吴 勘 （中国地质大学 （武汉）地球科学学院，湖北 武汉430074）

高-过成熟区页岩气藏烃源岩评价方法探索

吴 勘 （中国地质大学 （武汉）地球科学学院，湖北 武汉430074）

我国页岩气源岩沉积时代较早、有机质演化程度偏高，地质构造复杂，在页岩气理论及勘探开发实践上不宜套用美国所用的方法。页岩气在构造条件、赋存方式、赋存空间、储层特征、富集机理等方面又与常规天然气存在较大差异，也不宜直接用常规天然气气藏的评价方法来评价页岩气资源。新兴的地球生物学理论采取正演方法，对烃源岩进行评价，为高热成熟度、低有机质丰度地区的烃源岩评价提供了可行的途径。用地球生物学理论评价页岩气藏值得探索。

页岩气；地质特征；高－过成熟区；烃源岩评价；地球生物学

页岩气是一种清洁、高效的以甲烷为主的非常规天然气［1］。据国土资源部的最新调查显示：我国页岩气地质资源潜力为134×1012m3，可采资源潜力为25×1012m3，几乎与常规天然气相当。尽管我国页岩气资源潜力巨大，但与北美克拉通盆地沉积的黑色页岩形成环境不同，我国页岩气源岩沉积时代较早、埋藏较深、有机质演化程度偏高；同时储层连续性不如美国，气藏构造条件相对复杂、保存条件不利、气体大量丧失，降低了潜在资源量。从地表来看，美国页岩广泛分布于地势平坦地区，而我国多处于复杂的山地，进而增加了勘探开发和产能建设的难度。因此在页岩气勘探开发理论方面不宜照套北美国家的地质认识和技术方法。

富含有机质的泥页岩具有普遍的含气性，如何寻找页岩气的富集区，并能通过合适的工程措施形成工业气流，是页岩气勘探开发关键。与常规天然气气藏相比，尽管页岩气与其生成阶段基本一致，但在构造条件、赋存方式、赋存空间、储层特征、富集机理等方面存在较大差异。因此，也不宜简单地用常规天然气气藏的评价方法来评价页岩气的生烃能力。应寻找适应我国页岩气资源评价，特别是页岩气储层烃源岩评价的方法。

1 页岩气藏与常规天然气藏的地质特征差异

页岩在定义上不同于常规岩石，一般被定义为 “细粒的碎屑沉积岩”，但实际上作为岩层它不仅只指页岩而是不同颗粒大小和不同岩性的混合，岩石一般由黏土矿物、粉砂质石英颗粒和有机质所组成，3种矿物分别占30%～50%、15%～25% 和1%～20%［2］。页岩普遍具有较低的孔隙度和超低的渗透率，页岩总孔隙度一般小于10%，渗透率主要受裂缝发育程度的影响［3，4］。页岩气藏储层常常发育2类孔隙：孔隙直径≥0.75μm的孔隙和孔隙直径＜0.75μm的孔隙，其中以孔隙直径＜0.75μm的孔隙为主。

页岩气藏在性质上不同于常规天然气，页岩气藏无明显的气水边界，大多数分布在盆地内厚度较大的烃源岩地层中，往往需要压裂改造才能进行有效开发，但气井生产周期长于常规天然气井［2，5，6］。

页岩气藏在成藏机理上不同于常规天然气，具有隐蔽性和递变过渡的特点［7］。页岩气圈闭往往不是常规的构造和岩性圈闭，而是以孔隙和裂缝发育程度为衡量评价气藏品质的重要指标。页岩气的成藏通常分2个阶段［2］：第1阶段是由生物化学作用所产生的天然气，这类天然气量通常较少，首先被岩石颗粒和有机质表面所吸附，随后 （当这些表面吸附满足后）多余的天然气才以游离相进行迁移逃逸。这一阶段所形成的页岩气藏表现为典型的吸附成藏机理。第2阶段是由物理 （热）化学作用所产生的天然气，这类天然气量通常较大，生气产生的膨胀力可导致沿岩石的薄弱面产生一些裂缝，天然气以裂隙聚集为主，主体上表现为原地或就近成藏。在该阶段，页岩气藏表现出一定的活塞运聚成藏机理。

页岩气藏储层不同于常规天然气，往往集生、储、盖于一体，且具有广泛的饱含气性，不仅包括了存在于孔隙和裂缝中的游离相天然气，也包括了吸附在岩石颗粒及不溶有机质表面上的吸附气［7］。盆地中页岩气成藏的有利区往往是埋藏较深部位，因而原生页岩气藏一般都具有高压异常［8，9］。

综上所述，页岩气藏评价涉及因素很多且这些因素与常规天然气差异较大，除常规方法之外，还必须探索新的评价方法。

2 我国南方页岩气藏烃源岩评价情况和面临的困难

我国不少盆地的页岩气成藏条件较好，这些盆地通常发育多套暗色烃源层，且互层分布有大套的浅色致密砂岩。以往研究资料显示［10～12］，南方海相页岩地层极可能成为我国页岩气富集地区之一。李玉喜等［13］对中国南方海相页岩气潜力研究表明，海相富含有机质页岩的大套地层主要有下寒武统和下志留统。

1）下寒武统：中上扬子区较好，有机质类型为Ⅰ－Ⅱ型，总有机碳 （TOC）质量分数平均值高达7%～8%，大部分埋深3000～4000m，有的达5000m以上，热演化程度普遍较高，镜质体反射率Ro值为2.0%～5.0%，仅在上扬子南部和北部、鄂西和下扬子中部地区Ro值小于3.0%，而埋深和高热演化程度是主要影响因素。

2）下志留统：主要分布在鄂西渝东、川东南、川东北、中扬子以及下扬子等区，鄂西渝东地区是页岩气勘探的较有利地区之一，有机质类型主要为Ⅰ型，TOC质量分数平均值2%，平均埋深3000余米，Ro值为2.0%～4.5%，厚度20～200m，同样埋深和热演化程度是影响页岩气勘探的主要因素。

然而，这些研究大多采用的是反演方法，即利用地层残余有机质来评价烃源岩，这种传统烃源岩评价方法对中国南方海相高－过成熟区烃源岩的评价存在较大的局限性。这是由于这些地区长期的热演化和剧烈的构造运动，使烃源岩中的有机质的数量和质量都出现了较大的改变，因而仅用残余有机质确定的有机地球化学指标来进行烃源岩评价难免依据不足。

3 用地球生物学理论评价页岩气藏烃源岩的思考

2006年以来，中国地质大学殷鸿福［14］、谢树成［15］等首次提出并不断改进了一种新的烃源岩评价方法，即经由活生物物质生活期→死亡埋藏期→早期成岩期这一个三阶段过程来正演烃源岩形成的动力学过程，并由地球生物相来体现这一过程。地球生物相共有4个特征参数：生境型、古 （原始）生产力、沉积有机碳 （古氧相）和埋藏有机碳 （有机质保存效率）。生境型反映了沉积环境，可依据地层的海水深度及古生物化石等来划分；古生产力反映原始活生物物质有机质的多少，可用某些微量元素来计算；沉积有机碳反映死后沉积物质的沉积有机质，可将化石、岩石、矿物及地球化学指标作为古氧相替代指标来确定；埋藏有机碳反映经历了早期成岩作用之后最终保存下来 （第3阶段）的有机碳聚集量，可用有机质的保存效率来表示，即用第3阶段最终埋藏保存下来的那部分有机质与第1阶段原始活生物物质中总有机质的比值表示。这种正演法能够计算出有机体在经历地热、构造和变质改造前的初始的总烃量。地球生物学过程对现行的烃源岩评价体系 （反演方法），可以说是一个有效的补充，特别是在高－过成熟区使用。它的主要优点是不受晚期成岩改造的影响，以及有机质高成熟或者过成熟的影响［15］。因此，该方法是低有机质丰度、高－过成熟地区的页岩气烃源岩研究的一种新途径［14，22］。

近几年，国内一些学者［16～22］在这一地区运用地球生物学原理和方法做过有益尝试，其有效性得到公认。谢树成等［16，17］用地球生物学方法对南方海相优质烃源岩形成过程进行了研究，通过大量实验模拟得出该区烃源岩的有机质系数，在此基础上进行了残余有机碳恢复，并将恢复的反演有机碳数值与地球生物学正演计算得出的埋藏有机碳数量做了对比，由此实现了正演方法与反演方法的对接和校正。杜远生等［18］通过对反映古生产力的生物化石的综合分析研究，提出了该区各种沉积类型的生境型模式，并编制了反映生境型几种主要图形，进一步完善了地球生物相的分析方法。郄文昆等［19，20］通过对华南地区石炭纪－早二叠世早期成冰期和广西巴平剖面地球生物相分析，探讨石炭系盆地相烃源岩形成的地球生物学过程，找到了控制着盆地中有机质沉积和保存、影响盆地相烃源岩的形成与分布的主要原因，有较高的可信度。曹婷婷等［22］针对四川盆地南江杨坝地区下寒武统地层开展地球生物学研究，通过野外观察采样、实验室测试计算，对该地区下寒武统剖面地层的古生物化石、岩石微量元素等的特征进行了分析，探讨该地区烃源岩形成的地球生物学过程和生物相参数，指出该区下寒武统地层烃源岩发育的有利层段，取得了较好效果。

4 结 语

我国页岩气资源潜力巨大，富天然气页岩形成过程十分复杂。页岩气勘探和研究尚处于早期阶段，尤其需要依靠理论上和技术上的创新，实现页岩气的有效勘探开发。传统烃源岩评价方法 （反演方法）在高成熟度地区的应用存在一定的局限性。地球生物学烃源岩评价方法 （正演法）能够计算出有机体在经历地热、构造和变质改造前的初始的总烃量。可以作为传统烃源岩评价方法一个有用的补充工具，它的主要优点是不受晚期成岩改造的影响，以及高－过成熟的影响，因此可以在高－过成熟区应用。

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Hydrocarbon Source Rock Evaluation Methods on Shale Gas Reservoir in High and Over-Matured Areas

WU Kan（Author’s Address：College of Earth Sciences，China University of Geosciences，Wuhan430074，Hubei，China）

In China，shale gas existed earlier in sedimentary times with high organic matter evolution and complex geological structure，it was inappropriate to mechanically apply the method from United States on the theory and practice of the shale gas exploration and development.Shale gas was quite different with conventional gas in structural conditions，occurrence mode，occurrence space，reservoir characteristics and enrichment mechanism，and it was not suitable to use the evaluation methods of conventional gas reservoir to evaluate the shale gas resources.The new geobiological theory，which took the forward modeling to evaluate the hydrocarbon source rocks，provides a feasible way for evaluating the high thermal maturity and low abundance of organic matter.It is worth exploring the application of geobiological methods for the evaluation of shale gas reservoir.

shale gas；geologic feature；high-over matured area；hydrocarbon source rock evaluation；geobiology

TE122.1

A

1000-9752（2012）10-0037-03

2012-03-16

国家自然科学基金项目 （40839903）；中国地质调查局项目 （1212011220796）。

吴勘 （1984-），男，2008年长江大学毕业，博士生，现主要从事地层古生物与油气成藏方面的学习与研究工作。

［编辑］ 宋换新