霍萍萍，范柏江，王妍妍，梁全勝，李亞婷，王 霞，師 良

(1.延安大學(xué)，陜西 延安 716000；2.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司，陜西 西安 710000)

0 引 言

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段頁巖具有形成頁巖氣資源的地質(zhì)條件。姜呈馥等[1]研究認(rèn)為，長7段頁巖分布廣、埋深和厚度適中、孔隙較發(fā)育、含氣量較大，非常有利于頁巖氣的形成和富集；劉巖等[2]發(fā)現(xiàn)，長7頁巖的整體含氣量較高，納米級微孔的發(fā)育為頁巖氣提供了大量的賦存空間；楊樹林等[3]認(rèn)為，長7段泥頁巖納米級孔喉與常規(guī)儲層相比更利于頁巖氣的滲流和儲集，并為后期有利區(qū)的判定提供了重要的幫助。

與已實現(xiàn)商業(yè)化開采的國內(nèi)外海相頁巖相比，當(dāng)前的研究還不足以全面揭示頁巖氣的地質(zhì)特征，勘探開發(fā)面臨著一系列的地質(zhì)難題。具體表現(xiàn)在：①對頁巖儲層結(jié)構(gòu)特征認(rèn)識不清，薄互層型儲層油藏識別難度特別大[4]；②3種相態(tài)的含氣量影響地區(qū)資源評價預(yù)測和勘探開發(fā)，每個相態(tài)的含氣量都是不可忽略的，然而大多數(shù)學(xué)者在對頁巖氣含氣量進(jìn)行研究時，只對吸附氣和游離氣含量進(jìn)行討論，對溶解氣含量的研究甚少[5]；③對吸附態(tài)頁巖氣的測定是基于沿用煤層氣的實驗儀器、測試方法和理論模型巖心的等溫吸附實驗[6]?；谏鲜龃嬖诘膯栴}，以前人研究為基礎(chǔ)，在考慮溶解氣含量的前提下，進(jìn)一步深入研究鄂爾多斯盆地中部地區(qū)長7段頁巖氣的地球化學(xué)特征。

1 實驗測試與實驗結(jié)果

1.1 樣品選取

鄂爾多斯盆地中部地區(qū)長7段頁巖處于中等熱演化程度，油氣水在頁巖儲層中相互共存，多數(shù)頁巖油在外滲過程中可見氣泡，表明氣油比高、油氣同出，油氣水的賦存關(guān)系復(fù)雜多變。選取鄂爾多斯盆地中部地區(qū)頁巖樣品開展基本地球化學(xué)測試和氣體解析實驗。

1.2 頁巖基本地球化學(xué)特征

研究區(qū)頁巖有機碳(TOC)為1.10%～13.81%，平均為4.52%(表1)。由表1可知，TOC為1.00%～2.00%的樣品有7個，占總樣品數(shù)的22.58%；TOC為2.00%～3.00%的樣品有2個，占總樣品數(shù)的6.45%；TOC為3.00%～4.00%的樣品有7個，占總樣品數(shù)的22.58 %；TOC大于4.00%的樣品有15個，占總樣品數(shù)的48.39 %，占比最多。因此，研究區(qū)頁巖樣品有機質(zhì)豐富，TOC較高。

表1 研究區(qū)頁巖樣品基本地球化學(xué)特征Table 1 The basic geochemical characteristicsof shale samples in the study area

根據(jù)研究區(qū)頁巖樣品氫指數(shù)(HI)與最高熱解峰溫(Tmax)關(guān)系，研究區(qū)頁巖樣品的有機質(zhì)類型主要劃分為Ⅰ型和Ⅱ1(圖1)。研究區(qū)頁巖樣品的Tmax為436～462 ℃，全部處于成熟的熱演化階段；HI為48.32～623.93 mg/g。

圖1 氫指數(shù)與最高峰溫關(guān)系Fig.1 The relationship between the hydrogen indexand the highest temperature at peak

1.3 頁巖恒溫解析實驗及解析氣碳同位素測定

對研究區(qū)Q262、Q312、Q45井的4個頁巖樣品(A、B、C、D)進(jìn)行了恒溫解析，解析溫度為35 ℃。其中，樣品A取自于Q262井，樣品B、C取自于Q312井，樣品D取自于Q45井，測定結(jié)果見表2。由表2可知，在不同的解析時間下，各氣體組分的相對含量會發(fā)生動態(tài)變化：在解析初期甲烷氣體的相對含量較高，乙烷等重?zé)N氣體的相對含量較低，隨著解析時間的增長甲烷氣體的相對含量降低，而乙烷等重?zé)N氣體的相對含量逐漸升高。這說明甲烷氣體相較乙烷等重?zé)N氣體更容易從頁巖中解析出來。

表2 頁巖樣品在35℃恒定溫度下各氣體組分含量等溫解析結(jié)果Table 2 The isothermal analysis results of the contents of various gas components in shale samples at the constant temperature of 35℃

對研究區(qū)Y144、Y145井的8個頁巖樣品進(jìn)行解析氣(樣品進(jìn)行完全解析后的氣體)碳同位素組成測試，測定結(jié)果見表3。由表3可知，不同頁巖井頁巖氣的碳同位素組成不同，同一頁巖井不同深度頁巖氣的碳同位素組成也不同。整體而言，甲烷碳同位素值較乙烷、丙烷、丁烷碳同位素值相對偏輕。

表3 解析氣碳同位素組成Table 3 The analysis of isotope composition of gas carbon

2 頁巖氣地球化學(xué)特征

2.1 頁巖氣的成因和類型

碳?xì)浠衔餁怏w成分R(R=C1/(C2+C3))和甲烷碳同位素是判斷氣體成因的最常用參數(shù)[7]。一般來講，熱解成因的氣體其R數(shù)值小于100，甲烷碳同位素值數(shù)值大于-55.0 ‰。研究區(qū)樣品的R值均小于100，甲烷碳同位素值大于-52.3 ‰。因此，可以判定研究區(qū)頁巖氣為熱解成因氣(表2、3)。其次，在地質(zhì)演化條件下，動力學(xué)分餾效應(yīng)控制了烴類氣體的碳同位素組成。同源同期、有機成因形成的烷烴的δ13C值隨烷烴碳數(shù)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，可以根據(jù)碳同位素序列判斷有無后生改造作用及混源作用。研究區(qū)樣品的甲烷、乙烷、丙烷以及丁烷的δ13C值呈現(xiàn)正常的碳同位素序列(表3)。由此可以判定研究區(qū)頁巖氣無生物氣或煤型氣混入。

由于頁巖氣氣體生成后優(yōu)先儲存在頁巖系統(tǒng)中，其他外來源的氣體難以進(jìn)入該系統(tǒng)內(nèi)部，導(dǎo)致頁巖氣的氣源大多相對單一，因此，可利用氣體組分來對其性質(zhì)進(jìn)行識別。一般而言，甲烷碳同位素值是確定天然氣成熟度的優(yōu)選指標(biāo)，乙烷、丙烷碳同位素數(shù)值是推斷氣源巖類型、判識天然氣成因的優(yōu)選指標(biāo)[9]。將研究區(qū)所有樣品的烷烴碳同位素值在天然氣成因類型判別圖版上進(jìn)行分析可見，研究區(qū)樣品的所有實驗結(jié)果均落在Ⅱ區(qū)范圍，即油型氣區(qū)的范圍，由此可以判斷出研究區(qū)頁巖氣為典型的油型氣類型(圖2)。圖2中：Ⅰ區(qū)為煤型氣，Ⅱ區(qū)為油型氣，Ⅲ區(qū)為碳同位素倒轉(zhuǎn)氣，Ⅳ區(qū)為腐殖型和腐泥型氣，Ⅴ區(qū)為煤型、油型與混合氣，Ⅵ區(qū)為生物氣、亞生物氣。

圖2 天然氣成因類型判別圖版Fig.2 The discrimination chart of genetic type of natural gas

乙烷碳同位素對生氣母巖具有極強的繼承性，對天然氣母質(zhì)類型反應(yīng)靈敏，因此，可以通過乙烷碳同位素判別氣體類型。一般而言，乙烷碳同位素小于-29.0‰為腐泥型天然氣，大于-29.0‰為腐殖型天然氣[10]。研究區(qū)樣品的乙烷碳同位素均小于-29.0‰(表3)，表明研究區(qū)屬于腐泥型母質(zhì)形成的天然氣類型。以上判識指標(biāo)綜合表明，研究區(qū)頁巖氣為腐泥型母質(zhì)形成的油型熱解氣。

2.2 氣體的賦存相態(tài)

頁巖氣的賦存相態(tài)包括吸附相態(tài)、游離相態(tài)和溶解相態(tài)3類。針對不同賦存氣體的定量表征是當(dāng)前研究的難點，但仍可以依據(jù)經(jīng)驗公式進(jìn)行量化參考。3類賦存相態(tài)的頁巖氣需要采用3種不同計算方法進(jìn)行。與常規(guī)天然氣的計算方法一致，基于巖石總孔隙度和含氣飽和度即可確定游離氣的含量；吸附氣量的計算則可以基于頁巖的等溫吸附實驗獲得；油溶氣的計算可參照Donson和Standing建立的油溶氣(溶解度)圖版法，該圖版綜合考慮了溫度、壓力、氣體密度和原油密度的影響，是當(dāng)前最為合理的方法之一[11]。

基于上述計算原理，針對CYV1112井的6個頁巖樣品開展了不同賦存相態(tài)的定量分析(表4)。研究區(qū)的頁巖氣不同賦存狀態(tài)測定結(jié)果表明：游離氣的平均含量為1.00 m3/t，溶解氣的平均含量為0.58 m3/t，吸附氣的平均含量為0.58 m3/t。游離氣占頁巖氣的21.8%～78.0%，平均為45.6 %；溶解氣占頁巖氣的12.8%～40.0%，平均為28.1%；吸附氣占頁巖氣的9.2%～38.2%，平均為26.2%。整體而言，研究區(qū)吸附氣含量和溶解氣含量之和要大于游離氣含量。

表4 CYV1112井頁巖樣品的賦存相態(tài)對比Table 4 The comparison of occurrence state of shale samples from Well CYV1112

2.3 氣體的吸附能力

范德華力強弱的差異使得頁巖有機質(zhì)或干酪根對不同氣體組分的吸附能力也不相同[12]。由于吸附能力的強弱與解析過程的難易為相反的過程，吸附能力越強則其解析越困難，故可以根據(jù)氣體解析的難易程度判別頁巖對氣體的吸附能力。隨著頁巖解析時間的增長，研究區(qū)A、B、C、D 4個樣品解析出的甲烷所占比例逐漸降低，在較短的解析時間即可被大量解析，吸附能力較弱；氮氣所占比例隨著解析時間增長整體上呈明顯下降趨勢，而二氧化碳所占比例與解析時間則無明顯的關(guān)系(圖3)。綜合認(rèn)為，研究區(qū)頁巖樣品對氮氣的吸附能力最弱，對甲烷氣體的吸附能力次之。

圖3 甲烷、二氧化碳和氮氣的解析比例與解析時長關(guān)系Fig.3 The relationship between analysis ratio of methane, carbon dioxide and nitrogen and analysis duration

2.4 氣體的運移能力

C3/nC4值與C2/C3值是常用的烴源巖排烴標(biāo)志，可以有效判斷油氣的初次運移能力[13]。根據(jù)樣品的解析結(jié)果，C3/nC4值與C2/C3值整體呈線性負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖4a)。其中，隨著C3/nC4值的增大，樣品A的C2/C3值由1.80下降到1.56，樣品B的C2/C3值由1.77下降到1.26，樣品C的C2/C3值由1.91下降到1.11，樣品D的C2/C3值由1.99下降到1.60。同時，C3+nC4值與C1+C2值也整體呈線性負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖4b)。由此可以認(rèn)為，隨著解析時間增長，甲烷和乙烷等輕質(zhì)組分的含量減少，丙烷等重質(zhì)組分的含量增加。隨著C3+nC4值的增大：樣品A的C1+C2值由79.45%下降到71.88%，樣品B的C1+C2值由79.66%下降到64.84%，樣品C的C1+C2值由76.96%下降到71.49%，樣品D的C1+C2值由79.87%下降到73.04%。綜合認(rèn)為，小分子的初次運移能力強于大分子。

圖4 C2/C3值和C3/nC4值、C1+C2值與C3+nC4值關(guān)系Fig.4 The relationship between C2/C3 value and C3/nC4 value, and C1+C2 value and C3+nC4 value

2.5 氣體的運移過程

排烴門限理論認(rèn)為，油氣在烴源巖內(nèi)部的生成與排出存在臨界門限，只有烴源巖內(nèi)部的油氣達(dá)到飽和才可能發(fā)生排運過程[14]。

由氣體的微觀賦存作用分析可知，頁巖達(dá)到生烴門限前，烴源巖生成的少許液態(tài)烴分布在有機質(zhì)及其周圍的孔隙中，少量的重?zé)N氣體在此階段極易吸附在有機質(zhì)表面。當(dāng)烴源巖生成氣體量不斷增大并超過有機質(zhì)的吸附極限時，生成的甲烷和重?zé)N氣體會發(fā)生近距離運移并被吸附在黏土礦物顆粒的表面(圖5a)；當(dāng)烴源巖生成氣體量繼續(xù)增大并超過有機質(zhì)和黏土礦物顆粒的最大吸附極限時，生成的甲烷和重?zé)N氣體可以溶解在液態(tài)烴與水中(圖5b)；當(dāng)超過液態(tài)烴與水的溶解能力時，生成的甲烷和重?zé)N氣體可以游離態(tài)分布在頁巖的孔縫中(圖5c)。盡管頁巖氣的賦存過程、運移過程與頁巖的油氣是否達(dá)到飽和關(guān)系較大，但值得注意的是，3種相態(tài)在各個排運過程中都存在，只是在量上存在差別。

圖5 頁巖氣賦存狀態(tài)模型Fig.5 The occurrence state model of shale gas

2.6 頁巖氣勘探潛力分析及對比

研究區(qū)頁巖處于大量生油氣的熱演化階段，存在大量水膜和油膜。頁巖油會吸附在親油礦物組分上，頁巖氣游離氣賦存在孔縫中，溶解氣溶解在油膜和水膜中，吸附氣則吸附于有機組分表面(圖6)。盡管鄂爾多斯盆地在三疊紀(jì)以來發(fā)生過多次強烈構(gòu)造活動，但由于復(fù)雜的油氣水共存狀態(tài)，在發(fā)生地質(zhì)構(gòu)造運動時大量的頁巖氣被保護(hù)，抑制了油氣逸散。但液態(tài)油的存在大大降低了頁巖的整體含氣性。在勘探開發(fā)過程中，超過半數(shù)的頁巖氣井發(fā)現(xiàn)了頁巖油，表明了頁巖油氣并存的情況。

圖6 油氣水在頁巖中的賦存模型Fig.6 The occurrence model of oil, gas and water in shale

但需要注意的是，頁巖含氣性是制約其勘探潛力的核心要素，而含氣性受到熱演化程度的嚴(yán)格控制。研究區(qū)頁巖處于大量生油氣的熱演化階段，生成了液態(tài)油、液態(tài)水和頁巖氣，但頁巖的含氣性不高。對比典型地區(qū)，如四川盆地長寧、威遠(yuǎn)、涪陵礁石壩、昭通等擁有較大勘探潛力的地區(qū)，有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型干酪根，昭通地區(qū)為Ⅱ1型干酪根，其頁巖的熱演化程度均較高，普遍進(jìn)入高熱演化階段(Ro大于1.2%)，含氣量大于2.30 m3/t[15-23]；而松遼盆地南部青一段有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅲ型干酪根，頁巖的熱演化程度均較低(Ro平均為0.4%～1.5%)，含氣量僅為0.41～1.50 m3/t[24]。研究區(qū)頁巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，處于熱解生油氣的中等熱演化階段(Ro平均為0.5%～1.2%)，由于大量液態(tài)油還未向氣體轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致其整體含氣性不高。

3 頁巖氣開采建議

通過開展基本地球化學(xué)測試、氣體解析實驗、成因、類型、賦存相態(tài)、吸附能力、運移能力等研究，確定了鄂爾多斯盆地中部地區(qū)延長組長7段頁巖的地球化學(xué)特征。研究區(qū)有機質(zhì)含量豐富、成熟度一般，Ⅰ型和Ⅱ1型母質(zhì)是頁巖氣形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，吸附氣和溶解氣是主要的賦存相態(tài)，頁巖油氣共存。在已有的勘探開發(fā)井中，超過半數(shù)的直井發(fā)現(xiàn)頁巖油氣共存。因此，對于該區(qū)的頁巖氣需要考慮油氣同采。以YWY1、YFY2頁巖氣井為例，YWY1井的壓裂段長度僅有9 m，其平均日產(chǎn)氣量達(dá)到459 m3/d，平均日產(chǎn)油量達(dá)到2.6 t/d；YFY2井的壓裂段長度達(dá)到了16 m，平均日產(chǎn)氣量只有602 m3/d。研究區(qū)頁巖氣井的產(chǎn)氣量與壓裂段長度不成正比，這主要是油氣共存導(dǎo)致的。因此，在開發(fā)過程中，進(jìn)行頁巖油氣的共同開采最具有經(jīng)濟意義和實際開采價值。

4 結(jié) 論

(1) 鄂爾多斯盆地中部地區(qū)長7段頁巖的有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，處于中等熱演化階段，有機碳平均含量為4.52 %，游離烴含量為4.09 mg/g，熱解烴含量為8.70 mg/g。

(2) 鄂爾多斯盆地中部地區(qū)頁巖氣屬于油型氣，其地質(zhì)成因為熱解成因；研究區(qū)頁巖的賦存相態(tài)為游離氣、溶解氣和吸附氣共存，且吸附氣含量和溶解氣含量之和大于游離氣含量。

(3) 頁巖對不同氣體的吸附性能具有較大差異，對氮氣的吸附性最弱；在烴類氣體中，小分子氣體的初次運移能力強于大分子氣體；鄂爾多斯盆地中部地區(qū)頁巖的整體含氣性不高，進(jìn)行頁巖油氣的共同開采最具有經(jīng)濟意義和實際開采價值。