涪陵-重庆地区龙马溪组页岩地化特征及页岩气资源潜力评价

胡 润，陈义才，郑海桥，童小俊 任东超 孙超亚

(成都理工大学能源学院，四川成都 610059)

涪陵-重庆地区龙马溪组页岩地化特征及页岩气资源潜力评价

胡 润，陈义才，郑海桥，童小俊 任东超 孙超亚

(成都理工大学能源学院，四川成都 610059)

四川盆地东部涪陵-重庆地区龙马溪组发育深水陆棚环境，现今埋藏深度多数在2 000～3 500 m，具有页岩气成藏和开发的有利条件。根据四川盆地东部涪陵-重庆地区钻井资料,结合前人关于龙马溪组沉积相带研究成果，综合分析龙马溪组页岩的有机质丰度、类型及成熟度特征。研究认为该地区龙马溪组下段页岩残余有机碳含量平均2.54%，干酪根有机质类型为I型，成熟度在2.20%～3.13%，处于过成熟演化阶段。采用有机碳产烃率法模拟计算研究区龙马溪组下段富有机质页岩的生气强度为(40～80)×108m3/km2，应用成因体积法、资源丰度法估算出页岩气地质资源量为(6.0～8.6)×1012m3，资源量丰度为(4.0～5.7)×108m3/km2。

四川盆地；涪陵-重庆地区；龙马溪组;页岩气;烃源岩;资源潜力

页岩气藏与常规气藏有着很大的不同，它属于“连续型”天然气成藏组合。“连续型”天然气成藏组合，实际上就是在一个大的区域(通常是区域范围内)不是主要受水柱压力影响的天然气成藏组合[1]。页岩气主要以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，表现为典型的烃源岩层内就近聚集“原地成藏”模式[2]。四川盆地及周缘地区发育上奥陶统-下志留统五峰-龙马溪组海相黑色页岩，曾祥亮等(2011)将该层位与Barnett页岩做了对比，认为沉积环境相似，但其中龙马溪组页岩的岩性更为复杂一些[3-4]。2012年11月，JY1井在龙马溪组试获日产20.3万方高产工业气流，之后在焦石坝构造连续多口井试获高产工业气流，发现焦石坝页岩气田，表明龙马溪组页岩气具有重大勘探潜力。本文利用JY1、座3、临7、合12和华浅1井等的钻井、录井、测井等原始资料和页岩地球化学分析测试，分析涪陵-重庆地区龙马溪组烃源岩地球化学特征，并对页岩气资源潜力进行综合评价，以期为四川盆地海相页岩气进一步勘探开发提供重要依据。

1 研究区概况

1.1 构造位置与地理特征

涪陵-重庆地区包括重庆市南川、武隆、涪陵、丰都、长寿、垫江、忠县、梁平等区县，区域构造位于四川盆地东部的高陡构造带，面积为1.5×104km2(图1)。川东高陡褶皱带，西侧以华蓥山深大断裂为界与川中构造区相接，东侧以齐西深大断裂为界与鄂西断褶带相邻，北侧与秦岭褶皱带相接。盆地东部从南至北，构造走向由北北西转向北北东，再转向北东，形成四川盆地最具特征的弧形褶皱带。

图1 研究区位置及区域构造图

涪陵-重庆地区地表主要为侏罗系地层所覆盖，在高陡构造核部出露三叠系及二叠系地层，地势以低山丘陵为主，地表海拔多在700～800 m，高差一般在50～100 m。研究区内属亚热带季风性湿润气候，四季分明，热量充足，降水丰沛，长江干流横跨南北，水系发育。

1.2 区域沉积特征

四川地区早志留世总体上发育浅海陆棚相沉积。盆地东部受川中古隆起的影响，局部剥蚀出露，海侵方向主要来自研究区的东北方向，从西向东沉积相类型依次为古隆起-泥质浅水陆棚-泥质深水陆棚-砂泥质浅水陆棚-泥质浅水陆棚，页岩厚度达300～500 m[5]。川东地区在奥陶纪末期伴随着短暂的海退，相对海平面处于较低的位置。由于受周缘古陆的阻隔，在龙马溪组沉积早期形成了闭塞、半闭塞的滞留海盆还原环境，在泥质深水陆棚亚相发育一套50～200 m的黑色碳质、硅质页岩[6]。龙马溪组在中期沉积过程中，由于受川中乐山-龙女寺古隆起与雪峰山古隆起的不断影响，沉积海域面积逐渐缩小，水体深度也不断变浅，沉积速率逐渐变大。到龙马溪组沉积的晚期，随着前陆隆起的继续抬升，隆起后盆地的相对变浅，前隆泥岩层由于受到周围的环境不断改造，从而提供了更多的物源，使得海底的氧化还原环境发生了较大的变化，由缺氧的还原环境逐渐过渡为富氧的氧化环境[7]。所以，在川东地区，龙马溪组优质页岩主要发育在龙马溪组下段地层中。

2 页岩有机地球化学特征

页岩气作为一种典型的非常规源内气藏，其页岩的有机化学性质是控制页岩气成藏的关键内在因素之一。页岩有机质丰度、有机类型、热演化程度是单位体积内页岩气生成的物质基础。

2.1 有机质丰度

有机碳含量(TOC)在页岩气资源评价过程是一个非常重要的参数，现以成为判断潜力页岩油气藏的一个重要指标[8]。四川盆地东部下古生界有机质的成熟度较高，实验室现在所测的有机碳含量只是烃源岩生烃后残余的有机碳含量，因此用页岩残余有机碳的含量评价有机质丰度。在评价页岩有机质丰度时，将有机质丰度分为 5 级，即：TOC<0.5%为很差， 0.5%～1.0% 为差， 1.0%～2.0% 为一般，2.0%～4.0% 为好，大于4.0%为很好[9]。

根据研究区东部 JY1井龙马溪组下部页岩173块岩心样品化验分析结果统计，有机碳含量最小为0.55%，最大为5.89%，平均含量2.54%，并且具有自上而下有机碳含量逐渐增加趋势(图2)。JY1井龙马溪组富有机质页岩分布于龙马溪组下部(第1亚段～第4亚段)，有机碳含量平均值为1.66%～4.13%，龙马溪组上部页岩的有机碳含量低于1.0%。研究区西北部华浅1、座3井龙马溪组下部页岩有机碳平均含量为2.5%～3.5%；西南部临7井和安浅1井区有机碳含量略有降低，平均为1.5%～2.5%。

图2 JY1井龙马溪组有机碳含量纵向分布

参照泥质烃源岩有机质丰度评价标准，研究区龙马溪组下部可判定为优质烃源岩。前人研究认为，在中国南方海相地区，特别是I型有机质的页岩，残余有机碳的含量达到1%可作为页岩气的有效层段[9]。由此可见，研究区龙马溪组下部均有利于页岩气的生成。

2.2 有机质类型

2.2.1 干酪根显微组分

早古生代，全球范围内缺乏高等植物，干酪根的生物主要来源于低等水生生物、浮游动物。涪陵-重庆地区下志留统龙马溪组沉积颗粒细，富含笔石，为强还原环境。根据JY1井龙马溪组2块样品干酪根镜检分析结果(表1)，有机质以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，无壳质组和镜质组，有机质类型指数为92.84和100，属于Ⅰ型干酪根。

2.2.2 碳同位素组成特征

泥页岩中干酪根碳同位素也能间接的反映其母质的类别。不同类型的干酪根在成熟到高过成熟阶段，其有机碳碳同位素的变化非常小，小于1‰。国内外研究表明，腐植型干酪根碳同位素重于-26‰，腐泥型干酪根碳同位素较轻，一般小于-30‰[10]。JY1井下志留统龙马溪组2 339.33m和2 349.23m共2块灰黑色页岩和黑色碳质页岩干酪根碳同位素分别-31.9‰和-29.2‰，表现为腐泥型干酪根的特征。

表1 JY1井龙马溪组干酪根显微组分数据分析

2.3 有机质成熟度

干酪根的镜质体反射率是最直观的表征有机质成熟度的参数。针对龙马溪组页岩缺乏镜质组的情况下，可通过利用测定沥青反射率(Rb)来换算镜质组反射率[11-13]。本文应用丰国秀(1988)等在四川盆地建立的镜质体反射率与沥青反射率之间的关系进行换算[11]。JY1井龙马溪组86个烃源岩样品的沥青镜反射率为2.77%～4.14%，平均值为3.42%，换算为干酪根镜质体反射率为2.58%。华浅1、座3井龙马溪组换算的镜质体反射率相对较低，平均值为1.95%～2.15%，东深1和临7井的镜质体反射率相对较高，平均值为3.2%～3.5%。总体而言，研究区龙马溪组页岩有机质进入过成熟演化阶段，以生成干气为主。

3 页岩气资源潜力评价

3.1 页岩生气强度计算

页岩有机质生成的天然气是页岩气成藏的物质基础，页岩气藏是泥质烃源岩中天然气排烃之后的残余原生气藏。页岩有机质生气强度计算涉及的主要参数为有效页岩厚度、页岩的岩石密度、TOC和有机质的产烃率。页岩有效厚度是指有机碳含量超过1.0%的单层或连续厚度。研究区内龙马溪组有效页岩厚度自西南向东北递减，范围30～120 m。根据测井和分析化验资料，页岩的岩石密度一般在2.5～2.65 t/m3，取平均值2.6 t/m3。

页岩有机质在不同热演化程度下的产气率是生气量计算的关键性参数。研究表明，腐泥型干酪根的累积产气率一般为500～650 m3/(t·TOC)[14-15]，在本文中，烃源岩成熟度都达到过成熟阶段，在确定产气率时选取平均值575 m3/(t·TOC)。有机碳产气率计算页岩气生气强度公式为：

(1)

式中：H为有效页岩厚度，m；ρr为页岩的密度，t/m3；C残为页岩残余有机碳含量，%；D为原始有机质气态烃产率，m3/(t·TOC)；Q气为生气强度，108m3/km2。

根据公式(1)计算，研究区龙马溪组有效页岩的生气强度主要为(40～80)×108m3/km2(图3)。龙马溪组有效页岩在涪陵-长寿-江津一带的生气强度较高，大于80×108m3/km2，在铜梁-邻水-垫江地区及南川-綦江东南地区的生气强度较低，一般为(10～20)×108m3/km2。

图3 涪陵-重庆地区龙马溪组有效页岩厚度及生气强度(据张春明2013，李辉2013修编)

3.2 资源量估算

页岩气资源潜力计算的方法较多，主要分为静态法和动态法两大方面。研究区龙马溪组页岩气勘探程度较低，本文采用静态法中的成因体积法与体积丰度类比法，估算龙马溪组有效页岩的天然气资源量。

3.2.1 成因体积法

成因体积法是现阶段我国计算页岩气资源量的主要方法[16]，其计算公式如下：

Q资=0.01×Q气×S×(100-Kp)

(2)

式中：Q资——页岩气资源量，108m3；Q气——有效页岩生气强度，108m3/km2；Kp——页岩的排烃系数，%；S——有效页岩分布面积，km2。

成因体积法估算页岩气资源量的关键参数是排烃系数。页岩的排烃系数受多种因素的影响，除有机质丰度、类型、热演化程度等内部因素外，生储组合类型，即砂泥比、页岩单层厚度等都是影响泥页岩排烃能力重要的外部因素。郝石生等(1994)[17]对国内外学者关于页岩排烃系数研究结果的统计表明，页岩排烃系数变化范围较大，但是高-过成熟页岩的排烃系数一般在50%以上。研究区龙马溪组下部有效页岩的页岩单层厚度虽然多数大于30 m，但是受到喜山期构造抬升的影响，页岩干酪根终止生气的地质时间长大60多个百万年。根据天然气成藏的动平衡原理[18]，地质过程中长时期的天然气分子扩散不利于页岩气的保存。针对研究区龙马溪组页岩气的成藏地质条件，参考前人研究成果，将龙马溪组下部有效页岩平均排烃系数取值90%。按照公式(2)估算，研究区龙马溪组下部页岩气的资源丰度为(4.0～8.0)×108m3/km2，总资源量为(6.0～12)×1012m3。

3.2.2 资源丰度类比法

页岩气资源分布主要与有效页岩空间分布有关。在勘探程度较低的地区，通过资源丰度类比可估算页岩气的资源量。体积丰度类比法的计算公式为：

Q资=S×H×ρr×Qf×10-2

(3)

其中：S——有效页岩面积，km2，H——有效页岩厚度，m，ρr——页岩的密度，t/m3，取平均值为2.6 t/m3，Qf——页岩含气量，m3/t，Q资——资源量，108m3。

体积丰度类比法的关键是类比合理的页岩含气量。页岩含气量的影响因素较多，其中有机碳含量和埋藏深度是主要因素。在相似地质条件下，页岩有机碳含量与含气量具有正相关关系[19]。王世谦等(2013)[20]对四川盆地南部五峰组-龙马溪组及北美地区多套页岩气的含气量进行统计分析，指出埋藏深度较浅的(一般小于1 500 m)的页岩气藏的压力系数均为1.0，其平均含气量均为小于2.5 m3/t，随着页岩埋藏较深、储层压力产生异常高压时，页岩含气量也随之而升高。JY1井龙马溪组下部的埋藏深度约为2 300 m，页岩实测含气量为(0.51～3.06) m3/t，平均值1.718 m3/t。周宝刚(2014)[21]等综合研究认为，川南地区龙马溪组页岩含气量较高，平均1.85 m3/t，与实际情况相当。本文采用周宝刚研究数据，平均含气量取值1.85 m3/t。根据公式(3)估算，龙马溪组下部有效页岩资源量为(2.1～8.6)×1012m3，资源量丰度为(1.4～5.7)×108m3/km2，具有良好的资源前景。

4 结论

(1)涪陵-重庆地区龙马溪组页岩残余有机碳含量平均2.54%，达到了有效页岩有机碳的丰度下限及较好烃源岩的标准，可判定为优质烃源岩，有利于页岩气的生成。

(2)研究区内干酪根有机质类型为I型，有机质以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，无壳质组和镜质组。

(3)研究区内龙马溪组泥页岩成熟度在2.20%～3.13%，处于过成熟演化阶段，以生成干气为主。

(4)通过计算，涪陵-重庆地区龙马溪组页岩生气强度为(40～80)×108m3/km2，页岩气总地质资源量为(6.0～8.6)×1012m3，资源量丰度为(4.0～5.7)×108m3/km2，具备工业开采价值，是页岩气开采开发的有利区块。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)05-0033-05

2015-05-05

胡润，1991年生，2013年毕业于湖北科技学院地理科学专业，在读硕士研究生，从事油气成藏方向研究。

国家重大专项“南方海相页岩气开采试验”(2011ZX05018-006-07)。

TE122.2

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