烃源岩及烃运移

要找到具有商业开采价值的页岩气藏，必须要有足够数量的天然气原地聚集在页岩中。因此，该页岩必须是能生成大量热解气或生物气的烃源岩。要生成如此巨大体积的天然气，页岩必须富含有机质、相对较厚、通常超过烃源岩排烃的有效厚度，才有利于页岩气的生成及富集。

(一)含气页岩性质

1.岩性

页岩主要是由粘土大小的颗粒组成的，形成于低能沉积环境，如海(湖)深水盆地等静水环境。这些非常细粒的沉积物质由藻类、陆生植物、动物等衍生的有机物质组成。不断沉积导致的压实作用使泥岩变成超薄层结构的页岩地层。

岩石矿物的存在一方面将影响到页岩中吸附气含量的大小，另一方面也对页岩气的开采产生影响。页岩的矿物成分较复杂，除高岭石、蒙脱石、伊利石等粘土矿物以外，还混杂石英、长石、白云石、云母等许多碎屑矿物和物质。巴涅特(Barnett)页岩所含主要矿物镜下照片如图6－2。这些矿物的存在影响了地层的脆性，从而影响天然裂缝的生成以及人工制造裂缝的能力。页岩中各种矿物含量对页岩气的开采影响很大，

图6－2巴涅特(Barnett)页岩主要矿物的镜下照片，米切尔次级离子质谱 (据Hickey，2007)

大多数页岩含有很多的粘土，然而巴涅特(Barnett)页岩的粘土含量并不高。在寻找巴涅特(Barnett)型页岩气藏中，勘探工作者必须寻找可以被压裂的页岩，这些页岩的粘土含量小于50%，能被成功压裂。构成安特里姆郡(Antrim)页岩的主要矿物组成为石英、粘土和碳酸盐，次要矿物组分为黄铁矿、干酪根、长石、高岭石和绿泥石。气体的生产速度依赖于裂缝的发育程度，而裂缝发育程度取决于页岩的矿物组成，故页岩的矿物组成在很大程度上影响着页岩气的产能。根据美国开发页岩气的经验，含气页岩作为细粒致密储层，碳酸盐含量的增加会降低页岩气的地质储量，富含硅质、钙质的页岩要比富含粘土质页岩在人工压裂中起到更好的作用，同等情况下可以采出更多的天然气。

2.厚度

广泛分布的泥页岩是形成页岩气的重要条件。同时，沉积厚度是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件。页岩的厚度越大，越有利于页岩气成藏，也越能增强页岩的封盖能力，有利于气体的保存。页岩厚度控制着页岩气藏的经济效益，根据页岩厚度及展布范围可以判断页岩气藏的边界。

具有工业勘探价值的页岩气藏依赖于页岩地层中裂缝的发育部位。张性裂隙发育在背斜构造缓翼靠近轴部的部分，向斜范围内也存在张性裂隙;其次，只有发育超过有效排烃厚度的烃源岩才能在内部形成原地驻留气藏。所以，盆地边缘斜坡页岩厚度适当且易形成张性裂隙，是页岩气藏发育的最有利区域;盆地中心区域的厚层页岩，在热裂解生气阶段若能形成大面积的超压破裂缝，也可形成页岩气藏。

到目前为止，具有经济价值页岩气藏的页岩厚度下限还没有被明确提出来。美国五大页岩气勘探开采区的页岩净厚度为30～300ft(表6－5)，其中产气量较高的密执安(Michigan)盆地安特里姆郡(Antrim)页岩气藏页岩的总厚度160ft;俄亥俄(Ohio)页岩厚度变化较大，其中最小有效厚度30ft(10m);福特沃斯(Fort Worth)盆地的巴涅特(Barnett)页岩气藏的页岩厚度100ft(30m)，已被证明具有商业开采价值，同时在一些离散的厚的泥层［10～15ft(3～4m)］中也有页岩气的显示。页岩厚度可由有机碳含量的增大和成熟度的提高而适当降低。鉴于美国在不同盆地中取得了巨大的页岩气勘探开发效益(Bowker，2007)，建议具有良好页岩气开发商业价值的页岩厚度下限为10m。

表6－55个页岩气系统的地质、地球化学和储层参数特征表

(据Curtis，2002)

3.有机质类型及含量

美国页岩气盆地中页岩的干酪根以Ⅰ型与Ⅱ型为主，也有少量为Ⅲ型。共同点是含不同类型干酪根的页岩中都生成了大量的天然气，只是干酪根类型影响着气体含量、赋存方式及气体成分。不同类型的干酪根，其微观组分不一样，微观组分也是控制气体含量的主要因素。

根据页岩气定义，高丰度的有机质既是成烃物质基础，也是页岩气吸附的重要载体，而有机质丰度高低主要受沉积环境和热演化程度控制。沉积之初的有机生物产率、随后的有机物质保存以及陆源碎屑的供给都对页岩有机质丰度产生重要影响。温度、含盐度、水体深度适宜的古地理环境，水生生物发育相对繁盛，有机质生产效率高，可提供丰富的物质基础。还原、缺氧条件有利于有机质保存。相反高能、富氧环境不利于有机质保存，陆源碎屑供应量增多，有机质遭到稀释，含量相对减少。例如沉积于深水环境中的新奥尔巴尼(New Albany)褐色—黑色富含有机质页岩，某些层段有机质高达20%，表现出高放射性，甚至高出背景值200～400API。

需要注意，初始有机质丰度较高的烃源岩，随着热演化程度加深，生烃量增加，残余有机碳丰度、氢指数、干酪根类型呈现降低、变差趋势，如最大热解温度T_max为432℃、等效成熟度0.62%的巴涅特(Barnett)页岩演化至T_max为470℃，等效成熟度为1.3%时，TOC数值可降低36%。对于高成熟或过成熟烃源岩，影响则更大，所以简单套用残余有机碳丰度、氢指数或干酪根类型判断页岩生气能力的高低可能有失偏颇。但就储集能力而言，残余有机质丰度常可表征含气量大小，特别是当两者呈现正相关情况下。北美页岩气勘探目标绝大多数选择TOC含量大于2%，甚至4%以上。因此资源潜力评价过程中应综合考虑有机质丰度指标，既要重视源岩原始有机质丰度与生烃潜力，又要关注页岩储层残余总有机碳含量的作用。

关于页岩气藏形成的有机碳下限值，很多学者都进行过研究。Jarvie et al.(2003)认为有机碳含量和热成熟度是决定页岩产气能力的重要变量;Schmoker(1981)认为产气页岩的平均有机碳含量下限值大约为2%，Bowker(2007)则认为获得一个有经济价值的勘探目标有机碳下限值为2.15%～3%。福特沃斯(Fort Worth)盆地NewarkEast气田巴涅特(Barnett)页岩气藏不同深度钻井岩屑取样分析的有机碳含量为1%～5%，平均为2.15%～3.15%，但钻井岩屑测量的有机碳受稀释效应的影响普遍偏低，而岩心分析的平均有机碳含量较高，为4%～5%。阿巴拉契亚(Appalachia)盆地俄亥俄(Ohio)页岩Huron下段的总有机碳含量约为0～4.7%，产气层段的总有机碳含量可达2%(表6－5)。由于有机碳的吸附特征，其含量直接控制着页岩的吸附含气量。所以，要获得具有工业价值的页岩气藏，有机碳的平均含量应大于1%，随着开采技术的进步，有机碳下限值可能会进一步降低。

有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃的多少。页岩中的有机物质不仅作为气体的母源，也可以像海绵一样将气体吸附在其表面。页岩对气的吸附能力与页岩的总有机碳含量之间存在线性关系。在相同的压力下，总有机碳含量较高的页岩比含量较低的页岩的甲烷吸附量明显要高。在对安特里姆郡(Antrim)页岩总有机碳含量与含气量关系的研究中发现，两者成密切的正相关关系，说明吸附气的含气量主要取决于其总有机碳含量(图6－3)。

图6－3安特里姆郡(Antrim)页岩总有机碳含量与含气量关系图 (据潘仁芳，2009)

4.成熟度

Jarvie et al.(2007)通过不同的技术和分析方法来评价热成熟度，指出进入热解气生成窗的有油气资源前景的页岩才是页岩气勘探开发目标(Bowker，2007)。经历沉积埋藏，有机物逐步进入成岩作用、深成热解作用及后成作用阶段，成熟度加深，生成大量油气。在成因机理上，页岩气具有多种生气机理，美国主要产页岩气盆地页岩成熟度变化较大，从未成熟的生物气、低熟—未熟气、高—过成熟气到二次生气等生气方式可以在不同的页岩盆地中找到实例。

Martini(2003)等及张金川(2008a)等指出页岩气的成因包括生物成因、热成因以及两种成因的混合。根据页岩成熟度可将页岩气藏分为对应的3种类型:高成熟度页岩气藏、低成熟度页岩气藏以及高低成熟度混合页岩气藏。低成熟度页岩气藏主要是生物成因，基本上为浅层生物成因气或埋藏后抬升经历淡水淋滤而形成的二次生气。密执安(Michigan)盆地安特里姆郡(Antrim)页岩的镜质组反射率仅为0.14%～0.16%，显示了较低的热成熟度并处在生物气阶段，为低成熟度的页岩气藏。伊利诺斯(Illinois)盆地南部深层的天然气是热成因的，而来自盆地北部浅层的天然气为热成因和生物成因的混合，为高低成熟度混合页岩气藏。圣胡安(San Juan)盆地路易斯(Lewis)页岩气藏和福特沃斯(Fort Worth)盆地中巴涅特(Barnett)页岩气藏中的天然气主要来源于热成熟作用，为高成熟度的页岩气藏。福特沃斯(Fort Worth)盆地巴涅特页岩气藏的天然气是由高成熟度(R_o≥1.11%)条件下原油裂解形成的，巴涅特页岩气藏产气区的成熟度西部为1.13%，东部为2.11%，平均为1.17%。阿巴拉契亚(Appalachia)盆地页岩成熟度的变化范围为0.15%～4.10%，产气区的弗吉尼亚州和肯塔基州为0.16%～1.15%，宾夕法尼亚州西部为2.10%，在西弗吉尼亚州南部最高可达4.10%，且只有在成熟度较高的区域才有页岩气的产出。

对于含热成因气的页岩，进入生气窗是页岩气富集的必要条件，勘探开发目标应首选油气比值高值区。根据众多研究成果，页岩气要具备经济开采价值，页岩处于生气窗内是甚佳的生烃条件。含气页岩的热成熟度越高表明页岩生气量越大，研究发现，低成熟巴涅特(Barnett)页岩的地方，产气速率比较低，这可能是由于生成天然气的量少，供气不足造成的。在许多巴涅特高成熟页岩的井当中，产气速率比较高，这是因为干酪根和石油裂解产生的气量迅速增加。在安特里姆郡(Antrim)页岩中，热成因气含量在向盆地中心方向即向干酪根热成熟度增加的方向增加。干酪根的热成熟度大小也影响页岩中能够被吸附在有机物质表面的天然气量。随着热演化程度的增加，页岩气的吸附气量会逐渐变大。因此，热成熟度是评价页岩气可能高产的关键地球化学参数。

由此可见，页岩的高成熟度不是制约页岩气成藏的主要因素，相反，成熟度越高越有利于页岩气成藏。页岩成熟度的判定，除依据页岩气藏生成的甲烷之外，还可以通过研究页岩中残留的油气相对数量。成熟度最高的页岩只有干气，次成熟的页岩可能含有湿气，成熟度再低的页岩只有液态石油(生物化学成因的页岩气除外)。准确判断页岩成熟度是精确预测商业价值页岩气藏的关键。

(二)气体生成及运移

页岩气成藏机理研究具有自身的独特意义，它至少将煤层气(典型吸附气成藏原理)、根缘气(活塞式气水排驱原理)和常规气(典型的置换式运聚机理)的运移、聚集和成藏过程联结在一起。由于页岩气在主体上表现为吸附状态与游离状态天然气之间的递变过渡，体现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移。因此从某种意义上，可以认为页岩气气藏的形成是天然气在源岩中的大规模滞留，这与煤层气的运聚方式非常相似。

结合泥页岩在其成岩发展演化不同阶段古地温、粘土矿物、R_o、孔隙类型的特征，从构造、沉积等方面综合研究，将页岩气分为早期运聚成藏阶段、中期原地聚集成藏阶段、晚期裂缝调整成藏阶段3个阶段(图6－4)。

1.早期运聚成藏阶段———柴东三湖地区

柴达木盆地东部三湖地区在第四纪以高速度沉积了巨厚的暗色湖相地层，平均沉积速率超过1mm/a。快速堆积不仅提供了巨厚的气源岩，而且使沉积有机质在快速堆积中避免了浅表氧化细菌的大量降解，从而为生物气的缓慢生成创造了条件。本区第四纪湖泊沉积，一是面积大，二是厚度大，估算第四系暗色地层体积在30000km³以上。暗色砂、泥岩沉积厚度之大，在国内外第四系中是罕见的，最大沉积厚度为3400m，平均1800m，最小残存厚度在南陵丘也有470m，大规模的第四纪湖相沉积，为生物气的形成提供了良好的气源条件，是形成百亿立方米以上生物气田的物质基础。

柴达木东部三湖地区为干旱寒冷的内陆湖盆快速沉积，形成了多套生、储、盖组合，湖盆内高盐度的水体抑制了甲烷菌在浅表条件下的活动，生物气在浅表条件下生成少，但散失也少，形成柴达木盆地东部第四系特有的页岩气成藏模式(图6－5)。

区内波动式水进水退和快速沉积既有利于有机质保存，也有利于在剖面上形成多套生、储、盖组合，同时也对天然气的逸散起到阻滞作用，目前已在构造高部位发现常规生物气藏。值得注意的是尚未对气藏下部的泥页岩地层进行钻探，而这些地区如图6－5，推测为页岩气成藏的有利区域。第四纪页岩地层虽然其孔隙度较大，但随着埋藏深度的增加，天然气扩散速率逐渐减慢。在气源岩有效排烃厚度之下，气体分子在水动力共同作用下，多表现为侧向扩散形式，有效排烃厚度下的构造高部位推测是页岩气的有利勘探区域。

图6－4页岩气各成藏阶段特征图

图6－5柴达木三湖地区页岩气系统示意图

2.中期原地聚集成藏阶段———川西前陆坳陷地区

川西前陆地区有两巨厚气源岩:上部为上三叠统湖泊沉积体系陆源碎屑岩气源岩，下部为二叠系—中三叠统局限海台地体系碳酸盐岩气源岩。在平面上，上部碎屑岩气源岩主要分布于坳陷的中部和东部，下部碳酸盐岩气源岩几乎分布于整个坳陷。上部碎屑岩气源岩，主要岩性为黑色泥页岩、碳质页岩及煤层。平均有机碳含量为2.93%，氯仿沥青含量为0.436%。从须家河组一段至四段，有机碳含量和氯仿沥青含量都有逐渐增加的趋势，有机质类型也从腐泥—腐殖型变为腐殖—腐泥型，且绝大部分生油岩已进入生油气—湿气阶段。

川西地区三叠系及二叠系泥质气源岩与巨厚致密砂岩频繁互层，更显示了页岩气发育的优越性。该区古生界地层埋深普遍偏大，但由于存在巨厚的泥页岩沉积，是页岩气成藏的主力区域，但当前情况下受到开采技术的限制。局部浅埋地区也显示了优良的生气能力，因此，局部埋藏相对较浅的高碳泥页岩是页岩气勘探的潜在领域(图6－6)。

图6－6四川盆地西部前陆坳陷地区页岩气系统示意图

随着埋藏深度的增加，中期原地聚集成藏阶段泥页岩地层表现为局部的异常压力。受水动力和泥页岩孔隙度变化的控制影响，异常压力多集中在图6－6所示的构造高部位、盆地斜坡及盆地中心坳陷巨厚的深水沉积。这一阶段天然气表现为原地吸附聚集或短距离扩散，运聚范围集中在异常压力分布的位置。

3.晚期裂缝调整成藏阶段———川东地区

川东地区古生代长期处于沉降—沉积中心，烃源岩发育层数多且质量好，厚度大且埋藏浅，构成了四川盆地页岩气勘探的主体方向。古生界主要发育了寒武系、奥陶系、志留系及二叠系深灰—黑色页岩，志留系作为川东北地区的主力烃源岩已经得到公认。其中，龙马溪组为深水陆棚相的黑色页岩、深灰色泥岩及钙质页岩，属于缺氧、还原环境下的沉积，厚度为300～672m;下部的笔石页岩相烃源岩平均厚度约400m，变化在100～900m;黑色页岩厚度变化在20～70m，为一套优质烃源岩，其上覆石炭系天然气主要来自该套烃源层的贡献，展现出页岩气勘探的良好前景。

如图6－7，川东地区页岩地层埋藏较深，表现为低孔隙度、低渗透率。但应注意到，川东地区在构造作用下，构造及成岩裂缝大量发育，非常有利于页岩气的成藏。以裂缝作为储集空间，储集量将非常巨大，页岩气的工业化开采从经济上将变得可行。图6－7中所示泥岩底部未穿层的构造断层，对于页岩气的晚期调整成藏起到关键的控制作用。

图6－7川东地区页岩气系统示意图

随着更多天然气源源不断地生成，越来越多的游离相天然气无法全部保留于页岩内部，从而产生以生烃膨胀作用为基本动力的天然气“逃逸”作用。在通常情况下，与页岩间互出现的储层主要为粉—细砂岩类，具有低孔低渗特点，它限定了天然气的运移方式为活塞式排水特点，这种气水排驱方式从页岩开始，从而在页岩边缘以活塞式推进方式产生根缘气聚集。此时的天然气聚集已经超越了页岩本身，表现为无边、底水和浮力作用发生的地层含气特点。因此从整套页岩层系考察，不论是页岩地层本身还是薄互层分布的砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性。若地层中的砂岩含量逐渐增多并逐步转变为以致密砂岩为主，则页岩气藏逐渐改变为根缘气藏。如果生气量继续增加，则天然气分布范围进一步扩大，直到遇常规储层或输导通道后，天然气受浮力作用而进行置换式运移，从而导致常规圈闭气藏的大范围出现。