松辽盆地梨树断陷页岩气资源潜力评价

刘福春，程日辉，解启来，胡望水，汤济广，李忠博，杨秀辉，徐 浩，周隶华

1.吉林大学地球科学学院，长春 1300612.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，长春 1300623.华南农业大学资源环境学院，广州 5106424.长江大学地球科学学院，武汉 4301005.中国科学院广州地球化学研究所，广州 5106406.新疆油田采油一厂，新疆 克拉玛依 834000

松辽盆地梨树断陷页岩气资源潜力评价

刘福春1,2，程日辉1，解启来3，胡望水4，汤济广4，李忠博2，杨秀辉2，徐 浩5，周隶华6

1.吉林大学地球科学学院，长春 1300612.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，长春 1300623.华南农业大学资源环境学院，广州 5106424.长江大学地球科学学院，武汉 4301005.中国科学院广州地球化学研究所，广州 5106406.新疆油田采油一厂，新疆 克拉玛依 834000

松辽盆地梨树断陷纵向上发育白垩系沙河子组和营城组两套主力泥页岩烃源岩层系，其沉积环境有利、厚度大、分布广。沙河子组以Ⅱ段页岩气地质条件最好，其w(TOC)分布范围为0.11%～8.20%(平均值1.45%)；营城组发育两段优质泥页岩，Ⅰ段w(TOC)为0.26%～12.01%(平均值1.96%)，Ⅱ段w(TOC)为0.06%～5.03%(平均值1.06%)。有机质类型以Ⅱ1-Ⅲ型为主，含少量I型。沙河子组Ro普遍较高，断陷西部基本进入过成熟阶段，缓坡带处于成熟-高成熟阶段。营城组Ro变化范围较大，小城子、孤家子和十屋地区Ro达到2.00%以上。两套泥页岩脆性矿物体积分数为32.10%～62.90%，具有较好的储集性能。断陷内有多口探井在沙河子组和营城组的厚层泥页岩段钻遇高气测显示。营城组I段泥页岩含气量为0.62～3.09 m3/t。采用概率法初步预测出沙河子组和营城组页岩气资源量为6 645.34× 108m3。秦家屯地区和苏家屯次洼为页岩气勘探的有利目标区，桑树台深洼带为较有利目标区。

页岩气；资源潜力评价；白垩系泥页岩；梨树断陷；松辽盆地

0 引言

页岩气是连续的生物成因气、热成因气或二者的混合气，是继致密砂岩层和煤层甲烷之后的又一种重要的非常规油气资源，主要表现为以游离态储存在页岩孔隙和天然裂缝中，以吸附态存在于干酪根和黏土颗粒表面，甚至以溶解状态存在于干酪根和沥青质中。而且，其含气分布广、圈闭隐蔽、盖层岩性多样、烃类运移距离相对较短，是一种典型的自生自储、近原地富集的天然气[1-12]。张金川等[13]认为页岩气主体应位于暗色泥页岩或高炭泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集，也可存在于泥页岩中的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩甚至砂岩等夹层中，是一种烃源岩层的近距离聚集的气藏。

页岩气由于具有特殊的赋存机理，以及资源量大、开采周期长等优点，在我国已经引起了广泛关注。研究发现[14-15]，梨树断陷位于松辽盆地东南隆起区东南缘，是松辽盆地断陷层系中规模较大的断陷，断陷面积2 300 km2，最大埋深逾万米，断陷层最大厚度达8 000 m。其中，沙河子组和营城组是主力烃源岩层，具有优质的生烃基础。根据第3次资源评价结果*唐黎明，张玉明，何兴华，等．松辽盆地南部探区油气资源评价．长春:中石化东北油气分公司，2002．，梨树断陷总生烃量为215×108t，排烃量为154×108t，潜在的非常规资源量为61×108t。

1 构造区带划分

在NNE向断裂控制下，梨树断陷总体上呈NNE向构造格局，由“两坡一隆一洼”4个构造单元构成，分别为中央构造带、东南斜坡带、北部斜坡带和桑树台深洼带[16](图1)。

图1 梨树断陷构造区划图Fig.1 Tectonic division of Lishu fault depression

1.1 中央构造带

位于梨树断陷腹地，呈NE向展布，沿小宽-八屋-太平庄一带纵贯梨树断陷，面积约240 km2，是受营城期末、登娄库期末及嫩江期末叠加改造而成的大型走滑褶皱构造带。该构造带西南紧邻沙河子-营城组沉降中心，聚集了梨树断陷主要的油气资源[17-19]。

1.2 东南斜坡带

东南斜坡带位于梨树断陷东部，与中央构造带以小宽断裂为界限，该区带沿金山-小城子-秦家屯一带展布，呈NE-SW走向，面积538 km2，最大埋深5 000 m。通过构造演化分析，该带在沙河子-营城期，受NE向断裂影响，与双龙次洼具有一定的成因联系，沙河子组及营城组厚度沿该带呈一定程度增加，具有坳陷特征。同时，由于登娄库期末两侧断层对冲，形成了向斜特征，导致其现今构造面貌为NE走向的低凹带。又由于其处于向斜部位，断裂构造变形相对简单。

1.3 北部斜坡带

北部斜坡带紧邻断陷生烃次凹，向杨大城子呈弧形EW方向展布，面积约375 km2。在该带西北角和东北角，分别发育2个相对独立的桑树台次洼和双龙次洼。生烃次凹源岩埋藏较浅，演化程度适中，以生成大量液态烃为主。勘探结果表明，该区带主要发育大型岩性-地层油气藏，已发现十屋油田和皮家气田。

1.4 桑树台深洼带

受桑树台控陷大断裂的控制，桑树台深洼带在桑树台断裂东侧呈SN向展布，面积约430 km2，被皮家断裂分为北部的苏家屯次洼和南部的桑树台次洼主体部分。由于目的层埋藏较深，热演化程度高，烃源岩大部分处于高成熟-过成熟阶段，以生成天然气为主。目前尚无钻井钻至营城组和沙河子组[1]。

2 沉积构造特征

梨树断陷发育两套沉积体系，分别为下部断陷层沉积体系(火石岭组(K1h)、沙河子组(K1sh)、营城组(K1yc)、登娄库组(K1d))和上部坳陷层沉积体系(泉头组(K1q)、青山口组(K2qn)、姚家组(K2y)、嫩江组(K2n))，以及第四系(Q)覆盖，缺失上白垩统四方台组、明水组和第三系。

断陷主要经历了断陷期、坳陷期和反转期等阶段。其中，断陷期分为初始裂陷期、强烈断陷期和断坳转换期3个阶段。相应的主要构造运动有火石岭末期、营城末期、登娄库末期及明水末期构造运动[13](表1)。

2.1 断陷期

初始裂陷期 初始裂陷期为火石岭组沉积时期，受NW-SE向拉张应力作用，形成一系列NNE、NE向断层，发育了多米诺式的NE走向早期小型断陷盆地群。各小型断陷群湖盆边缘发育夹火山碎屑岩的扇三角洲体系，此时期湖域范围小而浅，断陷内大部分为滨浅湖相沉积，仅在西部桑树台控盆断裂之下的水体较深，形成冲积扇或水下扇沉积体系。

强烈断陷期 在沙河子-营城期盆地进入了强烈断陷发育期。沙河子时期断裂受近EW向张应力作用不断扩展，以构造沉降为主，是断陷层生长最快的时期。断陷内半深湖-深湖相沉积范围广，代表了断陷层最大水进期，沿东、南、北3个方向扩展为滨浅湖相沉积。在西部桑树台断裂主要为冲积扇-扇三角洲-近岸水下扇等沉积体系，而北部、东南部斜坡带形成了强劲的扇三角洲沉积体系。泥岩以黑色为主，且分布范围广，沉积厚度大。

表1 梨树断陷构造演化分析表

营城期继承沙河子期沉积特征，沉积范围扩大，为箕状断陷的定型期，形成以单一主控断层控制的西断东超的断陷结构。由于当时处于温暖潮湿的气候环境，物源供给相对不足，处于欠补偿沉积状态，加之沉降速率较大，因此以深湖、半深湖相为主，发育扇三角洲、水下扇和三角洲等沉积体系，但水体相对较浅，泥岩以灰色为主。

断坳转换期 登娄库沉积时期是断坳转换期，地层沉降开始摆脱断裂控制，形成统一的沉降中心，结束了梨树断陷的断槽沉积，进入广盆式的坳陷期沉积。

2.2 坳陷期

泉头-嫩江期是梨树断陷的坳陷期，从泉头期开始梨树断陷进入广盆式沉积。

2.3 反转期

明水期末是断陷的构造反转期。由于明水期末构造运动受区域挤压应力场的作用，坳陷期的厚层沉积体挤压抬升，形成以大型宽缓背斜为主的挤压构造，但断层并不十分发育。

3 烃源岩发育特征

梨树断陷主要发育沙河子组和营城组2套主力烃源岩层系，其岩性以泥岩、泥页岩、炭质泥岩/页岩或煤层为主。断陷内沙二段和营一段泥页岩纵向厚度大、平面分布广，具有良好的生烃基础。

沙河子时期暗色泥岩沉积较厚。钻井揭示，沙河子组厚度为24.00～917.40 m，平均为319.30 m，暗色泥岩厚度达16.00～594.50 m，平均为180.60 m，占地层厚度的17.50%～95.50%，平均为57.08%。在桑树台断裂附近，地层厚度达1 800 m以上，推测该区暗色泥岩厚度最大可达600 m。自西向东，由桑树台断裂附近至后五家子、四五家子，暗色泥岩厚度逐渐减小。双龙地区出现另一高值区，最大暗色泥岩厚度可达300 m以上，东部秦家屯地区暗色泥岩最大厚度也在200 m左右(图2)。

图2 沙河子组暗色泥岩等厚图Fig.2 Isopach map of dark mudstone of Shahezi Formation

沙河子组二段被证实为最有潜力的有效含油气泥页岩层段，其TOC实测分布范围为0.11%～8.20%，平均值1.45%；断陷西南部的孤家子、十屋和后五家子区域发育优质烃源岩，其TOC质量分数较高，可达3.00 %以上；双龙和秦家屯地区也局部发育好的烃源岩。氯仿沥青“A”质量分数变化范围为0.02%～4.32%，平均为0.40%，有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，断陷边缘主要为Ⅲ型。有机质成熟度变化范围较大，全区普遍较高，断陷西部地区已基本进入过成熟阶段，自西往东成熟度逐渐降低，缓坡带目前处于成熟-高成熟阶段。

营城组沉积时期湖盆范围相对沙河子组更广，但水体相对较浅，泥岩以灰色为主，地层厚度为95.50～1 662.00 m，平均为511.70 m，暗色泥岩累积厚度大于沙河子组，为50.00～891.8 m，平均为305.99 m，占地层厚度的9.40%～80.50%，平均为58.28%。与沙河子组相比，暗色泥岩较厚区域往南迁移，主要分布在十屋、孤家子和后五家子地区，最厚区域位于孤家子一带，可达1 000 m以上。同样因轴向物源影响，自西向东逐渐变缓，由孤家子到后五家子、四五家子地区，再至太平庄，暗色泥岩厚度逐渐减小至300 m以下，断陷边缘地区暗色泥岩厚度普遍在100 m以下。NE方向双龙区块是另一高值区，暗色泥岩厚度最大可达300 m以上(图3)。

图3 营城组暗色泥岩等厚图Fig.3 Isopach map of dark mudstone of Yingcheng Formation

营城组烃源岩主要在断陷西南部和双龙地区较为发育。在四五家子、小城子和后五家子一带也发育大面积优质烃源岩，相对于沙河子组优质烃源岩面积偏大，缓坡带主要发育中等-好的烃源岩，双龙地区局部发育好的烃源岩。营城组一段发育2段泥页岩：Ⅰ段泥页岩TOC实测分布范围为0.26%～12.01%，平均为1.96%，氯仿沥青“A”质量分数为0.02%～0.35%，平均为0.19%；Ⅱ段泥页岩w(TOC)为0.06%～5.03%，平均为1.06%，氯仿沥青“A”质量分数为0.01%～1.15%，平均为0.33%。有机质类型主要以Ⅱ1-Ⅲ型为主，含少量Ⅰ型，断陷边缘有机质类型主要为Ⅲ型。营城组烃源岩有机质成熟度变化范围较大，西南部小城子、孤家子和十屋地区的成熟度较高，Ro达到2.00%以上，处于过成熟阶段，缓坡带目前处于成熟-高成熟阶段，NE方向双龙地区尚处于低熟-成熟阶段。

梨树断陷重点取心探井苏2井营一段3 282～3 332 m段泥页岩样品也显示出较高的有机质丰度，其w(TOC)主要为0.5%～4.0%，最高值可达4.0%以上，均值为1.9%，其中w(TOC)>2.0%的样品占到44.4%，显示出较大的生烃潜力。该井段泥页岩的热演化程度较高，Ro值为1.7%～2.3%，以生气为主。氯仿沥青“A”质量分数受成熟度较高的影响呈现出低值，甚至低于0.01%，从H/C(原子比)和O/C(原子比)来看，营一段泥页岩有机质类型为Ⅱ2型和Ⅲ型(图4)。

4 泥页岩矿物组成特征

X射线衍射分析结果表明，沙河子组泥页岩主要矿物组成为石英(10.00%～31.90%)、钠长石(5.80%～34.90%)、伊利石(10.60%～36.80%)、蒙脱石(7.60%～33.60%)、绿泥石(0～20.00%)(图5)；营城组泥页岩主要矿物组成为石英(14.00%～29.80%)、钠长石(9.10%～36.90%)、伊利石(4.00%～43.80%)、蒙脱石(5.90%～22.50%)、绿泥石(0～21.60%)(图6)。总体上，营城组和沙河子组脆性矿物(石英和钠长石)质量分数较高，为32.10%～62.90 %，表明可压性较好。

图5 沙河子组泥页岩矿物组成柱状图Fig.5 Histogram of mineral compositions of mud shale from Shahezi Formation

图6 营城组泥页岩矿物组成柱状图Fig.6 Histogram of mineral compositions of mud shale from Yingcheng Formation

5 泥页岩储集特征

在非常规储层中，物性指标是储层特征研究的主要参数，影响着页岩的含气量，包括吸附气含量和游离气含量。

通过对泥页岩样品的物性分析，梨树断陷沙河子组泥页岩孔隙度为1.09%～6.22%，平均为2.97%，渗透率为(0.20～1.40)×10-6μm2，平均0.80×10-6μm2(图7)；营城组泥页岩孔隙度为1.79%～6.86%，平均为3.89%，渗透率为(0.20～1.30)×10-6μm2，平均0.50×10-6μm2(图8)，具有较好的储集性能。

探井的岩心观察显示，梨树断陷沙河子组和营城组泥页岩的页理和裂缝较发育，可以作为页岩气储集空间(图9)。从苏家屯次洼的苏2井营一段泥页岩扫描电镜分析结果来看，营一段泥页岩层间裂缝发育，且多被高等植物残体充填，黏土矿物顺层发育，高等植物残片内有机微孔隙发育良好，且多被炭化，炭化孢子囊中内部微孔隙和气孔发育良好，具备较好的油气储集空间(图10)。

6 具有较高的气测显示和含气量

通过对老井复查以及新探井的统计表明，在多口井的的沙河子组和营城组的泥页岩中获得了良好的油气显示，特别是在河山1井沙河子组中钻遇了3套高气测显示的泥页岩(表2)。

图7 沙河子组泥页岩孔隙度和渗透率分布直方图Fig.7 Bar charts of porosity and permeability of mud shale from Shahezi Formation

图8 营城组泥页岩孔隙度和渗透率分布直方图Fig.8 Bar charts of porosity and permeability of mud shale from Yingcheng Formation

左图, SN56, K1sh；右图, SN138, K1yc。图9 黑色炭质页岩页理与黑色泥页岩高角度微裂缝Fig.9 Lamellation of black carbonaceous shale and High angle micro-fracture of black mud shale

左图为层间裂缝,3 282.8 m;右图为气孔,3 325.5 m。图10 苏2井营一段泥页岩扫描电镜图片Fig.10 Mud shale of Yingyi member under scanning electron microscope in Su 2 well

井号层位井段/m钻/录井显示岩性SN65K1sh1693.13～1696.32岩心完整,呈柱状,表面局部见气泡逸出,灰黑色炭质泥岩夹砂质条带1696.32～1696.50持续时间约25min灰黄色黏土岩1696.50～1697.40灰黑色炭质泥岩1698.07～1699.61灰黑色炭质泥岩夹黏土岩薄层1700.20～1701.61灰黑色炭质泥岩SN163K1sh2955.00～2959.00气测全烃值ΣC:0.08%～25.08%,C1:15.13%,相对93.90%,含气层深灰色泥岩SN165K1sh2310.00～2315.20∑C:0.03%～8.45%,C1:3.19%裂隙含气层深灰色泥岩SN26K1yc1636.00～1700.00气测全烃值ΣC:0.03%,C1:0.01%;气样分析C1:0.03%黑色泥岩K1sh2037.00～2071.00气测全烃值ΣC:0.01%,C1:0.002%黑色泥岩河山1K1sh2715.00～2717.00气测全烃值ΣC:18.89%～74.96%,C1:13.13%～54.57%,裂缝含气黑灰色泥岩2769.00～2770.00气测全烃值ΣC:80.58%,C1:50.72%,裂缝含气黑色泥岩2770.00～2771.00气测全烃值ΣC:82.72%,C1:51.63%,裂缝含气黑色泥岩2771.00～2772.00气测全烃值ΣC:5.46%,C1:3.48%黑色泥岩

对苏2井营一段3 300～3 330 m井段的8个泥页岩样品进行了现场解析实验(表3)，测得其含气量范围为0.62～3.09 m3/t，平均为1.66 m3/t。其中，烃类气体成分分析显示甲烷所占比例为93.19%(均值)，乙烷为6.27%(均值)，丙烷为0.38%(均值)，丁烷为0.13%(均值)，戊烷为0.03%(均值)。与国外典型页岩相比，营一段页岩气含气量较San Juan盆地Lewis页岩高，但均较其他页岩低；而相对于国内各盆地，除了较苏北盆地阜宁组和泰州组页岩含气量低外，均较元坝、彭水区块、泌阳凹陷和湘鄂西地区页岩高。

基于样品的TOC实测值，系统建立了梨树断陷泥页岩含气量与TOC关系(图11)。可以看出，苏2井含气量与TOC具有良好的线性关系，在此基础上建立了TOC与含气量的回归方程。并根据TOC等值线图得到梨树断陷营一段含油气泥页岩Ⅰ、Ⅱ段及沙二段含油气泥页岩段的含气量平面分布特征。

表3 苏2井营一段泥页岩样品实测含气量

Table 3 Measured gas content of mud shale samples of Yingyi member in Su 2 well

样品深度/m实测总含气量/(m3/t)w(TOC)/%3304.65～3304.852.801.703308.96～3309.162.091.203312.06～3312.280.800.693314.09～3314.270.720.543319.02～3319.230.620.363322.72～3322.971.040.833326.31～3326.512.131.293329.45～3329.663.091.46

图11 苏2井营一段泥页岩实测含气量与TOC拟合关系Fig.11 Fitting relationship between gas content and TOC of mud shale of Yingyi member in Su 2 well

含气量与TOC拟合关系为：含气量/(m3/t)=2.003×w(TOC)/(%)-0.359。

计算结果显示：营一段Ⅱ段泥页岩含气量为1.0～3.5 m3/t，Ⅰ段泥页岩含气量为1.50～3.50 m3/t；沙二段含油气泥页岩段含气量为1.00～3.00 m3/t，高值区分布于桑树台洼陷，最大超过3.00 m3/t；苏家屯次洼最大含气量超过2.00 m3/t。

7 页岩气资源量预测

目前，常用的油气资源量评估方法主要有：容积法、类比法(面积丰度类比法、体积丰度类比法和特尔菲法等)和物质平衡法等[20]。其中，类比法适用于勘探程度低且是钻探前的远景资源量；物质平衡法是油气藏开采阶段的评价方法；容积法作为油气地质资源量评价的主要方法，包括确定法和概率法，前者计算参数是各参数的算术平均值，后者是对独立变量的不确定性进行量化估计的一种风险分析方法[5,20-24]。

由于页岩气分布的物理边界的不确定性和聚藏地质条件的复杂性，相关计算参数难以准确把握，故针对概率法本身能够对计算参数的不确定性进行概率分布的量化。考虑到梨树断陷进行的非常规油气勘探还不成熟，页岩气资源量的各项参数资料尚待完善，因此在综合研究区内泥页岩地质与地球化学特征的基础上，采用概率法[19-22]对梨树断陷沙河子组沙二段和营城组营一段的Ⅰ、Ⅱ段泥页岩3个评价单元进行页岩气资源量的合理估算，取概率值P50作为页岩气的最终资源量。

通过对各项资源评价参数进行合理的赋值与计算，初步估算出梨树断陷页岩气总资源量为6 645.34×108m3，其中营城组页岩气资源量为4 520.48×108m3，沙河子组页岩气资源量为2 124.86×108m3(表4)。

8 有利目标区优选

根据钻井显示情况、烃源岩分布特征、沉积特征以及页岩气资源评价结果，在梨树断陷初步选出2个页岩气勘探的有利目标区(秦家屯地区、苏家屯次洼)，以及1个较有利目标区(桑树台深洼带)(图12)。

表4 梨树断陷3个含油气泥页岩评价单元P50页岩气资源量

Table4P50shale gas resources of three mud shale evaluation units of Lishu fault depression

评价单元十屋地区/(108m3)小城子-孤家子地区/(108m3)总资源量/(108m)营一段Ⅱ段1697.95485.102183.05营一段Ⅰ段1963.54373.892337.43沙二段1869.96254.902124.86合计6645.34

图12 梨树断陷目标区预测图Fig.12 Forecast figure of target area in Lishu fault depression

8.1 秦家屯地区

秦家屯位于梨树断陷的东南斜坡带。该区是一个在基底古斜坡背景上断陷层逐层超覆尖灭的单斜构造，坡度较缓，长35 km、宽10～20 km，基底最大埋深处位于南部桑树台控盆断裂，中部埋深可达7 000 m左右，最小埋深位于北部秦家屯的东部古凸起，仅有1 100 m。该地区断陷层南部为泛滥平原相沉积，北部营城组、沙河子组为浅湖-半深湖相沉积，营城组烃源岩Ro为1.47%～1.75 %，沙河子组烃源岩Ro为1.66%～1.99 %，均处于高成熟阶段。

秦家屯地区沙河子组暗色泥岩发育，其中河山1井泥岩厚度达267 m，单层最大厚度42 m，在沙河子组钻遇3套高气测显示泥岩段，最高气测值达84%，对2 711.00～2 730.50 m井段进行常规测试，日产油最高7.67 m3。综合沉积和烃源岩分布特征，预测秦家屯地区为页岩气勘探的有利目标区。

8.2 苏家屯次洼

苏家屯次洼位于梨树断陷北部斜坡带，皮家走滑断裂以西，面积165 km2，区内已钻井3口，分别在营城组和火石岭组获得了工业油气流。苏家屯次洼整体上表现为“南断北剥、东西超覆”的特征。洼陷南部受皮家走滑断裂控制形成桑树台次洼的断阶，洼陷北部受SN向曲家屯断层分割形成西部洼陷带和东部断阶带，西部洼陷带地层沉积稳定且断层不发育，东部断阶带受一系列近SN向的正断层分割，形成多个断块。

苏家屯次洼营城组和沙河子组发育大套暗色泥岩，w(TOC)主要为0.75%～2.00 %，最大值可达4.00%以上，有机质类型以Ⅲ和Ⅱ2型为主，多处于高成熟-过成熟演化阶段，为苏家屯次洼的主力烃源岩。沙河子组和营一段暗色泥岩厚度超过350 m，泥地比为85%。苏家屯次洼为页岩气勘探的较好领域，其泥岩夹薄层砂岩条带中钻遇高气测显示，十屋33X井最高气测值达37%，砂层最薄显示段厚度为1 m，气测值为12%。综合沉积和烃源岩分布特征，预测苏家屯次洼为页岩气勘探的有利目标区。

8.3 桑树台深洼带

受桑树台控陷大断裂的控制，桑树台深洼带在桑树台断裂东侧呈SN向展布，该区发育大型斜坡扇体和深洼水下扇储集体，冲积扇体发育，以粗碎屑沉积为主。由于目的层埋藏较深，暗色泥岩发育，处于高成熟-过成熟演化阶段，为梨树断陷主力烃源岩发育区，预测该区为页岩气勘探的较有利目标区。

9 结论

1)通过对已钻遇页岩气显示井的综合评价，确定了下白垩统沙河子组和营城组为梨树断陷页岩气的发育主要层位。

2)沙河子组和营城组泥页岩厚度大，有机碳含量高，有机质类型较好，热演化程度较高，生烃潜力较大，具备形成页岩气的良好条件。而且其孔隙和裂缝发育，具有较好的孔渗条件，页岩吸附气量大，可以为页岩气成藏提供充足的储集空间。

3)运用“概率法”初步估算出梨树断陷营城组、沙河子组页岩气资源量为6 645.34×108m3，表明具有较大的勘探潜力。优选出苏家屯次洼、秦家屯地区作为梨树断陷下一步页岩气勘探的有利目标区。

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The Potential Evaluation of Shale Gas Resources of Lishu Fault Depression in Songliao Basin

Liu Fuchun1, 2, Cheng Rihui1, Xie Qilai3, Hu Wangshui4, Tang Jiguang4, Li Zhongbo2, Yang Xiuhui2, Xu Hao5, Zhou Lihua6

1.College of Earth Sciences, Jilin University, Changchun 130061, China2.Exploration and Development Institutes, Northeast Petroleum Company of SINOPEC, Changchun 130062, China3.College of Natural Resources and Environment, South China Agricultural University, Guangzhou 510642, China4.The College of Earth Sciences, Yangtze University, Wuhan 430100, China5.Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China6.The First Oil Factory, Xinjiang Oil Field, Karamay 834000, Xinjiang，China

Two sets of main hydrocarbon source rocks, Shahezi Formation and Yingcheng Formation, developed in the Lishu fault depression of Songliao basin, which had a favorable sedimentary environment, large thickness and wide distribution. The member Ⅱ of Shahezi Formation possessed the best conditions of forming shale gas, its TOC distribution range was 0.11%-8.20% (average value was 1.45%); Yingcheng Formation developed two members of high quality mud shale: TOC distribution range of the member Ⅰ was 0.26%-12.01% (average value was 1.96%)，and that of the member Ⅱ was 0.06%-5.03% (average value was 1.06%). The main organic matter types were Ⅱ1-Ⅲ, with few was type Ⅰ. The vitrinite reflectance (Ro) in Shahezi Formation was generally higher, whereas, in western fault depression it basically entered into over-mature phase, and it came into mature to high mature phase in gentle slope belt. In Yingcheng Formation, the range of variation of vitrinite reflectance (Ro) was large, and it reached over 2.00% in Xiaochengzi, Gujiazi and Shiwu. Mass fractions of brittle minerals of two sets of mud shale were 32.10%-62.90% which represents good reservoir properties. In the fault depression, there were several exploratory wells drilled with high gas logging show in the thick layers of mud shale in Shahezi Formation and Yingcheng Formation. The gas content was 0.62-3.09 m3/t in the member Ⅰ of Yingcheng Formation. With assessment by using the probability method, we preliminaryly forecast that Yingcheng Formation and Shahezi Formation possess shale gas resources amounting to 6 645.34 ×108m3. It is believed that Qinjiatun region and Sujiatun subsag are favorable target areas of shale gas exploration, and Sangshutai deep subsag belt is a relatively fine target area.

shale gas; resources potential evaluation; Cretaceous mud shale; Lishu fault depression; Songliao basin

10.13278/j.cnki.jjuese.201403105.

2013-11-18

国土资源部油气资源战略研究中心页岩气资源调查项目(2009QYXQ15-07-09)；中国地质调查局油气调查项目(1212011220752)

刘福春(1969-)，男，博士研究生，高级工程师，主要从事石油地质及油气勘探规划研究，E-mail:liufc.dbsj@sinopec.com

解启来(1964-)，男，教授，博士, 主要从事油气地球化学及环境地球化学研究，E-mail:xieql@scau.edu.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201403105

P618.13

A

刘福春，程日辉，解启来,等.松辽盆地梨树断陷页岩气资源潜力评价.吉林大学学报:地球科学版,2014,44(3):762-773.

Liu Fuchun, Cheng Rihui, Xie Qilai,et al.The Potential Evaluation of Shale Gas Resources of Lishu Fault Depression in Songliao Basin.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2014,44(3):762-773.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201403105.