邓长生，张 毅，谢小飞，米伟伟，徐 敏，马 强

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065）

随着国民经济的迅速发展以及现代社会对能源需求的日益增加，作为常规油气类型的重要补充和接替，页岩气具有重要的战略地位。自然资源部油气中心最新发布的结果显示，我国页岩气资源量约为134.42×1012m3，可采资源量为25.08×1012m3。其中，陆相页岩气资源量为35.26×1012m3，占总资源量的26.23%。延长石油集团在鄂尔多斯盆地成功压裂柳评177 井等一批页岩气井并获页岩气流，进一步证实了鄂尔多斯盆地陆相页岩气的资源潜力。延长石油集团于2008 年开始进行页岩气调研工作，2009 年开始开展野外露头观察和老井资料复查，分析鄂尔多斯盆地陆相页岩气成藏的可能性，2010 年开始页岩气成藏条件研究与评价，开展页岩气形成条件和钻完井关键技术探索，提出“陆相沉积盆地具备页岩气形成的基础地质条件”，探索资源评价方法并完成资源评价。目前，延长石油集团优选出云岩-延川和直罗-下寺湾两个有利目标区，开展页岩气勘探开发和综合利用现场实施工作，分析鄂尔多斯盆地延长油气区陆相页岩含气性对于确定陆相页岩气成藏条件、建立成藏模式以及揭示页岩气的富集规律具有重要的意义。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地又名陕甘宁盆地，是发育在华北克拉通之上的一个叠合盆地。盆地面积约25.00×104km2，地理位置在东经106°20′～110°30′，北纬35°～40°30′。根据盆地现今构造形态、基底性质及构造特征，可将鄂尔多斯盆地划分六个一级构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环拗陷及西缘冲断构造带，延长油气区构造位置处于陕北斜坡的东南部，整体构造形态为西低东高。鄂尔多斯盆地延长油气区陆相页岩气主要目的层为中生界三叠系延长组长7 段和长9 段。中生代是鄂尔多斯盆地重要的成油地质时代，特别是晚三叠世，较快的地壳增生率、缺氧的还原环境和基底断裂的活化均为油气生成、运移与富集创造了极好的地球动力学背景。延长组是在中三叠世秦岭海槽最终关闭之后，盆地坳陷持续发展和稳定沉降过程中沉积的一套以河流-湖泊相为特征的陆源碎屑岩系，其沉积过程经历了湖盆发育初期的平原河流和三角洲环境—中期的湖泊环境—晚期的三角洲和泛滥平原环境三个阶段。延长组是富有机质页岩主要发育层位，地层厚度约300 m，与下伏中三叠统纸坊组呈平行不整合接触，与上覆侏罗系延安组或富县组呈平行不整合接触，在盆地边缘可见侏罗系角度不整合覆于延长组不同层段地层之上。

2 页岩含气性定性分析

2.1 气测资料定性分析含气性的可行性

气测录井在油气勘探过程中起着重要的、不可替代的作用，是天然气勘探中判断岩层含气性的常用方法[1-6]，气测录井资料能定量地反映出泥页岩中游离气和吸附气的总量，是定量评价单位体积内泥页岩含气性的理想指标[7]。气测全烃是判断岩层中是否含气的有力证据，在鄂尔多斯盆地上古生界的煤层和页岩中，气测全烃值较高的地区存在天然气富集的潜力，反之，则不利于天然气的富集[8]。利用气测录井获取的气测全烃值可以实现对泥页岩含气性纵向连续性的整体定性评价。

选取延长油气区YC14 井进行含气性定性分析（图1），长7 段泥页岩气测全烃值随着深度有增加的趋势，表明含气性随着深度的增加有变好的趋势，长7 段底部的含气性较好。从图1 可以看出，YC14井气测全烃值较异常的层段为1 370～1 420 m，平均全烃值为5.500%，厚度可达50 m，显示出较好的含气性特征。对此段的地化分析测试表明，总有机碳含量（TOC）为2.0%～12.0%，平均为5.0%，镜煤反射率（Ro）平均为1.0%，有机质类型以Ⅱ1为主，显示出较好的地化特征；现场解吸测试数据表明，总含气量为2.10～5.30 m3/t，平均为4.20 m3/t，显示出较好的含气性特征。该层段气测异常与地化含气性分析测试结果的一致性，可以看出气测资料定性判断泥页岩含气性特征具有较强的可行性。通过对延长油气区YC17，YC26 及YC30 等井两个含气层段（长7 段、长9 段）的老井复查，发现气测异常评价结果与实验测得含气量结果呈正相关关系，再一次证实该评价方法具有较强的可行性。

2.2 长7 段页岩含气性定性分析

选取延长油气区两个方向进行含气性定性分析，东西向：YC1—YC26—YC31—X57 井方向，南北向：YC36—YC3—YC34—YC26—YC39—YC13—YC14井方向，表1、表2 所显示的气测结果定性地评价了这两个方向上长7 段页岩的含气性。表1 气测解释成果表明，YC1 井和YY5 井均存在多段的含气层段，X57 井无明显气测异常和含气层段。因此认为：平面上，长7 段页岩含气性有自东向西变差的趋势；纵向上，长7 段的含气层段主要集中在长72亚段底部和长73亚段。从表2 气测解释成果表明，平面上，长7 段页岩南北向均显示多段的含气层段，且厚度较大，含气性差别不大，与YC13，YC14 井的现场解吸结果揭示的含气量一致；纵向上，长7 段的含气层段主要集中在长72亚段底部以及长73亚段。

3 页岩含气性定量分析

图1 YC14 井延长组页岩样品全烃值随深度变化关系

表1 延长油气区延长组东西向气测解释

表2 延长油气区延长组南北向气测解释

3.1 现场解吸方法

现场解吸方法是定量判断泥页岩含气性的一种重要手段[9]。其基本操作流程如下（图2）：利用钻井取心工具从地层中钻取岩心并且提钻到地面，将岩心密封在解吸罐中，利用解吸仪测定解吸气量，利用球磨仪测定残余气量，利用解吸数据计算损失含气量。将解吸气量、残余气量和损失气量相加获取页岩总气量。

3.2 解吸气量的定量分析

本次研究主要对延长油气区的4 口井进行现场解吸，分别为YC13、YC14、FY2 和YC4 井。解吸气测定所需的材料和工具如下：硅胶管（耐高温、长度合适、管径与罐顶的卡口匹配），盐，水槽，量筒（50，100，250 mL），集气瓶，漏斗。采用的计数方式如下：在目的层水浴温度下，2 min 间隔测定5次，5 min 间隔测定10 次，10 min 间隔测定6 次，之后可以延长间隔时间，如15，30，60，120，240 min，累计测定使得连续60 min 的解吸气量接近0时，升高水浴温度到95 ℃继续进行解吸计数，按照10 min 间隔进行计数，直到连续60 min 解吸气量接近0 时，停止解吸。

3.3 损失气量的定量分析

现场解吸过程中，损失气量是误差的主要因素，准确求取损失气量也是页岩含气量测定的难点[10]。国内外目前恢复损失气量的方法主要有USBM 法、史密斯-威廉斯方法、曲线拟合法[11]。通过对比这些方法的优劣分析，同时借鉴煤层气现场解吸中求取损失气量的方法，根据现场解吸的实际情况，确定一个比较准确的损失气量的计算方法。

图2 解吸法测量页岩含气量流程

3.3.1 损失气量的确定方法

本次研究确定损失气量的恢复方法是采用USBM 法，估算页岩损失气量基于以下假设：岩样为圆柱形模型，扩散过程中温度、扩散速率恒定，扩散开始时表面浓度为零，气体浓度从颗粒中心扩散到表面的变化是瞬时的[12-13]。USBM 法确定的损失时间与取心时使用的钻井液类型有关，当使用清水或泥浆时，损失时间为提钻时间的一半加上在地面岩心装入解吸罐之前的处理时间；当使用空气或泡沫钻井时，损失时间为从钻遇岩心到岩心装入解吸罐之间的时间，而上面损失时间的确定是基于储层埋藏深度都比较浅，并且泥浆密度为1.2 g/cm3时，由大量的研究统计得出的储层压力与埋深的关系得出的近似关系。但是对于页岩储层，其埋藏深度较深，而且钻进时泥浆的密度与1.2 g/cm3差距较大，如果再考虑到孔深一半岩心开始解吸，并将提钻时间的一半作为损失时间造成的误差就会越来越大。因此，本次研究重新分析和确定了损失时间，对USBM 法中提钻过程中的损失时间进行修正，提出了改进的USBM 法来恢复损失气量。

3.3.2 损失时间的确定

从岩层气体解吸机理分析，完成取心工序钻具尚未提升之前，取样管内岩心气体受孔内泥浆压力作用而保持其原始状态，岩心提升至岩层气体压力与泥浆压力达到平衡时的孔深时，仍保持了原始的气体压力及含量，甲烷气体在泥浆中的溶解量极小，可以忽略不计。随着钻具继续提升，岩心所受的泥浆压力与岩层气体压力差值逐渐增大，为吸附态气体向游离态转化解吸创造了有利条件。由于钻具基本上为匀速提升，故岩心所受的泥浆压力亦可认为匀速递减，当岩心提钻至岩心气体压力（地层压力）与泥浆压力相等时，岩心气体才开始解吸，这个点称之为压力平衡点，为了确定岩层中气体的散失时间，应该首先确定这个平衡点H0（图3）。

计算提钻过程气体损失时间的方法：首先确定平衡点H0，假设提钻速度是匀速的，在平衡点时，泥浆压力（P泥浆）与地层气体压力（P气体）相等，气体开始散失，有P泥浆=P气体，P气体由本区的压力系数所决定，所以：

式中：ρ水为水的密度，kg/m3；ρ泥为泥浆密度， kg/m3；K 为压力系数，无量纲；g 为重力加速度，m/s2；h提为岩心原始位置距离地面的深度，m；为h失岩心开始解吸位置距离地面的深度，m。

考虑到提钻速度是匀速的，可得：

图3 提钻过程中气体散失示意图

式中：t失为损失时间，min；t提为提钻时间，min 。

从而确定提钻到地面的过程中气体的损失时间：

公式（3）即为本次研究提出的损失时间的修正公式，应用此公式对USBM 法进行了改进，USBM 法用公式表达即如公式（4）所示。

式中：Q 为解吸气量，mL；QL（取绝对值）为损失气量，mL；K 为解吸速率即直线段斜率；θ 为实测解吸时间，min；t 为损失时间即公式（3）中的t失，min。

如图4，在提钻过程中，气体解吸量（损失量）与提钻过程中的暴露时间成线性关系（A-B 段）；岩心提至地面后，所受外界压力（大气压）恒定且最小，在装罐前及装罐后解吸初期，气体解吸速度最大且解吸量仍随解吸时间线性增加（B-D 段）；随解吸时间的延长，罐内气体压力逐渐降低，单位时间内的气体解吸量也随之非线性减少，直至和大气压相等，气体解吸停止（D-E 段）。

图4 解吸气量与损失时间关系

3.4 残余气量的定量分析

残余气是指无法通过现场解吸方式获取，残余在页岩中的天然气[12]。目前残余气的测试方法主要是球磨粉碎法，测试流程如下：①对将要进行球磨的页岩样品进行称重；②将样品放入密封的球磨罐中进行球磨实验，使得页岩样品粉碎到0.246 4 mm（60 目）以下，以确保页岩中的残余气全部解吸出来；③观察压力的变化，直到压力不再增加时，停止球磨实验；④记录球磨实验前后球磨罐中的压力和温度；⑤计算残余气的含量。残余气的测定主要基于理想气体状态方程，利用粉碎前后气体温度和压力的变化来计算页岩中的残余气量，根据计算的残余气量和测定页岩样品的质量，最终可以获得残余气量。

3.5 总含气量的定量分析

现场解吸总含气量为上述解吸气量、损失气量和残余气量之和。本次研究对延长油气区的4 口页岩气井（YC13，YC14，FY2 和YC4 井）进行的分析测试，最终获取总含气量。从YC13 井4 个解吸样品的总含气量测试结果来看（表3），YC13 井长7段页岩总含气量为3.20～4.14 m3/t，平均为3.80 m3/t；从YC14 井10 个解吸的总含气量测试结果来看（表3），YC14 井长7 段页岩总含气量为2.10～5.30 m3/t，平均为4.20 m3/t；从FY2 井15 个解吸样品的总含气量测试结果来看（表4），FY2 井长7 段页岩总含气量为1.92～4.71 m3/t，平均为3.00 m3/t。

YC4 井采用的是长7 段全井段取心的方式，解吸样品在长7 段均匀分布。从YC4 井37 个解吸样品的总含气量测试来看（图5），长7 段页岩总含气量为1.20～5.00 m3/t，平均为2.90 m3/t，总含气量随着深度具有明显增加的趋势，这与气测资料定性分析的结果一致。

图5 YC4 井长7 段页岩含气量分析综合柱状图

从延长油气区4 口典型井的现场解吸实验数据分析，延长组页岩整体含气量不高，含气丰度低，要形成较大的产能规模比较困难，这是与中国石化涪陵页岩气井产量差异大的根本原因。因此，需要借助国内外先进的开发技术，如丛式水平井、大规模体积压裂、超临界CO2压裂等先进的技术手段对鄂尔多斯盆地延长油气区陆相页岩气进行开发，同时，继续不断的深化陆相页岩气形成地质理论研究，才有可能在该区陆相页岩气产能规模上取得突破。

表3 YC13，YC14 井延长组长73亚段解吸样品总含气量分析

表4 FY2 井延长组长72亚段解吸样品总含气量分析

4 结论

（1）通过气测录井资料对延长油气区长7 段陆相页岩东西和南北两个方向进行了含气性定性分析。分析结果表明，平面上，页岩含气性有自东向西变差的趋势，而在南北方向含气性差别不大；纵向上，含气层段主要集中在长72亚段底部和长73亚段，且含气性随着深度的增加有变好的趋势。

（2）重新分析和确定页岩现场解吸实验中的损失时间，对USBM 法中提钻过程中的损失时间进行修正，提出用改进的USBM 法来恢复损失气量。

（3）通过YC13，YC14，FY2 和YC4 井的现场解吸实验，定量刻画了延长油气区长7 段页岩含气量，总含气量为1.87～5.23 m3/t，平均含气量为3.51 m3/t，其中，解吸气含量为0.28～2.14 m3/t，损失气含量为0.49～4.34 m3/t，残余气含量为0.17～0.61 m3/t。延长组页岩整体含气量不高、含气丰度低，总含气量随着深度具有明显增加的趋势，与定性分析结果一致。