研究区下干柴沟组泥页岩厚度大, 岩石类型复杂, 以泥岩、灰质泥岩、砂质泥岩、含盐泥岩等为主, 石膏等蒸发岩类发育频繁(图 2)。暗色泥页岩所占比例大, 油泉子地区和狮子沟地区暗色泥页岩百分比分别达到95%和80%, 从岩心上可以看出石膏等蒸发盐类与泥页岩伴生(图 3)。

图2

Fig.2

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	图2 柴达木盆地西部地区狮25井古近系下干柴沟组综合柱状图Fig.2 Comprehensive column of the Paleogene Xiaganchaigou Formation of Well Shi 25 in western Qaidam Basin

图3

Fig.3

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	图3 柴达木盆地西部地区狮23井岩心照片(石膏与泥页岩伴生)Fig.3 Core photos of Well Shi 23 in western Qaidam Basin(gypsum developed with shale)

泥页岩储集层的矿物组成对页岩气藏的含气性和开发都有重要的意义(Loucks and Ruppel, 2007; Ross and Bustin, 2007)。

下干柴沟组34块泥页岩样品的X衍射全岩及黏土矿物分析表明, 该地区全岩矿物中碳酸盐岩矿物含量最高, 平均27.8%; 其次为黏土矿物, 平均25.8%; 再次为石英, 平均24.3%; 还含有较多的长石, 平均含量为16.9%; 34块样品中有13块样品检测出硬石膏, 占38.2%, 硬石膏的含量平均为8.8%, 反映出强烈的咸化沉积环境特征(图 4)。全岩矿物中黏土矿物含量少, 脆性矿物含量较高, 有利于页岩气藏的开发; 储集层碳酸盐矿物含量较高, 在开发的过程中可尝试加砂酸压方式, 提高产能。

图4

Fig.4

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	图4 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组泥页岩矿物组成条形图Fig.4 Mineralogic composition bar chart of the Paleogene Xiaganchaigou Formation shale in western Qaidam Basin

研究区的黏土矿物中, 伊利石最发育, 相对含量为39%~75%, 平均达54.8%; 其次是绿泥石, 相对含量为13%~35%, 平均含量为25.9%; 样品也普遍含有伊蒙混层, 相对含量为7%~46%, 平均为21.3%; 此外, 个别样品含绿蒙混层, 而在这些样品中均不含高岭石和蒙皂石, 这种黏土矿物组合形式, 与其咸化沉积环境密切相关(汤艳杰等, 2002)。伊蒙混层比表面积大, 对页岩气有较强的吸附作用, 有利于增加页岩的含气量; 伊利石和绿泥石水敏性弱(韩德金等, 2008), 对开发的影响较小。

从岩心照片(图 3)和扫描电镜照片(图 5)可以看出, 柴西地区下干柴沟组泥页岩与石膏、钙芒硝等蒸发岩类共生。据马中良等(2013)的研究表明, 盐类物质的存在对有机质转化具有催化作用, 对烃类气体的生成具有一定的促进作用, 在有机质演化早期就开始大量生成烃气, 使生气期提前, 并且最终产烃率也较无盐类物质存在的烃源岩高。

图5

Fig.5

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	图5 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组蒸发岩SEM照片Fig.5 Evaporites SEM photos of the Paleogene Xiaganchaigou Formation in western Qaidam Basin

泥页岩中有机质丰度是决定泥页岩油气形成多少的物质基础, 也是衡量泥页岩油气分布规模和产出量的重要指标。

据陆相烃源岩地球化学评价方法(SY/T5735-1995), 咸水湖相烃源岩有机碳含量TOC> 0.4%即为有效烃源岩, 0.6%< TOC< 0.8%为较好烃源岩, TOC> 0.8%为最好烃源岩。由44块样品的统计数据可以看出, 下干柴沟组泥页岩样品TOC值在0.12%~1.35%之间均有分布, 平均为0.46%, 展示出强烈的非均质性。其中, TOC> 0.4%的样品占50%, 0.6%< TOC< 0.8%的样品占20.6%, TOC> 0.8%的样品占8.8%(图 6), 可以看出, 下干柴沟组泥页岩中不乏优质的烃源岩, 具备页岩气生成的物质基础。分析可知, 研究区含石膏的泥页岩有机碳含量偏高, 平均为0.66%, 其中优质烃源岩(TOC> 0.6%)占61.5%, 而不含石膏的泥页岩有机碳含量偏低, 平均为0.34%。下干柴沟组沉积时期湖盆面积扩大, 湖平面上升, 湖相沉积面积增大(赵加凡等, 2004), 深湖— 半深湖沉积区为优质烃源岩发育的有利地区, 如在狮子沟地区, 从现有样品来看, 泥页岩TOC值最高可达1.35%。

图6

Fig.6

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	图6 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组泥页岩样品TOC分布Fig.6 TOC distribution of samples from the Paleogene Xiaganchaigou Formation shale in western Qaidam Basin

下干柴沟组泥页岩氯仿沥青“ A” 含量较高, 平均1018.4× 10^-6, 其中高于500× 10^-6的样品占57.1%, 有21.4%的样品氯仿沥青“ A” 含量高于2000× 10^-6, 达到陆相湖泊泥质烃源岩中等— 好的标准(秦建中等, 2005), 反映出咸水湖相烃源岩成烃转化率较高, 具有有机质生源组成的特殊性。

干酪根的有机元素组成能反映有机质的构成与性质, 是区分有机质类型的主要指标。由下干柴沟组泥页岩干酪根样品的元素范氏图可以看出(图 7),

图7

Fig.7

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	图7 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组泥页岩干酪根元素范氏图Fig.7 Van Krevelen diagram of kerogen elements of the Paleo-gene Xiaganchaigou Formation shale in western Qaidam Basin

该区泥页岩有机质类型总体以Ⅱ 型为主, 含少量的Ⅰ 型和Ⅲ 型有机质。这是因为在咸化背景下, 湖水因为高盐度存在分层的现象, 在深水区形成强还原环境, 有利于有机质中的类脂物未受氧化而保存, 形成相对富氢的有机质(金强和查明, 2000; 金强等, 2008)。

泥页岩的孔隙结构是影响页岩气藏储集能力的主要因素, 复杂的孔隙结构不仅决定了泥页岩中不同赋存状态甲烷的分布特征, 而且影响页岩中不同赋存状态甲烷的含量(汤艳杰等, 2002; Chalmers and Bustin, 2008; Ross and Bustin, 2009)。泥页岩微观孔隙结构的观测手段与常规砂岩等储集层孔隙结构观测手段有所不同, 因为其发育纳米级孔隙(Loucks et al., 2009; 邹才能等, 2011), 所需观测手段的分辨率要求更高。常用于泥页岩储集层孔隙结构的观测手段分为间接和直接2种, 其中间接测量的方法有压汞法、气体吸附法和核磁共振法, 直接观察的方法包括铸体薄片观察、扫描电镜观察以及CT观察等(Reed and Loucks, 2007; Bustin et al., 2008; Chalmers and Bustin, 2008; Loucks et al., 2009, 2012; 邹才能等, 2011; Curtis et al., 2012; 焦淑静等, 2012; Yang et al., 2014)。

3.4.1 直接观测结果

通过扫描电镜观察发现, 下干柴沟组泥页岩发育多种类型的微观储集空间, 如有机质孔、粒(晶)间孔等不同尺度的微米和纳米级孔隙, 以及微观缝(图 8)。研究区泥页岩有机质孔发育较少且孔隙形状不规则, 多为多个孔隙连接形成的条状孔隙, 孔径较大(图 8-A), 多为几十到几百纳米。与海相高— 过成熟地区相比, 柴达木盆地古近系地层较新, 有机质热演化程度较低, 此时生成的烃类分子较大, 所形成的有机质孔隙形态与海相泥页岩中蜂窝状有机质孔不同。因研究区特殊的沉积环境, 泥页岩样品晶间孔中除了常见的黏土矿物晶间孔隙(图 8-B), 还发育较多的蒸发岩类晶(粒)间微孔隙, 这类孔隙的孔隙直径较大, 以微米级为主。从扫描电镜照片可以看出, 下干柴沟组泥页岩中微裂缝发育, 包括微层理缝(图 8-C)、矿物层间缝(图 8-D)等。缝宽大多小于1 μ m, 长几微米到几十微米不等。这些微孔和微裂缝的存在改善了储集层的物性, 为页岩气的富集提供了必要的储集空间, 也有利于后期压裂开发。

图8

Fig.8

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	图8 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组泥页岩微孔隙和微裂缝SEM照片Fig.8 Micropores and microfractures SEM photos of the Paleogene Xiaganchaigou Formation shale in western Qaidam Basin

3.4.2 间接观测结果

利用低温气体吸附能够获得页岩的吸附和解吸等温线, 根据滞后环的形状确定孔的形状, 按不同的孔模型计算孔分布、孔容积和比表面积(杨峰等, 2013)。通过34块样品的低温气体吸附实验结果分析可知, 下干柴沟组泥页岩储集层比表面积为0.6~10.2 m²/g, 平均2.2 m²/g; 孔径为7.3~130.0 nm, 平均19.4 nm。按照IUPAC(1994)的分类, 下干柴沟组泥页岩孔隙体积中以中孔(2~50 nm)体积为主, 宏孔(> 50 nm)体积次之, 微孔(< 2 nm)体积最小, 分别占69.7%, 27.3%, 3.0%; 比表面积也主要集中在中孔, 约占总比表面积的84.6%, 其次是微孔和宏孔, 分别占12.1%和3.3%(图9)。由此可见, 在下干柴沟组泥页岩储集层中, 中孔提供了主要的孔隙体积和比表面积, 微孔提供的孔隙体积虽比宏孔小, 但其比表面积所占比例较宏孔大。

图9

Fig.9

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	图9 柴达木盆地西部地区狮25井古近系下干柴沟组泥页岩孔径分布Fig.9 Pore size distribution of the Paleogene Xiaganchaigou Formation shale of Well Shi 25 in western Qaidam Basin

本次研究涉及的泥页岩样品处于生油窗范围(R_O为0.84%~1.18%), 在烃源岩成熟过程中生成氯仿沥青“ A” (图 10-A), 同时也产生水和有机酸(徐怀民等, 2000; 曾溅辉等, 2007)。这些水和有机酸溶蚀碳酸盐等易溶矿物, 产生溶蚀孔隙, 而氯仿沥青“ A” 中的大分子碳氢化合物或吸附在矿物的表面(卢龙飞等, 2013), 或占据和堵塞孔隙和喉道, 对研究区页岩的孔隙结构都会产生影响(图 10-B, 10-C)。

图10

Fig.10

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	图10 柴达木盆地西部地区古近系下干柴沟组泥页岩氯仿沥青“ A” 与RO、比表面积与氯仿沥青“ A” 及碳酸盐矿物关系Fig.10 Relationship between chloroform bitumen“ A” and RO, specific surface area and chloroform bitumen“ A” , specific surface area and carbonate minerals of the Paleogene Xiaganchaigou Formation shale in western Qaidam Basin

当氯仿沥青A含量小于1000× 10^-6时, 表现出样品的比表面积随着氯仿沥青“ A” 的含量及碳酸盐矿物含量的增加而增加(图 10-B, a; 图10-C, a), 其主要是由于氯仿沥青“ A” 含量的增加意味着水和有机酸的大量生成, 产生大量的溶蚀孔隙, 对比表面积具有贡献作用, 而此时氯仿沥青“ A” 含量较小, 对样品孔隙结构的影响较小, 因此呈现出增加趋势。而当氯仿沥青“ A” 含量大于1000× 10^-6时, 其对样品孔隙结构的影响作用增加, 表现为样品比表面积与氯仿沥青“ A” 含量及碳酸盐含量相关性变差, 甚至有微弱的负相关关系(图 10-B, b; 图10-C, b)。卢龙飞等(2013)研究显示, 经氯仿抽提后的泥岩比表面积明显增大, 是原有泥岩比表面积的1.54~5.73倍, 这也证实了被抽提出的可溶有机质对孔隙结构具有破坏作用。

从研究区泥页岩储集层特征与北美页岩气产层和中国古生界海相泥页岩储集层特征对比结果可以看出(表 1), 研究区下干柴沟组泥页岩埋深相对较大, 主体埋深在2200~4000 m之间; 因该时期湖盆稳定扩张, 水体逐渐加深, 沉积的泥页岩厚度大, 可达2200 m。对比海相泥页岩, 研究区泥页岩具有有机质丰度和热演化程度偏低的特点, 但其特殊沉积环境下形成的蒸发盐岩的存在, 能够促使泥页岩生排烃期提前并提高最终产烃率(马中良等, 2013), 在一定程度上弥补了这一不足。

表1

Table1

表1(Table1)

表1 柴达木盆地西部地区下干柴沟组与北美、川西龙马溪组泥页岩特征对比 Table1 Comparison of characteristics of shales in the Xiaganchaigou Formation in western Qaidam Basin, North America, and the Longmaxi Formation in western Sichuan Basin 地区 福特沃斯 密执根 圣胡安 伊利诺斯 四川盆地 柴达木盆地 岩石地层 Barnett Antrim Lewis New Albany 龙马溪组 下干柴沟组 地层年代 早石炭世 泥盆纪 早白垩世 泥盆纪 早志留世 渐新世 气体成因 热解气 生物气 热解气 生物气、热解气 热解气 热解气 埋藏深度/m 1981~2591 187~730 914~1829 183~1494 700~6000 2200~4000 厚度/m 61~300 49 152~579 31~122 70~900 30~2200 干酪根类型 Ⅱ Ⅰ Ⅲ 为主 Ⅱ Ⅱ Ⅱ 为主 TOC/% 1~13 0.3~24 0.45~3 1~25 0.2~6.0 0.12~1.35 RO/% 1.0~2.1 0.4~0.6 1.6~1.88 0.4~0.8 2.4~3.6 0.84~1.18 总孔隙度/% 1~6 2~10 0.5~5.5 5~15 0.3~1.2 2.7~3.9 石英含量/% 35~50 20~41 50~75 50 29.15 24.3 碳酸盐平均含量/% 21.7 < 10 10 27.8

表1 柴达木盆地西部地区下干柴沟组与北美、川西龙马溪组泥页岩特征对比 Table1 Comparison of characteristics of shales in the Xiaganchaigou Formation in western Qaidam Basin, North America, and the Longmaxi Formation in western Sichuan Basin

泥页岩的矿物组成在很大程度上影响着页岩气的产能, 脆性矿物(如石英、碳酸盐矿物等)富集的泥页岩比主要由黏土矿物等构成的岩石更容易产生裂缝。研究区泥页岩黏土矿物含量低而脆性矿物含量高, 其中碳酸盐矿物含量最高, 平均可达27.8%, 与北美页岩气产层及中国古生界海相地层中脆性矿物含量相当, 在后期开采的过程中有利于产生裂缝, 提高开采效率。

与北美页岩气产层和中国古生界海相泥页岩不同的是, 研究区泥页岩中石膏等蒸发岩类发育, 蒸发岩类的存在本身提供了大量的储集空间, 并在埋深过程中排出大量的富含有机酸的水, 使得流体溶解作用增强, 溶蚀岩石矿物, 进一步形成丰富的次生孔隙, 为油气的富集提供更多的储集空间(李凤娟, 2008)。由于硬石膏很容易水化膨胀(肖允发等, 1985), 因此在开发压裂过程中要做好防膨措施, 同时, 随压力增大硬石膏会表现出塑性特征(黄英华等, 2008), 这对于泥页岩的压裂造缝具有一定的消极影响。