武威盆地兒馬湖凹陷石炭系頁巖氣資源潛力及沉積相分析

胡 峰,龍思萍，王雪梅,吳增友，高懷軍,李金芝

(1.中國石油東方地球物理勘探公司西南物探分公司，四川 成都 610213；2.中國石油東方地球物理勘探公司西南物探研究院，四川 成都 610213)

甘肅省境內含油氣盆地眾多，具有頁巖氣勘探開發的優勢，酒泉、民和等盆地都已經發現了一定規模的泥頁巖油氣藏。武威盆地石炭系頁巖氣勘探是近年來勘探熱點，露頭資料揭示石炭系烴源巖分布廣、厚度較大、生烴能力強。然而武威盆地被古近系覆蓋，尤其是北部坳陷烴源巖分布不清，油氣資源前景不明[1-4]。目前重磁電非地震勘探基本查清了武威盆地基底結構和大小規模，但盆地內沉積地層結構、沉積相還未查清,需要結合勘探分辨率高的地震方法,在有井約束條件下，利用地質體的地震響應特征(振幅、頻率、相位和時差)，通過地震相轉化為沉積相的分析方法,來查明頁巖層分布范圍及厚度變化，為頁巖氣探井部署提供可開采依據。

1 地質概況

武威盆地位于甘肅省河西走廊東部，地跨內蒙、甘肅、寧夏部分地區。武威盆地南以祁連山，北以龍首山-北大山-巴音烏拉山為界，西抵桃葫蘆山，東至賀蘭山，總體呈近東西走向，其所處的大地構造位置為阿拉善地塊、北祁連加里東褶皺帶及賀蘭山南北向褶皺帶三個構造單元的交匯地帶(圖1)，它具有褶皺帶-地塊過渡的性質，其主體位于阿拉善地塊邊緣，基底由前震旦系龍首山群中深變質的結晶基底和下古生界淺變質巖組成，盆地面積約27 500 km2。武威盆地現今總體格局主要呈現為“二隆三凹”的構造格架，但隆起帶中含有次一級局部凹陷，凹陷中含有次一級局部隆起(圖2、圖3)。中部為近東西向中央隆起(包括冰草湖凹陷和土墩坳陷)，將盆地分為北部坳陷和南部坳陷，南、北部坳陷又被北東向斷層進一步劃分為次一級的小凹陷，北部為兒馬湖和巴彥都冷凹陷，其中兒馬湖凹陷石炭系沉積厚度較大、分布較廣。

圖1 武威盆地構造位置

圖2 武威盆地構造單元劃分

圖3 武威盆地AB線地震地質綜合解釋剖面

據文獻[1-4]，武威盆地石炭系沉積環境以三角洲為主，其次為濱湖相、深湖相，有利于烴源巖的形成，頁巖分布廣泛，且厚度較大。因武威盆地屬于山間斷陷盆地，沉積環境不穩定，次一級凹陷沉積相變化較大。該區石炭系總體為一套濱海近岸含煤碎屑巖沉積，發育下石炭統前黑山組(C1q)、臭牛溝組(C1c)和靖遠組(C1j)，上石炭統羊虎溝組(C2y)和太原組(C2t)，地層殘余厚度 50～3 303 m。武威盆地頁巖以灰-黑色頁巖和灰黑-黑色炭質頁巖為主，沉積相類型分別為淺湖-半深湖相和淺海陸棚相，其中灰-黑色頁巖主要發育在下石炭統臭牛溝組，而灰黑-黑色炭質頁巖發育在下石炭統靖遠組、上石炭統羊虎溝組和太原組。

2 武威盆地頁巖氣形成條件

2.1 有機碳含量

有機碳含量(TOC)是頁巖氣聚集最重要的控制因素之一，不僅控制著頁巖的物理化學性質，包括顏色、密度、抗風化能力、放射性、硫含量，并在一定程度上控制著頁巖的彈性和裂縫的發育程度，更重要的是控制著頁巖的含氣量[5-7]。

根據武威盆地14條地面地質剖面149塊巖石樣品的有機質豐度測定結果，統計分析后得出：研究區石炭系靖遠組的頁巖中有機碳含量為0.87%～7.98%，樣品平均值為4.43%；羊虎溝組的頁巖中有機碳含量為0.33%～9.74%，樣品平均值為3.13%；太原組的頁巖中有機碳含量為1.39%～20.36%，樣品平均值為7.97%；而下石炭統前黑山組、臭牛溝組的有機碳含量則較低(圖4)。平面上，高有機碳含量區主要集中于下河沿、黑山、小井子、福祿村一帶，有機碳含量為3.71%～9.08%，均值為5.48%。

2.2 成熟度

武威盆地石炭系總體演化成度較高，下統臭牛溝組頁巖鏡質體反射率(RO)均值2.39%，靖遠組頁巖RO均值為1.57%，上統羊虎溝組頁巖RO均值2.11%，太原組頁巖RO均值1.56%，整體上，研究區以高成熟和過成熟為主，根據美國經驗在成熟度較高區域依然有頁巖氣產出，高成熟度下頁巖氣亦能發育聚集[7]。

圖4 武威盆地石炭系含黑色頁巖各組TOC值及RO值分布

2.3 有機質類型

根據走廊區石炭系干酪根顯微組分的總體觀察結果，顯微組分中的腐泥和殼質組少見，鏡質組、惰質組在部分樣品中常見。從主要顯微組分的相對含量對比來看，鏡質組和惰質組在泥頁巖中普遍分布，其中惰質組平均含量高達88.5%，是有機質顯微組分的主要成分。根據各顯微組分計算類型指數：TI=(100A+50B-75C-100D)/100，A、B、C、D分別代表腐泥組、殼質組、鏡質組和惰質組百分含量[2，4]，計算了干酪根類型指數，繪制了類型指數分布圖(圖5)，明確了石炭系烴源巖為Ⅲ型腐植型干酪根。

圖5 武威盆地石炭系有機質類型指數分布

3 含氣效果實例分析

BC3井石炭系主要巖性為砂礫巖、含礫砂巖、細砂巖、粉砂巖、灰色泥巖、碳質泥巖及煤層不等厚互層[8]，全井段見熒光條帶顯示29 m/9層，生烴能力弱(圖6)。WD1井石炭系鉆遇太原組、羊虎溝組及靖遠組等3套烴源巖，暗色泥巖總厚度為140.9 m，其中太原組達到69.9 m。太原組暗色泥頁巖有機碳含量為0.38%～12.5%，平均6.7%。結合氯仿“A”值和生烴潛量等地化指標，認為太原組為優質烴源巖，羊虎溝組和靖遠組為中等烴源巖。表明兒馬湖凹陷石炭系具有頁巖氣形成條件。

石炭系太原組鉆獲含氣層，是武威盆地北部首次油氣調查的新發現，證實該區良好的油氣勘探前景。這2口探井相距4.8 km(圖2),石炭系太原組巖性和含油氣情況卻差異較大,顯然這與兩口井所處兒馬湖凹陷沉積相的位置有關。

圖6 WD1井、BC3井太原組綜合柱狀圖

4 兒馬湖凹陷沉積模式及頁巖氣有利勘探區域

與常規油氣資源相比，頁巖氣具有自生自儲自封、無氣水界面、低孔低滲等特征。頁巖氣勘探開發不僅要求頁巖生烴能力強，還需要厚度穩定、埋藏深度適中的頁巖層，以便于水平鉆井，零星的、厚度變化大的頁巖層,不利于水平鉆井[9-12]。目前,鑒于兒馬湖凹陷頁巖氣地震勘探程度低(測網密度1 km×2 km～5 km×10 km),鉆井資料少，依據少量鉆、測井地質資料,用地震相轉化為沉積相分析方法,調查頁巖層分布是可行的。

地震資料解釋地震相可定義為：對沉積環境(海相或陸相)所形成的地震反射特征進行識別。也就是說，不同沉積體系的各級界面、巖性及幾何特征，在地震剖面上有綜合的表現形式，及時差、振幅、相位及頻率有所不同，并進行歸納分類，即為地震相解釋[13]。沉積相研究傳統上是通過研究巖心和露頭確定的。然而，廣大的無巖心或無露頭的地區，利用地震剖面的運動學和動力學反射特征來識別沉積相，預測有利于油氣成藏沉積相帶，在國內外已取得了良好得效果。

4.1 地震相和沉積相分析

從圖7可以看出，BC3井處于兒馬湖凹陷邊緣斜坡，地震相位為亞平行或雜亂相，表明沉積環境不穩定，以礫巖、砂巖沉積為主,泥頁巖沉積為次；DW1井位于兒馬湖凹陷沉積中心，地震反射呈平行相，表明為深水沉積環境比較穩定，有利于泥頁巖沉積，其厚度相對穩定。

圖7 兒馬湖凹陷地震相反射特征分析

4.2 兒馬湖凹陷石炭系太原組理想沉積模式

根據圖7地震反射特征所對應的沉積環境，把地震相模式轉換為沉積相模式，如圖8所示：

圖8 兒馬湖凹陷地震相模式和沉積相模式

在WD1和BC3井這2口單井沉積相的約束下，從而建立兒馬湖凹陷石炭系太原組理想沉積相平面圖(圖9)。石炭系太原組可分4種沉積相或類型，呈不規則三角形環狀分布，從凹陷邊緣到凹陷中心分別是沖積扇相、濱湖亞相、淺湖亞相及深湖亞相。深湖相面積約8.5 km2，泥頁巖主要分布于深湖相，泥頁巖累計厚度變化范圍20～70 m，是頁巖氣有利勘探區域。

圖9 兒馬湖凹陷石炭系太原組理想沉積相

5 結論

(1)武威盆地兒馬湖凹陷中心石炭系太原組泥頁巖厚度較大，有機碳含量高，有機質類型以Ⅲ型為主，成熟度高，具有一定頁巖氣資源潛力。

(2)目前兒馬湖凹陷油氣勘探程度低，需要加大地震勘探力度，提高地震資料信噪比和分辨率，進行地震相-沉積相精細解釋，查清凹陷中心優質泥頁巖厚度及其分布范圍，埋藏深度，時機成熟后，部署頁巖氣水平探井，可望獲得頁巖氣勘探新發現。