天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 2: 221 - 239

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.002

非常规天然气

渤海湾盆地临清坳陷西北巨鹿区块非常规天然气储层特征

  • 李史珂 , 1 ,
  • 刘景 , 1 ,
  • 朱炎铭 2 ,
  • 马亚杰 1 ,
  • 刘鑫明 1
展开
  • 1. 华北理工大学应急管理与安全工程学院，河北 唐山 063200
  • 2. 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 221008
刘景（1994-），男，河北石家庄人，博士，讲师，主要从事煤地质、非常规油气地质研究与教学工作.E-mail：.

李史珂（1994-），女，河北邯郸人，博士，讲师，主要从事煤地质、非常规油气地质研究与教学工作.E-mail：.

收稿日期: 2024-05-24

  修回日期: 2024-08-07

  网络出版日期: 2024-11-08

收起

A study on the characteristics of unconventional natural gas reservoirs in the Julu block of northwestern Linqing Depression， Bohai Bay Basin

  • Shike LI , 1 ,
  • Jing LIU , 1 ,
  • Yanming ZHU 2 ,
  • Yajie MA 1 ,
  • Xinming LIU 1
Expand
  • 1. School of Emergency Management and Safety Engineering，North China University of Science and Technology，Tangshan 063200，China
  • 2. Key Laboratory of Coal Methane Resource and Reservoir Formation Process of the Ministry of Education，China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008，China

Received date: 2024-05-24

  Revised date: 2024-08-07

  Online published: 2024-11-08

Supported by

The National Natural Science Foundation of China （NSFC） Youth Program(42362022)

Fold

摘要

非常规天然气储层特征研究对合理评估非常规天然气资源和指导非常规天然气开发具有重要意义。以渤海湾盆地临清坳陷巨鹿区块石炭系—二叠系煤系地层为研究对象，开展了扫描电镜、压汞、气体吸附、等温吸附等系列实验，系统性地表征了巨鹿区块煤层、页岩及致密砂岩的孔隙结构和含气性特征，分析并阐明了研究区的生烃潜力。结果表明：①巨鹿区块4层煤煤层总体呈NE—SW向展布，并由SE—NW向厚度呈增大—减小—增大的变化趋势。煤层整体含气量较低，由WN—ES向呈逐渐增加趋势。②页岩主要发育有机质孔、矿物粒间孔、矿物粒内孔和微裂缝4种。③页岩微孔和过渡孔发育，提供了大部分孔体积和孔比表面积，有利于气体的吸附储存。整体孔隙连通性较好，有利于页岩气的解吸与渗透。④致密砂岩砂体结构成熟度较低，多呈现磨圆差，属于典型的致密储层，砂体孔隙不发育，原生孔隙少，孔隙连通性较差等特征。该研究成果为巨鹿区块储层特征研究和评价煤系非常规天然气资源提供了地质依据。

关键词： 煤层气; 页岩气; 致密砂岩气; 储层特征; 渤海湾盆地

本文引用格式

李史珂 , 刘景 , 朱炎铭 , 马亚杰 , 刘鑫明 . 渤海湾盆地临清坳陷西北巨鹿区块非常规天然气储层特征[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(2) : 221 -239 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.08.002

Abstract

The study of the reservoir characteristics of unconventional natural gas formation is of great significance for the rational assessment of unconventional natural gas resources and the guidance of unconventional natural gas development. Taking the Carboniferous-Permian coal beds in Julu block of northwestern Linqing Depression， Bohai Bay Basin， as the research object， a series of experiments including scanning electron microscopy， mercury pressure， gas adsorption and isothermal adsorption were carried out to systematically characterize the pore structure and gas-bearing properties of the coal beds， shales and dense sandstones in Julu block， as well as to analyze and elucidate the hydrocarbon potentials of the research area. The results show that： （1） The four coal seams in Julu block are generally spreading in the NE-SW direction， and the thickness of the coal seams shows a trend of increasing-decreasing-increasing from SE to NW. The overall gas content of the coal seams is low， with a gradual increasing trend from NW to SE. （2） The shale mainly develops four kinds of organic matter pores， mineral intergranular pores， mineral intragranular pores and microcracks. （3） Shale micropores and transitional pores are developed， providing most of the pore volume and pore specific surface area， which is favorable for gas adsorption and storage. The overall pore connectivity is good， which is favorable for desorption and permeation of shale gas. （4） The dense sandstone sand body has low structural maturity， mostly showing poor grinding rounding， and is a typical dense reservoir， characterized by undeveloped pores in the sand body， few primary pores and poor pore connectivity. The research results provide a geological basis for the study of reservoir characteristics and evaluation of unconventional natural gas resources in coal beds in Julu block of northwestern Linqing Depression， Bohai Bay Basin.

Key words： Coal bed methane; Shale gas; Tight sandstone gas; Reservoir characteristics; Bohai Bay Basin

0 引言

近年来，随着常规油气资源不能满足人们对能源日益增长的需求，非常规天然气的勘探与开发受到越来越多的关注［1-5］。非常规天然气是指无法通过传统技术实现经济开采、需依赖新技术提升储层渗透率或降低流体黏度等以实现商业产量的气体资源［6-7］。煤系气为非常规天然气重要组成部分，涵盖了滞留在煤、炭质泥页岩和暗色泥页岩等煤系源岩中的煤层气和页岩气，以及从这些源岩中迁移并聚集在煤系储层（如致密砂岩气）或其周边形成的气藏［8］。随着清洁能源的强劲需求和非常规天然气基础地质理论研究和勘探开发技术的不断革新，煤系气资源也越来越受到重视。
页岩气和煤层气在“十二五”期间得到大力发展，在“十三五”期间是我国能源领域发展的核心重点。如今，河北省“十四五”规划期间强调加强煤层气等非常规天然气资源的勘探开发，推进能源绿色发展［9］。渤海湾盆地临清坳陷巨鹿区块的石炭系—二叠系中沉积了厚层泥岩、煤层及致密砂岩，这些地层具备赋存非常规天然气的基本条件［10-14］。近年来，国内学者纷纷对研究区深部煤成气生烃条件、成藏条件及富集主控因素做出了深入研究［15-18］。孙耀庭等［19］基于钻井、地震资料，结合地球化学特征，对渤海湾盆地临清坳陷西部中生界烃源岩进行评价，认为下白垩统暗色泥岩具有良好的生烃潜力。王东晔［20］研究提出了临清坳陷东部煤成气“二次生烃是根本、近源输导是基础、有效保存是关键”的三元控藏新认识。
为进一步了解该研究区非常规天然气的赋存状况，获取非常规天然气勘探、开发关键地质参数，对渤海湾盆地临清坳陷巨鹿区块进行基础地质条件研究，评价巨鹿区煤系非常规天然气资源情况，为地质勘查提供基础地质依据。

1 研究区地质背景

巨鹿区块位于渤海湾盆地西南部，临清坳陷西北部。地层由老及新发育有奥陶系、三叠系、新生界新近系及第四系。临清坳陷总体呈NNE向和NE向展布，是一个经历了多期叠加演化的中、新生代断—坳陷型叠合盆地［21］。其北接济阳、黄骅和冀中坳陷，南邻开封坳陷，西接太行山隆起，东接鲁西隆起，横跨冀、鲁、豫三省，如图1所示。该坳陷内含东濮凹陷、莘县凹陷、巨鹿凹陷等11个凹陷，以及馆陶凸起、堂邑凸起、广宗凸起等7个凸起，共计18个次级构造单元［22-24］。
图1 渤海湾盆地临清坳陷构造纲要

Fig.1 Structural outline of Linqing Depression in Bohai Bay Basin

巨鹿区块主体由巨鹿凹陷和广宗凸起2个次级构造单元组成［25］。地层受控于南东部发育的广宗背斜和西北部发育的巨鹿向斜，整体呈单斜展布。研究区内断层主要为NE向、NNE 向高角度正断层。一般NWW向断层切割或限制NE向断层。研究区构造纲要图如图2所示。
图2 巨鹿区块构造纲要

Fig.2 Structural outline of Julu block

研究区目标层系为太原组—山西组，上覆地层为下石盒子组，基底为本溪组，地层柱状图见图3。
图3 巨鹿区块目的层综合柱状图

Fig.3 Column chart of target layer of Julu block

2 煤系非常规天然气储层特征

2.1　煤层储层特征

2.1.1　煤层特征

研究区煤层目的层系为太原组及山西组。稳定及较稳定可采煤层共4层，山西组1层（2号煤）、太原组3层（7、8、9号煤），其中2号煤为全区主要可采煤层。
2号煤位于山西组中下部，厚度为2.34~5.80 m，平均厚度为4.02 m，总体上从北向南煤层变厚，为稳定可采煤层。煤层底板以泥岩为主；顶板以中、细砂岩及泥岩为主。7号煤位于太原组中下部，厚度为0.77~2.10 m，平均厚度为1.71 m，北部较厚，南部较薄。为较稳定可采煤层，煤层顶板东北部以泥岩为主，西南部以粉砂岩为主。底板东北部为泥岩细砂岩及泥岩，中部—西南部为泥岩。8号煤位于太原组底部，厚度为1.57~3.23 m，平均厚度为2.44 m，为稳定可采煤层。煤层直接顶板中部为泥岩，底板以泥岩及砂质泥岩为主。9号煤位于太原组底部，厚度为0.76~2.74 m，平均厚度为2.02 m，煤厚变化较大，煤层顶板大部分为泥岩，底板为泥岩。
含煤地层厚度整体分布较稳定，依据钻孔资料及二维地震资料，绘制山西组和太原组煤层厚度等值线图如图4所示。其中山西组煤层总厚度［图4（a）］以2号煤为主体，叠合不稳定发育的1号煤，总体大于3 m。太原组煤层总厚度［图4（b）］以主采煤层7号煤、8号煤、9号煤为主，叠合不稳定发育4号煤、5号煤和6号煤，总厚度较大，且总体呈NE—SW向展布，沿此方向煤层厚度发育稳定，由SE—NW向厚度呈增大—减小—增大的变化趋势。
图4 山西组（a）和太原组（b）煤层厚度等值线

Fig.4 Contour of coal seam thickness of Shanxi Formation (a) and Taiyuan Formation (b)

如图5所示，研究区整体呈单斜展布，目的层系埋深呈东浅西深的特点，符合广宗凸起—巨鹿凹陷的构造单元特征。研究区内发育多条规模较大，高角度正断层，在断层附近往往造成煤层缺失。研究区东部整体属于广宗背斜的西北翼，储层埋深由SE—NW向逐渐变大。研究区内西北部发育巨鹿向斜，形成一定范围的凹陷，从煤层气成藏的角度来说，向斜核部较为有利，但埋深多大于3 000 m，含气性可能较小，同时对钻探工艺提出了较高的要求。
图5 山西组（a）和太原组（b）底板等高线

Fig.5 Contour lines of the bottom plate of Shanxi Formation (a) and Taiyuan Formation (b)

研究区位于巨鹿向斜南东翼的XJ1井钻遇4层煤层，并未钻遇山西组煤层，均为太原组的5号煤、6号煤、8号煤、9号煤可采煤层。其中5号煤为太原组中上部，煤厚17 m，6号煤厚1.2 m，8号煤厚1.14 m，9号煤厚1 m。

2.1.2　煤层含气性特征

2.1.2.1　实测含气量分析

通过对研究区东部广宗煤炭普查区的14个钻孔采集的煤样进行煤层气解吸和测试工作（表1），实验结果显示其CH4含量很低，CH4最高含量为2.17 cm3/g，最小值为0.12 cm3/g。经过换算得出该区煤层气空气干燥基含气量2号煤介于0.25~1.93 cm3/g之间；7号煤介于0.1~0.75 cm3/g之间；8号煤介于0.22~1.01 cm3/g之间；9号煤介于0.28~0.58 cm3/g之间，总体上，平均值介于0.43~0.73 cm3/g之间，含气量整体偏低。
表1 研究区东部可采煤层煤层气成分及含量统计

Table 1 Statistics on the composition and content of coalbed methane in recoverable coal seams in the eastern part of the study district

煤层

编号

钻孔

编号

采样深度

/m

 煤层气成分/% 煤层气含量/（cm3/g） 煤层气分带
CH4 CO2 N2 CH4 CO2 N2
2 63-1 1 423.63~1 423.18 27.95 2.68 69.37 2.17 0.19 5.87 氮气—沼气带
2 ZK1 1 440.53~1 441.53 45.61 8.62 45.77 0.70 0.12 1.42 氮气—沼气带
2 ZK2 1 519.70~1 519.90 8.84 13.15 78.01 0.22 0.14 1.76 二氧化碳—氮气带
7 37-1 1 557.18~1 557.38 8.04 14.00 77.96 0.12 0.17 1.34 二氧化碳—氮气带
7 53-2 1 512.31~1 512.46 29.02 1.60 69.38 0.63 0.04 1.83 氮气—沼气带
7 63-1 1 468.35~1 468.50 17.13 4.80 78.07 0.91 0.18 3.91 氮气—沼气带
8 63-1 1 495.56~1 495.71 13.75 1.60 84.65 1.18 0.11 6.15 氮气带
8 67-1 1 425.75~1 425.85 14.40 1.78 83.82 1.06 0.08 5.14 氮气带
8 ZK2 1 667.53~1 670.97 8.53 16.97 74.50 0.33 0.21 1.96 二氧化碳—氮气带
9 43-2 1 915.0~1 915.20 24.18 7.02 68.81 0.29 0.08 0.96 氮气—沼气带
9 53-2 1 550.15~1 550.30 23.66 1.47 74.87 0.59 0.04 2.05 氮气—沼气带
9 63-1 1 503.33~1 503.48 12.09 1.33 86.58 0.83 0.08 5.16 氮气带
根据研究区XJ1井煤样品解析结果（表2），5号煤解析气量含量为1.06 cm3/g；6号煤解析气含量为0.79 cm3/g；5号煤解析气含量为1.06 cm3/g；8号煤解析气含量为0.33 cm3/g；9号煤解析气含量为3.85 cm3/g；且5号煤、6号煤及8号煤样品中，均含有大量的N2，CH4含量很低，CH4最高含量为6号煤的4.20 cm3/g，最小值为5号煤的1.71 cm3/g；CO2含量最少，其中5号煤样品中含有H2。根据测试结果，XJ1井煤层含气量整体偏低，依据国家标准《煤层气资源/储量规范》（DZ/T0216—2010），对于气煤—瘦煤地区，煤层气资源量预算下限煤层空气干燥基含气量不小于4 cm3/g，故研究区东部煤层气开发价值较低。因此，在进行全区含气性评价时，应充分考虑天然气风氧化带的影响。
表2 XJ1井煤样品无空气基气体组成统计数据

Table 2 Statistical data table of airless base gas composition of coal samples from Well XJ1

煤层编号 样品编号 CH4/（cm3/g） C2H6/（cm3/g） C3H8/（cm3/g） H2/（cm3/g） N2/（cm3/g） CO2/（cm3/g）
5 XJ7 1.71 / / 0.24 97.88 0.18
6 XJ24 4.20 / / / 95.25 0.55
8 XJ22 3.72 / / / 96.04 0.24

注：“/”无数据

2.1.2.2　理论含气量分析

煤层气主要包括吸附气和游离气，且以吸附气为主，其吸附能力普遍采用朗格缪尔等温吸附曲线来表征。
V = V L P / ( P + P L )
式中：V为压力P时的吸附量，cm3/g；V L为朗格缪尔体积，cm3/g；P L为朗格缪尔压力，MPa。
利用上述公式的计算得到的是理想状态下的结果，一般难以实现。考虑煤层气样品测试结果，本次拟采用70%作为其吸附气含气饱和度。本文研究煤层吸附气含气量预测结果如表3所示。
表3 巨鹿区块煤层吸附气含气量预测

Table 3 Prediction table of adsorption gas content of coal seam in Julu block

地层 埋深/m 温度/℃ 储层压力/MPa 含气量/（cm3/g）
山西组 500 34.5 4.9 5.34
1 000 49.0 9.8 4.93
1 500 63.5 14.7 4.17
2 000 78.0 19.6 3.45
2 500 92.5 24.5 2.82
3 000 107.0 29.4 2.29
3 500 121.5 34.3 1.86
太原组 500 34.5 4.9 7.24
1 000 49.0 9.8 6.50
1 500 63.5 14.7 5.44
2 000 78.0 19.6 4.47
2 500 92.5 24.5 3.64
3 000 107.0 29.4 2.95
3 500 121.5 34.3 2.39
煤层气中的游离气部分同样不容忽视，其含量主要受原地温度、压力、孔隙度及含气饱和度的约束，理论游离气含量模型表示为：
P V = Z n R ( 273.15 + T )
式中：T为温度，℃；Z为气体压缩因子，约为1；R为理想气体常数；n为气体摩尔体积，L/mol；V为游离气体积，cm3/g。在综合上述因素的基础上计算模型可进一步表示为：
q f = P ( 273.15 + T 0 ) Z P 0 ( 273.15 + T ) × φ × S g ρ
式中： q f表示游离气含量，cm3/g；S g为含气饱和度，%；P 0为1.01 MPa；T 0为0 ℃； φ为孔隙度，%；ρ为储层密度，g/cm3。储层原地孔隙度与有效应力的关系式：
φ = φ 0 ⋅ e a . σ
式中： φ 0为原始孔隙度，%；a为拟合系数； σ为有效应力。
依据文献［11］与研究区实际地质情况，式中原始孔隙度取我国气煤、肥煤平均孔隙度5.71%，拟合系数a取-0.02。游离气含量如表4所示。
表4 山西组—太原组煤层游离气含量预测

Table 4 Prediction of free gas content in coal seam of Shanxi Formation-Taiyuan Formation

地层

埋深

/m

游离气含气量

/（cm3/g）

 地层

埋深

/m

游离气含气量

/（cm3/g）
山西组 500 1.09 太原组 500 1.13
1 000 1.69 1 000 1.76
1 500 1.97 1 500 2.06
2 000 2.05 2 000 2.13
2 500 2.00 2 500 2.08
3 000 1.87 3 000 1.95
3 500 1.71 3 500 1.78
巨鹿区块山西组—太原组煤层总含气量如表5所示，其平面变化规律如图6所示，整体含气量较低，由WN—ES向呈逐渐增加趋势。因而，从煤层含气量预测值这一角度分析该研究区煤层气产出工业煤层气气流的概率较小，还需进一步对煤储层、保存条件及开发条件进行评价。
表5 山西组—太原组煤层气总含量预测

Table 5 Total gas content prediction of Shanxi Formation-Taiyuan Formation coal seam

地层

埋深

/m

总含气量

/（cm3/g）

 地层

埋深

/m

总含气量

/（cm3/g）
山西组 500 6.43 太原组 500 8.37
1 000 6.62 1 000 8.26
1 500 6.14 1 500 7.50
2 000 5.50 2 000 6.60
2 500 4.82 2 500 5.72
3 000 4.16 3 000 4.90
3 500 3.57 3 500 4.17
图6 巨鹿区块山西组（a）—太原组（b）煤层气含气量等值线

Fig. 6 Isograms of coalbed methane gas content from Shanxi Formation (a) to Taiyuan Formation (b) in Julu block

2.2　页岩气储层特征

2.2.1　有机地球化学特征

2.2.1.1　有机质类型

目前，对烃源岩有机质类型评价方法主要包括岩石热解参数评价法、干酪根碳同位素法和干酪根显微组分分析法［26］。本研究区结合干酪根显微组分分析法并结合太原组—山西组富有机质泥岩形成的沉积背景，数据表明太原组—山西组有机质类型以Ⅲ型干酪根为主。研究区XJ1井有机质类型同样以Ⅲ型干酪根为主。

2.2.1.2　有机质丰度

图7为巨鹿区太原组—山西组烃源岩TOC等值线分布 ，山西组西部明显高于东部，西部有机碳含量为3%~10%，山西组的氯仿沥青“A” 含量为0.4%~1.0%，而东部有机碳含量为2%~4%，氯仿沥青“A” 含量为0.02%~0.6%；暗色泥岩的有机碳含量多数在1%~3%之间，氯仿沥青“A” 含量为0.02%~0.2%。由此可见，山西组和太原组的暗色泥岩均是较好的煤系源岩。
图7 巨鹿区块太原组（a）—山西组（b）暗色泥页岩TOC等值线

Fig.7 TOC contour of dark shale from Taiyuan Formation (a) to Shanxi Formation (b) in Julu block

研究区XJ1井泥岩的有机碳含量在0.95%~9.21%之间（平均为 3.25%），主要分布于1%~2%和2%~5%之间，氯仿沥青“A”含量为0.042 5 %~1.570 7 %。煤系泥页岩有机质丰度较为可观。

2.2.1.3　有机质成熟度

研究区太原组和山西组镜质组反射率等值线图如图8所示。山西组的R O值介于0.57%~0.75%之间，平均为0.64%。太原组的R O值介于0.75%~0.78%之间，平均为0.76%。总体而言，研究区因处于长期隆起区内，埋藏较浅，含煤地层R O值为0.6%~1.0%，成熟度比较低，处于成熟阶段的初期。
图8 巨鹿区块太原组（a）—山西组（b）R O等值线

Fig.8 R O contour of Taiyuan Formation (a)-Shanxi Formation (b) in Julu block

通过对XJ1井及邻区收集到的镜质体反射率及所测样品镜质体反射率的分析， XJ1井煤系烃源岩成熟度（R O）介于0.37%~0.85%范围内，平均为0.613%，热演化程度整体处于未成熟—成熟阶段，埋藏较浅，成熟度比较低，处于成熟阶段的初期（表6）。
表6 XJ1井及邻区R O数据

Table 6 R O data table for Well XJ1 and neighboring districts

编号 层位 深度/m R O/%
XJ1-4 山西组 3 054.46 0.64
XJ1-6 3 055.31 0.75
XJ1-8 3 056.31 0.57
XJ1-10 3 057.21 0.61
XJ1-28 太原组 3 069.85 0.59
XJ1-30 3 071.45 0.69
XJ1-39 3 075.90 0.56
XJ1-56 3 087.11 0.61
XJ1-58 3 089.75 0.61
XJ1-69 3 105.35 0.85
XJ1-71 3 105.84 0.49
XJ1-76 3 110.40 0.70
XJ1-128 3 131.75 0.55
XJ1-172 3 131.40 0.37

2.2.2　储层物性特征

页岩孔隙结构的表征方法主要包括射线探测法和流体注入法2类［27-31］，本文研究中综合采用了这2类方法对孔隙结构系统表征，主要为扫描电镜实验及不同流体的注入实验。

2.2.2.1　扫描电镜实验

通过扫描电镜观察研究区泥页岩孔裂隙主要为有机质孔、矿物粒间孔、矿物粒内孔和微裂缝4种。
有机质孔是本区泥页岩中最常见孔隙，以纳米级别为主，分布较分散［图9（a）］；页岩中有机质以块状、板状最为常见，其中板状有机质易沿着薄弱面破裂，形成微裂隙［图9（b），图9（c）］。粒间孔是低成熟—成熟泥页岩中最主要的孔隙类型，主要为同种或不同矿物之间通过相互支撑和覆盖形成的孔隙［图9（d）］。粒内孔是发育于矿物颗粒内部的孔隙，各类矿物颗粒内部均有可能存在一定数量的孔隙，草莓状黄铁矿晶间孔是最为典型的晶间孔［图9（e）］。另外，还观察到黄铁矿与有机质共存的现象［图9（f）］，对有机质生烃有一定的促进作用。
图9 巨鹿区块泥页岩孔隙类型

（a）有机质孔；（b）微裂缝；（c）长条状有机质；（d）黏土矿物支撑孔；（e）晶间孔；（f）黄铁矿与有机质共存；（g）接触边缘孔缝；（h）微裂缝

Fig.9 Pore types of shale in Julu block

此外，裂缝也是甲烷运移的重要通道，主要为颗粒内部微裂缝和颗粒间微裂缝［图9（g），图9（h）］。不同类型孔裂隙的多样性发育是构成本区泥页岩孔裂隙系统的关键，各类孔隙缝的相互配置，为页岩气的富集、渗流、运移提供有力条件。

2.2.2.2　压汞实验

由图10可知样品初始进汞较慢、进汞量较少。当进汞压力达到100 MPa时进汞量迅速增大，进汞加快。从图11 样品孔径分布图中可以看出泥页岩样品中的孔隙多集中在50 nm以下，微孔及过渡孔发育。样品的进汞曲线的上升速率存在较大差异，反映出主导孔隙的不均匀性。53-37样品的进汞段最为陡峭，进汞量最大，表明其孔隙体积较大，孔径分选较好，孔径分布较集中。53-17样品进汞段最缓，表明进汞量一般，孔径分选最差，孔径较分散，主导孔径分布较为分散，存在多个峰值。这3个样品的退汞曲线比较平缓，滞后环相对较宽大，进退汞体积差也较大，说明汞在压力作用下不易从样品中退出，表明样品中多存在墨水瓶孔。并且具有较多的开放孔隙，连通性较佳，有利于页岩气解吸、扩散和渗透。
图10 太原组—山西组样品压汞曲线

Fig.10 Mercury injection curve of Taiyuan Formation-Shanxi Formation samples

图11 太原组—山西组样品孔径分布

Fig.11 Sample pore size distribution of Taiyuan Formation-Shanxi Formation

研究区太原组—山西组泥页岩孔体积主要分布在0.009 4~0.025 3 cm3/g之间。其中以微孔和过渡孔对孔体积贡献最大，这些孔隙为页岩游离气提供了主要的储集空间（图12）。微孔和过渡孔具有较小的孔喉半径，气体以扩散的方式进行运移，这有利于页岩气的保存与富集。
图12 太原组—山西组孔容分布直方图

Fig.12 Histogram of pore volume distribution of Taiyuan-Shanxi Formation

太原组—山西组泥页岩孔比表面积主要分布在3.883~13.538 m2/g之间。其中微孔为总比表面积主要贡献者，其次为过渡孔（图13）。总体而言，巨鹿地区太原组—山西组泥岩样品退汞效率低，滞后环宽大孔隙体积比表面积大，孔隙连通性好，有利于页岩气的吸附、解吸和渗透。
图13 太原组—山西组孔比表面积分布直方图

Fig.13 Histogram of pore specific surface area distribution of Taiyuan Formation and Shanxi Formation

2.2.2.3　氮气吸附实验

根据图14的吸附和脱附曲线类型可以判断样品的孔隙特征。广宗53-2钻孔和邯西ZK5-2钻孔样品的吸附曲线形态略有不同，但整体呈现出反“S”型。这些曲线与BET分类中的Ⅱ型吸附等温线；吸附段在低压范围内缓慢上升，略微凸起，高压段上升速率加快，在相对压力接近1.0仍未饱和，表明了毛细孔凝聚现象［32］。
图14 巨鹿区块及邻区太原组—山西组样品氮气吸附解吸等温线

Fig. 14 Nitrogen adsorption-desorption isotherms of samples from the Taiyuan and Shanxi formations in the Julu block and adjacent regions

总体而言，5个样品的吸附曲线在饱和蒸汽压附近表现出较陡的特征。广宗53-2样品的脱附曲线在中等压力范围也较陡，接近IUPAC推荐的H3型回线，同时具备H2型回线特征。该回线呈现为多种标准回线的叠加，反映了样品孔隙结构的综合特性。H2型回线的吸附分支和脱附分支之间的滞后环明显。脱附分支在相对压力在0.4~0.5之间快速下降，体现了孔隙内部较大，而孔口较为窄小的孔隙结构特点。邯西ZK5-2钻孔样品为H3型滞后回线，其吸附分支和脱附分支均在低压阶段缓慢变化，高压阶段变化速率较快，滞后环较小，呈狭长上凹的形态。且该类样品脱附分支在相对压力为0.4~0.5这一特殊阶段的下降趋势虽然有所增加，但增加程度不明显，从微孔到大孔各个孔径段的孔隙均较发育，孔隙的连通性较好，这种孔隙结构的发育对页岩气体的运移有利。
表7为太原组与山西组样品孔隙结构参数表，从表中可以看出，样品的孔比表面积分布在1.455 2~21.034 7 m²/g之间，平均为3.342 2 m²/g。孔体积分布在0.004 591~0.037 413 cm³/g之间，平均为0.015 8 cm³/g。
表7 大城地区太原组—山西组样品液氮吸附实验孔隙结构参数

Table 7 Pore structure parameters of liquid nitrogen adsorption experiments on samples from Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Dacheng district

参数 样品53-37 样品53-62 样品ZK5-44 样品ZK5-56 样品ZK5-59
孔比表面积/（m²/g） 21.034 7 15.086 8 1.455 2 2.137 1.997 2
孔体积/（cm³/g） 0.037 413 0.024 372 0.005 122 0.007 426 0.004 591
平均孔径/nm 7.114 6 6.461 77 14.080 44 13.899 86 9.194 03
样品的孔径分布采用BJH法根据吸附等温线的脱附分支进行计算，从图15中可以看出，邯西ZK5-2钻孔页岩的孔径只有一个峰值，在80 nm左右，而广宗53-2钻孔样品有2个峰值，分别在1.5 nm与40 nm左右。
图15 巨鹿区块太原组—山西组泥页岩样品的孔径分布曲线

Fig.15 Pore diameter distribution curve of shale samples from Taiyuan Formation to Shanxi Formation in Julu block

综合压汞法和液氮吸附法分析认为，该研究区的孔隙类型多样，存在锥形孔、狭缝孔和墨水瓶孔等多种孔隙类型。通过高压压汞测试发现研究区样品孔体积介于0.009 4~0.025 3 cm3/g之间，平均为0.015 9 cm3/g；比表面积介于3.883~13.538 m2/g之间，平均为8.166 m2/g。氮气吸附法结果显示，研究区样品孔体积介于0.004 591~0.037 413 cm³/g之间，平均为0.015 8 cm³/g，孔比表面积介于1.455 2~21.034 7 m²/g之间，平均为3.342 2 m²/g。
其中广宗53-2钻孔样品直径小于100 nm的微孔和过渡孔提供大部分孔体积和孔比表面积，有利于气体的吸附储存，压汞法显示样品滞后环宽大孔隙体积，比表面积大，孔隙连通性好，有利于页岩气的吸附、解吸和渗透。
研究区XJ1山西组样品液氮吸附实验结果显示孔比表面积分布在14.23~15.97 m²/g之间，平均为15.1 m²/g，平均孔径分布在6.746~7.461 nm之间，平均为7.10 nm，孔体积分布在26.54~26.93 cm³/g之间，平均为26.73 cm³/g；太原组样品的孔表面积分布在0.495~14.94 m²/g之间，平均为6.99 m²/g，平均孔径分布在5.606~20.7 nm之间，平均为8.78 nm，孔体积分布在1.47~32.69 cm³/g之间，平均为12.73 cm³/g。
液氮试验分析可知XJ1井目的层页岩样品孔隙结构复杂，既包含墨水瓶孔等无定形孔隙，又包含四周开放的平行板孔；微孔较发育，有利于气体的吸附储存，但不利于气体的渗流，开放的平行板状孔，孔隙连通性较好，有利于气体的渗流。
综合分析认为，XJ1井目的层页岩样品中的孔隙类型多样，形态各异，存在透气孔和墨水瓶孔等多种孔隙。氮气吸附法孔比表面积分布在0.495~19.19 m²/g之间，平均为7.22 m²/g。液氮吸附法孔体积分布在1.47~24.61 cm3/g之间，平均为13.64 cm3/g。其中XJ1钻孔部分泥岩样品直径小于100 nm的孔隙为页岩提供大量吸附点位和储集孔间，有利于气体的吸附储存，氮气吸附显示样品滞后环宽大孔隙体积，比表面积大，孔隙连通性好，有利于页岩气的吸附、解吸和渗透。

2.2.3　储层含气性特征

页岩气总含气量取值亦是吸附气量与游离气量之和。对研究区等温吸附样进行分析，结果见表8所示。实验测试可知，30 ℃下，巨鹿区块山西组最大吸附量（V L）均值为2.01 cm3/g；太原组最大吸附量（V L）均值为2.00 cm3/g。根据朗格缪尔吸附方程及相关参数求得巨鹿区块不同埋深情况下页岩吸附气含量（表9）。
表8 等温吸附测试成果

Table 8 Results of isothermal adsorption test

区块名称 样品编号 地层 温度/℃ TOC/% 体积V L/（cm3/g） 压力P L/MPa 最大吸附量均值/（cm3/g）
巨鹿区块 D17 山西组 30 — 2.023 73 2.37 2.01
D31 30 — 2.003 51 2.56
53-37 太原组 30 1.152 2.003 6 2.960 5 2.00

注：“—”无数据

表9 巨鹿区块吸附气含量预测

Table 9 Prediction of adsorbed gas content in Julu block

目的层 埋深/m 温度/℃ 储层压力/MPa a1 最大吸附量/（cm3/g） a2 朗格缪尔压力/MPa 吸附气含量/（cm3/g）
太原组 500 30.13 4.9 2.13 1.35 2.87 2.54 0.89
1 000 44.63 9.8 2.13 1.31 2.87 2.39 1.05
1 500 59.13 14.7 2.13 1.27 2.87 2.25 1.10
2 000 73.63 19.6 2.13 1.23 2.87 2.12 1.11
2 500 88.13 24.5 2.13 1.19 2.87 2.00 1.10
3 000 102.63 29.4 2.13 1.16 2.87 1.88 1.09
3 500 117.13 34.3 2.13 1.12 2.87 1.77 1.07
4 000 131.63 39.2 2.13 1.09 2.87 1.67 1.04
4 500 146.13 44.1 2.13 1.05 2.87 1.57 1.02
山西组 500 30.13 4.9 2.13 1.35 2.87 2.54 0.89
1 000 44.63 9.8 2.13 1.31 2.87 2.39 1.05
1 500 59.13 14.7 2.13 1.27 2.87 2.25 1.10
2 000 73.63 19.6 2.13 1.23 2.87 2.12 1.11
2 500 88.13 24.5 2.13 1.19 2.87 2.00 1.10
3 000 102.63 29.4 2.13 1.16 2.87 1.88 1.09
3 500 117.13 34.3 2.13 1.12 2.87 1.77 1.07
4 000 131.63 39.2 2.13 1.09 2.87 1.67 1.04
4 500 146.13 44.1 2.13 1.05 2.87 1.57 1.02
依据理想气体状态方程，采用容积法计算游离气含量，其中游离气量计算参数如表10所示，计算得到游离气含量为表11所示。本文研究中通过吸附气量与游离气量的加和表示总含气量。根据并通过不同类型气体含量随埋深的变化关系，得到研究区暗色泥页岩总含气量的变化趋势（表12，图16），并以此绘制巨鹿区块各目标地层含气量平面展布图如图17所示。最大总含气量值达1.59 cm³/g，且由西北方向到东南方向呈降低趋势。从含气量角度分析该研究区页岩具备有良好的生烃潜力。
表10 巨鹿区块游离气量参数取值

Table 10 Values of free gas volume parameters in Julu block

目的层

压缩系数

/（MPa-1）

初始孔隙度Φ 0

/%

地应力梯度

/（MPa/m）

地温梯度

/（℃/100 m）

页岩密度

/（g/cm3）

含气饱和度

/%
太原组—山西组 0.015 1.85 0.009 8 2.90 2.63 70
表11 巨鹿区块暗色泥页岩游离气含量

Table 11 Free gas content of dark shale in Julu block

研究区 目的层 埋深/m 温度/℃

储层压力

/MPa

有效应力

/MPa

孔隙度

/%

孔隙体积

/（cm3/g）

含气饱和度

/%

游离气

/（cm3/g）
巨鹿研究区 太原组 500 150.71 4.90 7.99 1.64 0.006 2 70 0.19
1 000 158.76 9.80 15.97 1.46 0.005 5 70 0.32
1 500 166.82 14.70 23.96 1.29 0.004 9 70 0.41
2 000 174.87 19.60 31.95 1.15 0.004 4 70 0.46
2 500 182.93 24.50 39.94 1.02 0.003 9 70 0.49
3 000 190.98 29.40 47.92 0.90 0.003 4 70 0.51
3 500 199.04 34.30 55.91 0.80 0.003 0 70 0.50
4 000 207.10 39.20 63.90 0.71 0.002 7 70 0.49
山西组 500 150.71 4.90 7.99 1.64 0.006 2 70 0.19
1 000 158.76 9.80 15.97 1.46 0.005 5 70 0.32
1 500 166.82 14.70 23.96 1.29 0.004 9 70 0.41
2 000 174.87 19.60 31.95 1.15 0.004 4 70 0.46
2 500 182.93 24.50 39.94 1.02 0.003 9 70 0.49
3 000 190.98 29.40 47.92 0.90 0.003 4 70 0.51
3 500 199.04 34.30 55.91 0.80 0.003 0 70 0.50
4 000 207.10 39.20 63.90 0.71 0.002 7 70 0.49
表12 巨鹿区块暗色泥页岩含气量计算值

Table 12 Calculation value of gas content of dark shale in Julu block

目的层 埋深/m 吸附气量/（cm3/g） 游离气量/（cm3/g） 总含气量/（cm3/g） 目的层 埋深/m 吸附气量/（cm3/g） 游离气量/（cm3/g） 总含气量/（cm3/g）
太原组 500 0.89 0.19 1.08 山西组 500 0.89 0.19 1.08
1 000 1.05 0.32 1.37 1 000 1.05 0.32 1.37
1 500 1.10 0.41 1.51 1 500 1.10 0.41 1.51
2 000 1.11 0.46 1.57 2 000 1.11 0.46 1.57
2 500 1.10 0.49 1.59 2 500 1.10 0.49 1.59
3 000 1.09 0.51 1.60 3 000 1.09 0.51 1.60
3 500 1.07 0.50 1.57 3 500 1.07 0.50 1.57
4 000 1.04 0.49 1.53 4 000 1.04 0.49 1.53
图16 巨鹿区块太原组—山西组暗色泥页岩含气量变化

Fig.16 Gas content variation of dark shale in the Taiyuan Formation -Shanxi Formation of Julu block

图17 巨鹿区块暗色山西组（a）—太原组（b）泥页岩含气量平面变化

Fig. 17 Plane variation map of gas content in dark shale of Shanxi Formation (a)-Taiyuan Formation (b) in Julu block

2.3　致密砂岩储层特征

2.3.1　岩石组分特征

巨鹿区山西组与太原组砂岩以长石岩屑砂岩为主，岩屑砂岩和岩屑石英砂岩次之（图17）。山西组砂岩整体表现为长石含量低、岩屑含量较高的特点，其中石英含量为25%~68%，以单晶石英为主；长石含量为4%~12%，以斜长石为主；岩屑含量为11%~55%，种类丰富，包括片岩、千枚岩、泥岩及石英岩岩屑，部分被方解石交代，部分岩屑发生假杂基化。粒度变化较大，由极细—中粗均有分布，在垂向上呈现多个细砂—中砂旋回。储层成熟度较低，磨圆差，多呈棱角—次棱角状，分选差—中等。太原组砂岩整体表现为长石含量低、岩屑含量较高的特点，其中石英含量为26%~55%，以单晶石英为主；长石含量为5%~16%，大部分为斜长石，少部分碱性长石，普遍发生风化蚀变；岩屑含量为26%~48%，包括泥岩、千枚岩、片岩、砂岩、石英岩或岩浆岩岩屑，普遍发生塑性变形，呈假杂基分布于颗粒间。粒度变化较小，以细粒、中细粒或细中粒为主。填隙物含量为0~11.5%，平均为6.5%，其中碳酸盐胶结与菱铁矿胶结较发育，部分含少量高岭石或海绿石。储层成熟度较低，磨圆差，多呈棱角—次棱角状，分选较差—较好（图18）。
图18 巨鹿区块山西组—太原组储集体砂岩分类

Fig. 18 Sandstone classification of Shanxi Formation-Taiyuan Formation reservoir in Julu block

山西组与太原组砂岩岩性相近，均含有大量岩屑，且岩屑种类丰富；长石含量相对较少，且普遍发生风化蚀变，其中太原组砂岩的长石含量相对较多；填隙物以钙质胶结为主，含大量白云石、方解石或菱铁矿。目标层系砂体结构成熟度均较低，多呈现磨圆差、线接触关系的特征。

2.3.2　微观孔隙特征

根据致密砂岩镜下观察，可将孔隙类型划分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝三大类，并可进一步细分出残余粒间孔、溶蚀孔、晶间微孔和微裂缝等。本文研究选取了11个典型砂岩样品进行了铸体薄片鉴定，结果表明研究区砂岩孔隙不发育，偶见少量粒内溶孔及粒间溶孔，溶蚀组分主要是长石、方解石及岩屑，部分砂体出现少量微裂隙如图19所示。
图19 研究区致密砂岩铸体薄片镜下孔裂隙特征

（a），（b），（c），（e）孔隙；（d），（f）裂隙

Fig.19 Microscopic characteristics of pores and fractures of compact sandstone castings in the study district

孔隙整体呈不规则状，孔径在0.02~0.15 mm之间不等，孔隙间连通性差，面孔率多小于1%。通过镜下矿物鉴定发现，云母或少量岩屑发生塑性变形，表明研究区目的层系砂体经历了强烈压实作用，部分矿物呈现定向性特征。根据岩屑的发育对储层物性的影响，将岩屑分为减孔型岩屑、增孔型岩屑、保孔型岩屑3类，其中减孔型岩屑主要由板岩、片岩、千枚岩和泥岩岩屑所组成；增孔型岩屑主要有变质石英岩、变质石英砂岩岩屑、石英砂岩岩屑，以及碳酸盐岩岩屑等；保孔型岩屑主要为燧石和脉石英［33］。巨鹿区南侧砂体岩屑主要为泥岩、板岩、千枚岩、石英岩及砂岩岩屑。虽然砂体的增孔型和减孔型岩屑均存在，但还是以减孔型岩屑为主。目的层系砂体普遍呈钙质胶结，并含有一定的长石，为后期溶蚀增孔提供了一定条件。总体来说，研究区砂体孔隙不发育，原生孔隙在强烈压实作用下损失殆尽，后期长石或碳酸盐岩溶蚀作用起到一定增孔效果。次生溶蚀孔是目的层系砂体的主要孔隙类型。
本文研究采用压汞测试描述致密砂岩储层孔隙结构参数，实验最高压力可达275.78 MPa，孔径测量范围为5.5 nm~1 000 μm。测试结果显示，山西组典型砂岩样品孔隙体积介于0.018~0.024 cm3/g之间；比表面积介于1.21~2.49 m2/g之间。太原组典型砂岩样品孔隙体积介于0.011~0.028 cm3/g之间；比表面积介于0.54~1.79 m2/g之间。目的层系砂岩样品进汞曲线呈现随压力的升高，进汞速率放缓，并趋于稳定的特点，表明此类样品大孔较为发育，兼具部分中小孔隙。退汞速率随压力降低而升高，且具有相对明显的滞后环，反映样品内部发育一定的开放孔，但孔隙连通性相对较差（图20）。研究区致密砂岩储层孔径分布表现为多峰特征（图21），在5~100 nm、100~1 000 nm和>5 000 nm区间内均呈现峰值，表明优势孔径范围（5~10 000 nm）内孔隙发育相对均匀。
图20 致密砂岩样品汞饱和度与压力关系曲线

Fig.20 Relationship curve between mercury saturation and pressure of tight sandstone samples

图21 致密砂岩样品孔径分布曲线

Fig.21 Pore diameter distribution curve of tight sandstone sample

2.3.3　含气性特征

致密砂岩气主要以游离态形式赋存，其孔隙常全部作为游离气的赋存空间。依据游离气含量模型，根据研究区地应力分析结果，储层含气饱和度取70%，并基于研究区砂岩地质条件，拟合得到山西组—太原组致密砂岩含气量随埋深变化特征如表13所示。
表13 巨鹿区块致密砂岩含气量预测

Table 13 Gas content prediction of tight sandstone in Julu block

埋深/m 温度/℃ 储层压力/MPa 孔隙度/% 含气饱和度/% 含气量/（cm3/g）
山西组 500 150.71 4.90 4.15 70 0.43
1 000 158.76 9.80 3.59 70 0.72
1 500 166.82 14.70 3.10 70 0.89
2 000 174.87 19.60 2.69 70 0.98
2 500 182.93 24.50 2.32 70 1.02
3 000 190.98 29.40 2.01 70 1.02
3 500 199.04 34.30 1.74 70 0.99
太原组 500 150.71 4.90 4.63 70 0.47
1 000 158.7 9.80 4.01 70 0.77
1 500 166.82 14.70 3.47 70 0.96
2 000 174.87 19.60 2.99 70 1.06
2 500 182.93 24.50 2.59 70 1.10
3 000 190.98 29.40 2.24 70 1.09
3 500 199.04 34.30 1.94 70 1.06
图22为研究区山西组和太原组致密砂岩气含气量等值线分布图。整体上，太原组砂岩含气量大于山西组含气量。太原组与山西组含气量变化趋势一致，中部含气量最高，由中部向西北部和东南部逐渐降低。整体上砂岩气含量较低。
图22 巨鹿区块山西组（a）—太原组（b）致密砂岩含气量等值线

Fig. 22 Isograms of gas content in tight sandstone from Shanxi Formation (a) to Taiyuan Formation (b) in Julu block

3 结论

（1）渤海湾盆地临清坳陷巨鹿区块目的层系中稳定可采煤层共4层分别为山西组2号煤和太原组7号煤、8号煤以及9号煤。煤层总体呈NE—SW向展布，并由SE—NW向厚度呈增大—减小—增大的变化趋势。煤层整体含气量较低，由西北方向至东南方向呈逐渐增加趋势。
（2）页岩有机质类型主要为Ⅲ型干酪根，绝大多数TOC>1%，有机质处于初期成熟阶段。页岩孔隙类型复杂，主要包括有机质孔、矿物粒间孔、矿物粒内孔和微裂缝4种。微孔和过渡孔发育提供大部分孔体积和孔比表面积，有利于气体的吸附储存。整体孔隙连通性较好，有利于页岩气的吸附、解吸与渗透。
（3）致密砂岩主要为长石岩屑砂岩，矿物主要为石英和长石，砂体结构成熟度较低，多呈现磨圆差、线接触关系；砂体属于典型的致密储层，砂体孔隙不发育，原生孔隙少，孔隙连通性较差等特征。综上所述，研究区煤系非常规天然气中页岩气资源潜力较好，煤层气与砂岩气资源潜力相对较差。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
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