蒙额参3井石炭二叠系干泉组页岩储层含气性及可压性评价

李渭 白薷 姜亭 郭望

摘要：为了深入研究银额盆地吉格达凹陷石炭—二叠系干泉组页岩储层含气性及可压性评价，本研究以蒙额参3井钻探资料为基础，结合测井数据及样品分析测试结果，对该井的岩相、有机地球化学、含气性、岩石力学特征等进行系统分析。研究表明，蒙额参3井干泉组属于浅海相沉积，页岩厚度可达162 m;有机质丰都较高，有机碳含量平均为1.35％，生烃潜量（S1+S2）平均为4.27 mg／g;具有较好的含气性，气测全烃最高1.219 ％，平均含气量为2.23 m3／t;天然裂缝发育，脆性指数在53.30%～54.55％，泊松比为0.12～0.31，具备较好的可压性。研究后认为，干泉组具有较好的页岩气勘探前景。

关键词：银额盆地;干泉组;页岩气;含气性;可压性

中图分类号：P536

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020-05-017

Evaluation of Carboniferous-Permian Ganquan Formation shale gas

content and fracturing property of Mengecan 3 well

LI Wei 1， BAI Ru2， JIANG Ting1， GUO Wang1

（1.Xi′an Center of Geological Survey， China Geological Survey， Xi′an 710054， China;

2.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Corporation， Xi′an 710069， China）

Abstract： To furtherly study the shale gas conditions and fracturing property of Carboniferous-Permian Ganquan Formation in Jigeda Sag of Yingen-Ejina Basin， based on the drilling data of Mengecan3 well， systematical analyses on rock facies， organic geochemistry， gas content and rock mechanical characteristics have been determined in this paper combined with the logging data and sample test results. The research shows that the shale of the Ganquan Formation is a shallow marine deposit with the thickness of shales up to 162m. Organic matter is abundant with an average organic carbon content of 1.35％ and an average hydrocarbon generation potential （S1+S2） of 4.27mg／g. The gas content is relatively high and the gas measurement is up to 1.219％ of total hydrocarbons with the average gas content is 2.23m3／t. Natural cracksare developed with brittleness index 53.30～54.55％， Poisson′s ratio 0.12～0.31， suggesting a good compressibility. The favorable conditions above indicate that the Ganquan Formation has good prospects for shale gas exploration， and also provides a basis for subsequent fracturing reconstruction.

Key words： Yingen-Ejin Basin; Ganquan Formation; shale gas; shale gas content; fracturing property

隨着美国页岩油气革命对全球油气产能的影响，页岩油气逐渐成为非常规油气的热点领域［1-5］。近几年，中国开始加大了对页岩油气的勘探开发力度，在南方海相页岩气取得一系列工业性产能突破［6-7］，并形成了海相页岩气“泥页岩发育是基础，良好保存条件是关键”和“二元富集”等一系列理论认识［8-14］。银额盆地的主要勘探目的层位为中生界白垩系［15-16］，对于石炭—二叠系页岩气认识及勘探程度有限，盆地各凹陷投入的工作量不均衡。2016年，建国营凹陷北部实施的Y1井于二叠系获得荧光显示和气测异常，指示了其与石炭—二叠系页岩油气有关的线索。吉格达凹陷与建国营凹陷具有相似的沉积和构造背景，油气地质条件可对比性较强；同时，先期研究在吉格达凹陷获得了石炭—二叠系良好的反射信息，显示石炭—二叠系残留厚度较大。根据中国地质调查局制定的 《北方新区新层系油气资源调查总体方案》，以实现北方石炭—二叠系油气发现，促进银额盆地形成新的油气生产基地作为重要目标，中国地质调查局西安地质调查中心，在银额盆地居延海拗陷吉格达凹陷油气矿权空白区部署实施了蒙额参3井，该井发现多层系、多类型油气藏。本研究通过对蒙额参3井的深入研究，建立石炭—二叠系干泉组页岩含气性和可压性的评价指标，对银额盆地页岩油气勘探具有重要意义。

1 地质背景

银额盆地位于内蒙古自治区西部，是一个中生代和晚古生代叠合盆地［17-23］。吉格达凹陷位于银额盆地的西北部，中生代所属构造单元为居延海拗陷的一个次级构造单元，呈北东—南西向展布［24］（见图1）;晚古生代石炭纪—二叠纪，其所在构造单元为北山—巴丹吉林裂谷盆地黑鹰山—额济纳旗拗陷带的南部边缘带。

蒙额参3井完钻井深2 850 m，自上而下钻遇地层依次为：第四系 （Q4），白垩系下统苏红图组（K1s），白垩系下统巴音戈壁组 （K1b），二叠系上统（P3），二叠系中下统（P1-2），上石炭统～下二叠统干泉组（C2P1g），华力西期侵入岩（γ4）。

2 干泉组储层的基本地质特征

2.1 岩相特征

根据实钻资料和测井资料分析可知， 蒙额参3井干泉组井段2 550～2 712 m属于浅海相沉积， 能量较低， 为页岩气生成的有利相带。 岩性组合上部以灰色含灰泥岩为主， 与灰色泥岩、 粉砂质泥岩、 泥质粉砂岩、 粉砂岩呈不等厚互层分布， 灰色含灰泥岩局部夹深灰色泥岩， 部分深灰色泥岩见荧光顯示； 下部以深灰色含灰泥岩为主， 夹薄层灰色含灰岩、 粉砂质泥岩。 该层泥岩厚度为162.00 m，暗色泥岩单层最大厚度21.00 m，最小厚度1.00 m，一般3.00～10.00 m（见图2）。

自然伽马能谱测井资料反映，该段储层Th含量（3.80～67.76）×10-6；K含量为（1.11～4.14）×10-2；U含量为（0.94～73.67）×10-6；Th/K比值2.47～33.18，其黏土类型以蒙脱石为主，富含伊利石。Th/U比值0.53～13.18，沉积环境为弱氧化-还原环境（见图3）。

2.2 有机地球化学特征

蒙额参3井石炭—二叠系干泉组（2 550.0～2 712.0 m）发育厚度巨大的暗色泥岩，有机质丰度较高，TOC分布在0.18％～5.50％，集中段为1.0～2.0％，所占比例达到58％，平均值为1.35％;生烃潜量（S1+S2）分布在0.389～27.388 mg／g，集中段为2.0～6.0 mg／g，所占比例达到72％，平均值为4.27 mg／g。TOC含量（见图4）和生烃潜量（S1+S2）分析结果（见图5）表明，干泉组烃源岩有机质丰度以中等—好为主，是区内主要的烃源岩层。

2.3 含气性特征

根据蒙额参3井现场录井数据来看（见图2），干泉组页岩含气性较好，其中在2 568～2 573，2 574.77～2 586.19，2 588.82～2 605，2 639～2 651.22 m井段，现场录井全烃气测异常值可达到1.147 ％～1.219 ％，按照石炭—二叠系干泉组（2 550.0～271 2.0 m）全烃基值（0.273 7％），其异常倍数可达4.19～4.45。其解析气量1.02～3.27 m3／t，平均2.23 m3／t，与蒙额参3井上部白垩系苏宏图组和巴音戈壁组、二叠系页岩相比（见表1），石炭—二叠系干泉组页岩埋藏更深，含气性更好，更具备勘探开发潜力。

2.4 裂缝发育特征

根据岩心观察，蒙额参3井干泉组的岩心裂缝较发育，裂缝类型包括垂直裂缝、斜裂缝和近水平微裂缝。在井段2 580～2 650 m处，裂缝密度0.1～0.2条／cm，缝宽1～3 mm，大部分未充填，少部分为方解石半充填（见图4）。井段2 588.0～2 590 m，缝洞发育，面孔率约10％，直径最大20 mm，最小0.5 mm，一般2～5 mm，少部分被方解石、黄铜矿全充填，大部分未充填，部分缝洞残留斑块状黑色原油，久置后见棕色原油外渗。

从XRMI测井静态电成像和动态加强电成像图可以看出（见图7）， 2 574～2 594 m井段高角度张开缝发育，定量处理成果为：裂缝条数4条，裂缝密度2.307 7条/m，裂缝长度2.96/m·m-2，裂缝孔隙度0.000 25/％。 2 650～2 654 m井段高角度张开缝发育，定量处理成果为：裂缝条数6，裂缝密度3.120 0条/m，裂缝长度3.10/m·m-2，裂缝孔隙度0.000 75/％。综上所述，蒙额参3井干泉组天然裂缝发育，有利于后期的压裂改造形成复杂裂缝网络。

2.5 储集物性

蒙额参3井2 650.95 m和2 588.86 m处实测干泉组页岩样品孔隙度在0.7%～3.6％，渗透率在（0.07～0.069）×10-3μm2（见表2），这表明其物性较差。

测井解释2 574.8～2 580， 2 585～2 591， 2 647.8～2 654 m三段（见表3），密度中子交会孔隙度在2.4%～2.9％，渗透率平均为0.1×10-3μm2。核磁共振测井解释总孔隙度在3.91%～4.04％。综上所述，干泉组页岩储层属于低孔超低渗储层，必须通过后期压裂改造才可能获得页岩气工业产能。

2.6 储层微观特征

通过岩心、铸体薄片、扫描电镜可以得出，蒙额参3井干泉组页岩主要发育基质孔隙和裂缝2种类型［25-27］。干泉组页岩储层普遍发育基质孔隙，孔径大小从几百纳米到几微米不等，主要包括原生孔隙、粒间孔隙（见图8A）、次生溶蚀孔隙（见图8B），次生溶蚀孔隙又以有机质生烃演化中产生的有机酸对泥岩中的碳酸盐矿物溶蚀形成的孔隙为主。泥页岩储层裂缝主要有 2 种，分别为微裂缝和构造缝，通过铸体薄片和扫描电镜均可以观测到微裂缝（见图8C，D）和构造缝，这些裂缝也为页岩储层中的游离气提供了储集空间。

3 储层岩石力学特征

3.1 地应力场特征

根据微电阻率扫描成像（XRMI）测井数据，干泉组最大水平主应力方位以北东—南西向为主。在2 600～2 610 m和2 620～2 630 m处存在较强各向异性，方向为近东西向，原因可能为裂缝或者井壁坍塌造成。排除该段的特殊情况，判断地层最大水平主应力方向为北东—南西向。

3.2 岩石力学特征

根据交叉偶极子阵列声波（XMAC）测井结果，估算出干泉组泥页岩段泊松比在0.25～0.27，杨氏模量在59.9～63.6 GPa，脆性指数在53.30%～54.55％，破裂压力在60.29～64.02 MPa，孔隙压力系数在0.987～0.996，最小水平主应力为43.46～45.55 MPa（见表4）。

岩心样品岩性力学性质实测数据为：岩心杨氏模量为27.39～37.53 GPa，泊松比为0.12～0.31（见表5）。由于干泉组岩心样品数量较少，实验测试的结果与测井解释结果存在差异，因此还需要更多的样品测试或者压裂拟合数据来验证。

3.3 地层温压特征

蒙额参3井是吉格达凹陷实施的第一口油气钻井，该区无以往钻井实测地层压力资料。干泉组钻井液密度为1.25 g／cm3，泥浆密度大于天草凹陷T6井。T6井二叠系含油气段实测地层压力系数在1.28～1.30，因此判断蒙额参3井干泉组压力系数在1.30左右，属于高压地层。根据井温数据可知，2 550～2 712 m地层温度在82.31～85.02℃。因此，蒙额参3井干泉组主要为高压低温储层。

4 储层可压性评价

银额盆地石炭—二叠系干泉组是一套勘探和认识程度极低的新层系，本研究依托蒙额参3井的钻探资料，从储层岩性、有机质丰度、含气性、物性、裂缝、岩石力学性质等指标综合评价储层的可压性。从上述对蒙额参3井干泉组页岩储层特征的分析可知，干泉组页岩综合指标较好，页岩厚度累计可达162.00 m，页岩有机质丰度中等—好，气测全烃最高1.219 ％，平均含气量为2.23 m3／t，天然裂缝发育，并且周围不发育大型断裂，脆性指数在53.30%～54.55％，泊松比为0.12～0.31，具备较好的可压性。根据国外页岩气田的生产经验，影响页岩气井产能的主要因素就是地层是否超压［28］，而该井地层压力较大，为高压储层，因此可以把干泉组作为重点压裂层段。

5 结 论

1）蒙额参3井干泉组为浅海相沉积，岩性主要为灰色含灰泥岩、深灰色含灰泥岩，泥岩厚度可达162 m，是页岩气存储的有利相带。

2）干泉組页岩有机质丰度较高，TOC平均值为1.35％;生烃潜量（S1+S2）平均值为4.27 mg／g，具有良好的页岩气形成条件。

3）干泉组页岩含气性较好，气测异常值可达到1.147 ％～1.219 ％，解析气量1.02～3.27 m3／t，平均解析气量2.23 m3／t，表明干泉组具有有良好的页岩气资源潜力，可以作为有利勘探层系。

4）根据岩性、有机质丰度、含气性、物性、裂缝、岩石力学性质等指标，建立银额盆地吉格达凹陷干泉组页岩可压性的主要评价指标。综合评价认为，该组脆性矿物含量高，天然裂缝发育，岩石力学良好，具备较好的可压性。

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（編 辑 雷雁林）