吐哈盆地沙尔湖凹陷二叠系烃源岩储层特征

周 欢，聂俊杰，郑 勇，许 鸣

（新疆地矿局第一地质大队，新疆昌吉831100）

吐哈盆地是新疆三大含油气盆地之一，2012 年完成的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》预测吐哈盆地页岩气资源量为1×1012m3，指示其具有巨大的页岩气资源量。张金川、张民山、王劲松等认为吐哈盆地中、下二叠统和上三叠统中，泥页岩厚度较大，且发现有页岩气异常富集的特征[1-4]；孙玉凯等综合评价分析了吐哈盆地水西沟群和小泉沟群两套页岩的基本地质条件后指出，它们具备形成页岩气藏的基本地质条件[5]；石司宇、田继军等认为吐哈盆地泥页岩分布面积广泛、厚度大，其中页岩分布较广的地层有机碳含量高、热演化程度高、有机质类型好，并指出三叠系小群沟群和二叠系桃东沟群2套页岩气测结果显著，资源潜力巨大[6]。本文对沙尔湖凹陷二叠系塔尔郎组页岩进行生烃潜力展开评价，以期为该地区页岩气进一步工作提供重要地质依据。

1 区域地质背景

吐哈盆地位于东天山山脉之间，盆地东西长约660km，南北宽60～130km，面积约5.28×104km2。大地构造位于哈萨克斯坦板块东南角，处于哈萨克斯坦、西伯利亚和塔里木板块的拼贴交汇部位[7](图1)。其西端与东端分别为喀拉乌成山和喀尔力克山(哈密凹陷以东)，北靠博格达山，南临觉罗塔格山。盆地北缘的博格达山是晚古生代板内裂谷回返而形成的造山带。

图1 吐哈盆地大地构造位置（据肖序常等，1992改编）

吐哈盆地受多期构造运动的影响，盆地内部被分隔成多个形态不一的构造单元，将吐哈盆地Ⅰ级构造分区为吐鲁番坳陷—了敦隆起—哈密坳陷这样一个总体上按东西向展布的空间格局[8-9]（图2）。在此基础上分为十二个Ⅱ级构造带[9-13]，吐鲁番坳陷区被划分为“三凸四凹”的格局，分别包含布尔加凸起、鲁西凸起、塔克泉凸起、科牙依凹陷、托克逊凹陷、台北凹陷和台南凹陷。了敦隆起划分出了沙尔湖和大南湖两个凹陷以及新了敦隆起。哈密坳陷划分为哈密凹陷和黄田凸起（图3）。

图2 吐哈盆地一级构造单元分区（据文献[7]-[12]改编）

图3 吐哈盆地二级构造单元分区（据文献[7]-[12]改编）

了敦隆起南部的沙尔湖凹陷为本次主要研究区。沙尔湖凹陷及周缘出露地层主要包括泥盆系大南湖组、中二叠统塔尔朗组、侏罗系西山窑组、古—新近系桃树园组和第四系冲洪积物。其中中二叠统塔尔朗组含有规模较大的烃源岩层，为浅湖—半深湖泊沉积体系，主要发育沙坝和静水泥质沉积微相，勘探和研究程度很低，属页岩气资源调查与评价新区域。研究区塔尔朗组地层出露良好，页岩露头新鲜，发育较完整，深部钻井揭露延伸较稳定。

2 页岩有机地球化学特征

2.1 有机质类型

沙尔湖凹陷塔尔郎组干酪根有机显微组分主要为腐泥无定形体及腐殖无定型体。腐泥组中主要以腐泥无定形体及藻类体为主，相对丰度25%～77%，平均为51.61%；壳质组包括树脂组体和非树脂体，树脂组体基本为零，非树脂体多为角质体及相对丰度5%～23%，平均为13.18%；镜质组主要为正常镜质体，相对丰度3%～50%，平均为22.42%；惰性组相对丰度2%～49%，平均为12.85%（表1）。干酪根呈淡黄色—褐色，无—弱荧光。统计表明，干酪根类型指数为-19.5～75.5，干酪根类型以Ⅱ1-Ⅱ2型为主，占样品数的90.70%，少量为Ⅲ型，占样品数的9.30%。

表1 沙尔湖凹陷塔尔郎组泥页岩干酪根显微组分及类型统计

2.2 有机质丰度

沙尔湖凹陷塔尔郎组烃源岩有机碳含量普遍较高，地表及钻井揭示TOC介于0.14%～49.10%，平均为3.51%；主要分布于1%～9%之间（表2）；生烃潜量（S1+S2）在0.0618～70.95mg/g，平均为2.07mg/g；氯仿沥青A在0.0019%～0.1736%，平均为0.01912%；总烃含量介于0.00%～88.89%，平均为53.08%；综上数据表明塔尔郎组烃源岩具有较强的生烃潜力，属于好—较好的烃源岩。

表2 沙尔湖凹陷塔尔郎组有机质丰度指标统计表

2.3 页岩成熟度

沉积岩中有机质只有达到一定的成熟度（即热演化程度）才能生烃。有机质成熟度主要取决于地层所遭受过的热史。而热史受软流圈或地幔活动、地温梯度、构造活动及地层埋藏经历等多种因素影响。对于有机质成熟度而言，有多种参数指标可以表征。但应用最为直接、最为广泛的参数指标包括镜质体反射率（Ro），另外可以辅助应用有机质最大热解峰温Tmax进行有机质成熟度表征[14]。

塔尔郎组富有机质泥页岩基本上都达到了成熟阶段（表3）。通过镜质体反射率化验成果统计，塔尔郎组烃源岩Ro介于0.911%～1.507%，平均为1.22%，主体为成熟阶段，次为高成熟阶段。通过热演化资料统计，塔尔郎组烃源岩Tmax介于444℃～542℃，平均为531℃，主体为高成熟阶段，次为成熟阶段，少量为低成熟阶段，整体热演化程度高。

表3 吐哈盆地塔尔郎组镜质体反射率统计

3 二叠系烃源岩储层特征

3.1 储层物性特征

由表4 可知，烃源岩岩石密度最小值为2.32g/cm3，最大值为3.12g/cm3，算术平均值为2.62g/cm3。从岩石密度分布频率图中可以看出岩石密度主要分布在2.6～2.7g/cm3之间。烃源岩岩石孔隙度最小值为0.367%，最大值为3.3799%，算术平均值为1.542%；烃源岩孔隙度较低，主要分布区间为0%～2%。烃源岩岩石渗透率最小值为0.00021mD，最大值为0.311mD，算术平均值为0.02588mD。烃源岩比表面最小值为0.744m2/g，最大值为20.90m2/g，算术平均值为7.5358m2/g。

表4 沙尔湖凹陷塔尔郎组岩石物性统计

样品结果表现出孔隙度与渗透率相关性较小。部分低孔隙度样品反而具高透率值，这表明其渗透率值受样品中的微裂缝影响明显；部分高孔隙度样品具极低渗透率值，这说明孔隙连通性较差。

沙尔湖凹陷塔尔郎组烃源岩孔喉长半径最小值为0.082mm，最大值为7.01mm，算术平均值为2.28mm，标准偏差为1.37；孔喉短半径最小值为0.068mm，最大值为5.22mm，算术平均值为0.89mm，标准偏差为1.37。孔喉半径主要分布于0.2～2.8mm之间。其中，孔喉半径以0.4～1.2mm之间居多，其次为1.6～2.8mm。

宏观与微观相结合，通过沙页2井岩芯观察及扫描电镜成果可知，吐哈盆地塔尔郎组富有机质泥页岩储集空间类型多样，主要包括了宏观尺度的孔洞、裂缝及微观尺度的各种孔隙与缝隙。总体上与中上扬子龙马溪组及北美页岩气产层储集空间类型一致。

孔隙包括了宏观尺度的溶蚀孔洞以及微观尺度的粒间溶孔、粒内溶孔、粒间孔、粒内孔、铸模孔及有机质微孔。各种孔隙均可形成良好的自源气储集空间。缝隙包括了宏观尺度的裂缝、溶蚀缝、缝合线及微观尺度的微裂缝、纹层缝溶蚀缝、粒间缝及粘土矿物内部缝。对于流体而言，缝隙具双重作用，既可成为流体运移通道，又可成为有效的储集空间；既可破坏油气藏，导致油气散失，又可改善储层，提高储层孔隙连通性及渗透率。

3.2 储层矿物成分特征

通过对沙尔湖凹陷塔尔郞组炭质页岩的98件样品的全岩X 射线及粘土矿物分析，粘土矿物含量29%～68%，平均46%，粘土矿物组成均以伊利石为主，其次为伊/蒙间层，而高岭石、绿泥石相对较少；脆性矿物主要为石英，含量18%～57%，平均35.47%，斜长石含量2%～36%，平均12.26%，部分样品还含少量钾长石、方解石、铁方解石、菱铁矿等。

参考国土资源部2014年《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》标准，全区塔尔郎组井下69%的测试样品中脆性矿物含量均超过了50%；井下24%样品中的脆性矿物含量处于高值区（40%≤高＜50%），仅7%的样品中脆性矿物含量处于中值区（30%≤中＜40%）；露头样品中61%的测试样品中脆性矿物含量均超过了50%，22%样品中的脆性矿物含量处于高值区（40%≤高＜50%），11%的样品中脆性矿物含量处于中值区（30%≤中＜40%）；6%的样品中脆性矿物含量处于低值区（20%≤中＜30%）（图4）。

图4 塔尔郎组脆性矿物不同区间样品百分比(左:井下样品,右:头样品)

3.3 储层的吸附性

由于泥页岩储层的物性特征、矿物组成、孔隙结构上与常规的砂岩、盐酸盐岩等有较大差异，其中所赋存的页岩气除以游离状态存在于较大孔隙或裂隙之中外面还有大量页岩气吸附于粘土矿物颗粒或有机质表面，呈吸附状态存在。现场解吸是了解烃源岩中是否含气最直接的方法与证据。现场解吸法中页岩含气量由解吸气含量、损失气含量、残余气含量三部分组成（总含气量=损失气量+解吸气量+残留气量）。其中，残余气含量可以通过粉碎岩石样品的方法使气体解吸出来并计量，而损失气含量难以计量，通常采用USBM 回归法进行估算。

沙页1井各解吸样品总含气量0.01～0.03m3/t，平均值为0.02m3/t，样品以总含气量0.02～0.03m3/t 占多数。沙页1 井现场解析样品深度在336～573m 之间，所取6件样品，含气量均较低，但样品有机碳含量等地球化学指标较高，研究认为烃源岩埋藏深度较浅，是影响该井含气量较低的主要因素。

沙页2 井各解吸样品总含气量0.11～6.29m3/t，平均值为1.71m3/t，样品以总含气量大于0.5m3/t 占多数（表5）。总含气量大于0.5m3/t 的样品所控制的钻井厚度累计为136.49m，共包括了3 段，所对应的深度位置分别为：1062.35～1149.38m（厚度：87.03m，含气量：1.27m3/t）；1424.89～1429.90m（厚度：5.01m，含气量：2.05m3/t）；1519.79～1564.24m（厚度：44.45m，含气量：3.53m3/t）。

表5 沙页2井含气量成果统计表

据含气量测定及岩芯观察得知，该孔主要含气层段位于塔尔郎组中上部。受到断裂带及次生断裂作用的影响，该孔在进入塔尔郎组地层之后岩芯较为破碎，岩芯中裂隙发育，有利于游离气的聚集，所以样品中总含气量主要以现场解吸气量为主，损失气次之，残余气仅占少量。

样品中解吸气量、总含气量及TOC含量之间有一定相关性。从图5中可以看出，当TOC含量达到5%左右时，解析样品含气量开始增多，TOC含量在5%～10%之间时含气量达到最高值，TOC含量大于10%时含气量有所降低，但含气量总体仍是呈升高趋势。

图5 沙页2井塔尔郎组解吸样含气量与TOC关系曲线

本次研究工作针对沙页2 井采集了6 件样品进行室内等温吸附试验（表6）。试验条件为：实验温度60℃；氦气浓度：99.999%；甲烷浓度：99.99%；空气干燥基。

表6 等温吸附模拟实验数据统计表

统计结果表明：沙页2井塔尔郎组烃源岩平均兰氏体积VL为24.79m3/t，平均兰氏压力PL为13.30MPa。通常，兰氏体积越大，泥岩吸附能力越强；兰氏压力越大越有利于降压过程中吸附气的产出。

4 二叠系烃源岩生烃潜力评价

炭质泥页岩的生烃潜力主要取决于页岩中的有机质类型、有机质丰度、有机质成熟度及泥页岩厚度。

吐哈盆地塔尔郎组烃源岩在西北缘及中部基本覆盖了造山带以外的地覆区，盆地南部未见发育，烃源岩厚度从150m 左右到大于600m；有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主；有机碳含量高，492个样品的TOC测试结果介于0.14%～49.10%，平均为3.51%，TOC介于1.0%～9.0%的样品占65.24%；全区159 个样品的测试结果表明，有机质成熟度Ro介于0.681%～1.507%，平均为1.095%，以1.0%～1.3%为主，约占45.91%，按页岩气相关标准，则均处于成熟阶段，但据常规油气评价标准，则多处于成熟阶段；生烃潜量均值大于2mg/g；总体评价为好烃源岩。

根据野外地质调查成果及沙页2井钻探成果可知，塔尔郎组中油气显示十分普遍。在盆地西北缘艾维尔沟—塔尔郎—照壁山一带野外露头上，塔尔郎组中均发现有油页岩发育，盆地中部沙尔湖一带施工的沙页2井中发育三层含气烃源岩层，现场解吸结果最大值可达3.92m3/t，总含气量可达6.29m3/t，岩芯浸水试验气泡明显。

结合页岩气调查成果及前人研究成果表明：吐哈盆地塔尔郎组烃源岩在中、晚侏罗世进入生油门限，晚侏罗世至白垩纪进入生油高峰期，现今己进入高—过成熟生干气阶段。因此，塔尔郎组既是常规油气的重要烃源岩，又是非常规油气勘探的重要目标。

5 结论与认识

（1）沙页1井共见两层烃源岩，有机碳含量等各项地球化学指标较好，但烃源岩层未见有页岩气层发育，说明吐哈盆地沙尔湖一带含气烃源岩埋藏深度大于650m。

（2）含气量高低与有机质含量高低有一定的相关性，且有机碳含量低的层段也会出现高含气量，这也表明沙尔湖一带未来的页岩气“甜点”勘探不但要寻找高有机质层段，也应瞄准裂缝发育区预测，以寻找“裂缝型甜点”。

（3）通过对页岩样品进行等温吸附实验，该调查井内塔尔郎组页岩吸附气含量为20.69～28.88m3/t。通过与北美、黔北等地区页岩气富集条件对比，沙尔湖一带塔尔郎组具有较好的页岩气富集条件，具有良好的页岩气勘探潜力。

（4）区内二叠系塔尔郎组烃源岩具有中—高有机碳、高成熟度、高脆性矿物含量、特低孔渗、微孔隙较为发育的特点，储集空间主要为微纳米孔隙和裂缝。

（5）初步证实塔尔郎组具有较好的含气性，主要含气层段一般在0.5～6.29m3/t。研究认为，调查区内的断裂构造及炭质页岩层段中的有机质丰度、有机质成熟度与微裂缝发育程度是成藏富集的主要控制因素。