川南地区龙马溪组有机质特征及其对页岩气富集规律的影响研究

潘 涛，朱 雷，王亚东，李晓萌.中国地质大学（北京）能源学院，北京0008；.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，库尔勒84000；.长江大学非常规油气中心，武汉4000



川南地区龙马溪组有机质特征及其对页岩气富集规律的影响研究

潘 涛1，朱 雷2，王亚东3，李晓萌3
1.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083；
2.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，库尔勒841000；3.长江大学非常规油气中心，武汉430100

摘要：四川盆地南部（简称“川南”）广泛发育多套下古生界海相泥页岩层系，其中龙马溪组为该区一套优良的烃源岩层，具备优越的页岩气形成条件。根据长宁和威远页岩气探区的钻井岩心、露头样品分析资料，对川南地区下志留统龙马溪组页岩有机质特征及其对页岩气富集规律的影响进行研究后表明，川南龙马溪组页岩的有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1型，有机碳含量较高（平均为2.52%），热演化程度为2.0%～3.8%，达到了高-过成熟阶段；研究区的有机质特征对页岩气的富集具有重要的影响，干酪根的类型决定着甲烷吸附能力强弱，有机质丰度和有机演化程度决定了页岩的生气量和含气量，同时高TOC和Ro也能促进有机质微孔隙的发育，为页岩气的富集提供更多有利空间。因此，研究认为川南地区龙马溪组有机质特征较好，有利于页岩气的富集成藏。

关键词：龙马溪组；页岩气；富集规律；有机质特征；含气性

First author：PAN Tao，Ph.D.Candidate；E-mail：pt_kof@126.com

目前，页岩气作为非常规领域崛起速度最快的天然气能源，已逐渐引起了世界范围内的重视。其主要在有机质丰富的泥页岩层系中富集，并大部分吸附在干酪根、有机质微孔隙和黏土矿物表面或游离于相对空间比较大的微裂缝、空隙等空间。具有典型的“源储一体”、资源潜力大、开采寿命长等特点（张抗和谭云冬，2009；闫存章等，2009）。经过初步测算，中国页岩气资源评估储量为20×1012～25×1012m3，约为国内常规气资源量的2倍以上（邹才能等，2010；董大忠等，2011），具有良好的勘探开发前景。

四川盆地志留系龙马溪组页岩在中国南方油气勘探历程中，是一套良好的烃源岩层系（翟光明等，1987），具备优越的页岩气地质条件。同时随着威远和长宁页岩气示范区在龙马溪层段已发现商业性页岩气流，川南地区志留系海相页岩层无疑成为了国内专家学者研究的焦点。中国页岩气的研究和勘探刚刚起步，对于页岩气富集成藏规律的研究还没成体系，且烃源因素对页岩气富集规律的影响研究相对薄弱。本文以长宁和威远探区的钻井、露头岩样和岩芯分析化验资料为基础，探讨页岩气在有机质特征影响下的富集规律，旨在为今后页岩气成藏研究和开发实践提供理论依据。

1 区域地质概况

四川盆地为一个典型次级构造单元，地处扬子地台偏西北一侧，盆地西缘与龙门山造山带相接，北端为大巴山前陆推覆带，以西北拗陷区、中部古隆起带和东南低陡构造带三个大的构造单元为主。川中地区以震旦刚性基地为主，构造稳定性强，基本没有大规模的断裂带；西北与东南方受强烈构造作用影响，发育大型坳陷带，整个川南地区构造总体上呈现北陡南缓特征。威远构造和长宁构造为川南研究区2个重要的页岩气示范区，威远构造带主要位于川中隆起区西南方，长宁构造带地处川东南拗褶带与滇北坳陷之间（如图1）。

晚奥陶-早志留时期，由于受到乐山隆起与黔中古隆起分割作用的影响，川南地区表现为典型深水陆棚相带（梁狄刚等，2008）。志留纪末的广西运动导致川中构造抬升，志留系普遍被剥蚀，威远构造顶部及其北缘龙马溪组几乎被剥蚀殆尽，整个四川盆地及其周缘地区仅仅残留下统，但在南部，下志留统发育较完整（牟传龙等，2011）。总体来看，川南志留系发育一套较稳定的泥页岩层系，沿乐山—龙女隆起向东南方逐渐增厚，以自贡—隆昌—泸州为沉积中心，埋深多在2000 m以上，最大厚度达到400～600 m，有机质特征良好，具有重大的研究意义。

图1 川南地区构造简图（红色方框内分别为威远和长宁页岩气示范区）Fig.1 Sketch map showing structures in the southern part of Sichuan Basin（red squares indicate Changning and Weiyuan shale gas demonstration areas）

2 龙马溪组页岩有机质特征

2.1 有机质类型

有机质类型是页岩产烃能力的决定因素（戴金星等，2003）。根据碳同位素分析，川南地区四口取芯井干酪根δ13C介于-27.2‰～-34.2‰，平均值分别为-29.3‰、-29.5‰、-31.0‰、-30.3‰（如表1），有机质显微组分统计显示，干酪根中以海相镜质组与沥青为主，占56%以上，壳质组和腐泥组含量大约为38%，惰质组在12%以内，说明母质类型较好，主要来源低等浮游生物或者藻类堆积物，生烃能力强。有典型Ⅰ型～Ⅱ1型干酪根的特点（图2）。结果与国内其他学者（朱炎铭等，2010；张小龙等，2013）的认识一致。

表1 龙马溪组页岩干酪根样品碳同位素组成分析表Table1 KerogencarbonisotopicanalysisoftheLongmaxiShale

图2 川南龙马溪组页岩干酪根显微组分三角图Fig.2 Micro-facies ternary diagram of the Longmaxi shale samples

2.2 有机质丰度

总有机碳含量（TOC）是评价页岩有机质丰度的一项主要指标，也是生烃量和生烃强度的重要决定因素。Bowker（2007）结合美国的勘探投产盆地研究结果指出具有勘探开发价值的有机碳下限值为最低应为2.0%。针对四川盆地，许多专家学者认为有机碳含量下限值为1%，但随着着开采技术的进步，以后下限值可能降到0.5%，甚至更低。

对长宁地区N201井52块岩芯和N203井44块岩芯样品的TOC分析结果进行统计，TOC值从0.04%到13.24%不等，平均为2.52%。通过直方图分布统计，龙马溪组页岩TOC主要集中在1%到4%，占到了岩芯样品数的64%，TOC含量小于1%的样品数占19%，含量大于4%的样品占到了17%（图3）。从龙马溪组井下样品TOC分析结果来看，龙马溪组有机碳含量较高，有机质含量总体比较稳定。由于砂质含量从上往下的递减，龙马溪组下部TOC含量明显较上部高（图3）。

2.3 有机质热演化程度

热成熟度是衡量油气生成的一项关键性指标，对页岩气的富集成藏具有很大的影响作用。相对比北美的页岩气盆地，四川盆地页岩的热成熟度要相对较高，高的演化程度更利于干气的生成，而过高的演化程度也同时预示着生烃潜量的衰竭。

图3 川南龙马溪组页岩样品有机碳含量直方图和TOC随深度的变化关系Fig.3 TOC content and its variations with depths of the Longmaxi shale samples from Southern Sichuan area

对比N2O1、N2O3和W2O3井的实测数据和页岩露头资料分析结果，龙马溪组页岩有机质演化程度为2.1%～3.5%，从样品的Ro值统计分析以及川南页岩演化Ro平面分布图来看（图4），虽然四川盆地南部具有典型叠合盆地特征，构造历史比较复杂，龙马溪组页岩的热演化程度有较大的差异，当从总体分布来看自贡—泸州—纳溪区块演化程度较高，Ro为2.4%～3.2%，乐山—威远区块演化程度更是达到了2.5%～3.5%，宜宾—长宁和荣昌—永川区块有机质热成熟度相对较低，Ro=1.9% ～2.5%。川南龙马溪组页岩基本成熟，总体达到了高-过成熟阶段，处于大量生干气阶段。

3 有机质特征对页岩气富集规律的影响

在影响页岩气富集成藏众多因素中，地质因素作为其主控因素，决定着页岩气藏是否具有开采价值，而有机质特征（有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度）作为地质烃源条件要素的一项重要地化评价指标，直接和间接的影响着页岩气的富集成藏（Curtis，2002；Jarvie et al.，2007）。

图4 川南地区龙马溪组页岩热成熟度分布图Figure 4 Ro distribution of the Longmaxi shale from Southern Sichuan

3.1 有机质类型的影响

有机质类型不仅决定生烃的强弱，据闫建萍、张同伟的研究，不同有机质类型对甲烷的吸附能力差异性很大，在相同压力条件下I型干酪根Lang⁃muir常数K值最小（Langmuir常数越大，代表对甲烷气体的亲和力越强）而III型干酪根的最大（闫建萍等，2013），将三种类型干酪根的lnK与温度T的倒数进行拟合，两者之间呈很好的线性关系（图5）。

川南地区的有机质分布比较稳定，以Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根为主，将N201井I型干酪根岩样和N203井Ⅱ1型干酪根岩样等温吸附试验之后lnK与1/T用最小二乘法进行拟合，发现也有类似的结果，将拟合结果投影到之前闫建萍（2013）对北美不同有机质类型的研究结果，发现N203井龙马溪组样品大致分布在Ⅱ型干酪根的趋势线附近；N201井样品介于在Ⅰ型、Ⅱ型吸附曲线之间（图5），表明由于不同干酪根类型显微组分和结构的差异，直接影响到对甲烷的吸附能力。

3.2 有机碳（TOC）含量的影响

近年来的研究（Gareth et al.，2008；Hill et al.，2004；Martineau，2007）表明，有机碳含量直接影响着页岩气的富集量，北美地区Barnett海相页岩、NewAlbany页岩以及加拿大Bucking Horse页岩的TOC与页岩中甲烷吸附量具有明显的正相关关系。川南地区五组TOC含量不同页岩样品的等温吸附实验表明，TOC值越大，吸附气含量越高（图6）。并且N203和W203井龙马溪页岩段总含气量与TOC含量之间正相关关系良好（图7）。这一结论与陈尚斌等（2012）观点一致，有机质微纳米孔隙的发育直接影响着页岩吸附能力，TOC含量是控制页岩内部纳米孔隙和比表面积的主要因素之一（陈尚斌等，2012；田华等，2012），并且有机碳含量越高的页岩脆性越强，抗张强度越低，容易在外力作用下产生微裂缝，为页岩气的赋存提供更多游离空间（陈更生等，2009）。

图5 不同有机质类型Langmuir常数与温度关系图解（据闫建萍，2013修改）Figure 5 Langmuir index vs temperature for different types of organic matter

图6 川南龙马溪组页岩不同TOC含量下等温吸附曲线Figure 6 Curves of isothermal adsorption gas content of the Longmaxi shale in southern Sichuan Basin

3.3 热演化程度（Ro）的影响

北美从未成熟到成熟页岩层系中均有商业性页岩气存在，密歇根盆地的Antrim页岩埋藏较浅，热成熟度只有0.5%左右，为典型的生物成因的页岩气藏；而圣胡安的Lewis页岩气藏为典型的热成因页岩气藏，其Ro介于1.2%～2.1%；Barnett页岩分布较广，南部产气区泥页岩层段Ro平均为2.2%，北部为1.3%（Schmoker，1981）。可见Ro并不是页岩气成藏的主控条件，但其对于页岩气的富集有着重要的影响。

图7 川南地区龙马溪组总含气量与TOC含量的关系Fig.7 Correlation between TOC and TOC of the Longmaxi shale in southern Sichuan Basin

川南地区龙马溪组演化程度普遍达到高-过成熟阶段，吸附气占很大的组成部分，有机质微孔隙为页岩气吸附重要场所，对川南龙马溪组总孔隙和有机质微孔隙与Ro进行相关性分析，用幂函数和多项式进行拟合，可以看出随着演化程度的的增加，总孔隙度有一个减少的趋势，而有机质孔孔径随着演化程度的增加总体呈现一个升高的趋势（图8）。据李贤庆等（2013）对川南龙马溪组的研究，在Ro介于2.0%～2.7%之间，有机孔随Ro有增加的趋势，这与Jarvie（2008）提出的观点一致，页岩有机质在热演化过程中，损失一部分有机碳，但会使有机质有效孔隙度增加，为页岩气的富集提供更有利的场所（程鹏和肖贤明，2013）。从龙马溪组页岩含气量与成熟度之间的交会图关系来看，该层段页岩富集能力与热演化程度具有较好的正相关性（R2=0.663）（图9）。

据程鹏等（2014）对四川盆地高成熟度有机质页岩生烃研究结果，页岩的生气转化率与Ro有较密切的关系，生气率随着Ro的增加逐渐增加是一个逐渐增大的过程，在Ro=2.0%附近，生气率增长幅度较大，当Ro＞2.5%时，生气率达到一个高稳定阶段，龙马溪组页岩Ro值介于2.1%～3.5%，生气转化率较高，也揭示了其较大的生气量。

图8 川南龙马溪组页岩Ro值与孔隙度和有机微孔径的关系Fig.8 Correlation between total porosity and Ro as well as between organic micro-porosity and Ro of the Longmaxi shale in southern Sichuan Basin

图9 川南龙马溪组页岩含气量与Ro值的关系Fig.9 Correlation between Ro and TOC of The Longmaxi shale in southern Sichuan Basin

4 结论

（1）川南地区龙马溪组页岩以Ⅰ型～Ⅱ1型干酪根为主，形成于深水陆棚沉积，母质类型较好；页岩普遍达到高-过成熟度阶段（Ro为2.0%～3.8%），处于大量生干气时期；有机质丰度高（平均2.52%），平面分布比较集中，有机质特征优越，生烃潜力大，为页岩气富集奠定了重要的物质基础。

（2）不同的干酪根类型对甲烷的吸附能力表现出很大的差异，其lnK（最大吸附量）与温度的倒数呈较好的相关性，龙马溪组页岩甲烷吸附特征以介于Ⅰ型～Ⅱ型干酪根之间，吸附能力良好。

（3）TOC越富集页岩吸附能力越强，高的TOC含量是储层纳米孔隙与比表面积增加的主要因素，也能促进页岩微裂缝的发育，龙马溪组页岩高TOC含量是页岩含气量较高的因素之一。

（4）成熟度并不是页岩气成藏的主控条件，但高的成熟度有利于有机质微孔隙的增加，为页岩气的吸附提供更有利的场所，并且高的成熟度也预示着高的生气转化率，龙马溪组较好的有机质丰度和演化程度决定了川南龙马溪组较高的生气量和含气量。

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中图分类号：P618.13

文献标识码：A

文章编号：1006-7493（2016）02-0344-06

DOI:10.16108/j.issn1006-7493.2015152

收稿日期：2015-07-16；修回日期：2016-03-18

基金项目：国家自然科学基金项目（41472123）

作者简介：潘涛，男，1987年生，博士研究生在读，矿产普查与勘探专业；E-mail:pt_kof@126.com

Organic Matter Characteristics in Longmaxi Formation Shale and Their Impacts on Shale Gas Enrichment in Southern Sichuan

PAN Tao1，ZHU Lei2，WANG Yadong3，LI Xiaomeng3
1.School of Energy Resource，China University of Geosciences，Beijing 100083，China；
2.Petroleum Exploration and Development of Tarim Oil Field，Petrochina，Korla 841000，China；
3.Hubei Innovation Center of Unconventional Oil and Gas，Yangtze University，Wuhan 430100，China

Abstract:Multiple sets of marine mud and shale in the Lower Paleozoic Cambrian were widely developed in the southern part of Sichuan basin.As a set of good hydrocarbon source rock in Sichuan basin，the Longmaxi Formation has the potential to produce good quality shale gas.Based on the drilling data，core samples，outcrop data and geochemical experimental analyses of core samples of ChangNing and Weiyuan region，we have researched lower Silurian Longmaxi organic matter characteristics and their impacts on the enrichment regularity of shale gas.The results showed that the main types of organic matter are type I and II1in the study region.Organic carbon content is very high（average TOC=2.52%），and the thermal evolution level is high（Ro=2.1%～3.5%）.The organic matter has strong influence on the enrichment of shale gas.Kerogen type determines the methane adsorption capacity，the organic carbon content，and thermal evolution level determines the amount of product and the content of gas in the shale.Also，the high TOC and Ro can promote organic micro pore growth to increase more favorable space for the enriched shale gas.On the whole the Longmaxi Formation has a superior organic matter characteristics that strongly influence shale gas enrichment.

Key words:Longmaxi formation；shale gas；enrichment regularity；organic matter characteristics；gas content