鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相页岩气聚集条件及有利区预测

闫德宇，黄文辉，李 昂，刘 浩，刘翰林

（1．中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083； 2．中国地质大学（北京）海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083）

鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相页岩气聚集条件及有利区预测

闫德宇1，2，黄文辉1，2，李 昂1，2，刘 浩1，2，刘翰林1，2

（1．中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083； 2．中国地质大学（北京）海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083）

以鄂尔多斯盆地海陆过渡相富有机质泥页岩为研究对象，分析野外露头和岩心观察、采样、地化参数和物性参数等测试资料，研究富有机质泥页岩的沉积相、厚度及分布、有机质类型及含量、热成熟度、孔隙度等页岩气成藏条件．结果表明：鄂尔多斯盆地上古生界石炭—二叠系海陆过渡相富有机质泥页岩主要发育在沼泽相和三角洲相，常与煤层、灰岩、致密砂岩等互层，纵横向变化快，单层厚度小，累计厚度大，有机碳含量相对海相、陆相泥页岩较高．有机质类型以腐殖型为主，有机质热成熟度处在成气高峰阶段，有利于页岩气的形成．综合页岩气藏评价的各项指标信息，预测鄂尔多斯盆地石炭—二叠系海陆过渡相页岩气藏最有利发育区位于盆地东部神木—绥德—延长一带的山西组、盆地北部乌审旗—杭锦旗—东胜—神木与鄂托克旗—盐池一带的太原组及盆地东北部靖边—横山—榆林—神木一带的本溪组，虽然各组地层埋深较大，但多与煤层、致密砂岩层互层，形成页岩气、煤层气和致密砂岩气叠置成藏，具有较大的勘探与开发潜力．

页岩气；聚集条件；有利区预测；海陆过渡相；鄂尔多斯盆地

0 引言

美国页岩气勘探开发近年来取得重大突破，对世界天然气市场供应及能源格局产生巨大影响，引起各国的广泛关注．北美地区的页岩气主要来自于海相页岩，具有优越的资源前景和开发潜力［1—2］．中国沉积盆地在多旋回的构造演化过程中，发育海相、陆相及海陆过渡相3类富含有机质的泥页岩层系，具有“多层系、多类型、多演化、多成因”的特点［3］．海陆过渡相地层是中国油气勘探的重要领域，海陆过渡相沉积在中国分布面积较大，常规与非常规油气丰度高．泥页岩在海陆过渡相地层中广泛发育，与海相地层、陆相地层相比，具有鲜明的特点：在面积上，海陆过渡相泥页岩规模相对较小，较海相局限；在沉积上，海陆过渡相泥页岩地层频繁与煤层、致密砂岩层互层，纵横向变化快，单层厚度小，累计厚度大［4］；在有机地球化学方面，海陆过渡相地层有机质丰度较高，有机质类型以混合型—腐殖型为主，有机质热成熟度为1．0%～3．0%，处在生气高峰期［5］；在储层方面，海陆过渡相地层的石英、黏土矿物含量较高，泥页岩可压裂性较海相差［6］．总体上，海陆过渡相地层有利于成气且多与煤层、致密砂岩层互层，易形成页岩气藏、煤层气藏和致密砂岩气藏等多种类型性天然气藏近距离叠置，与北美页岩气类型相比，是中国页岩气成藏一大特点［7—9］．

笔者以鄂尔多斯盆地石炭—二叠系地层为研究对象，通过对野外露头和岩心的观测、采样、地化参数和物性参数等测试分析，以及薄片鉴定、扫描电镜分析、X线衍射分析等方法和手段，应用沉积学、有机地球化学、非常规油气地质等理论，研究富有机质泥页岩厚度及分布、有机质类型及含量、热成熟度、生烃潜力等页岩气成藏条件，以及泥页岩储层物性、矿物组成、孔缝发育程度等储层特征，探讨海陆过渡相页岩气的富有机质泥页岩特征，以掌握中国海陆过渡相页岩气的分布特点和规律．

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是华北克拉通构造的一部分，也是其中最稳定的一个块体；现今构造格局形成于中燕山运动，发展完善于喜马拉雅运动．整个盆地构造面貌总体为一东翼缓而长、西翼陡而短、南北翘起的不对称大向斜．根据盆地基底特征、构造形态，结合沉积及油气分布等特点，将盆地划分为6个一级构造单元（见图1）：渭北挠褶带、西缘冲断推覆构造带、天环凹陷、陕北斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起［10］．

鄂尔多斯盆地晚古生代经历海相沉积为主的陆表海盆地、海陆过渡相沉积为主的近海湖盆，以及陆相碎屑岩沉积为主的内陆拗陷湖盆的古地理演化过程［11］．地层自下而上发育中石炭统本溪组、上石炭统太原组、下二叠统山西组、中二叠统下石盒子组和上石盒子组、上二叠统石千峰组（见表1）．海陆过渡相沉积主要发育在：盆地东部的本溪组，底部为铁铝质泥岩段，上部为泥页岩夹煤线，形成以障壁岛—潮坪—泻湖为主的陆表海沉积格局，在盆地东北部、中北部和西北部分别发育了规模不等的三角洲；太原组，在盆地的东部和西部已经连成一片，全区有沉积，北部为辫状河至三角洲相带，中北部至南部广大区域为泻湖—潮坪—障壁岛及东部为浅海陆棚碳酸盐岩沉积体系，主要为砂岩、泥页岩、灰岩及可采煤层；山西组，以三角洲碎屑岩沉积和潮坪沉积为主，全区分布，厚度为100～400m．

图1 鄂尔多斯盆地构造单元Fig．1 Structural unit of Ordos basin

表1 鄂尔多斯盆上古生界海陆过渡相沉积地层Table 1 Marine—continental transitional formation in the Upper Paleozoic Ordos basin

2 泥页岩烃源岩特征

2．1 分布特征

鄂尔多斯盆地上古生界岩性复杂，底部以灰岩、泥页岩、煤层及砂岩为主，上部以砂岩、泥页岩及煤层为主，岩性互层频繁，泥页岩单层厚度小，但层数多，累计厚度大（见图2）．

图2 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相岩性柱状图Fig．2 Lithological column of marine—continental transitional facies in the Upper Paleozoic Ordos basin

根据鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相泥页岩层段统计结果（见表2），上古生界泥页岩单层厚度最小为1．0m（1．0m以下未统计），最大为64．5m，平均为4．0m；泥页岩层数最小为7层，最大为35层，平均为9层；累计泥页岩厚度最小为13．3m，最大为168．4m，平均为63．2m．山西组平均单层厚度、平均泥页岩总厚度及平均泥页岩层数最大；本溪组和太原组比较接近．

表2 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相泥页岩层段统计结果Table 2 Statistics of marine—continental transitional shale in the Upper Paleozoic Ordos basin

在平面分布上，本溪组泥页岩厚度较大的区域主要位于天环拗陷西北部、陕北斜坡带乌审旗以东、靖边以东及志丹以东地区，泥页岩厚度一般大于20m，局部甚至大于40m．太原组泥页岩厚度较大的区域位于天环拗陷一带及绥德、神木以北地区，泥页岩厚度大于30m，其中天环凹陷中部一带泥页岩厚度较大，一般大于60m；盆地中部地区泥页岩厚度一般为20～40m．山西组富有机质泥页岩较为发育，厚度普遍较大，以天环拗陷和陕北斜坡带中部为泥页岩主要发育区域，泥页岩厚度一般大于60m，盆地主体部位泥页岩厚度一般大于40m，在延安以西区域泥页岩厚度甚至大于100m．与北美含气页岩厚度［11］对比，鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩厚度较大．

2．2 有机质丰度

泥页岩中含气量和有机质丰度具有明显的正相关性，因此富有机质泥页岩含页岩气的概率也较高．生产中，常采用有机碳质量分数w（TOC）、氯仿沥青“A”质量分数w（“A”）、总烃质量分数w（HC）等指标评价烃源岩有机质丰度［12—13］．在鄂尔多斯盆地北部上古生界海陆过渡相地层中，富有机质泥页岩的有机碳质量分数为0．650%～29．180%，平均大于2．100%；氯仿沥青“A”质量分数为0．019%～0．922%，平均大于0．300%；总烃质量分数为（29．750～3 732．280）×10—6，平均大于800×10—6（见表3）．丰富的有机质不仅为大量生成油气提供良好的物质基础，也为页岩气的吸附、富集成藏提供大量优质的载体［14］．

表3 鄂尔多斯盆地北部上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩有机质丰度Table 3 Analysis results of organism richness of marine—continental transitional organic—rich shale in the north Upper Paleozoic Ordos basin

通过北美含气页岩有机碳质量分数对比，鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩有机碳质量分数较高，略高于北美过渡相Lewis组页岩有机碳质量分数（见图3）．

图3 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩与北美主要含气页岩有机碳质量分数Fig．3 Comparison of TOC between marine—continental transitional organic—rich shale in the Upper Pa—leozoic Ordos basin and shale in North America

在平面上有机质丰度变化趋势较为明显，本溪组在古隆起以东的盆地主体部位自西向东有机质丰度逐渐变大，在神木以东及神木以北区域达到最大，可达10．0%以上，盆地中部有机质丰度一般为1．3%～4．2%，局部可达6．0%以上；古隆起西部对应本溪组有机质丰度一般为1．5%～2．8%，向西有机质丰度逐渐增大．太原组的泥页岩自西向东有机质丰度逐渐变大，在盆地北部局部区域有机质丰度较高，盆地主体部位有机质丰度一般在3．0%左右．山西组的泥页岩有机质丰度较太原组的高，向东北方向有机质丰度逐渐增大，北部局部区域有机质丰度较高，可达7%以上，盆地主体部位有机质丰度一般为1．7%～5．2%．

2．3 有机质类型

干酪根是有机碳的主要存在形式，是沉积岩中有机质赋存的主要形态．干酪根的生烃潜力及其产物类型的差别主要取决于它的类型，正确判别干酪根类型，特别是对海陆过渡相的页岩气资源评价有重要意义［15］．鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩的干酪根类型以Ⅲ型为主（见图4，Ro为镜质体反射率），集中分布在H／C原子比为0．50～1．00，O／C原子比为0．04～0．15之内．

2．4 有机质热成熟度

无论是Ⅰ型、Ⅱ型干酪根还是Ⅲ型干酪根，在热演化程度较高时，可以生成大量天然气，只是不同类型干酪根的化学组成和结构特征不同，因而不同阶段产气率也有较大变化．即页岩气可以在不同有机质类型的源岩中产出，只要达到足够的热演化程度，有机物质就可以生成页岩气［16—18］．在室温25℃、湿度35%的实验条件下，测得鄂尔多斯盆地海陆过渡相泥页岩地面样品的有机质热成熟度Ro为0．43%～2．10%，平均大于0．70%，达到低成熟—成熟阶段．与北美含气页岩有机质热成熟度对比，同样具有较好的可比性（见图5）．

本溪组的泥页岩有机质热成熟度平均为1．12%，在平面上，构造主体部位自西向东、自南向北热成熟度逐渐减小，最大值位于靖边以南区域，可达1．50%以上；中央隆起带以西，热成熟度较小，平均为0．80%左右，自南向北呈增大趋势．太原组的泥页岩有机质热成熟度平均为1．20%，总体趋势和本溪组的一致，沿庆阳、华池、吴起和靖边一带有机质热成熟度较高，可达1．80%以上，向四周逐渐变小；山西组的泥页岩有机质热成熟度平均为1．46%，天环拗陷北部热成熟度较高，向周围逐渐减小．

图4 干酪根的H／C与O／C原子比关系Fig．4 Relationship of kerogen between H／C and O／C

图5 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩与北美主要含气页岩有机质热成熟度Fig．5 Comparison of Robetween marine—continental transitional organic—rich shale in the Upper Paleozo—ic Ordos basin and shale in North America

3 有机质泥页岩储层特征

3．1 矿物组成

过渡相富有机质泥页岩岩性主要为高碳质页岩、碳质页岩、黑色页岩、粉砂岩、砂岩等，矿物组成宏观上与海相富有机质泥页岩无差别，属脆性矿物含量丰富、黏土矿物含量少的脆性页岩［19］．鄂尔多斯盆地北部上石炭统太原组、下二叠统山西组海陆过渡相富有机质页岩出露广泛，厚度较大．其中太原组、山西组石英质量分数较高，为43．61%～52．52%；黏土质量分数偏高，为43．61%～47．81%（见图6）．

3．2 孔缝发育程度

微孔隙和裂缝既为页岩气提供聚集空间，也为页岩气产出提供运移通道．页岩气产量与页岩内部微孔隙和裂缝发育程度［20—21］有关，说明微孔隙和裂缝的存在极大改善页岩的渗流能力．因此，页岩气勘探目标应选拥有较高渗透能力或具备可改造条件的泥页岩微孔隙和裂缝发育带［22］．孔缝发育在很大程度上与脆性矿物［23］有关，其中石英质量分数高，达到45%以上，易产生裂缝，为页岩气提供良好的储集条件．

图6 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩矿物成分统计结果Fig．6 Statistics of mineral composition of marine—continental transitional organic—rich shale in the Upper Paleozoic Ordos basin

扫描电镜下样品特征显示，研究区海陆过渡相富有机质泥页岩中存在大量微小孔洞和裂隙，并且呈蜂窝状分布，孔隙直径一般分布在0．1～1．2μm之间，最小缝宽约为0．1μm，最大缝宽约为10．0μm．裂缝主要为未充填开启缝和半充填缝状态，充填物质主要为方解石（见图7）．

图7 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩孔隙特征Fig．7 Porosity characteristic of marine—continental transitional organic—rich shale in the Upper Paleozoic Ordos basin

3．3 孔渗特征

孔隙度和渗透率是判断页岩气藏优劣的重要参数之一［24］，较低的孔隙度、渗透率将会影响商业产值［25］．对于砂岩储层，泥页岩储层的孔隙度和渗透率一般比较小．鄂尔多斯盆地上古生界泥页岩孔隙度较低．根据测试结果（见图8），孔隙度小于4%的样品占70%，孔隙度为1%～4%的样品占50%以上；3个地层中，太原组泥页岩孔隙度略高，平均为4．7%，山西组泥页岩平均孔隙度为4．0%，与本溪组相似（3．9%）．

上古生界泥页岩渗透率极低，化验分析结果（见图9）显示，渗透率主要集中于（0．01～1．00）×10—3μm2之间，样品测试渗透率最小为0．000 5×10—3μm2，最大为0．62×10—3μm2，平均为0．037×10—3μm2，表明目的层段泥页岩渗透性较差．所测得样品孔隙度和渗透率之间没有明显的相关性．

4 页岩气有利发育区

图8 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩孔隙度分布直方图Fig．8 Distribution histogram of porosity of marine—continental transitional organic—rich shale in the Upper Paleozoic Ordos basin

根据页岩气聚集机理、聚集条件，参考美国页岩气勘探经验，主要选取海陆过渡相富有机质泥页岩横纵向分布特征、有机质丰度、热成熟度等指标，对研究区页岩气发育有利区进行预测：研究区石炭—二叠系本溪组、太原和山西组页岩为与煤层、致密砂岩叠置共生的海陆过渡相页岩，分布广泛，累计厚度较大；热演化程度中等偏高；平均有机碳质量分数大于2．1%；发育以腐殖型为主的混合型干酪根．鄂尔多斯盆地苏里格大气田气源来自该套页岩层系．页岩矿物组成表明，页岩脆性矿物（石英、斜长石）富集，有利于产生微裂缝（天然或诱导裂缝）及页岩气藏开发．研究区石炭—二叠系页岩气藏最有利发育区位于盆地东部神木—绥德—延长一带的山西组、盆地北部乌审旗—杭锦旗—东胜—神木与鄂托克旗—盐池一带的太原组，以及盆地东北部靖边—横山—榆林—神木一带的本溪组（见图10）．

4．1 东部地区山西组

主要沉积一套海退后的三角洲碎屑岩，盆地沉降中心分布在富县、宜川、延长地区一带，周缘滨湖以三角洲沉积为主，神木—绥德—延长一带山西组泥页岩厚度一般大于60m；有机质丰度一般为1．70%～5．20%，局部区域有机质丰度较高，达到7．00%以上；山西组泥页岩有机质热成熟度平均为1．46%，处于高成熟阶段．

4．2 北部地区太原组

盆地古地理格局总体表现为冲积扇、三角洲、潮坪—浅水陆棚、障壁岛等沉积体系共存，并且形成陆源碎屑与碳酸盐岩的混合沉积．乌审旗—杭锦旗—东胜—神木一带太原组泥页岩厚度一般大于60m；有机质丰度一般在3．00%左右；太原组泥页岩有机质热成熟度平均为1．20%，处于成熟阶段；鄂托克旗—盐池一带太原组泥页岩厚度大于30m；有机质丰度一般大于1．20%；太原组泥页岩有机质热成熟度平均为1．30%，处于成熟阶段．

4．3 东北部地区本溪组

盆地沉积面貌由西向东以潮坪—泻湖—障壁岛—浅水陆棚环境为特征．靖边—横山—榆林—神木一带本溪组泥页岩厚度一般大于20m；有机质丰度一般为1．30%～4．20%，局部达到6．00%以上；本溪组泥页岩有机质热成熟度平均为1．12%，处于成熟阶段．

图9 鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩渗透率分布直方图Fig．9 Distribution histogram of permeability of marine—conti—nental transitional organic—rich shale in the Upper Paleo—zoic Ordos basin

图10 鄂尔多斯盆地石炭—二叠系海陆过渡相页岩气藏最有利发育区Fig．10 Prediction about favorable development area of C—P marine—continental transitional organic—rich shale in Ordos basin

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相沉积主体为沼泽相和三角洲相，发育富有机质暗色泥页岩、碳质页岩及煤层，单层厚度较小，连续厚度较大，有机质泥页岩分布广泛，符合页岩气赋存的基本地质条件．

（2）鄂尔多斯盆地上古生界海陆过渡相富有机质泥页岩发育以腐殖型为主的混合型干酪根，生烃能力较好，有机质丰度较高，平均有机碳质量分数大于2．1%，主体处于低成熟—成熟热演化阶段，脆性好，孔缝发育，孔渗性较好，具备页岩气聚集的地球化学条件和储集条件，为页岩气发育的关键层系．

（3）在鄂尔多斯盆地海陆过渡相富有机质泥页岩沉积环境、横纵向分布、有机质丰度、热成熟度等指标分析基础上，预测盆地中石炭—二叠系页岩气藏最有利发育区位于在盆地东部府谷—神木—绥德—延川—延长一带的山西组、盆地北部乌审旗—杭锦旗—东胜—神木与鄂托克旗—盐池一带的太原组，以及盆地东北部靖边—横山—榆林—神木一带的本溪组．

（4）鄂尔多斯盆地海陆过渡相富有机质泥页岩虽然埋深较大，但多与煤层、致密砂岩层互层，形成页岩气、煤层气和致密砂岩气叠置成藏，是中国海陆过渡相页岩气成藏一大特点，具有很好的勘探开发价值，是下一步非常规天然气开发的重点层系和地区．

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TE122．1

A

2095—4107（2013）05—0001—09

DOI 10．3969／j．issn．2095—4107．2013．05．001

2013—09—07；编辑：任志平，朱秀杰

国家科技重大专项（2011ZX05042—001—002）；国家自然科学基金项目（40972106）；国土资源部全国油气资源战略选区调查与评价国家专项（2009GYXQ—15）

闫德宇（1988—），男，博士研究生，主要从事油气储层地质与评价与非常规油气资源勘探及评价方面的研究．