内蒙古西部额济纳旗希热哈达地区二叠系页岩油(气)地质条件初探

魏建设，王宝文，乔世海，张慧元

(中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安 710054)

银额盆地位于内蒙古西部，是中国大陆地区油气地质工作程度极低的地区之一(康玉柱，2008；卢进才等，2006，2011；余琪祥，2016)。前人以中生界为目的层的油气勘探进展缓慢，2007年以来，中国地质调查局启动了银额盆地油气基础地质调查和油气战略选区调查项目，以石炭—二叠系为主要目的层的油气基础地质调查和战略选区调查，发现了多套厚度大、分布广、有机质丰度高的暗色泥岩，在区内开展了页岩油(气)初步评价。

笔者依托银额盆地居延海坳陷乌珠尔凹陷施钻的地质调查井和煤田钻井采集了大量油气地球化学、扫描电镜、X-衍射、储层等样品，通过样品分析，以地层沉积特征、暗色泥岩的分布、有机质丰度、类型、成熟度、矿物组成特征、物性及微孔隙发育特征进行希热哈达地区二叠系页岩油(气)地质条件综合评价。结果显示，研究区具有良好的页岩油(气)形成条件，是开展新层系和新领域——页岩油(气)有望取得突破的地区。

1 区域地质背景

银额盆地是中生代与古生代的叠合盆地，中—晚泥盆世古亚洲洋闭合之后，构造-沉积演化经历了石炭纪—二叠纪海陆演化阶段，中生代陆内盆山演化阶段(卢进才等，2011；任纪舜等，1999；XIAO Wenjiao, 2010；XIAO Wenjiao, 2015；卢进才等，2012)。研究区位于银额盆地西部，二叠纪所在构造单元为北山-巴丹吉林裂谷盆地黑鹰山-额济纳旗坳陷带的南部边缘带；中生代所在构造单元位于银额盆地居延海坳陷乌珠尔凹陷(图1)。

2 暗色泥岩分布特征

2.1 二叠系岩性组合特征

已有钻井揭示二叠系(未分组)厚约为300 m。上部以灰色-深灰色泥岩和粉砂质泥岩为主，夹砾岩和煤层；下部为粗砂岩、砾岩与灰色-深灰色泥岩、灰绿色砂质泥岩、碳质泥岩的互层，夹煤层。碎屑岩中矿物成分成熟度较低，以中酸性火山岩岩屑为主。电测曲线以中高阻为特征，尤其是煤层电性特征显著，即高电阻、高时差、低伽马的特征。与上石炭统—下二叠统干泉组(C2P1g)为整合接触(图2)，并获得了二叠系与上石炭统—下二叠统干泉组连续沉积的钻井岩心。

2.2 暗色泥岩分布特征

额探2井残留的二叠系泥岩集中分布在顶部，井深为676.5～708.28 m，厚为31.78 m，为灰色、深灰色、黑灰色泥岩，富含有机质，薄片鉴定泥质主要为伊利石和高岭石，有机质含量一般小于5%，高者可达10%，砂屑含量一般小于5%，含黄铁矿，代表了还原环境的沉积。

揭示二叠系的煤田钻井资料以XRZK0-1井为代表，该井钻井深度最大(完钻井深1 200 m)揭示二叠系879.6 m。暗色泥岩集中分布在1 090.5～1 200 m井段，暗色泥岩累计厚度81.0 m(表1)，占地层厚度的74.0%，单层厚度最大43.0 m(未穿)。岩石成分主要为泥质，含砂(砾)屑，成分主要为中酸性火山熔岩、凝灰熔岩和凝灰岩等碎屑，形态为次棱角状、次圆状和不规则状，碎屑物次生蚀变较强，少量钙质及有机质，呈微层状。

1.盆地边界；2.钻井井位；3.国界；4.地名；5.断层；6.研究区范围图1 希热哈达研究区范围图Fig.1 Area map of studied region

表1 XRZK0-1井二叠系暗色泥岩分布统计表Tab.1 Distribution statistics of Permian dark mudstone of XRZK0-1 well

受沉积相与后期剥蚀的双重控制，各钻井暗色泥岩分布存在较大差异，但有限的钻井资料仍反应了研究区二叠系暗色泥岩较发育，且层段集中，表明二叠系沉积环境对烃源岩的发育有利。

3 地球化学特征

3.1 有机质丰度

额探2井、XRZK0-1井对暗色泥岩段进行了系统的钻井取心，对烃源岩集中发育层段的有机质丰度进行评价。

在额探2井主要烃源岩发育层段(676.5～706.5 m)取得了19件样品，TOC分布在0.67%～16.90%，平均分6.51%，TOC含量大于3.0%的样品占77.3%(图3)；热解产油潜量(S1+S2)为2.06～186.70 mg/g，平均为48.62 mg/g，大于20 mg/g(最好的烃源岩标准)的样品占78.95%(图4)；氯仿沥青“A” 分布在0.022%～0.408%，平均为0.192%，总烃(HC)分布在(6.21～64.20)mg/g，平均为17.96 mg/g，全部样品大于6 mg/g大于20 mg/g的样品占样品总数的10.53%(图5)。参照陆相烃源岩评价标准，该层段烃源岩达到好—最好的烃源岩标准。

1.砂岩；2.碳酸盐岩；3.煤线或煤层；4.砾岩；5.泥质砾岩；6.安山质凝灰岩；7.泥岩；8.泥灰岩；9.不整合接触图2 希热哈达地区二叠系—石炭系综合柱状图Fig.2 Comprehensive histogram of Permian-Carboniferous in Xirehada area

对XRZK0-1井主要烃源岩发育层段(1 090.5～1 200.0 m)21件样品有机碳含量、热解分析和其中9件样品抽提分析表明，TOC含量为0.57%～14.56%(图3)，平均为3.10%(表2)，达到最好的烃源岩标准；生烃潜力(S1+S2)为0.57～64.56 mg/g(图4)，平均值为11.16 mg/g，达到好的烃源岩标准；氯仿沥青“A”介于0.011%～0.067%，平均值为0.039%，为差烃源岩；HC介于3.02～6.67 mg/g(图5)，平均值为4.26 mg/g，达到最好烃源岩标准。综合而言，除氯仿沥青“A”指标外，其他3项指标均为好的烃源岩。因此，综合评价认为XRZK0-1井烃源岩有机质丰富为好-最好的烃源岩(图6)。

图3 额探2井、XRZK0-1井二叠系主要烃源岩层段有机碳含量分布图Fig.3 Distribution map of organic carbon content in Permian main source rocks of Etan2 well and XRZK0-1 well

图4 额探2井、XRZK0-1井二叠系主要烃源岩层段生烃潜量(S1+S2)分布图Fig.4 Distribution map of hydrocarbon generation potential(S1+S2) of Permian main source rocks of Etan2 well and XRZK0-1 well

图5 额探2井、XRZK0-1井二叠系主要烃源岩层段总烃含量(HC)分布图Fig.5 Distribution map of total hydrocarbon content(HC) of Permian main source rocks of Etan2 well and XRZK0-1 well

表2 XRZK0-1井二叠系烃源岩地球化学特征表Tab.2 Geochemical characteristics of Permian source rocks of XRZK0-1 well

1.砾岩；2.含砾砂岩；3.粉砂质泥岩；4.泥岩；5.烃源岩图6 XRZK0-1井二叠系主要烃源岩层段地球化学剖面图Fig.6 Geochemical profiles of Permian main source rock strata of XRZK0-1 well

3.2 有机质类型

常用的有机质类型评价指标包括：干酪根碳同位素(δ13CPDB)、干酪根元素、干酪根抽提产物的族组分与饱和烃特征、有机质显微组分等(魏仙样等，2010；魏建设等，2012)。

3.2.1 干酪根碳同位素特征

干酪根碳同位素(δ13CPDB)通常作为干酪根类型评价的重要指标(卢进才等，2012)。δ13CPDB小于-28‰为Ⅰ型有机质，δ13CPDB大于-25.5‰为Ⅲ型有机质，δ13CPDB介于二者之间的为Ⅱ型有机质。δ13CPDB组成随演化程度的提高稍有变重的趋势(变化幅度一般不超过2‰)。

XRZK0-1井9件样品进行干酪根碳同位素(δ13CPDB)分析表明，其中1件样品干酪根碳同位素(δ13CPDB)小于-28.0‰，2件样品干酪根碳同位素(δ13CPDB)介于-28.0‰和25.5‰，6件样品干酪根碳同位素(δ13CPDB)大于-25.5‰，表明干酪根以Ⅲ型为主，少量Ⅰ～Ⅱ型(金庆花等，2015)。

额探2井17件样品干酪根碳同位素分析显示，13件样品干酪根碳同位素(δ13CPDB)为-28.0‰～-25.5‰，4件样品干酪根碳同位素(δ13CPDB)介于-22.5‰～-25.5‰，表明烃源岩为Ⅱ1-Ⅱ2型干酪根。

3.2.2 干酪根元素

干酪根元素H/C元素与O/C元素相关图是判别干酪根类型的最常用的方法(魏建设等，2011)。对XRZK0-1井10件岩心样品进行了干酪根元素分析，在 H/C和O/C相关图上全部样品落入Ⅱ1～Ⅱ2区，额探2井干酪根元素组成指示其为Ⅲ型干酪根(图7)；祥探9井5件岩心样品干酪根类型判别H/C和O/C相关图，其中4件样品落入Ⅰ～Ⅱ1型干酪根，1件样品落入Ⅱ1～Ⅱ2区。

图7 XRZK0-1井、额探2井二叠系烃源岩H/C与O/C干酪根类型判别图Fig.7 Discrimination of Kerogen Types based on H/C and O/C in Permian Source Rocks of XRZK0-1well and Etan2 well

3.2.3 族组分与饱和烃特征

不同类型干酪根抽提产物族组分不同，Ⅰ型干酪根饱和烃含量为40%～60%，饱/芳大于3.0，非烃+沥青质为20%～40%；Ⅱ1型干酪根饱和烃含量为30%～40%，饱/芳介于3.0～1.6，非烃+沥青质为40%～60%；Ⅱ2型干酪根饱和烃含量为20%～30%，饱/芳介于1.6～1.0，非烃+沥青质为60%～70%；Ⅲ型干酪根则芳烃含量相对较高，饱和烃含量小于20%，饱/芳小于1.0，非烃+沥青质为70%～80%。

对XRZK0-1井9件样品进行干酪根抽提产物族组分分析，其中1件样品的饱和烃含量大于40%，对应的饱/芳为1.31，非烃+沥青质为27.97%，干酪根类型为Ⅰ～Ⅱ1型；3件样品的饱和烃含量处于30%～40%之间，对应的饱/芳分别为0.88～1.39，非烃+沥青质为34.04%～41.4%，干酪根类型为Ⅱ1～Ⅱ2型；3件样品的饱和烃含量介于20%～30%，对应的饱/芳为0.81～0.88，非烃+沥青质为42.28%～51.96%，干酪根类型为Ⅱ2型；2件样品的饱和烃含量小于20%，对应的饱/芳分别为0.70和0.77，非烃+沥青质分别为54.76%和66.18%，干酪根类型为Ⅲ型。

综合分析认为，干酪根类型以Ⅱ1～Ⅱ2型为主，有部分Ⅰ型和Ⅲ型干酪根。

3.2.4 有机质显微组分

9件样品的全岩显微组分分析表明，烃源岩干酪根有机显微组分相对含量差别较大，腐泥组的相对含量为3%～20%，且多数大于10%，以无定型腐泥组为主，其次为藻类体和腐泥碎屑体。壳质组的相对含量为20%～88%，以腐殖无定形体为主，相对含量为15%～86%，其次为壳质碎屑体，相对含量分布在2%～17%，且多数样品含1%～2%的孢粉体，此外，部分样品含少量角质体、木栓质体、树脂体和藻孢体。镜质组的相对含量为8%～42%，以无结构镜质体为主，少量为结构镜质体。惰质组(丝质体)的相对含量分布在0～23%，7件样品的丝质体含量大于13%。根据全岩干酪根有机显微组分的相对含量，有机质既有水生低等生物的供给，又有陆源生物的供给(ROTHMAN D H，2003)，干酪根类型为Ⅱ-Ⅲ(表3)。

表3 XRZK0-1井二叠系烃源岩显微组分表Tab.3 Microscopic components of Permian source rocks of XRZK0-1 well

综合干酪根类型评价的各项指标，XRZK0-1二叠系烃源岩总体反映出Ⅱ～Ⅲ型干酪根的特征，且以Ⅱ型干酪根为主，与二叠纪为近海湖相沉积环境一致。

3.3 有机质成熟度

3.3.1 镜质体反射率

镜质体反射率(Ro)随热演化程度的升高而增大，陆源供给显著的Ⅲ型干酪根镜质体反射率相对广泛、稳定，具有可对比性，是烃源岩评价应用最权威、最广泛的指标。

XRZK0-1井9件样品镜质体反射率(Ro)为0.49%～0.68%，，平均值为0.58%。此外，在烃源岩上部(距烃源岩约为50 m井段)煤层获得的镜质体反射率为0.57%～0.59%。表明该套烃源岩有机质演化处于低成熟阶段。

额探2井烃源岩之下的煤层共采集了9件样品进行了镜检，测得Ro为0.52%～0.69%，平均为0.61%，烃源岩演化为低成熟—成熟。

3.3.2 最高热解温度

最高热解温度(Tmax)是指烃源岩中有机质热解烃(S2)峰的峰顶温度，其数值的高低与有机质热演化程度密切相关。通常认为，Tmax小于435℃，表明有机质演化未成熟；Tmax为435～440℃，表明有机质演化进入低成熟阶段；Tmax为440～450℃，表明有机质演化成熟；Tmax为450～580℃，表明有机质高成熟；Tmax大于580℃，表明有机质过成熟。

XRZK0-1井取得的21件样品的Tmax值处于429～439℃，其中2件样品Tmax小于435℃，19件样品Tmax处于435～440℃，总体烃源岩演化处于低成熟阶段，与镜质体反射率(Ro)检测结果一致。

额探2井19件样品的Tmax值分布在330～451℃，其中2件样品Tmax值小于435℃；3件样品Tmax值分布在435～440℃，处于低成熟阶段；13件样品的Tmax值介于440～450℃，表明有机质演化成熟；1件样品Tmax值≥450℃，总体烃源岩处于低成熟—成熟阶段。

4 矿物组成特征

通过居延海坳陷乌珠尔凹陷的1口煤田钻井(XRZKYB-1)和1口地质调查井(额探2)二叠系暗色泥岩矿物组成除常见的黏土矿物(伊利石、蒙皂石、高岭石)外，还混杂有石英、长石、方解石、铁白云石、白云石、方沸石和石膏等其他矿物。北美地区Barnett页岩的石英、长石和黄铁矿含量为20%～80%( 其中石英含量为40%～60%)，碳酸盐矿物含量低于25%，黏土矿物含量通常小于50%。XRZKYB-1井二叠系暗色泥岩的石英、长石和黄铁矿含量为55.7%～67.5%(其中石英含量为27.7%～32.6%)，碳酸盐矿物含量为9.6%～18.1%，黏土矿物含量为20.0%～26.7%；额探2井二叠系暗色泥岩的石英、长石和黄铁矿含量为32.0%～41.9%(其中石英含量为16.9%～35.6%)，碳酸盐矿物含量为2.6%～30.2%，黏土矿物含量为37.8%～61.9%；这与北美地区Barnett页岩矿物成分相比(图8)，XRZKYB-1井与北美地区Barnett页岩相似，脆性矿物含量较高，碳酸盐矿物含量低，黏土矿物含量较低，有利于后期的压裂改造形成裂缝(阎存章等，2010；张金川等，2004)；而额探2井脆性矿物含量较低，碳酸盐矿物含量高，黏土矿物含量相对较高，不利于后期的压裂改造形成裂缝。

图8 希热哈达地区二叠系暗色泥岩矿物组成三角图Fig.8 Triangulation of mineral composition of Permian dark mudstone in Xirehada area

前人研究表明，页岩储层中黏土矿物的含量与吸附气量具有一定的关系，其中最主要的伊利石含量与吸附气含量呈正相关关系，蒙皂石类膨胀性黏土矿物对后期储层压裂造缝不利(张金川等，2004；王祥等，2010；聂海宽等，2009；董大忠等，2009)。暗色泥岩黏土矿物分析结果表明，居延海坳陷2口钻井二叠系暗色泥岩黏土矿物组成存在一定差别。XRZKYB-1井二叠系暗色泥岩黏土矿物伊利石含量较高，有利于页岩气的吸附，额探2井3件样品黏土矿物中伊利石含量相对较少，以伊蒙混层为主(图9)，2口井中均未检测出蒙皂石，有利于储层的后期改造形成裂缝。

5 储集特征

5.1 物性特征

居延海坳陷乌珠尔凹陷额探2井和XRZK0-1井二叠系暗色泥岩的物性较好。5件样品的气体孔隙度为1.3%～4.2%，平均为3.2%，渗透率为0.037×10-3～0.659×10-3μm2，平均为0.310×10-3μm2(表4)。北美地区Barnett页岩孔隙度为2.5%，渗透率是0.01×10-3μm2，居延海坳陷二叠系暗色泥岩较北美地区Barnett页岩物性要好，有利于页岩油气的储集。

图9 希热哈达地区二叠系暗色泥岩黏土矿物含量变化图Fig.9 Change pattern of clay mineral content in Permian dark mudstone in Xirehada area

表4 希热哈达地区二叠系暗色泥岩物性统计表Tab.4 Property statistics of Permian dark mudstone in Xirehada area

5.2 微孔隙特征

研究区经历过多期次构造运动，区内裂缝较发育，野外露头及钻井岩心均见到裂缝发育，普通显微镜和高倍扫描电镜下均可观测到微裂缝(图10、图11)、节理等，裂缝和节理可以为页岩中的游离气提供储集空间。

图10 含有机物含粉砂泥岩中微裂缝图(0-1-B3，XRZK0-1井)Fig.10 Micro and middle fractures in silt and organic matter bearing mudstone(0-1-B3, XRZK0-1 well)

页岩储层的储渗空间可分为基质孔隙和裂缝。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(长石、方解石)溶蚀形成的溶蚀孔等(付金华等，2013；张雪芬等，2011)。暗色泥岩扫描电镜分析结果显示，居延海坳陷二叠系暗色泥岩微裂缝、溶蚀孔隙较发育(图11)，能为页岩油气提供良好的储集空间。

6 页岩油气显示特征

6.1 页岩油显示

在居延海坳陷乌珠尔凹陷的XRZKYB-4和XRZK0-1两口煤田钻井二叠系暗色泥岩裂缝(图12)中见到大量原油，并对这些含油显示岩心野外现场照荧光，荧光灯下见到大面积金黄色荧光显示。含油页岩荧光薄片鉴定结果显示页岩中广泛见到发淡蓝色荧光(图13)。

6.2 额探2井页岩气显示

“银额盆地及其邻区石炭—二叠系油气远景调查”项目2013年在乌珠尔凹陷实施的额探2井于二叠系(676.5 m以下)钻遇暗色泥岩单层最大厚度250 m，普遍见气显示，其中685～728 m井段为富有机质黑色泥岩段，气测异常全烃含量可达2.4%，并检测到重烃含量，初步统计额探2井二叠系暗色泥岩段有3段全烃气测异常段(表5)，单层厚度14～28 m，异常值/背景值平均为1.74～11倍，最大为2.47～22.55倍。现场解吸气含量为76～161 mL，解吸后样品密闭送往实验室测试样品中甲烷含量为0.14～4.11 m3/t(表6)。

7 结论

(1)希热哈达地区二叠系发育分布广、厚度大、有机质丰度高、Ⅱ1～Ⅱ2型优质烃源岩，具有良好的生烃潜力。

(2)钻井资料反应了研究区二叠系暗色泥岩较发育，且层段集中，表明沉积环境对二叠系烃源岩的发育有利。

(3)干酪根碳同位素、干酪根元素、族组分与饱和烃以及有机质显微组分等指标综合指示研究区二叠系烃源岩有机质类型为Ⅱ1～Ⅱ2型，有利于油气的生成。

(4)研究区二叠系暗色泥岩矿物组成中石英、长石和黄铁矿等脆性矿物的含量较高，有利于页岩的后期压裂改造形成裂缝；暗色泥岩黏土矿物组成以伊利石为主，蒙皂石含量较低，黏土矿物组成有利于吸附气的聚集和后期压裂改造形成裂缝。

a.孔径约6.5 μm的溶蚀孔隙(13ET2-C4，×1500)；b.钠长石Ab沿解理溶蚀产生粒内微孔(13ET2-C4，×5000)；c.宽1.5～3.5 μm的裂缝(13ET2-C5，×3000)；d.0.5～1 μm宽微裂缝(13YB4-D6，×5000)；e.长石沿解理溶蚀，产生缝隙(130-1-D7，×3000)；f.0.2～1 μm宽溶蚀缝隙(130-1-D9，×2000)图11 希热哈达地区二叠系暗色泥岩储集空间特征图Fig.11 Reservoir space characteristics of Permian dark mudstone in Xirehada area

图12 希热哈达地区煤田钻井二叠系泥岩中见到页岩油Fig.12 Shale oil of Permian mudstone core sample in Coal field drilling in Xirehada area

图13 希热哈达地区二叠系暗色泥岩荧光薄片照片Fig.13 Fluorescent thin slice photo of Permian dark mudstone in Xirehada area

表5 额探2井二叠系暗色泥岩段全烃气测异常统计表Tab.5 Total hydrocarbon logging anomaly statistic of Permian dark mudstone of Etan 2 well

(5)二叠系暗色泥岩物性较好，钻井岩心揭示裂缝和孔洞发育，扫描电镜显示残余原生孔隙、次生溶蚀孔和微裂缝等孔(缝)隙发育，且泥岩中多处见到原油和页岩气显示，表明研究区二叠系泥岩具有良好的页岩油气储集条件。

(6)煤田钻井和地质调查井发现二叠系良好页岩油和页岩气显示，指示该区二叠系具有良好的页岩油(气)资源前景，是银额盆地值得探索的新层系和新领域。