0 引 言

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部(图 1)，构造格局表现为由东向西倾斜的大型平缓单斜^{[1, 2]}，构造幅度不大。晚三叠世湖盆快速扩张，形成了大范围的深湖半深湖沉积^[3]，为优质油页岩的大规模发育提供了基本地质条件。三叠系油页岩主要分布于延长组中，分别为长7段“张家滩”和长9段“李家畔”黑色油页岩。

1.地名；2.重要钻井；3.盆地边界；4.构造单元边界；5.黄河；6.研究区位置。 图 1 研究区构造位置图 Fig.1 Structural map of the study area

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前人针对延长组长7段“张家滩”页岩气开展了大量研究^{[4, 5, 6, 7]}，总体认为长7段含气页岩在研究区广泛分布，范围与当时湖盆展布一致，呈北西南东向，厚度最大可达120 m。长7烃源岩有机碳平均质量分数3.24%，有机质类型以Ⅱ型为主，镜质体反射率为0.52%~1.13%。总体认为长7页岩气资源量勘探开发的潜力最大，泥页岩埋藏深度浅，资源量最大。然而对长9段“李家畔”页岩气尚未开展系统研究。已有的少量研究认为^[8]，长9段含气页岩，岩性及岩相与长7段相似，总体厚度较小，TOC含量较低，因此页岩气资源潜力较小。

2013年中国地质调查局油气资源调查中心部署在富县西北的黄探1井，于长9段钻获高含气量页岩层段。通过对长9段进行系统的页岩含气量解析，含气量最高达4.25 m³/t，初步证实了良好的资源前景。为查明长9页岩气资源潜力，寻找页岩气发育新层系，本文充分利用黄探1井的页岩气成果，并结合研究区大量钻井钻探资料，对鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组长9段页岩气开展研究，探索其资源潜力。

利用研究区典型井测井数据及钻井资料，对延长组长9段时期的沉积相进行了划分。结果表明，平面上长9段时期以湖相沉积为主，研究区西南部为湖水所淹没，为半深湖深湖相沉积，向东北方相变为河流三角洲相(图 2)，三角洲整体上呈指状分布。研究区内，沉积相控制着泥(页)岩的分布，深湖半深湖相地区泥(页)岩厚度大，而三角洲地区厚度变薄(图 3)。长9段暗色泥(页)岩颜色多为深灰色、黑灰色、黑褐色及黑色，致密，含有化石，所含化石的种类及数量变化较大，泥(页)岩厚度多在15~60 m，整体上呈现西南厚东北薄的特点，厚度中心位于陕北斜坡南部富县附近。岩性以泥岩、页岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩为主。

图 2 研究区长9段沉积相图 Fig.2 Sedimentary facies of Chang 9 Member in the study area

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图 3 研究区长9暗色泥岩厚度等值线图 Fig.3 Thickness contour map of Chang 9 dark mudstone in the study area

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泥页岩地球化学特征不但影响着岩石的生气能力，而且对页岩气的储集能力(尤其是吸附能力)具有重要的控制作用。富含有机质页岩中生成天然气的数量主要取决于以下3个因素：有机碳含量、有机质类型、有机质热演化程度。

有机碳含量是影响页岩气富集的一个根本性因素，它不仅决定着页岩的生气量，而且也直接影响着页岩的含气量。北美典型的页岩气具有丰富的有机质含量，其w(TOC)大多为1%~20%。前述研究表明研究区为陆相沉积，因此评价其有机质丰度的参数主要依据黄第藩等^[8]与王铁冠等^[9]提出的我国陆相成熟烃源岩有机质丰度的评价标准。

本次长9段共采集样品37个，w(TOC)分布范围为0.48%~8.30%，平均为3.98%(表 1)，70%以上的泥页岩样品w(TOC)大于1.50%，仅从这一指标看已达到了优质烃源岩标准。

此外为了从平面上了解有机碳的变化趋势，仅凭采样分析既不现实也不经济，因此利用早已成熟的ΔlgR技术计算泥页岩的有机碳含量^{[10, 11]}。ΔlgR与w(TOC)呈线性相关，并且是成熟度的函数，由ΔlgR计算w(TOC)的定量关系式是：

采用声波时差与电阻率的组合参数ΔlgR与w(TOC)之间的相关性较好，计算所得w(TOC)与实测值之间的相关系数为0.895，说明匹配性较好。利用该方法对60余口井长9段油页岩进行了有机碳计算，结合部分岩心分析数据最终勾画出长9段的w(TOC)平面分布图(图 4)。从该图可以看出，三叠系延长组长9段泥页岩w(TOC)值从西部向东北部和东部逐渐降低，这一结果与该段时期沉积背景具有较好的相似性，也就是说沉积相也相应控制着泥(页)岩中w(TOC)高低，即深湖半深湖相中形成的油页岩有机质丰富，w(TOC)值相应较高；而三角洲相沉积物中一般砂质含量相对较高，故其w(TOC)值低。

图 4 长9段w(TOC)平面分布图 Fig.4 TOC plane distribution map of Chang 9 Member in the study area

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生烃潜力P_g系岩石热解分析得到的溶解烃含量S₁与裂解烃含量S₂之和，是一项快速评价烃源岩有机质丰度的指标。本次长9段样品41个，生烃潜力P_g值分布范围为0.58~18.52 mg/g，均值为7.61 mg/g。

w(氯仿沥青“A”)最小值为0.069%，最大值为0.493%，平均值为0.315%。

从总有机碳、氯仿沥青“A”以及生烃潜力等几个指标来看，研究区延长组长9段油页岩有机质丰度较高，整体已经达到了好烃源岩级别。

有机质类型是衡量有机质生烃演化属性的度量标志。烃源岩有机质富氢程度的高低，是影响有机质生烃潜能和生烃属性的重要因素。我国含油气盆地的烃源岩有机组成十分复杂，老一辈石油地质学家在大量实验和统计数据的基础上^{[8, 9]}，建立了我国有机质类型划分的标准，主要有有机元素法、岩石热解参数氢指数(I_H)-最高热解峰温法(T_max)、有机显微组分法以及族组分法等，这些方法可以对烃源岩的有机质类型进行有效的分类。

根据不同有机质类型和不同成熟度烃源岩中单位重量有机碳的生烃能力的差异，提出了利用热解得到的I_H与T_max来划分有机质类型。图 5为本次研究中31个长9段油页岩热解分析结果所做成的I_H-T_max图，实验结果表明长9段所分析的样品主要为Ⅱ₂型有机质，少量样品为Ⅱ₁和Ⅲ型有机质。此外，岩石热解实验中其他参数也可以判断有机质类型，如降解率及烃指数等(表 2)，所得结果与上述判别结果基本一致。

图 5 研究区部分井长9段油页岩IH-Tmax图 Fig.5 IH-Tmax map of Chang 9 oil shale in the study area

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烃源岩有机显微组分的含量不仅能用来分析有机质丰度的特征，其相对含量也可以用来划分有机质的类型^{[8, 9]}。若烃源岩中腐泥组和壳质组的含量很高，而镜质组和惰质组的含量相对很低，则说明该种源岩的有机质类型肯定很好。图 6是研究区长9段部分样品的有机显微组分三角图。从图中可以看出，全部样品其腐泥组与壳质组之合均大于60%，而镜质组最大值不超过35%，惰质组相对含量就更低。根据前人有机显微组分划分有机质类型可知，长9段油页岩有机质类型主要为Ⅱ₂型，仅有少量为Ⅲ型，基本无Ⅰ型有机质。这一结果与上述的岩石热解数据判别有机质类型基本一致。

图 6 研究区部分井长9段油页岩有机组分三角图 Fig.6 Triangular plot of organic components of Chang 9 oil shale in the drilling samples in the study area

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镜质组反射率(R_o)是反映有机质热演化程度的最主要的标志之一。在古地温和地层受热时间正常演化的情况下，R_o的变化主要取决于烃源岩的埋藏深度，随埋藏深度增加，R_o值有规律地增大。本次研究通过对典型井长9段泥页岩的岩心进行镜质体反射率测试，测试结果表明，长9段泥页岩镜质体反射率为1.38%~1.45%，平均值1.40%(表 3)，为高成熟阶段，进入到凝析油和热裂解气生成的演化阶段，以生气为主。

有机质成熟度呈现出随埋深增加而增加的趋势。此外，有机质成熟度还与泥页岩孔渗系统有关，高成熟度可以改善页岩孔渗性，从而影响含气量。

通过对鄂尔多斯盆地南部野外露头及钻井岩心、岩屑观察，延长组长9泥页岩以黑色、黑灰色为主，除了泥岩、页岩外(图 7)，还有含炭屑和裂缝的粉砂岩、含砂质条带的泥岩。其矿物组分较复杂，有方解石、石英、黏土矿物、硅质、黄铁矿等。岩石主要为泥质结构，颗粒<0.03 mm，矿物成分主要为石英、长石碎屑和隐晶质的黏土矿物，见自生硅质团块。泥铁质在颗粒间分布不均，呈层状、条带状或斑状聚集，主要成分以泥杂基为主，部分氧化铁质，少量黄铁矿。云母定向分布，见部分炭屑、炭质条纹。

A.1 551.5 m含粉砂质富有机质泥岩；B.1 563.06 m含有机质泥岩。 图 7 黄探1井延长组长9泥页岩显微特征 Fig.7 Microscopic characteristics of Chang 9 shale of well Huangtan-1

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北美的含页岩气储层中，石英质量分数通常大于50%，可高达75%，且多呈黏土粒级，石英质量分数越高，页岩脆性越强，更容易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于页岩气的开发。因此，在页岩气的评价中特别关注石英的质量分数^{[12, 13, 14]}。

通过对黄探1井长9泥页岩岩心进行全岩分析及X衍射定量分析(表 4)，石英平均体积分数为37.40%，斜长石体积分数为14.02%，钾长石体积分数为3.64%，岩石中含有少量的碳酸盐矿物如方解石、铁白云石、菱铁矿，可见少量的黄铁矿，黏土矿物总量平均为37.97%。

在扫描电镜下可以观察泥页岩中的孔隙。孔隙类型较多，有粒内溶蚀孔、残余粒间孔、晶间孔，孔径小，直径在小于1 μm至几μm之间。孔隙分布极不均一，在黄铁矿、自生黏土矿物等发育区，晶间孔非常发育，但以微孔为主(图 8)。

柳评123井，1 669.05 m。 图 8 长9泥页岩扫描电镜照片 Fig.8 Chang 9 shale scanning electron microscope

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根据研究区20余块岩心分析测试，延长组长9段泥页岩孔隙度为0.5%~3.4%，渗透率数值变化大，多为0.003 4×10^-3~0.020 0×10^-3 μm²(图 9、10)，大多数样品渗透率小于0.1×10^-3 μm²，孔隙度与渗透率之间没有明显的关系，属于低孔低渗储集层。

图 9 研究区长9泥页岩孔隙度分布 Fig.9 Chang 9 shale porosity distribution in the study area

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图 10 研究区长9泥页岩渗透率分布 Fig.10 Chang 9 shale permeability distribution in the study area!--标题-->

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气体的含量或者单位质量的岩石能产多少天然气，是非常规天然气藏最重要的一个参数。页岩气赋存形式具有多样性，包括游离态、吸附态及溶解态，以游离态和吸附态为主，溶解态仅少量存在。游离气含量主要受地层压力、孔隙度、含气饱和度、温度、厚度、面积等因素的控制。页岩含气量测试是页岩储层评价、有利区优选的重要实验。本次重点通过现场解析和等温吸附实验对长9段含气性进行了研究。

研究区内黄探1井页岩总含气量通过实验直接测定，岩心出筒后即装入密封罐，测定现场解析气量，然后送入实验室测定损失气量与残余气量，得出总含气量。受现场取样条件控制，本次选取长9段有机质含量较丰富的6块样品进行测试，由于并非密闭取心，样品装罐距出心时间约30 min，过程中气体存在大量挥发，且挥发程度较难判定，故测得的含气量要低于实际含气量。

通过黄探1井现场解析及室内分析测试(表 5)，延长组泥页岩的含气量十分丰富，长9测试样品的含气量为1.68~4.25 m³/t，平均值为2.92 m³/t，为计算本区页岩气资源量的参数。北美的页岩气勘探数据表明，获得高产气流的页岩含气量要大于2 m³/t，故研究区的长9段极有可能获得高产页岩气量。

美国是页岩气勘探开发的先驱，在资源量的计算中曾采用多种方法^{[12, 13]}，如地质类比分析法、容积法、地质要素分布概率分析法、基于生气量和排气率的成因法、物质平衡法、递减曲线法、数值模拟法等。由于页岩气的成因复杂，页岩气的地质特征各不相同，因此资源量及储量计算一直是人们关注和争论的重点问题。

本次研究中，以黄探1井长9段页岩气解析获取参数为基础，同时结合区内其他单井资料^[15]，估算出鄂尔多斯盆地南部页岩气的资源量。在优选潜力区时，主要参照北美页岩气评价指标^{[12, 13]}，将泥(页)岩厚度、有机质质量分数、成熟度和埋藏深度等决定因素叠合在一起，确定研究区三叠系延长组页岩气有利区的分布。具有一定厚度的暗色泥页岩是保证页岩气资源量的基础，有利区选择厚度大于35 m(大于地层厚度的50%)；有机质质量分数是能否生成页岩气的先决条件，有利区选择w(TOC)> 2%；为满足一定的保存条件，且不至于开发成本过高，选择湖盆中心且埋深适中的区域，埋深为1 100~1 900 m。综合考虑长9段泥页岩厚度、有机质丰度、成熟度、埋深等因素，确定以北至下寺湾，南到富县，西至太白，东到甘泉的区域为页岩气有利分布区域。经过初步计算，长9有利目标区的资源量为1.36×10⁸ m³(图 11)。

图 11 研究区延长组长9段页岩气有利分布区 Fig.11 Prediction of Chang 9 shale gas favorable area in the study area

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1)鄂尔多斯盆地南部延长组长9段半深湖深湖相发育，油页岩单层厚度相对较大，分布稳定，是页岩气富集的有利基础地质条件。

2)鄂尔多斯盆地南部延长组长9段总有机碳含量、氯仿沥青“A”以及生烃潜力等有机质丰度参数均较高，有机质类型以Ⅱ₂型为主，有少量Ⅲ型有机质，基本无Ⅰ型有机质，以偏腐殖混合型干酪根为主，有机质现处于高成熟演化阶段，以生气为主。

3)长9段泥页岩岩性以泥岩、页岩、粉砂质泥岩为主，主要成岩矿物为石英和长石，其次为黏土等。孔隙类型以溶蚀孔及晶间孔为主，孔隙度和渗透率均较低，为低孔低渗储层类型。

4)鄂尔多斯盆地南部延长组长9段页岩气平均含气量达到2.92 m³/t。长9有利区的资源量为1.36×10⁸ m³，为下步鄂尔多斯盆地页岩气勘探的新方向。