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  中国地质 2020, Vol. 47 Issue (1): 201-209  
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马风华, 潘进礼, 张勇. 2020. 宁夏六盘山盆地白垩系马东山组页岩气地质特征与勘探潜力分析[J]. 中国地质, 47(1): 201-209.  
Ma Fenghua, Pan Jinli, Zhang Yong. 2020. Geological characteristics and shale gas exploration prospect analysis of Cretaceous Madongshan Formation in Liupanshan Basin, Ningxia[J]. Geology in China, 47(1): 201-209. (in Chinese with English abstract).  

宁夏六盘山盆地白垩系马东山组页岩气地质特征与勘探潜力分析
马风华, 潘进礼, 张勇    
宁夏回族自治区地质调查院, 宁夏 银川 750021
摘要:以六盘山盆地固页1井白垩系马东山组泥页岩为研究对象,通过野外观察、岩心编录、岩石热解、X衍射、干酪根元素分析、等温吸附等手段,对六盘山盆地固页1井白垩系马东山组页岩气勘探潜力进行评价。结果表明:(1)六盘山盆地白垩系马东山组具有丰富的荧光、油迹、沥青等油气显示,并见200余米的暗色泥页岩、油页岩层位。(2)马东山组泥页岩有机质类型为Ⅱ~Ⅲ型;65%样品TOC大于1.0%,37.2%的样品TOC大于2.0%;50%样品Ro大于0.8%,Tmax处于435~445℃,处于低成熟—成熟阶段,属生物成因气与热成因气混合气。(3)马东山组泥页岩具黏土矿物低,长石类和碳酸盐类矿物含量高的特征,碳酸盐类矿物均值达38.2%,长石类含量均值24.4%,石英含量均值17.2%,黏土含量均值仅为13.2%;符合页岩气压裂施工的黏土含量小于30%,脆性矿物含量大于40%标准。其黏土组成以伊利石和伊/蒙间层为主,均值含量分别达69%、26.1%。(4)马东山组泥页岩有效孔隙度介于0.117%~1.268%;渗透率0.0009~0.0042 mD,属低孔低渗储层。马东山组泥页岩具有较强的储气能力,其最大甲烷吸附能力介于0.96~4.6 m3/t,均值2.29 m3/t。(5)对比延安组页岩地质、地化参数,认为六盘山盆地白垩系马东山组泥页岩层位具备较好的页岩气勘探潜力,可以作为良好的页岩气层位进行进一步工作,其成果将对河西走廊白垩系非常规油气层位勘探具有借鉴意义。
关键词页岩气    白垩系    马东山组    储层    油气勘查工程    六盘山盆地    宁夏    
中图分类号:P618.13            文献标志码:A             文章编号:1000-3657(2020)01-0201-09
Geological characteristics and shale gas exploration prospect analysis of Cretaceous Madongshan Formation in Liupanshan Basin, Ningxia
MA Fenghua, PAN Jinli, ZHANG Yong    
Geological Survey Insitute of Ningxia Hui Autonomous Region, Yinchuan Ningxia 750021
Abstract: Clay shale samples from Cretaceous Madongshan Formation in Well Guye 1 in Liupanshan Basin were collected for determining shale gas exploration prospect through outcrops and core description, rock pyrolysis, X-ray diffraction, and element analysis of kerogen and isothermal adsorption. The following conclusions have been reached:(1) Cretaceous Madongshan Formation of Liupanshan Basin has abundant oil gas shows consisting of fluorescence, oil stains, bitumen and dark shale or oil shale, with a thickness nearly 200 meters in core Guye1. (2) The organic matter type of Madongshan Formation is Ⅱand Ⅲ, the 65% shale samples of Madongshan Formation in core Guye1 have a TOC content higher than 1.0%, with 37.2% shale samples having TOC content higher than 2.0%. The vitrinite reflectance of nearly half samples is higher than 0.8%, and the Tmax is 435~445℃, suggesting that Madongshan Formation is at the low mature to mature stage, and gas reservoir is mixture of biogenic gas and thermal genetic gase. (3) The shale of Madongshan Formation has characteristics of low clay content and higher feldspar and carbonates. The average content of carbonate, feldspar, quartz and clay is 38.2%, 24.4%, 17.2% and 13.2%, respectively, which can meet the demand of shale gas exploration standard of clay content less than 30% and brittle mineral content higher than 40%. The components of clay are mainly illite and illite-montmorillonite, with the average content being 69% and 26.1%. The porosity is between 0.117% and 1.268%, the permeability is between 0.0009 mD and 0.0042 mD, suggesting a low porosity and low permeability reservoir. The isothermal adsorption test shows that Madongshan shale has a strong gas storage capacity, with the methane content being 0.96-4.6 m3/t and the average content being 2.26 m3/t. (4) According to a comparison of geological and geochemical characteristics with shale of Yanan Formation, the authors hold that Madongshan Formation of Liupanshan Basin has a huge shale gas exploration potential and could be regarded as a high quality shale gas reservoir for exploration and development, and the achievements obtained by the authors provide experience for exploration of the unconventional oil and gas reservoirs in the Cretaceous strata of the Hexi Corridor.
Key words: shale gas    Cretaceous    Madongshan Formation    reservoir    oil-gas exploration engineering    Liupanshan Basin    Ningxia    

1 引言

六盘山盆地位于鄂尔多斯、阿拉善地块及北祁连褶皱带结合部位,大地构造上隶属于华北板块南缘(图 1),是在元古代结晶基底和加里东褶皱基底上发育起来的走向为NW-SE、平面形态表现为向NE突出的中、新生代小型盆地(殷占华等, 2000施炜等, 2006)。具有构造位置特殊、油气层位新的特点,其白垩系马东山组泥页岩之页岩气勘探潜力及总体评价对河西走廊至六盘山区域富油气层系信息具有重要意义。自1955年以来,众多单位及学者均在该地区进行了常规油气资源勘探的相关工作,通过钻探、路线调查、烃源岩测试分析、地震及电磁法等手段,对六盘山盆地构造-地层-沉积相分析、烃源岩评价、常规油气储层、油气系统分析等方面进行了较为系统的研究,其结果表明该盆地白垩纪为一套以冲积扇、辫状河、浅湖、半深湖-深湖相为特征的陆相湖盆沉积建造(图 2)。研究表明,马东山组泥岩有机质来源以石蚕、藻类等低等水生生物为主, 有机质丰度高(何欣等, 2014;陈金燕, 2016),在清水营组油气包裹体中发现马东山组原油(吴小力等, 2018),说明其具有生油、运移历史,并在此基础上开展了原型盆地、油气地质条件及有利区预测等研究,但均未获得常规油气资源勘探之突破(蹇启权等, 1986韩长金等, 1992杨福忠, 1995种俊丰等, 2007杨济广等, 2009李克永等, 2016谢青等, 2016)。随着非常规油气勘探理论及技术的发展,六盘山盆地再次成为勘探热点,以期获得非常规页岩油气勘探之突破。2014年,中国地质调查局开展六盘山盆地页岩油气基础地质调查项目,实施的固页1井及路线地质调查中,均在马东山组获得良好的页岩油、气显示。本文在前人及本次工作基础上,以六盘山盆地固页1井白垩系马东山组泥页岩为研究对象,通过钻探验证、岩心编录、录井、地化及储层测试等手段,初步对六盘山盆地白垩系马东山组页岩气勘探潜力进行探讨。

图 1 六盘山盆地地质简图及马东山组泥页岩等值线图(据杨福忠,1995) Fig. 1 Geological sketch map of Liupanshan basin and mudshale isoline of Madongshan Formation(after Yang Fuzhong, 1995)
图 2 六盘山盆地白垩纪地层序列(据施炜修改, 2006 Fig. 2 Cretaceous sedimentary sequence of the Liupanshan basin (modified from Shi Wei, 2006)
2 油气显示特征

固页1井位于六盘山盆地中央坳陷的固原凹陷(杨福忠,1995),先后钻遇白垩纪乃家河组、马东山组及李洼峡组(未钻穿),所揭示的马东山组为一套以泥岩、钙质泥岩、灰岩及白云质泥岩为主、偶夹有薄层粉砂岩、细砂岩的暗色细粒沉积组合(图 3)。固页1井在马东山组中钻遇200余米的暗色泥页岩,并在899~ 899.1 m和1027~1027.2 m的粉砂岩条带中见有原油外渗(图 3a);自890~1069 m见良好的荧光显示,荧光显示岩心累计长度达30.4 m,显示较为连续(图 3),在页岩中多以连续条带状沿层理面产出,在泥岩中一般以星点状、斑状产出;在898~898.2 m处获得解吸气体220 mL,对解吸气体进行点火试验,发出蓝色火焰,说明该岩心段内烃类气体含量较高(图 3b)。气相色谱录井显示(图 3),固页1井925~1059 m全烃最高达2.651%,均值1.15%,对比系数13.95。结合前人施工钻孔(盘浅1井、盘浅3井、盘浅4井、盘中2井及新盘浅3井)中见到良好的荧光、油迹、沥青等油气存在证据(表 1),认为白垩系马东山组泥页岩具有丰富的页岩油气显示,有页岩油气生成之历史及勘探工作之必要。

图 3 固页1井马东山组油气显示 Fig. 3 Oil and gas shows of Madongshan Formation in well Guye1
表 1 六盘山盆地钻孔中油、气显示统计 Table 1 The statistics of oil and gas shows in Liupanshan Basin
3 地球化学特征 3.1 有机质类型

通过干酪根元素分析、甾烷生物化合物及干酪根碳同位素分析等方法,结合《陆相烃源岩地球化学评价方法》中陆相烃源岩有机质类型划分标准,对马东山组泥岩有机质类型进行划分。干酪根元素分析显示马东山组泥页岩具有富氢、贫氧的特征,其H/C原子比值介于0.71~1.51,平均0.90,O/C原子比值介于0.09~0.19,平均0.13,从Tissot & Welte图中可以看出,马东山组泥页岩有机质类型主体为Ⅱ~Ⅲ型(图 4),个别点落入Ⅳ型区域,结合马东山组泥页岩孔裂隙中所见沥青,认为是受沥青质影响所致;甾烷生物化合物显示马东山组泥页岩有机质类型亦为Ⅱ~Ⅲ型(图 4);马东山组泥岩干酪根碳同位素δ13C值分布在- 25.1‰ ~- 19.2‰,均值-22.63‰,反映了Ⅱ~Ⅲ型酪根特征。综合来看,马东山组泥页岩有机质类型为Ⅱ~Ⅲ型,反映了其母质类型为陆相湖盆背景下的藻类低等水生生物并兼有少量陆相高等植物腐殖质输入的特征。

图 4 马东山组干酪根类型划分 Fig. 4 Kerogen type identification of Madongshan Formation
3.2 有机质丰度

根据《陆相烃源岩地球化学评价方法》,结合岩石热解参数(表 2)及其频率分布(图 5):认为六盘山盆地固页1井马东山组泥页岩达到好的烃源岩级别,其样品TOC含量介于0.145%~5.87%,均值1.83%,其中有34.3%的样品TOC含量小于1.0%,28.5%的样品TOC含量介于1.0%~2.0%,37.2%的样品TOC大于2.0%,是页岩油气勘探的目标层位。生烃潜量S1+S2介于0.13~45.59 mg/g,均值10.24 mg/g,中等—最好的烃源岩(S1+S2大于2 mg/g)占68.6%;总体属好的烃源岩。20%的样品氯仿沥青介于0.05%~0.1%,为中等烃源岩,近71%样品的氯仿沥青大于0.1%,为好—最好烃源岩。纵向上,在固页1井880~940 m层段内,马东山组泥页岩TOC含量最高达5.87%,近65.7%的样品TOC值大于1.5%,TOC均值达1.83%(图 6)。平面上,盘浅2井北部及盘中2井—六盘山一线以西马东山组样品TOC含量普遍大于1.5%,该线以东3个样品TOC含量处于0.5%~ 1.0%(图 1),参考《页岩气资源潜力评价方法与有利区优选标准》(讨论稿,2011),认为盘中2井—六盘山一线以西及盘浅2井北部马东山组泥页岩达到陆相页岩气有利区优选标准之有效泥页岩连续厚度大于10 m,TOC含量平均大于1.5%。

表 2 马东山组泥页岩地球化学参数 Table 2 Geochemical date statistics of mud-shale in Madongshan Formation
图 5 马东山组泥页岩地球化学参数频率分布 Fig. 5 Frequency distribution of geochemical data of mud-shale in Madongshan Formation
图 6 固页1井地化及储层参数垂向分布图 Fig. 6 The vertical distribution of geochemical and reservoir data in the well Guye1
3.3 成熟度

通过干酪根镜质体反射率测定、热解分析方法,结合《陆相烃源岩地球化学评价方法》,对马东山组泥岩热成熟度进行分析。固页1井马东山组样品镜质体反射率Ro分布于0.44% ~1.63%,均值0.86%(表 2),39.4%样品Ro处于0.5%~0.8%,属低熟阶段;48.5%样品Ro处于0.8%~1.3%,属成熟阶段(图 5)。最高热解峰温显示,固页1井马东山组82.9%钻孔样品Tmax介于435~445℃,亦属低熟—成熟热演化阶段(表 2)。纵向上热解峰温Tmax无明显变化规律,镜质体反射率Ro在845~980 m内基本大于0.7%,属于成熟阶段(图 6)。根据不同类型有机质生气模式(林腊梅等, 2012),认为六盘山盆地马东山组泥页岩中的Ⅲ型和Ⅱ2型干酪根基本进入第一个热成因气产气高峰,Ⅱ1型已经进入生气高峰前夜(图 7)。

图 7 不同类型有机质生气演化模式(据林腊梅等, 2012 Fig. 7 Evolution schematic model of gas generating process of different types of organic matter (after Lin Lamei et al., 2012)
4 储层物性及矿物组成 4.1 全岩石矿物组成

全岩矿物X-衍射分析显示:马东山组泥页岩矿物组成具有碳酸盐类矿物(方解石+白云石)和长石类含量高,黏土矿物含量低的特征(表 3);方解石+白云石含量处于介于3%~68%,均值达38.2%;长石类含量次之,钾长石+斜长石含量介于11%~44%,均值24.4%;石英含量再次之,介于7%~48%,均值17.2%;黏土含量最少,均值仅为13.2%;另含少量黄铁矿、硬石膏、菱铁矿及方沸石,四者含量介于0~27%,均值为8%。达到页岩气勘探的黏土含量小于30%,脆性矿物含量大于40%标准,易于压裂施工;结合马东山组Ro主体介于0.5%~1.3%,长石及碳酸盐岩颗粒溶解,认为其处于中成岩阶段A期,原生孔隙及次生孔隙较为发育,是有利的页岩气储层。

表 3 固页1井马东山组泥页岩矿物组分统计 Table 3 Mineral content statistics of Mud-shale in the adongshan Formation from well Guye1

纵向上,固页1井马东山组黏土含量和碳酸盐类含量随深度增加略呈增加趋势,石英长石含量随深度增加则略呈降低趋势;表明在马东山组早期以黏土矿物和碳酸盐类等自生矿物沉积为主,反映了水体相对较深、较稳定的特征,有利于泥页岩的沉积;向上则石英长石类等碎屑矿物含量逐渐增加趋势,反映了水体环境稳定性相对变差,以钙质泥岩沉积为主的特征(图 6)。

4.2 黏土矿物

黏土矿物X-衍射分析马东山组泥页岩黏土组分以伊利石为主(表 4),其含量介于20%~100%,均值高达69%;伊/蒙间层含量次之,其含量介于0~ 75%,均值达26.1%;另含少量高岭石及绿泥石,均值分别为1.9%和3.0%。

表 4 固页1井泥页岩黏土矿物组分统计 Table 4 Clay content statistics of Mud-shale in the Madongshan Formation from well Guye1
4.3 储层物性

利用钻井岩心实测固页1井马东山组泥页岩密度处于2.57~2.71 g/cm3,均值2.63 g/cm3, 主体集中在2.6~2.7 g/cm3表 5)。六盘山盆地马东山组富有机质页岩比表面积2.16~24.73 m2/g,均值8.94 m2/g,总体来说相对较小(表 5)。固页1井马东山组富有机质泥页岩孔隙度、渗透率测试表明,马东山泥页岩有效孔隙度介于0.117%~1.268%,平均0.537%,96%集中分布于0~1%(表 5);渗透率0.0009~0.0042 mD,平均0.0021 mD,近90%集中分布于0.001~ 0.003 mD(表 5);属于低孔低渗储层类型。

表 5 马东山组泥页岩储集物性参数 Table 5 Reservoir physical parameters of mud-shale in the Madongshan Formation
4.4 等温吸附特征

等温吸附分析结果表明:马东山组泥页岩气饱和吸附量(VL,又称Langmuir体积)为1.07~5.48 m3/t,平均2.70 m3/t(图 8);马东山组泥页岩最大甲烷吸附能力介于0.96~4.6 m3/t,均值2.29 m3/t;说明其有较强的储气能力,在其他条件配置合适的情况下,页岩储层中的气体富集程度可能比较高,这对页岩气开发是非常有利的(林腊梅等,2012)。马东山组泥页岩Langmuir压力中等偏低,其变化范围为1.27~2. 21 Mpa,平均1.74 Mpa,说明在开采中页岩气不易解吸出来(林腊梅等,2012)。

图 8 马东山组泥页岩甲烷等温吸附曲线图 Fig. 8 The isothermal adsorption curves of Mud-shale in the Madongshan Formation
5 页岩气勘探潜力分析

对比黄陵北部延安组泥页岩与马东山组泥页岩(表 6),结合页岩油气勘探的“生、储、盖”条件,马东山组泥页岩干酪根类型以Ⅱ、Ⅲ型为主,TOC含量介于0.15%~5.87%,均值1.83%;其热演化程度相对要高,但整体仍属于低熟—成熟阶段,气体成因类型为生物气与热解气混合,是良好的源岩层位,具备油气生成潜力。马东山组泥页岩孔隙度和渗透力均值分别仅为0.537%、0.0021 mD,属低孔低渗储层,但吸附能力较强;矿物组成具有黏土矿物含量低,长石类和碳酸盐类矿物含量高的特征,满足脆性矿物含量大于40%,黏土矿物含量小于30%的压裂施工要求(王怡然等, 2016兰朝利等, 2016)。与延安组页岩气勘探层位相比(李智学,2014),马东山组泥页岩埋藏相对更深,且上覆地层为马东山组泥岩和乃家河组泥岩、钙质泥岩,对马东山组中部的页岩气成藏具有良好的封堵保存作用;有效层位厚度大,为极具特色的陆相湖盆系页岩层位。结合图 1马东山组泥页岩厚度等值线及TOC含量分布,认为盘中2井—盘浅2井—盘参1井一线泥页岩厚度大于300 m,有机质含量TOC以大于1.0%为主,尤以盘浅2井北部马东山地区为优,故而六盘山盆地白垩系马东山组泥页岩层位具备较好的页岩气勘探潜力,可以作为良好的页岩气层位进行勘探和开发。

表 6 典型页岩气系统与马东山组泥页岩地质、地化参数对比(据李智学等,2014 Table 6 Geological and geochemical parameters of typical shale gas system and Madongshan mud-shale (after Li Zhixue et al., 2014)

综上所述,通过钻探、录井、地化及储层测试分析,认为六盘山盆地白垩系马东山组泥页岩具有“厚度大、层位新、层系特别、源岩品质良好”的特点,属特色“页岩+钙质泥岩+碳酸盐岩”型页岩层系组合的陆相湖盆系页岩层位。其研究可以扩大我国页岩气层位优选的范围,从老层位向新层位,从海相、海陆交互相大盆地相向内陆小湖盆相拓展。总结该类含页岩层系中页岩气富集规律,对河西走廊至六盘山盆地中小盆地白垩系非常规页岩油气资源调查具有借鉴意义。

6 结论

六盘山盆地白垩系马东山组具有丰富的荧光、油迹、沥青等油气显示,并见200余米的暗色泥页岩、油页岩层位。本文研究认为:

(1)马东山组泥页岩有机质类型为Ⅱ~Ⅲ型;65%样品TOC大于1.0%,37.2%的样品TOC大于2.0%;Ro值近一半大于0.8%,Tmax介于435~445℃,属于低成熟—成熟阶段,属生物成因气与热成因气混合气。

(2) 马东山组泥页岩具黏土矿物低,长石类和碳酸盐类矿物含量高的特征,碳酸盐类矿物均值达38.2%,长石类含量均值24.4%,石英含量均值17.2%,黏土含量均值仅为13.2%;符合页岩气压裂施工的黏土含量小于30%,脆性矿物含量大于40%标准;其黏土组成以伊利石和伊/蒙间层为主,含量均值分别达69%、26.1%。

(3))马东山组泥页岩有效孔隙度介于0.117%~ 1.268%;渗透率0.0009~0.0042 mD,属低孔低渗储层。马东山组泥页岩具有较强的储气能力,其最大甲烷吸附能力介于0.96~4.6 m3/t,均值2.29 m3/t。

(4)对比延安组页岩地质、地化参数,认为六盘山盆地白垩系马东山组泥页岩层位具备较好的页岩气勘探潜力,可以作为良好的页岩气层位进行进一步工作。

致谢: 审稿专家和编辑老师对本文的修改提出了大量有益的建议,谨此致谢。

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