蒙額參3井石炭二疊系干泉組頁巖儲層含氣性及可壓性評價

李渭 白薷 姜亭 郭望

摘要：為了深入研究銀額盆地吉格達凹陷石炭—二疊系干泉組頁巖儲層含氣性及可壓性評價，本研究以蒙額參3井鉆探資料為基礎，結合測井數據及樣品分析測試結果，對該井的巖相、有機地球化學、含氣性、巖石力學特征等進行系統分析。研究表明，蒙額參3井干泉組屬于淺海相沉積，頁巖厚度可達162 m;有機質豐都較高，有機碳含量平均為1.35％，生烴潛量（S1+S2）平均為4.27 mg／g;具有較好的含氣性，氣測全烴最高1.219 ％，平均含氣量為2.23 m3／t;天然裂縫發育，脆性指數在53.30%～54.55％，泊松比為0.12～0.31，具備較好的可壓性。研究后認為，干泉組具有較好的頁巖氣勘探前景。

關鍵詞：銀額盆地;干泉組;頁巖氣;含氣性;可壓性

中圖分類號：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

隨著美國頁巖油氣革命對全球油氣產能的影響，頁巖油氣逐漸成為非常規油氣的熱點領域［1-5］。近幾年，中國開始加大了對頁巖油氣的勘探開發力度，在南方海相頁巖氣取得一系列工業性產能突破［6-7］，并形成了海相頁巖氣“泥頁巖發育是基礎，良好保存條件是關鍵”和“二元富集”等一系列理論認識［8-14］。銀額盆地的主要勘探目的層位為中生界白堊系［15-16］，對于石炭—二疊系頁巖氣認識及勘探程度有限，盆地各凹陷投入的工作量不均衡。2016年，建國營凹陷北部實施的Y1井于二疊系獲得熒光顯示和氣測異常，指示了其與石炭—二疊系頁巖油氣有關的線索。吉格達凹陷與建國營凹陷具有相似的沉積和構造背景，油氣地質條件可對比性較強；同時，先期研究在吉格達凹陷獲得了石炭—二疊系良好的反射信息，顯示石炭—二疊系殘留厚度較大。根據中國地質調查局制定的 《北方新區新層系油氣資源調查總體方案》，以實現北方石炭—二疊系油氣發現，促進銀額盆地形成新的油氣生產基地作為重要目標，中國地質調查局西安地質調查中心，在銀額盆地居延海拗陷吉格達凹陷油氣礦權空白區部署實施了蒙額參3井，該井發現多層系、多類型油氣藏。本研究通過對蒙額參3井的深入研究，建立石炭—二疊系干泉組頁巖含氣性和可壓性的評價指標，對銀額盆地頁巖油氣勘探具有重要意義。

1 地質背景

銀額盆地位于內蒙古自治區西部，是一個中生代和晚古生代疊合盆地［17-23］。吉格達凹陷位于銀額盆地的西北部，中生代所屬構造單元為居延海拗陷的一個次級構造單元，呈北東—南西向展布［24］（見圖1）;晚古生代石炭紀—二疊紀，其所在構造單元為北山—巴丹吉林裂谷盆地黑鷹山—額濟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），白堊系下統蘇紅圖組（K1s），白堊系下統巴音戈壁組 （K1b），二疊系上統（P3），二疊系中下統（P1-2），上石炭統～下二疊統干泉組（C2P1g），華力西期侵入巖（γ4）。

2 干泉組儲層的基本地質特征

2.1 巖相特征

根據實鉆資料和測井資料分析可知， 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、 粉砂質泥巖、 泥質粉砂巖、 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， 部分深灰色泥巖見熒光顯示； 下部以深灰色含灰泥巖為主， 夾薄層灰色含灰巖、 粉砂質泥巖。 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（見圖2）。

自然伽馬能譜測井資料反映，該段儲層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，其黏土類型以蒙脫石為主，富含伊利石。Th/U比值0.53～13.18，沉積環境為弱氧化-還原環境（見圖3）。

2.2 有機地球化學特征

蒙額參3井石炭—二疊系干泉組（2 550.0～2 712.0 m）發育厚度巨大的暗色泥巖，有機質豐度較高，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，所占比例達到72％，平均值為4.27 mg／g。TOC含量（見圖4）和生烴潛量（S1+S2）分析結果（見圖5）表明，干泉組烴源巖有機質豐度以中等—好為主，是區內主要的烴源巖層。

2.3 含氣性特征

根據蒙額參3井現場錄井數據來看（見圖2），干泉組頁巖含氣性較好，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，現場錄井全烴氣測異常值可達到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％），其異常倍數可達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、二疊系頁巖相比（見表1），石炭—二疊系干泉組頁巖埋藏更深，含氣性更好，更具備勘探開發潛力。

2.4 裂縫發育特征

根據巖心觀察，蒙額參3井干泉組的巖心裂縫較發育，裂縫類型包括垂直裂縫、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（見圖4）。井段2 588.0～2 590 m，縫洞發育，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，久置后見棕色原油外滲。

從XRMI測井靜態電成像和動態加強電成像圖可以看出（見圖7）， 2 574～2 594 m井段高角度張開縫發育，定量處理成果為：裂縫條數4條，裂縫密度2.307 7條/m，裂縫長度2.96/m·m-2，裂縫孔隙度0.000 25/％。 2 650～2 654 m井段高角度張開縫發育，定量處理成果為：裂縫條數6，裂縫密度3.120 0條/m，裂縫長度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育，有利于后期的壓裂改造形成復雜裂縫網絡。

2.5 儲集物性

蒙額參3井2 650.95 m和2 588.86 m處實測干泉組頁巖樣品孔隙度在0.7%～3.6％，滲透率在（0.07～0.069）×10-3μm2（見表2），這表明其物性較差。

測井解釋2 574.8～2 580， 2 585～2 591， 2 647.8～2 654 m三段（見表3），密度中子交會孔隙度在2.4%～2.9％，滲透率平均為0.1×10-3μm2。核磁共振測井解釋總孔隙度在3.91%～4.04％。綜上所述，干泉組頁巖儲層屬于低孔超低滲儲層，必須通過后期壓裂改造才可能獲得頁巖氣工業產能。

2.6 儲層微觀特征

通過巖心、鑄體薄片、掃描電鏡可以得出，蒙額參3井干泉組頁巖主要發育基質孔隙和裂縫2種類型［25-27］。干泉組頁巖儲層普遍發育基質孔隙，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（見圖8A）、次生溶蝕孔隙（見圖8B），次生溶蝕孔隙又以有機質生烴演化中產生的有機酸對泥巖中的碳酸鹽礦物溶蝕形成的孔隙為主。泥頁巖儲層裂縫主要有 2 種，分別為微裂縫和構造縫，通過鑄體薄片和掃描電鏡均可以觀測到微裂縫（見圖8C，D）和構造縫，這些裂縫也為頁巖儲層中的游離氣提供了儲集空間。

3 儲層巖石力學特征

3.1 地應力場特征

根據微電阻率掃描成像（XRMI）測井數據，干泉組最大水平主應力方位以北東—南西向為主。在2 600～2 610 m和2 620～2 630 m處存在較強各向異性，方向為近東西向，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力方向為北東—南西向。

3.2 巖石力學特征

根據交叉偶極子陣列聲波（XMAC）測井結果，估算出干泉組泥頁巖段泊松比在0.25～0.27，楊氏模量在59.9～63.6 GPa，脆性指數在53.30%～54.55％，破裂壓力在60.29～64.02 MPa，孔隙壓力系數在0.987～0.996，最小水平主應力為43.46～45.55 MPa（見表4）。

巖心樣品巖性力學性質實測數據為：巖心楊氏模量為27.39～37.53 GPa，泊松比為0.12～0.31（見表5）。由于干泉組巖心樣品數量較少，實驗測試的結果與測井解釋結果存在差異，因此還需要更多的樣品測試或者壓裂擬合數據來驗證。

3.3 地層溫壓特征

蒙額參3井是吉格達凹陷實施的第一口油氣鉆井，該區無以往鉆井實測地層壓力資料。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測地層壓力系數在1.28～1.30，因此判斷蒙額參3井干泉組壓力系數在1.30左右，屬于高壓地層。根據井溫數據可知，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層。

4 儲層可壓性評價

銀額盆地石炭—二疊系干泉組是一套勘探和認識程度極低的新層系，本研究依托蒙額參3井的鉆探資料，從儲層巖性、有機質豐度、含氣性、物性、裂縫、巖石力學性質等指標綜合評價儲層的可壓性。從上述對蒙額參3井干泉組頁巖儲層特征的分析可知，干泉組頁巖綜合指標較好，頁巖厚度累計可達162.00 m，頁巖有機質豐度中等—好，氣測全烴最高1.219 ％，平均含氣量為2.23 m3／t，天然裂縫發育，并且周圍不發育大型斷裂，脆性指數在53.30%～54.55％，泊松比為0.12～0.31，具備較好的可壓性。根據國外頁巖氣田的生產經驗，影響頁巖氣井產能的主要因素就是地層是否超壓［28］，而該井地層壓力較大，為高壓儲層，因此可以把干泉組作為重點壓裂層段。

5 結 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162 m，是頁巖氣存儲的有利相帶。

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

3）干泉組頁巖含氣性較好，氣測異常值可達到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巖氣資源潛力，可以作為有利勘探層系。

4）根據巖性、有機質豐度、含氣性、物性、裂縫、巖石力學性質等指標，建立銀額盆地吉格達凹陷干泉組頁巖可壓性的主要評價指標。綜合評價認為，該組脆性礦物含量高，天然裂縫發育，巖石力學良好，具備較好的可壓性。

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（編 輯 雷雁林）