Shale gas exploration potential of Ordovician Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin: Case study of Well Zhongping 1

  • Shengli XI , 1 ,
  • Wuling MO , 2 ,
  • Xinshe LIU 1 ,
  • Lei ZHANG 1 ,
  • Jian LI 2 ,
  • Zhengliang HUANG 1 ,
  • Min WANG 3 ,
  • Chunlin ZHANG 2 ,
  • Qiuying ZHU 2 ,
  • Yu YAN 3 ,
  • Nengwu ZHOU 3
Expand
  • 1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China
  • 3. China University of Petroleum (East China),Qingdao 266580,China

Received date: 2020-12-31

  Revised date: 2021-03-26

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The China Major National Science and Technology Projects(2016ZX05007)

Type A Strategic Leading Science and Technology Project of the Chinese Academy of Sciences(XDA14010000)

Highlights

The exploration breakthrough of Well Zhongping 1 reveals that the marine shale gas in northern China is quite different from that in southern China in terms of accumulation conditions. Based on the latest drilling data and field outcrops, the geological conditions and exploration potential of “new type” marine shale gas accumulation with low organic matter abundance in Wulalike Formation in the western Ordos Basin are studied, including the rock mineral composition, pore characteristics, organic geochemical characteristics and gas-bearing of shale. The results show that: (1) The shale mineral composition of Wulalike Formation is mainly felsic minerals, followed by carbonate minerals and clay minerals. The clay minerals are mainly illite and interlayer between illite and montmorillonite, followed by chlorite and kaolinite. (2) The porosity of Wulalike Formation is low (less than 2.0%), and the main reservoir space is intragranular pore and micro fracture, and the organic pore is not developed. The pore is mainly medium pore, and the pore development is controlled by lithology. (3) The organic matter type of shale belongs to type I-II1, in which type I (sapropel type) kerogen is the main type. The organic matter abundance is mainly 0.1%-3.71%, with an average of 0.49%; the vitrinite reflectance (R O) of organic matter is distributed in 0.8%-2.5%, most of them are at high-over mature stage, and there are certain differences in different regions. (4) The content of desorbed gas in the shale of Wulalike formation is 0.07-0.63 m3/t, with an average of 0.3 m3/t. The lost gas is recovered by USBM method. The lost gas is 0.43-1.83 m3/t, with an average of 1.09 m3/t. The total underground gas content is 0.76-2.46 m3/t, with an average of 1.65 m3/t, which reflects that the shale of Wulalike Formation has good adsorption capacity and reveals the marine facies of northern China shale has good shale gas exploration potential.

Cite this article

Shengli XI , Wuling MO , Xinshe LIU , Lei ZHANG , Jian LI , Zhengliang HUANG , Min WANG , Chunlin ZHANG , Qiuying ZHU , Yu YAN , Nengwu ZHOU . Shale gas exploration potential of Ordovician Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin: Case study of Well Zhongping 1[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1235 -1246 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.03.016

0 引言

页岩气是目前国际上一种重要的非常规油气资源,其主要是以游离状态富集于泥页岩储层的纳米级孔隙和微裂缝中,并以吸附状态存在于干酪根和黏土矿物表面1-6。我国海相页岩气取得突破性进展主要在南方的四川盆地及周缘地区,主要层系是上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统牛蹄塘组37。已有研究成果认为中国南方深水陆棚页岩气发育“构造型甜点”和“连续型甜点区”2种页岩气富集模式,页岩气富集高产受沉积环境、热演化程度、孔缝发育程度、构造保存等“四大因素”控制1
而对于鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相烃源岩以往研究成果认为TOC含量低、生烃潜力差、储集层相对致密,不能形成规模化页岩气聚集8-10,与中国南方海相页岩气储集层相比,鄂尔多斯盆地西缘奥陶系海相页岩气勘探潜力堪忧。但长庆油田2019年针对鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组泥页岩钻探的忠平1水平井测试日产气6.42×104 m3,计算无阻流量为26.48×104 m3/d,标志着中国北方低 TOC含量“新型”海相页岩气勘探取得突破。忠平1井的突破揭示北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异。本文研究以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组泥页岩为研究对象,对泥页岩的有机地球化学、矿物岩石学、微观孔隙结构以及含气性等参数进行了分析,以期推进中国北方海相页岩气的勘探与地质研究持续深入。

1 盆地西缘地质概况

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回沉积型克拉通含油气盆地。盆地构造特征单一,周缘断裂发育,内部平缓稳定11图1)。盆地西缘被阿拉善地块、鄂尔多斯地块、古秦岭洋和古祁连洋所围限,整体呈南北向展布,其沉积具有明显的“二元结构”,即下部发育台地相厚层的碳酸盐岩沉积,上部发育复理石沉积12。在早古生代,盆地西缘位于鄂尔多斯地块与古秦岭洋之间,具有被动大陆边缘性质11,盆地西缘与中东部沉积特征存在明显差异,盆地中东部为陆表海碳酸盐岩台地沉积12。后期受冲断褶皱作用的影响,盆地西缘褶皱逆冲强烈,变形较复杂61113-15。鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组(相当于文献[716-17]中平凉组下段)泥页岩层系(图2)受沉积相和后期构造运动的控制,在惠探1井—芦参1井一线埋深达到最大,超过了4 500 m,以惠探1井和芦参1井为中心,向南北方向埋藏变浅7。在北部乌海老石旦剖面、南部平凉银洞官庄剖面、平凉断裂以西乌拉力克组出露地表。
图1 鄂尔多斯盆地西缘地理位置及研究区分布

Fig.1 Geographical location and study area distribution map of the western margin of Ordos Basin

图2 鄂尔多斯盆地西缘奥陶系地层划分与对比

Fig.2 Stratigraphic division and correlation of Ordovician in the western margin of Ordos Basin

乌拉力克组以深灰—灰黑色灰泥页岩和泥页岩沉积为主,岩性包括页岩、白云质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩及泥质白云岩11,现今地层厚度为10~120 m。盆地西缘钻井揭示的乌拉力克组泥页岩主要是白云质泥岩和灰质泥岩,页理极为发育的黑色页岩只见于乌海老石旦剖面。整体上,乌拉力克组沉积时期加里东运动使鄂尔多斯盆地东部抬升为陆111518-19,西缘发生裂陷仍接受沉积,发育深水斜坡—盆地相11,为缺氧还原环境,有利于烃源岩的形成。

2 乌拉力克组泥页岩有机地球化学特征

2.1 有机质类型

有机质类型是影响油气生成的重要因素之一,不同类型的母质生成烃类的性质也不同,腐泥型母质主要生油,生气量少,腐殖型母质主要生气,生油量少61520-22。鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组27块岩石样品中烃源岩干酪根主要为无定形有机质,属于腐泥型有机质。乌拉力克组烃源岩无定形有机质中腐泥组、壳质组、镜质组、惰质组分别占显微组分的92.00%、0.30%、7.50%、0.20%。乌拉力克组烃源岩的有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ1型,其中以Ⅰ型(即腐泥型)干酪根为主,Ⅱ1型(即腐殖腐泥型)次之(表1)。
表1 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组有机地球化学特征

Table 1 Organic geochemistry characteristics of Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin

井号/剖面 深度/m TOC/% S 1+S 2)/(mg/g) 干酪根类型 R O/%
范围/平均值(样品数) 范围/平均值(样品数) 类型(样品数) 平均值(样品数)
忠平1 4 250~4 260 (0.12~1.32)/0.63(50) (0.09~1.63)/0.35(24) Ⅰ(10) 1.86(10)
鄂102 3 670~3 689 (0.42~1.57)/0.65(18) (0.02~0.82)/0.68(10) Ⅰ(3) 1.78(3)
忠探1 4 205~4 213 (0.75~3.71)/1.48(16) (0.07~0.59)/0.36(5) Ⅰ(4) 1.90(4)
余探1 3 875~3 887 (0.28~1.86)/0.60(17) (0.01~0.33)/0.05(17) 1(3) 1.92(5)
梁探1 4 887~4 936 (0.14~0.74)/0.50(13) (0.03~0.09)/0.06(13) Ⅰ(9) 1.95(7)
银探1 1 495~1 502 (0.67~1.52)/0.92(22) (0.06~1.32)/1.03(5) Ⅰ(3) 1.87(3)
银探2 3 860~3 874 (0.59~1.86)/0.89(34) (0.05~1.47)/1.15(15) Ⅰ(3) 0.98(3)
那1 3 830~3 842 (0.36~0.68)/0.51(3) (0.02~0.10)/0.06(2) 1(2) 1.74(2)
乐1 2 057~2 091 (0.39~1.72)/0.73(10) (0.07~1.26)/0.67(7) Ⅰ(2) 1.66(6)
官庄剖面 / (0.15~0.96)/0.65(12) (0.01~1.08)/0.87(10) Ⅰ(5) 0.61(7)
老石旦剖面 / (0.14~1.6)/0.89(65) (0.06~1.11)/0.99(15) Ⅰ(8) 1.34(5)

2.2  TOC含量

泥页岩中的有机质为泥页岩烃类气体生成提供了物质基础,在其他条件相似的前提下,TOC含量越高,其生烃能力越强,泥页岩可形成工业性油气资源的可能性越大61521-22。选择从现场采取的具有代表性的260块乌拉力克组泥页岩样品进行测试分析,乌拉力克组泥页岩TOC含量主要介于0.1%~3.71%之间,平均为0.49%(表1)。忠平1井乌拉力克组泥页岩TOC含量介于0.12%~1.32%之间,平均为0.63%;S 1值为0.02~0.13 mg/g,S 2值为0.07~1.55 mg/g,原始生烃潜力(S 1+S 2)值为0.09~1.63 mg/g,平均为0.35 mg/g(图3)。乌拉力克组泥页岩TOC含量低,远低于四川盆地五峰组—龙马溪组以及北美气页岩TOC含量,属于一套较差的烃源岩。
图3 忠平1井乌拉力克组页岩气综合评价

Fig.3 Comprehensive evaluation of shale gas in Wulalike Formation of Well Zhongping 1

基于已有的TOC含量测试资料,采用ΔLogR法建立测井响应特征与TOC含量之间的关系,选取合适的K值改善ΔLogRTOC含量之间的相关度,从而计算TOC含量。选取实测TOC点较多的且具有连续的岩性剖面和完整的测井资料的忠平1井建立模型,根据模型预测研究区其他33口井TOC含量值,绘制了乌拉力克组泥页岩TOC含量等值线图(图4)。乌拉力克组泥页岩TOC含量高值区分布在盆地西缘北部棋探1井以西及南部银探1井—银探2井以西,TOC含量大于0.8%;盆地西缘中部鄂102井附近、忠平1井—惠探1井一带TOC含量较高(图4)。
图4 乌拉力克组泥页岩TOC含量等值线

Fig.4 TOC contour map of Wulalike Formation shale

2.3 有机质成熟度

镜质体放射率(R O)是反映有机质热演化程度最主要的旋光性标志之一,被认为是研究干酪根热演化和成熟度的最佳参数之一23。在古地温和地层受热时间正常演化的情况下,镜质体放射率(R O)的变化主要取决于地层埋藏深度,随埋藏深度增加,R O值有规律的增大1721-24。鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩有机质成熟度(R O)分布于0.8%~2.5%之间,忠平1井乌拉力克组泥页岩T max值为452~530 ℃(图3表1),大部分地区已达到高成熟—过成熟阶段,利于有机质的裂解生烃。乌拉力克组泥页岩热演化程度整体偏高,不同地区有一定差异性7,即热演化程度既有属于高—过成熟阶段的(例如位于北部棋探1井处R O值大于2.0%,处于高成熟—过成熟阶段;中部那平1井处R O值约为1.7%,处于成熟—高成熟阶段),还有仍为低熟阶段的(例如在任3井以西地区、平凉银洞官庄剖面R O<0.9%)(图5)。
图5 乌拉力克组R O等值线

Fig.5 Isogram of vitrinite reflectance (R O) of Wulalike Formation

3 乌拉力克组孔隙微观结构特征

3.1 乌拉力克组矿物组分

本文研究选取鄂尔多斯盆地西缘忠平1井、余探1井等5口重点井的乌拉力克组岩石样品进行了27次全岩X⁃射线衍射实验分析(图6)。实验结果揭示乌拉力克组岩石样品矿物成分以长英质矿物为主,其次为碳酸盐矿物和黏土矿物,含有少量的硬石膏、黄铁矿和菱铁矿。泥岩的黏土含量为10%~30%,碳酸盐矿物含量为10%~20%,长英质含量为20%~70%。灰质泥岩的黏土含量为10%~30%,碳酸盐矿物含量为30%~50%,长英质含量为20%~50%。灰岩的黏土含量为0~5%,碳酸盐矿物含量为70%~100%,长英质含量为0~30%。
图6 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩矿物三角图

Fig.6 Triangles of shale minerals in Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin

乌拉力克组岩石样品黏土X-射线衍射实验测试分析(图7)结果表明,黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主,其次为绿泥石、高岭石,不含蒙脱石;而四川盆地五峰组—龙马溪组页岩中不含高岭石。乌拉力克组岩石中黏土矿物随着埋深的增加,伊利石含量增加,伊/蒙间层含量减少,揭示了由于乌拉力克组岩石成岩演化程度高导致蒙脱石在地热温度和成岩作用下向伊利石转化。
图7 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩样品黏土矿物成分

Fig.7 Clay mineral composition of shale samples from Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin

3.2 乌拉力克组孔隙类型

泥页岩孔隙类型多样,有机质、脆性矿物和黏土矿物等基质均有孔隙发育5。通过对钻井岩心、扫描电镜(SEM)、铸体薄片观察,乌拉力克组岩石十分致密,孔隙发育程度较差[图8(a),图8(b)]。储集空间发育有粒间孔、粒内孔、微裂缝(狭缝)[图8(h),图8(i)]及少量的有机质孔。乌拉力克组有机质孔[图8(c)]并不发育,只能零星观察到在黏土矿物层间和黄铁矿等晶间孔赋存的有机质中发育有机质孔隙,且孔径(孔隙直径)普遍较小,以<50 nm为主,有机质孔的形状主要为圆形、椭圆形或不规则状。
图8 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩主要储集空间类型

(a)黑色灰质泥岩,忠平1井,4 259.2 m;(b)页岩纹层发育,纹层中方解石脉不发育,可能是由于应力释放而形成,忠平1井,4 238.12 m;(c)有机质生气形成的有机孔,忠平1井,4 255.9 m;(d)黄铁矿粒间孔,忠平1井,4 240.7 m;(e)石英—黏土粒间孔,忠平1井,4 269.53 m;(f)溶蚀孔,银探1井,1 495.6 m;(g)溶蚀孔、粒间孔,忠平1井,4 264.7 m;(h)微裂缝,忠平1井,4 255.9 m;(i)矿物层间缝,忠平1井,4 168.9 m

Fig.8 Main reservoir space types of Wulalike Formation shale in the western margin of Ordos Basin

乌拉力克组粒内孔[图8(d),图8(f)]主要发育黄铁矿草莓体晶间孔、长石或碳酸盐溶蚀孔、黏土矿物晶间孔。黄铁矿草莓体晶间孔具有平直的边缘,孔径以小于80 nm为主。溶蚀孔与有机质热演化过程中所释放的有机酸密切相关,孔径一般小于50 nm,多呈圆形、椭圆形,具有光滑的边缘。黏土矿物晶间孔多表现为瘦长状,长轴长度可达几个微米,短轴长度多为几十个纳米。乌拉力克组粒间孔[图8(e),图8(g)]多表现为三角形或多边形,具有平直的边缘,数量较少,但具有较大的孔径,主要介于数十个纳米到数个微米之间。
本文研究表征乌拉力克组泥页岩孔隙度的实验测试方法主要用了氦气法、饱和称重质量法(也称密度法)以及核磁共振法。氦气法是根据波尔定律利用氦气测得岩石的骨架体积,通过岩石的总体积(包括岩石的孔体积)和骨架体积计算的孔隙度。饱和称重质量法是对样品烘干后抽真空加压饱和正十二烷,进油的体积即为孔隙体积,记录饱和前后的样品质量分别为m 1m 2,则重量差m 2m 1为进油质量,求得进油体积V oil=(m 2m 1)/0.75(油的密度为0.75 g/mL),样品体积为V=m 1/ρ样品,则Φ=V oil/V×100。核磁共振法是利用纽迈公司MicroMR23-060H-1型核磁共振分析仪开展核磁分析实验,测试流程参照石油天然气行业标准SY/T6490—2014。对饱和油后的样品进行核磁测试信号量,记为A oil’。根据信号量与体积转化关系,计算饱和油后样品体积为V oil’=0.691 3×10-5×A oil’,样品体积为V,则有孔隙度为Φ=V oil’/100。
对泥页岩饱和单一流体后进行称重(密度法)或者核磁共振法测试,能够快速便捷、无损的评价泥页岩孔隙度。本文研究利用氦气法、饱和称重质量法、核磁共振法计算出忠平1井乌拉力克组泥页岩15个样品孔隙度都低于3.0%,以0.5%~2.0%为主(图9)。氦气法孔隙度为0.08%~2.08%,平均为0.73%,饱和称重质量法孔隙度为0.38%~1.85%,平均为0.95%,核磁共振法孔隙度为0.36%~2.85%,平均为1.19%。核磁共振法孔隙度和饱和称重质量法孔隙度较为接近,其原因是这2种方法测试过程均为对饱和状态样品进行分析,一是对质量变化进行分析,二是对信号量关系进行分析,因为样品为同一样品、同一状态,所以二者较为接近。
图9 氦气法、质量法、核磁共振法计算得到得乌拉力克组泥页岩孔隙度值对比

Fig.9 Comparison of porosity of Wulalike Formation calculated by helium method, mass method and nuclear magnetic resonance method

3.3 乌拉力克组微观孔隙

目前用来表征页岩储集层微观孔喉的方法与技术手段众多25-30,但是每种方法与手段都有各自的优缺点与适用范围,目前被广泛认同及应用的方案主要是由国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)提出的孔隙分类方案:微孔(小于2 nm)、介孔(2~50 nm)和大孔(大于50 nm),本文研究也采用该分类方案。页岩气通常以游离态赋存于中孔、宏孔与裂缝中51131;吸附气吸附于有机质与黏土矿物微孔、中孔表面上531
乌拉力克组岩石样品孔体积主要由中孔提供(图10),中孔对孔体积贡献达到65.43%,其次为微孔,占比为21.02%,宏孔对孔体积贡献较低,占比为13.55%。乌拉力克组岩石样品表面积也主要由中孔提供(图10),中孔对表面积占比贡献大,达到82.53%,其次为微孔,占比为14.92%,宏孔对比表面积占比贡献较低,占比为1.89%。乌拉力克组孔隙发育受控于岩性,灰质含量的增加,孔隙体积减少,中孔所占的孔体积比例逐渐减小,孔隙表面积也逐渐降低。
图10 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组岩石样品孔体积(a)与表面积(b)分布频率

Fig.10 Pore volume (a) and surface area (b) distribution frequency of Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin

4 乌拉力克组泥页岩含气性分析

4.1 原位含气量恢复

含气泥页岩中天然气主要以2种状态存在,一种是吸附态,吸附在有机质及岩矿固体物质表面;另一种是游离态,存在于微孔隙系统及天然裂缝中1-57。本文研究对忠平1井钻井岩心[图8(a)]进行了现场解吸实验,共开展27样次的现场解吸实验。为了使页岩样品中天然气更好地释放,解吸过程采用三段温度加热法,三段的温度分别为30 ℃、60 ℃和90 ℃,现场乌拉力克组泥页岩解吸气含量为0.07~0.63 m3/t,平均为0.3 m3/t,乌拉力克组泥页岩段下部解析气量高于上部解析气量(图3)。
页岩原位含气量(吸附气与游离气含量之和)与吸附气/游离气比例(吸附气和游离气占总含气量的比例)是评价页岩气资源潜力和可采储量的2个关键参数。本文利用USBM和ACF(Amoco Curve Fit)法对拉力克组泥页岩进行了含气量恢复。USBM法是利用不同温度下整段现场解吸数据和上升段解吸数据进行线性回推得到原位含气量,本文研究认为60 ℃下的数据相对准确,得到拉力克组泥页岩损失气量为0.43~1.83 m3/t,平均为1.09 m3/t,恢复的原位含气量为0.78~2.93 m3/t,平均为1.65 m3/t。相对于USBM法只利用早期数据进行恢复,ACF法是利用所有解析数据对损失气量进行恢复,ACF法恢复拉力克组泥页岩原位含气量为0.96~2.45 m3/t,平均为1.56 m3/t,略低于USBM法恢复的含气量。
恢复的乌拉力克组泥页岩原位含气量与大规模开发的阿克马盆地Fayetteville页岩、阿帕拉切亚盆地Marcellus页岩及我国四川盆地涪陵焦石坝页岩的含气量(分别为1.70~6.23 m3/t、1.70~2.83 m3/t、6.10 m3/t)相比要低,但高于美国泥页岩含气量底限(0.50~1.00 m3/t),具有勘探开发潜力。

4.2 吸附气/游离气比例

利用甲烷吸附实验通过间接法计算3块乌拉力克组泥页岩样品的吸附比例分别为50%、59%和42%,平均为50%,即吸附气/游离气比例分别为0.99、1.43、0.72,平均为1.04。但由于选取的3块等温吸附样品的TOC含量(分别为0.86%、0.62%、0.80%)均为乌拉力克组中有机碳含量较高的样品,而有机质高会使得吸附气含量较高,实际的吸附气比例可能略低于计算值。
通过同位素分馏特征计算乌拉力克组泥页岩得到吸附气比例为67%,即吸附气/游离气比例约为2.0,得到的吸附气比例偏高,这可能是由于模型对参数精度要求较高,而部分参数(如岩心直径、视密度和含水饱和度)未系统记录,尤其含水饱和度参数根据测井显示很高,对结果影响会很大,使得数据准确度不够导致计算结果存在偏差。

5 页岩气勘探前景

鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组主要发育泥岩、含灰泥岩、泥质灰岩等,从泥页岩过渡到泥质灰岩,声波时差值逐步减小,电阻率值逐步增大,声波—电阻率相对位置及距离大小的规律性变化反映了岩性的变化,即声波测井曲线与电阻率测井曲线之间的距离大小呈现出大→小→大(含灰泥岩→灰质泥岩→泥质灰岩)的规律变化。在研究区挑选了33口钻井,运用测井曲线计算法计算得到了鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组单井岩性,结合岩相古地理图,完成乌拉力克组泥页岩厚度等值线图(图11)。乌拉力克组泥页岩厚度由东向西逐渐增加,厚度分布在20~120 m之间;厚度值有5个高值区,对应棋探1井、鄂102井、忠平1井、惠探1井东南部、青龙山西部,其中忠平1井区泥页岩厚度较大(图11)。乌拉力克组泥页岩中脆性矿物含量高,脆性矿物以石英、碳酸盐矿物为主,长石次之,石英的质量分数为22%~72%,平均为52%;黏土矿物以伊利石、伊/蒙混层为主,含少量绿泥石和高岭石,其质量分数为19%~72%,平均为35%。
图11 鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组泥页岩厚度等值线

Fig.11 Contour map of shale thickness of Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin

乌拉力克组泥页岩在三叠纪中期(距今240 Ma),开始进入生油窗;晚侏罗世(距今160 Ma)开始进入生烃高峰阶段;早白垩世末进入过成熟阶段,原油开始裂解成气,干酪根大规模生气21-22。之后盆地西缘因燕山运动大规模抬升。乌拉力克组泥页岩具有较强的生、排烃能力,且以生气为主,总生气量为6.03×1012 m3,总生油量为1.38×108 t21
盆地西缘奥陶系乌拉力克组海相页岩气勘探面积约为1×104 km2,截至2020年,已有8口井试气获(0.1~6.42)×104 m3/d低产气流,气层压力系数为0.7~0.9。忠平1井的突破揭示北方海相页岩气在富集条件方面与南方海相页岩气有较大差异,表现为低TOC、低孔隙度、低含气量、低压力系数、高脆性指数“四低一高”特征。
依据乌拉力克组泥页岩发育规模、埋深、地球化学指标和含气量等参数,认为乌拉力克组具有较好的页岩气勘探潜力。建议下一步针对该套“四低一高”的泥页岩储层,继续深化地质综合评价和改造工艺攻关,以期开创我国北方低TOC含量“新型”海相页岩气勘探新局面。

6 结论

(1)鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组岩性主要为泥页岩和泥质碳酸盐岩,矿物成分以长英质矿物为主,其次为碳酸盐矿物和黏土矿物,含有少量的硬石膏、黄铁矿和菱铁矿;黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主,其次为绿泥石、高岭石,不含蒙脱石。
(2)乌拉力克组岩石十分致密,孔隙发育程度较差,储集空间发育有粒间孔、粒内孔、微裂缝及少量的有机质孔。乌拉力克组孔体积和孔比表面积主要由中孔提供。孔隙发育受控于岩性,随着灰质含量增加,介孔比例减小,宏孔比例增大。
(3)乌拉力克组泥页岩有机质类型属于Ⅰ—Ⅱ1型,其中以Ⅰ型(即腐泥型)干酪根为主,Ⅱ1型(即腐殖腐泥型)次之;有机碳的质量分数主要介于0.1%~3.71%,平均为0.49%;有机质镜质体反射率(R O)分布于0.8%~2.1%之间,大部分地区热演化程度处于高—过成熟阶段。
(4)乌拉力克组泥页岩现场解吸气含量分布在0.07~0.63 m3/t之间,平均为0.3 m3/t;利用USBM和ACF法恢复的乌拉力克组泥页岩原位含气量分别为0.78~2.93 m3/t、0.96~2.45 m3/t,平均分别为1.65 m3/t、1.56 m3/t,反映乌拉力克组泥页岩具有良好的吸附能力,揭示中国北方低TOC含量“新型”海相页岩气具有较好的勘探潜力。
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Outlines

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