湖南扬子地区志留系龙马溪组页岩气成藏条件及前景评价

李国亮，王先辉，杨 俊，刘天一，罗 鹏

LIGuo-Liang,WANGXian-Hui,YANGJun,LIUTian-Yi，LUOPeng

(湖南省地质调查院，长沙410116)

(Hunan Insititute of Geological Survey,Changsha 410116,China)

随着中国南方海相页岩气勘探力度的加大，进一步指示出南方油气资源良好的开发前景。湖南地处扬子陆块与华南陆块过渡的区域，湘西北-湘中大部分位于扬子地区。地域上烃源岩有利层位较多、分布面积较广、厚度较为稳定、有机质含量丰富，页岩气富集成藏条件十分优越，详细地掌握黑色页岩其成藏条件及含气特征对于解决湖南缺油少气的现状十分有利。

本文在大量野外详查和实验分析的基础上，结合湘西北-湘中地区有利页岩层展布规律和存储机制优选志留纪龙马溪组(将奥陶纪五峰组页岩并入其中)进行探讨和分析，旨在全面、详细的评价龙马溪组页岩气成藏潜力。

1 地质概况

在晚奥陶世中上扬子海域被古隆起包围，形成一局限海盆，使广大海域处于还原条件。同时陆地不断扩大，海域面积缩小。局限浅海相带几乎遍及整个中上扬子沉积区，沉积一定厚度的黑色页岩层，分布稳定，生物以笔石占绝对优势。区内志留纪的沉积作用，正是在这样一种区域构造与古地理背景中开始与发展起来的（图1）。

图1 湖南省早志留世岩相古地理图Fig.1 The Early Silurian lithofaciespaleogeographic map of Hunan province,China

以沅陵、桃源一线为界，界线西北向为上扬子地区，湘西北龙马溪组底部普遍见有含炭质页岩夹含炭泥质粉砂岩，厚度10~67 m。岩石中普遍含星散状黄铁矿，具发育水平微层理、透镜状层理。产丰富的笔石化石，多为聚合式保存，说明属陆棚相滞留盆地沉积。龙马溪组中上部以灰绿色至灰色页岩、粉砂质页岩、砂质页岩为主，夹薄层至厚层状石英细砂岩及泥质粉砂岩。该套岩层的沉积构造因岩性不同而有所差异，其中泥质岩以水平层理为主，砂岩则具沙纹层理，并可见波痕。生物化石以笔石较常见，呈分散式埋藏，缺乏底栖生物。上述特征表明仍属于陆棚滞留盆地环境。界线南东湘中地区主要由黑色炭质页岩、泥质粉砂岩、粉砂质炭质页岩组成，厚一般为10~20 m，同样含星散状黄铁矿。笔石化石较为丰富，呈聚集式埋藏，底栖生物绝迹。属于欠补偿盆地沉积。

图2 龙马溪组黑色页岩有机碳（TOC）平面分布等值线图Fig.2 The TOCisolinemap of the Longmaxi Formation black shale

2 页岩气成藏条件

优越的沉积条件和封闭性较好的还原环境是黑色页岩形成的重要条件。其黑色页岩层是否具有良好的生烃产气能力需结合沉积环境和物化性特征等因素来判定，主要体现在页岩层的有机地化指数、储集性能及保存条件等综合指标上。所以针对相关因素的影响和指示意义进行相应的实验研究分析和数理统计是十分必要的。

2.1 有机地化特征

2.1.1 有机质丰度分析

由于沉积岩中有机质的丰度用其中总有机碳含量（TOC）来衡量。同时页岩气有机碳含量直接影响其总含气量的高低。本次对龙马溪组黑色页岩进行了有机碳取样分析，样品主要来自剖面按层取样和散点控制取样相结合方式。

采样分析岩性主要为炭质页岩、含炭质泥岩、炭质硅质板岩，测试数据值33个，其中21%的样品TOC值在0.5%~1.0%之间，57%的样品TOC值在2.0%~4.0%之间，总体平均值为2.0%。从龙马溪组黑色页岩有机碳含量直方图（图3）也能反映出其TOC值分布区间，近似于峰值为1.0%~2.0%的正态分布。整体有机碳含量较高，是很好的烃源岩，生气能力较高。在其平面分布等值线图（图2）上看，高值区主要在来凤、龙山地区和永顺一带，TOC值在1.0%~2.0%区间出露范围最大，占区内70%的面积。整体变化趋势是北低南高。由于剥蚀覆盖的原因，其主要研究区集中在石门-桑植复向斜至沅麻盆地。

图3 龙马溪组黑色页岩有机碳含量统计直方图Fig.3 Theorganic carbon content statisticshistogramof the Longmaxi Formation black shale

2.1.2 有机质成熟度分析

有机质成熟度反映了沉积盆地里源岩各个演化阶段，代表其经历的最高温度，是评价页岩气成藏条件的重要参数之一。页岩气的生成与聚集不仅要具有丰富的有机质和良好的有机质类型，还需要达到适宜的成熟度。等效镜质体反射率与有机质的成熟度有很好的对应关系。因此，镜质组反射率作为有机质成熟度最可靠的指标来分析。

对龙马溪组含气页岩层样品进行R o值测试分析（表1），共分析样品18个，其R o值分布区间在1.92%~3.33%，R o平均值为2.59%。从表1可见其R o值整体在2.50%附近，为成熟-过成熟阶段。结合其平面等值线展布图（图4）,可见龙马溪组黑色页岩R o展布区域主要在湘西北和湘中靠近雪峰山南侧，主要出露在桑植-石门一带以及雪峰山东南缘。R o高值区域主要在泸溪-吉首以及靠近湘中的安化附近。从图4可以看出区域上R o值整体有两个低值区和两个高值区，形成两峰两谷，两谷的R o值分别在永顺和新化附近，为低值区；在安化和泸溪形成两个峰值，高值在3.50%附近。从平面分布图上可见R o值大范围上以1.50%~2.50%为主，占整个湘西北研究区的80%以上。所以从龙马溪组成熟度来看，本层位的页岩气开发潜力巨大。

表1 龙马溪组黑色页岩样品R o分析测试结果表Table 1 The R o test results of the Longmaxi Formation black shale samples

图4 龙马溪组黑色页岩成熟度（R o）平面分布等值线图Fig.4 Thematurity(R o)isolinemap of the Longmaxi Formation black shale

2.1.3 有机质类型的确定

龙马溪组中主要碳同位素实验值为-31.4‰~-27.1‰，均值为-29.6‰，依据干酪根类型划分参数指标碳同位素13C‰(PDB)小于-28‰者划分为Ⅰ型；其次干酪根显微组分显示其腐泥质成分在65%~81%之间，均值为73%，惰质组为20%~55%范围，均值为31%，无壳质组和镜质组，其腐泥质占据主要成分，说明其成因来源于低等水生生物，生油潜力较好，为典型的Ⅰ型。综合碳同位素和干酪根显微组分的分析对比，对龙马溪组黑色页岩层的干酪根类型基本划分为Ⅰ型，生油潜力较好，是良好的页岩气目标层位。

2.2 黑色页岩储集特性

2.2.1 矿物组成

龙马溪组以高脆性矿物和适当粘土矿物组合(表2)为主，碳酸盐矿物含量甚微，优质烃源岩在矿物组成三角图（图5）上分布比较集中，在三角图上主要靠近硅质型泥页岩一侧，整个脆性矿物含量在60%~86%为主，剩余24%~54%以粘土矿物为主，脆性矿物为石英和长石，粘土矿物在本组地层中主要为伊利石和伊/蒙间层，其次为高岭石和绿泥石。不仅有较为丰富的脆性矿物有利于改造，更在此基础上吸附气对于粘土矿物的依附量有所保障。因此，从矿物组成上看龙马溪组是对于页岩气的勘探开发和含气量都是十分有利的层位。

表2 龙马溪组黑色页岩部分样品矿物组分表Table 1 The mineral components of the part samples of the Longmaxi Formation black shale

图5 龙马溪组黑色页岩矿物组成三角图Fig.5 The mineral composition triangleof the Longmaxi Formation black shale

2.2.2 页岩物性特征

孔隙度对黑色页岩的储集性能有十分重要的影响，良好的孔隙空间可以提高油气存储能力，同时也提供了一定的运移通道和富集空间。对龙马溪组黑色页岩进行孔隙度测试结果为0.2%~8.4%，平均值为2.3%，孔隙度处于2%~5%之间，较低。其次龙马溪组黑色页岩样品的渗透率极低，基本小于0.04×10-3μm2。结合美国及相关地区对页岩气勘探开发资料显示，大多数产气页岩为低孔低渗，而龙马溪组页岩孔渗条件正好与此相吻合，证明其具备良好的页岩气储集能力。

龙马溪组黑色页岩扫描电镜试验显示页岩基质、有机质中存在大量微小孔洞和裂隙。页岩中孔径小于10 nm的微孔隙体积占页岩总孔体积的5.1%~26.9%，平均为20.1%；孔径介于10~50 nm之间的微孔隙体积占总孔体积的39.2%~55.1%，平均为46.3%；孔径大于50 nm的微孔隙体积占总孔体积的20.7%~50.5%，平均为33.6%。可见，孔径大于10 nm的中孔及宏孔对页岩总孔体积的贡献最大。孔径小于10 nm的微孔隙对总孔面积的贡献最大，其表面积占总孔面积的28.4%~79.4%，平均为63.9%；孔径介于10~50 nm的微孔隙的孔表面积占总孔面积的17.3%~59.2%，平均为30.6%；孔径大于50 nm的微孔隙孔表面积占总孔面积的2.5%~12.3%，平均为5.5%（图6）。龙马溪组页岩中纳米级的微孔隙十分发育，可以为游离态及吸附态的页岩气提供储集空间（图7）。而且页岩内孔隙的孔表面积主要来自于孔径小于50 nm的微孔隙的贡献，有利于吸附气的保存。

图6 龙马溪组页岩样品孔径分布与孔体积、孔面积百分比直方图Fig.6 Theporesizeand porevolume,poreareapercentagehistogramof the Longmaxi Formation shalesamples

2.3 含气页岩保存条件

龙马溪组形成于加里东期中晚期，在湘西北地区分布广泛，出露情况较好。其次在雪峰山南侧靠近湘中盆地地区也有所分布。龙马溪组含气页岩主要深度范围在1000~2000 m之间，其分布区域较为集中，主要为石门-桑植-花垣一带以及涟源凹陷内。龙马溪组在深度上适中，符合最佳开采深度3500 m范围内。主要黑色页岩的厚度在区域上有一定变化特征，主要在10~50 m不等，在石门-桑植复向斜北西至龙山、来凤方向厚度增大，厚度基本满足开发条件。在整个区内，龙马溪组黑色页岩气产状较为平缓，倾角大多小于20°，有利于页岩气的保存和储量计算。因此，对于龙马溪组的大力开发和研究是十分必要的。

图7 龙马溪组黑色页岩样品微孔隙、微裂隙扫描电镜特征Fig.7 Themicropore,microfracturecharacteristicsof the Longmaxi Formation black shalesamplesunder SEM

3 结论

（1）在湘西北地区龙马溪组中下部沉积属陆棚相滞留盆地沉积；而在湘中以及湘东南地区属于欠补偿盆地沉积。主要沉积了一定厚度的黑色页岩层，特点为分布面积广、厚度区域上较为稳定、有机碳含量高，整个富集成藏条件十分优越。其整体埋深范围在1000~2000 m之间为主，构造产出较为平缓。而向湘中、湘东南方向砂质含量增高。

（2）本地区龙马溪组黑色页岩实验分析数据显示：21%样品TOC值在0.5%~1.0%之间，57%样品TOC值在2.0%~4.0%之间，整体平均值为2.0%，有机碳含量高；黑色页岩的R o值分布区间为1.92%~3.33%，平均值为2.59%，处于成熟到过成熟阶段。孔隙度为0.2%~8.4%，平均值为2.3%，孔隙度处于2%~5%之间，较低；渗透率极低，基本小于0.04×10-3μm2。总有机碳含量高、达到一定的成熟度、低孔低渗正好吻合美国及相关地区对页岩气勘探开发的实例条件。

（3）结合龙马溪组的地质背景以及页岩层的有机地化特征、储集性能、页岩气保存条件等指标，揭示出在石门-桑植复向斜至湖北来凤、重庆黔江一带页岩气勘探潜力较大，其次在雪峰山东南缘泸溪-安化一带页岩气隐藏潜力不容忽视。

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