cm³；C _STP为CH₄在标准温度（0 ℃）和压力（0.101 MPa）（STP）下单位质量转换为体积的参数，其值为1.4×10³cm³/g；V _T为单位质量页岩的总体积，cm³/g；G _L为Langmuir体积及最大绝对吸附量，cm³/g；P _L为Langmuir压力，MPa；P为储层压力，MPa。

通常，由于吸附气占据的吸附层具有一定的孔隙体积，如果不考虑吸附相体积，游离气量将会被高估。因此，在选择绝对吸附模型进行吸附气量的计算时，就必须减去吸附气占据的孔隙体积，用于校正游离气占据的孔隙体积，这样可避免吸附气中与游离气密度相同的部分被重复计算，防止GIP值被高估。考虑吸附气占据的孔体积的游离气含量计算方程可以进一步修改为［式（2）］：

G f c o n = (Φ 1 - S w - S o ρ b u l k - V a) ρ g C S T P

(2)

因此，校正后的原位含气量计算公式为式（3）：

G I P = V T 1 - S w - S o ρ g C S T P + G L P P + P L (1 - ρ g ρ a b s)

(3)

温度和压力对吸附气和游离气的赋存均具有重大的影响^［39］。随着页岩储层深度的变化，储层温度和压力也将随之改变，从而影响吸附气和游离气赋存，使其发生相态转化。一般地质情况下，储层的温度和压力与深度具有一定的关系。其表达公式如下［式（4）和式（5）］：

T = T S + T G H

(4)

P = P 0 + P G H

(5)

式中：T为储层温度，℃；T _S为地表温度，℃；T _G为温度梯度，℃/100 m；H为页岩储层深度，m；P ₀为标准大气压，MPa；P _G为压力梯度，MPa/100 m。

在鄂尔多斯盆地东缘压力梯度、温度梯度和地表温度分别为0.78 MPa/100 m、2.46 ℃/100 m和15 ℃^［40］。将以上数值带入储层温度和压力公式可得［式（6），式（7）］：

T = 15 + 0.024 6 H

(6)

P = 0.101 + 0.007 8 H

(7)

在页岩储层不同温度和压力下的游离气量和吸附气量可以通过以下公式计算［式（8），式（9）］：

G a b s = G L (T) P P + P L (T)

(8)

G f c o n = V T 1 - S w - S o ρ g P, T C S T P - G L (T) P P + P L (T) ρ g P, T ρ a b s (T)

(9)

以研究区山西组的页岩样品DJ17-2（平均TOC=5.78%）为例，根据不同温度条件下的高压甲烷吸附实验研究成果，结合高压压汞测定的页岩孔隙度和体密度参数，并且假设页岩的孔隙度（2.94%）和体密度（2.458 g/mL）2个参数保持恒定，不随深度的变化而变化。研究区中目的层页岩有机质处于过成熟阶段，页岩中残留的液态烃和水几乎为0，因此含水饱和度（S _w）和含油饱和度（S _o）均设置为0，分别使用式（8）和式（9）计算在储层地质条件下不同赋存状态页岩气含量随深度的变化［图2（a）］。计算结果表明，过剩吸附气量（G _ex）和绝对吸附气量（G _abs）均在浅部区域快速增加，到达到一定深度后吸附气量开始缓慢降低，在埋深650 m和1 350 m处过剩吸附气量和绝对吸附气量分别达到最大值（分别为2.48 cm³/g和2.84 cm³/g）。过剩吸附气量与绝对吸附气量从浅部区域就开始发生偏离，并随着深度的增加，他们之间的差值逐渐变大。一般来说，未经过吸附相体积校正计算的游离气含量会严重高估真实的游离气含量，高估的程度会随着深度的增加而逐渐增大，其值和过剩吸附气量与绝对吸附气量之间差值相等，即在埋深为1 000~4 000 m范围内，其差值同样为0.43~1.22 cm³/g［图2（b）］。因此，在采用未经过吸附相体积校正计算的游离气含量与绝对吸气含量相加的方式计算原位页岩含气量，真实的原位页岩含气量也将会被高估，在埋深为1 000~4 000 m范围内，原位页岩含气量被高估了10.02%~18.79%。

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图2 不同方法计算的页岩含气量对比

Fig.2 Comparison of shale gas content calculated by different methods

3 页岩原位含气性影响因素

3.1　有机质丰度

页岩中的有机质含量不仅控制着微孔结构的发育，也影响着页岩表面对甲烷气体分子的亲和力，从而影响着页岩的甲烷吸附能力^［41］。因此，基于页岩样品在不同温度下的高压甲烷吸附数据，将吸附模型参数与TOC、黏土矿物含量和温度进行多元线性或多元非线性拟合，得到以下关系式［式（10）—式（13）］：

TOC<4%：

V L = 0.294 4 T O C - 0.005 5 T + 0.001 7 W c l a y + 1.037 9

(10)

TOC>4%：

V L = 0.306 4 T O C - 0.012 9 T + 0.001 5 W c l a y + 2.103 1

(11)

L n P L = - 1 125.27 T + 273.15 - 0.090 8 T O C + 4.894 9

(12)

ρ a b s = - 0.000 6 T + 0.010 5 T O C + 0.292 6

(13)

式中：V _L为Langmuir体积，cm³/g；TOC为有机质含量，%；W _clay为黏土矿物含量，%；P _L为Langmuir压力，MPa；ρ_abs为甲烷吸附相密度，g/cm³。

为了明确有机质含量对页岩的吸附能力随深度的变化特征，在相同的温度和压力实验条件下［同上述式（6），式（7）］，以DJ17-2井页岩样品为例（平均黏土矿物含量为37.57%），通过式（10）—式（13）采用绝对吸附量模型计算给定条件下TOC含量分别为1%、3%、5%、7%和9%的随深度的变化的吸附气量，并建立了不同TOC含量的山西组页岩的吸附气含量随深度变化的图版（图3）。计算结果表明，在深度较浅时，所有给定条件的不同TOC含量的页岩吸附气含量均随着深度增加，先迅速增加至最大值，随后随着深度进一步的增加，吸附气量均不断地降低。不同TOC含量的页岩在埋深1 150~1 300 m范围内吸附量达到最大值，并且随着TOC含量的增加达到最大值的深度向深处迁移。此外，在相同深度时，吸附气含量随着TOC含量的增加而增大，表明高TOC含量的页岩储层具有较强的吸附能力。相较于海相页岩来说，本文研究的山西组海陆过渡相页岩在相同TOC含量条件下达到最大吸附量的深度较深，这可能是因为本文研究的山西组海陆过渡相页岩中的有机质类型以III型有机质为主，并且由于孔隙类型和黏土矿物等存在差异，导致了海陆过渡相页岩相较于海相页岩具有更强的吸附能力^［42］。

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**图3 不同TOC含量页岩样品吸附气量与深度关系**

Fig.3 Relationship between adsorbed gas volume and depth of shale samples with different TOC content

3.2　温度和压力

所有不同TOC含量的页岩均呈现出随着深度增加，吸附气含量呈先增大后减小的特征。显然，在不同深度范围，页岩储层温度和压力耦合控制作用下，会对页岩的吸附能力产生抑制或促进作用。为了明确温度和压力对页岩的吸附能力的影响。采用控制变量的方法，选择单一变量，分别采用绝对吸附量模型计算不同温度梯度和压力梯度下不同深度的吸附气含量，建立不同温度梯度和不同压力梯度下的页岩吸附气含量随深度变化的图版。

在对比不同温度梯度下页岩吸附气含量随深度变化时，以DJ17-2井样品为例，设置压力梯度为0.78 MPa/100 m和地表温度为15 ℃，分别计算了不同温度梯度（1.5 ℃/100 m、2.5 ℃/100 m和3.5 ℃/100 m）条件下不同深度的吸附气量［图4（a）］。从图4（a）中可以看出，在相同深度条件下，温度梯度越低吸附气量越大，表明在较低的温度条件下页岩储层可赋存的吸附气量更多。温度梯度分别为1.5 ℃/100 m、2.5 ℃/100 m和3.5 ℃/100 m时，最大吸附量的深度分别为1 800 m、1 300 m和1 100 m。另外，随着页岩储层深度的增加，不同温度梯度条件下的吸附气量的差异愈来愈明显，表明储层温度对页岩吸附气赋存具有抑制作用，并且随着温度增加逐渐增强。

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图4 不同温度梯度（a）和压力梯度（b）条件下页岩样品吸附气量与深度关系

Fig.4 Relation between adsorption gas volume and depth of shale samples under different temperature gradients（a） and pressure gradients（b）

在对比不同压力梯度下页岩吸附气含量随深度变化时，仍然以DJ17-2井样品为例，设置温度梯度为2.46 ℃/100 m和地表温度为15 ℃，分别计算了不同压力梯度（0.4 MPa/100 m、0.8 MPa/100 m和1.2 MPa/100 m）条件下不同深度的吸附气量［图4（b）］。从图4（b）中可以看出，在相同深度条件下，吸附气量随着压力梯度的增加而增大。当压力梯度分别为0.4 MPa/100 m、0.8 MPa/100 m和1.2 MPa/100 m时，最大吸附量的深度分别为1 700 m、1 300 m和1 100 m。另外，随着页岩储层深度的不断增加，不同压力梯度条件下页岩储层中页岩吸附能力之间的差异具有先增加后减小的变化趋势。在深度较浅时（<1 500 m），不同压力梯度条件下的吸附气量差异较大，但在深度较深后（>1 500 m），随着深度的增加，不同压力条件下的吸附气量差异明显减小，表明页岩压力对吸附气赋存具有促进作用，并且随着压力的增加呈先增大后趋于平缓。这种吸附量随压力的变化特征，与高压甲烷等温吸附实验中绝对吸附量随压力的变化特征相同。

为了明确温度和压力2种因素对页岩储层中游离气含量的影响，同样采用控制变量的方法，选择单一变量作为影响因素，基于游离气计算模型，分析不同温度梯度和压力梯度下游离气量随深度的变化特征。如图5（a）所示，在不同温度梯度条件下，随着深度的增加游离气含量不断地增加。在相同深度条件下，温度梯度越大其对应的游离气含量越小。在较浅的深度时，不同温度梯度条件下的游离气含量差异不大，但是随着深度不断地增加，差异将愈来愈明显，表明页岩储层温度对游离气的赋存起到抑制作用。这种抑制作用主要反映在高温条件下甲烷气体分子活性变大，在恒定压力条件下随着温度的增加甲烷气相密度将持续降低，因此，在相同孔隙空间游离态甲烷含量也越低。如图5（b）所示，不同压力梯度条件下的游离气含量差异随着深度逐渐增大，并且不同压力梯度条件下的游离气含量均随着深度的增加而增加。在相同深度条件下，压力梯度越大，游离气含量越大。这是因为在温度恒定时，地层压力的增加使得甲烷气相密度在一定程度上变大，从而使得单位空间内的游离气含量在一定程度上增多^［43］。

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图5 不同温度梯度（a）和压力梯度（b）条件下页岩样品游离气量随深度变化关系

Fig.5 Variation of free gas volume with depth under different temperature gradients （a） and pressure gradients （b）

因此，压力对不同赋存状态的页岩气均起到了促进作用，而温度对不同赋存状态的页岩气均起到了抑制作用（表1）。在浅部区域，由于吸附气和游离气受压力的促进作用大于温度的抑制作用，游离气和吸附气含量均随着深度增加而快速增加。而在深部区域，对于页岩储层中的吸附气来说，随着深度的增加，温度对气体吸附抑制作用增强到大于压力对气体吸附的促进作用，吸附气含量开始随深度的增加逐渐降低；对于页岩储层中的游离气来说，由于游离气对压力的强响应特征，即便高温对页岩的抑制作用增强，但压力对游离气赋存的促进作用依然大于温度对游离气赋存的抑制作用，故游离气含量将依然随着深度的增加而增加。

表1 在不同深度范围内温度和压力对不同赋存状态页岩气的响应特征

Table 1 The response characteristics of temperature and pressure to shale gas in different occurrence states at different depths

深度范围	赋存状态	响应作用	响应特征	体相密度	含气量
浅部区域	吸附气	压力的促进作用温度的抑制作用	压力>温度	吸附相密度增大	吸附气含量增大游离气含量增大
浅部区域	游离气		压力>温度	游离相密度增大	吸附气含量增大游离气含量增大
深部区域	吸附气		压力<温度	吸附相密度降低	吸附气含量减小游离气含量增大
深部区域	游离气		压力>温度	游离相密度增大	吸附气含量减小游离气含量增大

3.3　孔隙空间

页岩储层孔隙空间是游离气重要的赋存场所，其孔隙空间大小直接决定了游离气的储集能力^［44］。因此，选择TOC含量为6.56%、黏土矿物含量为37.57%和岩石密度为2.458 cm³/g，以上3个参数均为本文研究的页岩样品的平均值。设置压力梯度为0.78 MPa/100 m、温度梯度为2.46 ℃/100 m和地表温度为15 ℃，采用经过体积校正的游离气量模型分别计算给定条件下孔隙度为2%、4%、6%、8%和10%的随深度变化的游离气量，并建立了不同孔隙度的山西组页岩的吸附气含量随深度变化的图版（图6）。结果显示，不同孔隙度的游离气含量均随着深度的增加而增加。在相同深度条件下，孔隙度越大，游离气含量越多，并且不同孔隙度之间的差值均随着深度的增加而增大。在埋深4 000 m处，在压力和温度的共同控制作用下，除了孔隙度为2%的页岩样品的游离气含量仅为0.49 cm³/g以外，孔隙度为4%、6%、8%和10%的页岩样品之间的游离气量均以1.74 cm³/g递增，表明在供烃充足的情况下高孔隙度页岩储层有利于游离气的赋存。

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图6 不同孔隙度下游离气含量随深度变化关系

Fig.6 Variation of free gas content with depth under different porosity

4 实际地质应用

基于绝对吸附气量和经过体积校正的游离气量计算模型，分别对研究区山西组不同页岩样品进行实际地质情况下吸附气含量和游离气含量计算［图7（a）］。结果显示，在含气饱和度为100%的情况下，吸附气含量介于0.71~5.56 cm³/g之间，平均值为2.38 cm³/g；游离气含量介于0.12~3.59 cm³/g之间，平均值为0.98 cm³/g。吸附气占总页岩气含气量比例介于39.70%~85.33%之间，平均值为73.34%［图7（b）］。显然，由于不同页岩样品之间TOC含量和孔隙结构等存在较大差异，使得页岩的吸附气和游离气含量也存在较大差异。例如DJ3-10井页岩样品发育部分微裂缝，导致游离气量大于吸附气量。

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图7 研究区山西组页岩样品最大绝对吸附量（60 ℃）、吸附气、游离气及其占比

（a）页岩最大绝对吸附量（60 ℃）、吸附气和游离气含量；（b）页岩吸附气和游离气（60 ℃）含量占比

Fig.7 Maximum absolute adsorption capacity （60 ℃）， adsorbed gas， free gas and their proportion of shale samples from Shanxi Formation in the study area

基于以上研究，选取DJ3-4井山₂ ³亚段，计算了纵向上海陆过渡相页岩原位含气性分布特征（图8）。在100%的含气饱和度的情况下，DJ3-4井的吸附气含量介于1.08~12.56 cm³/g之间，平均值为2.23 cm³/g；游离气含量介于0.03~9.95 cm³/g之间，平均值为2.57 cm³/g；海陆过渡相页岩气整体以吸附气为主，吸附气占比分布在11.24%~98.60%之间，平均值为51.71%。纵向上，页岩原位含气量随深度的变化特征十分复杂，一般而言煤层具有较高的含气量，而在页岩中含气量变化也相对较大，表现出较强的非均质性。

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图8 DJ3-4井山₂ ³亚段不同赋存状态气体含量预测（含气饱和度为100%的情况）

Fig.8 Prediction of gas content in different occurrence states of shan₂ ³ sub-member， Well DJ 3-4（the gas saturation is 100%）

但整体上来看，页岩原位含气量与页岩TOC和孔隙度具有较好的相关性，TOC高、孔隙度高的层段，其原位含气量也相对较大。DJ3-4井计算页岩原位含气量高值主要分布在中段2 145~2 148.5 m井段，为最有利的勘探开发层段。2022年4月DJ3-4井在该段开始投产，期间最高日产气量为1.78×10⁴m³，累积产气量为207×10⁴m³，现场解析含气量平均为2.29 cm³/g，含气量较高，生产效果较好。

统计分析DJ3-4井中现场解析气量和相应深度的理论计算原位含气量相关性（图9），结果显示现场解析气量和计算原位含气量呈强线性相关，决定系数高达0.95。表明计算原位含气量较高的层段，其现场解析气量也较高，页岩含气性模型预测效果好，研究成果能有效地指导海陆过渡相页岩气开发。

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图9 现场解析气量与理论计算含气量相关性

Fig.9 Correlation of on-site analysed gas volume with theoretical calculated gas content

5 结论

（1）吸附气占据的吸附层具有一定的孔隙体积，在选择绝对吸附模型进行吸附气量的计算时，如果不考虑吸附相体积，游离气量将会被高估。基于此，构建了考虑吸附气孔体积原位页岩含气量校正计算模型，以鄂尔多斯盆地东缘山西组页岩样品为例，明确了不同埋深下页岩气含量随深度的变化特征。过剩吸附气量和绝对吸附气量在埋深650 m和1 350 m处达到最大值，随后随深度的增加而降低。相比较而言，在埋深1 000~4 000 m范围内，未经过校正的原位页岩含气量会被高估10.02%~18.79%。

--引用第三方内容--

（2）海陆过渡相页岩原位含气性主要受TOC、温度、压力和孔隙空间联合控制。海陆过渡相页岩吸附气含量随着TOC含量的增加而增大，表明高TOC含量的页岩具有较强的吸附能力。压力对不同赋存状态的页岩气均起到了促进作用，而温度对不同赋存状态的页岩气均起到了抑制作用。在浅部区域，吸附气和游离气受压力的促进作用大于温度的抑制作用，游离气和吸附气含量均随着深度的增加而快速增加。在深部区域，温度对气体的吸附抑制作用增强到大于压力对气体吸附的促进作用，吸附气含量随深度的增加而逐渐降低，而游离气对压力具有非常强的响应特征，压力对游离气赋存的促进作用依然大于温度的抑制作用，游离气含量依然随着深度的增加而增加。页岩储层孔隙空间是游离气重要的赋存场所，其孔隙空间大小直接决定了游离气的储集能力，高孔隙度的页岩储层更有利于游离气的赋存。

（3）基于修改校正后的页岩原位含气性评价模型，计算了鄂尔多斯盆地东缘山西组海陆过渡相页岩吸附气含量和游离气含量。研究区山西组页岩吸附气含量平均值为2.38 cm³/g，游离气含量平均值为0.98 cm³/g，吸附气占总含气量的73.34%。同时，选取了选取DJ3⁃4井山₂ ³亚段，计算了纵向上海陆过渡相页岩原位含气性的分布特征，优选2 145~2 148.5 m井段为山₂ ³亚段最有利的勘探开发层段。该井段投产后，期间最高日产气量为1.78×10⁴m³，累积产气量207×10⁴m³，生产效果较好，研究成果有效地指导了海陆过渡相页岩气高效开发。

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Abstract

0 引言

1 区域地质概况

图1 研究区地理位置及地层综合柱状图

2 原位含气性计算模型

图2 不同方法计算的页岩含气量对比

3 页岩原位含气性影响因素

3.1 有机质丰度

图3 不同TOC含量页岩样品吸附气量与深度关系

3.2 温度和压力

图4 不同温度梯度（a）和压力梯度（b）条件下页岩样品吸附气量与深度关系

图5 不同温度梯度（a）和压力梯度（b）条件下页岩样品游离气量随深度变化关系

表1 在不同深度范围内温度和压力对不同赋存状态页岩气的响应特征

3.3 孔隙空间

图6 不同孔隙度下游离气含量随深度变化关系

4 实际地质应用

图7 研究区山西组页岩样品最大绝对吸附量（60 ℃）、吸附气、游离气及其占比

图8 DJ3-4井山2 3亚段不同赋存状态气体含量预测（含气饱和度为100%的情况）

图9 现场解析气量与理论计算含气量相关性

5 结论

参考文献

3.1　有机质丰度

**图3 不同TOC含量页岩样品吸附气量与深度关系**

3.2　温度和压力

3.3　孔隙空间

图8 DJ3-4井山₂ ³亚段不同赋存状态气体含量预测（含气饱和度为100%的情况）