鄂尔多斯中部长7段中等热演化程度页岩气地球化学特征

2021-06-21霍萍萍范柏江王妍妍梁全胜李亚婷

特种油气藏 2021年2期

霍萍萍，范柏江，王妍妍，梁全胜，李亚婷，王霞，师良

(1.延安大学，陕西延安 716000；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西西安 710000)

0 引言

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段页岩具有形成页岩气资源的地质条件。姜呈馥等[1]研究认为，长7段页岩分布广、埋深和厚度适中、孔隙较发育、含气量较大，非常有利于页岩气的形成和富集；刘岩等[2]发现，长7页岩的整体含气量较高，纳米级微孔的发育为页岩气提供了大量的赋存空间；杨树林等[3]认为，长7段泥页岩纳米级孔喉与常规储层相比更利于页岩气的渗流和储集，并为后期有利区的判定提供了重要的帮助。

与已实现商业化开采的国内外海相页岩相比，当前的研究还不足以全面揭示页岩气的地质特征，勘探开发面临着一系列的地质难题。具体表现在：①对页岩储层结构特征认识不清，薄互层型储层油藏识别难度特别大[4]；②3种相态的含气量影响地区资源评价预测和勘探开发，每个相态的含气量都是不可忽略的，然而大多数学者在对页岩气含气量进行研究时，只对吸附气和游离气含量进行讨论，对溶解气含量的研究甚少[5]；③对吸附态页岩气的测定是基于沿用煤层气的实验仪器、测试方法和理论模型岩心的等温吸附实验[6]。基于上述存在的问题，以前人研究为基础，在考虑溶解气含量的前提下，进一步深入研究鄂尔多斯盆地中部地区长7段页岩气的地球化学特征。

1 实验测试与实验结果

1.1 样品选取

鄂尔多斯盆地中部地区长7段页岩处于中等热演化程度，油气水在页岩储层中相互共存，多数页岩油在外渗过程中可见气泡，表明气油比高、油气同出，油气水的赋存关系复杂多变。选取鄂尔多斯盆地中部地区页岩样品开展基本地球化学测试和气体解析实验。

1.2 页岩基本地球化学特征

研究区页岩有机碳(TOC)为1.10%～13.81%，平均为4.52%(表1)。由表1可知，TOC为1.00%～2.00%的样品有7个，占总样品数的22.58%；TOC为2.00%～3.00%的样品有2个，占总样品数的6.45%；TOC为3.00%～4.00%的样品有7个，占总样品数的22.58 %；TOC大于4.00%的样品有15个，占总样品数的48.39 %，占比最多。因此，研究区页岩样品有机质丰富，TOC较高。

表1 研究区页岩样品基本地球化学特征Table 1 The basic geochemical characteristicsof shale samples in the study area

根据研究区页岩样品氢指数(HI)与最高热解峰温(Tmax)关系，研究区页岩样品的有机质类型主要划分为Ⅰ型和Ⅱ1(图1)。研究区页岩样品的Tmax为436～462 ℃，全部处于成熟的热演化阶段；HI为48.32～623.93 mg/g。

图1 氢指数与最高峰温关系Fig.1 The relationship between the hydrogen indexand the highest temperature at peak

1.3 页岩恒温解析实验及解析气碳同位素测定

对研究区Q262、Q312、Q45井的4个页岩样品(A、B、C、D)进行了恒温解析，解析温度为35 ℃。其中，样品A取自于Q262井，样品B、C取自于Q312井，样品D取自于Q45井，测定结果见表2。由表2可知，在不同的解析时间下，各气体组分的相对含量会发生动态变化：在解析初期甲烷气体的相对含量较高，乙烷等重烃气体的相对含量较低，随着解析时间的增长甲烷气体的相对含量降低，而乙烷等重烃气体的相对含量逐渐升高。这说明甲烷气体相较乙烷等重烃气体更容易从页岩中解析出来。

表2 页岩样品在35℃恒定温度下各气体组分含量等温解析结果Table 2 The isothermal analysis results of the contents of various gas components in shale samples at the constant temperature of 35℃

对研究区Y144、Y145井的8个页岩样品进行解析气(样品进行完全解析后的气体)碳同位素组成测试，测定结果见表3。由表3可知，不同页岩井页岩气的碳同位素组成不同，同一页岩井不同深度页岩气的碳同位素组成也不同。整体而言，甲烷碳同位素值较乙烷、丙烷、丁烷碳同位素值相对偏轻。

表3 解析气碳同位素组成Table 3 The analysis of isotope composition of gas carbon

2 页岩气地球化学特征

2.1 页岩气的成因和类型

碳氢化合物气体成分R(R=C1/(C2+C3))和甲烷碳同位素是判断气体成因的最常用参数[7]。一般来讲，热解成因的气体其R数值小于100，甲烷碳同位素值数值大于-55.0 ‰。研究区样品的R值均小于100，甲烷碳同位素值大于-52.3 ‰。因此，可以判定研究区页岩气为热解成因气(表2、3)。其次，在地质演化条件下，动力学分馏效应控制了烃类气体的碳同位素组成。同源同期、有机成因形成的烷烃的δ13C值随烷烃碳数的增加而增加，往往形成正常的碳同位素序列，即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4[8]。因此，可以根据碳同位素序列判断有无后生改造作用及混源作用。研究区样品的甲烷、乙烷、丙烷以及丁烷的δ13C值呈现正常的碳同位素序列(表3)。由此可以判定研究区页岩气无生物气或煤型气混入。

由于页岩气气体生成后优先储存在页岩系统中，其他外来源的气体难以进入该系统内部，导致页岩气的气源大多相对单一，因此，可利用气体组分来对其性质进行识别。一般而言，甲烷碳同位素值是确定天然气成熟度的优选指标，乙烷、丙烷碳同位素数值是推断气源岩类型、判识天然气成因的优选指标[9]。将研究区所有样品的烷烃碳同位素值在天然气成因类型判别图版上进行分析可见，研究区样品的所有实验结果均落在Ⅱ区范围，即油型气区的范围，由此可以判断出研究区页岩气为典型的油型气类型(图2)。图2中：Ⅰ区为煤型气，Ⅱ区为油型气，Ⅲ区为碳同位素倒转气，Ⅳ区为腐殖型和腐泥型气，Ⅴ区为煤型、油型与混合气，Ⅵ区为生物气、亚生物气。

图2 天然气成因类型判别图版Fig.2 The discrimination chart of genetic type of natural gas

乙烷碳同位素对生气母岩具有极强的继承性，对天然气母质类型反应灵敏，因此，可以通过乙烷碳同位素判别气体类型。一般而言，乙烷碳同位素小于-29.0‰为腐泥型天然气，大于-29.0‰为腐殖型天然气[10]。研究区样品的乙烷碳同位素均小于-29.0‰(表3)，表明研究区属于腐泥型母质形成的天然气类型。以上判识指标综合表明，研究区页岩气为腐泥型母质形成的油型热解气。

2.2 气体的赋存相态

页岩气的赋存相态包括吸附相态、游离相态和溶解相态3类。针对不同赋存气体的定量表征是当前研究的难点，但仍可以依据经验公式进行量化参考。3类赋存相态的页岩气需要采用3种不同计算方法进行。与常规天然气的计算方法一致，基于岩石总孔隙度和含气饱和度即可确定游离气的含量；吸附气量的计算则可以基于页岩的等温吸附实验获得；油溶气的计算可参照Donson和Standing建立的油溶气(溶解度)图版法，该图版综合考虑了温度、压力、气体密度和原油密度的影响，是当前最为合理的方法之一[11]。

基于上述计算原理，针对CYV1112井的6个页岩样品开展了不同赋存相态的定量分析(表4)。研究区的页岩气不同赋存状态测定结果表明：游离气的平均含量为1.00 m3/t，溶解气的平均含量为0.58 m3/t，吸附气的平均含量为0.58 m3/t。游离气占页岩气的21.8%～78.0%，平均为45.6 %；溶解气占页岩气的12.8%～40.0%，平均为28.1%；吸附气占页岩气的9.2%～38.2%，平均为26.2%。整体而言，研究区吸附气含量和溶解气含量之和要大于游离气含量。

表4 CYV1112井页岩样品的赋存相态对比Table 4 The comparison of occurrence state of shale samples from Well CYV1112

2.3 气体的吸附能力

范德华力强弱的差异使得页岩有机质或干酪根对不同气体组分的吸附能力也不相同[12]。由于吸附能力的强弱与解析过程的难易为相反的过程，吸附能力越强则其解析越困难，故可以根据气体解析的难易程度判别页岩对气体的吸附能力。随着页岩解析时间的增长，研究区A、B、C、D 4个样品解析出的甲烷所占比例逐渐降低，在较短的解析时间即可被大量解析，吸附能力较弱；氮气所占比例随着解析时间增长整体上呈明显下降趋势，而二氧化碳所占比例与解析时间则无明显的关系(图3)。综合认为，研究区页岩样品对氮气的吸附能力最弱，对甲烷气体的吸附能力次之。

图3 甲烷、二氧化碳和氮气的解析比例与解析时长关系Fig.3 The relationship between analysis ratio of methane, carbon dioxide and nitrogen and analysis duration

2.4 气体的运移能力

C3/nC4值与C2/C3值是常用的烃源岩排烃标志，可以有效判断油气的初次运移能力[13]。根据样品的解析结果，C3/nC4值与C2/C3值整体呈线性负相关关系(图4a)。其中，随着C3/nC4值的增大，样品A的C2/C3值由1.80下降到1.56，样品B的C2/C3值由1.77下降到1.26，样品C的C2/C3值由1.91下降到1.11，样品D的C2/C3值由1.99下降到1.60。同时，C3+nC4值与C1+C2值也整体呈线性负相关关系(图4b)。由此可以认为，随着解析时间增长，甲烷和乙烷等轻质组分的含量减少，丙烷等重质组分的含量增加。随着C3+nC4值的增大：样品A的C1+C2值由79.45%下降到71.88%，样品B的C1+C2值由79.66%下降到64.84%，样品C的C1+C2值由76.96%下降到71.49%，样品D的C1+C2值由79.87%下降到73.04%。综合认为，小分子的初次运移能力强于大分子。

图4 C2/C3值和C3/nC4值、C1+C2值与C3+nC4值关系Fig.4 The relationship between C2/C3 value and C3/nC4 value, and C1+C2 value and C3+nC4 value

2.5 气体的运移过程

排烃门限理论认为，油气在烃源岩内部的生成与排出存在临界门限，只有烃源岩内部的油气达到饱和才可能发生排运过程[14]。

由气体的微观赋存作用分析可知，页岩达到生烃门限前，烃源岩生成的少许液态烃分布在有机质及其周围的孔隙中，少量的重烃气体在此阶段极易吸附在有机质表面。当烃源岩生成气体量不断增大并超过有机质的吸附极限时，生成的甲烷和重烃气体会发生近距离运移并被吸附在黏土矿物颗粒的表面(图5a)；当烃源岩生成气体量继续增大并超过有机质和黏土矿物颗粒的最大吸附极限时，生成的甲烷和重烃气体可以溶解在液态烃与水中(图5b)；当超过液态烃与水的溶解能力时，生成的甲烷和重烃气体可以游离态分布在页岩的孔缝中(图5c)。尽管页岩气的赋存过程、运移过程与页岩的油气是否达到饱和关系较大，但值得注意的是，3种相态在各个排运过程中都存在，只是在量上存在差别。

图5 页岩气赋存状态模型Fig.5 The occurrence state model of shale gas

2.6 页岩气勘探潜力分析及对比

研究区页岩处于大量生油气的热演化阶段，存在大量水膜和油膜。页岩油会吸附在亲油矿物组分上，页岩气游离气赋存在孔缝中，溶解气溶解在油膜和水膜中，吸附气则吸附于有机组分表面(图6)。尽管鄂尔多斯盆地在三叠纪以来发生过多次强烈构造活动，但由于复杂的油气水共存状态，在发生地质构造运动时大量的页岩气被保护，抑制了油气逸散。但液态油的存在大大降低了页岩的整体含气性。在勘探开发过程中，超过半数的页岩气井发现了页岩油，表明了页岩油气并存的情况。

图6 油气水在页岩中的赋存模型Fig.6 The occurrence model of oil, gas and water in shale

但需要注意的是，页岩含气性是制约其勘探潜力的核心要素，而含气性受到热演化程度的严格控制。研究区页岩处于大量生油气的热演化阶段，生成了液态油、液态水和页岩气，但页岩的含气性不高。对比典型地区，如四川盆地长宁、威远、涪陵礁石坝、昭通等拥有较大勘探潜力的地区，有机质类型主要为Ⅰ型干酪根，昭通地区为Ⅱ1型干酪根，其页岩的热演化程度均较高，普遍进入高热演化阶段(Ro大于1.2%)，含气量大于2.30 m3/t[15-23]；而松辽盆地南部青一段有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅲ型干酪根，页岩的热演化程度均较低(Ro平均为0.4%～1.5%)，含气量仅为0.41～1.50 m3/t[24]。研究区页岩有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，处于热解生油气的中等热演化阶段(Ro平均为0.5%～1.2%)，由于大量液态油还未向气体转化，导致其整体含气性不高。

3 页岩气开采建议

通过开展基本地球化学测试、气体解析实验、成因、类型、赋存相态、吸附能力、运移能力等研究，确定了鄂尔多斯盆地中部地区延长组长7段页岩的地球化学特征。研究区有机质含量丰富、成熟度一般，Ⅰ型和Ⅱ1型母质是页岩气形成的物质基础，吸附气和溶解气是主要的赋存相态，页岩油气共存。在已有的勘探开发井中，超过半数的直井发现页岩油气共存。因此，对于该区的页岩气需要考虑油气同采。以YWY1、YFY2页岩气井为例，YWY1井的压裂段长度仅有9 m，其平均日产气量达到459 m3/d，平均日产油量达到2.6 t/d；YFY2井的压裂段长度达到了16 m，平均日产气量只有602 m3/d。研究区页岩气井的产气量与压裂段长度不成正比，这主要是油气共存导致的。因此，在开发过程中，进行页岩油气的共同开采最具有经济意义和实际开采价值。