付小東, 邱楠生 饒?丹, 秦建中, 申寶劍, 許?錦, 陳迎賓

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柴達木盆地北緣侏羅系頁巖油氣成藏條件地質地球化學分析

付小東1,2*, 邱楠生1, 饒?丹3, 秦建中3, 申寶劍3, 許?錦3, 陳迎賓3

(1. 中國石油大學(北京), 北京?102249; 2. 中國石油 杭州地質研究院, 浙江 杭州?310023; 3. 中國石化 無錫石油地質研究所, 江蘇 無錫?214151)

基于柴達木盆地北緣侏羅系中下統(tǒng)富有機質泥頁巖厚度、有機地化特征、物性及泥頁巖含油氣性等的分析研究, 探討了該地區(qū)頁巖油氣成藏的地質條件, 對有利的勘探層段和區(qū)帶進行了預測。結果表明, 柴達木盆地北緣湖西山組和大煤溝組富有機質泥頁巖厚度大, 有機碳含量多在1.5%以上; 有機質類型主要為Ⅱ和Ⅲ型; 有機質成熟度從未成熟至過成熟皆有; 泥頁巖中脆性礦物含量約占50%, 孔隙度多在1%~8%之間, 孔隙類型多樣。湖西山組和大煤溝組泥頁巖顯示出較強的吸附氣體能力, 多口鉆井在泥頁巖段存在明顯全烴異常。綜上表明, 柴達木盆地北緣地區(qū)湖西山組、大煤溝組2個層位具備形成頁巖油氣的地質條件, 其中湖西山組中上部泥頁巖段為頁巖油氣有利層段, 有利區(qū)在冷湖4號-5號構造一帶; 大煤溝組五段為頁巖氣有利層段、大煤溝組七段為頁巖油有利層段, 有利區(qū)分布于蘇干湖坳陷、魚卡斷陷、紅山斷陷、歐南凹陷和德令哈斷陷東部、南部區(qū)。

形成條件; 頁巖油氣; 中下侏羅統(tǒng); 柴達木盆地

0?引?言

北美地區(qū)海相層系頁巖油氣勘探開發(fā)的成功[1–4], 已引起國內業(yè)界對這一領域的日益重視[5–10]。目前國內不但南方海相層系頁巖氣勘探獲得了突破[7–8], 在東部的泌陽凹陷、濟陽坳陷等中新生代陸相泥頁巖層系中也獲得了工業(yè)性油氣流[9–10], 展現(xiàn)了我國中新生代陸相地層頁巖油氣資源良好的勘探前景。

柴達木盆地是我國西部一個大型的疊合含油氣盆地, 中新生界沉積了厚達上萬米的陸相地層。盆地北緣地區(qū)侏羅系烴源巖廣泛發(fā)育, 生烴條件良好[11–20],但由于柴達木盆地經歷了多期構造運動疊加, 原生常規(guī)油氣藏多受到不同程度的調整或破壞[21–22], 導致成藏過程復雜, 勘探難度較大。經過數十年勘探, 區(qū)內已發(fā)現(xiàn)冷湖、南八仙、馬北和魚卡等多個源自侏羅系烴源巖的油氣藏, 但相對于侏羅系良好的生烴條件, 目前的油氣探明儲量有限, 資源探明率較低[22–24]。目前柴達木盆地北緣油氣勘探的突破主要以次生油氣藏為主[22], 增儲效果不顯著, 尋找可供規(guī)?？碧降膽?zhàn)略接替領域是該地區(qū)進一步油氣勘探面臨的關鍵問題之一。頁巖油氣藏作為自生自儲型油氣藏, 其受后期保存條件的影響相對常規(guī)油氣藏要小, 本研究擬基于柴達木盆地北緣地區(qū)油氣地質條件和勘探現(xiàn)狀, 從非常規(guī)油氣資源評價的思路出發(fā), 分析侏羅系頁巖油氣成藏地質、地球化學條件, 預測有利勘探層段和區(qū)帶, 為本地區(qū)的非常規(guī)油氣資源勘探提供依據。

1?泥頁巖發(fā)育特征

柴達木盆地北緣下侏羅統(tǒng)地層自下而上發(fā)育湖西山組(J1h)、小煤溝組(J1x)、大煤溝組一段至三段(J1d1–3), 中侏羅統(tǒng)包括大煤溝組四段至七段(J2d4–7)[11,14,22]。暗色泥頁巖主要發(fā)育在下侏羅統(tǒng)湖西山組, 中侏羅統(tǒng)大煤溝組五段(J2d5)和七段(J2d7)(表1)。

湖西山組暗色泥頁巖主要分布在柴達木盆地北緣西段冷湖-南八仙構造帶及以西、以南的昆特依凹陷、一里坪坳陷等地區(qū), 以湖沼相泥巖為主[11,15,17]。冷湖4號-5號構造泥頁巖十分發(fā)育, 縱向上累計厚度最大可達近千米(圖1); 以淺湖-半深湖相沉積為主, 巖性組合上表現(xiàn)為大套的暗色泥巖和粉砂質泥巖夾薄層粉砂巖或砂礫巖?？拷璧剡吘壍睦浜?號構造、石泉灘、鄂博梁1號構造一帶, 暗色泥頁巖累計厚度相對較小, 基本在500 m以下, 且多與砂礫巖呈不等厚互層。南八仙一帶暗色泥頁巖累積厚度在100 m以下, 單層厚度小。昆特伊凹陷、一里坪坳陷內目前尚無鉆井揭示湖西山組地層, 根據沉積相和地震資料等分析, 暗色泥頁巖發(fā)育厚度應與冷湖4號-5號構造相近。此外, 在紅山地區(qū)J1d1、J1d2發(fā)育較厚的碳質頁巖和油頁巖, 但分布十分局限, 僅在大煤溝剖面出露[14]。

表1?柴達木盆地北緣地區(qū)侏羅系地層劃分及巖性特征

中侏羅統(tǒng)大煤溝組暗色泥頁巖主要分布在冷湖-南八仙構造帶以東、以北的賽什騰凹陷、魚卡、紅山斷陷、歐南凹陷及德令哈斷陷等生烴凹陷(圖2)。J2d5主要為沼澤-河流相沉積的煤系泥巖、碳質泥巖; J2d7主要為淺湖-半深湖相沉積的黑色、灰色頁巖、油頁巖。在魚卡、紅山斷陷和歐南凹陷一帶, 暗色泥頁巖累計厚度多在100~300 m之間; 而潛西地區(qū)厚度在100 m以下。德令哈斷陷內尚無探井揭示中侏羅統(tǒng)地層, 但地震資料顯示中侏羅統(tǒng)地層廣泛存在[20,22], 盆地邊緣多個露頭見暗色泥頁巖發(fā)育, 推測在凹陷內暗色泥頁巖發(fā)育厚度應與魚卡-紅山一帶相當。蘇干湖坳陷中侏羅統(tǒng)暗色泥頁巖累計厚度超過300 m, 主要發(fā)育在上部和中下部, 分布范圍超過300 km2。上部黑色碳質泥巖、泥巖段厚度約150 m, 根據巖性和干酪根碳同位素特征分析時代上可能相當于J2d7, 中下部為含煤地層, 以灰色泥巖為主, 夾砂礫巖和煤層, 泥頁巖厚度在100 m以上, 時代上可能相當于J2d5(圖2)。

2 ?泥頁巖有機地球化學特征

2.1?有機質豐度

高有機質豐度的泥頁巖是形成頁巖油氣的物質基礎, 一般認為當TOC在1.5%或2.0%以上時才有利于頁巖油氣的形成[5,25]。柴達木盆地中下侏羅統(tǒng)暗色泥頁巖(含碳質泥巖和油頁巖)總體呈現(xiàn)出高有機質豐度特征。湖西山組TOC主要分布在0.5%~6%之間, 平均3.85%, 約70%的樣品TOC在1.0%以上。大煤溝組五段與七段TOC主要分布在0.5%~7.5%之間, 平均5.24%, 其中超過75%的樣品TOC在1.0%以上; 尤其大煤溝組七段頁巖和油頁巖, TOC主要在2.0%~10%之間, 平均可達6.24%。從有機質豐度標準看, 柴達木盆地北緣地區(qū)下侏羅統(tǒng)湖西山組、中侏羅統(tǒng)大煤溝組五段與七段泥頁巖總體都屬于有機質豐度很高的烴源巖。

2.2?有機質類型

有機質類型是決定泥頁巖在成熟階段生烴傾油、傾氣性的重要因素。柴達木盆地北緣湖西山組泥頁巖13C值主要在–22.2‰~–29.5‰之間, 平均–25.5‰(圖3), 有機顯微組分中鏡質體含量為30%~75%, 有機質總體上為Ⅱ2型和Ⅲ型?？v向上, 冷科1井湖西山組中、上段湖相暗色泥巖有機質類型多為Ⅱ2型, 部分Ⅲ型, 中部煤系地層的碳質泥巖和下部的湖相暗色泥巖以Ⅲ型干酪根為主。

中侏羅統(tǒng)大煤溝組五段暗色泥頁巖13C值偏重, 主要在–21.5‰~–27.5‰之間, 平均–23.8‰(圖3), 有機顯微組分中鏡質體含量在25%~70%之間, 有機質類型主要為Ⅲ型。大煤溝組七段頁巖、油頁巖干酪根13C值較輕, 主要分布在–26‰~–30‰(圖3); 氫指數(H)較高, 在200~800 mg/g之間; 顯微組分中腐泥組+殼質組占45%以上, 綜合分析認為其有機質類型主要為Ⅱ型, 部分為Ⅰ型。

有機質類型對泥頁巖在生油窗內烴類產物相態(tài)具有明顯控制作用, 雖然模擬實驗表明煤系泥巖具有一定的生油能力[26], 但經典的生油氣理論認為, 煤系有機質總體以生氣為主, 且在不同成熟階段皆可生成烴氣[25]。因湖西山組發(fā)育較厚的以Ⅱ2型有機質為主的湖相泥頁巖, 同時在中部又發(fā)育煤系泥巖, 因此在成熟階段可同時生成烴氣或低密度原油, 冷湖3號-5號構造J1各油層中原油密度基本小于0.84 g/cm3, 屬于輕質油和凝析油也表明了這一點, 地質條件下可能表現(xiàn)為烴氣和液態(tài)烴共存的特點。大煤溝組五段多為煤系地層, 泥頁巖有機質類型差, 在成熟階段主要生烴氣;大煤溝組七段泥頁巖有機質類型較好, 以生油為主, 油源對比也表明魚卡油田低熟原油就源自該地區(qū)J2d7富有機質頁巖和油頁巖(秦建中等, 2001, 柴達木盆地北緣地區(qū)中、新生代地層生、排烴機制與潛力評價, 內部報告)。

2.3?有機質成熟度

有機質的成熟度是反映其在地質歷史時期生烴有效性及產物相態(tài)的重要參數, 其處于生油窗(o= 0.5%~1.5%)內時有利于頁巖油的形成, 而o在0.5%~4.0%之間皆可形成頁巖氣[5]。根據柴達木盆地北緣地區(qū)數百塊泥頁巖樣品o值統(tǒng)計(表2), 湖西山組和大煤溝組泥頁巖在不同構造單元成熟度差異明顯, 在冷湖3號構造主要處于低熟-成熟階段, 冷湖4號-5號構造主要處于成熟階段, 部分達到高成熟階段, 馬海-南八仙地區(qū)主要處于低成熟階段。昆特依凹陷、一里坪坳陷內湖西山組埋深多超過8000 m, 根據埋深和地溫梯度, 推測有機質應處于高-過熟階段。

表2?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖有機質成熟度

注: 0.75~0.84/0.79(6)表示分布范圍/均值(樣品數), 其余類推

圖3?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖干酪根δ13C值分布特征

大煤溝組泥頁巖在潛西地區(qū)及蘇干湖坳陷主要處于成熟階段。賽什騰山前露頭樣品o值從未熟至高熟階段皆有分布, 但在賽什騰凹陷深凹區(qū), 大煤溝組地層埋深多超過6000 m, 應處于高-過成熟階段。魚卡斷陷鉆井和露頭樣品o均值顯示主要處于低成熟階段, 部分為未成熟。紅山斷陷和歐南凹陷一帶從未成熟至過成熟階段均有。德令哈斷陷在露頭區(qū)主要處于低成熟至成熟階段, 在西部懷頭塔拉一帶現(xiàn)今埋深多超過6000 m, 處于高-過成熟階段, 東部和南部埋深多小于5000 m, 應處于成熟至高成熟階段。

3?泥頁巖儲集條件

3.1?礦物組成特征

泥頁巖的礦物組成對其孔隙發(fā)育、吸附氣體能力和可壓裂性都有重要影響, 通常認為當脆性礦物含量超過30%以后對泥頁巖的可壓裂性是有利的[5]。X射線衍射全巖礦物分析結果表明, 柴達木盆地北緣中下侏羅統(tǒng)泥頁巖脆性礦物含量較高(圖4)。大煤溝組泥頁巖石英+長石含量為1.5%~84%, 平均44.1%; 黏土礦物含量7%~79.7%, 平均49.6%, 碳酸鹽礦物含量多在20%以下。層位上J2d7泥頁巖脆性礦物較J2d5略高, 前者平均50.3%, 后者平均44.2%。黏土礦物以高嶺石和伊蒙混層為主, 相對平均含量分別為40.1%和33.3%, 其次為伊利石和綠泥石。不同巖性間脆性礦物含量也存在一定差異, 泥巖和碳質泥巖脆性礦物含量平均43.5%; 頁巖和油頁巖平均50.3%; 粉砂質泥巖平均54.1%。

湖西山組泥頁巖中石英+長石含量為20%~ 82.5%, 平均45.8%; 黏土礦物含量為15.2%~67%, 平均42.2%; 碳酸鹽礦物含量低, 脆性礦物總含量約占55%。黑色泥巖中石英+長石含量在30%~40%之間, 碳酸鹽礦物(菱鐵礦)約20%; 深灰色粉砂質泥巖石英+長石含量略高, 在40%~55%之間, 碳酸鹽礦物占10%左右。黏土礦物也以高嶺石和伊蒙混層為主, 相對平均含量分別為47.1%和22.2%, 縱向上隨深度的增加伊蒙混層含量減少, 伊利石和高嶺石含量增加。

圖4?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖礦物組成

3.2?孔隙度和滲透率

泥頁巖基質孔隙度小、滲透率低, 屬于典型的致密儲層。大煤溝組泥頁巖孔隙度主要分頁在2%~8%之間, 平均3.7%, 湖西山組泥頁巖孔隙度分布在1%~6%之間, 平均2.32%, 湖西山組泥頁巖孔隙度相對于大煤溝組泥頁巖明顯偏低(圖5)。兩個層位的泥頁巖滲透率基本在0.1×10–3μm2, 屬于極低滲透率。

湖西山組與大煤溝組泥頁巖微孔和微縫發(fā)育, 類型多樣(圖6)。微孔類型包括晶間孔和晶間溶蝕孔、生物結構孔以及有機質內納米孔等。晶間孔或晶間溶蝕孔, 孔徑幾十nm至幾十μm; 生物結構孔主要在大煤溝組七段泥頁巖中常見, 孔徑數百nm至數μm。此外, 泥頁巖中塊狀有機質內還發(fā)育少量的納米級孔隙。微縫主要包括張性微裂縫、微層理縫及微頁理縫、黏土礦物層片間微縫、塊狀有機質邊緣收縮縫等。泥頁巖黏土礦物層片間微縫和塊狀有機質邊緣收縮縫寬度一般在幾十至幾百nm之間, 微層理縫則主要在大煤溝組七段發(fā)育, 多為μm級。

4?泥頁巖含氣能力與含油性

泥頁巖含氣量可通過巖芯樣品現(xiàn)場解析獲得對于勘探程度低、不具備條件的地區(qū), 也可利用等溫吸附實驗獲得蘭氏體積(L)來衡量泥頁巖最大吸附氣體能力[27]。利用巖芯樣品在70 ℃的實驗溫度條件下進行等溫吸附實驗, 結果表明, 大煤溝組泥頁巖L分布在2.07~7.1 m3/t, 平均3.72 m3/t; 湖西山組泥頁巖L主要分布在1.57~3 m3/t, 平均2.07 m3/t (圖7)。兩個層位的泥頁巖都顯示出較強的吸附氣體能力, 大煤溝組略高于湖西山組, 并與泥頁巖TOC呈正相關關系。L值可評價泥頁巖吸附氣體的能力, 但不等于泥頁巖地質條件下實際含氣量, 其真實含氣量受泥頁巖有效厚度、有機質豐度與成熟度、孔隙度與礦物組成以及保存條件等多種因素影響。

圖5?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖孔隙度及滲透率分布特征

圖6?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖微孔隙類型

圖7?柴達木盆地北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)泥頁巖蘭氏體積與TOC關系

含油率是評價頁巖油的關鍵參數, 泥頁巖熱解參數1和氯仿瀝青“A”可在一定程度上反映泥頁巖中滯留油含量高低[28]。柴達木盆地北緣地區(qū)J2d7泥頁巖有機質類型較好, 以生油為主, 其1和氯仿瀝青“A”含量都較高。1主要分布在0.5~3 mg/g, 平均0.8 mg/g; 瀝青“A”主要分布在0.05%~0.4%, 平均可達0.21%, 表明泥頁巖中滯留了較多的液態(tài)烴。前人從油頁巖評價的角度針對魚卡地區(qū)J2d7中油頁巖也進行過含油率分析, 低溫干餾法測得油頁巖含油率在7.92%~11.19%之間[29], 該含油率在加溫至520 ℃條件下獲得, 相當于巖石熱解過程中的1+2, 比實際地質條件下油頁巖含有的滯留油量要高。J2d7泥頁巖段富含滯留的液態(tài)烴, 這從該泥頁巖段在尕中20井鉆井過程中普遍存在油珠、油花顯示(青海油田內部報告, 1965, 柴達木盆地馬海尕秀構造中20井試油地質總結), 在蘇探1井存在明顯的全烴異常等也可得到佐證。

老井資料表明, 盆地內部分鉆井在湖西山組、大煤溝組泥頁巖段具有較明顯的氣測全烴異常(表3)。冷湖構造帶冷科1、深86等井在湖西山組部分泥頁巖段中氣測全烴異常明顯, 全烴值可達10%以上; 魚卡斷陷魚34、龍1等井在大煤溝組泥頁巖段最高全烴值可達18%以上, 蘇干湖坳陷蘇探1井大煤溝組泥頁巖全烴值最高可達8.0%左右。泥頁巖段全烴異常的存在表明其在地質條件下確含有一定量的油氣, 是潛在的頁巖油氣富集層段。

5?頁巖油氣有利層段與有利區(qū)帶

陸相地層中暗色泥頁巖廣泛發(fā)育, 但只有滿足一定條件的泥頁巖段才有利于頁巖油氣富集和勘探開發(fā)。一般認為其TOC應該大于1.5%, 并已進入生烴門限, 具有較大的單層厚度或連續(xù)厚度(>30 m), 小于4500~5000 m的合適埋深, 較好的孔隙度和較高的脆性礦物含量(>35%), 較高的單位巖石含油氣量或具有明顯的測錄井油氣顯示(國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心, 2012, 頁巖氣(油)資源潛力評價方法與有利區(qū)優(yōu)選標準, 討論稿)。下面綜合考慮泥頁巖厚度和埋深、有機地化參數、礦物組成與物性特征、氣測異常等因素, 結合典型剖面, 分析討論中下侏羅統(tǒng)頁巖油氣有利富集層段和區(qū)帶。

5.1?頁巖油氣有利層段

下侏羅統(tǒng)湖西山組以冷湖5號構造冷科1井為例, 該井湖西山組中上部(3700~4100 m、4200~4300 m井段)富有機質泥頁巖段連續(xù)厚度大, TOC含量高, 多在2%以上, 處于有效的生烴范圍之內(0.5%

中侏羅統(tǒng)暗色泥頁巖主要發(fā)育在大煤溝組五段和七段。根據鉆井和淺井資料, 柴達木盆地北緣從魚卡斷陷至德令哈斷陷的廣大地區(qū), J2d7黑色頁巖、油頁巖廣泛發(fā)育, 區(qū)域上厚度主要在30~150 m之間(圖1), 該段泥頁巖有機質豐度高, 普遍在2.0%以上,有機質類型相對較好(Ⅱ型為主), 具有較強的生油能力, 現(xiàn)今在多數地區(qū)仍處于生油窗內; 礦物組成中脆性礦物含量較高, 平均約50%。泥頁巖中氯仿瀝青“A”含量高, 且部分鉆井在該段鉆進過程中廣泛存在油珠和油花顯示, 綜合分析認為J2d7應是主要的頁巖油有利層段(圖9)。

柴達木盆地北緣J2d5為含煤地層, 發(fā)育較厚的碳質泥巖或碳質頁巖, 該段泥頁巖有機質豐度極高, 有機質類型主要為Ⅲ型, 以生氣為主, 脆性礦物平均含量約44%; 魚34、龍1井等在該泥頁巖層段存在多處全烴異常(表2), 地質地球化學條件綜合分析認為J2d5應為頁巖氣富集有利層段(圖9), 其厚度在數十m至近百m不等。

蘇干湖坳陷大煤溝組上部發(fā)育一套厚達150余米的泥頁巖段(相當于J2d7), 實測TOC基本在1.5%以上, 瀝青“A”含量較高, 有機質類型偏腐泥型, 脆性礦物含量在50%左右; 測井響應上表現(xiàn)為明顯的高自然伽馬(GR), 自然電位異常幅度明顯(SP); 氣測錄井全烴異常明顯, 在該段泥頁巖上下都存在含油斑砂巖層, 綜合分析認為該段泥頁巖應為頁巖油有利層段(圖10)。中下部為含一套含煤地層, 泥頁巖連續(xù)厚度大, 有機質類型為腐殖型, 以生烴氣為主, 因該段有機地球化學分析資料較少, 對比魚卡-紅山一帶J2d5情況, 應為頁巖氣有利層段(圖10)。

5.2?頁巖油氣有利區(qū)帶

綜合考慮泥頁巖有效厚度、埋深, 有機地球化學參數等影響頁巖油氣富集的各種因素, 認為下侏羅統(tǒng)湖西山組在冷湖4號-5號構造一帶頁巖油氣富集地質條件最佳, 為相對有利的勘探區(qū)帶。而在冷湖3號構造-鄂博梁I號構造一帶, 由于沉積相的控制, 暗色泥頁巖累計厚度和單層厚度相對于冷湖4號-5號構造地區(qū)明顯要小, 且多與砂礫巖形成互層, 頁巖油氣富集條件相對要差; 在昆特伊凹陷、伊北凹陷、一里坪坳陷內廣大地區(qū), 湖西山組雖然富有機質泥頁巖可能厚度很大, 但現(xiàn)今埋深多超過8000 m,不利于頁巖油氣勘探。

中侏羅統(tǒng)大煤溝組七段泥頁巖有機質類型和成熟度都表明對頁巖油勘探有利; 大煤溝五段泥頁巖有機質類型差, 應以頁巖氣勘探為主。在柴達木盆地北緣魚卡、紅山斷陷, 歐南凹陷深坳區(qū)、德令哈斷陷東部、南部區(qū), 以及蘇干湖坳陷花海子東北部等地區(qū), 兩個層位的泥頁巖厚度大, 有機質豐度高, 埋深適中, 為頁巖油氣有利勘探區(qū)帶(圖11)。而潛西地區(qū), 大煤溝組富有機質泥頁巖厚度小, 賽什騰凹陷、德令哈斷陷西部區(qū)大煤溝組地層埋深則多超過6000 m, 不利于頁巖油氣勘探。

圖10?柴達木盆地北緣蘇干湖坳陷中侏羅統(tǒng)頁巖油氣有利層段(蘇探1、蘇參1井)

6?結?論

(1) 柴達木盆地北緣地區(qū)下侏羅統(tǒng)湖西山組, 中侏羅統(tǒng)大煤溝組暗色泥頁巖厚度大, 分布廣泛, 有機質豐度高, 成熟度從低成熟至過成熟皆有分布, 具備形成熱成因頁巖油氣的物質基礎。湖西山組有機質類型以Ⅱ2、Ⅲ型為主, 在成熟階段主要生烴氣或輕質油; 大煤溝組五段泥頁巖有機質類型主要為Ⅲ型, 以生氣為主; 七段泥頁巖有機質類型為Ⅱ型或Ⅰ型, 成熟階段以生油為主。

(2) 湖西山組、大煤溝組富有機質泥頁巖脆性礦物含量在50%左右, 黏土礦物以高齡石和伊蒙混層為主; 泥頁巖孔隙較發(fā)育, 孔隙類型多樣, 有利于頁巖油氣的賦存。湖西山組、大煤溝組泥頁巖都顯示出較強的吸附氣體能力, 其中J2d7泥頁巖富含液態(tài)烴; 老井資料復查顯示多口鉆井兩個層位在泥頁巖段存在明顯全烴異常。

(3) 在對柴達木盆地北緣地區(qū)湖西山組、大煤溝組富有機質泥頁巖進行系統(tǒng)的地質、地球化學研究基礎之上, 通過泥頁巖厚度、埋深、有機質豐度、儲層物性與礦物特征和含油氣性等多因素疊加綜合分析, 探討并預測了湖西山組與大煤溝組頁巖油氣的有利富集層段和相對有利的勘探區(qū)帶。

(4)冷湖地區(qū)下侏羅統(tǒng)湖西山組中上部為頁巖油氣有利層段, 有利區(qū)在冷湖4號-5號構造一帶。中侏羅統(tǒng)大煤溝組J2d5為頁巖氣有利層段、J2d7為頁巖油有利層段, 兩者有利區(qū)分布包括蘇干湖坳陷花海子一帶、魚卡斷陷、紅山斷陷-歐南凹陷和德令哈斷陷東部、南部區(qū)。

(5) 柴達木盆地北緣地區(qū)構造條件復雜, 各構造單元油氣生成、保存條件、勘探程度存在明顯差異, 給非常規(guī)油氣勘探帶來諸多挑戰(zhàn), 建議可利用冷科1、蘇探1等老井對存在明顯全烴異常的泥頁巖段開展復查和改造措施; 在勘探程度較高的冷湖構造、魚卡斷陷等相對的有利區(qū)針對性的部署頁巖油氣探井, 力爭點上取得勘探突破后再向面上拓展勘探。

國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心喬德武教授、李玉喜研究員、姜文利博士及中國石油大學(北京)姜振學教授在本次研究過程中提供了寶貴支持與建議; 青海油田、青海煤炭地質勘查院在鉆井和淺井巖芯采集方面提供了大力支持與幫助, 在此一并表示感謝。

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Geological and geochemical analyses on accumulation conditions of shale oil and gas in Jurassic strata of the north margin of the Qaidam Basin

FU Xiao-dong1,2*, QIU Nan-sheng1, RAO Dan3, QIN Jian-zhong3, SHEN Bao-jian3, XU Jin3and CHEN Ying-bin3

1. China University of Petroleum at Beijing, Beijing?102249, China; 2. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou?310023, China; 3. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology,SINOPEC, Wuxi?214151, China

In order to discuss shale oil and gas accumulation conditions and predict favorable prospect areas and exploration layers within the Lower-Middle Jurassic strata in the north margin of the Qaidam Basin, the thickness, organic geochemical characteristics, physical properties, oil and gas content of shale from the Huxishan Formation (J1h) and the Dameigou Formation (J2d) were studied systematically. The result showed that the thickness of organic-rich shale of J1h and J2d are large, and their TOC values are generally greater than 1.5%. The kerogen types of organic matters are mainly type Ⅱand type Ⅲ. The maturity of organic matters varies from immature stage to over-mature stage. Brittle mineral content is approximately 50%, porosity mainly from 1% to 8%. Shales from J1h and J2d show strong adsorption capacity to gas, and abnormal total hydrocarbon were observed in many wells in gas logging of J1h and J2d shale layer. It indicates that J1h and J2d are essential for the formation of shale oil and gas reservoir. The Middle-Upper Group of J1h is the favorable layer for shale oil and gas, and the favorable prospect area should be mainly located in the Lenhu No.4-5 tectonic belt. The 5thMember of J2d is favorable layer for shale gas while the 7thMember is favorable layer for shale oil. The favorable prospect areas are mainly located in the Suganhu Depression, the Yuka Fault Depression, the Hongshan Fault Depression, the Ounan Sag, the eastern part and the southern part of the Delingha Fault Depression.

accumulation conditions; shale oil and gas; Lower-Middle Jurassic; Qaidam Basin

P597

A

0379-1726(2014)05-0437-16

2013-09-20;

2013-10-21;

2013-11-11

國土資源部全國頁巖氣資源調查評價及有利區(qū)優(yōu)選項目(2009GYXQ15)

付小東(1980–), 男, 碩士研究生、工程師, 有機地球化學專業(yè)。

FU Xiao-dong, E-mail: fuxd_hz@petrochina.com.cn; Tel: +86-571-85224986