桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气研究

罗胜元，王传尚，彭中勤

（中国地质调查局武汉地质调查中心，武汉430205）

桂中坳陷下石炭统鹿寨组页岩气研究

罗胜元，王传尚，彭中勤

（中国地质调查局武汉地质调查中心，武汉430205）

桂中坳陷石炭系发现多处油气苗及沥青，具有良好的页岩气储集条件。对桂中坳陷下石炭统鹿寨组（C1l）烃源岩进行了研究，认为烃源岩主要为台前盆地相暗色炭质页岩，鹿寨组下部页岩具有良好的生烃条件。烃源岩有机质丰度高，平均TOC含量为3.08%，干酪根类型为II1型和II2，来源于水生浮游生物和菌藻类母质，烃源岩最高热解峰温度460～560℃，处于高成熟阶段，现今以生成天然气为主。页岩中脆性矿物含量为35.6%～75.2%，粘土矿物含量为3.1%～62.1%，页岩硅质来源中生物成因硅质具有较大贡献，鹿寨组底部富有机质页岩段发育的有机质微孔隙和纳米级—微米级微裂缝是页岩气富集的主要空间。桂中坳陷经历多期叠加构造改造，抬升剥蚀对页岩气保存有重要影响，断层和岩浆热液活动对页岩气保存也不利。断层影响相对较小、盖层厚度超过180m的桂中坳陷西北部地区是下石炭统页岩气勘探的有利方向。

桂中坳陷；下石炭统；鹿寨组；烃源岩；页岩气

Luo S Y，Wang C S，Peng Z Q.

Geology and Mineral Resources of South China，2016，32（2）：180-190.

1　区域地质背景

桂中坳陷位于扬子地台西南缘与加里东褶皱带边缘地带，是江南古陆边缘海西期发育的次级沉积坳陷。西以南丹—都安断裂与罗甸断坳相接，北邻江南隆起，东以龙胜—永福断裂与大瑶山隆起、桂林坳陷相联，面积约4.6×104km2。桂中坳陷以下古生界（主要是寒武系）浅变质岩为基底，在古特提斯洋和江南古陆的构造背景控制下，经历了四个构造发展阶段：（1）海西期（D～P1）坳陷发育阶段，也是桂中坳陷的主要形成期。强烈的板内伸展作用加剧了基底北西向的深断裂活动［1］，阶梯状断裂拉伸作用形成了北西向的南宁—都安—南丹裂陷槽，海水自东南向西北逐步侵入，该区泥盆系、石炭系以及下二叠统沉积了一套海侵体系下的泥灰岩、泥岩和陆源碎屑岩，各个地层基本上是连续沉积，形成的被动大陆边缘裂陷具有持续稳定坳陷的特点。台盆格局形成，出现开阔碳酸盐台地相带、斜坡相带和台内盆地带相带的分异。早二叠世末期的东吴运动将坳陷整体抬升为陆地，下二叠统顶部受到普遍剥蚀。（2）海西印支期（P2～T2）坳陷收缩阶段，桂中坳陷具有前陆盆地的性质。在东吴挤压造山运动所形成的侵蚀面的基础上，晚二叠世至中三叠世的沉积物以泥质岩及砂岩为主，厚度达4000余米。中三叠世末期，印支运动结束了该区海相地层沉积。（3）燕山期（J～K）坳陷褶皱阶段，发生于白垩纪前燕山运动的北东向逆冲推覆作用，使本区发生全面的褶皱和断裂，形成了现今地表的褶皱雏形。（4）喜山期（E～N）坳陷抬升剥蚀阶段，最终形成了桂中坳陷现今的构造残留盆地面貌［2-3］。稳定抬升与剥蚀作用造成泥盆系及其以上地层遭受不同程度的剥蚀，地表主要分布大片石炭系，二叠系、三叠系仅分布在部分向斜核部，泥盆系大面积出露在坳陷的东部及西南部，坳陷中部的部分背斜核部亦有中、下泥盆统出露。桂中坳陷挤压变形强烈，北西—南东向、近南北向和近东西向3组逆冲断裂将桂中地区划分为明显的三个带，自东北向西南依次为山前冲断带、山前褶皱带及压扭变形带。根据构造分布特征和地层发育特点，可将桂中坳陷划分出4个二级构造单元，分别是柳城断褶带（环江—罗城）、宜山对冲带（南丹—宜山—鹿寨）、来宾平缓断褶带（来宾—上林凹陷）和象州斜坡带（忻城—象州）。

2　页岩的时空发育特征

桂中坳陷下石炭统继承了晚泥盆世台—盆相间的古地理格局［4］，孤立台地和台间海槽的分布受到海西期同生断层的控制，北西—南东向台间海槽（图2）包括近东西向（河池—柳州）和北东向（柳州—永福—桂林）两个次级洼陷区域。下石炭统海相页岩主要发育于深水台盆相［5］，平面上主要分布于在桂西—桂中的南丹、河池、宜州、鹿寨、马山、白色、南宁、柳州、桂林一带，基本沿孤立台地相夹持的裂陷槽展布，在盆地中心地带以黑色硅质岩和炭质泥岩沉积为主，在盆地边缘主要为灰黑色含竹节石页岩夹中薄层灰岩。下石炭统厚度变化从37～550 m不等，其中南丹—河池一带形成一个厚度大、分布广、有机碳高的炭质泥岩发育带，资料显示其厚度稳定在500 m左右。下石炭统埋深多不超过4000 m，已有的地震资料和钻井显示桂中1井石炭系底界埋深为1584 m，里高2井为1075 m，且自西南至东北方向，石炭系底部地层埋深逐渐变浅。下石炭统鹿寨组（C1l）以黑色炭质页岩、硅质页岩为主，夹少量薄层硅质岩，鹿寨组沉积环境主要为台间盆地和斜坡，在南丹车河、桂林—柳州等地为深水陆棚相沉积，鹿寨组下伏于浅水相的寺门组（C1s）之上。

鹿寨组可分为明显的两段式沉积。鹿寨组下部为台前盆地相，岩性以黑色炭质页岩、硅质页岩、钙质泥岩为主，局部夹少量灰色薄层泥灰岩。层序地层分析表明，海进体系域（TST）以泥岩沉积为主，夹有炭质页岩和薄层硅质岩，泥页岩中含黄铁矿结核，水平层理十分发育，碳质页岩中常见硅质结核。高水位体系域（HST）主要沉积钙质、硅质泥岩和泥灰岩，层序顶部见介形虫和薄壳腕足化石。

鹿寨组上部为斜坡相沉积，位于深水陆棚和台间盆地之间，大地构造上位于相对稳定的台前盆地斜坡相沉积，常见钙质碎屑流和陆源碎屑重力流沉积，岩性主要包括粉砂质泥岩、灰色含砾屑泥灰岩，亮晶颗粒灰岩等。海进体系域（TST）以泥岩夹硅质泥岩为主，夹薄层灰岩。HST主要沉积含生物碎屑泥岩，缺乏层理，生物多为异地搬运再沉积的浅海生物，包括海百合茎、腕足碎片、双壳类化石，上部为含钙质结核的砂质泥岩。

图1　桂中坳陷地层分布及构造单元划分图（上）；桂中坳陷西北部侧线解释图（下），AB侧线位置见上图Fig.1 Tectoniccharacteristics，geologicalschematicwith cross-section ofGuizhongdepression（upper）；Geophysicalgeological interpretation section in northwest（down）

3　有机地球化学特征

3.1泥页岩有机碳（TOC）含量

页岩中有机质含量控制着页岩产气率，直接影响赋存在有机质颗粒表面吸附气含量数量级的变化［7］。北美Barnett页岩由黑色页岩、钙质页岩、黑色白云质页岩、黑色含磷质页岩和粒状灰岩组成，TOC含量为4.0%～8.0%，平均为4.5%，所有页岩都具有较高的伽马值，其中磷质页岩最高。页岩具有高有机碳含量是该区页岩气高产的关键因素之一。通常认为，优质页岩源岩的有机质含量最低标准原则上应超过2.0%。

丹页2井鹿寨组39.98～357 m段页岩样品（37块）的有机碳含量为0.47%～9.5%，平均TOC含量为3.08%，TOC大于2%的富有机质页岩连续累计厚度约112 m（图3，图5a）。有机碳含量分析显示，研究区鹿寨组下部页岩有机碳含量（TOC）总体较上部高。泥岩全硫含量（图5b）与有机碳变化趋势类似，在274～310 m深度范围内，泥岩中硫含量大于1.5%。纵向上自然伽马测井曲线、自然伽马能谱曲线与TOC值具有相同的分布趋势，反映有机碳含量分布特征（图3）。平面上有机碳含量分布为0.5%～5.0%，受古水深变化控制，富有机质页岩（TOC大于2%）呈北西—南东向舌状分布在河池—大厂—宜州—罗甸一线的裂陷槽内，厚度为30～200 m，在南丹、河池地区黑色页岩厚度在150 m以上（图4）。此外受高过成熟演化的影响，其氯仿沥青“A”及残余生烃潜量（S1+S2）含量都很低（图5c）。

图2　桂中地区早石炭初期岩相古地理图（据文献［6］，有修改）Fig.2 Thelithofaciespalaeogeographymap ofearlyCarboniferousin Guizhongdepression

3.2干酪根类型

有机质类型是衡量富有机质页岩的重要指标之一，不同干酪根类型的页岩具有不同的生气能力，且页岩纳米孔隙分布和甲烷吸附能力也有一定差别。干酪根类型对甲烷吸附能力的影响主要体现在TOC上，单位体积TOC条件下，Ⅱ/Ⅲ型和Ⅲ型干酪根比Ⅰ型和Ⅱ型干酪根的微孔体积大，甲烷吸附能力更强。干酪根随着热降解程度的增强，其分子结构、元素组成均发生变化，在高热演化阶段，表征源岩热解的一些参数趋于一致，难以用来分析干酪根类型，本研究采用干酪根显微组分和碳同位素组成来判断有机质类型。

3.2.1干酪根显微组分特征

丹页2井泥岩层段有机质显微组分特征研究表明（图5d-5e），页岩有机质显微组分中腐泥组含量最高，主要是灰褐色、黑色藻类体和浅灰色絮状腐泥无定形体和腐泥碎屑体，见少量的无结构镜质。腐泥组含量为47.3%～88%，其中腐泥无定型体35%～78.7%，腐泥碎屑体9.3%～32%；镜质组含量为12.7%～52%，其中无结构镜质体占8.7%～43.7%。未见藻类体、树脂体和壳质组。显微组分特征表明鹿寨组页岩为上部和下部为II1干酪根，中部为II2型干酪根，有机质来源于海洋浮游生物和藻类的混合，这类干酪根母质形成于深度适中的还原水体环境，特点是富氢贫碳，持续受热成熟后有利生成油和气。

3.2.2干酪根碳同位素组成

干酪根碳同位素（δ13CPDB）随热演化而发生的分馏作用具有阶段性。在演化早期的成岩作用阶段，干酪根脱去富含13C的含氧基团使有机母质的碳同位素组成变轻；在大量生烃的深成热解作用阶段，优先断裂的12C—12C键导致裂解生成的烃类产物相对富含轻碳同位素，残余母质的碳同位素组成变重，但由于烃类等产物中碳比残留在干酪根中的碳少得多，同时部分富集13C的含氧基团的继续脱去，最终使得深成热演化阶段的碳同位素分馏效应十分有限，总体上干酪根碳同位素组成变化很小，不能有效反映所经历的热成熟度演变。有机质来源决定了干酪根碳同位素大小。

图3　桂中地区下石炭统典型单井测井曲线及层序地层划分图Fig.3 Wellloggingand sequencesstratigraphydivision oftypicalwellin earlyCarboniferous

本研究中鹿寨组干酪根碳同位素值大小在-23.58‰～-26.5‰之间，总体上随深度增加，δ13CPDB增大。不同类型的干酪根碳同位素大小随深度增加变化十分复杂，统计表明（δ13CPDB）表现出双峰型（图6），两峰值分别为-24‰和-25.5‰处，分别代表了干酪根中腐泥组份和镜质组份的碳同位素值大小，也表明本区母质来源于浮游生物和菌藻来源的混合，且浮游生物贡献十分明显。说明晚志留世—早泥盆世，研究区沉积水体较深，生物以水生浮游生物和菌藻类生物为主。

3.3有机质成熟度

热成熟度是表征含气页岩的一个重要地球化学参数，常用镜质体反射率作为评价指标。但研究区鹿寨组海相含气页岩腐泥型干酪根显微组分中缺乏有效镜质组，给成熟度评价带来很大困难。本研究利用有机质最大热解峰温度（Tmax）来分析有机质成熟度，Tmax值与干酪根活化能的分布有关，取决于干酪根的结构组成，受干酪根类型和热成熟度的控制［8］。当沉积岩经历热演化程度较高时，由于活化能较低的化学键被裂解，剩余干酪根的活化能较高，Tmax偏大。Tmax指标用于标定含Ⅱ、III型干酪根的沉积岩的成熟度效果比较好。

图4　桂中地区下石炭统富有机质页岩厚度等值线图Fig.4 Thethicknesscontourmap oforganic-rich shaleatLowerCarboniferousin area

图5　桂中地区丹页2井烃源岩地球化学特征随深度变化特征：（a）泥岩有机碳含量；（b）泥岩全硫含量；（c）烃源岩产油潜率S1+S2；（d-e）干酪根显微组分类型；Fig.5 Plotsofgeochemicalcharacteristicsvariation depth in Danye2 wellin Guizhongdepression：（a）totalorganiccarbon contentof shale；（b）totalsulfurcontentofshale；（c）Oilproduction potentialofsourcerock；（d-e）themaceraloforganickerogen

研究区泥盆系烃源岩有机碳含量全部超过0.4%，且可溶有机质含量低，Tmax真实反映了生成各种化合物所需要的热量，可以较为准确的分析有机质热演化特征。Rock-Eval法在热解的第二个阶段达到Tmax，此时干酪根裂解开始同时重烃分子断裂产生S2峰值。通常Ⅱ型干酪根开始生油阶段最高热解峰温为435～440℃，在大于460℃时开始大量生成天然气。丹页2井泥鹿寨组页岩最高热解峰温度范围集中在460～560℃，平均为487.5℃，表明研究区烃源岩处于高成熟的演化阶段（图7）。

处于高成熟热演化阶段的烃源岩残留热解烃量很低，陈建平等（2007）对塔里木盆地内台盆区寒武系海相烃源岩的高温热解模拟实验研究表明［9］，当镜质体反射率超过2.0%时，残余可热解烃量均不超过5 mg/g，当镜质体反射率超过3.0%时烃源岩基本不含可热解的烃类。对研究区鹿寨组富含有机质黑色页岩段残余可热解烃的产油潜率（S1+S2）含量在0.02 ～0.1mg/g（TOC），氢指数（HI）大小在 0.43～10.25mg/g（TOC）范围内，大多数小于6mg/g（TOC），干酪根基本上不含可热解的烃和氧（图5c）。

图6　丹页2井鹿寨组页岩干酪根碳同位素统计图Fig.6 Thecarbon isotopeofkerogen ofC1lin Danye2 well

图7　丹页2井鹿寨组页岩最高热解峰温度统计Fig.7 Thehighestpeak temperaturepyrolysisstatisticsofC1l in Danye2 well

4　矿物组成与微孔隙

4.1页岩矿物组成

页岩由硅质、长石、黄铁矿、碳酸盐岩、磷酸盐和硅酸盐、黏土等矿物组成，这些矿物颗粒在地层埋藏过程中，由于抗压性和化学稳定性的不同，经历不同程度的压实、溶蚀等成岩作用，影响页岩孔隙系统的形成。对泥页岩矿物端元间稳定关系的研究表明［10］，粘土矿物（包括含蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石等）具有塑性强、机械和化学性质不稳定的特点，随页岩热演化程度增加会发生矿物相的转变，在此过程中压实作用使孔隙迅速减少；此外粘土矿物与有机质具较强的化学活性，可通过物理化学作用形成非常稳定的有机质黏土复合体。长石和碳酸盐抗压实，但化学性质极不稳定，在沉积物成岩中期，干酪根脱去含氧基团形成的大量有机溶剂（草酸、醋酸和酚等）释放常导致碳酸盐岩、长石遭受溶蚀［11］，形成粒间孔。硅质、黄铁矿微粒为刚性颗粒，机械和化学性质相对稳定，在页岩埋藏过程中可起到支撑作用，减小压实应力对颗粒间孔隙的影响。陆源碎屑石英和生物成因的硅质石英是页岩中常见的石英来源，其中生物硅质石英主要来源于硅藻、海绵骨针和放射虫等硅质生物碎屑，其分布可以反映初级古生产力的变化，与沉积物有机质丰度密切相关。

研究区鹿寨组主要岩性为黑色、灰黑色炭质页岩、硅质页岩。根据X衍射全岩矿物测试结果，鹿寨组富有机质黑色页岩中脆性矿物含量丰富，其中石英+黄铁矿等比例在35.6%～75.2%，平均为47.3%；粘土矿物含量仅次于石英，约占23.1%～62.1%，平均为43.6%，且以稳定矿物为主，缺乏蒙脱石等膨胀性粘土矿物；碳酸盐岩矿物含量较低，一般在1.2%～18.4%，平均为9.1%。根据泥页岩矿物端元间稳定关系分析，鹿寨组泥页岩主要为高硅质和高粘土质页岩，基本不具备被溶蚀的能力，在后续埋藏过程中具有一定的可压实能力，岩石机械脆性较强，具备可压裂的潜力。

鹿寨组泥页岩中石英含量与TOC呈明显的正相关性（图8a），随着TOC值增高，石英含量增加，与石英含量呈负相关的粘土矿物含量呈减少趋势。研究区硅质含量与有机质的同步变化与海水中生物硅质的成因有关［12］，海相地层中有机质在缺氧环境下可以形成一种保护膜，降低硅的溶解速率，从而使生物可汲取、聚集和保存硅。大量生物吸附SiO2形成的硅质壳体，直接沉淀或经历溶解再沉淀，以生物碎屑的形式埋藏在烃源岩中形成具生物结构的石英等矿物。需要注意的是，当TOC含量大于8%时候，石英含量随TOC增加表现出分散状，推测可能有部分陆源碎屑石英的加入。鹿寨组泥岩硅质来源中生物成因硅质具有较大贡献，有机质与硅质的同步富集对页岩气的富集成藏和压裂开发十分有利。

4.2页岩微孔隙镜下特征

图8　页岩中石英含量与黏土含量、有机碳含量相关图（a）；泥页岩矿物端元组分三角图（b）Fig.8 The correlation chat between quartzand claycontent and TOCcontent ofshale in studyarea（a）；triangular diagramofmineral component（b）

页岩气主体以游离态分布在颗粒间孔隙和微裂缝中，或以吸附态和溶解状态分布在干酪根、粘土矿物颗粒表面，页岩微孔隙作为页岩气重要的流动通道和储集空间，其存在样式和发育程度直接控制着页岩气储量以及是否具有工业开发价值。页岩储层通常为特低孔低渗的致密储集层，以发育多类型的纳米级基质孔隙为主要特征，还发育有少量微米级裂缝和大尺度的孔隙，包括烃源岩埋藏、成熟过程中的有机质孔隙、颗粒粒间孔、粒间溶蚀孔、片状粘土矿物粒间孔、黄铁矿晶体充填孔等，大小通常为5～700 nm，平均为100 nm［13］。为了解孔隙类型、孔径大小、孔隙微观结构和发育位置，利用氩离子抛光和场发射扫面电镜二次电子成像技术对研究区鹿寨组页岩样品进行了系统的观察。结合国内外学者的分类方式［10，14-15］，将页岩孔隙分为有机质孔隙和无机孔隙，无机孔隙进一步划分为粒间孔（颗粒间孔隙）、粒内孔（颗粒内孔隙、古生物化石孔隙和晶粒内孔隙）以及微裂缝（有机质微裂缝、构造微裂缝和成岩收缩微裂缝）。孔隙类型及成因研究表明，不同矿物组成、有机质类型和成熟度页岩，发育孔隙类型及结构存在明显的差异。

鹿寨组页岩发育大量有机质微孔隙，主要呈椭圆形、蜂窝状或不规则状孤立零星分布在石英、长石颗粒支撑的空间中，连通性相对较差，孔径一般在17～65 nm，以小于50 nm的微孔和中孔为主（图9f，9h），与Fort Worth盆地Barnett页岩发育的有机质孔隙类似。有机纳米孔隙占主导地位，其产生与烃源岩生成的气态（或液态）烃类而体积缩小有关。从二次电子成像图可以看出，有机质孔隙发育与有机质富集程度密切相关，多发育在鹿寨组底部优质页岩段。

页岩粒间孔隙，多为长石、碳酸盐矿物等刚性晶粒边缘孔隙，或分布于粘土矿物内部晶体的晶体开裂面（图9a，9b），孔径为30 nm～500μm，呈长条状或不规则形状，规模大、连通性好。

页岩粒内孔隙较少，多呈椭圆形、长三角形孤立分布在方解石、长石矿物的局部溶蚀空间（图9e，9h），统计孔径在10～30 nm之间。

鹿寨组页岩微裂缝较发育，镜下见大量纳米级—微米级裂缝，岩芯也可见被方解石充填的宏观裂缝。页岩富含石英、长石等脆性矿物，在构造挤压和抬升过程中，颗粒间破裂而产生构造微裂缝（图9a，9c）；有机质生烃也可以形成有机质微裂缝（图9e）；片状粘土矿物层间微裂缝（图9a）与成岩矿物相变和构造应力都有关系。

图9　研究区页岩微孔隙二次电子成像照片Fig.9 Field emission electron microscopy（FE-SEM）analysisofshalein studyarea.

由页岩微孔隙二次电子成像还可以看出，硅质、黄铁矿以及碳酸盐岩、长石等刚性矿物具有抗压实特点，粘土矿物和有机质等韧性矿物颗粒常常围绕它们分布，或呈压弯变形状分布（图9a，9g）。这类刚性和韧性矿物的混合常影响孔隙的形成和保存［10］，片状粘土矿物在石英颗粒周围折叠可形成新月形孔隙（图9a），石英等刚性矿物的支撑作用对韧性矿物中分布的孔隙具有保护作用。

5　页岩气保存条件分析

桂中坳陷下石炭统鹿寨组烃源岩热演化程度高，地层经历了多期多旋回的构造活动和强烈的后期改造，对油气藏保存不利，烃源岩残留热解烃量很低也表明页岩气基本上无后续气源供给，保存条件是影响桂中坳陷下石炭统页岩气和常规油气勘探的关键因素。

桂中坳陷自泥盆系至三叠系均有油气苗和沥青显示，桂中坳陷天然气显示集中在下石炭统和中、下泥盆统，下石炭统天然气分布在柳城洛崖、大浦等地背斜构造处，泥盆系天然气分布在南丹车河、柳江等背斜构造上。对桂中坳陷烃源岩油气成藏史研究表明［16］，泥盆系底部烃源岩在晚泥盆世晚期进入生烃门限，在早石炭世中期开始大量生烃，在早三叠世末期，由于印支期地层的快速沉降，烃源岩埋深增大进入过成熟阶段，大量生成干气。对比油气生成和聚集时期，海西—印支期是桂中坳陷泥盆系油气生成运聚的关键地质阶段，构造圈闭形成于印支期，页岩气主要在早三叠世生成，且经历了160～240℃高温［17］，在后期的印支运动、燕山运动和喜山运动过程中，桂中坳陷经历了强烈的断裂改造和大幅度的抬升剥蚀，对研究区页岩气保存起到了破坏作用。

形成于早石炭世的气藏在后期的印支运动、燕山运动和喜山运动过程中经历了强烈的构造运动改造和抬升剥蚀，尤其是印支末期的断裂活动使地层抬升较高，破坏油气藏的保存条件，再经历燕山和喜马拉雅期进一步的改造作用后，天然气散逸殆尽。整体上，桂中坳陷内构造活动自西往东增强，坳陷中西部构造变形相对较弱，东部深大断裂较多，且多具开启性。坳陷边界大断层多具开启性，以西北部边界南丹—都安控盆断层为例，在南丹一带由多条NW向断层组成宽约5～20 km的左行走滑断裂带，其两侧成矿活动强烈，挤压构造作用极为强烈，发育强劈理带，角砾岩带和解理破碎带，在早期的拉张构造背景下形成的高角度基底同生断层，晚期因挤压转变为高角度逆断层，切穿地表，破坏断层的整体封闭性，这类多期叠加的构造改造，对页岩气的保存极为不利。

构造抬升剥蚀是破坏气藏的另一个重要因素。桂中坳陷现今绝大部分地区已成为冲断隆升的剥蚀区，剥蚀厚度自东向西减少［18］，坳陷东部剥蚀厚度超过3000 m，使泥盆系直接出露地表；西部在1000～3000 m之间，泥盆—石炭地层覆盖在二叠系、三叠系之下（图1）。由于已发现的大量天然气和沥青均位于坳陷北部柳城、宜山等区域的中下泥盆统和上石炭统中，区域盖层为中泥盆统和下石炭统的泥岩、泥灰岩，厚度介于50～180 m之间。大量的残存油气显示表明，由于桂中坳陷内部断层较少，构造抬升使气藏埋深减小，剥蚀作用使盖层的封盖能力变差，是坳陷内部控制天然气保存的主要原因。由已有的油气显示还可以推测，桂中坳陷有效的区域盖层厚度应该超过180 m，才能形成页岩气的有效封盖层。

岩浆活动对桂中坳陷西北部页岩气保存也不可忽略。对南丹车河花岗岩的地球化学和同位素年代学的研究表明［19］，该区在燕山运动晚期（86.27± 0.68）Ma时受到强烈的改造，导致了南丹—河池构造带及邻区晚白垩世花岗质岩浆的活动，对早石炭世中期形成的油藏和早三叠世末期聚集的天然气藏都必然有影响。地壳岩浆活动提高了该区地温梯度，使烃源岩热演化程度增强，改造已经形成的油气藏。南丹大厂锡矿床中泥盆统沥青反射率高达4.9%～7.6%，而河池五圩中泥盆统Ro为1.53%～1.92%，罗富组Ro值的范围为1.53%～2.03%［17］，都低于岩浆活动区的沥青反射率，该区大地热流的增加与岩浆活动有直接关系。

6　结论

（1）桂中坳陷下石炭统鹿寨组烃源岩为灰黑色、黑色薄层炭质页岩、硅质泥岩。上部斜坡相沉积钙质泥岩、泥灰岩等，下部为台前盆地相，形成于深水台前盆地环境中，是富有机质页岩主要层位。下石炭统地层厚度为37～550 m，地层埋深不超过4000 m。

（2）下石炭统鹿寨组下部具良好的生烃条件，烃源岩平均TOC含量为3.08%，为富有机质页岩；有机质母质来源于水生浮游生物和菌藻类；烃源岩现今处于高成熟阶段，以生成天然气为主。

（3）鹿寨组富有机质页岩中脆性矿物平均含量为47.3%，粘土矿物平均为43.6%，碳酸盐矿物含量低，具可压裂的潜力。页岩中石英含量与TOC具有正相关性，表明生物成因硅质贡献较大。场发射电镜二次成像分析表明，鹿寨组下部富含有机质黑色页岩段发育有机质孔隙和微裂缝，是页岩气储集的主要空间，粒间孔隙和粒内孔隙不发育。

（4）桂中坳陷经历多期叠加的构造改造，抬升剥蚀对页岩气保存有重要影响，断层和岩浆热液活动对页岩气保存也不利。断层影响相对较小、盖层厚度超过180 m的桂中坳陷西北部地区是下石炭统页岩气勘探的有利方向。

［1］陈洪德，曾允孚.右江沉积盆地的性质及演化讨论［J］.沉积与特提斯地质，1990，（1）：28-37.

［2］翟光明.中国石油地质志卷十一滇黔桂油气田［M］.北京：石油工业出版社，1992.

［3］吴国干，姚根顺，徐政语，郭庆新，陈子科.桂中坳陷改造期构造样式及其成因［J］.海相油气地质，2009，14（1）：33-40.

［4］郄文昆，王向东.石炭纪—早二叠世滇黔桂盆地北缘深水区的地层序列及沉积演 ［J］.地质科学，2012，47（4）：1071-1084.

［5］李儒峰.桂北南丹地区石炭纪斜坡相层序地层分析［J］.石油大学学报（自然科学版），1997，4（4）：1-5.

［6］焦大庆，马永生，邓军，孟庆芬，李东海.黔桂地区石炭纪层序地层格架及古地理演化 ［J］.现代地质，2003，3（3）：294-302.

［7］Chalmers GR L，Bustin R M.The Organic Matter Distribution and Methane Capacity of the Lower Cretaceous Strata of Northeastern British Columbia，Canada［J］.International Journal ofCoal Geology，2007，70（1）：223-239.

［8］Tissot B P.Thermal History of Sedimentary Basins，Maturation Indices，and Kinetics of Oil and Gas Generation［J］. American Associationof Petroleum Geologists Bulletin，1987，71（12）：1445-1466.

［9］陈建平，赵文智，王招明，张水昌，邓春萍，孙永革，肖中尧.海相干酪根天然气生成成熟度上限与生气潜力极限探讨——以塔里木盆地研究为例［J］.科学通报，2007，52（S1）：95-100.

［10］Loucks R G，Reed MR，Ruppel S C，Hammes U.Spectrum of Pore Types and Networks in Mudrocks and a Descriptive Classification for Matrix-Related Mudrock Pores［J］.American Association ofPetroleum Geologists Bulletin，2012，96（6）：1071-1098.

［11］Schieber J.Common Themes in the Formation and Preservation ofIntrinsic Porosityin Shales and Mudstones-Illustrated with Examples across the Phanerozoic［C］.SPE 132370，Unconventional Gas Conf.，Fed-23-25，Pittsburgh，Pennsylvania，USA，2010：1-10.

［12］付小东，秦建中，滕格尔，王小芳.烃源岩矿物组成特征及油气地质意义——以中上扬子古生界海相优质烃源岩为例［J］.石油勘探与开发，2011，38（6）：671-684.

［13］Nelson P H.Pore-Throat Sizes in Sandstones，Tight Sandstones，and Shales［J］.American Association of Petroleum Geologists Bulletin，2009，93（3）：329-340.

［14］Milliken K L，Rudniciki M，Awwiller D N，Zhang T.Organic Matter-Hosted Pore System，Marcellus Formation（Devonian），Pennsylvania［J］.American Association of Petroleum Geologists Bulletin，2013，7（2）：77-200.

［15］邹才能，陶士振，侯连华，等.非常规油气地质［M］.北京；地质出版社.2013.

［16］马力，陈焕疆，甘克文，等.中国南方大地构造和海相油气地质［M］.北京：地质出版社，2004.

［17］林良彪，陈洪德，陈子炓，侯明才，贺训云，郝毅.桂中坳陷中泥盆统烃源岩特征［J］.天然气工业，2009，29（3）：45-48.

［18］陈子炓，姚根顺，楼章华，金爱民，李梅，尚长健.桂中坳陷及周缘油气保存条件分析 ［J］.中国矿业大学学报，2011，40（1）：80-88.

［19］罗金海，车自成，郭安林，程顺有，裴先治.桂北南丹—河池构造带晚白垩世岩石圈伸展作用及其对油气成藏条件的影响［J］.石油与天然气地质，2009，30（5）：619-625.

doi：10.3969/j.issn.1007-3701.2016.02.012

LUO Sheng-Yuan，WANG Chuang-Shang，PENG Zhong-Qin

（Wuhan Center of China Geological Survey，Wuhan 430205，China）

Shale Gas Research of Luzhai Formation，Low Carboniferous in Guizhong Depression.

Many oil seepage and asphalt have been discovered in Guizhong Depression，which indicated a bright prospect in the geological setting of marine shale gas.This thesis focused on the black shale at the bottom of the lower Carboniferous Luzhai Formation（C1l）in this area.The lower part shale is a transgression sequence of dark shale deposit in deep-water basin between carbonate platform，which showing a target stratum of shale gas generatingcondition.The average total organic（TOC）value is 3.08%and kerogen type isⅠ1-Ⅱ2，indicated the kerogen were from aquatic plankton and algae.The peak temperature of Rock-Eval pyrolysis test ranges 460～560℃，showing a high maturity stage and generating natural gas mainly.Shale of C1lconsists of quartz and clay.The average quartz content ranges 35.6%～75.2%，clay content ranges 3.1%～62.1%，feldspars are rare.Biological siliceous quartz play a majority role in quartz source.Field emission electron microscopy（FE-SEM）analysis show that the OM-rich black shales at the bottom of C1lcontain well-developed OM pores and micro fissures，which consisted the main area for shale gas storage.However，the Guizhong region have been reformed by multiphase tectonic activities，thus was great in paleo-burial depth and high in paleo-temperature as well as pulp hydrothermal activity，makingit difficult for shale gas preservation.Accordingtorich OMmatter shale thermal maturity and combined with previous research，the northwest area of this depression，where faults is undeveloped and the thickness ofcappingrock exceed 180mis the main target stratumofshale gas exploration areas.

Guizhongdepression；Lower Carboniferous；Luzhai Fomation；source rocks；shale gas

中图分类法：P534.45，P618.13A

1007-3701（2016）02-180-11

10.3969/j.issn.1007-3701.2016.02.011

2016-03-24；

2016-03-24.

中国地质调查局国土资源大调查项目“桂中坳陷页岩气资源远景调查（12120114053701）”资助.

罗胜元（1986—）男，助理研究员，主要从事成油气地质方面的研究，E-mail：loshyv@163.com.