塔里木盆地奥陶系页岩气形成条件及有利区带预测

乔锦琪，刘洛夫，申宝剑，胡　青



塔里木盆地奥陶系页岩气形成条件及有利区带预测

乔锦琪1，刘洛夫1，申宝剑2，胡青1

（1.中国石油大学a.油气资源与探测国家重点实验室；b.盆地与油藏研究中心，北京102249；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214151）

对塔里木盆地奥陶系泥页岩岩性、地球化学特征、储层特征以及含气性进行分析认为，塔里木盆地奥陶系广泛发育，奥陶系富有机质泥页岩为黑色碳质页岩，钙质、硅质页岩，富有机质泥页岩主要发育在盆地西部的萨尔干组（7～22 m）和盆地东部的黑土凹组（40～60 m）。萨尔干组干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型，黑土凹组干酪根类型为Ⅲ型，均为好—优质的烃源岩，热演化程度为高成熟—过成熟阶段。泥页岩矿物颗粒以石英为主，黏土矿物主要为伊利石，脆性矿物含量高，孔隙主要以介孔和大孔为主，微裂缝发育。泥页岩碎屑矿物具有良好的吸附性能，井下样品的含气量与有机碳含量呈正相关，露头样品由于受到风化，其含气量与有机碳含量相关性不明显。优选的中-下奥陶统页岩气发育区在塔东地区的分布面积约1 582 km2，在尉犁地区约1 058 km2.油气储量为17 814×108m3.

塔里木盆地；奥陶系；萨尔干组；黑土凹组；泥页岩；储层特征；页岩气

塔里木盆地古生界泥页岩发育区被视为中国页岩气勘探的重要靶区［1］。塔里木盆地奥陶系泥页岩油气资源丰富，以往将其视为常规烃源岩进行研究［2-7］，在烃源岩的展布和评价方面都做了很多工作。目前的研究很少将其视为有效的页岩气资源，奥陶系页岩气的分布范围、含气性、保存条件、有利区带的分布尚不明确，更没有进行过资源量的定量评价。本文针对奥陶系页岩气的形成条件及有利区带进行研究，并对有利区带的资源量进行预测。预测成果既可指导塔里木盆地下一步的页岩气勘探工作，又可为掌握中国的页岩气资源潜力提供科学、可靠的基础资料。

1　地质概况

塔里木盆地介于天山和昆仑山两大造山带之间，面积约56×104km2（图1），是中国西北以海相古生界克拉通为基础发育而来的叠合盆地［8］。塔里木古陆自震旦纪开始裂解沉降，随着大陆边缘性质和板块内部构造应力场的变化，经历了多个演化阶段，其中，奥陶纪是塔里木台盆区震旦纪—泥盆纪的拉张—挤压构造旋回中的应力调整时期［8］。

图1　塔里木盆地构造单元划分

由于塔里木盆地范围较大，各地区地层分层不一致，但总体上具有可对比性（表1）。

表1　塔里木盆地奥陶系地层划分对比（引自文献［9］）

早奥陶世，塔里木盆地北、西、东南3个方向均处于伸展构造背景中，在塔东地区发育欠补偿的半深海—深海盆地。在塔里木盆地东南部的库南1井—满参1井—若羌一线是向西凸出的马蹄形东倾斜坡，此斜坡带之西，为碳酸盐台地环境，南、北两侧为半局限—局限海台地发育区，其间为半局限—开阔海台地发育区。早奥陶世，塔东地区因为缺氧事件和上涌洋流，繁盛的浮游生物在水体底层的强还原条件下极易保存，产自高温高盐环境的菌、藻类生物在塔里木盆地中西部台地区蒸发湖相盐跃层之下也保存完好。

中-晚奥陶世，塔里木盆地南缘由被动大陆边缘转变为主动大陆边缘，盆地沉降中心急剧迁移，隆坳分异更加显著，碎屑岩沉积与碳酸盐岩沉积共存，构造运动逐渐频繁。在塔里木盆地东部克拉通边缘盆地水深增加，堆积了巨厚的海底扇亚相陆源碎屑浊积岩和盆地平原亚相泥页岩。在晚奥陶世，台缘斜坡灰泥丘相在反气旋洋流作用下，水体底层仍含氧，底栖生物和浮游生物繁盛，具备高有机质生产力。因此，整个奥陶纪均存在发育有机质富集的古地理条件和优质烃源岩发育的构造-沉积环境。

2　泥页岩生烃条件

钻井及露头资料显示，奥陶系的泥页岩主要分布于塔里木盆地东部的中-下奥陶统黑土凹组（O1-2h）以及塔里木盆地西部的中-上奥陶统萨尔干组（O2-3s）和上奥陶统印干组（O3y）。

2.1泥页岩分布特征

（1）奥陶系泥页岩露头区发育情况却尔却克山剖面实测黑土凹组泥页岩厚度为18.3 m，下部是页岩夹灰岩，中部是黑色碳质页岩，上部是易破裂的黑色硅质页岩。萨尔干组以黑色页岩夹薄层灰岩及灰岩透镜体为主，分布稳定，露头区分布在柯坪—阿克苏一带，呈南西—北东向长条带状展布。萨尔干组在柯坪隆起的大湾沟剖面观测厚度为13.8 m，大湾沟南部剖面实测层厚为18.8 m，四石厂剖面厚度为7.0 m，在柯坪水泥厂剖面中仅厚4.0 m，在南部羊吉坎剖面中则相变为灰岩，北部的牙尔巴哈剖面中则被剥蚀殆尽，其露头厚度均小于50.0 m.印干组为灰黑色泥岩夹泥灰岩，在不同区域与上覆铁热克阿瓦提组砂泥岩呈平行不整合接触，局部为角度不整合［10］，主要分布在柯坪印干村一带，厚度一般小于100.0 m，大湾沟剖面上实测地层厚39.7 m，大湾沟剖面东部厚97.7 m.

（2）钻井揭示奥陶系泥页岩发育情况塔东1井、塔东2井、英东2井和尉犁1井均钻遇含笔石和放射虫的黑土凹组，厚度分别为48 m，56 m，50 m和55 m.

（3）奥陶系泥页岩分布范围笔者根据前人的研究成果，结合地震、钻井以及露头资料对研究区泥页岩分布范围进行预测。结果表明，黑土凹组在塔里木盆地东部均有分布，厚度为20～60 m（图2a）。萨尔干组与印干组主要发育于盆地西部柯坪隆起—阿瓦提凹陷的盆地—斜坡相区，厚度最大为150 m，在阿瓦提凹陷中东部厚度最大，向北尖灭于胜利1井以南，向东尖灭于满西2井附近台地边缘，向南止于巴楚凸起，西南部受控于阿恰断裂带。萨尔干组与印干组泥页岩在厚度和分布范围上也存在差异，其中印干组泥页岩厚度较大，且其在东部、北部的分布范围（图2b）也大于萨尔干组（图2c）。

图2　塔里木盆地奥陶系泥页岩分布（图2b和图2c引自文献［9］，有修改）

2.2泥页岩地球化学特征

2.2.1干酪根类型

干酪根类型是决定泥页岩生烃潜力的重要因素。在四石厂剖面及大湾沟剖面采集萨尔干组及印干组样品，采用岩石热解参数对研究区样品进行有机质类型的研究。

结合前人对柯坪隆起、巴楚凸起、库鲁克塔克区及塔东地区多条剖面的研究结果，表明黑土凹组干酪根类型主要为Ⅲ型，萨尔干组除四石厂剖面为Ⅲ型外，其他地区均为Ⅰ型和Ⅱ型，四石厂剖面干酪根类型差是样品风化严重所致［11］。印干组在分布区干酪根类型均为Ⅱ型和Ⅲ型（图3）。

图3　塔里木盆地奥陶系泥页岩有机质类型（氢碳比—氧碳比图版数据引自文献［2］）

由于塔里木盆地在奥陶纪不存在陆生高等植物，所以Ⅲ型干酪根的出现可能是由于地表样品经历风化作用、氧化作用或成熟度太高导致［11］，也可能是奥陶系所特有的生物可以表现出Ⅲ型干酪根的特征。

奥陶系形成Ⅱ型和Ⅲ型干酪根的烃源岩母质主要为分布在浅水陆棚、丘间洼地沉积微相中的原始贫氢的底栖藻类，而形成Ⅰ型干酪根的烃源岩母质主要为结构藻类体、层状藻类体、碎屑类脂体，主要来源于陆棚-斜坡相、蒸发湖相的浮游藻类和疑源类［3］。

2.2.2有机碳含量

在大湾沟剖面采集萨尔干组泥页岩样品19个，有机碳含量为0.25%～4.65%，平均为2.15%，主要为好—优质烃源岩。在四石厂剖面采集萨尔干组泥页岩样品3个，因风化严重造成其有机碳含量较低，为0.70%～1.25%，平均为0.94%，主要为差烃源岩［7］。在大湾沟剖面采集印干组泥页岩样品8个，有机碳含量为0.41%～1.06%，平均为0.60%，主要为差烃源岩。塔东1井黑土凹组泥页岩有机碳含量为0.86%～2.67%，平均为1.94%，在塔东2井黑土凹组采集32块样品，有机碳含量为0.35%～7.62%，平均为2.84%，有机碳含量大于2.00%的样品占65.6%［6］，为好—优质烃源岩，而却尔却克山剖面黑土凹组泥页岩中部黑色碳质页岩有机碳含量为0.70%～2.20%，平均为1.33%，为中等—优质烃源岩，露头样品有机碳含量相对较低，是因为风化作用、氧化作用导致烃源岩中碳、氢元素的流失以及氧元素增加，造成有机质损失［11］。

综合以上研究，塔里木盆地奥陶系高有机碳含量泥页岩主要发育于盆地西部萨尔干组和盆地东部黑土凹组。根据相关地震资料及沉积展布特征绘制塔里木盆地奥陶系泥页岩有机碳含量分布图（图4）。

2.2.3有机质成熟度

中-下奥陶统黑土凹组有机质成熟度在塔中地区处于高成熟—过成熟阶段，镜质体反射率（Ro）为1.30%～1.50%，塔北地区略高于塔中地区，塔东1井泥页岩镜质体反射率为2.01%～2.35%，库南1井泥页岩镜质体反射率为1.56%～1.70%，位于巴楚凸起的和3井和和4井泥页岩镜质体反射率分别为1.39%和1.51%.塔中地区中-上奥陶统萨尔干组及上奥陶统印干组灰泥丘相生油岩目前仍处于生油高峰和生油窗后期阶段（0.90%＜Ro＜1.30%），塔北地区中-上奥陶统萨尔干组及上奥陶统印干组灰泥丘相生油岩目前处于生油窗后期阶段和凝析油阶段（1.15%＜Ro＜1.53%）。巴楚地区中-上奥陶统萨尔干组及上奥陶统印干组灰泥丘有机相镜质体反射率多为1.40%～1.50%（表2）。柯坪露头剖面中-上奥陶统萨尔干组及上奥陶统印干组成熟度分布因受岩浆侵入显得比较复杂。

图4　塔里木盆地奥陶系泥页岩有机碳含量平面分布

表2　塔里木盆地奥陶系各沉积相有机质成熟度统计

在印干村北剖面（大湾沟剖面与印干村之间）采集了中-上奥陶统萨尔干组泥页岩和印干组泥页岩样品。结果显示，萨尔干组泥页岩镜质体反射率为1.58%～1.61%，印干组泥页岩镜质体反射率为1.73%～1.78%，荧光分析表明这些烃源岩中的藻类体不具荧光性。这一分析结果明显与文献［12］对大湾沟剖面和四石厂剖面中-上奥陶统烃源岩的分析结果（萨尔干组页岩镜质体反射率为1.10%～1.30%）不同，这可能是由于采样剖面附近存在明显的侵入岩体，因而与柯坪大湾沟剖面、四石厂剖面的中-上奥陶统成熟度有显著差异。

对塔中地区奥陶系81个泥页岩样品分析表明，牙形石指数为1.5～2.0，处于中等成熟阶段，经历的最高古地温为80～120℃，下奥陶统烃源岩牙形石指数为2.0～2.5.与镜质体反射率所指示的成熟度完全一致。

在满加尔凹陷，下奥陶统埋深达10 000 m以上（图5），据盆地模拟计算，现今镜质体反射率已达4.0%.因此，塔里木盆地下奥陶统除巴楚凸起、塔东低凸起和轮台凸起等构造高部位尚处于成熟—高成熟阶段外，其余地区已进入过成熟阶段。

图5　塔里木盆地奥陶系泥页岩顶面埋深等值线和镜质体反射率等值线

3　页岩气储集条件

3.1储层矿物组成特征

泥页岩的矿物组成包括自生矿物，黏土矿物（伊利石、蒙脱石和高岭石等）以及碎屑矿物（石英、方解石、长石和云母等），拥有不同矿物成分的泥页岩具有不同的气体吸附能力。其中，起主要吸附作用的是黏土矿物（尤其是伊利石）和干酪根［13］。

岩屑中脆性矿物（石英和方解石等）对泥页岩的含气性具有两面性：一方面脆性矿物含量的增加会降低泥页岩的孔隙度，从而减少储集空间［14］，还会减弱泥页岩的吸附能力［15］；另一方面会提高岩石的脆性，从而使得泥页岩更易形成渗导裂隙和天然裂缝，有利于气体的储集和渗流［16］，同时脆性矿物含量也直接影响泥页岩后期压裂改造的效果［17］。

奥陶系泥页岩矿物成分主要以石英为主，含量为62%～83%，其次为黏土矿物，含量小于25%（图6），含少量斜长石，由于其热演化程度较高，黏土矿物主要以伊利石为主，脆性矿物含量高，具有较强的可压性以及形成裂隙和天然裂缝的物质基础。

3.2储层物性特征

孔隙度和渗透率是评价常规储层特征物性非常重要的2个参数，同样也适用于页岩气藏。文献［18］将孔隙分为微孔（＜2 nm）、介孔（2～50 nm）和大孔（＞50 nm）。

图6　塔里木盆地奥陶系泥页岩矿物组成

页岩气在泥页岩中的赋存形式有3种：①大量存在于岩石孔隙与裂隙中的游离态；②大量吸附于有机质颗粒、黏土矿物颗粒、干酪根颗粒以及孔隙表面之上的吸附态；③少量溶解于干酪根、沥青质、残留水以及液态原油中的溶解态。不同学者研究吸附态页岩气所占页岩气含量的比例不同，但是大多数学者都认为吸附态页岩气至少占页岩气总含量的40%［19-20］。游离态页岩气含量受构造保存条件的影响很大，文献［21］认为仅占页岩气总含量的25%～30%，文献［22］认为可占到天然气总产量的50%以上。国内外很多学者的研究发现，当页岩孔隙较大时，页岩所含气体总量（主要呈游离态）与其孔隙度常呈正相关［23］，而且文献［19］通过实例研究，将这种规律定量地表述：当孔隙度从0.5%提高到4.2%时，游离态气体的含量可以从5%增加到50%；对于微孔而言，由于微孔孔道、孔壁之间的间距非常小，与较大的孔隙相比，其表面与吸附态页岩气的相互作用更强，微孔比表面积及总体积与其对气体分子的吸附能力呈正相关关系。

对大湾沟剖面样品和柯坪水泥厂剖面样品分析表明，奥陶系泥页岩孔隙度为0.14%～21.68%，平均为7.78%，主要以介孔和大孔为主。由于样品主要采集的是露头样品，受风化作用的影响，次生孔缝发育。

裂缝在常规油气中常作为油气的重要储集空间和运移通道［24］，在非常规油气中，裂缝的发育程度直接影响着油气的产量［25］。伴随着泥页岩的生烃过程，泥页岩的内压会持续增大，并最终随烃类排出会形成大量长度在微米—纳米级的微裂隙，同时也成为新的页岩气储集空间。在成岩作用及构造活动过程中也可以形成大量的微裂隙。

在氩离子抛光-扫描电镜照片下可观察到塔里木盆地奥陶系泥页岩发育各种微米—纳米级微观孔隙（图7），包括微层理缝、矿物层间微裂缝（图7a）、粒间孔隙（图7b）、黏土矿物层间孔隙、块状有机质粒内或边缘的纳米级孔隙（图7c）、矿物间微裂缝（图7d）以及矿物溶蚀后产生的微孔（图7e）等，而且微裂缝相互穿插，为页岩气提供了良好的储存空间和运移通道。

图7　塔里木盆地奥陶系泥页岩氩离子抛光-扫描电镜照片

3.3等温吸附模拟

含气性是评价泥页岩中页岩气富集丰度的重要指标，是页岩气资源分析、地质选区、产能预测、经济评价及开发设计的重要依据。对于页岩气勘探研究程度很低、没有页岩气探井的研究区，通常利用等温吸附实验来测定页岩总含气量，即在页岩储层达到饱和状态时最多能吸附的气体量。

中-上奥陶统萨尔干组露头泥页岩样品吸附气量为1.55～3.14 m3/t，尉犁1井7个岩心样品吸附气量为1.15～5.20 m3/t，均显示出良好的吸附性能。尉犁1井含气量与有机碳含量之间呈明显的正相关，但是对于露头样品而言，含气量与有机碳含量之间的线性关系不明确，这可能是受风化作用的影响。

4　页岩气有利区带预测

依据泥页岩分布情况、地球化学指标、钻井页岩气显示以及含气性参数，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等多种方法，参考国土资源部油气资源战略研究中心《页岩气资源潜力评价方法与有利区优选标准》（2012）开展了页岩气有利区优选及资源量评价［26］。

页岩气的地质资源量是以一定的地质和工程为基础，依据体积法的基本原理，计算当前潜在的页岩气储量和当前开采技术条件下的可开采量。由于页岩中溶解气含量极少，因此页岩气总资源量可近似分解为吸附气资源量与游离气资源量之和。

页岩气总资源量计算公式为：

式中Q总——页岩气总资源量，108m3；

Q吸——吸附气资源量，108m3；

Q游——游离气资源量，108m3；

A——泥页岩面积，km2；

h——泥页岩厚度，m；

ρ——泥页岩密度，t/m3（本次研究取2.5 t/m3）；

q吸——吸附含气量，m3/t；

ϕg——孔隙度，%；

Sg——含气饱和度，%；

Bgi——天然气体积系数，无量纲。

针对上述计算方法，需要对各项参数予以获取，具体参数获取方法如下。①泥页岩面积：根据有利区标准，利用暗色泥页岩有效厚度、埋深分布、有机质丰度、成熟度等多因素叠加综合分析，确定有利区面积，将此面积作为面积参数计算页岩气资源量的泥页岩面积。②泥页岩厚度：根据评价单元内各剖面含气泥页岩厚度经过面积加权平均后获得平均厚度。③总孔隙度：在研究区部分露头泥页岩样品实测孔隙度数据以及前人分析的孔隙度数据统计分析的基础上，通过测井数据拟合泥页岩岩心主要孔隙度分布，进行离散数据正态分布概率赋值，获得不同概率条件下所对应的孔隙度。④总含气量：在对前人的研究成果进行综合对比分析的基础上，对泥页岩的总含气量与有机碳含量及孔隙度的相关关系进行了拟合，采用类比法，根据各评价单元暗色泥页岩的有机碳含量、孔隙度，对不同计算单元页岩气目标层段单位岩石总含气量进行估计和概率赋值。

优选结果显示奥陶系页岩气发育的有利区主要位于尉犁地区与塔东地区（图8），其中尉犁地区面积约1 057.71 km2，泥页岩厚度为110 m，油气储量为8 683.78×108m3，按20%的可采系数，可采资源量为1 736.756×108m3.塔东地区面积1 581.68 km2，泥页岩厚度为80 m，地质资源量为9 129.68×108m3，可采资源量为1 825.936×108m3，而盆地西部的萨尔干组由于埋藏过深，不能作为有利区。

图8　塔里木盆地中-下奥陶统页岩气有利区综合评价

5　结论

（1）塔里木盆地奥陶系富有机质泥页岩主要发育在盆地西部出露区厚度为7～22 m的萨尔干组和盆地东部厚度为40～60 m的黑土凹组。岩性以黑色碳质页岩为主，钙质页岩、硅质页岩次之。萨尔干组干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型，黑土凹组为Ⅲ型，这2组烃源岩丰度均为好—优，热演化程度已达高成熟—过成熟阶段。

（2）泥页岩矿物组成主要以石英为主，黏土矿物主要以伊利石为主，脆性矿物含量高，孔隙特征主要以介孔和大孔为主，微裂缝发育，为页岩气储存空间和运移通道提供了良好物质基础。

（3）奥陶系泥页岩具有良好的吸附性能，露头样品含气量与有机碳含量之间相关性不明显，井下样品的含气量与有机碳含量呈正相关。

（4）塔里木盆地塔东地区和尉犁地区中-下奥陶统页岩气最发育：其中尉犁地区面积约1 058 km2，油气储量为8 684×108m3；塔东地区面积为1 582 km2，油气储量为9 130×108m3.

［1］邹才能，董大忠，王社教，等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力［J］.石油勘探与开发，2010，37（6）：641-653. ZOU Caineng，DONG Dazhong，WANG Shejiao，et al.Geological characteristics and resource potential of shale gas in China［J］.Petroleum Exploration and Development，2010，37（6）：641-653.

［2］贾存善.塔里木盆地台盆区烃源岩有机地球化学特征研究［D］.北京：中国地质大学，2006. JIA Cunshan.Organic geochemical characteristics of hydrocarbon source rocks in the platform-basin region，Tarim basin［D］.Beijing：China University of Geosciences，2006.

［3］赵孟军，张宝民，边立曾，等.奥陶系类Ⅲ型烃源岩及其生成天然气的特征［J］.科学通报，1999，44（21）：2 333-2 336. ZHAO Mengjun，ZHANG Baomin，BIAN Lizeng，et al.The Ordovician classⅢtype hydrocarbon source rock and the characteristics of the generated gas［J］.Chinese Science Bulletin，1999，44（21）：2 333-2 336.

［4］王飞宇，边立曾，张水昌，等.塔里木盆地奥陶系海相源岩中两类生烃母质［J］.中国科学D辑：地球科学，2001，31（2）：96-102. WANG Feiyu，BIAN Lizeng，ZHANG Shuichang，et al.The Ordovician marine source rocks in Tarim basin tendencies in two types of hydrocarbon generation［J］.Science in China Series D：Earth Sciences，2001，31（2）：96-102.

［5］鲍典.塔里木盆地寒武—奥陶系有效烃源岩评价［D］.成都：成都理工大学，2008. BAO Dian.Evaluation on efficient source rock of Cambrian-Ordovician in Tarim basin，China［D］.Chengdu：Chengdu University of Technology，2008.

［6］赵孟军，王招明，潘文庆，等.塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩的再认识［J］.石油勘探与开发，2008，35（4）：417-423. ZHAO Mengjun，WANG Zhaoming，PAN Wenqing，et al.Lower Palaeozoic source rocks in Manjiaer sag，Tarim basin［J］.Petroleum Exploration and Development，2008，35（4）：417-423.

［7］赵靖舟.塔里木盆地北部寒武—奥陶系海相烃源岩重新认识［J］.沉积学报，2001，19（1）：117-124. ZHAO Jingzhou.Evoluation on the Cambrian-Ordovician marine source rocks from the North Tarim basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2001，19（1）：117-124.

［8］魏国齐，贾承造，施央申，等.塔里木新生代复合再生前陆盆地构造特征与油气［J］.地质学报，2000，74（2）：123-133. WEI Guoqi，JIA Chengzao，SHI Yangshen，et al.Tectonic characteristics and petroleum prospects of Cenozoic compound rejuvenated foreland basins in Tarim［J］.Acta Geologica Sinica，2000，74（2）：123-133.

［9］高志勇，张水昌，李建军，等.塔里木盆地西部中上奥陶统萨尔干页岩与印干页岩的空间展布与沉积环境［J］.古地理学报，2010，12（5）：599-608. GAO Zhiyong，ZHANG Shuichang，LI Jianjun，et al.Distribution and sedimentary environments of Salgan and Yingan shales of the Middle-Upper Ordovician in Western Tarim basin［J］.Journal of Palaeogeography，2010，12（5）：599-608.

［10］邓胜徽，黄智斌，景秀春，等.塔里木盆地西部奥陶系内部不整合［J］.地质论评，2008，54（6）：741-747. DENG Shenghui，HUANG Zhibin，JING Xiuchun，et al.Unconformities in the Ordovician of Western Tarim basin，NW China［J］. Geological Review，2008，54（6）：741-747.

［11］孟元林，肖丽华，杨俊生，等.风化作用对西宁盆地野外露头有机质性质的影响及校正［J］.地球化学，1999，28（1）：42-50. MENG Yuanlin，XIAO Lihua，YANG Junsheng，et al.Influences of weathering on organic matter of outcrop andcorrecting methods in Xining basin［J］.Geochimica，1999，28（1）：42-50.

［12］范善发，周中毅.塔里木古地温与油气［M］.北京：科学出版社，1990. FAN Shanfa，ZHOU Zhongyi.Tarim palaeogeothermal and oil and gas［M］.Beijing：Science Press，1990.

［13］SCHETTLER P D，PARMELY C R.The measurement of gas desorption isotherms for Devonian shale［J］.Gas Shales Technology Review，1990，7（1）：4-9.

［14］LOUCKS R G，RUPPEL S C.Mississippian Barnett shale：lithofacies and depositional setting of a deep-water shale-gas succession in the Fort Worth basin，Texas［J］.AAPG Bulletin，2007，91（4）：579-601.

［15］ROSS D J K，BUSTIN R M.Shale gas potential of the Lower Jurassic Gordondale member，Northeastern British Columbia，Canada［J］.Bulletin of Canadian Petroleum Geology，2007，55（1）：51-75.

［16］NELSON R A.Geologic analysis of naturally fractured reservoirs：contributions in petroleum geology and engineering［M］.Houston：Gulf Publishing Company，1985：320.

［17］宋振响，李忠博，张玺，等.松辽盆地梨树断陷苏家屯地区页岩气储层特征及含气性评价［J］.石油实验地质，2015，37（5）：606-613. SONG Zhenxiang，LI Zhongbo，ZHANG Xi，et al.Characteristics of shale gas reservoirs and evaluation of their gas potential in Sujiatun area，Lishu fault depression，Songliao basin［J］.Petroleum Geology&Experiment，2015，37（5）：606-613.

［18］CROSDALE P J，BEAMISH B B，VALIX M.Coalbed methane sorption related to coal composition［J］.International Journal of Coal Geology，1998，35（1-4）：147-158.

［19］CURTIS J B.Fractured shale-gas systems［J］.AAPG Bulletin，2002，86（11）：1 921-1 938.

［20］李新景，胡素云，程克明.北美裂缝性页岩气勘探开发的启示［J］.石油勘探与开发，2007，34（4）：392-400. LI Xinjing，HU Suyun，CHENG Keming.Suggestions from the development of fractured shale gas in North America［J］.Petroleum Exploration and Development，2007，34（4）：392-400.

［21］MARTINI A M，WALTER L M，KU T C W，et al.Microbial production and modification of gases in sedimentary basins：A geochemical case study from a Devonian shale gas play，Michigan basin［J］. AAPG Bulletin，2003，87（8）：1 355-1 375.

［22］KINLEY T J，COOK L W，BREYER J A，et al.Hydrocarbon potential of the Barnett shale（Mississippian），Delaware basin，West Texas and Southeastern New Mexico［J］.AAPG Bulletin，2008，92（8）：967-991.

［23］CHALMERS G R L，BUSTIN R M.Lower Cretaceous gas shales in Northeastern British Columbia，Part II：evaluation of regional potential gas resources［J］.Bulletin of Canadian Petroleum Geology，2008，56（1）：22-61.

［24］斯麦霍夫.裂缝性油气储集层勘探的基本理论与方法［M］.北京：石油工业出版社，1985. CMEXOB Е М.Fractured oil and gas reservoir exploration of basic theory and method［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1985.

［25］龙鹏宇，张金川，唐玄，等.泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响［J］.天然气地球科学，2011，22（3）：525-532. LONG Pengyu，ZHANG Jinchuan，TANG Xuan，et al.Feature of muddy shale fissure and its effect for shale gas exploration and development［J］.Natural Gas Geoscience，2011，22（3）：525-532.

［26］胡明毅，邓庆杰，胡忠贵.上扬子地区下寒武统牛蹄塘组页岩气成藏条件［J］.石油与天然气地质，2014，35（2）：272-279. HU Mingyi，DENG Qingjie，HU Zhonggui.Shale gas accumulation conditions of the Lower Cambrian Niutitang formation in Upper Yangtze region［J］.Oil&Gas Geology，2014，35（2）：272-279.

（编辑曹元婷）

Formation of Ordovician Shale Gas and Prediction of Favorable Zones in Tarim Basin

QIAO Jinqi1，LIU Luofu1，SHEN Baojian2，HU Qing1
（1.China University of Petroleum，a.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting；b.Research Center of Basin and Reservoir，Beijing 102249，China；2.Wuxi Institute of Petroleum Geology，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Sinopec，Wuxi，Jiangsu 214151，China）

Based on the systematic study on lithology，geochemical characteristics，reservoir characteristics and gas-bearing properties of Ordovician shale in Tarim basin，the paper considers that the Ordovician strata are extensively developed in this basin，in which organicrich shales include black carbonaceous shale，calcareous and siliceous shale.These shales are mainly found in Saergan formation（7～22 m in thickness）in the western Tarim basin and Heituao formation（40～60 m in thickness）in the eastern Tarim basin.The kerogen type of Saergan formation is TypeⅠandⅡand that of Heituao formation is TypeⅢ，all of which are good-high quality source rocks with the thermal evolution degree of high-matured to over-matured stage.The shale is dominated by quartz，the clay minerals are dominated by illite，the pores by mesopores and macropores with developed microfissures，and the brittle mineral content of the shale is high.Detrital minerals of the shale have good adsorption property.The gas content of downhole samples shows a positive correlation to organic carbon content，but the correlation of outcrop samples is not obvious due to weathering.The selected Middle-Lower Ordovician shale gas areas are located in the eastern Tarim basin with an area of about 1 582 km2，in Weili county with an area of about 1 058 km2，respectively.The estimated oil and gas reserves amount to 17 814×108m3.

Tarim basin；Ordovician；Saergan formation；Heituao formation；shale gas；reservoir Characteristic；shale；gas content

TE112.23

A

1001-3873（2016）04-0409-08

10.7657/XJPG20160405

2016-03-22

2016-06-02

国家自然科学基金（41372143）；国家科技重大专项（2011ZX05003-001）

乔锦琪（1992-），男，甘肃庆阳人，硕士研究生，石油地质，（Tel）13391530973（E-mail）thestonebridge@yeah.net