川东南地区下志留统页岩气成藏条件分析

余 川 （西南石油大学资源与环境学院，四川成都610500 重庆地质矿产研究院页岩气研究所，重庆400042）

包书景 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

秦启荣 （西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500）

聂海宽 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

朱 浩 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳473132）

邵晓州 （西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500）

川东南地区下志留统页岩气成藏条件分析

余 川 （西南石油大学资源与环境学院，四川成都610500 重庆地质矿产研究院页岩气研究所，重庆400042）

包书景 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

秦启荣 （西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500）

聂海宽 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

朱 浩 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳473132）

邵晓州 （西南石油大学资源与环境学院，四川 成都610500）

川东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩为一套优质的海相烃源岩，通过对野外露头及井下样品的试验分析，获得了控制页岩气成藏的关键地质参数；并类比美国主要产气页岩发育特征，认为研究区下志留统龙马溪组页岩具备页岩气发育的物质基础。综合研究表明，沿着该区2个深水沉积中心黑色页岩沉积厚度大、有机碳含量较高、成熟度高、生烃强度大、储气能力强、埋深适中。采用综合信息叠合法预测研究，认为綦江南部地区和武隆－彭水地区是研究区页岩气发育有利区，并采用体积法初步估算了两个有利区的资源量，分别为1.2×1012m3和0.70×1012m3，显示出该区巨大的页岩气资源勘探潜力。

资源量；成藏条件；有利区；页岩气；下志留统；川东南

页岩气是潜力巨大的非常规天然气资源［1］。美国是进行页岩气商业开采最早的国家，并步入了页岩气开发快速发展阶段，美国页岩气勘探取得的巨大成功，使得页岩气资源在全世界受到了广泛的重视［2］。中国对页岩气的研究与勘探开发还处于探索阶段，国内已有众多专家和学者对页岩气成藏机理、成藏条件、有利区预测和资源评价等进行了研究［3～6］，并提出了中国页岩气的勘探前景，如张金川等［7］、聂海宽等［8］分析了中国南方的页岩气成藏条件，认为下寒武统和下志留统是南方海相地层页岩气发育最有利的层系；王社教等［9］、蒲泊伶等［10］对整个四川盆地下志留统页岩气成藏条件进行了探讨，均认为下志留统具有良好的页岩气勘探前景。川东南地区主体位于四川盆地东南部拗褶区，横跨川东高陡构造带和川南中低缓构造带，构造演化复杂，页岩气成藏控制因素还有待进一步落实。笔者通过野外露头观测、井下岩心观察和样品试验分析等方法，并类比美国主要页岩气藏特征，从沉积背景、页岩地质特征、页岩有机地化参数、物性等方面对川东南地区下志留统页岩气成藏条件进行了研究，预测了页岩气发育有利区，并估算了资源量。

1 页岩气成藏条件分析

1.1 沉积相

晚奥陶世－早志留世期间，川东南地区发生了洋陆转换、陆陆碰撞，即华南洋向江绍一带俯冲、消减形成江南－雪峰山造山带，与牛首山－黔中古隆起相连，研究区由大陆边缘转为前陆体系，在造山带前缘形成前陆盆地，包括牛首山－黔中古隆起前缘的上扬子浅海－滨海前陆盆地、武陵山－雪峰山造山带前陆盆地和江南浅海前陆盆地，形成川南和鄂西－渝东两个深水陆棚区 （图1），从西向东分别为自贡－泸洲和南川－道真－武隆两个黑色页岩沉积中心。下志留统龙马溪组沉积期，扬子大部分地区处于闭塞、半闭塞滞流海盆环境，高海平面、生烃母质生物的高生产率和高埋藏率等因素的正向叠加，使得上扬子地区龙马溪组发育了一套富含微粒黄铁矿和笔石化石、有机质丰富的黑色泥 （页）岩［11］。龙马溪组黑色页岩有机质来源于低等水生浮游生物和藻类等，有机质类型好，多为腐泥型 （Ⅰ型），是一套优质的烃源岩。从沉积环境方面讲，以上两个深水沉积中心更有利于形成富含有机质的泥页岩，黑色页岩最为发育。

图1 川东南地区下志留统黑色页岩厚度等值线图

1.2 厚度和埋深

通过对川东南地区下志留统地层的野外地质调查，并结合区域地层调研资料，掌握了下志留统龙马溪组地层的发育特征及展布规律。研究区下志留统龙马溪组黑色页岩主要发育在牛首山－黔中隆起至江南－雪峰山隆起以北较深水的非补偿性缺氧环境中。受黔中古隆起的影响，在南部靠近古隆起边缘的地区，富含有机质黑色页岩厚度较薄，往北厚度增大，处于沉积中心附近的则厚度最大。研究区黑色页岩位于龙马溪组下部，厚度主要在20～120m范围内 （图1），如贵州习水吼滩剖面实测黑色页岩有效厚度为33.8m，重庆綦江观音桥剖面实测黑色页岩厚度为61m （图2），有效厚度大于30m的区域基本上位于大足－重庆－涪陵一线以南和叙永－习水－桐梓一线以北的广大地区。由于研究区构造抬升幅度大、挤压强烈，导致下志留统龙马溪组地层埋深整体上由东南向西北增加，在大致沿七岳山断裂带以东－以南出露剥蚀严重 （图1），断裂以西，埋深逐渐增加，在1000～5000m之间。总体来看，研究区下志留统龙马溪组黑色页岩具有分布面积广、厚度大、埋深适中的特点。

图2 川东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩野外露头照片

1.3 有机质丰度和成熟度

研究区龙马溪组黑色页岩干酪根的δ13（PDB）为－28.17‰～－29.05‰，平均值为－28.85‰，说明该套烃源岩母质以Ⅰ型干酪根为主，混有少量的Ⅱ型干酪根。平面上，高含有机碳页岩主要发育在黑色页岩的沉积中心，围绕川中古隆起、牛首山－黔中古隆起和雪峰山古隆起形成川南－黔北和鄂西－渝东两个有机碳含量 （TOC）高值区 （图3）。在兴文－叙永一带为川南－黔北高值区，TOC普遍大于2%，局部地区超过4%；在鄂西－渝东的武隆－道真－彭水一带也为有机碳的高值区，普遍大于2%；在武隆－彭水一带超过4%。总体上，研究区下志留统黑色页岩TOC普遍较高，生烃潜力大，其中东北部和西南部是2个高含有机碳页岩的发育区。

研究区经历了多次隆升剥蚀及再埋藏的构造演化，下志留统黑色页岩热演化程度较高，平面上，大部分地区页岩有机质镜质体反射率（Ro）大于2%，处在高成熟和过成熟阶段，尚具备一定的生气能力。高值区主要分布在泸洲－赤水－习水一带，Ro最大值超过3% （图3）。从目前勘探开发情况讲，对于热成因的页岩气藏，高成熟度不是制约聚集的主要因素，如圣胡安盆地Lewis页岩气藏和福特沃斯盆地Barnett页岩气藏为高成熟度的页岩气藏，页岩气主要来源于热成熟作用产物，从这个角度分析，下志留统较高成熟度的页岩能发育热成因的页岩气藏。

图3 川东南地区下志留统黑色页岩有机碳、Ro等值线图

图4 习水吼滩剖面下志留统龙马溪组黑色页岩矿物组成纵向分布

1.4 储集物性和吸附性

在常规储层研究中，物性指标是评价储层特征的主要参数，这对于页岩气藏同样适用，一方面孔隙和裂缝可作为游离态天然气的储集空间；另一方面，在页岩气排采过程中，有助于吸附态气体的解析作用；页岩作为一种特殊的储集岩，一般呈现微孔低渗的特征，但页岩中裂缝的发育会改善页岩的孔渗性能；因此，页岩的孔缝特征对于页岩气藏的形成与有效开发至关重要。

1）矿物组成 页岩的矿物组成，在一定程度上决定了页岩产生裂缝的能力，当页岩含有较少量的膨胀性粘土矿物和较多量的脆性硅质矿物时，页岩脆性增强，易于产生裂缝，有利于后期的压裂改造［9］。通过X射线衍射分析，研究区下志留统黑色页岩的矿物组成主要为石英和粘土矿物，长石次之，含少量的方解石、白云石、黄铁矿等，石英含量在30%～70%之间，粘土矿物含量在20%～60%之间。剖面上如图4所示，石英和粘土矿物含量变化较大，在龙马溪组下部，石英含量大于粘土含量，普遍大于50%；向上，石英含量减小，粘土含量增加。据统计，美国福特沃斯盆地Barnett页岩的石英含量在40%～60%之间，这表明龙马溪组下部黑色页岩是易于产生裂缝的，有利于后期的压裂改造。

图5 川东南地区下志留统黑色页岩孔缝特征

2）孔渗特征 在显微镜和扫描电镜下，可以观察到不同大小的孔隙、喉道、晶洞和微裂缝组成的复杂多孔系统，并具有网状连通的特征 （图5）。在页岩气藏中，这些孔缝是主要的储集空间，赋存了大量的游离态天然气，孔隙度大小直接控制着游离态天然气的含量。根据物性试验，研究区下志留统黑色页岩孔隙度分布在4.5%～11.2%之间，渗透率在 （0.0047～0.0116）×10－3μm2之间，孔喉半径分布在0.00～0.16μm之间。总体上，下志留统黑色页岩具有大孔发育少、微孔发育多、喉道细、孔隙度大、渗透率小的特点。

3）吸附能力 不同于常规天然气藏，页岩气具有游离态、吸附态或溶解态等多种赋存方式，页岩对天然气的吸附能力在很大程度上控制着页岩的含气量。通过等温吸附试验，表明在一定温度压力下，页岩的吸附能力与压力、TOC具有很好的正相关性 （图6）。研究区下志留统黑色页岩样品等温吸附测试显示，在试验温度30℃，压力10MPa下，页岩的吸附气量在1.65～2.9m3/t之间，平均2.33m3/t，这和美国福特沃斯盆地Barnett页岩的吸附能力具有一定的可比性［12］，有利于吸附态天然气的聚集。

图6 习水吼滩剖面下志留统龙马溪组页岩等温吸附模拟结果

2 下志留统页岩气发育有利区预测

综上所述，研究区下志留统龙马溪组黑色页岩具有分布广、厚度大、埋深适中、有机碳含量高、储气能力强、处在高成熟和过成熟阶段等特点。通过与美国主要产气页岩发育特征对比分析，认为该套页岩具备形成页岩气藏的物质基础。美国页岩气的成功勘探开发表明，页岩气产出最好的地区必须是有机碳含量高、厚度大、孔隙度和渗透率高以及适当的热成熟度、埋深、裂缝发育、湿度、温度和压力等条件匹配良好的区域。因此，笔者根据页岩气发育的关键参数指标，采用综合信息叠合法对研究区页岩气发育有利区进行预测 （图7），认为綦江南部地区和武隆－彭水地区是研究区页岩气发育有利区，面积分别为4360km2和2500km2。利用有利区下志留统黑色页岩发育厚度、面积、密度以及含气能力等参数，采用体积法初步估算了这两个有利区的资源量，分别为1.2×1012m3和0.70×1012m3。

图7 川东南地区下志留统页岩气发育有利区预测

3 结 论

1）川东南地区早志留世沉积期，沿川南和鄂西－渝东两个深水陆棚区形成了下志留统两个黑色页岩发育中心，黑色页岩厚度大，埋深适中，有机碳含量高，生烃强度大，储气能力强，处在高成熟和过成熟阶段，通过与美国主要产气页岩发育特征对比分析，认为该套页岩具备形成页岩气藏的物质基础。

2）剖面上，龙马溪组下部页岩气发育条件更为优越；平面上，綦江南部地区和武隆－彭水地区是研究区下志留统页岩气发育有利区，初步估算了两个有利区的资源量分别为1.2×1012m3和0.70×1012m3，显示出巨大的页岩气资源勘探潜力。

［1］闫存章，黄玉珍，葛春梅，等.页岩气是潜力巨大的非常规天然气资源 ［J］.天然气工业，2009，29（5）：1～6.

［2］Montgomery S L，Jarvie D M，Bowker K A，et al.Mississippian barnett shale，fort worth basin，north－central texas：gas－shale play with multi－trillion cubic foot potential［J］.AAPG Bulletin，2005，89 （2）：155～175.

［3］张金川，金之钧，袁明生.页岩气成藏机理和分布 ［J］.天然气工业，2004，24（7）：15～18.

［4］吴礼明，丁文龙，张金川，等.渝东南地区下志留统龙马溪组富有机质页岩储层裂缝分布预测 ［J］.石油天然气学报，2011，33（9）：43～46.

［5］潘仁芳，陈亮，刘朋丞.页岩气资源量分类评价方法探讨 ［J］.石油天然气学报，2011，33（5）：172～174.

［6］张大伟.加速我国页岩气资源调查和勘探开发战略构想 ［J］.石油与天然气地质，2010，31（2）：135～139，150.

［7］张金川，汪宗余，聂海宽，等.页岩气及其勘探研究意义 ［J］.现代地质，2008，22（4）：640～646.

［8］聂海宽，唐玄，边瑞康.页岩气成藏控制因素及我国南方页岩气发育有利区预测 ［J］.石油学报，2009，30（4）：484～491.

［9］王社教，王兰生，黄金亮，等.上扬子区志留系页岩气成藏条件 ［J］.天然气工业，2009，29（5）：45～50.

［10］蒲泊伶，蒋有录，王毅，等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析 ［J］.石油学报，2010，31（2）：225～229.

［11］张海全，许效松，余谦，等.扬子板块西北缘晚奥陶——早志留世岩相古地理演化与烃源岩的关系 ［J］.石油天然气学报，2010，32 （2）：43～47.

［12］Martineau D F.History of the Newark East field and the Barnett Shale as a gas reservoir［J］.AAPG Bulletin，2007，91 （4）：399～403.

Analysis of Reservoir－forming Conditions of Shale Gas in Lower Silurian of Southeast Sichuan Area

YU Chuan，BAO Shu－jing，QIN Qi－rong，NIE Hai－kuan，ZHU Hao，SHAO Xiao－zhou（First Author's Address：College of Resources and Environment，Southwest Petroleum University Chengdu610500，Sichuan，China）

The black shale in Longmaxi Formation of the Lower Silurian in the southeast Sichuan Area was a set of excellent marine hydrocarbon source rocks.According to the experimental analysis of outcrops and down－hole samples，the key geologic parameters controlling the reservoir formation of shale gas were obtained.Comparing with the characteristics of major gas－producing shale in the United States，it was considered that the shale in Longmaxi Formation of Lower Silurian in the studied area had the material base of the gas development.The comprehensive study shows that along the nearby two deep－water sedimentation centers of the area，the black shale is characterized as a great thickness with higher TOC content，high thermal maturity，high intensity of hydrocarbon－generation，strong ability of gas accumulation and appropriate buried depth.Forecasting with the comprehensive information overlay method，the result shows that southern Qijiang and Wulong－Pengshui Areas are the favorable zones for shale gas development.And preliminary estimation made with the volumetric method shows that the shale gas volume in the two areas is 1.2×1012m3and 0.70×1012m3respectively，which indicates a great potential for shale gas exploration in the southeast Sichuan Area.

resource volume；reservoir－forming condition；favorable zone；shale gas；lower Silurian；southeast Sichuan Area

TE122.1

A

1000－9752 （2012）02－0041－05

2011－07－11

全国油气资源战略选区调查与评价国家专项 （2009GYXQ－15）。

余川 （1985－），男，2007年大学毕业，硕士生，现主要从事非常规天然气地质研究工作。

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