李　谋，谢　渊，陆俊泽，3

(1.成都理工大学，四川　成都　610059；2.中国地质调查局成都地质调查中心，四川　成都　610081；3.国土资源部沉积盆地与油气资源重点实验室，四川　成都　610081)



新疆北部吉木乃坳陷下二叠统卡拉岗组页岩气地质特征初探

李谋1，谢渊2，陆俊泽2，3

(1.成都理工大学，四川成都610059；2.中国地质调查局成都地质调查中心，四川成都610081；3.国土资源部沉积盆地与油气资源重点实验室，四川成都610081)

为评价新疆北部吉木乃坳陷页岩气勘探潜力，通过对吉木乃坳陷下二叠统卡拉岗组暗色页岩段有机地球化学以及储层特征分析，初步探讨其页岩气地质特征。卡拉岗组下段暗色页岩段烃源岩以碳质泥页岩为主，TOC最小值为0.3%，最大值为4.32%，平均值为1.01%。有机质丰度中等，有机质类型为Ⅲ型，Ro值介于1.43%～2.87%之间，平均值为2.12%。热演化程度为成熟-过成熟度阶段，具较好天然气生成能力。暗色页岩矿物成分以石英、长石等脆性矿物为主，粘土质矿物次之，具较好可裂性及吸附性。页岩孔隙以宏孔、细小孔以及小孔为主，储集空间主要为粒内及粒间溶孔、矿物间的微孔隙与微缝隙、矿物微裂缝。孔隙度为0.97%～1.52%，平均为1.36%。渗透率为0.0097～0.0197mD，平均为0.0139mD，具较好天然气储集能力。

新疆北部；吉木乃坳陷；下二叠统；卡拉岗组；页岩气

引言

准噶尔盆地及斋桑盆地的油气勘探实践表明，二叠系地层是新疆北部诸中小盆地的主力烃源层和储集层[1-3,7]。国内油气公司曾在本区针对石炭系、二叠系地层做过一些常规油气的调查和评价，但总体上研究程度较低，尚未取得太大突破。为了调查评价新疆北部中小盆地页岩气资源潜力，对西北部吉木乃坳陷下二叠统卡拉岗组富有机质页岩层段的有机地球化学特征及页岩储层特征进行研究，以期对新疆北部吉木乃坳陷页岩气勘探工作起到一定的参考作用。

1　区域地质概况

新疆北部吉木乃盆地北接阿尔泰山，南抵萨吾尔山，东邻乌伦古湖，为哈萨克斯坦境内斋桑盆地向东延伸的一部分[4-6](图1)，是在晚古生代残余洋盆基础上发育起来的(中)新生代山间盆地。吉木乃盆地自南向北共分为3个次级构造单元：吉木乃坳陷、科克森套隆起以及布尔津坳陷。

盆地演化经历了形成、发展和萎缩3个阶段[4]。早二叠世以来，随着西伯利亚板块和哈萨克斯坦板块进一步碰撞，阿尔泰山、萨吾尔山急剧隆起，残留海彻底关闭，形成巨大山系雏形，山间盆地开始形成。从早二叠世末至中生代，本区一直处于上升剥蚀夷平和准平原化状态，缺失晚二叠世和中生代地层。古新世进一步夷平，直到始新世早期，由于准噶尔湖盆、斋桑泊湖盆扩张，吉木乃、布尔津等山间坳陷被湖浸，接受陆相沉积，进入真正的盆地发展时期。进入更新世，全区又一次大规模隆起，阿尔泰山、萨吾尔山剧烈隆起，山区与平原之间相对高差拉大，湖域逐渐缩减，逐步形成现今的山体地貌。

图1吉木乃坳陷位置略图[7]

Fig.1Location of the Jimunai depression in northern Xinjiang (after Li Di et al.，2015)

研究区主要位于吉木乃坳陷，坳陷内二叠系地层缺失中上二叠统，下二叠统主要分布于吉木乃县及其周缘地区，从老到新发育哈尔加乌组及卡拉岗组两个地层单元，二者呈角度不整合接触。下二叠统卡拉岗组地层分区属北疆-兴安地层大区北准噶尔地层分区萨吾尔山地层小区[10]。坳陷内卡拉岗组西南角发育一套陆相喷发的玄武玢岩、安山玢岩、流纹玢岩及凝灰岩的火山岩组合，向东过渡为陆相沉积的碎屑岩及火山碎屑岩。暗色页岩层段主要发育于卡拉岗组下段上部，集中出露于吉木乃地区诺海山至居万喀拉山一带，呈近东西向展布，向北被新生代地层掩盖，与卡拉岗组上段呈整合接触。吉木乃地区卡拉岗组为一套三角洲相碎屑沉积，发育1～3套单层厚度较大、或单层厚度小但较为连续且泥质比较高的暗色页岩层段，总厚度20～100m不等。岩性主要为暗色含碳-碳质粉砂质泥岩、泥岩、页岩夹灰色粉砂岩、细砂岩。顺层普遍发育钙质结核，可见水平层理、小型砂纹层理和少量波痕层理。

2　烃源岩有机地化特征

2.1有机质丰度

有机质丰度是烃源岩及页岩气评价中的重要参数，常用的有机质丰度指标主要包括有机碳(TOC)、生烃潜量(S1+S2)、氯仿沥青“A”和总烃(HC)。对于采自地面露头的烃源岩样品，由于风化作用严重，导致可溶有机质大量流失，生烃潜量、氯仿沥青“A”含量和总烃含量一般较低，不宜作为评价有机质丰度的指标[11-12]。有机碳的抗风化能力相对较强，常作为露头样品有机质丰度评价的主要指标。吉木乃坳陷下二叠统卡拉岗组暗色页岩露头样品中，氯仿沥青“A”最小值为47×10-6，最大值为161.79×10-6。族组分测试表明，暗色页岩露头样品总烃含量最小值为24.86%，最大值为54.54%。两件生烃潜量(S1+S2)样品测试值分别为0.05mg/g及0.64mg/g，不具有地球化学参考意义。

图2吉木乃地区卡拉岗组下段沉积柱状图

Fig.2Depositional column through the lower member of the Lower Permian Kalagang Formation in the Jimunai depression，northern Xinjiang

图3卡拉岗组暗色页岩段露头样总有机碳含量频率直方图

Fig.3Frequency histogram showing the total organic carbon contents in the dark shale samples from the Kalagang Formation

由于受地表风化作用的影响，有机碳含量有所降低[11]。分析测试表明，吉木乃坳陷下二叠统卡拉岗组暗色页岩露头样品有机碳含量(TOC)最小值为0.3%，最大值为4.32%，平均值为1.01%，41.2%的样品有机碳含量(TOC)在1.0%～1.5%之间(图3)。因缺乏钻井岩芯数据以对比及校正，仅以露头样品测试数据为参考，其有机质丰度中等。

2.2有机质类型

有机质类型为烃源岩及页岩气评价中的重要参数。岩石热解结果表明，吉木乃地区卡拉岗组暗色泥页岩样品的游离烃几乎丧失殆尽(S1=0～0.015mg/g)，热解烃含量也较低(S2=0～0.062mg/g)，导致氢指数IH较低(小于101.38mg/g)。结合H/C-O/C及IH-Tmax判别图(图4)来看，有机质类型为III型。

图4卡拉岗组暗色页岩H/C-O/C(a)和IH-Tmax(b)干酪根类型判别图

Fig.4H/C vs. O/C diagram (a) and IHvs. Tmaxdiagram (b) for the discrimination of the kerogen types in the dark shales from the Kalagang Formation

干酪根透射光镜检通常被认为是划分有机质类型比较可靠的方法。有机显微组分统计结果表明，卡拉岗组暗色泥页岩样品中的有机显微组分几乎全部为惰质组，颜色为纯黑色，呈大小不一的片状，无荧光。少量为镜质组，偶见碎片状镜质体，边缘平直，呈细小片状，颜色为褐色-棕褐色，无荧光。不含腐泥组和壳质组。加权计算后的干酪根类型指数(TI值)为-99.5，属于III型干酪根。

卡拉岗组暗色泥页岩的可溶有机质中饱和烃与芳香烃相对含量之和较高，其中居万喀拉山两条剖面分别为41.50%和45.04%，而诺海山剖面为32.62%(图5)。总体上饱和烃与芳香烃相对含量之比多介于1～3之间，平均为2.03。综合判别认为，干酪根以II2型为主，II1型次之。由于其有机质丰度太低，氯仿沥青“A”含量平均只有104.68×10-6，在测试过程中易产生误差，且其组成受热演化程度影响很大，故该法仅供参考。

图5卡拉岗组暗色页岩可溶有机质族组成含量图

Fig.5Diagram showing the contents of the soluble organic compositions in the dark shales from the Kalagang Formation

不同来源、不同环境中发育的生物具有不同的稳定碳同位素组成。干酪根碳同位素(δ13C)主要与沉积有机质的化学组成或母质类型有关[13]，受其它因素影响很小，一直被视为有机质类型判识的最可靠指标之一。卡拉岗组暗色泥页岩干酪根碳同位素组成较重，为-21.9‰～-23.5‰之间，属于III型。

综合岩石热解、干酪根镜检、可溶有机质族组成及稳定碳同位素组成分析结果，认为吉木乃地区卡拉岗组暗色泥页岩的有机质类型以III型为主，II2型次之，表明有机质主要来源于陆生高等植物，以生气为主。

2.3有机质成熟度

有机质成熟度是衡量有机质向油气转化程度的主要参数指标[14]。Tmax是岩石热解分析过程中，P2峰最高点对应的最大裂解温度，可以反映样品中有机质的成熟度，是常用的有机质成熟度指标之一。卡拉岗组暗色泥页岩样品Tmax值为444.0～505.0℃，平均为475.8℃，表明处于成熟-高成熟阶段。由于Tmax值受有机质类型、丰度、地表风化等因素的影响，露头样品的热解烃S2含量较低，导致测量的Tmax值波动范围较大，分析结果仅供参考。

当有机质热演化达到门限温度时，干酪根才会成熟并大量生成烃类。干酪根的镜质体反射率随着温度和有效加热时间的变化过程具有不可逆性，因此，热变质作用越强，镜质体反射率越大[14]。故镜质体反射率(Ro)为目前应用最为广泛、可信度较大的有机质成熟度指标。卡拉岗组暗色泥页岩样品Ro值介于1.43%～2.87%之间，平均为2.12%(图6)，表明卡拉岗组暗色页岩中有机质处于高成熟-过成熟阶段。

综合Tmax和Ro两项指标认为，吉木乃坳陷卡拉岗组暗色泥页岩干酪根热演化程度已达到成熟-过成熟阶段，即为轻质油、湿气和干气生成阶段。

图6卡拉岗组暗色页岩Ro(%)判别图

Fig.6Discrimination diagram of Ro values for the dark shales from the Kalagang Formation

3　富有机质页岩储层特征

3.1矿物组成特征

通过X射线全衍射分析下二叠统卡拉岗组暗色页岩23件露头样中矿物成分及含量(图7)。石英、长石及黄铁矿等脆性矿物含量较高，为60.75%～73.53%，平均为65.39%。其中石英相对含量约67.23%～100%，平均为89.75%。页岩作为储层，其脆性对水力压裂效率及诱导裂缝的稳定性十分重要。石英、长石等脆性矿物的高含量可增加页岩的脆性，反之，缺乏脆性可致塑性页岩的塑性流动，从而导致天然裂缝及诱导裂缝关闭[15]，卡拉岗组暗色页岩中高石英含量预示良好的可压裂性。

图7卡拉岗组暗色页岩矿物百分比组成图

Fig.7Diagram showing the mineral content percentages in the dark shales from the Kalagang Formation

黏土矿物含量为25.30%～40.85%，平均为33.1%，其成分以伊利石(I)、绿泥石(C)、伊/蒙混层(I/S)为特征，不含蒙皂石(S)与高岭石(K)。伊利石与绿泥石相对含量较高，分别为20%～75%与14%～60%，平均值分别为46.26%与38.83%。仅诺海山所采露头样品中伊/蒙混层较为发育，相对含量约29%～45%。上述伊利石层与蒙皂石层含量表明，伊/蒙混层中伊利石层占主导地位，伊利石层相对含量约70%～95%，平均值为83.3%。与石英和方解石相比，黏土矿物具有较多的微孔隙和较大的比表面积，对气体有较强的吸附能力[16]，特别是在有机碳含量较低的页岩中，伊利石的吸附作用十分显著[17]。

碳酸盐矿物，最高7%(图7)。另与Barnett页岩矿物组分相比，卡拉岗组暗色页岩矿物组分处于Barnett页岩矿物组分区间之内(图8)，表明卡拉岗组暗色页岩具良好的可压裂性及天然气吸附性。

图8卡拉岗组暗色页岩与美国Barnett页岩矿物组成对比(Barnett页岩数据来自文献[18-21])

Fig.8Comparison of the mineral compositions in the Kalagang Formation shales in China and Barnett shales in USA (Data of the Barnett shales after Curtis，2002; Vello et al.，2009; Robert et al.，2009; Ross et al.，2009)

3.2孔渗特征

卡拉岗组暗色泥页岩孔隙度为0.97%～1.52%，平均为1.36%;渗透率为0.0097～0.0197mD，平均为0.0139mD，属于特低孔特低渗储层(表1)。测试结果表明其孔隙度与渗透率相关性较小，部分低孔隙度样品反而具高渗透率值，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低渗透率值，表明孔隙连通性较差。

甲烷分子动力学直径为0.38nm。对页岩储层，主要考虑分子力吸附等作用，在孔壁非常接近情况下，泥页岩孔喉直径下限约为2～5nm[23]。测试结果表明，暗色页岩比表面为4.63～7.78m2/g，平均为6.51m2/g；孔隙体积为0.019～0.0297cm3/g，平均为0.0229cm3/g；孔喉直径为12.53～16.43nm，平均为14.75nm，远高于泥页岩孔喉下限值。

表1页岩气层孔隙度与渗透率标准(国土资源部，2014)

Table 1Division of the porosity and permeability of shale gas

分类页岩气层孔隙度(%)页岩气层空气渗透率(mD)高≥10≥100～<500中≥5～<10≥10～<100低≥2～<5≥1～<10特低<2<1

扫描电镜揭示卡拉岗组暗色页岩孔隙较发育，多为长石溶孔，溶孔中多发育有丝片状伊利石，及丝片状伊利石包裹的次生石英。孔隙类型主要包括粒内及粒间溶孔、矿物间的微孔隙与微缝隙、矿物微裂缝(图9)。其中，以粒内及粒间溶孔发育为主要特征，大者可达4～14.43μm，小者不足1μm。据前人对孔隙的分类：微孔(≤2nm)、介孔(2～5nm)、宏孔(5～50nm)、细小孔(50～500nm)、小孔(500nm～3.9μm)、中孔(3.9～62.5μm)、大孔(62.5μm～2mm)和粗大孔(2～256mm)[25]。研究区孔隙发育以宏孔、细小孔以及小孔为主要特征，见有中孔发育。丰富的溶蚀孔隙及多样的微孔隙与微缝隙可形成良好的储集空间。

4　结论

通过对吉木乃坳陷发育的下二叠统卡拉岗组下段暗色页岩页岩气地质特征分析，初步得到以下几点认识：

(1)有机质丰度中等，有机质类型以Ⅲ型为主、II2型次之。热演化程度达到成熟-过成熟阶段，具有一定的生烃潜力。

(2)脆性矿物含量较高，有利于后期压裂。黏土矿物含量中等，有利于吸附烃。

(3)储集空间类型多样，主要有粒内及粒间溶孔、矿物间的微孔隙与微缝隙、矿物微裂缝。

(4)孔渗总体表现为特低孔特低渗，部分为高孔低渗或低孔高渗。孔隙主要以宏孔、细小孔以及小孔为主，孔喉则以宏孔为主。孔隙连通性及渗透性较差。

图9卡拉岗组下段暗色页岩段扫描电镜孔隙图

a.黏土矿物间微孔隙；b.长石溶蚀孔及黏土矿物间微孔隙与缝隙；c.长石溶蚀孔与次生石英；d.矿物颗粒间微孔隙表面附着片状云母；e.针柱状及片状矿物间孔隙；f.粒间溶孔；g.绿泥石覆盖溶蚀颗粒表面，见粒内溶孔及裂缝；h.长石粒内溶孔；i.粒间溶孔

Fig.9SEM photomicrographs of the dark shales from the Lower Permian Kalagang Formation in the Jimunai depression

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An approach to the geology of the shale gas in the Lower Permian Kalagang Formation，Jimunai depression，northern Xinjiang

LI Mou1，XIE Yuan2，LU Jun-ze2，3

(1.ChengduUniversityofTechnology，Chengdu610059，Sichuan，China; 2.ChengduCenter，ChinaGeologicalSurvey，Chengdu610081，Sichuan，China; 3.KeyLaboratoryofSedimentaryBasinandOil&GasResources，MinistryofLandandResources，Chengdu610081，Sichuan，China)

The geological characteristics of the shale gas in the Lower Permian Kalagang Formation，Jimunai depression，northern Xinjiang are approached on the basis of organic geochemical signatures and reservoir characteristics. The dark shales from the lower member of the Lower Permian Kalagang Formation consist mainly of carbonaceous shales with the total organic carbon contents ranging between 0.3% and 4.32%, indicating a moderate organic carbon abundance and type III of organic matter types. Ro values ranging between 1.43% and 2.87% suggest the mature to overmature stages of thermal evolution of kerogens with good hydrocarbon potential. The mineral compositions include quartz，feldspar and clay minerals. The pore types are composed of macropores，mesopores and micropores. The reservoir spaces are represented by intragranular and intergranular solution openings. The porosity values vary from 0.97% to 1.52%，and the permeability values from 0.0097 to 0.0197mD with an average of 0.0139mD，implying that the black shales in the study area have good reservoir potential.

northern Xinjiang; Jimunai depression; Lower Permian; Kalagang Formation; shale gas

1009-3850(2016)02-0067-08

2015-12-27； 改回日期： 2016-03-18

李谋(1989-)，男，硕士研究生，主要从事沉积与页岩气的研究。E-mail: li.mou57@yahoo.com

陆俊泽(1985-)，男，硕士，工程师，主要从事沉积学与岩石地球化学研究。E-mail: junzelu@sina.com

新疆维吾尔自治区地勘基金项目“新疆北部地区中小盆地页岩气资源潜力调查评价”(N14-2-LQ02)

TE122

A