李　謀，謝　淵，陸俊澤，3

(1.成都理工大學(xué)，四川　成都　610059；2.中國地質(zhì)調(diào)查局成都地質(zhì)調(diào)查中心，四川　成都　610081；3.國土資源部沉積盆地與油氣資源重點實驗室，四川　成都　610081)

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新疆北部吉木乃坳陷下二疊統(tǒng)卡拉崗組頁巖氣地質(zhì)特征初探

李謀1，謝淵2，陸俊澤2，3

(1.成都理工大學(xué)，四川成都610059；2.中國地質(zhì)調(diào)查局成都地質(zhì)調(diào)查中心，四川成都610081；3.國土資源部沉積盆地與油氣資源重點實驗室，四川成都610081)

為評價新疆北部吉木乃坳陷頁巖氣勘探潛力，通過對吉木乃坳陷下二疊統(tǒng)卡拉崗組暗色頁巖段有機地球化學(xué)以及儲層特征分析，初步探討其頁巖氣地質(zhì)特征?？ɡ瓖徑M下段暗色頁巖段烴源巖以碳質(zhì)泥頁巖為主，TOC最小值為0.3%，最大值為4.32%，平均值為1.01%。有機質(zhì)豐度中等，有機質(zhì)類型為Ⅲ型，Ro值介于1.43%～2.87%之間，平均值為2.12%。熱演化程度為成熟-過成熟度階段，具較好天然氣生成能力。暗色頁巖礦物成分以石英、長石等脆性礦物為主，粘土質(zhì)礦物次之，具較好可裂性及吸附性。頁巖孔隙以宏孔、細小孔以及小孔為主，儲集空間主要為粒內(nèi)及粒間溶孔、礦物間的微孔隙與微縫隙、礦物微裂縫。孔隙度為0.97%～1.52%，平均為1.36%。滲透率為0.0097～0.0197mD，平均為0.0139mD，具較好天然氣儲集能力。

新疆北部；吉木乃坳陷；下二疊統(tǒng)；卡拉崗組；頁巖氣

引言

準(zhǔn)噶爾盆地及齋桑盆地的油氣勘探實踐表明，二疊系地層是新疆北部諸中小盆地的主力烴源層和儲集層[1-3,7]。國內(nèi)油氣公司曾在本區(qū)針對石炭系、二疊系地層做過一些常規(guī)油氣的調(diào)查和評價，但總體上研究程度較低，尚未取得太大突破。為了調(diào)查評價新疆北部中小盆地頁巖氣資源潛力，對西北部吉木乃坳陷下二疊統(tǒng)卡拉崗組富有機質(zhì)頁巖層段的有機地球化學(xué)特征及頁巖儲層特征進行研究，以期對新疆北部吉木乃坳陷頁巖氣勘探工作起到一定的參考作用。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

新疆北部吉木乃盆地北接阿爾泰山，南抵薩吾爾山，東鄰烏倫古湖，為哈薩克斯坦境內(nèi)齋桑盆地向東延伸的一部分[4-6](圖1)，是在晚古生代殘余洋盆基礎(chǔ)上發(fā)育起來的(中)新生代山間盆地。吉木乃盆地自南向北共分為3個次級構(gòu)造單元：吉木乃坳陷、科克森套隆起以及布爾津坳陷。

盆地演化經(jīng)歷了形成、發(fā)展和萎縮3個階段[4]。早二疊世以來，隨著西伯利亞板塊和哈薩克斯坦板塊進一步碰撞，阿爾泰山、薩吾爾山急劇隆起，殘留海徹底關(guān)閉，形成巨大山系雛形，山間盆地開始形成。從早二疊世末至中生代，本區(qū)一直處于上升剝蝕夷平和準(zhǔn)平原化狀態(tài)，缺失晚二疊世和中生代地層。古新世進一步夷平，直到始新世早期，由于準(zhǔn)噶爾湖盆、齋桑泊湖盆擴張，吉木乃、布爾津等山間坳陷被湖浸，接受陸相沉積，進入真正的盆地發(fā)展時期。進入更新世，全區(qū)又一次大規(guī)模隆起，阿爾泰山、薩吾爾山劇烈隆起，山區(qū)與平原之間相對高差拉大，湖域逐漸縮減，逐步形成現(xiàn)今的山體地貌。

圖1吉木乃坳陷位置略圖[7]

Fig.1Location of the Jimunai depression in northern Xinjiang (after Li Di et al.，2015)

研究區(qū)主要位于吉木乃坳陷，坳陷內(nèi)二疊系地層缺失中上二疊統(tǒng)，下二疊統(tǒng)主要分布于吉木乃縣及其周緣地區(qū)，從老到新發(fā)育哈爾加烏組及卡拉崗組兩個地層單元，二者呈角度不整合接觸。下二疊統(tǒng)卡拉崗組地層分區(qū)屬北疆-興安地層大區(qū)北準(zhǔn)噶爾地層分區(qū)薩吾爾山地層小區(qū)[10]。坳陷內(nèi)卡拉崗組西南角發(fā)育一套陸相噴發(fā)的玄武玢巖、安山玢巖、流紋玢巖及凝灰?guī)r的火山巖組合，向東過渡為陸相沉積的碎屑巖及火山碎屑巖。暗色頁巖層段主要發(fā)育于卡拉崗組下段上部，集中出露于吉木乃地區(qū)諾海山至居萬喀拉山一帶，呈近東西向展布，向北被新生代地層掩蓋，與卡拉崗組上段呈整合接觸。吉木乃地區(qū)卡拉崗組為一套三角洲相碎屑沉積，發(fā)育1～3套單層厚度較大、或單層厚度小但較為連續(xù)且泥質(zhì)比較高的暗色頁巖層段，總厚度20～100m不等。巖性主要為暗色含碳-碳質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖、泥巖、頁巖夾灰色粉砂巖、細砂巖。順層普遍發(fā)育鈣質(zhì)結(jié)核，可見水平層理、小型砂紋層理和少量波痕層理。

2　烴源巖有機地化特征

2.1有機質(zhì)豐度

有機質(zhì)豐度是烴源巖及頁巖氣評價中的重要參數(shù)，常用的有機質(zhì)豐度指標(biāo)主要包括有機碳(TOC)、生烴潛量(S1+S2)、氯仿瀝青“A”和總烴(HC)。對于采自地面露頭的烴源巖樣品，由于風(fēng)化作用嚴重，導(dǎo)致可溶有機質(zhì)大量流失，生烴潛量、氯仿瀝青“A”含量和總烴含量一般較低，不宜作為評價有機質(zhì)豐度的指標(biāo)[11-12]。有機碳的抗風(fēng)化能力相對較強，常作為露頭樣品有機質(zhì)豐度評價的主要指標(biāo)。吉木乃坳陷下二疊統(tǒng)卡拉崗組暗色頁巖露頭樣品中，氯仿瀝青“A”最小值為47×10-6，最大值為161.79×10-6。族組分測試表明，暗色頁巖露頭樣品總烴含量最小值為24.86%，最大值為54.54%。兩件生烴潛量(S1+S2)樣品測試值分別為0.05mg/g及0.64mg/g，不具有地球化學(xué)參考意義。

圖2吉木乃地區(qū)卡拉崗組下段沉積柱狀圖

Fig.2Depositional column through the lower member of the Lower Permian Kalagang Formation in the Jimunai depression，northern Xinjiang

圖3卡拉崗組暗色頁巖段露頭樣總有機碳含量頻率直方圖

Fig.3Frequency histogram showing the total organic carbon contents in the dark shale samples from the Kalagang Formation

由于受地表風(fēng)化作用的影響，有機碳含量有所降低[11]。分析測試表明，吉木乃坳陷下二疊統(tǒng)卡拉崗組暗色頁巖露頭樣品有機碳含量(TOC)最小值為0.3%，最大值為4.32%，平均值為1.01%，41.2%的樣品有機碳含量(TOC)在1.0%～1.5%之間(圖3)。因缺乏鉆井巖芯數(shù)據(jù)以對比及校正，僅以露頭樣品測試數(shù)據(jù)為參考，其有機質(zhì)豐度中等。

2.2有機質(zhì)類型

有機質(zhì)類型為烴源巖及頁巖氣評價中的重要參數(shù)。巖石熱解結(jié)果表明，吉木乃地區(qū)卡拉崗組暗色泥頁巖樣品的游離烴幾乎喪失殆盡(S1=0～0.015mg/g)，熱解烴含量也較低(S2=0～0.062mg/g)，導(dǎo)致氫指數(shù)IH較低(小于101.38mg/g)。結(jié)合H/C-O/C及IH-Tmax判別圖(圖4)來看，有機質(zhì)類型為III型。

圖4卡拉崗組暗色頁巖H/C-O/C(a)和IH-Tmax(b)干酪根類型判別圖

Fig.4H/C vs. O/C diagram (a) and IHvs. Tmaxdiagram (b) for the discrimination of the kerogen types in the dark shales from the Kalagang Formation

干酪根透射光鏡檢通常被認為是劃分有機質(zhì)類型比較可靠的方法。有機顯微組分統(tǒng)計結(jié)果表明，卡拉崗組暗色泥頁巖樣品中的有機顯微組分幾乎全部為惰質(zhì)組，顏色為純黑色，呈大小不一的片狀，無熒光。少量為鏡質(zhì)組，偶見碎片狀鏡質(zhì)體，邊緣平直，呈細小片狀，顏色為褐色-棕褐色，無熒光。不含腐泥組和殼質(zhì)組。加權(quán)計算后的干酪根類型指數(shù)(TI值)為-99.5，屬于III型干酪根。

卡拉崗組暗色泥頁巖的可溶有機質(zhì)中飽和烴與芳香烴相對含量之和較高，其中居萬喀拉山兩條剖面分別為41.50%和45.04%，而諾海山剖面為32.62%(圖5)?？傮w上飽和烴與芳香烴相對含量之比多介于1～3之間，平均為2.03。綜合判別認為，干酪根以II2型為主，II1型次之。由于其有機質(zhì)豐度太低，氯仿瀝青“A”含量平均只有104.68×10-6，在測試過程中易產(chǎn)生誤差，且其組成受熱演化程度影響很大，故該法僅供參考。

圖5卡拉崗組暗色頁巖可溶有機質(zhì)族組成含量圖

Fig.5Diagram showing the contents of the soluble organic compositions in the dark shales from the Kalagang Formation

不同來源、不同環(huán)境中發(fā)育的生物具有不同的穩(wěn)定碳同位素組成。干酪根碳同位素(δ13C)主要與沉積有機質(zhì)的化學(xué)組成或母質(zhì)類型有關(guān)[13]，受其它因素影響很小，一直被視為有機質(zhì)類型判識的最可靠指標(biāo)之一?？ɡ瓖徑M暗色泥頁巖干酪根碳同位素組成較重，為-21.9‰～-23.5‰之間，屬于III型。

綜合巖石熱解、干酪根鏡檢、可溶有機質(zhì)族組成及穩(wěn)定碳同位素組成分析結(jié)果，認為吉木乃地區(qū)卡拉崗組暗色泥頁巖的有機質(zhì)類型以III型為主，II2型次之，表明有機質(zhì)主要來源于陸生高等植物，以生氣為主。

2.3有機質(zhì)成熟度

有機質(zhì)成熟度是衡量有機質(zhì)向油氣轉(zhuǎn)化程度的主要參數(shù)指標(biāo)[14]。Tmax是巖石熱解分析過程中，P2峰最高點對應(yīng)的最大裂解溫度，可以反映樣品中有機質(zhì)的成熟度，是常用的有機質(zhì)成熟度指標(biāo)之一?？ɡ瓖徑M暗色泥頁巖樣品Tmax值為444.0～505.0℃，平均為475.8℃，表明處于成熟-高成熟階段。由于Tmax值受有機質(zhì)類型、豐度、地表風(fēng)化等因素的影響，露頭樣品的熱解烴S2含量較低，導(dǎo)致測量的Tmax值波動范圍較大，分析結(jié)果僅供參考。

當(dāng)有機質(zhì)熱演化達到門限溫度時，干酪根才會成熟并大量生成烴類。干酪根的鏡質(zhì)體反射率隨著溫度和有效加熱時間的變化過程具有不可逆性，因此，熱變質(zhì)作用越強，鏡質(zhì)體反射率越大[14]。故鏡質(zhì)體反射率(Ro)為目前應(yīng)用最為廣泛、可信度較大的有機質(zhì)成熟度指標(biāo)?？ɡ瓖徑M暗色泥頁巖樣品Ro值介于1.43%～2.87%之間，平均為2.12%(圖6)，表明卡拉崗組暗色頁巖中有機質(zhì)處于高成熟-過成熟階段。

綜合Tmax和Ro兩項指標(biāo)認為，吉木乃坳陷卡拉崗組暗色泥頁巖干酪根熱演化程度已達到成熟-過成熟階段，即為輕質(zhì)油、濕氣和干氣生成階段。

圖6卡拉崗組暗色頁巖Ro(%)判別圖

Fig.6Discrimination diagram of Ro values for the dark shales from the Kalagang Formation

3　富有機質(zhì)頁巖儲層特征

3.1礦物組成特征

通過X射線全衍射分析下二疊統(tǒng)卡拉崗組暗色頁巖23件露頭樣中礦物成分及含量(圖7)。石英、長石及黃鐵礦等脆性礦物含量較高，為60.75%～73.53%，平均為65.39%。其中石英相對含量約67.23%～100%，平均為89.75%。頁巖作為儲層，其脆性對水力壓裂效率及誘導(dǎo)裂縫的穩(wěn)定性十分重要。石英、長石等脆性礦物的高含量可增加頁巖的脆性，反之，缺乏脆性可致塑性頁巖的塑性流動，從而導(dǎo)致天然裂縫及誘導(dǎo)裂縫關(guān)閉[15]，卡拉崗組暗色頁巖中高石英含量預(yù)示良好的可壓裂性。

圖7卡拉崗組暗色頁巖礦物百分比組成圖

Fig.7Diagram showing the mineral content percentages in the dark shales from the Kalagang Formation

黏土礦物含量為25.30%～40.85%，平均為33.1%，其成分以伊利石(I)、綠泥石(C)、伊/蒙混層(I/S)為特征，不含蒙皂石(S)與高嶺石(K)。伊利石與綠泥石相對含量較高，分別為20%～75%與14%～60%，平均值分別為46.26%與38.83%。僅諾海山所采露頭樣品中伊/蒙混層較為發(fā)育，相對含量約29%～45%。上述伊利石層與蒙皂石層含量表明，伊/蒙混層中伊利石層占主導(dǎo)地位，伊利石層相對含量約70%～95%，平均值為83.3%。與石英和方解石相比，黏土礦物具有較多的微孔隙和較大的比表面積，對氣體有較強的吸附能力[16]，特別是在有機碳含量較低的頁巖中，伊利石的吸附作用十分顯著[17]。

碳酸鹽礦物，最高7%(圖7)。另與Barnett頁巖礦物組分相比，卡拉崗組暗色頁巖礦物組分處于Barnett頁巖礦物組分區(qū)間之內(nèi)(圖8)，表明卡拉崗組暗色頁巖具良好的可壓裂性及天然氣吸附性。

圖8卡拉崗組暗色頁巖與美國Barnett頁巖礦物組成對比(Barnett頁巖數(shù)據(jù)來自文獻[18-21])

Fig.8Comparison of the mineral compositions in the Kalagang Formation shales in China and Barnett shales in USA (Data of the Barnett shales after Curtis，2002; Vello et al.，2009; Robert et al.，2009; Ross et al.，2009)

3.2孔滲特征

卡拉崗組暗色泥頁巖孔隙度為0.97%～1.52%，平均為1.36%;滲透率為0.0097～0.0197mD，平均為0.0139mD，屬于特低孔特低滲儲層(表1)。測試結(jié)果表明其孔隙度與滲透率相關(guān)性較小，部分低孔隙度樣品反而具高滲透率值，表明其滲透率值受樣品中的微裂縫影響明顯；部分高孔隙度樣品具低滲透率值，表明孔隙連通性較差。

甲烷分子動力學(xué)直徑為0.38nm。對頁巖儲層，主要考慮分子力吸附等作用，在孔壁非常接近情況下，泥頁巖孔喉直徑下限約為2～5nm[23]。測試結(jié)果表明，暗色頁巖比表面為4.63～7.78m2/g，平均為6.51m2/g；孔隙體積為0.019～0.0297cm3/g，平均為0.0229cm3/g；孔喉直徑為12.53～16.43nm，平均為14.75nm，遠高于泥頁巖孔喉下限值。

表1頁巖氣層孔隙度與滲透率標(biāo)準(zhǔn)(國土資源部，2014)

Table 1Division of the porosity and permeability of shale gas

分類頁巖氣層孔隙度(%)頁巖氣層空氣滲透率(mD)高≥10≥100～<500中≥5～<10≥10～<100低≥2～<5≥1～<10特低<2<1

掃描電鏡揭示卡拉崗組暗色頁巖孔隙較發(fā)育，多為長石溶孔，溶孔中多發(fā)育有絲片狀伊利石，及絲片狀伊利石包裹的次生石英?？紫额愋椭饕?nèi)及粒間溶孔、礦物間的微孔隙與微縫隙、礦物微裂縫(圖9)。其中，以粒內(nèi)及粒間溶孔發(fā)育為主要特征，大者可達4～14.43μm，小者不足1μm。據(jù)前人對孔隙的分類：微孔(≤2nm)、介孔(2～5nm)、宏孔(5～50nm)、細小孔(50～500nm)、小孔(500nm～3.9μm)、中孔(3.9～62.5μm)、大孔(62.5μm～2mm)和粗大孔(2～256mm)[25]。研究區(qū)孔隙發(fā)育以宏孔、細小孔以及小孔為主要特征，見有中孔發(fā)育。豐富的溶蝕孔隙及多樣的微孔隙與微縫隙可形成良好的儲集空間。

4　結(jié)論

通過對吉木乃坳陷發(fā)育的下二疊統(tǒng)卡拉崗組下段暗色頁巖頁巖氣地質(zhì)特征分析，初步得到以下幾點認識：

(1)有機質(zhì)豐度中等，有機質(zhì)類型以Ⅲ型為主、II2型次之。熱演化程度達到成熟-過成熟階段，具有一定的生烴潛力。

(2)脆性礦物含量較高，有利于后期壓裂。黏土礦物含量中等，有利于吸附烴。

(3)儲集空間類型多樣，主要有粒內(nèi)及粒間溶孔、礦物間的微孔隙與微縫隙、礦物微裂縫。

(4)孔滲總體表現(xiàn)為特低孔特低滲，部分為高孔低滲或低孔高滲?？紫吨饕院昕住⒓毿】滓约靶】诪橹鳎缀韯t以宏孔為主?？紫哆B通性及滲透性較差。

圖9卡拉崗組下段暗色頁巖段掃描電鏡孔隙圖

a.黏土礦物間微孔隙；b.長石溶蝕孔及黏土礦物間微孔隙與縫隙；c.長石溶蝕孔與次生石英；d.礦物顆粒間微孔隙表面附著片狀云母；e.針柱狀及片狀礦物間孔隙；f.粒間溶孔；g.綠泥石覆蓋溶蝕顆粒表面，見粒內(nèi)溶孔及裂縫；h.長石粒內(nèi)溶孔；i.粒間溶孔

Fig.9SEM photomicrographs of the dark shales from the Lower Permian Kalagang Formation in the Jimunai depression

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An approach to the geology of the shale gas in the Lower Permian Kalagang Formation，Jimunai depression，northern Xinjiang

LI Mou1，XIE Yuan2，LU Jun-ze2，3

(1.ChengduUniversityofTechnology，Chengdu610059，Sichuan，China; 2.ChengduCenter，ChinaGeologicalSurvey，Chengdu610081，Sichuan，China; 3.KeyLaboratoryofSedimentaryBasinandOil&GasResources，MinistryofLandandResources，Chengdu610081，Sichuan，China)

The geological characteristics of the shale gas in the Lower Permian Kalagang Formation，Jimunai depression，northern Xinjiang are approached on the basis of organic geochemical signatures and reservoir characteristics. The dark shales from the lower member of the Lower Permian Kalagang Formation consist mainly of carbonaceous shales with the total organic carbon contents ranging between 0.3% and 4.32%, indicating a moderate organic carbon abundance and type III of organic matter types. Ro values ranging between 1.43% and 2.87% suggest the mature to overmature stages of thermal evolution of kerogens with good hydrocarbon potential. The mineral compositions include quartz，feldspar and clay minerals. The pore types are composed of macropores，mesopores and micropores. The reservoir spaces are represented by intragranular and intergranular solution openings. The porosity values vary from 0.97% to 1.52%，and the permeability values from 0.0097 to 0.0197mD with an average of 0.0139mD，implying that the black shales in the study area have good reservoir potential.

northern Xinjiang; Jimunai depression; Lower Permian; Kalagang Formation; shale gas

1009-3850(2016)02-0067-08

2015-12-27； 改回日期： 2016-03-18

李謀(1989-)，男，碩士研究生，主要從事沉積與頁巖氣的研究。E-mail: li.mou57@yahoo.com

陸俊澤(1985-)，男，碩士，工程師，主要從事沉積學(xué)與巖石地球化學(xué)研究。E-mail: junzelu@sina.com

新疆維吾爾自治區(qū)地勘基金項目“新疆北部地區(qū)中小盆地頁巖氣資源潛力調(diào)查評價”(N14-2-LQ02)

TE122

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