天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 6: 899 - 913

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.007

非常规天然气

塔东地区下寒武统泥页岩特征与页岩气有利区优选

  • 龚训 , 1 ,
  • 李洪辉 , 2 ,
  • 张君龙 3 ,
  • 王延斌 1 ,
  • 徐兆辉 2 ,
  • 赵石虎 1 ,
  • 秦连彬 4
展开
  • 1. 中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京 100083
  • 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712
  • 4. 大庆油田新疆塔东油气勘探开发有限责任公司，新疆 库尔勒 841000
李洪辉(1963-),男,天津人,高级工程师,硕士,主要从事地球探测与信息技术研究. E-mail:.

龚训(1996-),男,重庆黔江人,硕士研究生,主要从事页岩气、煤层气、致密砂岩气地质研究. E-mail:.

收稿日期: 2020-11-23

  修回日期: 2021-01-04

  网络出版日期: 2021-05-24

收起

Characteristics of the Lower Cambrian shale and optimization of favorable shale gas areas in Tadong area

  • Xun GONG , 1 ,
  • Hong-hui LI , 2 ,
  • Jun-long ZHANG 3 ,
  • Yan-bin WANG 1 ,
  • Zhao-hui XU 2 ,
  • Shi-hu ZHAO 1 ,
  • Lian-bin QIN 4
Expand
  • 1. College of Geoscience and Surveying Engineering，China University of Mining and Technology （Beijing），Beijing 100083，China
  • 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute，PetroChina Daqing Oilfield Company，Daqing 163712，China
  • 4. Xinjiang Tadong Oil and Gas Exploration and Development Co. Ltd. ，PetroChina Daqing Oilfield Company，Korla 841000，China

Received date: 2020-11-23

  Revised date: 2021-01-04

  Online published: 2021-05-24

Supported by

The Science and Technology Project of CNPC(kt2018-02-01)

Fold

本文亮点

利用钻井取心及测井方法，并结合显微组分鉴定、有机碳分析、岩石热解、镜质体反射率测试、全岩矿物分析、单轴压缩及孔渗实验，对塔里木盆地东部地区（塔东地区）寒武系海相烃源岩的发育背景、地球化学特征、储层物性、含气性特征及保存条件进行研究，并对其页岩气有利区进行预测。结果表明：塔东地区寒武系西大山组—西山布拉克组页岩有机显微组分以富含海相镜状体为典型特征，兼具有机碳含量较高，有机质类型以I型、II1型为主，镜质体反射率较为适中，有机质处于高成熟—过成熟阶段，热演化持续时间长，泥页岩储层具有脆性矿物含量高、孔渗发育条件差、弹性模量大及泊松比小的特征，并发现该地区的构造条件不利于页岩气的保存。利用灰色关联法与权重分析法确定含气量和有机碳含量是该套页岩气资源量的2个主控因素，并以该套页岩的相关参数为依据对塔东低凸起地区页岩气有利区进行预测，划分出2个核心区和1个有利区。

本文引用格式

龚训 , 李洪辉 , 张君龙 , 王延斌 , 徐兆辉 , 赵石虎 , 秦连彬 . 塔东地区下寒武统泥页岩特征与页岩气有利区优选[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(6) : 899 -913 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.007

Highlights

The development background， geochemical characteristics， reservoir physical and gas bearing characteristics and preservation conditions of Cambrian marine source rocks in Tadong area of Tarim Basin are studied by means of drilling coring and logging methods， combined with maceral identification， organic carbon analysis， rock pyrolysis， vitrinite reflectance test， whole rock mineral analysis， uniaxial compression and porosity permeability test. The favorable area is predicted. The results show that the organic macerals of Cambrian Xidashan-Xishanbulake shale in Tadong area are characterized by rich marine vitrinite and high organic carbon content. The main types of organic matter are type I and type II1. The vitrinite reflectance is relatively moderate. The organic matter is in the high mature to over mature stage， and the thermal evolution lasts for a long time. It is found that the structural conditions in this area are not conducive to the preservation of shale gas. The gas content and organic carbon content are the two main controlling factors of the shale gas resources by using the grey correlation method and the weight analysis method. Based on the relevant parameters of the shale， the favorable shale gas area in the Tadong low uplift area is predicted， and two core areas and one favorable area are divided. The development background， geochemical characteristics， reservoir physical properties and gas bearing characteristics of Cambrian marine source rocks in Tadong area of Tarim Basin are studied by using drilling coring and logging methods， combined with maceral identification， organic carbon analysis， rock pyrolysis， vitrinite reflectance test， whole rock mineral analysis， uniaxial compression and porosity permeability test， and the favorable shale gas areas are also studied forecast. The results show that the organic macerals of Cambrian Xidashan-Xishanbulake formations shale in Tadong area are characterized by rich marine vitrinite and high organic carbon content. The types of organic matter are mainly typeⅠandⅡ1.The vitrinite reflectance is moderate. The organic matter is in the stage of high maturity and over maturity.The characteristics of long thermal evolution，high content of brittle minerals and well-developed porosity and permeability are also found. The physical properties are poor condition， large elastic modulus and small Poisson's ratio. Based on the conclusion， this paper uses the grey correlation method and weight analysis method to determine that gas content and organic carbon content are the two main controlling factors of the shale gas resources. Based on the relevant parameters of the shale， the favorable shale gas area in Tadong low uplift area is predicted， and two core areas and one favorable area are divided.

0 引言

塔里木盆地作为我国最大的含油气盆地，具有丰富的油气资源。目前对于塔里木盆地常规油气的开发已取得较大成功，相继发现塔河、塔中、哈拉哈塘等一大批油田［1］。但是，非常规油气未能在该盆地取得较大突破。近年来，随着ZS1C井在寒武系取得工业油气流［2］，寒武系烃源岩逐渐成为研究热点。鉴于塔里木盆地寒武系海相烃源岩钻井少、埋深大且利用地球物理方法难以对其进行准确评价［3］，许多学者另辟思路，从构造演化、沉积环境及热演化［4-6］方面入手，对塔里木盆地寒武系烃源岩进行了大量的研究，取得了许多成果。闫磊等［3］、张水昌等［7］、王飞宇等［8］根据塔东地区寒武系烃源岩的沉积环境与形成年代将其划分为缓坡型烃源岩和陡坡型烃源岩；王玉奎［9］、王继平［10］分析了前人对塔里木盆地寒武系烃源岩的研究成果认为该地区寒武系烃源岩处于过成熟阶段；卢朝进等［11］对塔东地区寒武系烃源岩沉积环境进行分析，认为该烃源岩形成于浅水沉积环境。前人主要针对塔东地区寒武系包括碳酸盐岩在内的各种烃源岩层进行整体分析与研究，未能对塔东地区寒武系某一单个层系或某一套烃源岩进行详细、全面的精细评价，特别是对于塔东地区寒武系不同层段中发育的海相泥页岩研究较少。对塔东地区寒武系烃源岩的发育及平面展布特征认识的不清楚，成为制约该地区寒武系烃源岩勘探开发的重要难题。鉴于此，本文拟通过野外样品采集、钻井分析，并结合显微组分鉴定、岩石热解、有机碳分析、有机质成熟度测试、全岩矿物、孔渗测定及力学实验来对塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组海相泥页岩的发育背景、地球化学特征、物质成分及储层特征进行定性定量评价，从而对该地区页岩气的勘探潜力有一个初步的认识，并对研究区页岩气有利区进行预测，以期为塔东地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩气有利勘探区带的优选提供一定的指导。

1 区域地质概况

塔里木盆地是我国面积最大的内陆盆地，区内含有丰富的油气资源及各种矿产资源，是我国进行油气开发的重点地区之一，也是我国重要的油气供应区［12］。塔东地区位于塔里木盆地的东部，西邻满加尔凹陷，北接天山、库鲁克塔格山脉，南部被塔南隆起所截断［3］。对塔东地区按照次级构造单元进行划分又可分为满加尔凹陷、塔东低凸起以及孔雀河斜坡3个单元［13］。塔东低凸起地区即为本文研究区（图1）。塔东低凸起位于塔东地区东南部，是一个斜坡带，面积约为36 900 km2，主要由塔东构造带、英东构造带、罗中构造带、米兰构造带以及古城构造带组成［14-15］。塔东低凸起地区主要发育寒武系、奥陶系、侏罗系3套烃源岩。当前对于奥陶系海相烃源岩的研究程度较高，对另外2套烃源岩的认识相对薄弱［16-17］。塔东低凸起地区主要经受加里东早期、加里东晚期、海西—印支期、燕山期以及喜马拉雅期5期构造运动，构造活动期次多，演化程度高，对页岩气的生—储条件产生了重要影响［15，18-21］。而本文研究对象为塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组海相页岩，该套页岩形成于深水盆地相沉积环境，厚度较大、平面展布广。
图1 塔东低凸起构造略图[11]

Fig.1 Structural sketch of Tadong low uplift[11]

2 泥页岩基本特征

2.1　岩性描述

基于钻井资料、录井资料、测井资料及相关文献，研究区下寒武统主要为泥质灰岩、灰岩、云岩、泥云岩及云质灰岩。根据塔东1井、塔东2井、米兰1井及英东2井钻井取心（图2）发现，这4口井下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩从上往下依次为砂屑白云岩、泥质灰岩、泥页岩、炭质页岩、黑色页岩、粉砂质泥岩夹砂岩，其中含有丰富的动物、植物化石。研究区泥页岩具有厚度大、分布广的特征。
图2 塔东连井柱状图

Fig.2 Histogram of connecting well in eastern Tarim Basin

2.2　泥页岩空间展布

根据塔东1井、塔东2井、米兰1井及英东2井4口井柱状图以及研究区页岩的埋深与厚度分布图（图2—图4），塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩以厚层黑色页岩为主，厚度变化较小，为45∼104 m，平均为76 m，在剖面上具有从西南向东北厚度先增大后减小的趋势，且存在以满加尔凹陷为中心，向外依次变薄的特征；页岩埋深为4 646~5 719 m，平均为4 922 m，越靠近满加尔凹陷区，页岩埋深越大，对页岩的研究及页岩气的勘探开发难度也越大，导致对该套烃源岩层的认识也不够全面。
图3 塔东下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩厚度分布

Fig.3 Shale thickness distribution of Lower Cambrian Xidashan-Xishanbulake formations in eastern Tarim Basin

图4 塔东下寒武统西大山—西山布拉克组泥页岩埋深分布

Fig.4 Distribution of shale burial depth of the Lower Cambrian Xidashan-Xishanbulake formations in eastern Tarim Basin

由于研究区该套页岩具有埋深大、厚度大，且越靠近满加尔凹陷，页岩厚度越大等特征。分析认为可能是由于塔东低凸起地区为一个斜坡带，紧邻地势相对平缓的满加尔凹陷，可将其看作一个盆地及其边缘沉积体系，当越靠近满加尔凹陷，即越靠近盆地中心，页岩受到的扰动越小，微生物越发育，越有利于页岩的沉积发育，从而就越有可能成为页岩气藏；同时，根据“盆地控气”理论［22］，满加尔凹陷形成的页岩气藏也有可能通过页岩层系运移到紧邻的塔东低凸起斜坡地区，这增大了该区页岩气藏的理论存在性及资源量，也为油气的寻找提供了新方向。但是，研究区页岩较大的埋深给页岩气的勘探开发带来了极大困难，因此，对于该套页岩的评价还有待进一步研究。

3 泥页岩地球化学特征

3.1　有机显微组分特征

基于显微镜观测，揭示了研究区页岩有机显微组分在油浸反射光下的光学特征。镜下可以观测到大量长条状有机质，反射光为亮白色（图5），其R O值主要分布于1.47%~2.05%之间，平均值为1.69%，再结合该地区的沉积演化史，认定其为海相镜状体，属于原生沥青，并且在研究区中大量存在，为该地区页岩的一大特征。认定其为海相镜状体的原因有：一方面，由于晚古生代该地区页岩发育于深水陆棚相沉积环境，因此泥页岩中的生油生气母质以低等生物为主，所以没有镜质体等有机显微组分；另一方面，由于该地区有机质演化程度较高，在漫长的地质历史过程中，有机质逐渐向单一组分发展，最终导致该地区页岩中有机显微组分呈现单一分布的特征。
图5 油浸反射光下塔东低凸起泥页岩有机显微组分形态

(a)岩心编号:米兰1-12;(b)岩心编号:塔东1-10;(c)岩心编号:米兰1-12;(d)岩心编号:塔东1-10;其中(a)和(c)为米兰1井下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩,埋深5 810 m;(b)和(d)为塔东1井下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩，埋深4 675 m

Fig.5 Organic maceral morphology of shale in Tadong low uplift under oil immersion reflected light

3.2　有机质丰度

通过对塔东1井、塔东2井、米兰1井以及英东2井23个页岩样品进行有机碳分析，并结合该地区页岩TOC平面展布特征（图6），发现研究区页岩样品的TOC值主要分布在0.08%~16.69%之间，平均为2.54%，其中TOC值大于1%的样品占总数的69.6%，仅有一小部分样品的TOC值小于0.5%，表明该套烃源岩层的有机质丰度较高，能够满足大量生烃所需要的成烃物质，为页岩气藏的形成提供很好的物质基础。同时，研究区内该套页岩具有自西南向东北，有机碳含量先增大后减小的趋势，斜坡区为有机碳含量的高值区，具有较好的页岩气成藏条件。
图6 塔东下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩TOC分布

Fig.6 TOC distribution of shale in Xidashan-Xishanbulake formations of Lower Cambrian in eastern Tarim Basin

对样品进行热解实验，结果见表1，从中发现研究区泥页岩的生烃潜力值为0.04∼1.68 mg/g，表明生烃潜力较差，分析认为可能是该套烃源岩埋藏深度较大（超过4 000 m）、地质历史时期的古地温较高、经受的构造演化期次多，烃源岩在发展历程中一直在生油生气，导致其现今生烃潜力变差。
表1 页岩样品热解数据

Table 1 Pyrolysis data of shale samples

样品编号 井名 地层 TOC/% S 1/(mg/g) S 2/(mg/g) (S 1 +S 2)/(mg/g)
1 塔东2 西大山组—西山布拉克组 0.08 0.33 0.58 0.91
2 塔东2 西大山组—西山布拉克组 4.22 0.35 0.47 0.82
3 塔东2 西大山组—西山布拉克组 16.69 0.19 0.25 0.44
4 塔东2 西大山组—西山布拉克组 1.62 0.21 0.56 0.77
5 塔东2 西大山组—西山布拉克组 1.77 0.34 1.22 1.56
6 塔东2 西大山组—西山布拉克组 1.44 0.42 0.99 1.41
7 塔东2 西大山组—西山布拉克组 1.88 0.46 0.83 1.29
8 英东2 西大山组—西山布拉克组 0.11 0.70 0.56 1.26
9 英东2 西大山组—西山布拉克组 0.89 0.11 0.23 0.34
10 英东2 西大山组—西山布拉克组 0.77 0.05 0.18 0.23
11 米兰1 西大山组—西山布拉克组 1.58 0.39 1.29 1.68
12 米兰1 西大山组—西山布拉克组 0.92 0.11 0.36 0.47
13 米兰1 西大山组—西山布拉克组 1.33 0.11 0.36 0.47
14 米兰1 西大山组—西山布拉克组 2.42 0.10 0.37 0.47
15 米兰1 西大山组—西山布拉克组 1.59 0.09 0.32 0.41
16 米兰1 西大山组—西山布拉克组 0.91 0.14 1.22 1.36
17 塔东1 西大山组—西山布拉克组 4 0.03 0.04 0.07
18 塔东1 西大山组—西山布拉克组 2.91 0.02 0.04 0.06
19 塔东1 西大山组—西山布拉克组 3.06 0.02 0.02 0.04
20 塔东1 西大山组—西山布拉克组 0.7 0.04 0.09 0.19
21 塔东1 西大山组—西山布拉克组 2.31 0.06 0.08 0.14
22 塔东1 西大山组—西山布拉克组 3.71 0.04 0.05 0.09
23 塔东1 西大山组—西山布拉克组 3.45 0.05 0.05 0.10
TOC含量具有随着成熟度的增加而减小的特征。因此认为该套烃源岩在演化过程中大量生气导致现在该套烃源岩的TOC含量较低，而实验所测得的TOC值应为其演化发展历程中的最小值，TOC值不断降低，导致其生烃潜力也逐渐减小，发展到现在其生烃潜力值也应是其最小值。

3.3　有机质类型

通过对塔东低凸起地区页岩的有机显微组分进行定性与定量分析，结果如表2所示，研究区页岩的有机组分主要为藻类组、无定型有机质组、镜状体有机质组、次生有机质组及动物有机质组组成。其中，藻类组和无定型有机质组在泥页岩显微组分中的占比超过70%，为泥页岩生油生气的主要贡献者。
表2 泥页岩样品有机显微组分百分比

Table 2 Percentage of organic macerals in shale samples

层位 深度/m 岩性描述 有机显微组分/% TI值 有机质类型
藻类组 无定型有机质组 镜状体有机组 次生有机质组 动物有机质值组
西大山组 4 788.5 灰黑色泥岩 55 20 10 10 5 67.5 Ⅰ
4 789.9 灰黑色泥岩 30 40 14 14 2 67.5 Ⅰ
4 805.2 灰黑色泥岩 34 36 14 10 6 75 Ⅰ
4 810.4 灰黑色泥岩 55 20 10 8 7 56.75 Ⅱ1
4 813.6 灰黑色泥岩 35 26 19 18 2 76.25 Ⅰ
4 518.5 灰黑色泥岩 40 25 5 18 12 60.25 Ⅰ
当前对于页岩显微组分的研究方法多种多样，本次选用TI指数法对泥页岩显微组分进行定量分析，根据曹庆英［23］对显微组分的研究，确定了利用TI值划分干酪根类型的标准（表2），其中藻类组和无定型有机质组是生烃的主要贡献者，因此将其统称为腐泥组。然后对各组分的权重因子进行确定，腐泥组的权重因子定为100，镜状体有机组定为-75，次生有机质组定为50，动物有机质组定为50。并利用a、b、c、d来分别代表腐泥组、次生有机质组、动物有机质组以及镜状体有机质组含量的百分比。
TI=[a×100×b×50+c×50+d×(-75)]/100
基于式（1），对该地区泥页岩的干酪根类型进行划分，结果见表3，发现塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩的TI指数分布范围为56.75∼76.25，均值为67.21，根据TI指数划分标准（表3）确定研究区泥页岩的有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，表明该套烃源岩具有较好的生油生气能力。
表3 干酪根TI指数分类[23]

Table 3 Classification of kerogen TI index[23]

类型 TI值区间
I >60
II1 40~60
II2 0~40
III <0
再根据前人对塔东低凸起地区泥页岩的最大峰值热解温度（T max）与氢指数的相关数据，结合本次实验数据，来分析研究区有机质的类型。根据图7，发现大部分实验数据都落在III型、II2型区域内，表明有机质类型以III型、II2型有机质为主。然而根据TI指数，研究区有机质类型以I型、II1型为主。分析认为这可能是由于塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩的埋藏深度大、古地温梯度较高，导致泥页岩处于较高的温度，从而促使了有机质不断地生油生气；由于有机质一直处于热演化阶段，干酪根不断裂解，不断脱氢、脱氧，使碳不断富集所致。正是由于有机质一直处于生烃演化阶段，使得该套泥页岩的生烃潜力逐渐变差，最终导致其现在生烃潜力值（S 1+S 2）较低，这与前文的结果具有很好的一致性。
图7 塔东西大山组—西山布拉克组页岩氢指数与T max

Fig.7 Hydrogen index and T max of shales from Xidashan-Xishanbulake formations in eastern Tarim Basin

3.4　有机质成熟度

王飞宇等［24］针对塔里木盆地下古生界海相烃源岩提出利用镜状体（或海相镜质体）反射率来评价烃源岩的有机质成熟度。鉴于此，本文采用该方法对泥页岩样品（共20个）进行有机质成熟度分析，同时结合该地区的R O值平面分布图对该地区页岩有机质成熟度特征进行分析。根据实验数据发现，泥页岩的有机质成熟度为1.47%~2.07%，平均为1.69%，表明该地区烃源岩热演化程度较高，有机质处于高成熟—过成熟阶段。此外，该地区的有机质成熟度具有以满加尔凹陷为中心，向外依次减弱的特征，在英吉苏凹陷附近则存在一个高值区，分析认为这可能是由于该地区页岩埋藏深度大及处于英吉苏凹陷所致（图8）。
图8 塔东西大山组—西山布拉克组泥页岩R O值平面分布

Fig.8 R O value distribution of shale of Xidashan-Xishanbulake formations in eastern Tarim Basin

研究发现，岩石热解温度T max越高，热演化程度越高。最高热解温度T max对于II型、III型干酪根是一个非常好的成熟度指标。由于有机质在埋藏过程中会随着热演化程度的升高而开始生烃，低活化能的有机质更易被裂解，因此剩余有机质成烃所需要的能量逐渐升高，相应的生烃所需的最大热解温度（T max）也逐渐升高。通过搜集研究区前人的研究资料并结合实验测试数据，作出其分布直方图（图9），从中发现研究区T max值以400∼550 ℃为主，处于高—过成熟阶段，这与前文研究的R O结果相一致。
图9 西大山组—西山布拉克组泥页岩T max频数分布直方图

Fig.9 T max frequency distribution histogram of Shales in Xidashan-Sishanbulake formations

4 泥页岩储层特征

4.1　矿物组成

通过对取自塔东低凸起地区18个泥页岩样品进行全岩矿物成分分析（表4），发现研究区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩样品的矿物组分主要由石英、长石、黏土矿物、碳酸盐岩以及其他少量矿物（主要是黄铁矿）组成。其中，石英和黏土矿物为泥页岩的主要造岩矿物，石英含量为18.2%~85%，平均为44.0%，黏土矿物含量为8%~70%，平均为22.3%。将结果与四川盆地下志留统龙马溪组页岩的矿物组分进行比较，发现研究区页岩的矿物组分与四川盆地页岩的矿物组分大致相当，但塔东低凸起地区页岩的脆性矿物含量相对较高一些，这有利于页岩气后期的压裂施工。
表4 泥页岩样品矿物成分

Table 4 Mineral composition of shale samples

编号 井号 层位 石英/% 长石/% 黏土矿物/% 碳酸盐矿物/% 其他/% 脆性指数
1 米兰1 西大山组 80 2 10 4 4 86
2 米兰1 西大山组 85 0 8 4 3 89
3 米兰1 西大山组 78 0 15 5 2 83
4 塔东1 西大山组 22 3 70 2 3 27
5 塔东1 西大山组 74 9 17 0 0 83
6 塔东2 西大山组 45.5 17.7 26.8 0 10 63.2
7 塔东2 西大山组 37 17 46 0 0 54
8 塔东2 西大山组 64.7 5.1 19 6.1 5.1 75.9
9 塔东2 西大山组 45 18 26 11 0 74
10 塔东2 西大山组 70 5 15 5 5 80
11 塔东2 西大山组 60 15 20 2 3 77
12 米兰1 西大山组 81 0 8 9 2 90
13 米兰1 西大山组 79 0 15 6 0 85
14 米兰1 西大山组 23 0 72 0 5 23
15 米兰1 西大山组 28 0 66 4 2 32
16 塔东1 西大山组 49.5 0 27.7 16.8 6 66.3
17 塔东1 西大山组 72 11.1 9.9 3 4 86.1
18 塔东2 西大山组 18.2 24.2 42.4 15.2 0 57.6
然后再利用脆性指数对泥页岩的脆性程度进行定量表征［25］。不同学者对于脆性矿物的划分也不一样，JARVIE等［26］根据Barnett页岩矿物成分分析，认为石英是主要的脆性矿物，提出利用石英所占矿物的比率来表征页岩脆性；WANG等［27］基于JARVIE的方法对其进行改进，认为碳酸盐岩也是脆性矿物成分。袁俊亮等［28］认为页岩中的脆性矿物主要为石英、长石以及碳酸盐岩。JIN等［29］则认为石英、长石、碳酸盐岩、云母以及黄铁矿都属于脆性矿物。因此，鉴于前人的研究，本文研究的脆性矿物包括石英、长石、碳酸盐岩以及黄铁矿，根据对研究区18个泥页岩样品的脆性指数I进行计算，计算公式如下：
I =   石 英 + 长 石 + 碳 酸 盐 岩 + 黄 铁 矿 总 的 矿 物 含 量 × 100
计算结果见表4。从中可以发现泥页岩的脆性指数分布范围为27~90，平均为68.45，即该研究区泥页岩的脆性矿物含量较高，有利于后期页岩的压裂造缝。

4.2　弹性模量和泊松比

通过对塔东2井、米兰1井、英东2井下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩进行取样，并从页岩样品中切割出直径为25 mm，高度为50 mm的小圆柱岩样，以备单轴压缩实验。单轴压缩实验结果如表5所示，本文研究共有7个页岩样品进行单轴压缩实验，进行实验的7个样品弹性模量分布范围为19.996∼33.144 GPa，均值为24.720 GPa；泊松比分布范围为0.08∼0.22，均值为0.13。李斌等［30］认为页岩的弹性模量大、泊松比小、脆性矿物含量高有利于页岩的压裂造缝。因此，通过与常规页岩储层的力学参数进行对比，发现研究区泥页岩具有高弹性模量、低泊松比特征，即有利于页岩气后期开发的压裂造缝。
表5 页岩样品力学实验

Table 5 Mechanical test table of shale samples

岩心编号 井段/m 层位 直径/mm 长度/mm 泊松比 弹性模量/GPa
米兰1-1 4 944~4 950 西大山组 25 55.3 0.22 20.264
塔东2-1 4 550~4 556 西大山组 25 45.7 0.11 19.996
塔东2-2 4 550~4 556 西大山组 25 55.64 0.11 33.144
塔东2-3 4 550~4 556 西大山组 25 42.34 0.08 24.874
塔东2-4 4 550~4 556 西大山组 25 36.12 0.15 21.324
英东2-1 4 801~4 807 西大山组 25 40.6 0.13 23.519
英东2-2 4 928~4 935 西大山组 25 51.7 0.12 29.917
根据力学实验样品破坏后的形态也可证实泥页岩的脆性程度较高，如图10和图11所示，页岩样品经过单轴压缩后，直接完全破坏，但是其破裂面较为光滑平直，表明其脆性程度较大。而其粉末较多，则是受到黏土矿物的影响。由于黏土矿物的弹性模量较小，导致在压缩过程中最先被破坏，然后由于其硬度较低，就直接变为粉末。
图10 样品塔东2-1单轴压缩实验

Fig.10 Uniaxial compression experiment of sample Tadong 2-1

图11 样品塔东2-4单轴压缩试验

Fig.11 Uniaxial compression test of sample Tadong 2-4

4.3　孔隙度与渗透率

通过对研究区野外露头和钻井岩心样品进行孔隙度和渗透率测试（表6），页岩有效孔隙度分布范围为0.019%~1.304%，平均为0.370%，渗透率分布范围为（0.000 81~0.004 85）×10-3 μm2，平均为0.001 86×10-3 μm2，为特低孔超低渗致密型储层。分析认为这可能是由于研究区经历了多期构造沉降运动，储层经历改造产生一部分微裂缝，提高了储层的孔隙体积，但是这些孔隙后期被各种矿物及岩屑充填，使得孔隙度再次降低，寒武系泥页岩沉积没有受到大的扰动，因此泥页岩可以大面积沉积，并经过较好的压实作用与成岩作用，使得泥页岩的孔隙度和渗透率降低。根据泥页岩孔渗结果，表明研究区泥页岩的开采难度较大，需要对其进行压裂施工来增加有效裂缝，为页岩气的产出提供渗流通道，从而增大页岩气的产气量。
表6 泥页岩样品力学孔渗实验

Table 6 Experimental study on mechanical porosity and permeability of shale samples

序号 岩心编号 层位 重测长度/cm 直径/cm 质量/g 孔隙度/% 脉冲渗透率/(10-3 μm2)
1 米兰1-1 西大山组 5.633 2.506 72.799 9 0.144 0.001 38
2 塔东2-1 西大山组 4.548 2.502 59.364 6 0.067 0.001 18
3 塔东2-2 西大山组 5.56 2.503 73.613 3 0.102 0.001
4 塔东2-3 西大山组 4.21 2.502 54.971 3 0.019 0.000 81
5 塔东2-4 西大山组 3.902 2.511 50.367 7 1.304 0.002 6
6 英东2-1 西大山组 4.068 2.5 54.595 4 0.2 0.001 21
7 英东2-2 西大山组 5.163 2.506 66.192 3 0.385 0.004 85

4.4　含气量

由于塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩含气量研究资料较少，且该地区的钻井都为老井，对于含气性这一参数的获取较为困难。因此，本文通过对塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩的基本特征进行分析，将国内外有关页岩气研究区的页岩特征与该研究区页岩特征进行对比分析，发现四川盆地志留系龙马溪组页岩特征与该研究区的页岩特征具有很好的相似性（表7）。因此，本文利用地质类比法，选用李延钧等［31］关于四川盆地下古生界龙马溪组页岩含气性计算方法来对塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩含气性进行计算。
表7 塔东低凸起与四川盆地泥页岩地质特征对比[31]

Table 7 Comparison of geological characteristics of shales between Tadong low uplift and Sichuan Basin[31]

地质因素 龙马溪组页岩 塔东低凸起页岩
沉积环境 海相 海相
有机质丰度/% 1.88~4.36 0.08~4.22
有机质类型 Ⅰ型、Ⅱ1型 Ⅰ型、Ⅱ1型
有机质成熟度/% 2.6~3.6 1.80~3.75
硅质含量(石英+长石)/% 52.7%（平均值） 63.3%（平均值）
孔隙度/% 0.58%（平均值） 0.37%（平均值）
页岩厚度/m 80~180 9~200
页岩埋深/m 1 600~3 600 4 150~5 720
基于TOC与含气量的关系（图12）对塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩的含气量进行计算，得出研究区泥页岩的含气量为2.56~4.87 m3/t，均值为2.89 m3/t。表明塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组页岩含气量丰富，是很好的页岩气开发层位，具有很好的勘探开发潜力。
图12 TOC与含气量关系[31]

Fig.12 Relationship between TOC and gas content[31]

5 页岩保存条件

塔东地区构造演化主要经历了加里东早期、加里东晚期、海西—印支期、燕山期、喜马拉雅期5个重要阶段，多期的构造演化造成塔东地区多套地层的缺失。早奥陶世末，塔里木古陆与南部中昆仑—羌塘古陆碰撞，使得塔东低凸起开始形成；加里东晚期，塔东低凸起地区普通抬升剥蚀；志留纪，塔东—罗南低凸起开始形成；印支期，塔东地区整体抬升剥蚀，塔东低凸起在印支末期基本定型；三叠纪晚期，塔东地区为天山与昆仑山两造山带所夹的陆内盆地，一直到喜马拉雅期，盆地北部抬升，沉积中心向南迁移，至此形成现今的塔东地貌［6，10-11，14-15］。
塔东低凸起地区西大山组—西山布拉克组泥页岩主要经历了2次沉降、1次剥蚀，晚奥陶世为其最大生烃期，在其生烃高峰期后，经历了多期构造运动。因此，该地区的构造条件不利于页岩气成藏。

6 页岩气资源潜力初步评价

基于前文对塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩的地质、储层以及地球化学特征的研究，将其与国内外海相泥页岩进行对比分析，优选出对页岩气资源量影响较大的几个因素，分别为：有机碳含量（TOC）、有机质成熟度（R O）、页岩厚度、埋深、含气量以及脆性矿物含量。并根据这6项指标采用权重分析法对页岩气有利区进行优选。
首先，采用灰色关联法［32-33］确定各参数与页岩气资源量的关联度，定量地评价各个参数对页岩气成藏的影响程度。
灰色关联法的计算主要分为2个过程：
（1）关联系数计算。以页岩气资源量为母数列{X 0(n)}，各参数为子数列{X i(n)}，则在时刻n=k时，有{X 0(k)}与{X i(k)}的关联系数ξ0i(k)用下式计算，即
ξ 0 i k =   Δ m i n +   ρ Δ m a x Δ 0 i k +   ρ Δ m a x
Δ 0 i k =   X 0 k -   X i k
式中： ρ为分辨系数； Δ max、 Δ min分别为序列绝对差中的最大值与最小值，因为当进行比较的序列在经过数据变换后互相相交，所以一般取 Δ min=0； Δ 0i（k）为k时刻2个序列的绝对值差。
（2）关联度计算。两序列的关联度可以用两比较序列各个时刻的关联系数的平均值（反映过程的关联程度）表示，即：
r 0 i =   1 N   ∑ k = 1 N ξ 0 i k
式中：r 0i为子序列i与母序列0的关联度；N为序列的长度，即数据个数。
根据灰色关联法的计算结果见表8，发现影响页岩气资源量的因素从大到小依次为：含气量>TOC>有机质成熟度>页岩埋深>页岩厚度>脆性矿物含量。在众多参数中，关联度大于0.5的参数对页岩气资源量影响较大，脆性矿物含量对页岩气资源量影响较小。
表8 各影响因子与页岩气资源关联度

Table 8 Correlation degree between influencing factors and shale gas resources

地质参数 关联度 关联排序
TOC 0.660 3 2
R O 0.621 4 3
厚度 0.581 1 5
埋深 0.601 2 4
脆性矿物含量 0.437 1 6
含气量 0.710 4 1
然后，为确定各影响因子的权重，通过构建两两比较判断矩阵的方法来得到各主控参数的权重。通过对各个参数向量中的分量进行比较计算，形成权重判断矩阵，最后通过利用求解该矩阵最大特征值对应的特征向量的方法来求得单个影响因子的权重，结果如表9所示。
表9 各影响因子的权重

Table 9 Weight of each influencing factor

影响因子 含气量 TOC R O 埋深 厚度 脆性矿物含量
权重 0.248 0.216 0.182 0.154 0.112 0.088
然后，根据上述6个影响因子，利用层次分析法对塔东低凸起下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩有利区进行预测，并将研究区划分为核心区、有利区以及远景区3类，评价标准如下表10。
表10 塔东低凸起地区下寒武统泥页岩选区评价标准

Table 10 Evaluation criteria for shale selection of Lower Cambrian shale in Tadong low uplift area

评价参数 选区数值标准
核心区 有利区 远景区
含气量/(m3/t) >2.0 1.0~2.0 <1.0
TOC/% >2.0 1.0~2.0 <1.0
R O/% >1.3 0.5~1.3 <0.5
埋深/m <5 000 5 000~6 000 >6 000
厚度/m >50 30~50 <30
脆性矿物含量/% >40 20~40 <20
基于该评价标准，再结合各影响因子的权重，并综合分析研究区的构造演化史、沉积演化史以及热演化史与生烃演化史，对研究区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩有利区进行了预测，结果如图13所示，按照选取的选区划分体系标准，在研究区划分出2个核心区和1个有利区。
图13 塔东低凸起西大山组—西山布拉克组页岩有利区评价

Fig.13 Evaluation of favorable shale area of Xidashan-Xishanbulake formations in Tadong low uplift

这3个区块页岩气资源较为丰富，为页岩气勘探开发的有利区块，当对塔东地区页岩气进行勘探开发时可以优先对该有利区的页岩气资源进行勘探开发。

7 结论

通过利用钻井、测井、取心技术，结合显微组分鉴定、有机碳分析、岩石热解、镜质体反射率测试以及全岩矿物分析、单轴压缩、孔渗实验，对塔里木盆地塔东低凸起地区下寒武统西大山组—西山布拉克组泥页岩烃源岩特征进行了精细评价，得到主要结论如下：
（1）塔东低凸起地区页岩具有分布面积广、累计厚度大、埋藏深度大、富含海相镜状体、有机碳含量较高的特征；页岩有机质成熟度较高，处于高成熟—过成熟阶段，演化持续时间长，导致现今生烃潜力变差；干酪根类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主。
（2）该套海相页岩脆性矿物含量高，脆性指数分布范围为27~90，平均为68.45；弹性模量大、泊松比小，弹性模量分布范围为19.996∼33.144 GPa，均值为24.720 GPa；泊松比分布范围为0.08~0.22，均值为0.13；孔隙度、渗透率低，页岩有效孔隙度分布范围为0.019%∼1.304%，平均为0.370%，渗透率分布范围为（0.000 81∼0.004 85）×10-3 μm2，平均为0.001 86×10-3 μm2，为特低孔超低渗致密型储层。
（3）塔东低凸起西大山组—西山布拉克组泥页岩经历了2次沉降、1次剥蚀，晚奥陶世为其最大生烃期，多期构造运动不利于页岩气藏的保存。
（4）利用灰色关联法优选，对页岩气资源量影响较大的因素别为有机碳含量（TOC）、有机质成熟度（R O）、页岩厚度、埋深、含气量以及脆性矿物含量；利用权重分析法确定含气量和有机碳含量是影响页岩气资源量最大的两个因素并依此对塔东低凸起地区页岩气有利区进行了预测，划分出2个核心区和1个有利区，可作为该地区页岩气勘探开发的首选地带。

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