準噶爾盆地二疊系頁巖氣儲層特征及潛力區優選

杜世濤，田繼軍，李沼鵜，來 鵬，馬 群

(1.新疆維吾爾自治區煤田地質局，新疆 烏魯木齊 830000；2.新疆大學，新疆 烏魯木齊 830011；3.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

準噶爾盆地(以下簡稱盆地)賦存豐富的能源[1-5]，前人已從不同角度和領域在盆地開展了大量的研究工作：秦勇等[6]從深部煤層氣理論角度，通過溫壓模擬實驗建立了深部煤儲層滲透率預測模型；鄭金海[7]等通過阜康凹陷侏羅系泥頁巖特征與Barnett頁巖對比分析，認為盆地具有較好的頁巖油氣生成潛力；曹劍[8]等根據盆地西北部的成堿演化序列、微生物及礦物(堿)特征、地球化學及生物化合物標志等證據，推斷下二疊統風城組為堿湖優質烴源巖；陳建平[2-3]等探討了盆地南緣油氣生成與分布規律，通過全面對比分析烴源巖抽提物與原油及烷烴類分子碳同位素組成、生物標志物組成特征，認為盆地南緣原油來自不同時代的烴源巖；吳朝東[9]等研究了盆地南緣二疊紀—三疊紀原型盆地演化歷程，認為盆地在該時期先后經歷了碰撞伸展、擠壓沖斷、弱擠壓凹陷和削高補低、穩定拗陷和準平原化4個階段。然而，以往在盆地分區、分層的地質研究工作中，缺乏全區域和連續層位的對比分析，整體研究非常規油氣地質的工作更少，使得不同的參照依據與評價體系并存，忽略了新能源領域統一對比、擇優分期、逐步整體推進的勘探開發原則。

通過收集石油及煤層氣井的巖性、樣品實驗數據和國內外最新的文獻資料等，對盆地二疊系頁巖儲層進行分析，在與國內外頁巖氣商業開發案例區地質數據對比的基礎上，提出了未來盆地頁巖氣勘探開發潛力區塊。

1 區域構造背景及地層特征

準噶爾盆地是在前寒武系結晶基底和古生界淺變質基底上發育的大型陸內疊合型盆地。從基底屬性和構造演化史分析，盆地經歷了3期前陸盆地的形成和發育階段：①受海西運動影響，早二疊世為前陸盆地斷(坳)陷發育階段，大部分區域地層的南斷北超伸展斷陷與東部的北斷南超組合形成不對稱箕狀凹陷格局。至晚二疊世，由于印支運動的推動，全盆構造性質轉換為南坳北斷。此階段盆緣表現為沖斷、推覆并強烈褶皺，盆內以大型隆起的平緩褶皺為主，伴生逆沖斷裂，如西北部的克烏斷裂、紅車斷裂。②在燕山運動的作用下，中晚侏羅世時期，盆地處于弱擠壓撓曲狀態。殘留地層顏色以雜色的辮狀河—濱湖沉積相、低成熟度的砂礫巖為主，說明沉積湖盆已縮小，地層因擠壓而隆升，如盆地腹部的車莫地區發生隆升，形成準南、烏倫古前陸坳陷。③晚第三紀—第四紀為再生前陸盆地階段，盆地南緣山前坳陷受喜馬拉雅構造運動影響，北天山強烈抬升，區域性南部掀斜，山前快速沉降，劇烈的構造活動推動了油氣藏的調整[6，9]。

在構造運動的改造下，盆地呈“東西分塊，南北分帶”的隆凹相間格局，隆凹區帶以斷層為界分開，走向基本與山體平行或垂直。盆緣呈高角度逆沖斷裂，腹部以漸緩的褶皺為主。地層埋深在山前逆沖位置較盆地腹部深，斷裂在山前較為發育，以逆沖斷層為主(圖1、2)。

圖1 準噶爾盆地構造分區

圖2 準噶爾盆地地層、構造剖面

以往研究顯示[7-13]，盆地二疊系主要優質烴源巖地層包括下烏爾禾組(東南緣：蘆草溝組、平地泉組)和風城組(表1)。其中，盆1井西凹陷下烏爾禾組烴源巖為侏羅系上部或白堊系的常規油氣源，地球化學數據證實，當前的陸梁油田、莫索灣油氣田、莫北油氣田、石西油田等都由水平距離為40 km、垂直距離為4 km的凹陷中心下烏爾禾組烴源巖供給，證明該組生烴潛力巨大。文獻資料顯示，風城組屬于堿湖強還原環境下發育的陸(湖)相優質烴源巖，具備較強的頁巖氣勘探開發潛力。蘆草溝組發育于博格達山與克拉美麗山之間，巖性特征、化石指向、礦物特征和鹽度等證據表明，該組泥頁巖由南至北，沉積環境由半深湖—深湖的高鹽強還原環境過渡為扇三角洲前緣—半深湖的還原環境，泥頁巖厚度逐漸變薄，砂泥比逐漸增大。初步判斷該區塊總體生烴潛力較強，但存在由南至北減弱的趨勢。由于盆地頁巖氣勘探工作仍處于初期，對主要目的層系、資源潛力、勘探區域和制約因素等問題的研究仍依靠常規油氣地質、地球物理和化學資料，因此，有利區的選定與評價主要參考烴源巖的展布面積、厚度、埋深、有機質豐度、成熟度、脆性礦物含量等常規參數。

表1 二疊系主要烴源巖特征

2 泥頁巖分布區域及層位優選

目前，盆地常規油氣井及油田主要分布于西北部的中拐凸起、克百斷裂帶和烏夏斷裂帶與瑪湖凹陷的交界處、腹部的陸梁隆起、東道海子凹陷與盆1井西凹陷合圍的三角區和東南部準東、北三臺、火燒山和五彩灣等地(圖1)。常規油氣鉆井過程中，二疊系頁巖顯示出一定的含氣性，在盆地東南緣和西北部的二疊系地層均獲得過低產氣流。

2.1 泥頁巖分布區域及層位初選

頁巖氣生于泥頁巖，儲于泥頁巖[14-17]。盆地二疊系泥頁巖主要發育于中—下二疊統，自下而上分別為佳木河組、風城組、夏子街組和下烏爾禾組(不同區域組名不同，見表1)，區域性分布差異較大。

西北部二疊系地層自山前沖斷帶至達巴松凸起埋深逐漸變淺，但總體埋藏較深(3.5～8.1 km)，偏北部的陸梁隆起、烏倫古凹陷和紅巖斷裂一帶缺失二疊系地層；正南部二疊系地層埋藏更深(8.0～14.0 km)；東南部二疊系地層埋深顯著變淺(1.0～4.0 km)(圖1、2，表1)。其中，西北緣烏爾禾組埋深為3.5～6.0 km，東南部埋深為1.0～1.2 km，東北部埋深為1.0～6.0 km；風城組的埋深一般為5.5～13.0 km，西北緣埋深為5.5～7.5 km。受深度限制，首先排除南部、北部的陸梁隆起及烏倫古凹陷、紅巖斷裂帶作為目前技術條件下勘探開發的探討區域，將盆地西北至腹部瑪湖凹陷—盆1井西凹陷和東南部列為此次研究的評價區。

2.2 泥頁巖展布特征

據盆內老油氣田的20余口探井、巖心、錄井、測井、二維、三維地震及露頭等勘探資料顯示：盆地西北至腹部下烏爾禾組沉積范圍主要分布于瑪湖凹陷—盆1井西凹陷，瑪湖凹陷沉積中心的最大厚度可達1 000 m左右，盆1井西凹陷—昌吉凹陷內沉積中心厚度約為600 m，其他地區厚度為200 m左右，展布面積達6.3×104km2，富有機質泥頁巖累計厚度為50～450 m，平均厚度為125 m。盆地東南部主要分布于阜康凹陷、五彩灣凹陷、北三臺西斜坡，南部露頭剖面顯示蘆草溝組黑色湖相頁巖頁理發育，如妖魔山剖面蘆草溝組上段發育深灰色粉砂質泥巖夾砂巖薄層和灰巖透鏡體，阜康凹陷—北三臺西斜坡蘆草溝組富有機質泥頁巖展布面積達4×104km2，單層厚度為5～10 m，累計厚度為450 m，頁理發育；風城組主要分布于瑪湖凹陷、盆1井西凹陷和昌吉凹陷，沉積厚度由北西向南東逐漸減薄，最大可達1 400 m，展布面積約為3.2×104km2，富有機質泥頁巖厚度一般為50～300 m，平均厚度為116 m；佳木河組沉積中心主要分布在克-夏斷階帶，呈條帶狀薄層展布。

綜上所述，二疊系暗色泥頁巖主要分布于盆地內瑪湖—中央坳陷區，累計厚度一般為100～650 m，平均厚度為200 m，其次為阜康凹陷—北三臺西斜坡一帶(圖3)。

2.3 泥頁巖物理特征

據盆1井西凹陷的風7井鉆井及巖心資料顯示，西北及腹部的下烏爾禾組巖性為暗色泥頁巖夾白云質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖薄層，泥頁巖宏觀裂隙較為發育，見油浸。風城組礦物成分主要為云質巖，其中泥質、白云質、硅質含量分別為10.00%～90.00%、5.00%～80.00%、0.00～40.00%。盆地西北部6口井的199塊巖心測試結果顯示，孔隙度平均為4.65%，滲透率為0.003×10-3～47.900×10-3μm2，比較致密[18-19]。

X射線衍射分析表明，蘆草溝組巖石礦物斜長石、白云石、石英、黏土礦物、方解石、鉀長石含量分別為26.42%、23.64%、21.09%、11.67%、10.01%、4.87%；另外，據268個氣測孔隙度與滲透率結果顯示，頁巖氣儲層孔隙度為6.09%～25.79%，平均為10.99%，滲透率為0.002×10-3～2.760×10-3μm2；恒速壓汞實驗表明，蘆草溝組樣品的孔隙半徑為90.0～180.0 μm，平均為124.5 μm，喉道半徑為0.1～0.4 μm，滲透率小于1.000×10-3μm2的樣品平均喉道半徑為0.3 μm，滲透率大于1.000×10-3μm2的樣品孔喉半徑為30.0～180.0 μm[19]。可見，蘆草溝組孔喉半徑分布范圍大，滲透率稍低。根據巖性及其分布特征，將西北及腹部的中—下二疊統下烏爾禾組(東南部的蘆草溝組、平地泉組)和風城組作為優選層位。

3 泥頁巖主要層位地球化學特征

泥頁巖的TOC、Ro、氯仿瀝青“A”和生烴潛力等地球化學實驗參數是目前精確定位泥頁巖生氣潛力的重要指標。王麗波等[16]認為TOC平均值達到4.88%為較好的烴源巖生氣標準；鄒才能等[20]通過總結北美的頁巖氣成功開發案例，認為富有機質烴源巖TOC大于2.00%已符合開發條件；林會喜等[21]在研究哈山地區地球化學特征時認為S1+S2為7.00～10.00 mg/g已具生烴潛力；前人研究顯示，Ⅰ—Ⅲ型干酪根均具有商業成功開發案例[22]，故不將干酪根類型作為影響烴源巖產氣的因素。

圖3 準噶爾盆地中二疊統泥頁巖厚度及潛力區劃分

3.1 干酪根含量及類型

盆地西北部下烏爾禾組富有機質泥頁巖TOC為0.70%～4.76%，最高為12.08%；佳木河組TOC普遍較低，一般小于0.74%，干酪根類型以Ⅲ型為主，生氣能力有限；風城組TOC大于1.00%，類型為偏腐殖腐泥型(Ⅱ1型)；東南部露頭樣品數據顯示，蘆草溝組TOC為1.73%～19.80%，妖魔山剖面蘆草溝組泥頁巖TOC接近8.00%；井井子溝組TOC為0.47%～5.34%。據鄒才能等[20]研究，蘆草溝組頁巖主要為腐泥型(Ⅰ型)和腐殖腐泥型(Ⅱ1型)，80%干酪根樣品的H、C原子比為1.3～1.6，高于中國撫順油頁巖和茂名油頁巖，且與美國猶英塔盆地始新統綠河頁巖和澳大利亞塔斯曼二疊系的油頁巖相當。

3.2 有機質成熟度

盆地二疊系有機質成熟度表現為成熟—高成熟特征。下烏爾禾組Ro為0.80%～1.00%，風城組Ro為0.54%～1.41%(瑪湖凹陷Ro為1.00%～1.30%)。衛延召等[4]通過研究瑪湖凹陷的埋藏史及干酪根熱解實驗，證實風城組于中侏羅世達生油高峰，目前處于生氣高峰，并伴有少量油型裂解氣發生；陳建平等[11]應用模擬軟件計算了盆地東南緣不同位置干酪根的熱演化成熟度和生烴史，結果顯示阜康凹陷二疊系泥頁巖Ro為1.00%～2.60%，于早侏羅世末達到裂解生油階段，晚白堊世早期達到生油高峰，中新世中期達到裂解生氣階段，目前處于大量生氣階段。

3.3 頁巖含氣性

據文獻資料[18]，盆地西北部瑪湖凹陷風城組生氣強度為50×107～600×107m3/km2，生烴潛量大于6.00 mg/g，盆地腹部的盆1井西凹陷生氣強度為50×107～400×107m3/km2，佳木河組生氣強度小于140×107m3/km2。前人通過對盆地東南緣蘆草溝組的190個樣品熱解分析，生烴潛量達0.40～226.43 mg/g，平均為37.00 mg/g，87%的樣品大于6.00 mg/g[19]。

常規油氣鉆井過程中，二疊系頁巖層氣測顯示活躍，在盆地西北部、東南部均于二疊系地層中獲得過低產氣流，如吉參1井在2 285～2 295 m層段(石炭系—二疊系)氣測顯示異常明顯，裂縫多冒氣泡，巖心見油跡。瑪北油田探明石油地質儲量為4 381.62×108t、溶解氣地質儲量為8.12×108m3，鄰區西北緣發現常規氣田4個，探明天然氣地質儲量為287.47×108m3。在滴水泉—北三臺西斜坡的滴南3、滴南4、火3、火北1、大3、大8等井鉆遇二疊系頁巖地層，見到良好的油氣顯示，氣測值為1 200×10-6～80 000×10-6。

4 頁巖氣有利區優選標準

立足于盆地頁巖氣勘探處于初期、技術力量受限、資料缺乏的現狀[23-25]，圍繞油田常規數據及最新文獻資料(表2)，將研究區的泥頁巖展布面積、埋深、厚度、脆性礦物含量、儲層孔滲特征、TOC、Ro、含氣性等參數，與國內外商業開發案例相應參數對比，認為有利區的評價與優選應遵循以下原則：①“木桶短板效應”，即納入有利區范圍的頁巖必須具備產氣的條件，如佳木河組TOC小于0.74%，單憑此一項即可排除該組作為有利(層位)區；②“補償效應”，即若埋藏較深的頁巖層含氣突出，富有機質頁巖累計厚度大，則不影響其晉升為有利區；③“風險最小化”，有效烴源巖展布面積、埋深、厚度、脆性礦物含量、儲層孔滲特征、TOC、Ro、含氣性等參數的完善有利于降低勘探開發風險；④“利益最大化”，即規模化、工廠化和集成化作業是降低非常規能源勘探開發成本和提高勘探開發效率的方向，因此，同等條件下將大區塊作為首選區。

表2 參數對比與評價

綜上所述，將瑪湖凹陷至盆1井西凹陷作為首選有利區，具體依據為：①表2所列參數顯示，該區塊具備良好的產氣物質基礎；②常規油井在其邊緣分布較多，依據較為可靠，可最大程度降低勘探開發風險；③下烏爾禾組與風城組在該區域疊置分布，泥頁巖展布面積廣、厚度大，有利于整體布局作業，降低勘探開發成本，提高效率。將阜康凹陷、五彩灣凹陷作為次選有利區。具體依據為：①與首選有利區選擇依據相比，相關參數較次；②相關含氣性數據不全面(表2、圖3)。

5 結 論

(1) 盆地泥頁巖主要發育于中—下二疊統，在西北及腹部分布于瑪湖坳陷、盆1井西凹陷，主要包括佳木河組、風城組、夏子街組以及上下烏爾禾組；東南部泥頁巖主要分布于阜康凹陷—北三臺西坡一帶，包括蘆草溝組和井井子溝組。

(2) 盆地西北部下烏爾禾組和風城組泥頁巖累計厚度為50～480 m、埋深為6～11 km、TOC為0.70%～4.76%、Ro為0.54%～1.41%、生氣強度為50×107～600×107m3/km2，表現出較高的油氣生成潛力；佳木河組TOC普遍低于0.74%，生氣強度小于140×107m3/km2，生氣潛力受限；東南部蘆草溝組泥頁巖累計厚度為50～300 m、埋深為1.5～4.0 km、TOC為1.73%～19.8%、Ro為1.0%～2.6%、生氣強度為0.40～226.43 mg/g，具備較好的生氣物質基礎；井井子溝組TOC為0.47%～5.34%，生氣潛力較低。

(3) 根據“木桶短板效應、補償效應、風險最小化、利益最大化”的選區評價原則，將準噶爾盆地西北部瑪湖凹陷—盆1井西凹陷評價為首選有利區，優勢層位為下烏爾禾組和風城組；東南部阜康凹陷—北三臺斜坡的蘆草溝組評價為次有利區。

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