典型盆外改造区高演化海相页岩勘探前景分析——以城口地区下寒武统页岩为例

刘斌，叶军，王胜，李平，余平，程静

（国投重庆页岩气开发利用有限公司，重庆 400043）

典型盆外改造区高演化海相页岩勘探前景分析
——以城口地区下寒武统页岩为例

刘斌，叶军，王胜，李平，余平，程静

（国投重庆页岩气开发利用有限公司，重庆 400043）

下寒武统海相页岩是中国南方页岩气勘探的主要领域之一。城口地区位于四川盆地东北部大巴山前缘逆冲推覆构造带，为典型的盆外改造区。该区下寒武统页岩为一套经历了多期强烈构造运动、高演化、高硅低黏土的深水陆棚相页岩。在钻探资料、测录井资料、化验测试数据的基础上，结合野外地表地质调查成果，总结了该套页岩的含气地质特征，认为城口地区下寒武统页岩埋深适中、有机质丰富、储层发育、地层倾角大、含气量高、保存条件好，且厚度与有效厚度大，具有良好的勘探前景。

盆外改造区；高演化；下寒武统；海相页岩；勘探前景

0 引言

据有关数据统计，全球页岩气资源量达187.03× 1012m3，相当于致密气与和煤层气资源量的总和。而中国页岩气资源量为28.00×1012m3，居世界第一，高出美国24.39×1012m3。因此，页岩气的商业化开发利用，将成为我国常规油气的有效补充，对缓解日益突出的能源供需矛盾、减少我国原油对外依存度，确保国家能源安全等具有深远的战略意义。

整体上来看，我国的泥页岩发育层位多、厚度大、分布广、面积大，海相地层分布的总面积为455×104km2，海相页岩气资源量占页岩气总资源量66.7%［1］。中国海相页岩产于古生界，经历了多期强烈的构造演化作用，使海相页岩最终分布于盆内、盆缘、盆外3个地质构造单元中。盆内、盆缘海相页岩地质条件（构造演化、保存条件、地层展布等）和工程建设条件（地表工程、水源工程、管网建设等）比盆外优越。而盆外页岩经历了多期强烈的构造运动、目的层直接暴露地表、大气淡水及地下水活动强烈、断裂大量发育，常被认为是油气勘探禁区。目前四川盆地盆内与盆缘的页岩气勘探已经获得突破，中石化在盆缘焦石坝地区、中石油在盆内威远、长宁地区的志留系龙马溪组海相页岩单日井产量均达10×104m3以上。城口地区属盆外页岩气勘查区，为华南板块与华北板块的碰撞结合部位，属大巴山前推覆构造带。区域构造主要以高幅抬升及强烈挤压为特点，断裂错综复杂，地层破碎且形变严重，是四川盆地东北部最强烈的改造区域，加之区内下寒武统海相页岩演化程度高，所以多数人认为城口地区页岩气勘探前景令人堪忧。城口区块是国内复杂山地页岩气潜在勘探领域的典型地区，随着该区新一轮的地质调查、参数井钻探、地球物理勘探等工作的开展，进一步详细分析城口区块下寒武统页岩含气地质条件，评价其勘探前景，对深入认识中国盆外改造区的页岩气成藏特征、评价勘探潜力，具有十分重要的现实意义。

1 区域概况

城口地区位于重庆市北缘，该区被城巴断裂分为了南北两部分，南边为华南板块扬子准地台的北部边缘，北边为华北板块秦岭地槽褶皱系的南缘。地表主要出露南华系、震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系、第四系地层。地貌以高山河谷、中山等为主，山脉呈北西—南东方向排列，悬崖峭壁随处可见，平地较少，沟壑纵横，河谷较多，水资源丰富。

2 构造与地层特征

研究区属大巴山逆冲推覆构造带，该构造带是印支期与燕山期两期逆冲推覆构造的复合产物。区内构造复杂，断层十分发育，以逆冲、逆掩推覆走滑断层为主，既有高陡近直立产状断层，也有平缓近水平产状断层。据参数1井岩心产状观测，中浅部地层由于受强烈构造应力作用的影响，地层产状变化大，以60～80°大倾角为主，露头发育有膝褶，尖棱褶皱，倾竖褶皱，平卧褶皱等多种构造样式（见图1）。派生的小断裂众多，断层走向与地层走向基本一致，断裂纵横交错，野外观测断裂密度为14条/100 km2。地层较破碎，产状混乱，常出现地层倒转现象。由于复杂强烈的构造作用，研究区地层为沉积-构造型非史密斯地层，水井沱组标准地层剖面难以建立，横向上地层对比难度大。该区下寒武统水井沱组为一套深水陆棚相地层，沉积稳定，埋深为0～4 000 m，厚度为300～1 300 m。

3 页岩的油气地质特征

该区下寒武统广泛发育海相页岩，分布面积广、厚度大、TOC高、有机质类型好、页岩含气量丰富，具有良好的页岩气形成条件。笔者在利用X衍射、扫描电镜、薄片观察、岩心解吸、等温吸附等测试手段的基础上，结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果，总结了页岩的地质特征。

图1 城口地区野外露头构造样式及特征

3.1 地球化学特征

该区水井沱组15个地表露头样品TOC为0.67%～8.75%，平均为2.80%。参数1井水井沱组28个井下岩心样品TOC为0.39%～41.30%，平均为6.03%，越往中下部TOC越高(见图2)，中下部硅质泥页岩中有35%的样品TOC大于10.00%。有机质类型以Ⅰ型为主，部分Ⅲ型，腐泥组体积分数达75%～98%。寒武系海相地层中镜质体的体积分数极少，所以有机质成熟度根据沥青反射率Rb和镜质组反射率Ro之间的换算关系式（Ro=0.618Rb+0.4）得出，水井沱组成熟度一般在2.1%～2.3%，热演化程度已经普遍达到了高—过成熟阶段。由于地层倾角大，成熟度在纵向上的变化不明显。

图2 参数1井下寒武统水井沱组页岩TOC随深度变化

3.2 页岩的储层特征

烃类气体在页岩层中生成后，会在页岩自身储集成藏，属于“连续型”聚集［2］。天然气在页岩储层中主要以3种赋存状态存在：以游离态赋存于孔隙或裂缝中；以吸附态赋存于有机质、黏土矿物表面；以溶解态赋存于干酪根、沥青、残留水和液体烃中。对已开发的页岩气研究得出，吸附态的天然气量可占天然气总量的20%～85%，由于温度、压力、物性的影响，吸附气解吸逃逸速度慢，故页岩储层中吸附气含量是气藏后期稳产的关键参数。

3.2.1 页岩储层岩石学特征

水井沱组岩石以炭质页岩、硅质页岩、硅质岩、白云岩、泥质粉砂岩为主。通过对19个井下岩心样品与15个地表岩石样品进行X衍射分析，主要矿物中黏土平均体积分数为13.9%，石英平均体积分数为51.0%，长石平均体积分数为10.0%，碳酸盐岩平均体积分数为20.1%，黄铁矿平均体积分数3.9%，为一套低黏土高硅质页岩。不同区域的水井沱组岩石矿物组成差异较大（见图3），如参数1井黏土矿物平均体积分数仅2.9%，而岚溪乡地表样品黏土矿物平均体积分数为33.5%。城口地区水井沱组与威远地区下寒武统筇竹寺组（石英体积分数30.8%～43.6%，平均为30.7%；黏土矿物体积分数为17.1%～45.4%，平均为34.01%）岩石矿物组成差异较大，前者的黏土矿物体积分数明显偏低。储层孔隙度为1.2%～17.6%，平均为4.4%；渗透率为0.003 2×10-3～0.068 0×10-3μm2，平均为0.014 0× 10-3μm2，物性较好。通过扫描电镜观察，储层空间主要有粒内溶孔、粒间溶孔、有机质孔、微裂缝、晶间孔，孔隙直径一般小于5 μm。

图3 城口地区水井沱组页岩矿物组分三角图

3.2.2 页岩的吸附能力与吸附气量

页岩的吸附能力往往是通过等温吸附实验得到，它通常受到多种因素的影响，如：TOC、矿物成分、孔隙结构以及体积、温度和压力等。其他地区关于页岩气的研究发现，吸附的甲烷与TOC有很好的相关性［3］。通过将城口地区下寒武统水井沱组5个页岩样品的TOC与甲烷吸附量进行对比，结果表明：研究区水井沱组页岩TOC与甲烷吸附量相关性不强，吸附能力总体比渝东地区下志留统龙马溪组页岩弱 （见图4），这可能由于城口地区下寒武统页岩矿物组成中的富硅现象造成［4］。

图4 TOC与吸附能力对比

页岩的吸附能力只是在封闭、指定的温度及压力条件下，页岩吸附甲烷达到饱和状态时含气量大小的反映。实际上，页岩的吸附能力强并不表明其在地下的吸附气量就高，因为在漫长的埋藏演化史中，含气地质系统并不是理想状态下的封闭系统，页岩的吸附气量随着温度、压力、成岩变化、构造演化、地下水等因素而变化。

一般来讲，页岩的温度越高，吸附能力越弱，压力越高，吸附能力越强。通过水井沱组井下岩心解吸实验获得了页岩30，60，90℃的解吸气量。结合地温梯度，这3个温度得到的解吸气量分别对应的是同一套页岩分别在埋深1 000，3 000，4 000 m时的解吸气量。岩心加热过程中收集的剩余少量游离气与吸附气共同组成解吸气。页岩加热到30℃状态下收集的解吸气含游离气与吸附气。60℃状态下收集的解吸气中，游离气含量极少。90℃状态下收集的解吸气中应几乎全为吸附气。所以同一块页岩样品90℃的解吸气量减去30℃的解吸气量就等于页岩吸附气量的绝大部分。统计表明，页岩的有机碳与吸附气量相关性不高（见图5），同样页岩的TOC与解吸气总量相关性也不高（见图6）。但解吸气总量大于0.5 m3/t，页岩的TOC则要求大于1.0%，说明了TOC是页岩总含气量高低的基础，而成岩作用（硅化、溶蚀、蚀变、钙化等）、构造作用、热演化作用对含气页岩进行了进一步改造。

图5 城口地区下寒武统页岩TOC与吸附气量的关系

图6 城口地区下寒武统页岩TOC与总含气量的关系

区内水井沱组页岩埋深在1 000 m以深总含气量明显变好（见图7）。李玉喜等人指出，页岩地层处于正常流体压力状态下，在1 150 m以浅，特别是在700 m以浅，页岩气中的吸附气含量随着深度增加而明显增加。在1 150 m以深，吸附气含量增加缓慢，在2 000 m以深，吸附气含量增加不明显。而游离气却随着埋深的增加表现出平稳增加的趋势。实验结果也显示出，埋深达到2 800 m左右，游离气达到吸附气量2倍以上［5］。Rick等人也指出，低压时页岩气以吸附气为主，高压时游离气占主体，游离气体积分数可高达80%［6］。据此推断，深部游离气含量逐渐增加，水井沱组泥页岩层间盖层的增多增厚，是导致埋深在1 000 m以深的页岩含气性变好的主要因素。

3.3 页岩的测井响应特征

利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观地识别页岩气储集层。水井沱组中页岩气储集层在常规测井曲线上有明显的特征响应。顶部含粉砂页岩具有中等自然伽马（110 API）、低密度（2.61 g/cm3）、高声波时差（60 μs/ft，1 ft=30.48 cm）特征；上部及中部含粉砂炭硅质页岩具有低自然伽马（30 API）、中密度（2.63 g/cm3）、低声波时差（50 μs/ft）特征；下部高硅质页岩具有高自然伽马（400 API）、高密度（2.67 g/cm3）、中声波时差（55 μs/ft）特征。高自然伽马（300～1 400 API）、高电阻率（6 000～30 000 Ω·m）是研究区含气页岩测井响应的主要特点，其对应的录井显示也较好。Belk-nap等人分析了200块不同类型的黏土岩的放射性元素，得出其平均质量分数约为钾2%、铀6×10-6、钍12×10-6。而下寒武统水井沱组7块井下页岩样品微量元素分析，钾质量分数为1.1%～11.1%，平均2.7%；铀质量分数为2.1×10-6～59.6×10-6，平均24.1×10-6；钍质量分数为0.40×10-6～3.60×10-6，平均1.62×10-6。故高铀质量分数是自然伽马值偏高的根本原因。而富含有机质与硅质、低黏土矿物、高热演化是页岩电阻值偏高的原因［7-8］。

图7 参数1井水井沱组页岩总含气量随深度的变化

3.4 有效页岩厚度

泥页岩层系厚度可通过露头调查、钻探、地震及测井等手段获得。在符合资源量起算提交的基础上，进一步综合分析确定含气泥页岩层系厚度，即有效厚度。页岩的有效厚度是评价页岩气区块资源丰度的关键参数，主要依据钻井、测井、录井、岩心测试、实验分析等各类资料来确定［9］。

参照国土资源部《页岩气资源评价及选区规程（试行）》中相关标准，结合城口地区水井沱组页岩特点，制定了适合本区的有效页岩厚度划分标准：1）页岩连续厚度大于30m且单层显示厚度大于3m；2）埋深1 000～4 500 m；3）TOC大于2.0%；4）脆性矿物体积分数大于40%；5）总含气量大于1 m3/t；6）孔隙度大于2%。按照这个标准，划分了参数1井水井沱组有效页岩厚度为84 m，总计15层，单层最大厚度为13 m，平均5 m。

4 勘探前景分析

城口地区下寒武统页岩地球化学与四川盆地内部下寒武统页岩地球化学指标相似，但地质、构造条件却有较大差别，均为深水陆棚沉积背景下形成的一套富含有机质的页岩。但城口地区处于板块碰撞带，后期大幅度的构造抬升和强烈的地质改造程度，使该地区页岩不可能整体富气［10-15］。通过以上页岩油气地质条件分析，结合钻井、物探、测井成果，指出了城口地区下寒武系水井沱组页岩勘探前景：

1）整体有机质质量分数高、类型好、成熟度适中，特别是水井沱组下部高有机碳含硅页岩具有良好的生烃基础。

2）页岩脆性矿物体积分数高、网状裂缝极为发育、物性较好、储集空间多样是良好的储层。

3）页岩厚度大，页岩之间能形成良好的层间盖层。由于挤压应力作用，断层皆为紧闭性逆断层，页岩内部常见镜面擦痕，断层的连通性差。

4）页岩吸附能力强，且吸附气含量高，具有良好的页岩气富集条件。

5）地层倾角大，使页岩视厚度大（视厚度为真厚度的2倍以上）。直井钻探能够揭示页岩的厚度达千米以上，替代了水平井钻探，节约了钻探成本。经地表勘察，沿河滩分布40余处可建井场（水井沱组），该地区具有良好的工程施工条件。

5 结束语

城口地区3口参数井钻井揭示下寒武统页岩显示情况良好，且单井揭示了258 m的含气页岩，说明了城口地区下寒武统页岩气资源潜力巨大。但强烈复杂的构造演化，使得横向上地层对比困难；井区之间构造地质特征差异较大，高倾角地层物探成像难等，导致了城口地区页岩气勘探难度较大。因此，页岩气地质资源的商业利用转化，依托于勘探开发技术的创新与应用。

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（编辑 赵旭亚）

Exploration prospect of high evolution marine facies shale in typical transformation zone of outside basin:Taking Lower Cambrian shale in Chengkou Area as an example

Liu Bin,Ye Jun,Wang Sheng,Li Ping,Yu Ping,Cheng Jing
(SDIC Chongqing Shale Gas Development and Utilization Company Limited,Chongqing 400043,China)

Lower Cambrian marine facies shale is one of the main areas for shale gas exploration in the south China.Chengkou Area is located in thrust nappe structures tectonic belt of northeast Sichuan Basin and it is the typical transformation zone of outside basin.Lower Cambrian shale is an experienced multi-period tectonic movement,high evolution,high silicon and low clay deep shelf facies shale.Based on the data of drilling,logging and testing and combining with geologic survey,the geological features of shale gas are summarized.Shale gas of this area has the characteristics of moderate depth,rich organic matter,reservoir development,high dip angle,high gas content,good preservation conditions and large thickness.It has good exploration prospects.

transformation zone of outside basin;high evolution;Lower Cambrian;marine facies shale;exploration prospects

TE122

：A

10.6056/dkyqt201501009

2014-11-01；改回日期：2014-12-10。

刘斌，男，1982年生，工程师，现从事天然气地质综合研究。E-mail：liubin_sdic@sina.com。

刘斌，叶军，王胜，等.典型盆外改造区高演化海相页岩勘探前景分析：以城口地区下寒武统页岩为例［J］.断块油气田，2015，22（1）：42-46.

Liu Bin，Ye Jun，Wang Sheng，et al.Exploration prospect of high evolution marine facies shale in typical transformation zone of outside basin: Taking Lower Cambrian shale in Chengkou Area as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：42-46.