梁斌 雷国明 党犇 史美超 刘明 安文涛 贺鹏
摘 要：在野外地质考察、重磁电勘探成果基础上，在准噶尔盆地南缘山前冲断带乌鲁木齐一带进行了页岩气参数井——米参2井施工。综合钻探、地质综合录井、测井和分析测试数据，进行该区芦草沟组泥页岩储层含气性评价，并对储层有机碳含量、孔隙度、矿物组分和页岩裂缝发育特征等方面进行研究。分析储层含气性主控因素，旨在对识别准噶尔盆地南缘山前复杂构造带页岩气“甜点”及勘探开发提供地质依据。结果表明，该区芦草沟组泥页岩含气层累计有效厚度206.9 m （34层），其中气层有效厚29 m（3层） ，最大总含气量1.64 m3/t;储层总含气量与有机碳含量、核磁有效孔隙度和矿物成分之间相关性较弱，与核磁自由流体孔隙度和裂缝密度呈较好的正相关，认为在准噶尔盆地南缘山前冲断带，应以在远离断裂的构造相对稳定区域寻找裂缝型“甜点”为主。
关键词：芦草沟组;泥页岩;特殊测井;含气性;准噶尔盆地南缘山前冲断带
准噶尔盆地南缘二叠系芦草沟组因沉积演化形成了巨厚的灰黑色-黑色泥页岩层，成为集烃源岩、储层、盖层为一体的页岩气重点勘查层系[1-2]。2016—2019年，新疆地矿局第九地质大队在准噶尔盆地南缘冲断带乌鲁木齐一带开展了页岩气战略选区调查，实施的米参2井地层压裂测试，产气量达3 500 m3/天，估算乌鲁木齐向斜资源量459×108 m3，显示了极好的页岩气资源潜力。
前人对准噶尔盆地南缘冲断带东段芦草沟组开展了大量研究工作，主要涵盖了层序地层、沉积相、构造演化、烃源岩有机地化特征、储层特征等方面[3-9]，取得了诸多成果，但涉及页岩层系含气性评价及控制作用的研究较少。尽管众多学者对于四川和鄂尔多斯等盆地开展了页岩气储层含气性控制作用研究[10-11]，但因准噶尔盆地南缘冲断带构造极其复杂、储层类型多样、较强的非均质性和各向异性，使得前人总结的评价体系并不完全适用，储层和勘探“甜点”识别难度依然较大，制约了准噶尔盆地南缘冲断带页岩气勘探开发的进程。本文以米参2井（MC02）为例，在系统总结钻井、综合录井、常规测井、特殊测井（核磁共振测井、电成像测井等）和分析测试数据等成果的基础上，进行了芦草沟组泥页岩储层含气性评价，分析了储层特征对含气性的影响，对识别复杂构造带页岩气“甜点”及勘探开发具有重要的指导意义。
1 地质概况
准噶尔盆地南缘山前带位于天山造山带与准噶尔盆地结合部位，南与伊连哈比尔尕山-博格达山相邻，北至昌吉凹陷。本次研究区位于准南冲断带东段阜康断裂带乌鲁木齐一带（图1）。上二叠统芦草沟组为区内页岩气勘探目标层段，地层平均厚度约1 057 m，沉积环境自下至上，总体为一个湖扩展伴随相对湖平面上升的过程，属扇三角洲-湖相沉积体系。岩性主要为灰黑-黑色泥页岩、粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩、泥质白云岩，富有机质泥页岩厚度平均554.6 m，最大可达886.5 m。TOC含量平均5.18%，R0平均0.93%，干酪根以Ⅱ1型为主?。
2 泥页岩储层含气性评价
根据钻探、综合录井、测井及现场解吸等成果，综合解释MC02井芦草沟组泥页岩含气层34层，单层有效厚度1.4～38.1 m，累计厚206.9 m，含气量为0.5～1.64 m3/t，平均0.84 m3/t。其中，21、25和71号气层有效厚度1.9～22.5 m，累计厚29 m，含气量1.11～1.64 m3/t，平均1.34 m3/t，达到页岩气工业标准。
含气层测井特征表现为为自然伽马均值48～92.91 API;电阻率均值15.6～837.39 Ω·m;声波时差均值65.22～784.59 ?s/ft;密度均值1.91～2.5 g/cm3。其中，3层气层（21、25、71号层）测井特征表现为（表1）：自然伽马均值59.1～61.6 API;电阻率均值27.3～32.5 Ω·m;声波时差均值为72.4～77.2 ?s/ft;密度均值1.9～2.3 g/cm3。含气层较干层具高电阻率、高孔隙度、低密度和高含气饱和度的特征。
3 含气性主控因素
页岩储层具有渗透率低、非均质性较强、矿物组分复杂等特点。因此，影响页岩气含气量的因素繁多，主要包括页岩有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度、孔隙度、矿物组分、页岩层厚度与埋深、裂缝发育程度等。总含气量测试和解吸气组分研究是量化识别页岩气甜点层最直接的方法[12-13]，本次对MC02井芦草沟组的16件样品进行解吸实验（表2），采用测试总含气量为直接指标，探讨有机碳含量、孔隙度、矿物组分和裂缝发育程度等间接指标与总含气量的相关性，总结其对含气性的影响。
3.1 有機碳含量
有机碳含量用来反映页岩的有机质丰度，是页岩气成藏的主要控制因素之一。国内外测试结果表明，有机质含量与页岩的含气量存在较好的正相关性[11，14]。通过建立芦草沟组页岩含气量与有机质含量（TOC）关系（图2），显示总含气量与有机碳含量呈弱正相关性，相关系数仅为0.12。同时可看出，有机碳含量高的井段含气量不一定高，但含气量高的井段有机碳含量一般较高，该结果与四川等盆地略有不同。
3.2 孔隙度
孔隙度是评价泥页岩储层物性的关键参数，核磁共振测井技术能定量评价页岩储层的孔隙度[15-17]。核磁有效孔隙度主要包括可动流体孔隙度和束缚流体孔隙度，核磁自由流体孔隙度这里主要为可动烃孔隙度。对应16个解吸样品深度的核磁共振测井解译成果显示，核磁有效孔隙度为2%～30%，平均16.2%，核磁自由流体孔隙度2%～6%，平均2.53%，从统计数据分析中可看出，核磁有效孔隙度和核磁自由流体孔隙度与总含气量均呈正相关。其中核磁自由流体孔隙度与总含气量相关性更好，相关系数为0.72（图3），说明核磁共振测井是快速识别页岩气“甜点”的重要方法之一。
3.3 矿物组分
国内研究认为，粘土矿物含量的增加能够增加粘土矿物晶间孔、收缩缝等初级空间，且能够明显增大页岩比表面积，有利于吸附气量和含气量的提升[18]。石英抗压实能力强，颗粒可构成一个相对刚性的格架，有利于孔隙的保存，因此，石英含量越高，孔隙度越大，含气量越高[19]。通过对MC02井芦草沟组泥页岩样品进行全岩X-衍射分析，储层矿物组分以粘土矿物和石英为主，含钾长石、斜长石、方解石、铁白云石等，脆性矿物含量较高，介于44%～62%，平均51.5%，主要为石英、长石，属高脆性矿物储层，有利于压裂改造。从矿物含量与总含气量关系可看出，石英含量和粘土含量与总含气量相关关系并不明显，相关系数分别只有0.10和0.11（图4），说明在准噶尔盆地南缘山前复杂构造带页岩矿物组分与总含气量并无太大关系。
3.4 页岩裂缝
页岩裂缝的发育对于页岩气的保存具有重要影响，同时，裂缝的发育又受到褶皱、区域断裂和地应力等诸多因素的影响。准噶尔盆地南缘山前冲断带经历了多期次构造改造，在区域应力场由张性转变为压扭性的背景下，与褶皱伴生的逆冲断裂较发育，这些断裂对于页岩气的保存具有较大的破坏作用[9，21-23]。因此，本次工作在充分收集区内二维地震资料的基础上，结合重磁电解译成果，优选远离断裂、构造相对稳定的位置施工MC02井。
电成像测井结果显示，芦草沟组地层裂缝类型有直劈缝、斜交缝、诱导缝、充填缝，总体欠发育，结合钻探和综合录井认为，MC02井未见规模大、延伸远的断层，局部小裂缝较发育。按照裂缝宽度，可分为巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝和超微缝5类[20]。据MC02井岩心裂缝统计，芦草沟组含气层段裂缝密度介于1～56 条/m之间，平均18 条/m，其中现场解吸样品相邻同层岩心（现场解吸样品在岩心出筒后立即装罐，无法统计裂缝）裂缝密度介于3～56 条/m，平均20 条/m。裂缝以高角度中小缝为主，分布不均匀，从裂缝密度与总含气量关系图上可看出，裂缝密度和总含气量具较好的正相关性（图5），说明对于中小缝发育的页岩而言，一般不会出现页岩气的远距离运移，但裂缝的发育增加了页岩的储集空间，页岩气可以近距离运移到裂缝发育的井段。所以，山前复杂构造带裂缝对于页岩气的富集具有较大影响，应以在远离断裂的构造相对稳定区域寻找裂缝型“甜点”为主。
4 结论
（1） 利用钻探、综合测录井、现场解吸等成果综合解释MC02井芦草沟组泥页岩含气层34层，单层有效厚度1.4～38.1 m，累计厚206.9 m，含气量为0.5～1.64 m3/t，平均0.84 m3/t。其中，气层29 m/3层，含气量为1.11～1.64 m3/t，平均1.34 m3/t，均超过页岩气单直井工业标准，具有较好的页岩气开发前景。
（2） 页岩含气性受诸多因素影响，准南山前复杂构造带页岩含气量与有机碳含量、核磁有效孔隙度和矿物组分相关性均不明显，与核磁自由流体孔隙度和裂缝密度呈较好的正相关性，这一结果与四川盆地等存在差异。
（3） 准南山前复杂构造带受到断裂影响较大，页岩储层裂缝较发育，但在相对稳定区域主要发育中小缝，影响页岩气储存和富集，应以在远离断裂的构造相对稳定区域寻找裂缝型“甜点”为主。
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Abstract：
On the basis of field geological investigation and gravity， magnetic and electric exploration results， a shale gas parameter MC02 well was constructed in Urumqi area of piedmont thrust belt in the southern margin of Junggar basin. Based on the comprehensive drilling， geological logging， logging and analysis of test data， the gas bearing property of Lucaogou Formation shale reservoir is evaluated in this area.The organic carbon content， porosity， mineral composition and fracture development characteristics of shale are studied.The main controlling factors of gas bearing property of reservoir are analyzed.The purpose of this study is to provide a geological basis for identifying the "sweet spot" of shale gas and exploration and development in the Piedmont complex structural belt in the southern margin of Junggar Basin. The results show that there are 34 gas-bearing shale gas layers in the Lucaogou Formation in this area， with a cumulative effective thickness of 206.9 m， including 29 m（3 layers）， 177.9 m（31 layers）， and a maximum gas content of 1.64 m3/t; The total gas content of the reservoir is not significantly correlated with TOC，NMR effective porosity and mineral composition， and has a good positive correlation with the NMR free fluid porosity and crack density.It is believed that the piedmont complex structural belt in the southern margin of the Junggar Basin should look for "crack-type sweet spots" in the relatively stable area far from the fault.
Key words：
Lucaogou Formation;Mud shale;Special logging;Gas bearing layer;Piedmont belt in the south margin of Junggar basin
