仰云峰，饒 丹，付小東，申寶劍，許 錦

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214151;2.中國石油 杭州地質研究院，杭州 310023)

柴達木盆地北緣石炭系克魯克組頁巖氣形成條件分析

仰云峰1，饒 丹1，付小東2，申寶劍1，許 錦1

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214151;2.中國石油 杭州地質研究院，杭州 310023)

以柴達木盆地北緣野外剖面地質調查為基礎，結合相關鉆井、露頭資料和前人研究成果，綜合分析柴北緣上石炭統(tǒng)克魯克組富有機質泥頁巖展布、有機地球化學、礦物組成、儲集空間、含氣性等方面特征。結果表明,克魯克組頁巖有機質豐度高，w(TOC)為0.28%～11.93%，平均值大于2%，Ro為0.9%～1.44%，平均為1.12%，處于有機質熱演化的成熟階段，頁巖有效厚度為30～150 m，脆性礦物含量大于40%，微米—納米級裂縫和孔隙發(fā)育，含氣量為1.01～2.85 m3/t，平均為1.87 m3/t，尕丘凹陷、歐南凹陷和德令哈斷陷有利于頁巖氣形成與富集，是克魯克組頁巖氣勘探開發(fā)的有利區(qū)。

頁巖氣成藏；克魯克組；石炭系；柴達木盆地北緣

“頁巖氣”概念首先由美國的Curtis教授提出[1]，隨后被廣泛引入中國。它是指主體位于暗色泥頁巖或高碳泥頁巖中，以吸附或游離狀態(tài)為主要存在形式的天然氣聚集[2]。隨著北美、歐洲等地區(qū)頁巖氣勘探程度的不斷加大，對頁巖氣的儲集特征、成藏機理等方面的研究取得了重大進展。與他們相比，中國沉積盆地經(jīng)歷了多旋回的構造演化，富有機質泥頁巖層系具有自身獨特的地質特征，頁巖氣勘探尚處于起步階段。國土資源部油氣中心從2002年開始跟蹤國外頁巖氣發(fā)展動態(tài)，2004年聯(lián)合中國地質大學(北京)重點研究中國富有機質泥頁巖發(fā)育情況，2009年和2011年先后啟動了“中國重點地區(qū)頁巖氣資源潛力及有利區(qū)帶優(yōu)選”和“全國頁巖氣資源潛力調查評價及有利區(qū)優(yōu)選”。

在商業(yè)性頁巖氣勘探開發(fā)方面，中國石油和中國石化已在川南、渝東鄂西、泌陽、濟陽和東濮、鄂爾多斯等地區(qū)開展了大量頁巖氣老井試氣和鉆探評價工作，加快了四川、泌陽、鄂爾多斯等盆地頁巖氣勘探開發(fā)的步伐。柴達木盆地上古生界石炭系廣泛發(fā)育1套海相及海陸過渡相地層，過去一直被認為已變質或淺變質，沒有勘探價值而作為基底對待。但近年來的研究表明，有相當一部分石炭系沒有發(fā)生變質[3]，尤其是柴北緣地區(qū)的上石炭統(tǒng)，其中的暗色泥頁巖、碳酸鹽巖具有良好的生烴條件，且分布較廣泛，是盆地內(nèi)一套潛在的烴源巖層系，具有一定的勘探價值[4-9]。

本文在調研柴達木盆地北緣石炭系地層發(fā)育特征的基礎上，結合富有機質泥頁巖層段的有機地球化學和儲層物性特征等成藏地質條件，探討了柴達木盆地北緣石炭系地層頁巖氣發(fā)育有利區(qū)分布。

1 石炭系泥頁巖分布特征

柴達木盆地石炭系地層主要出露在盆地的周邊地區(qū)，而盆地內(nèi)部則被中新生界地層覆蓋，石炭系自下而上分別為下石炭統(tǒng)埃姆尼克組(C1a)、穿山溝組(C1cs)、城墻溝組(C1cq)和懷頭他拉組(C1h)，上石炭統(tǒng)克魯克組(C2k)和扎布薩尕秀組(C2zh)。從目前鉆井情況來看，只有霍參1井、尕丘1井等極少數(shù)鉆井鉆遇了石炭系地層[8]，但野外剖面揭示盆地北緣石炭系西起綠梁山，東至牦牛山及都蘭大海灘地區(qū)廣泛存在，以石灰溝、埃姆尼克山、歐隆布魯克山和牦牛山地區(qū)出露最全。

通過對柴北緣11條地質剖面(圖1)的踏勘發(fā)現(xiàn)，柴達木盆地北緣石炭系可能的烴源巖為暗色碳酸鹽巖和暗色泥巖。它們的發(fā)育和分布主要受沉積環(huán)境控制，厚度變化較大，尤其上石炭統(tǒng)克魯克組和扎布薩尕秀組。下石炭統(tǒng)暗色泥巖不是很發(fā)育，其中懷頭他拉組暗色泥巖分布較廣泛，沉積厚度較大，在穿山溝剖面和柴東阿勒格爾泰山剖面附近厚度超過100 m。相對而言，上石炭統(tǒng)暗色泥巖較發(fā)育，尤其以克魯克組為典型，在柴北緣地區(qū)分布廣泛，沉積厚度較大，尕丘1井、石灰溝剖面和扎布薩尕秀東剖面沉積厚度分別達到302.1，201.1，139.5 m。

2 成藏條件

2.1厚度及分布

上石炭統(tǒng)暗色泥頁巖主要發(fā)育層位為克魯克組，柴北緣地區(qū)克魯克組暗色泥巖揭示厚度見表1。其中，尕丘1井揭示的克魯克組暗色泥頁巖厚度最大，達到302.1 m。露頭殘余厚度一般為5.4～202.1 m，其中石灰溝剖面克魯克組暗色泥頁巖殘余厚度達202.1 m，柴東地區(qū)扎布薩尕秀東剖面和阿勒格爾泰山剖面克魯克組暗色泥頁巖殘余厚度分別為139.5,116 m。以上克魯克組暗色泥頁巖在平面上分布于尕丘凹陷、歐南凹陷和德令哈凹陷(圖1)。

2.2 埋藏深度

根據(jù)青海油田研究報告，上石炭統(tǒng)克魯克組暗色泥頁巖埋深在盆地內(nèi)部大多超過4 500 m，埋深小于4 500 m有利于頁巖氣勘探的區(qū)域主要分布在尕丘凹陷、歐南凹陷及柴東德令哈斷陷內(nèi)的隆起區(qū)，且克魯克組暗色泥頁巖埋深主要分布在1 500～3 000 m之間。

圖1 柴達木盆地北緣克魯克組暗色泥頁巖厚度等值線

剖面層位地層厚度/m暗色泥頁巖厚度/m煤層厚度/m累計厚度/m尕丘1井紅山石灰溝穿山溝扎布薩尕秀東阿勒格爾泰山C2kC2kC2zhC2kC1hC2kC1hC2kC2dC1dg557391035932528926301．61619．3194．341．25．4143．4133．21152400．51．21．37．80006．313302．117．220．6202．141．25．4143．4139．5116243

2.3 有機質豐度和成熟度

有機質豐度(TOC)不僅是頁巖生氣量的物質基礎，而且影響頁巖氣藏聚集的總氣量和裂縫的發(fā)育。某種意義上講，TOC越高，頁巖內(nèi)吸附的氣量越多，對裂縫的發(fā)育就越有利。烴源巖中有機質對甲烷分子的表面有吸附作用[10]。在相同的地球動力學條件、巖石礦物組成和力學性能下，TOC是影響頁巖裂縫發(fā)育的一個重要因素[11]。TOC越高，頁巖越是脆性，越容易形成天然的或人為誘發(fā)的裂縫[12]。例如，北美Fort Worth盆地Barnett頁巖w(TOC)一般為1.0%～13.0%，平均為4.5%。頁巖TOC與裂縫發(fā)育的相互關系可以劃分為[13]：(1)w(TOC)<2.0%，裂縫發(fā)育較差；(2)w(TOC)=2.0%～4.5%，裂縫發(fā)育中等；(3)w(TOC)=4.5%～7.0%，裂縫發(fā)育較好；(4)w(TOC)>7.0%，裂縫發(fā)育很好。綜合柴北緣石炭系烴源巖研究成果[4-7,9]來看，柴北緣上石炭統(tǒng)克魯克組暗色泥頁巖平均w(TOC)一般都超過2.0%(表2)，其中石灰溝剖面和扎布薩尕秀東剖面分別有40%和42%的暗色泥頁巖w(TOC)>2.0%，不僅具備了大規(guī)模生氣的物質條件，而且有利于甲烷的吸附聚集和頁巖裂縫的發(fā)育。

表2 柴達木盆地北緣克魯克組頁巖有機質豐度

干酪根鏡下鑒定和干酪根碳同位素結果顯示，克魯克組暗色泥頁巖有機質以III型為主，部分樣品為II2型。石灰溝剖面19個克魯克組暗色泥巖樣品Ro在0.90%～1.21%，平均為1.08%；扎布薩尕秀東剖面3個泥巖樣品Ro在1.02%～1.44%，平均為1.16%?？傮w來看，克魯克組暗色泥頁巖處于有機質熱演化的成熟階段。當II2型傾氣源巖Ro>0.7%，III型傾氣源巖Ro>0.5%時，便會開始生成天然氣[14]。所以柴北緣克魯克組暗色泥頁巖應該處于大量生成天然氣的階段。

2.4 儲集條件

富含石英的暗色泥頁巖比富含方解石的灰色泥巖更容易形成裂縫[11]，長石和白云石同樣能夠增加暗色頁巖的脆性，所以高含石英、長石和碳酸鹽巖的頁巖脆性較強[13]。北美泥盆—石炭系在采頁巖氣藏的巖石礦物中含有較多的生物成因有機硅質和石英，多半含量大于40%，部分可達75%。這些氣田含有發(fā)育良好的天然裂縫系統(tǒng)，一般得益于高含量的石英增加了頁巖的脆性。我國南方下寒武統(tǒng)筇竹寺組泥頁巖脆性礦物(石英+長石+碳酸鹽巖)含量一般高于40%，黏土礦物含量小于30%，層間縫、斜交縫大量發(fā)育[15-16]。長芯1井下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖脆性礦物平均含量為49%，黏土礦物平均含量為48%，頁理、裂縫十分發(fā)育，全井段普遍發(fā)育水平層間縫和高角度構造縫[17-18]。

對扎布薩尕秀東剖面和石灰溝剖面上石炭統(tǒng)克魯克組暗色頁巖樣品測試發(fā)現(xiàn)(圖2)，石英含量為21.6%～64.1%，平均為43.1%；長石含量為0.0%～6.5%，平均為2.4%；碳酸鹽巖礦物含量為0.0%～13.6%，平均為2.5%；黏土礦物含量為31.3%～75.7%，平均為51.0%。從礦物組成看，石英、長石和碳酸鹽巖3種脆性礦物含量合計平均為48.0%，說明巖石脆性較好，與北美典型頁巖和我國南方頁巖具有很好的可比性。

圖2 柴達木盆地北緣克魯克組頁巖礦物組成特征

圖3 柴達木盆地北緣克魯克組頁巖掃描電鏡照片

頁巖氣儲層為低孔低滲儲層，目前對柴北緣上石炭統(tǒng)克魯克組頁巖儲層的孔滲特征研究資料很少，本次工作也僅對少數(shù)樣品進行了孔滲測試?？唆斂私M泥頁巖露頭樣品孔隙度為3.68%～17.72%，平均為9.77%；滲透率為(0.000 2～0.025 5)×10-3μm2，平均為0.012 9×10-3μm2，與北美商業(yè)性開發(fā)的頁巖氣藏相比，孔隙度相當，滲透率更低。

頁巖內(nèi)納米級孔隙體系對提高頁巖儲集能力和甲烷向裂縫網(wǎng)絡的滲透具有重要的控制作用。納米級孔隙分為3類：宏孔(>50 nm)、中孔(2～50 nm)和微孔(<2 nm)[19]。大量天然氣以吸附狀況存在于中孔和微孔內(nèi)，上述孔隙分類對非常規(guī)天然氣藏非常重要[20-21]。通過柴北緣克魯克組頁巖掃描電鏡觀察，發(fā)現(xiàn)頁巖基質和有機質中存在大量微米—納米級裂縫和孔隙，幾十、幾百納米至數(shù)個微米不等。孔隙類型以有機質內(nèi)部納米孔隙和礦物層片間納米縫為主(圖3)，主要以宏孔為主，包括一部分中孔。

CO2氣體吸附法可以用來測量頁巖微孔體積[22]，微孔體積越大，比表面積越大，吸附能力越強[23]；隨著熱演化程度加劇，干酪根內(nèi)部微孔會增加[24]，將會極大地提升頁巖的吸附能力和儲集空間?？唆斂私M頁巖微孔主要集中在2～20 nm，2～10 nm微孔發(fā)育(圖4)，比表面積為4.22～16.54 cm2/g，平均為8.48 cm2/g，說明具有很好的吸附能力和儲集空間，有利于頁巖氣的富集與儲存。

圖4 柴達木盆地北緣克魯克組頁巖微孔孔徑分布

頁巖的吸附能力直接決定吸附氣量的大小。在70 ℃下，對克魯克組頁巖進行了等溫吸附實驗。實驗結果表明，石灰溝剖面和扎布薩尕秀東剖面克魯克組頁巖吸附氣含量為1.01～2.85 m3/t，平均為1.87 m3/t，具有較強的吸附能力。

3 頁巖氣有利區(qū)

根據(jù)頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選方法[25]，結合前文對柴北緣克魯克組頁巖氣形成條件的詳細分析，認為柴北緣克魯克組頁巖氣有利區(qū)主要分布于尕丘凹陷、歐南凹陷和德令哈斷陷(圖5)，有利區(qū)總面積2 580 km2，屬海陸過渡相沉積，發(fā)育暗色泥巖、頁巖，夾生屑灰?guī)r和薄層砂巖，埋深不超過4 500 m。區(qū)域內(nèi)有機質類型以II2-III為主，w(TOC)普遍大于1.5%，Ro>1.0%，處于有機質熱演化成熟階段。上述地區(qū)克魯克組具有較好的頁巖氣勘探開發(fā)前景。

圖5 柴達木盆地北緣克魯克組頁巖氣有利區(qū)分布

4 結論

(1)柴北緣上石炭統(tǒng)克魯克組頁巖分布廣泛，厚度較大，埋藏深度主要分布在1 500～3 000 m之間， TOC含量高，一般都大于2.0%，熱演化程度Ro>1.0%，處于有機質熱演化成熟階段，具備形成頁巖氣藏的物質條件。

(2)克魯克組頁巖TOC含量高，脆性礦物含量高，有利于裂縫發(fā)育；微米—納米級裂縫和孔隙發(fā)育，極大地提升了頁巖的吸附能力和儲集空間。等溫吸附實驗表明，克魯克組頁巖具有較強的吸附能力。

(3)根據(jù)頁巖氣有利區(qū)優(yōu)選方法，結合柴北緣克魯克組頁巖氣形成條件的詳細分析，尕丘凹陷、歐南凹陷和德令哈斷陷一帶克魯克組具有較好的頁巖氣勘探開發(fā)前景。

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(編輯 黃 娟)

Generation conditions of shale gas in Carboniferous Keluke Formation, northern Qaidam Basin

Yang Yunfeng1, Rao Dan1, Fu Xiaodong2, Shen Baojian1, Xu Jin1

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214151,China; 2.PetroChinaHangzhouResearchInstituteofGeology,Hangzhou，Zhejiang310023,China)

Based on outcrop geological survey in the northern Qaidam Basin and integrated with other data of drillings, outcrops and previous research results, the Carboniferous Keluke Formation shale gas accumulation conditions and core area selection were investigated by delineating regional distribution of gas shale, organic geochemical features, mineral compositions, pore system and gas content in gas shale. Shale in the Keluke Formation is rich in organic matter. The TOC value ranges from 0.28% to 11.93%, and is over 2% in average. The thermal maturity value (Ro) ranges from 0.9% to 1.44%, and is 1.12% in average, indicating for the mature stage of organic matter thermal evolution. The available thickness of shale in the Keluke Formation is 30-150 m. The content of brittle minerals is greater than 40%. Pore systems of micro and nano scales are well-developed. Gas content ranges from 1.01 to 2.85 m3/t, and is 1.87 m3/t in average. The Gaqiu Sag, Ounan Sag and Delingha Fault Depression are favorable for the generation and accumulation of shale gas, hence are the targets for shale gas exploration in the Keluke Formation.

shale gas reservoir; Keluke Formation; Carboniferous; northern Qaidam Basin

1001-6112(2014)06-0692-06

10.11781/sysydz201406692

2013-09-30；

2014-09-12。

仰云峰(1982—)，男，工程師，從事油氣地質研究和烴源巖評價。E-mail:yangyf.syky@sinopec.com。

國土資源部項目“全國頁巖氣資源潛力調查評價及有利區(qū)優(yōu)選”的子項目(XB2011-04)資助。

TE121.2

A