李渭 白薷 姜亭 郭望

摘要：為了深入研究銀額盆地吉格達(dá)凹陷石炭—二疊系干泉組頁(yè)巖儲(chǔ)層含氣性及可壓性評(píng)價(jià)，本研究以蒙額參3井鉆探資料為基礎(chǔ)，結(jié)合測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)及樣品分析測(cè)試結(jié)果，對(duì)該井的巖相、有機(jī)地球化學(xué)、含氣性、巖石力學(xué)特征等進(jìn)行系統(tǒng)分析。研究表明，蒙額參3井干泉組屬于淺海相沉積，頁(yè)巖厚度可達(dá)162 m;有機(jī)質(zhì)豐都較高，有機(jī)碳含量平均為1.35％，生烴潛量（S1+S2）平均為4.27 mg／g;具有較好的含氣性，氣測(cè)全烴最高1.219 ％，平均含氣量為2.23 m3／t;天然裂縫發(fā)育，脆性指數(shù)在53.30%～54.55％，泊松比為0.12～0.31，具備較好的可壓性。研究后認(rèn)為，干泉組具有較好的頁(yè)巖氣勘探前景。

關(guān)鍵詞：銀額盆地;干泉組;頁(yè)巖氣;含氣性;可壓性

中圖分類(lèi)號(hào)：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

隨著美國(guó)頁(yè)巖油氣革命對(duì)全球油氣產(chǎn)能的影響，頁(yè)巖油氣逐漸成為非常規(guī)油氣的熱點(diǎn)領(lǐng)域［1-5］。近幾年，中國(guó)開(kāi)始加大了對(duì)頁(yè)巖油氣的勘探開(kāi)發(fā)力度，在南方海相頁(yè)巖氣取得一系列工業(yè)性產(chǎn)能突破［6-7］，并形成了海相頁(yè)巖氣“泥頁(yè)巖發(fā)育是基礎(chǔ)，良好保存條件是關(guān)鍵”和“二元富集”等一系列理論認(rèn)識(shí)［8-14］。銀額盆地的主要勘探目的層位為中生界白堊系［15-16］，對(duì)于石炭—二疊系頁(yè)巖氣認(rèn)識(shí)及勘探程度有限，盆地各凹陷投入的工作量不均衡。2016年，建國(guó)營(yíng)凹陷北部實(shí)施的Y1井于二疊系獲得熒光顯示和氣測(cè)異常，指示了其與石炭—二疊系頁(yè)巖油氣有關(guān)的線索。吉格達(dá)凹陷與建國(guó)營(yíng)凹陷具有相似的沉積和構(gòu)造背景，油氣地質(zhì)條件可對(duì)比性較強(qiáng)；同時(shí)，先期研究在吉格達(dá)凹陷獲得了石炭—二疊系良好的反射信息，顯示石炭—二疊系殘留厚度較大。根據(jù)中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局制定的 《北方新區(qū)新層系油氣資源調(diào)查總體方案》，以實(shí)現(xiàn)北方石炭—二疊系油氣發(fā)現(xiàn)，促進(jìn)銀額盆地形成新的油氣生產(chǎn)基地作為重要目標(biāo)，中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局西安地質(zhì)調(diào)查中心，在銀額盆地居延海拗陷吉格達(dá)凹陷油氣礦權(quán)空白區(qū)部署實(shí)施了蒙額參3井，該井發(fā)現(xiàn)多層系、多類(lèi)型油氣藏。本研究通過(guò)對(duì)蒙額參3井的深入研究，建立石炭—二疊系干泉組頁(yè)巖含氣性和可壓性的評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)銀額盆地頁(yè)巖油氣勘探具有重要意義。

1 地質(zhì)背景

銀額盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)西部，是一個(gè)中生代和晚古生代疊合盆地［17-23］。吉格達(dá)凹陷位于銀額盆地的西北部，中生代所屬構(gòu)造單元為居延海拗陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，呈北東—南西向展布［24］（見(jiàn)圖1）;晚古生代石炭紀(jì)—二疊紀(jì)，其所在構(gòu)造單元為北山—巴丹吉林裂谷盆地黑鷹山—額濟(jì)納旗拗陷帶的南部邊緣帶。

蒙額參3井完鉆井深2 850 m，自上而下鉆遇地層依次為：第四系 （Q4），白堊系下統(tǒng)蘇紅圖組（K1s），白堊系下統(tǒng)巴音戈壁組 （K1b），二疊系上統(tǒng)（P3），二疊系中下統(tǒng)（P1-2），上石炭統(tǒng)～下二疊統(tǒng)干泉組（C2P1g），華力西期侵入巖（γ4）。

2 干泉組儲(chǔ)層的基本地質(zhì)特征

2.1 巖相特征

根據(jù)實(shí)鉆資料和測(cè)井資料分析可知， 蒙額參3井干泉組井段2 550～2 712 m屬于淺海相沉積， 能量較低， 為頁(yè)巖氣生成的有利相帶。 巖性組合上部以灰色含灰泥巖為主， 與灰色泥巖、 粉砂質(zhì)泥巖、 泥質(zhì)粉砂巖、 粉砂巖呈不等厚互層分布， 灰色含灰泥巖局部夾深灰色泥巖， 部分深灰色泥巖見(jiàn)熒光顯示； 下部以深灰色含灰泥巖為主， 夾薄層灰色含灰?guī)r、 粉砂質(zhì)泥巖。 該層泥巖厚度為162.00 m，暗色泥巖單層最大厚度21.00 m，最小厚度1.00 m，一般3.00～10.00 m（見(jiàn)圖2）。

自然伽馬能譜測(cè)井資料反映，該段儲(chǔ)層Th含量（3.80～67.76）×10-6；K含量為（1.11～4.14）×10-2；U含量為（0.94～73.67）×10-6；Th/K比值2.47～33.18，其黏土類(lèi)型以蒙脫石為主，富含伊利石。Th/U比值0.53～13.18，沉積環(huán)境為弱氧化-還原環(huán)境（見(jiàn)圖3）。

2.2 有機(jī)地球化學(xué)特征

蒙額參3井石炭—二疊系干泉組（2 550.0～2 712.0 m）發(fā)育厚度巨大的暗色泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度較高，TOC分布在0.18％～5.50％，集中段為1.0～2.0％，所占比例達(dá)到58％，平均值為1.35％;生烴潛量（S1+S2）分布在0.389～27.388 mg／g，集中段為2.0～6.0 mg／g，所占比例達(dá)到72％，平均值為4.27 mg／g。TOC含量（見(jiàn)圖4）和生烴潛量（S1+S2）分析結(jié)果（見(jiàn)圖5）表明，干泉組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度以中等—好為主，是區(qū)內(nèi)主要的烴源巖層。

2.3 含氣性特征

根據(jù)蒙額參3井現(xiàn)場(chǎng)錄井?dāng)?shù)據(jù)來(lái)看（見(jiàn)圖2），干泉組頁(yè)巖含氣性較好，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，現(xiàn)場(chǎng)錄井全烴氣測(cè)異常值可達(dá)到1.147 ％～1.219 ％，按照石炭—二疊系干泉組（2 550.0～271 2.0 m）全烴基值（0.273 7％），其異常倍數(shù)可達(dá)4.19～4.45。其解析氣量1.02～3.27 m3／t，平均2.23 m3／t，與蒙額參3井上部白堊系蘇宏圖組和巴音戈壁組、二疊系頁(yè)巖相比（見(jiàn)表1），石炭—二疊系干泉組頁(yè)巖埋藏更深，含氣性更好，更具備勘探開(kāi)發(fā)潛力。

2.4 裂縫發(fā)育特征

根據(jù)巖心觀察，蒙額參3井干泉組的巖心裂縫較發(fā)育，裂縫類(lèi)型包括垂直裂縫、斜裂縫和近水平微裂縫。在井段2 580～2 650 m處，裂縫密度0.1～0.2條／cm，縫寬1～3 mm，大部分未充填，少部分為方解石半充填（見(jiàn)圖4）。井段2 588.0～2 590 m，縫洞發(fā)育，面孔率約10％，直徑最大20 mm，最小0.5 mm，一般2～5 mm，少部分被方解石、黃銅礦全充填，大部分未充填，部分縫洞殘留斑塊狀黑色原油，久置后見(jiàn)棕色原油外滲。

從XRMI測(cè)井靜態(tài)電成像和動(dòng)態(tài)加強(qiáng)電成像圖可以看出（見(jiàn)圖7）， 2 574～2 594 m井段高角度張開(kāi)縫發(fā)育，定量處理成果為：裂縫條數(shù)4條，裂縫密度2.307 7條/m，裂縫長(zhǎng)度2.96/m·m-2，裂縫孔隙度0.000 25/％。 2 650～2 654 m井段高角度張開(kāi)縫發(fā)育，定量處理成果為：裂縫條數(shù)6，裂縫密度3.120 0條/m，裂縫長(zhǎng)度3.10/m·m-2，裂縫孔隙度0.000 75/％。綜上所述，蒙額參3井干泉組天然裂縫發(fā)育，有利于后期的壓裂改造形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。

2.5 儲(chǔ)集物性

蒙額參3井2 650.95 m和2 588.86 m處實(shí)測(cè)干泉組頁(yè)巖樣品孔隙度在0.7%～3.6％，滲透率在（0.07～0.069）×10-3μm2（見(jiàn)表2），這表明其物性較差。

測(cè)井解釋2 574.8～2 580， 2 585～2 591， 2 647.8～2 654 m三段（見(jiàn)表3），密度中子交會(huì)孔隙度在2.4%～2.9％，滲透率平均為0.1×10-3μm2。核磁共振測(cè)井解釋總孔隙度在3.91%～4.04％。綜上所述，干泉組頁(yè)巖儲(chǔ)層屬于低孔超低滲儲(chǔ)層，必須通過(guò)后期壓裂改造才可能獲得頁(yè)巖氣工業(yè)產(chǎn)能。

2.6 儲(chǔ)層微觀特征

通過(guò)巖心、鑄體薄片、掃描電鏡可以得出，蒙額參3井干泉組頁(yè)巖主要發(fā)育基質(zhì)孔隙和裂縫2種類(lèi)型［25-27］。干泉組頁(yè)巖儲(chǔ)層普遍發(fā)育基質(zhì)孔隙，孔徑大小從幾百納米到幾微米不等，主要包括原生孔隙、粒間孔隙（見(jiàn)圖8A）、次生溶蝕孔隙（見(jiàn)圖8B），次生溶蝕孔隙又以有機(jī)質(zhì)生烴演化中產(chǎn)生的有機(jī)酸對(duì)泥巖中的碳酸鹽礦物溶蝕形成的孔隙為主。泥頁(yè)巖儲(chǔ)層裂縫主要有 2 種，分別為微裂縫和構(gòu)造縫，通過(guò)鑄體薄片和掃描電鏡均可以觀測(cè)到微裂縫（見(jiàn)圖8C，D）和構(gòu)造縫，這些裂縫也為頁(yè)巖儲(chǔ)層中的游離氣提供了儲(chǔ)集空間。

3 儲(chǔ)層巖石力學(xué)特征

3.1 地應(yīng)力場(chǎng)特征

根據(jù)微電阻率掃描成像（XRMI）測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，干泉組最大水平主應(yīng)力方位以北東—南西向?yàn)橹?。? 600～2 610 m和2 620～2 630 m處存在較強(qiáng)各向異性，方向?yàn)榻鼥|西向，原因可能為裂縫或者井壁坍塌造成。排除該段的特殊情況，判斷地層最大水平主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|—南西向。

3.2 巖石力學(xué)特征

根據(jù)交叉偶極子陣列聲波（XMAC）測(cè)井結(jié)果，估算出干泉組泥頁(yè)巖段泊松比在0.25～0.27，楊氏模量在59.9～63.6 GPa，脆性指數(shù)在53.30%～54.55％，破裂壓力在60.29～64.02 MPa，孔隙壓力系數(shù)在0.987～0.996，最小水平主應(yīng)力為43.46～45.55 MPa（見(jiàn)表4）。

巖心樣品巖性力學(xué)性質(zhì)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)為：巖心楊氏模量為27.39～37.53 GPa，泊松比為0.12～0.31（見(jiàn)表5）。由于干泉組巖心樣品數(shù)量較少，實(shí)驗(yàn)測(cè)試的結(jié)果與測(cè)井解釋結(jié)果存在差異，因此還需要更多的樣品測(cè)試或者壓裂擬合數(shù)據(jù)來(lái)驗(yàn)證。

3.3 地層溫壓特征

蒙額參3井是吉格達(dá)凹陷實(shí)施的第一口油氣鉆井，該區(qū)無(wú)以往鉆井實(shí)測(cè)地層壓力資料。干泉組鉆井液密度為1.25 g／cm3，泥漿密度大于天草凹陷T6井。T6井二疊系含油氣段實(shí)測(cè)地層壓力系數(shù)在1.28～1.30，因此判斷蒙額參3井干泉組壓力系數(shù)在1.30左右，屬于高壓地層。根據(jù)井溫?cái)?shù)據(jù)可知，2 550～2 712 m地層溫度在82.31～85.02℃。因此，蒙額參3井干泉組主要為高壓低溫儲(chǔ)層。

4 儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)

銀額盆地石炭—二疊系干泉組是一套勘探和認(rèn)識(shí)程度極低的新層系，本研究依托蒙額參3井的鉆探資料，從儲(chǔ)層巖性、有機(jī)質(zhì)豐度、含氣性、物性、裂縫、巖石力學(xué)性質(zhì)等指標(biāo)綜合評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的可壓性。從上述對(duì)蒙額參3井干泉組頁(yè)巖儲(chǔ)層特征的分析可知，干泉組頁(yè)巖綜合指標(biāo)較好，頁(yè)巖厚度累計(jì)可達(dá)162.00 m，頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度中等—好，氣測(cè)全烴最高1.219 ％，平均含氣量為2.23 m3／t，天然裂縫發(fā)育，并且周?chē)话l(fā)育大型斷裂，脆性指數(shù)在53.30%～54.55％，泊松比為0.12～0.31，具備較好的可壓性。根據(jù)國(guó)外頁(yè)巖氣田的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，影響頁(yè)巖氣井產(chǎn)能的主要因素就是地層是否超壓［28］，而該井地層壓力較大，為高壓儲(chǔ)層，因此可以把干泉組作為重點(diǎn)壓裂層段。

5 結(jié) 論

1）蒙額參3井干泉組為淺海相沉積，巖性主要為灰色含灰泥巖、深灰色含灰泥巖，泥巖厚度可達(dá)162 m，是頁(yè)巖氣存儲(chǔ)的有利相帶。

2）干泉組頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，TOC平均值為1.35％;生烴潛量（S1+S2）平均值為4.27 mg／g，具有良好的頁(yè)巖氣形成條件。

3）干泉組頁(yè)巖含氣性較好，氣測(cè)異常值可達(dá)到1.147 ％～1.219 ％，解析氣量1.02～3.27 m3／t，平均解析氣量2.23 m3／t，表明干泉組具有有良好的頁(yè)巖氣資源潛力，可以作為有利勘探層系。

4）根據(jù)巖性、有機(jī)質(zhì)豐度、含氣性、物性、裂縫、巖石力學(xué)性質(zhì)等指標(biāo)，建立銀額盆地吉格達(dá)凹陷干泉組頁(yè)巖可壓性的主要評(píng)價(jià)指標(biāo)。綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為，該組脆性礦物含量高，天然裂縫發(fā)育，巖石力學(xué)良好，具備較好的可壓性。

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（編 輯 雷雁林）