准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件

高劲，曹喆

准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件

高劲*，曹喆

中国石油大学（北京）地球科学学院，北京昌平102249

准噶尔盆地是中国西部的大型含油气盆地之一，沉积了多套烃源岩层，其中，侏罗系是盆地最重要的气源岩，蕴含巨大的页岩气资源。通过钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果，从泥页岩的展布及埋藏条件、有机地球化学特征、储层条件和含气特征几方面，研究下侏罗统页岩气的形成条件并对页岩气有利的勘探层位和区带进行了预测。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩广泛发育，以盆地西北缘及南缘沉积厚度最大；埋藏深度1 000～9 000 m，整体上具有自北向南逐渐增加趋势；泥页岩有机碳含量较高，有机质类型以III和II2为主，具有倾气特征，有机质演化处于未成熟高成熟阶段。泥页岩储层具有孔隙度低、黏土含量高的特点，储集空间以微裂缝为主。实验测得下侏罗统泥页岩平均吸附含气量为1.42 m3/t。泥页岩段气测显示活跃，通过现场解吸试验证实了泥页岩中有天然气赋存。综合对比研究认为，准噶尔盆地下侏罗统八道湾组为页岩气最有利的勘探层位，达巴松中拐地区为页岩气勘探最有利目标区。

页岩气；形成条件；下侏罗统；有利区；准噶尔盆地

页岩气是指以吸附、游离和少量溶解状态赋存于富有机质泥页岩及其夹层砂岩、粉砂岩或白云岩等当中的天然气聚集［1-6］，作为异于常规天然气聚集的自生自储连续型气藏，具有成藏时间早、无明显圈闭、储层相对致密、气体赋存形式多样等特点［7-8］。

1 区域地质背景

准噶尔盆地位于中国新疆维吾尔自治区北部，处于亚洲大陆的中心地带，面积约13×104km2，地质历史时期经历了碰撞前陆盆地阶段、内陆拗陷盆地阶段和再生前陆盆地阶段等3期主要构造演化阶段［9］。根据构造演化特征以及各区构造演化和含油气方面的差异性，可将准噶尔盆地划分为6个一级构造单元（图1）。盆地自下而上沉积了石炭系到古近系（图2），各层位均有烃源岩分布。

侏罗系优质烃源岩主要发育于下侏罗统［10-11］。早侏罗世八道湾期，乌伦古地区、盆地南缘及四棵树凹陷中南部主要发育滨浅湖-半深湖相沉积，形成1套连续的厚层暗色泥页岩；三工河期，湖侵范围扩大，广泛沉积暗色泥页岩。

图1 准噶尔盆地构造单元分布图Fig.1 Strata units distribution in Junggar Basin

2 页岩气形成条件

有效页岩气的形成主要受有机质丰度、类型以及热演化程度、埋藏程度等因素控制［3-4，12］。为了更好地揭示准噶尔盆地下侏罗统形成页岩气的基础地质条件并预测有利勘探区域，笔者利用钻井、录井、露头、岩芯资料及样品分析结果，从泥页岩的展布、埋藏、有机地球化学特征几方面，研究准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件。

2.1 泥页岩展布埋藏条件

2.1.1 泥页岩展布

形成工业性的页岩气藏，泥页岩必须达到一定的厚度，才能保证足够的有机质及充足的储集空间［12］。泥页岩的厚度越大，越有利于页岩气成藏，也越能增强其封盖能力，有利于天然气的保存，且直接影响页岩气的开发成本。

准噶尔盆地下侏罗统暗色泥页岩在盆地南部山前发育程度较高，而东部地区以河流、冲积扇沉积为主，在后期抬升遭受剥蚀，暗色泥页岩发育程度低。下侏罗统八道湾组烃源岩以薄层深灰色、灰色及黑色泥页岩为主，局部发育黑色碳质泥岩。纵向上主要发育于八道湾组中段，平均单层厚度约为7.0 m，单层最大厚度可达65.5 m。盆地南缘山前地区广泛接受湖相沉积，暗色泥页岩发育程度高，推测暗色泥页岩累计厚度超过300.0 m。在玛湖地区、沙湾地区、四棵树地区也发育滨浅湖、半深湖沉积，其中以沙湾地区暗色泥页岩发育程度较高，最大累计厚度达到270.0 m。其他地区暗色泥页岩累计厚度在0～100.0 m。早侏罗世三工河期也经历过大规模的湖侵，沉积了大面积的连续厚层暗色泥页岩，平均单层厚度为6.5 m，岩性以灰色、深灰色泥岩为主。自西北缘至南缘山前地带，暗色泥页岩连续沉积，累计厚度超过100.0 m；其中，在西北缘沙湾地区，暗色泥页岩累计厚度超过250.0 m，山前半深湖沉积的暗色泥页岩推测最大厚度超过400.0 m。向东，暗色泥页岩厚度逐渐减薄。总体上，下侏罗统暗色泥页岩在盆地西北缘向南至山前一带发育程度较高，累计厚度大、连续性好；而陆梁以及盆地东部地区暗色泥页岩发育程度普遍较低。

图2 准噶尔盆地地层柱状图Fig.2 Strsta in Junggar Basin

2.1.2 泥页岩埋藏条件

有机质埋藏达到一定的深度（一定的温度、压力条件）才能形成烃类气体（包括生物成因气及热成因气）。随着埋深的增加，压力逐渐增大，孔隙度减小，不利于游离气富集，但有利于吸附气的赋存。但埋藏深度太大，则开采成本过高，不具有经济价值。北美商业性开发的页岩气，大部分埋深在1 500～3 500 m［13］。目前页岩气年产量最高的Barnett页岩，埋藏深度为1 900～2 600 m［13］。张金川认为适合中国页岩气开采的埋藏深度下限为4 500 m［14］。

准噶尔盆地下侏罗统八道湾组及三工河组的顶面埋藏深度具有相似特征，整体从北向南逐渐变深，盆地南缘山前沉积的湖相暗色页岩埋深均超过4 500 m；西北缘暗色泥页岩埋藏深度在1 000～2 000 m，向南至四棵树凹陷埋深达到4 000 m。总体上，下侏罗统埋藏深度相对较浅的暗色泥页岩主要分布在拗陷周缘及盆地边缘。

2.2 生烃条件

2.2.1 有机碳含量

高有机碳含量意味着具有丰富的有机质，在相同的热演化程度下具有更高的生气量；同时，有机质表面具有亲油性对气态烃有较强的吸附作用。研究认为，有机质含量越高，含气量越大［15-16］。因此，有机碳含量对于页岩气藏的形成非常关键。目前，斯伦贝谢公司在页岩气勘探开发实践中，将有机碳含量下限确定为2.0%［12］。

对下侏罗统八道湾组及三工河组泥页岩样品的实测有机碳含量进行统计，44块露头样品分析有机碳含量0.12%～16.72%，平均2.61%，集中分布在0.50%～2.00%（图3）；井下348块岩芯样品，有机碳含量0.30%～79.44%，平均4.06%，集中分布在0.50%～20.00%。其中，八道湾组有机碳含量0.72%～79.44%，平均2.48%；三工河组有机碳含量0.24%～10.80%，平均2.43%；均达到了页岩气形成的条件。三工河组暗色泥页岩样品H/C原子超过1.00；O/C原子比主要在0.05～0.15，反映有机质以III型和II2型为主。

图3 准噶尔盆地下侏罗统泥页岩有机碳含量分布图Fig.3 Total organic carbon content distribution of lower Jurassic shale in Junggar Basin

图4 准噶尔盆地下侏罗统干酪根元素组成图Fig.4 Element composition of kerogen from lower Jurassic in Junggar Basin

2.2.2 有机质类型

有机质类型是页岩气富集的重要的影响因素之一，控制了泥页岩生气量的大小、气体成分以及赋存方式［17］。

准噶尔盆地下侏罗统暗色泥页岩有机质类型总体以III型为主，少量II2型。下侏罗统泥页岩干酪根H/C原子比集中分布在0.50以下（图4），仅个别

下侏罗统干酪根元素分布特征显示（图5a），泥页岩中干酪根碳同位素比值大部分高于−28.0‰，集中分布在−26.0‰～−22.0‰。总体反映的母质类型以III型及II2型为主，有少量的II1型，与有机质热解数据反映的母质类型分布特征类似。其中，八道湾组干酪根碳同位素分布于−27.0‰～−23.0‰（图5b），表现出的有机质类型以III型、II2型为主，并有少量的II1型。三工河组干酪根碳同位素分布相对集中在−25.5‰～−22.5‰（图5c），有机质类型为III型、II2型。根据以上分析，下侏罗统烃源岩以III型、II2型有机质为主，普遍具有倾气特征。

图5 准噶尔盆地下侏罗统干酪根碳同位素频率分布图Fig.5 Carbon isotope distribution of kerogen from lower Jurassic in Junggar Basin

2.2.3 有机质成熟度

有机质成熟度是有机质向烃类转化的直接指标，成熟度的高低直接影响泥页岩的生烃量。不同类型的干酪根，在热演化程度较高时，都可以生成大量天然气，但由于化学组成和结构特征不同，进入大量生气阶段所需的热演化程度并不相同。

准噶尔盆地下侏罗统有机质类型以II2型和III型为主，由于H/C原子比较低，生油期较短，进入生气阶段较早。实测得到下侏罗统泥页岩有机质成熟度总体较低，Ro总体上低于1.0%，低值分布在0.3%～0.4%，主要处于未熟-低成熟阶段，少数处于成熟阶段。结合盆地模拟对埋藏较深的泥页岩有机质成熟度进行预测，下侏罗统八道湾组合三工河组在构造特征上，都具有自北向南埋藏深度逐渐增大的特征，有机质成熟度具有北低南高的特征。三工河组在乌伦古地区，有机质热演化处于基本成熟阶段。八道湾组在除东部地区外，有机质热演化基本进入成熟阶段。

综上所述，准噶尔盆地下侏罗统泥页岩有机碳含量较高；有机质类型以III型和II2型为主，具有明显的倾气特征；实测镜质体反射率反映有机质热演化程度处于低熟-成熟阶段，而埋藏更深的盆地中央拗陷带有机质热演化程度已进入成熟高熟阶段。

3 泥页岩储层条件

由于泥页岩储层的特殊性、泥页岩中天然气赋存状态以及页岩气连续聚集等特征决定了其评价思路和方法与常规储层的有较大区别，对其评价方式也有别于常规储层。本次研究中，通过核磁共振技术、全岩X射线衍射、扫描电镜对泥页岩储层的物性、矿物成分与含量、及微观孔隙空间进行分析。

3.1 泥页岩物性特征

页岩气储层具低孔、特低渗致密的物性特征。美国主要产气页岩储层岩芯分析总孔隙度分布在2.00%～14.00%，平均为4.22%～6.51%；测井孔隙度分布在4.00%～12.00%，平均为5.20%［15］。由于泥页岩储层低孔、低渗的特点，下侏罗统三工河组现场解吸样品有效孔隙度2.10%。使用核磁共振技术对准噶尔盆地下侏罗统八道湾组达9井泥页岩样品进行测试，其孔隙度为3.44%～4.29%，平均3.87%。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩孔隙度低于美国主要产气页岩平均孔隙度。

3.2 孔隙空间特征

泥页岩的储集空间可分为基质孔隙和裂缝［18］。通过氩离子剖光处理后，使用扫描电镜对微观储集空间观察，准噶尔盆地下侏罗统泥页岩微裂缝发育程度较高，主要以矿物颗粒间由于温度压力变化形成的收缩缝为主（图6a～图6c）。

图6 准噶尔盆地下侏罗统泥页岩储集特征Fig.6 Reservoir characteristics of Lower Jurassic shale in Junggar Basin

有机质内孔隙发育程度不高，仅在北13井的泥岩样品中观察到有机质热演化排烃后形成孔隙（图6d）。多数有机质内没有孔隙发育，部分有机质与其他矿物颗粒之间可见微裂缝（图6e，图6f）。

3.3 矿物组成

泥页岩储层的矿物组分中除常见的黏土矿物（伊利石、蒙皂石、高岭石）外，还混杂有长石、石英、方解石、白云石、菱铁矿、磷灰石等矿物。通过全岩X衍射对下侏罗统泥页岩矿物成分进行分析，结果表明，下侏罗统三工河组和八道湾组泥页岩具有相似的矿物组成特征。黏土矿物含量45.0%～58.0%，平均53.6%，石英含量29.0%～43.0%，平均36.7%（图7），相比美国主要页岩气产层具有相对低的石英含量和高黏土含量。长石平均含量占矿物总含量的8.0%，以斜长石为主。黏土矿物当中以伊/蒙混层含量较高，占黏土矿物总含量的48.4%，高岭石、绿泥石、伊利石平均含量低于20.0%。

图7 准噶尔盆地下侏罗统泥页岩矿物组成图Fig.7 Mineral composition of lower Jurassic shale in Junggar Basin

邹才能等认为脆性矿物含量直接影响页岩基质孔隙发和微裂缝发育、含气性及后期压裂改造的重要因素［12，19-20］，一般具备商业开采价值的页岩，脆性矿物要高于40.0%，黏土矿物含量小于30.0%。准噶尔盆地下侏罗统泥页岩整体上脆性矿物含量较低，较高含量的黏土矿物不利于微裂缝的形成及后期压裂改造。但由于黏土矿物具有较大的比表面积，因此，较高的黏土矿物含量有助于在孔隙内表面吸附更多的天然气。

4 泥页岩含气特征

在不同温度下，对三工河组现场解吸的泥岩样品及八道湾组的样品在甲烷浓度为99.999%的实验条件下进行了等温吸附试验。试验表明，三工河组在30◦C的等温条件下，兰氏体积最大吸附能力为0.92 m3/t。八道湾组泥岩样品吸附含气量为0.83～2.27 m3/t，平均吸附含气量1.42 m3/t，具有一定的吸附天然气的能力。

气测录井是反映地层含气状况的最直接的数据，通过对钻穿准噶尔盆地下侏罗统的老井进行气测录井复查，观察到多口井的暗色泥岩段具有明显气测显示。但在不同地区、不同埋藏深度下气测值具有较大差异，总体上埋藏越深，暗色泥页岩段气测值越高。乌伦古地区暗色泥页岩发育程度较低，只有东部伦6井有一定厚度的暗色泥岩发育。通过观察，八道湾组在埋藏深度1 994～2 184 m连续深灰色泥岩、黑色泥岩段具有明显高的气测值，总烃含量在0.20%～1.00%。而下部深灰色泥岩段总烃值小于0.10%。西北缘玛湖、沙湾、中拐地区暗色泥页岩段并没有明显的气测高值。在八道湾组及三工河组暗色泥页岩段总烃、甲烷及乙烷值基本稳定在0.10%～1.00%。局部暗色泥页岩段总烃值超过1.00%，甲烷气测曲线与总烃曲线基本重合，成分以甲烷为主。陆梁至东部五彩湾-阜康一带，暗色泥页岩段气测呈现低值0.01%～0.10%，暗色泥页岩段含气性较差。而在埋藏较深的莫索湾及以南地区下侏罗统整体埋藏深度达到4 000 m，但暗色泥岩段具有明显高的气测显示。通过对钻穿侏罗系的莫深1井观察，下侏罗统整体上砂泥互层为主，厚层暗色泥页岩不发育，但其中薄层的灰色、深灰色泥岩均具有较高的气测值，总烃值超过1.00%，局部暗色泥岩层段达到10.00%。暗色泥页岩段气测值具有随埋藏深度增加相应增大的趋势，随着埋藏深度的增加，有机质热演化进入生气窗，生气量增大，赋存在泥页岩中的天然气量随之升高。

现场取芯，进行天然气解析是获取泥页岩含气量最直接、直观、有效的方法［16，21］。因此，为了进一步研究准噶尔盆地下侏罗统泥页岩的含气特征，对钻遇白家8井下侏罗统三工河组泥页岩进行现场取芯（表1），并通过水浴加热的方法对泥页岩中赋存的天然气含量进行了测定。对于解吸的气体进行了组分分析，其中甲烷含量47.9%，乙烷含量0.6%，总体以甲烷为主，证实了解析气体含有天然气，但使用排水法收集气体时，漏入空气导致氮气含量较高。对于解析过程损失的天然气量，使用USBM法［21-23］进行初步恢复。最终根据USBM恢复出含气量为0.23 m3/t，低于北美主要产气页岩。但由于泥页岩样品埋藏深度较大，提钻时间过长，提钻过程中地层压力、温度变化较大，可能导游离气及部分的吸附气散失，因此，使用USBM法恢复含气量会低于真实含气量。

表1 现场解吸数据表Tab.1 Table of in situ gas desorption test

5 有利区分析

根据页岩气成藏的主控因素及目前资料现状，采用综合信息叠合法，利用暗色泥页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量和有机质热演化程度等几项指标对准噶尔盆地下侏罗统的页岩气有利区带进行了初步预测。

（1）下侏罗统八道湾组：有利区位于达巴松地区，位于达巴松凸起南部（图8）。面积2706.13km2，沉积环境为半深湖，暗色泥岩累计厚度50～250 m。埋深2 600～3 700 m，有机质类型为II2和III型，有机质热演化程度0.7%～0.8%。

图8 准噶尔盆地下侏罗统八道湾组页岩气有利区预测图Fig.8 Evaluation map of shale gas favorable zone of lower Jurassic Badaowan Formation in Junggar Basin

（2）下侏罗统三工河组：有利区位于四棵树地区，位于准噶尔盆地西南部山前四棵树凹陷（图9），面积1 975.55 km2，沉积环境为半深湖，暗色泥页岩累计厚度60～220 m，埋藏深度2 600～4 500 m，有机质类型为III型，有机质热演化程度0.5%～0.7%。

图9 准噶尔盆地下侏罗统三工河组页岩气有利区预测图Fig.9 Evaluation of shale gas favorable zone of lower Jurassic Sangonghe Formation in Junggar Basin

预测结果表明，八道湾组页岩气有利区范围最广、暗色泥页岩厚度最大，最具勘探潜力，三工河组次之。以二级构造单元划分，西北缘达巴松一带页岩气资源潜力最大，四棵树地区次之。

6 结论

（1）准噶尔盆地下侏罗统暗色泥页岩广泛发育，以灰色、深灰色、黑色泥页岩以及碳质泥岩为主。八道湾组及三工河组暗色泥页岩埋藏深度具有相似特征，自北向南逐渐变深。

（2）准噶尔盆地下侏罗统暗色泥页岩有机碳含量较高，有机质类型以II2、III型为主，具有倾气型特征；各层位有机质热演化程度处于低熟-高成熟阶段，具备形成页岩气的基础地球化学条件。

（3）下侏罗统泥页岩为低孔储层。矿物组分中黏土含量超过50%，脆性矿物含量低于40%，不利于压裂改造。微裂缝发育，可作为主要储集空间。

（4）等温吸附法测得下侏罗统泥页岩吸附含气量0.83～2.27 m3/t，具有一定的天然气吸附能力。现场解吸法恢复得到含气量为0.23 m3/t，证实了泥页岩中天然气存在。

（5）八道湾组页岩气有利区范围最广、暗色泥页岩厚度最大，最具勘探潜力，三工河组次之。以二级构造单元划分，西北缘达巴松沙湾一带页岩气资源潜力最大，四棵树地区次之。

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编辑：杜增利

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Shale Gas Accumulation Conditions of Lower Jurassic in Junggar Basin

GAO Jin*，CAO Zhe
College of Geosciences，China University of Petroleum（Beijing），Changping，Beijing 102249，China

JunggarbasinisalargepetroliferousbasininwesternChina，inwhichtherehasdepositedseveralhydrocarbonsource rocks.Jurassic，one of the most significant gas sources，is considered to contain a huge potential of shale gas resources.Based on drilling data，logging data，outcrop data，core data and laboratory test results of rock samples，we analyzed the shale gas accumulation conditions through the distribution of dark shale and burial depth，organic geochemical characteristics，reservoir conditionsandgas-bearingfeaturesoflowerJurassicandpredictedfavorableformationandzoneforshalegasexploration.Shale interval of lower Jurassic is widely distributed.In the northwestern margin and southern margin，the dark shale is thickest.The burial depth of lower Jurassic shale tends to deepen from north to south with a range between 1 000 m to greater than 4 500 m. The organic carbon content is relatively high，and the main type of organic matter is III and II2，which is gas-prone.The thermal maturity of Lower Jurassic shale is from immature to high mature.The shale reservoir is characterized by low porosity，high clay minerals content and micro fracture for storage.The measured absorbed gas content is averaging 1.42 m3/t，the gas logging show of dark shale is active.In addition，the in situ gas desorption test identified the existence of nature gas in lower Jurassic shale.As a result，Lower Jurassic Badaowan shale is the favorable Formation，Shawan-Dabasong region is the favorable zone for shale gas accumulation.

shale gas；accumulation conditions；lower Jurassic；favorable zone；Junggar Basin

高劲，1987年生，男，汉族，吉林松原人，硕士，主要从事油气成藏和油气资源评价研究。E-mail：rongaojin@126.com

曹喆，1987年生，男，汉族，黑龙江大庆人，博士研究生，主要从事石油地质综合研究工作。E-mail：caozhe328@aliyun.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.03.15.01

1674-5086（2016）01-0037-09

TE132

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160104.1639.002.html

高劲，曹喆．准噶尔盆地下侏罗统页岩气形成条件［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（1）：37-45．

GAOJin，CAOZhe．ShaleGasAccumulationConditionsofLowerJurassicinJunggarBasin［J］．JournalofSouthwestPetroleumUniversity（Science& Technology Edition），2016，38（1）：37-45．*

2014-03-15网络出版时间：2016-01-04

高劲，E-mail：rongaojin@126.com