0 引言

页岩气是重要的非常规天然气能源。按页岩气储层的沉积环境将页岩分为海相、海陆过渡相和陆相页岩 3 种类型（张金川等，2003，2004，2009；邹才能等，2010；琚宜文等，2016）。中国海相页岩气的勘探和开发已经取得了重要突破和商业性规模开发，如涪陵、威荣、永川、长宁、威远、昭通6个大中型页岩气田。在陆相页岩气的勘探也投入了大量工作，取得了较大进展（罗鹏和吉利明，2013；杜燕等，2020）。中国海陆过渡相煤系页岩分布广泛，累计厚度大，频繁与煤层、致密砂岩层互层，页岩气资源丰富，资源量约 19.8×10¹² m³，占中国页岩气总资源量的 25%，勘探开发潜力大，有望成为中国页岩气增储上产的现实领域（张吉振等，2015；董大忠等，2021；兰俊，2021）。近年来，南华北盆地中牟地区开展了页岩气勘探工作，牟页 1 井和郑东页 2 井太原组泥页岩试气突破，证实了南华北区域上古生界海陆过渡相页岩气有较好的资源潜力（李中明等，2016；邱庆伦等，2017，2018；冯辉等，2019；孙炳兴，2021；陈倩倩，2022）。中牟地区也开展了山西组、太原组页岩气成藏条件、勘探前景及储层特征研究，多数仅对山西组、太原组分别进行了两分或三分，对大段页岩气储层特征进行了整体分析和评价（魏晓亮等，2016；唐帅，2017；彭艳霞，2020；刘艳杰等，2020）。但针对本区水平井部署，尚未对页岩气储层进行小层划分，精细评价泥页岩气储层的甜点发育段。本文通过对中牟地区中牟2井太原组页岩气储层进行小层划分，通过对小层页岩气储层的详细分析评价，优选出储层甜点层段，为下一步水平井部署及靶窗选择提供依据。

1 地质背景

中牟地区位于南华北盆地太康隆起西北缘斜坡，通许隆起尉北凸起与开封坳陷中牟凹陷南部斜坡的交界地带（图1）。构造演化大体上经历了寒武纪—中奥陶世滨浅海相沉降盆地发育时期、晚奥陶世—泥盆纪克拉通古陆隆起剥蚀期、石炭纪—二叠纪海陆过渡相沉降盆地发育时期和三叠纪—第四纪陆相盆地发育时期 4 个演化阶段。其中，下二叠统太原组为 3套灰岩夹 2套黑色泥岩及煤层沉积组合，总体表现为海进退积序列，其中泥页岩段为潟湖相、灰岩段为局限台地相；而山西组下部主要为砂岩、上部总体为黑色泥岩与煤层，总体表现为海退进积序列，逐渐由前三角洲向三角洲前缘，最后发展为三角洲平原的演化历程。该区上古生界沉积地层相对较稳定，厚度 800～1200 m，具有分布面积广、厚度大、埋藏适中等特点，所含烃源岩可细分为暗色泥岩和煤层，暗色泥岩一般厚 200～500 m，煤层厚 10～40 m，主要发育于太原组、山西组和下石盒子组，有机质丰度平均为 1. 07%～2. 05%，最高可达5.7%。有机质类型以Ⅲ型为主，Ro值为1. 0%～3. 0%，处于成熟—过成熟阶段，综合评价为中等— 好烃源岩（张英利等，2006；张忠民等，2006；程锦翔等，2007；赵俊峰等，2011；杜建波等，2012；杨燕青等，2019）。

2 地质特征

2.1 岩性特征

中牟2井太原组岩性组合主要为泥页岩、砂岩、灰岩和煤层，垂向变化较快，纵向非均质性较强。太原组顶部与山西组以灰岩的出现为分界，底部泥灰岩与本溪组地层煤层分界。本溪组—太原组总体岩性复杂，纵向非均质性较强，共有 12 套标志层可对比。其中，本溪组K1铝土岩为不整合面残积风化壳产物，为典型标志层，区域性可对比，向上太原组 K3 砂岩、K2、K4~K6 灰岩标志层表现出低伽马、高电阻率测井响应特征，M1~M6 煤层油气显示好，密度明显相对较低，横向易对比（图2）。

2.2 小层划分

根据其标志层、沉积序列与测井响应特征，将本区太原组划分为 3 段 7 小层（图2）。自下而上各段岩性及特征如下：

太一段：岩性以深灰色中厚层灰岩为主，夹薄煤层和灰黑色泥岩，对应①小层。垂向上，上部为泥质灰岩夹薄层煤线，下部为大套泥质灰岩，底部为薄煤层和深灰色泥岩。测井响应特征灰岩段呈现低GR、高电阻率。

太二段：岩性以黑灰色泥页岩为主，夹薄煤层、粉砂质泥岩、粉砂岩、灰岩，自下而上可划分②、③、 ④3个小层。

②小层：表现为大套炭质泥岩夹薄煤层（线），薄煤层（线）主要发育在中上部，底部为泥质灰岩。测井响应炭质泥岩为GR值较高、电阻率较低，煤层具有明显高AC、低密度。

③小层：表现为“上煤+中泥+下砂”特征。顶部发育煤线，中部沉积一套炭质泥岩，底部为薄层泥质粉砂岩。测井响应特征为上部存在一套低 GR、高 AC 的煤线，电阻率总体具上低、下高特征，AC 由上至下呈逐渐降低趋势。

④小层：表现为顶部有煤线，中部发育炭质泥岩，底部为薄层灰色泥质灰岩。测井响应特征为 GR/AC 曲线整体纵向特征基本一致，呈“两低夹一高”特征，底部泥质灰岩电阻率较高。

太三段：下部岩性以灰黑色泥岩为主，夹薄层灰岩和粉砂质泥岩，自下而上可划分⑤、⑥两个小层；上部为厚层深灰色灰岩和灰黑色泥岩夹粉砂岩，对应⑦小层。

⑤小层：表现为“上泥下灰”特征，即上部发育深灰色泥岩，下部发育一套厚层灰色泥质灰岩。测井响应特征为纵向特征基本一致，GR/AC 曲线呈 “上高+下低”，电阻率曲线呈“下低+上高”。

⑥小层：中上部整体发育一套较厚炭质泥岩，底部发育一套薄层泥质粉砂岩。测井响应特征为中上部炭质泥岩 GR/AC 值较高、电阻率较低；底部泥质粉砂岩GR/AC值较低、电阻率较高。

⑦小层：顶部为灰色泥质灰岩，中部发育炭质泥页岩，底部为厚层的泥质灰岩。测井响应特征为含灰泥岩、炭质泥岩GR/AC值较高、电阻率较低；泥质灰岩、泥质粉砂岩GR/AC值较低、电阻率较高。

2.3 沉积特征

太原组下段沉积期，经历了由早期以滨海-沼泽相与滨海-潟湖沼泽相组合到晚期以海湾潟湖沼泽相与浅海相组合为主的转变。到了太原组上段沉积期，其沉积格局经历了以早期滨海潟湖沼泽相与远岸砂坝潟湖，沼泽相与海湾潟湖沼泽相组合 （宋慧波等，2011）。在此沉积背景下，太原组岩性主要表现为以暗色泥岩为主，泥灰互层并夹有薄层煤线。中牟地区太原组厚度一般为 50～190 m（郭少斌等，2015），在中牟2井太原组厚度76.6 m，表现为海相灰岩、暗色泥岩和煤层交替出现的沉积序列，沉积相主要为潮坪、潟湖及局限台地相，可进一步划分为4个亚相、4个微相。

本区潮坪相划分为潮间带亚相和潮上带亚相，二者分别划分为泥坪微相和沼泽微相。泥坪微相主要为厚层泥质沉积夹薄的砂质层，沉积构造主要为水平层理和块状层理，古生物发育相对较多，多见遗迹化石及植物根等（图3a、3b），在研究区太二段②小层下部（图3a）、③小层（图3b）和④小层较为发育；沼泽微相岩性主要为灰黑色炭质泥岩和煤岩，发育水平层理，含丰富的植物化石，由于太原组沉积时期，海侵频繁发生，所以保存下来的泥炭层常形成薄层煤，仅局部可采（图3c），主要发育于研究区太二段②小层上部（图3c）。

本区潟湖相划分为潟湖亚相、潟湖微相。潟湖微相岩性为灰、深灰、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩，夹薄层粉、细砂岩，以及含生屑泥晶灰岩，黄铁矿、菱铁矿等自生矿物较发育，沉积构造主要包括水平层理和缓波状层理，植物碎屑多见，含生屑泥晶灰岩中发育广盐性生物，包括腹足类、苔藓类和藻类等 （图3d、3e）。该沉积微相在研究区太三段⑤小层上部、⑥小层（图3d）和⑦小层上部（图3e）较为发育。

本区局限台地相划分为潮下带亚相、泥灰台地微相。泥灰台地微相岩性特征表现为以泥晶灰岩、 （含）粒屑泥晶灰岩、鲕粒灰岩及泥晶生屑灰岩，沉积构造多为水平层理、波状层理和块状层理，生物碎屑以广盐性生物为主，包括介形虫、双壳类和腹足类，此外还发育部分窄盐性生物，但腕足类较少见（图3f、3h、3i）。该沉积微相在研究区太一段①小层（图3f、3h）、太三段⑤小层下部和⑦小层下部（图3i）广泛发育。

a—深灰色泥页岩，见植物化石，泥坪微相；b—黑色泥岩，断面见植物根茎化石，泥坪微相；c—黑色煤，沼泽微相；d—灰黑色泥岩，黄铁矿浸染分布，潟湖微相；e—灰黑色含粉砂质泥岩，黄铁矿呈结合状分布于泥质中，潟湖微相；f—灰色泥质灰岩，裂隙发育，泥灰台地微相；h—含生屑微晶灰岩，泥灰台地微相；i—泥晶生屑灰岩，泥灰台地微相

3 页岩气储层特征

中牟 2 井钻井揭示太原组埋深 2843.72～2920.8 m，厚度 77. 08 m。据①～⑦小层岩心泥页岩厚度统计结果（表1），本组泥页岩厚度 42.52 m，泥地比 0.55；分段以太二段泥页岩厚度最大，为 20. 01 m，泥地比 0.76；分小层以②小层泥页岩厚度最大，为11.21 m，泥地比0.97。

3.1 岩矿特征

X 射线衍射全岩矿物分析显示，太原组泥页岩矿物主要为黏土矿物和石英，其次为长石、碳酸盐岩矿物、黄铁矿、菱铁矿及铁白云石等。黏土矿物含量最高，含量一般为 30.3%～72.6%，平均值为 47.7%；石英含量次之，含量一般为 17. 0%～52.9%，平均值为 37.9%；长石主要为斜长石，含量不超过 10. 0%，平均值为 2.7%；黄铁矿含量变化较大，部分样品黄铁矿富集，含量可达 23.2%，平均值为3.7%；菱铁矿、铁白云石含量一般低于10. 0%，平均值为2.4%。

3.2 地化特征

中牟 2 井太原组泥页岩实测 TOC 平均为2.35 %，其中④小层 TOC 平均值最高，实测 TOC 平均值为 2.88%，测井解释平均值为 3.17%。透射光下干酪根镜检显示干酪根类型指数（TI）平均值-24.4，有机质碳同位素分析显示 δ¹³C_PDB 均大于-27‰，表示有机质来源于陆地高等植物，干酪根显微组分 75% 为镜质组，其次为腐泥组，壳质组含量很少，无惰质组，有机质类型均为Ⅱ~Ⅲ型。Ro 为 3.23%～3.51%，平均为 3.34%，处于过成熟阶段，各小层差异较小（表2）。

3.3 物性特征

中牟地区太原组泥页岩氩离子抛光扫描电镜显示储集空间主要以无机孔和微裂缝为主。无机孔：主要有黏土矿物粒间孔、方解石边缘孔、黄铁矿晶间孔（图4a～4c），其中黏土矿物粒间孔数量较多且大，孔隙直径在1 μm以上。黄铁矿晶间孔数量也较多，主要为 100 nm 左右，而方解石边缘孔数量不多且孔隙直径远小于黏土矿物粒间孔。页岩内发育黏土矿物粒间孔、溶蚀孔（图4c、4d），黏土矿物粒间孔数量不多，孔隙直径 100 nm 左右，溶蚀孔一般形成于埋藏较深的位置，其溶蚀矿物通常为黏土矿物和方解石，其数量很少且孔隙直径变化较大，小的只有40 nm左右，大的高达138 nm。有机孔：太原组页岩储层有机质孔相对较少，主要发育一些有机质生烃隐爆孔，其形状主要是圆形、椭圆形，但孔隙直径大小有所不同（图4e）。

微裂缝主要发育有机质收缩缝和矿物接触缝，矿物接触缝普遍发育且缝长、缝宽均较大。不同类型均发育有机质收缩缝和矿物接触缝，但微裂缝的数量及规模大小各不相同（图4 f）。

中牟地区太原组泥页岩储层物性总体表现为低孔、特低渗特征，有效孔隙度整体偏小，中牟 2 井泥页岩较为致密，孔隙度小，渗透率低，为 1. 0%～3.9%，平均为1.64%；脉冲渗透率变化很大，一般为 0. 00001～0.608 mD，平均值约0. 0706 mD。

a—黏土矿物粒间孔；b—方解石边缘孔；c—黄铁矿晶间孔；d—溶蚀孔；e—有机质生烃隐爆孔；f—石英与方解石晶体边缘收缩缝

3.4 含气性特征

对太原组泥页岩取样进行含气量解析测试，结果显示泥页岩含气量1. 0～4.30 m³ /t，平均2.54 m³ /t； 砂岩含气量1.23～2.35 m³ /t，平均1.79 m³ /t；灰岩含气量0.55～2.62 m³ /t，平均1.40 m³ /t，整体含气性较好。③～④小层相对较高，测井含气量平均值分别为 1.695 m³ /t，1.954 m³ /t，全烃含量平均值分别为 1.92%，2.45%。

太原组煤、炭质泥页岩有机碳含量高，TOC 含量分布于2.25%~54.40%，煤、高TOC泥页岩孔隙度较高，TOC 与孔隙度呈正相关，二者含气性最好， TOC与含气性存在正相关性，表明高TOC、高孔隙度泥页岩段具有良好的生烃和储集能力（图5），为最有利的富气岩相类型。

3.5 岩石力学特征及地应力场特征

岩石力学参数显示，①～⑦小层泥页岩纵向抗压强度为 85.5～328.4 MPa，平均为 177.2 MPa；杨氏模量为 17.5～44.7 GPa，平均为 28. 0 GPa；泊松比为 0.18～0.32，平均值为 0.22（表3）。根据 FMI电成像资料井壁崩落及钻井诱导缝发育特征，确定中牟地区太原组现今最大水平主应力方向为北东东—南西西向，快横波方位指示最大水平主应力方向也是北东东—南西西向；最大水平主应力介于 61.70～66.85 MPa，平均为 63.79 MPa，最小水平主应力介于51.33～54.52 MPa，平均为52.80 MPa（表3），水平两向主应力差异相对较小，差异系数低于 25. 0%，易于形成体积缝网。

4 综合评价

甜点参数主要有岩相、泥页岩厚度、有机质成熟度和黏土矿物含量等关键参数（李国荣等， 2022）。综合《四川盆地五峰组—龙马溪组页岩储层标准》（于荣泽等，2020），《煤系泥页岩气储层评价指标体系》（梁正中等，2019）与本区探井储层评价结果，初步建立中牟地区太原组泥页岩储层分类标准（表4）。依据中牟 2井太原组各小层泥页岩层段的岩性、地化、物性及含气性、岩石力学等特征参数进行储层分类，太原组④小层介于Ⅰ类储层Ⅱ类储层之间，②小层、⑥小层为Ⅱ类储层储层，③小层介于Ⅱ类储层与Ⅲ类储层之间，①小层、⑤小层、⑦ 小层为Ⅲ类储层。②～④小层厚度 26.4 m，泥页岩厚度 20. 01 m，整体厚度较大，且横向分布稳定，是水平井靶体和体积压裂设计的重点段。⑤小层底部4 m灰岩与①小层顶部灰岩为②～④小层目标层段形成较好的上下压力隔挡层；为提高入靶和水平井轨迹穿行钻遇率，压裂能上下兼顾。综合各小层储层参数，优选②小层顶部高 GR 段为钻井定向标志层和水平井穿行段。

5 结论

（1）南华北盆地中牟地区太原组地层受二叠世早期海侵运动影响，沉积了海相灰岩和陆相煤层交互出现的沉积序列，可细分为泥坪、泥炭沼泽、潟湖、泥灰台地等沉积微相，沉积了相潮坪-潟湖相含煤建造序列。

（2）根据岩性组合、沉积相和测井响应特征，将太原组整体分为 3 大段，细分为 7 个小层。通过储层地质特征分析，分析出②～④小层表现为TOC含量、石英含量、孔隙度、含气量及全烃显示相对高的 “五高”特征，可作为下一步勘探开发甜点段。

（3）基于岩性、地化、物性及含气性等特征参数，对各小层进行分类，优选②小层顶部高GR段为水平井段穿行层位。另外，在下一步水平井分段压裂方案制定时，应充分考虑“叠合气藏”压裂改造特征，力争纵向上获得“三气”产能。

致谢 特别感谢中石油西南油气田分公司王兰生教授的指导和建设性修改意见。

参考文献