胡 峰,龙思萍，王雪梅,吴增友，高怀军,李金芝

(1.中国石油东方地球物理勘探公司西南物探分公司，四川 成都 610213；2.中国石油东方地球物理勘探公司西南物探研究院，四川 成都 610213)

甘肃省境内含油气盆地众多，具有页岩气勘探开发的优势，酒泉、民和等盆地都已经发现了一定规模的泥页岩油气藏。武威盆地石炭系页岩气勘探是近年来勘探热点，露头资料揭示石炭系烃源岩分布广、厚度较大、生烃能力强。然而武威盆地被古近系覆盖，尤其是北部坳陷烃源岩分布不清，油气资源前景不明[1-4]。目前重磁电非地震勘探基本查清了武威盆地基底结构和大小规模，但盆地内沉积地层结构、沉积相还未查清,需要结合勘探分辨率高的地震方法,在有井约束条件下，利用地质体的地震响应特征(振幅、频率、相位和时差)，通过地震相转化为沉积相的分析方法,来查明页岩层分布范围及厚度变化，为页岩气探井部署提供可开采依据。

1 地质概况

武威盆地位于甘肃省河西走廊东部，地跨内蒙、甘肃、宁夏部分地区。武威盆地南以祁连山，北以龙首山-北大山-巴音乌拉山为界，西抵桃葫芦山，东至贺兰山，总体呈近东西走向，其所处的大地构造位置为阿拉善地块、北祁连加里东褶皱带及贺兰山南北向褶皱带三个构造单元的交汇地带(图1)，它具有褶皱带-地块过渡的性质，其主体位于阿拉善地块边缘，基底由前震旦系龙首山群中深变质的结晶基底和下古生界浅变质岩组成，盆地面积约27 500 km2。武威盆地现今总体格局主要呈现为“二隆三凹”的构造格架，但隆起带中含有次一级局部凹陷，凹陷中含有次一级局部隆起(图2、图3)。中部为近东西向中央隆起(包括冰草湖凹陷和土墩坳陷)，将盆地分为北部坳陷和南部坳陷，南、北部坳陷又被北东向断层进一步划分为次一级的小凹陷，北部为儿马湖和巴彦都冷凹陷，其中儿马湖凹陷石炭系沉积厚度较大、分布较广。

图1 武威盆地构造位置

图2 武威盆地构造单元划分

图3 武威盆地AB线地震地质综合解释剖面

据文献[1-4]，武威盆地石炭系沉积环境以三角洲为主，其次为滨湖相、深湖相，有利于烃源岩的形成，页岩分布广泛，且厚度较大。因武威盆地属于山间断陷盆地，沉积环境不稳定，次一级凹陷沉积相变化较大。该区石炭系总体为一套滨海近岸含煤碎屑岩沉积，发育下石炭统前黑山组(C1q)、臭牛沟组(C1c)和靖远组(C1j)，上石炭统羊虎沟组(C2y)和太原组(C2t)，地层残余厚度 50～3 303 m。武威盆地页岩以灰-黑色页岩和灰黑-黑色炭质页岩为主，沉积相类型分别为浅湖-半深湖相和浅海陆棚相，其中灰-黑色页岩主要发育在下石炭统臭牛沟组，而灰黑-黑色炭质页岩发育在下石炭统靖远组、上石炭统羊虎沟组和太原组。

2 武威盆地页岩气形成条件

2.1 有机碳含量

有机碳含量(TOC)是页岩气聚集最重要的控制因素之一，不仅控制着页岩的物理化学性质，包括颜色、密度、抗风化能力、放射性、硫含量，并在一定程度上控制着页岩的弹性和裂缝的发育程度，更重要的是控制着页岩的含气量[5-7]。

根据武威盆地14条地面地质剖面149块岩石样品的有机质丰度测定结果，统计分析后得出：研究区石炭系靖远组的页岩中有机碳含量为0.87%～7.98%，样品平均值为4.43%；羊虎沟组的页岩中有机碳含量为0.33%～9.74%，样品平均值为3.13%；太原组的页岩中有机碳含量为1.39%～20.36%，样品平均值为7.97%；而下石炭统前黑山组、臭牛沟组的有机碳含量则较低(图4)。平面上，高有机碳含量区主要集中于下河沿、黑山、小井子、福禄村一带，有机碳含量为3.71%～9.08%，均值为5.48%。

2.2 成熟度

武威盆地石炭系总体演化成度较高，下统臭牛沟组页岩镜质体反射率(RO)均值2.39%，靖远组页岩RO均值为1.57%，上统羊虎沟组页岩RO均值2.11%，太原组页岩RO均值1.56%，整体上，研究区以高成熟和过成熟为主，根据美国经验在成熟度较高区域依然有页岩气产出，高成熟度下页岩气亦能发育聚集[7]。

图4 武威盆地石炭系含黑色页岩各组TOC值及RO值分布

2.3 有机质类型

根据走廊区石炭系干酪根显微组分的总体观察结果，显微组分中的腐泥和壳质组少见，镜质组、惰质组在部分样品中常见。从主要显微组分的相对含量对比来看，镜质组和惰质组在泥页岩中普遍分布，其中惰质组平均含量高达88.5%，是有机质显微组分的主要成分。根据各显微组分计算类型指数：TI=(100A+50B-75C-100D)/100，A、B、C、D分别代表腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组百分含量[2，4]，计算了干酪根类型指数，绘制了类型指数分布图(图5)，明确了石炭系烃源岩为Ⅲ型腐植型干酪根。

图5 武威盆地石炭系有机质类型指数分布

3 含气效果实例分析

BC3井石炭系主要岩性为砂砾岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩、灰色泥岩、碳质泥岩及煤层不等厚互层[8]，全井段见荧光条带显示29 m/9层，生烃能力弱(图6)。WD1井石炭系钻遇太原组、羊虎沟组及靖远组等3套烃源岩，暗色泥岩总厚度为140.9 m，其中太原组达到69.9 m。太原组暗色泥页岩有机碳含量为0.38%～12.5%，平均6.7%。结合氯仿“A”值和生烃潜量等地化指标，认为太原组为优质烃源岩，羊虎沟组和靖远组为中等烃源岩。表明儿马湖凹陷石炭系具有页岩气形成条件。

石炭系太原组钻获含气层，是武威盆地北部首次油气调查的新发现，证实该区良好的油气勘探前景。这2口探井相距4.8 km(图2),石炭系太原组岩性和含油气情况却差异较大,显然这与两口井所处儿马湖凹陷沉积相的位置有关。

图6 WD1井、BC3井太原组综合柱状图

4 儿马湖凹陷沉积模式及页岩气有利勘探区域

与常规油气资源相比，页岩气具有自生自储自封、无气水界面、低孔低渗等特征。页岩气勘探开发不仅要求页岩生烃能力强，还需要厚度稳定、埋藏深度适中的页岩层，以便于水平钻井，零星的、厚度变化大的页岩层,不利于水平钻井[9-12]。目前,鉴于儿马湖凹陷页岩气地震勘探程度低(测网密度1 km×2 km～5 km×10 km),钻井资料少，依据少量钻、测井地质资料,用地震相转化为沉积相分析方法,调查页岩层分布是可行的。

地震资料解释地震相可定义为：对沉积环境(海相或陆相)所形成的地震反射特征进行识别。也就是说，不同沉积体系的各级界面、岩性及几何特征，在地震剖面上有综合的表现形式，及时差、振幅、相位及频率有所不同，并进行归纳分类，即为地震相解释[13]。沉积相研究传统上是通过研究岩心和露头确定的。然而，广大的无岩心或无露头的地区，利用地震剖面的运动学和动力学反射特征来识别沉积相，预测有利于油气成藏沉积相带，在国内外已取得了良好得效果。

4.1 地震相和沉积相分析

从图7可以看出，BC3井处于儿马湖凹陷边缘斜坡，地震相位为亚平行或杂乱相，表明沉积环境不稳定，以砾岩、砂岩沉积为主,泥页岩沉积为次；DW1井位于儿马湖凹陷沉积中心，地震反射呈平行相，表明为深水沉积环境比较稳定，有利于泥页岩沉积，其厚度相对稳定。

图7 儿马湖凹陷地震相反射特征分析

4.2 儿马湖凹陷石炭系太原组理想沉积模式

根据图7地震反射特征所对应的沉积环境，把地震相模式转换为沉积相模式，如图8所示：

图8 儿马湖凹陷地震相模式和沉积相模式

在WD1和BC3井这2口单井沉积相的约束下，从而建立儿马湖凹陷石炭系太原组理想沉积相平面图(图9)。石炭系太原组可分4种沉积相或类型，呈不规则三角形环状分布，从凹陷边缘到凹陷中心分别是冲积扇相、滨湖亚相、浅湖亚相及深湖亚相。深湖相面积约8.5 km2，泥页岩主要分布于深湖相，泥页岩累计厚度变化范围20～70 m，是页岩气有利勘探区域。

图9 儿马湖凹陷石炭系太原组理想沉积相

5 结论

(1)武威盆地儿马湖凹陷中心石炭系太原组泥页岩厚度较大，有机碳含量高，有机质类型以Ⅲ型为主，成熟度高，具有一定页岩气资源潜力。

(2)目前儿马湖凹陷油气勘探程度低，需要加大地震勘探力度，提高地震资料信噪比和分辨率，进行地震相-沉积相精细解释，查清凹陷中心优质泥页岩厚度及其分布范围，埋藏深度，时机成熟后，部署页岩气水平探井，可望获得页岩气勘探新发现。