0 引言
而对于鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相烃源岩以往研究成果认为TOC含量低、生烃潜力差、储集层相对致密，不能形成规模化页岩气聚集［8-10］，与中国南方海相页岩气储集层相比，鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相页岩气勘探潜力堪忧。但长庆油田2019年针对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组泥页岩钻探的忠平1水平井测试日产气6.42×104 m3，计算无阻流量为26.48×104 m3/d，标志着中国北方低 TOC含量“新型”海相页岩气勘探取得突破。忠平1井的突破揭示北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异。本文研究以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组泥页岩为研究对象，对泥页岩的有机地球化学、矿物岩石学、微观孔隙结构以及含气性等参数进行了分析，以期推进中国北方海相页岩气的勘探与地质研究持续深入。
1 盆地西缘地质概况
鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回沉积型克拉通含油气盆地。盆地构造特征单一，周缘断裂发育，内部平缓稳定［11］（图1）。盆地西缘被阿拉善地块、鄂尔多斯地块、古秦岭洋和古祁连洋所围限，整体呈南北向展布，其沉积具有明显的“二元结构”，即下部发育台地相厚层的碳酸盐岩沉积，上部发育复理石沉积［12］。在早古生代，盆地西缘位于鄂尔多斯地块与古秦岭洋之间，具有被动大陆边缘性质［11］，盆地西缘与中东部沉积特征存在明显差异，盆地中东部为陆表海碳酸盐岩台地沉积［12］。后期受冲断褶皱作用的影响，盆地西缘褶皱逆冲强烈，变形较复杂［6，11，13-15］。鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组（相当于文献［7，16-17］中平凉组下段）泥页岩层系（图2）受沉积相和后期构造运动的控制，在惠探１井—芦参１井一线埋深达到最大，超过了4 500 ｍ，以惠探１井和芦参１井为中心，向南北方向埋藏变浅［7］。在北部乌海老石旦剖面、南部平凉银洞官庄剖面、平凉断裂以西乌拉力克组出露地表。
2 乌拉力克组泥页岩有机地球化学特征
2.1 有机质类型
表1 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组有机地球化学特征Table 1 Organic geochemistry characteristics of Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin |
| 井号/剖面 | 深度/m | TOC/% | （S 1+S 2）/（mg/g） | 干酪根类型 | R O/% |
|---|---|---|---|---|---|
| 范围/平均值（样品数） | 范围/平均值（样品数） | 类型（样品数） | 平均值（样品数） | ||
| 忠平1 | 4 250~4 260 | （0.12~1.32）/0.63（50） | （0.09~1.63）/0.35（24） | Ⅰ（10） | 1.86（10） |
| 鄂102 | 3 670~3 689 | （0.42~1.57）/0.65（18） | （0.02~0.82）/0.68（10） | Ⅰ（3） | 1.78（3） |
| 忠探1 | 4 205~4 213 | （0.75~3.71）/1.48（16） | （0.07~0.59）/0.36（5） | Ⅰ（4） | 1.90（4） |
| 余探1 | 3 875~3 887 | （0.28~1.86）/0.60（17） | （0.01~0.33）/0.05（17） | Ⅱ1（3） | 1.92（5） |
| 梁探1 | 4 887~4 936 | （0.14~0.74）/0.50（13） | （0.03~0.09）/0.06（13） | Ⅰ（9） | 1.95（7） |
| 银探1 | 1 495~1 502 | （0.67~1.52）/0.92（22） | （0.06~1.32）/1.03（5） | Ⅰ（3） | 1.87（3） |
| 银探2 | 3 860~3 874 | （0.59~1.86）/0.89（34） | （0.05~1.47）/1.15（15） | Ⅰ（3） | 0.98（3） |
| 那1 | 3 830~3 842 | （0.36~0.68）/0.51（3） | （0.02~0.10）/0.06（2） | Ⅱ1（2） | 1.74（2） |
| 乐1 | 2 057~2 091 | （0.39~1.72）/0.73（10） | （0.07~1.26）/0.67（7） | Ⅰ（2） | 1.66（6） |
| 官庄剖面 | / | （0.15~0.96）/0.65（12） | （0.01~1.08）/0.87（10） | Ⅰ（5） | 0.61（7） |
| 老石旦剖面 | / | （0.14~1.6）/0.89（65） | （0.06~1.11）/0.99（15） | Ⅰ（8） | 1.34（5） |
2.2 TOC含量
泥页岩中的有机质为泥页岩烃类气体生成提供了物质基础，在其他条件相似的前提下，TOC含量越高，其生烃能力越强，泥页岩可形成工业性油气资源的可能性越大［6，15，21-22］。选择从现场采取的具有代表性的260块乌拉力克组泥页岩样品进行测试分析，乌拉力克组泥页岩TOC含量主要介于0.1%~3.71%之间，平均为0.49%（表1）。忠平1井乌拉力克组泥页岩TOC含量介于0.12%~1.32%之间，平均为0.63%；S 1值为0.02~0.13 mg/g，S 2值为0.07~1.55 mg/g，原始生烃潜力（S 1+S 2）值为0.09~1.63 mg/g，平均为0.35 mg/g（图3）。乌拉力克组泥页岩TOC含量低，远低于四川盆地五峰组—龙马溪组以及北美气页岩TOC含量，属于一套较差的烃源岩。
2.3 有机质成熟度
镜质体放射率（R O）是反映有机质热演化程度最主要的旋光性标志之一，被认为是研究干酪根热演化和成熟度的最佳参数之一［23］。在古地温和地层受热时间正常演化的情况下，镜质体放射率（R O）的变化主要取决于地层埋藏深度，随埋藏深度增加，R O值有规律的增大［17，21-24］。鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩有机质成熟度（R O）分布于0.8%~2.5%之间，忠平1井乌拉力克组泥页岩T max值为452~530 ℃（图3，表1），大部分地区已达到高成熟—过成熟阶段，利于有机质的裂解生烃。乌拉力克组泥页岩热演化程度整体偏高，不同地区有一定差异性［7］，即热演化程度既有属于高—过成熟阶段的（例如位于北部棋探1井处R O值大于2.0%，处于高成熟—过成熟阶段；中部那平1井处R O值约为1.7%，处于成熟—高成熟阶段），还有仍为低熟阶段的（例如在任３井以西地区、平凉银洞官庄剖面R O<0.9%）（图5）。
3 乌拉力克组孔隙微观结构特征
3.1 乌拉力克组矿物组分
本文研究选取鄂尔多斯盆地西缘忠平1井、余探1井等5口重点井的乌拉力克组岩石样品进行了27次全岩X⁃射线衍射实验分析（图6）。实验结果揭示乌拉力克组岩石样品矿物成分以长英质矿物为主，其次为碳酸盐矿物和黏土矿物，含有少量的硬石膏、黄铁矿和菱铁矿。泥岩的黏土含量为10%~30%，碳酸盐矿物含量为10%~20%，长英质含量为20%~70%。灰质泥岩的黏土含量为10%~30%，碳酸盐矿物含量为30%~50%，长英质含量为20%~50%。灰岩的黏土含量为0~5%，碳酸盐矿物含量为70%~100%，长英质含量为0~30%。
乌拉力克组岩石样品黏土X-射线衍射实验测试分析（图7）结果表明，黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主，其次为绿泥石、高岭石，不含蒙脱石；而四川盆地五峰组—龙马溪组页岩中不含高岭石。乌拉力克组岩石中黏土矿物随着埋深的增加，伊利石含量增加，伊/蒙间层含量减少，揭示了由于乌拉力克组岩石成岩演化程度高导致蒙脱石在地热温度和成岩作用下向伊利石转化。
3.2 乌拉力克组孔隙类型
图8 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩主要储集空间类型（a）黑色灰质泥岩，忠平1井，4 259.2 m；（b）页岩纹层发育，纹层中方解石脉不发育，可能是由于应力释放而形成，忠平1井，4 238.12 m；（c）有机质生气形成的有机孔，忠平1井，4 255.9 m；（d）黄铁矿粒间孔，忠平1井，4 240.7 m；（e）石英—黏土粒间孔，忠平1井，4 269.53 m；（f）溶蚀孔，银探1井，1 495.6 m；（g）溶蚀孔、粒间孔，忠平1井，4 264.7 m；（h）微裂缝，忠平1井，4 255.9 m；（i）矿物层间缝，忠平1井，4 168.9 m Fig.8 Main reservoir space types of Wulalike Formation shale in the western margin of Ordos Basin |
本文研究表征乌拉力克组泥页岩孔隙度的实验测试方法主要用了氦气法、饱和称重质量法（也称密度法）以及核磁共振法。氦气法是根据波尔定律利用氦气测得岩石的骨架体积，通过岩石的总体积（包括岩石的孔体积）和骨架体积计算的孔隙度。饱和称重质量法是对样品烘干后抽真空加压饱和正十二烷，进油的体积即为孔隙体积，记录饱和前后的样品质量分别为m 1和m 2，则重量差m 2－m 1为进油质量，求得进油体积V oil=（m 2－m 1）/0.75（油的密度为0.75 g/mL），样品体积为V=m 1/ρ样品，则Φ=V oil/V×100。核磁共振法是利用纽迈公司MicroMR23-060H-1型核磁共振分析仪开展核磁分析实验，测试流程参照石油天然气行业标准SY/T6490—2014。对饱和油后的样品进行核磁测试信号量，记为A oil’。根据信号量与体积转化关系，计算饱和油后样品体积为V oil’=0.691 3×10－5×A oil’，样品体积为V，则有孔隙度为Φ=V oil’/V×100。
对泥页岩饱和单一流体后进行称重（密度法）或者核磁共振法测试，能够快速便捷、无损的评价泥页岩孔隙度。本文研究利用氦气法、饱和称重质量法、核磁共振法计算出忠平1井乌拉力克组泥页岩15个样品孔隙度都低于3.0%，以0.5%~2.0%为主（图9）。氦气法孔隙度为0.08%~2.08%，平均为0.73%，饱和称重质量法孔隙度为0.38%~1.85%，平均为0.95%，核磁共振法孔隙度为0.36%~2.85%，平均为1.19%。核磁共振法孔隙度和饱和称重质量法孔隙度较为接近，其原因是这2种方法测试过程均为对饱和状态样品进行分析，一是对质量变化进行分析，二是对信号量关系进行分析，因为样品为同一样品、同一状态，所以二者较为接近。
3.3 乌拉力克组微观孔隙
4 乌拉力克组泥页岩含气性分析
4.1 原位含气量恢复
页岩原位含气量（吸附气与游离气含量之和）与吸附气/游离气比例（吸附气和游离气占总含气量的比例）是评价页岩气资源潜力和可采储量的2个关键参数。本文利用USBM和ACF（Amoco Curve Fit）法对拉力克组泥页岩进行了含气量恢复。USBM法是利用不同温度下整段现场解吸数据和上升段解吸数据进行线性回推得到原位含气量，本文研究认为60 ℃下的数据相对准确，得到拉力克组泥页岩损失气量为0.43~1.83 m3/t，平均为1.09 m3/t，恢复的原位含气量为0.78~2.93 m3/t，平均为1.65 m3/t。相对于USBM法只利用早期数据进行恢复，ACF法是利用所有解析数据对损失气量进行恢复，ACF法恢复拉力克组泥页岩原位含气量为0.96~2.45 m3/t，平均为1.56 m3/t，略低于USBM法恢复的含气量。
恢复的乌拉力克组泥页岩原位含气量与大规模开发的阿克马盆地Fayetteville页岩、阿帕拉切亚盆地Marcellus页岩及我国四川盆地涪陵焦石坝页岩的含气量（分别为1.70~6.23 m3/t、1.70~2.83 m3/t、6.10 m3/t）相比要低，但高于美国泥页岩含气量底限（0.50~1.00 m3/t），具有勘探开发潜力。
4.2 吸附气/游离气比例
利用甲烷吸附实验通过间接法计算3块乌拉力克组泥页岩样品的吸附比例分别为50%、59%和42%，平均为50%，即吸附气/游离气比例分别为0.99、1.43、0.72，平均为1.04。但由于选取的3块等温吸附样品的TOC含量（分别为0.86%、0.62%、0.80%）均为乌拉力克组中有机碳含量较高的样品，而有机质高会使得吸附气含量较高，实际的吸附气比例可能略低于计算值。
通过同位素分馏特征计算乌拉力克组泥页岩得到吸附气比例为67%，即吸附气/游离气比例约为2.0，得到的吸附气比例偏高，这可能是由于模型对参数精度要求较高，而部分参数（如岩心直径、视密度和含水饱和度）未系统记录，尤其含水饱和度参数根据测井显示很高，对结果影响会很大，使得数据准确度不够导致计算结果存在偏差。
5 页岩气勘探前景
鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组主要发育泥岩、含灰泥岩、泥质灰岩等，从泥页岩过渡到泥质灰岩，声波时差值逐步减小，电阻率值逐步增大，声波—电阻率相对位置及距离大小的规律性变化反映了岩性的变化，即声波测井曲线与电阻率测井曲线之间的距离大小呈现出大→小→大（含灰泥岩→灰质泥岩→泥质灰岩）的规律变化。在研究区挑选了33口钻井，运用测井曲线计算法计算得到了鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组单井岩性，结合岩相古地理图，完成乌拉力克组泥页岩厚度等值线图（图11）。乌拉力克组泥页岩厚度由东向西逐渐增加，厚度分布在20~120 m之间；厚度值有5个高值区，对应棋探1井、鄂102井、忠平1井、惠探1井东南部、青龙山西部，其中忠平1井区泥页岩厚度较大（图11）。乌拉力克组泥页岩中脆性矿物含量高，脆性矿物以石英、碳酸盐矿物为主，长石次之，石英的质量分数为22%~72%，平均为52%；黏土矿物以伊利石、伊/蒙混层为主，含少量绿泥石和高岭石，其质量分数为19%~72%，平均为35%。
盆地西缘奥陶系乌拉力克组海相页岩气勘探面积约为1×104 km2，截至2020年，已有8口井试气获（0.1~6.42）×104 m3/d低产气流，气层压力系数为0.7~0.9。忠平1井的突破揭示北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异，表现为低TOC、低孔隙度、低含气量、低压力系数、高脆性指数“四低一高”特征。
依据乌拉力克组泥页岩发育规模、埋深、地球化学指标和含气量等参数，认为乌拉力克组具有较好的页岩气勘探潜力。建议下一步针对该套“四低一高”的泥页岩储层，继续深化地质综合评价和改造工艺攻关，以期开创我国北方低TOC含量“新型”海相页岩气勘探新局面。
6 结论
（1）鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组岩性主要为泥页岩和泥质碳酸盐岩，矿物成分以长英质矿物为主，其次为碳酸盐矿物和黏土矿物，含有少量的硬石膏、黄铁矿和菱铁矿；黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主，其次为绿泥石、高岭石，不含蒙脱石。
（2）乌拉力克组岩石十分致密，孔隙发育程度较差，储集空间发育有粒间孔、粒内孔、微裂缝及少量的有机质孔。乌拉力克组孔体积和孔比表面积主要由中孔提供。孔隙发育受控于岩性，随着灰质含量增加，介孔比例减小，宏孔比例增大。
（3）乌拉力克组泥页岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ1型，其中以Ⅰ型（即腐泥型）干酪根为主，Ⅱ1型（即腐殖腐泥型）次之；有机碳的质量分数主要介于0.1%~3.71%，平均为0.49%；有机质镜质体反射率（R O）分布于0.8%~2.1%之间，大部分地区热演化程度处于高—过成熟阶段。
（4）乌拉力克组泥页岩现场解吸气含量分布在0.07~0.63 m3/t之间，平均为0.3 m3/t；利用USBM和ACF法恢复的乌拉力克组泥页岩原位含气量分别为0.78~2.93 m3/t、0.96~2.45 m3/t，平均分别为1.65 m3/t、1.56 m3/t，反映乌拉力克组泥页岩具有良好的吸附能力，揭示中国北方低TOC含量“新型”海相页岩气具有较好的勘探潜力。
甘公网安备 62010202000678号
