柴达木盆地北缘中段侏罗系页岩气关键参数研究及资源前景评价

李永红，张云鹏，李玉宏，郭望，文怀军,梁振新

(1.青海煤炭地质局，西宁 810001； 2.中国地质调查局西安地质调查中心，西安 710054)

柴达木盆地北缘中段侏罗系页岩气关键参数研究及资源前景评价

李永红1，张云鹏2，李玉宏2，郭望2，文怀军1,梁振新1

(1.青海煤炭地质局，西宁 810001； 2.中国地质调查局西安地质调查中心，西安 710054)

通过对柴北缘中部侏罗系泥页岩样品进行系统采样和测试分析，综合评价影响页岩气形成和富集的关键参数，认为柴北缘中部主要发育下侏罗统小煤沟组二段和中侏罗统石门沟组上段两套页岩气有利层段，以石门沟组上段最为有利，具有泥页岩有效厚度大、横向展布连续、有机碳平均含量大于4.0%、有机质类型以I-II型为主等有利页岩气形成的物质条件。同时泥页岩中多样储集空间类型和微裂缝为页岩气存储提供了有利场所，而矿物组成中30%左右的石英、长石等脆性矿物的存在，为后期压裂提供了有利条件。研究表明，柴达木盆地北缘具有一定的页岩气资源前景，但研究区的样品成熟度并不高，建议在页岩气研究的同时兼顾页岩油的调查评价。该项目的研究成果为今后柴达木盆地页岩油气的勘探开发提供了基础资料。

柴达木盆地北缘;侏罗系;陆相页岩气;关键评价参数

0 引言

页岩气作为非常规天然气的一种，是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集，具有自生自储、吸附成藏、隐蔽聚集等地质特点[1]。目前国外页岩气发展比较成熟的地区大多数都是海相地层，而我国则是以陆相沉积为主。与海相地层相比，陆相地层在沉积环境、矿物组成、力学性质等方面存在着差异[1-4]，给陆相页岩气的研究造成了一定的困难。目前我国缺少针对陆相页岩气的完善评价体系，因此，需要结合我国陆相沉积特点，在实践中不断总结，形成符合中国地质特点的页岩气富集理论和评价体系。

柴达木盆地北缘地区(以下简称“柴北缘”)是柴达木盆地的一级构造单元。经历了50多年的煤炭、石油勘探开发，但在页岩气方面的勘探研究工作基本处于空白状态。已有成果资料显示，中、下侏罗统暗色泥岩段是柴北缘烃源岩的主要发育层位，达到中等-好的烃源岩标准[5-6]，并且暗色泥岩发育范围广、厚度大。因此，通过煤炭钻孔采集新鲜样品进行分析测试，对陆相沉积背景下影响页岩气评价的关键参数进行研究，并初步评价研究区的页岩气资源前景，探索柴北缘侏罗系烃源岩发育层段页岩气存在的可能性是本文的意义所在。

1 区域地质概况

柴北缘是柴达木盆地的一级构造单元之一，其中段指的是西起赛什腾山，东到全吉山的广大区域，区内有赛什腾煤田、鱼卡煤田、全吉煤田等(图1)。柴达木盆地是在前震旦纪结晶基底上发育起来的中新生代叠合盆地。结合柴达木盆地及柴北缘的构造背景和沉积特征[7-10]：早侏罗世时期，柴北缘主要发育断陷型盆地，沉积相以半深湖—深湖相为主，沉积中心主要位于柴北缘西段，中段仅在大煤沟煤矿一带见下侏罗统局限分布。中侏罗世时期，柴北缘以断-坳陷型盆地为主，早期地层仅在大煤沟地区沉积，到中后期，随着水体范围的不断扩大，柴北缘中段的赛什腾、鱼卡等地区也发展成为当时的沉积中心之一，沉积了一套全区分布的三角洲平原-滨浅湖-半深湖相含煤岩系和暗色泥岩，也是柴北缘中段主要的烃源岩发育层段。上侏罗统沉积之后柴北缘进入构造改造阶段，在经历了早白垩世、古近纪-新近纪的后期构造运动改造，造成在鱼卡与大柴旦之间的地层遭受抬升剥蚀，盆地面貌最终定型。因此，柴北缘中段主要发育中侏罗统以上地层，中侏罗统烃源岩在赛什腾、鱼卡、大煤沟地区普遍发育，为一套中等-好的烃源岩[5-6,11]。

图1 研究区位置Figure 1 Study area location

2 页岩气形成条件

页岩气具有自生自储、储层致密、以吸附气为主等与常规油气相区别的特点。因此，借鉴国外页岩气勘探的成功经验，我国页岩气资源的初期评价，可以归纳为两大方面：一是“源”的条件，包括暗色泥页岩厚度、平面展布、有机碳含量(TOC)、有机质类型、有机质成熟度(Ro)等参数，用以表征页岩气形成的物质基础；二是“储”的条件，包括孔隙度、渗透率、矿物组成、储集空间类型等参数，用以分析页岩气的赋存状态以及保存条件等。在此基础上再进行含气量的测试及后期的压裂求产，估算页岩气资源量。

2.1 样品采集及处理

通过典型露头观测及钻孔岩心编录，认为研究区暗色泥页岩主要发育层段有两段，分别是中侏罗统石门沟组上段和下侏罗统小煤沟组二段。石门沟组上段以灰黑色、黑色页岩为主，富含有机质，页理发育，风化后常呈片状，局部发育油页岩，单层厚度为50～80m；小煤沟组二段岩性组合与石门沟组上段相似，中间加砂岩薄层及薄煤层，单层厚度超过20～50m(图2)。

图2 大煤沟剖面侏罗系综合柱状Figure 2 Dameigou section Jurassic comprehensive column

由于煤炭钻孔具有全井段取心的优点，样品的连续性对于系统的页岩气参数分析研究非常有利，因此，本次研究主要依托研究区内正在实施的煤炭钻孔对目的层段进行连续采样。采样地区主要包括团鱼山、鱼卡和大煤沟地区。采样层位主要是大多数钻孔都钻遇的石门沟组上段暗色泥页岩段，部分钻孔钻遇的小煤沟组二段暗色泥页岩段。同时，我们也补充了部分柴达木盆地侏罗系标准剖面—大煤沟剖面上相对应层位的样品， 作为对岩心样品的补充与检验。项目总共采集样品271件，其中，石门沟组上段229件，小煤沟组二段42件。样品的实验测试主要是在长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室完成。

2.2 气“源”条件评价

2.2.1 富有机质泥页岩分布

泥页岩沉积厚度是页岩气评价的重要参数，是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件。陆相地层中岩性变化快，暗色泥页岩中常有砂岩类、碳酸盐岩类夹层，在页岩气的评价中要求单层厚度一般不小于5m，连续厚度一般不小于20 m[12-13]。

通过露头观察和岩心编录，小煤沟组二段暗色泥页岩单层厚度超过20m，累计厚度在30～50m。但分布较为局限，本次仅在大煤沟地区有两口钻孔钻遇。石门沟组上段暗色泥页岩在全区钻孔中大都有钻遇，单层厚度一般超过30m，累计厚度在50～100m，最厚处可达125m。小煤沟组二段暗色泥页岩仅在大煤沟地区分布，分布范围小，连续性差。在平面图上可以看出石门沟组上段暗色泥页岩在全区稳定分布，横向连续性好，其中团鱼山、 鱼卡和大煤沟是其发育最厚的地段(图3)， 这与当时的沉积中心相一致。

2.2.2 有机质丰度(TOC)

有机质丰度反映有机质的数量特征，是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。本次研究主要系统采集钻孔岩心新鲜岩石样品，辅以少量典型露头样品共271件样品进行岩石热解和有机碳分析，按照烃源岩划分标准进行统计[14]，结果如图4所示。其中，图4a是石门沟组上段的样品TOC含量分布图，229个样品的TOC含量为0.13%～15.22%，平均值4.29%，以TOC含量大于2%的极好烃源岩为主，占样品总数的85.6%；图4b是小煤沟组二段的样品TOC含量分布图，42个样品的TOC含量为0.23%～15.9%，平均值4.76%，也以极好烃源岩级别为主，占样品总数的83.3%。总体上，研究区绝大部分样品的TOC含量都超过了页岩气富集TOC含量需大于2.0%的评价标准，说明研究区泥页岩大都具备了页岩气生成的物质基础。TOC含量分布与暗色泥岩厚度分布规律相近，在大煤沟、鱼卡、团鱼山等沉积中心，TOC含量都较高，向着盆地中心方向，随着泥岩厚度、埋深等增加，TOC含量呈逐渐升高的趋势。

图3 研究区石门沟组上段暗色泥页岩厚度分布图Figure 3 Shimengou Formation Upper Member dark argillutite thickness distribution in study area

a.石门沟组上段TOC含量分布频率 b. 小煤沟组二段TOC含量分布频率注：括号内的数字为样品数。图4 研究区样品TOC含量分布规律图Figure 4 Study area sample TOC content distribution pattern

2.2.3 有机质类型

有机质类型是衡量有机质产烃能力的参数，是评价有机质油气生成潜力的基础。不同来源有机质形成的干酪根，其组成有明显的差别，其性质和生油气潜能也有很大差别[15]。图5是研究区泥页岩样品干酪根H/C与O/C原子比关系图，从图中可以看出研究区样品的干酪根类型发育较全，I-III型都有发育，但主要以I -II型为主，大多数样品都落入这个区间。其中，小煤沟组二段样品有机质类型以II2型为主，石门沟组上段样品有机质类型主要为I -II1型。从沉积环境的演变规律上看，石门沟组上段较小煤沟组二段湖相沉积发育面积更广，沉积厚度更大，水体稳定性更高，使得其有机质类型上石门沟组上段比小煤沟组二段更有利于油气的生成。

图5 研究区样品干酪根类型图Figure 5 Study area sample kerogen types

2.2.4 有机质成熟度

烃源岩的成熟度研究是确定一个地区烃源岩能否生成油气的关键因素。在成熟度研究的诸多方法中，镜质体反射率(Ro)被誉为“经典”的成熟度指标， 是衡量有机质成熟度的标尺。根据陆相烃源岩成熟阶段的划分标准，当Ro<0.5%时， 为未成熟阶段；当0.5%

图6 研究区样品有机质成熟度分布特征Figure 6 Study area sample organic matter maturitydistribution characteristics

图6为研究区部分泥页岩样品的成熟度分布图，从图上可以看出，石门沟组上段8个样品的有机质成熟度为0.38%～0.54%，平均值为0.48%；小煤沟组二段6个样品的有机质成熟度为0.43%～0.54%，平均值为0.49%。总体上，研究区样品有机质成熟度位于未成熟—低成熟区间，以未成熟为主，具有随深度增加成熟度增加的线性关系。小煤沟组二段有机质成熟度略高于石门沟组上段，原因是按照正常沉积顺序，小煤沟组二段构造改造前埋藏深度大于石门沟组上段，现今的埋藏深度是地层后期遭受构造改造抬升的结果。

2.3 “储”集条件评价

2.3.1 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心分析总孔隙度分布在2.0%～14.00%，平均为4.22%～6.51%，渗透率一般小于0.1mD[17]。为了研究不同岩性的孔、渗特征，将采集样品按岩性细分为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩四类分别进行测试，结果如图7所示。

图7 研究区样品孔、渗关系图Figure 7 Study area sample relationship betweenporosity and permeability

从图中可以看出，研究区样品的总体孔隙度、渗透率不大，四类物性样品的孔隙度大部分小于10%，渗透率大部分小于0.1mD，这与页岩气储层的低孔、低渗透的物性特征相对应，但由于泥岩、粉砂质泥岩的致密性，孔喉半径、连通性有限，使得在孔隙度增大的同时，渗透率并未有明显的增加，同时，四类岩性样品又各有区别。泥岩样品物性分析孔隙度在3.1%～11.2%，平均值为7.5%，渗透率在0.01～0.26 mD，平均值为0.05mD；粉砂质泥岩样品孔隙度1.3%～15.6%，平均值为8.8%，渗透率0.02～0.13mD，平均值为0.04mD；泥质粉砂岩样品孔隙度2.3%～11.1%，平均值为5.4%，渗透率0.01～0.27mD，平均值为0.06mD；粉砂岩样品孔隙度3.0%～15.4%，平均值为6.7%，渗透率0.01～0.46mD，平均值为0.13mD。其中有个别样品的孔隙度超过10%，渗透率在0.5mD左右，这与部分样品微裂缝或方解石细脉发育有关。总体上，研究区样品的孔、渗特征有利于页岩气产生后的原地保存。

2.3.2 矿物组成

泥页岩的矿物组成中硅质、钙质矿物成分越高，泥页岩储层后期压裂时，越容易被压开。而黏土矿物中蒙脱石、伊利石等成分含量又与吸附气含量有一定关系。北美地区Barnett页岩的石英、长石和黄铁矿含量为20%～80%，碳酸盐矿物含量低于25%，黏土矿物含量通常小于50%[17-18]。

研究区样品的X-衍射统计分析结果如图8所示，图8(a)是矿物组成图，从图中可以看出：泥页岩样品的矿物组成以石英和黏土矿物为主，还包括有长石、碳酸盐矿物和菱铁矿等。石英、长石等脆性矿物含量为13.9%～41.7%，平均值为31.9%，黏土矿物含量为17.6%～58.8%，平均值为45.7%。总体上，东部和西部的大煤沟和团鱼山地区矿物组成以脆性矿物和黏土矿物为主，中部的鱼卡地区矿物组成中除脆性矿物和黏土矿物外，碳酸盐矿物的含量较高。图7(b)是样品的黏土矿物组成成分图，从图中可以看出，东部主要组合为伊蒙混层+伊利石+高岭石+绿泥石，中、西部除了和东部有相似的组合外，蒙皂石+伊利石+高岭石+绿泥石组合也是重要的一个组合。前人通过实验证明黏土矿物对甲烷的吸附能力次序为蒙脱石>>伊蒙混层>高岭石>绿泥石>伊利石[19]。与研究区黏土矿物组合特征相对比，蒙皂石、伊蒙混层和高岭石的大比重存在，为页岩气产生后的吸附保存提供了良好的条件。

2.3.3 储集空间特征

泥页岩储层的储渗空间可分为基质孔隙和裂

图8 研究区泥页岩样品矿物组成特征Figure 8 Study area argillutite sample mineral composition characteristics

缝。基质孔隙有残余原生孔隙、有机质生烃形成的微孔隙、黏土矿物伊利石化形成的微裂(孔)隙和不稳定矿物(如长石、方解石)溶蚀形成的溶蚀孔等[17]。通过扫描电镜分析发现，研究区的储渗空间类型主要为粒内次生孔、粒间溶蚀孔、黏土矿物晶间孔以及微裂缝等(图9)。这些孔隙的存在，扩大了整体的孔隙度，有利于页岩气的储集。而由于黏土矿物转化、有机质生烃也会形成一定的孔隙，这些也都是研究区孔隙类型的重要组成部分。由于柴北缘后期构造活动强烈，构造改造使得泥页岩层受力不均，容易形成大量的微裂缝。微裂缝的存在一方面有利于增加页岩气的存储空间，另一方面更可以作为孔隙连通的通道，有利于页岩气储量的增加和后期的压裂开发。

(1)为粒内次生孔隙；(2)为微裂缝；(3)为粒间次生溶蚀孔隙；(4)为高岭石晶间孔。图9 研究区泥页岩样品储渗空间类型Figure 9 Study area argillutite sample storage andseepage spatial types

3 结果与讨论

通过研究区与国内其它页岩气勘探成功地区相对比发现，研究区侏罗系暗色泥页岩除成熟度较低以外，其余指标参数都达到较好级别。造成这一结果的原因一方面与采样深度有关，本次研究主要依托煤炭钻孔进行系统采样，样品深度基本都小于1000，缺乏足够的埋深是造成成熟度偏低的原因之一。另一方面也与采样位置有关，本次采样位置位于盆地的边缘，浅埋藏造成样品现今尚处于未成熟—低成熟阶段，而在盆地中心位置，以德令哈坳陷按德参1井为例，前人推算，中、下侏罗统的热演化程度，应该已经越过大量生烃和排烃阶段，下侏罗统小煤沟组已进入高成熟凝析油阶段[6]。青海油田的相关研究资料也显示向着盆地中心，有机质成熟度增高。因此，可以预测，随着埋深的增加以及向着盆地中心部位靠近，有机质演化将进入成熟—高成熟阶段，生烃量以及生气量都将大大提高，有利于形成页岩气藏。

另外，研究区目前的成熟度范围在油气成藏理论上属于刚进入生油门限，结合暗色泥页岩厚度较大、TOC含量大于4.0%、有机质类型以I-II型为主的指标特点，认为研究区更具有页岩油形成的条件。事实上，本区泥页岩的层面及裂缝发育部位具明显油斑及荧光显示。岩心中目测含油较多的褐色页岩用打火机也能点燃。对比页岩油的形成主要条件与页岩气一致，仅演化程度更低一些[20]，说明研究区更具有页岩油资源潜力，在今后的资源评价与勘探开发过程中应当页岩油气并重。

4 结论

(1)通过露头调查和钻孔岩心观察，认为柴北缘中段侏罗系页岩气的有利发育层段有两段，分别为中侏罗统大煤沟组、石门沟组上段和下侏罗统小煤沟组二段，其中石门沟组上段泥页岩单层及连续厚度大、横向连续性好，是研究区页岩气发育的主要层段。

(2)对271件样品进行实验测试分析，结果显示样品的TOC平均含量大于4.0%，干酪根类型以I-II型为主，具备了页岩气形成的“源”的条件；样品的矿物组成以石英和黏土矿物为主，脆性矿物含量大于30%，有利于后期压裂。以伊蒙混层和高岭石为主的黏土矿物结合类型多样的储集空间有利于页岩气的吸附和存储，具备了良好的“储”的条件。

(3)研究区样品成熟度较低，这与采样位置位于盆地的边缘，埋深较浅有关，推测向着盆地中心方向，随着成熟度的增高，有机质将进入大量生烃及生气阶段。同时，已有参数显示研究区具备了页岩油形成的条件，因此在柴北缘页岩气评价过程中应同时兼顾页岩油的调查评价。

致谢：青海省地质调查局党洪量和长安大学王晓鹏在样品采集和处理过程中给予了很多帮助；中国地质调查局西安地质调查中心卢进才教授级高工在成文过程中提出了许多宝贵的意见和建议，在此一并致谢！

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StudyonJurassicShaleGasKeyParametersandResourceProspectAssessmentinMiddleSectorofNorthernQaidamBasin

Li Yonghong1, Zhang Yunpeng2, Li Wanghong2, Guo Wang2, Wen Huaijun1and Liang Zhenxin1

(1.Qinghai Bureau of Coal Geological Exploration, Xining, Qinghai 810001;2.Xi’an Center, China Geological Survey, Xi’an, Shaanxi 710054)

Relying on systematic sampling, testing and analysis of Jurassic argillutite samples from coal exploration boreholes in the middle sector of northern Qaidam Basin, comprehensively analyzed and assessed key factors impacting shale gas formation and enrichment. The study has considered that in the area developed lower Jurassic Xiaomeigou Formation Second Member and Shimengou Formation Upper Member two sets of shale gas favorable intervals, while the later is the most favorable. The member has material conditions propitious to shale gas formation including large argillutite effective thickness, continuous lateral extension, average content of organic carbon >4.0%, and organic matter types mainly category I-II. Moreover, diversified reservoir space types and microfissures provide favorable lieu for shale gas storage. While the existence of about 30% quartz, feldspar brittle minerals have provided favorable condition to later period hydraulic fracturing. The analysis by synthesis has considered that the area has certain shale gas resource prospect, but in allusion to low sample maturity, considered that during the study on shale gas should give consideration to the shale oil. The study has provided important data basis for shale gas and oil exploration, exploitation in the basin henceforth.

northern Qaidam Basin; Jurassic System; continental shale gas, key assessment parameters

中国地质调查局矿产资源调查项目《青海柴达木盆地重要页岩气远景区调查评价》(编号：1212011221045)；《柴达木盆地北缘页岩气资源潜力评价》(编号：12120114092701)。

李永红(1968—)，男，高级工程师，主要从事煤炭、非常规油气勘查。

2017-08-06

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.09.03

1674-1803(2017)09-0011-07

A

责任编辑：宋博辇