黔北地区海相页岩气保存条件——以贵州岑巩区块下寒武统牛蹄塘组为例

王濡岳，丁文龙，龚大建，冷济高，王兴华，尹　帅，孙雅雄

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；　2.中国地质大学 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；3.中国地质大学 页岩气资源战略评价国土资源部重点实验室，北京 100083；　4.中国国储能源化工集团股份公司，北京 100107；5.铜仁中能天然气有限公司，贵州 铜仁 554300)



黔北地区海相页岩气保存条件
——以贵州岑巩区块下寒武统牛蹄塘组为例

王濡岳1,2,3，丁文龙1,2,3，龚大建4,5，冷济高4,5，王兴华1,2,3，尹帅1,2,3，孙雅雄1,2,3

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；2.中国地质大学 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；3.中国地质大学 页岩气资源战略评价国土资源部重点实验室，北京 100083；4.中国国储能源化工集团股份公司，北京 100107；5.铜仁中能天然气有限公司，贵州 铜仁 554300)

中国南方地区发育多套海相富有机质页岩，页岩气资源丰富，但与北美地区相比，具有形成时代老、热演化程度高、构造期次多、构造变形复杂、地应力状态与地表条件复杂及保存条件差异大等特点。与已获得突破的龙马溪组相比，下寒武统牛蹄塘组形成时代更老，储层特殊性与复杂性更大，对保存条件要求更高。为此，针对南方复杂构造区特殊地质条件，以贵州岑巩区块牛蹄塘组为例，通过地震资料精细解释与构造演化分析，结合物质基础、顶底板与区域盖层、天然气组分、地层水条件、地层压力等因素对页岩气保存条件进行了研究。结果表明，以断裂和剥蚀为主的后期改造是页岩气散失的根本原因。研究区构造演化具有“早期小幅抬升，长期相对稳定，后期强烈改造”的特点。区内北东-北北东向隔槽式褶皱、高角度逆冲与走滑断裂发育，中部宽缓构造部位断裂较少，埋深适中，保存条件较好。天然气组分与地层水特征表明，优良的顶、底板与区域盖层有效减缓了页岩气的散失与地层水的侵入。最后，提出了页岩气构造保存条件评价指标体系，并对研究区构造保存有利区进行了优选。

保存条件；页岩气；牛蹄塘组；下寒武统；岑巩区块；黔北地区

与北美地区相比，中国南方海相页岩气具有其特殊性，主要表现为形成时代老、热演化程度高、构造运动期次多、构造变形复杂、地应力状态与地表条件复杂、保存条件差异大等特点[1-4]。以往的研究主要采用静态指标的类比与叠合预测页岩气发育的有利区，过多地强调我国与美国页岩气地质条件间的共性，而忽视了对其特殊性的研究[5-16]。四川盆地及周缘下古生界海相页岩气勘探实践表明，海相泥页岩具有良好的物质基础，钻探中具有普遍含气的特征，但是含气量、试气效果与产能差异很大，页岩气保存条件的重要性越来越受到重视[17-22]。本文主要依据贵州岑巩区块下寒武统牛蹄塘组页岩气勘探实践，以构造演化与地震资料构造精细解释为切入点，结合页岩气形成的物质基础、顶底板与区域盖层条件、天然气组分、地层水条件、地层压力等因素对研究区页岩气保存条件进行了研究与探讨。研究认为构造作用是影响页岩气保存的主控因素，提出了页岩气构造保存条件评价指标体系，并对研究区构造保存有利区进行了优选，以期为研究区及地质条件相似地区的页岩气勘探部署与甜点预测提供进一步的参考依据。

1　区域地质特征

贵州岑巩区块地处贵州省东部铜仁市的西南部(图1a)，位于上扬子地块东南缘黔北地区，处于湘鄂西隔槽式褶皱带。从沉积环境上看，早寒武世为江南页岩盆地的台地边缘斜坡深水陆棚沉积，区块由南东向北西水体逐渐变浅。研究区出露地层主要有南华系、震旦系、寒武系的牛蹄塘组、九门冲组、变马冲组、杷榔组、清虚洞组、高台组、娄山关群(图1b)，奥陶系下统的部分地层仅在研究区东侧部分出露。牛蹄塘组埋深主体位于1 200～2 200 m，在区内发育稳定，平均厚度60 m左右，以黑色页岩和黑色硅质页岩为主。有机碳含量(TOC)为1.7%～9.6%，平均为4.6%，等效镜质体反射率(Ro)为2.2%～4.4%；石英、长石、黄铁矿等脆性矿物含量大于60%，含气量为0.10～2.88 m3/t，具有良好的页岩气资源潜力。

2　构造运动

2.1构造演化与抬升剥蚀

岑巩区块牛蹄塘组页岩经历了长期构造演化，主要表现为“早期小幅抬升，长期相对稳定，后期强烈改造”的特点。即下寒武统牛蹄塘组在奥陶纪末期达到最大埋深3 500～4 000 m，晚奥陶世都匀运动使研究区伴随黔中隆起的形成抬升至地表接受风化剥蚀[23]。晚加里东期至海西期—印支期研究区构造运动强度较低，构造环境相对稳定，剥蚀与沉积厚度均较小，牛蹄塘组埋深总体位于3 000 m附近。燕山期研究区经历了强烈的构造运动，北北东向褶皱、断裂大规模发育，奠定了现今地质构造和地貌发育的基础[24-25]。

研究区早期抬升属于整体性抬升，具有抬升范围大、抬升幅度小和剥蚀厚度小的特点，区域构造保存条件较好。在较长的构造演化时期内抬升、沉降幅度较小，构造环境相对稳定，牛蹄塘组页岩在燕山运动前埋深基本位于3 000 m附近，具有持续生烃、长期稳定的特点，因此使研究区牛蹄塘组页岩等效镜质体反射率(Ro)明显低于北部与东部未受黔中隆起影响地区。燕山期大规模褶皱与断裂的发育对页岩气的分布、富集与保存具有重要影响，后期改造对页岩气的保存起决定性的作用。

2.2断层和裂缝

断裂和裂缝对页岩气聚集具有双重作用。一方面，其发育程度和规模是影响页岩含气量和页岩气聚集的主要因素，决定页岩渗透率的大小并控制页岩孔隙的连通程度。另一方面，断层与裂缝发育规模过大，会导致天然气的过早散失，不利于页岩气的富集与保存[26-27]。断层对页岩气破坏作用表现在“通天”断裂可断穿上部区域盖层，成为页岩气散失和大气水下渗的通道。而断穿页岩与高渗透性地层的开启断层也可造成页岩气向低势区运移而造成含气量降低[21-22,28-29]。裂缝对页岩气破坏作用表现在高角度裂缝如果发育规模过大，会将页岩与不利于保存的断裂或高渗透地层沟通。低角度裂缝的发育对页岩横向渗透率改善效果显著，如果与“通天”断裂或与高渗透层相连的开启断裂沟通，也将不利于页岩气的保存。此外，南方地表及浅层多为碳酸盐岩地层，溶洞、暗河发育，断层与裂缝的发育为钻井施工带来困难。

中国南方海相地层经历了多期复杂的构造运动，断裂具有类型多、分布广、多期次及相互叠加干扰等特征，复杂的断裂系统使页岩气保存条件遭到不同程度的破坏。研究区褶皱、断裂非常发育，以北东和北北东向为主，断层倾角较大，挤压走滑变形特征明显(图1)。区内CY1井、TX1井和TM1井的钻探情况证实了断裂构造对页岩气保存的重要影响(图1，图2)：TX1井位于构造稳定部位，距断裂较远，钻井施工顺利，牛蹄塘组现场解析含气量为1.1～2.88 m3/t，含气性与保存条件较好；CY1井位于断裂附近，浅层500 m碳酸盐岩钻进过程中共出现4次漏失，该井牛蹄塘组TOC含量、储层物性与TX1井基本一致，含气量为0.3～1.8 m3/t，压裂后虽试气点火成功，但由于断裂沟通了下部含水层，产气量有限；TM1井位于走滑断裂带，高角度断层、裂缝非常发育(图3a)，钻至浅层即出现气测异常显示，现场解吸含气量仅为0.1～0.4 m3/t，断层与裂缝的发育沟通了牛蹄塘组与下部含水层，下伏老堡组出现大量溶蚀孔洞，造成钻井液大量漏失，并使牛蹄塘组下部与老堡组地层较TX1井与CY1井出现明显的电阻率低异常(图2，图3b)。而TX1井中部的电阻率低异常则与牛蹄塘组岩心石墨化有关(图3c)。

图2　岑巩区块TX1井、CY1井和TM1井牛蹄塘组页岩气显示

2.3构造样式

不同构造样式地层的褶皱变形、破裂程度、剥蚀程度、横向渗流和扩散作用存在差异，弱构造改造带之间的低潜微幅构造样式对页岩气保存较为有利[19-22,30]。昭通-长宁地区龙马溪组页岩气层剖面图显示，在宽缓构造样式下，随着埋深与距地表露头距离的增加，含气页岩层系地层压力系数与产量逐渐增加，页岩气保存条件逐渐变好；而构造变形强烈地区保存条件较差，页岩含气微弱(图4a)。研究区构造样式主要为宽缓背斜及背斜间夹持的宽缓的鞍状构造，与焦石坝地区及昭通-长宁地区构造样式均具有一定程度的相似性，有利于页岩气的保存(图4)。研究区低幅宽缓背斜核部发育深层滑脱断层及走滑断层，不利于页岩气的保存，因此对于复杂构造区的页岩气勘探应当重视断裂构造的精细解释以降低勘探风险(图4c)。

3　顶、底板与区域盖层条件

页岩气自生自储的特点使其自身具有一定的封盖保存能力，且随着埋深与地层压力的增加，页岩的渗透率会急剧下降(图5)，因此在埋藏条件下，下古生界海相泥页岩的渗透性极低，具有一定的自封闭性[21-22]。但对于南方复杂构造区过成熟海相页岩，较低的生烃潜力、多期的构造运动、复杂的储层特征使盖层条件变得尤为重要。通过借鉴常规油气盖层评价思路和页岩气自身保存特点，将页岩气盖层分为顶底板盖层和区域盖层。

良好的顶板底板可以减缓页岩气的逸散，在压裂改造时避免人工裂缝与断裂、高渗透性或含水地层沟通，降低页岩储层改造的风险。泥页岩、碳酸盐岩和膏盐等致密岩层都可作为顶底板盖层。区域盖层主要是含气页岩层系直接盖层之上的各种泥页岩、膏盐地层，对维持其下伏地层构造形态的稳定及压力体系具有重要意义。研究区牛蹄塘组页岩顶底板分别为上覆九门冲组灰岩-泥页岩组合(30～40 m)与下伏老堡组硅质泥岩(30～50 m)。区域盖层为九门冲组之上总厚度大于800 m的变马冲组—杷榔组泥页岩。九门冲组灰岩具有较好的顶板封盖条件：邻近地区庄1井九门冲组灰岩孔隙度略大于1%；黔山1井54个样品测定孔隙率0.36%～4.11%，半数以上样品为0.5%～1%；西南侧麻江基东一带九门冲组灰岩孔隙度为2.71%[31]。黔东九门冲组灰岩排驱压力为11.4～13.2 MPa；庄1井样品渗透率为(0.000 199～0.042 500) ×10-3μm2；此外九门冲组内部黑色页岩段渗透率为0.000 0001×10-3μm2，突破压力20.1 MPa，属于封闭良好型盖层[31-34]。下伏老堡组硅质泥岩样品孔隙度为0.86%～1.38%，半数以上样品低于1%，渗透率普遍低于0.005 ×10-3μm2，盖层扩散系数小于2×10-7cm2/s，具有良好的底板封盖能力。黔山1井变马冲组—杷榔组泥页岩孔隙度为0.37%～0.64%，突破压力为8.87～13.44 MPa并普遍大于10 MPa，微孔半径普遍小于8 nm，中值半径小于4 nm，表明变马冲组—杷榔组泥页岩具有良好的区域封盖能力[34]。此外，九门冲组与变马冲组内的黑色泥页岩段普遍含气，不仅证明了泥页岩自身具有一定的封盖保存能力，而且对下伏牛蹄塘组页岩起一定程度的烃浓度封闭作用。

图3　岑巩区块牛蹄塘组页岩岩心照片

图4　中国南方不同页岩气区块构造样式

4　天然气组分

根据天然气组分可以判断天然气的成因和来源，对页岩气的保存条件具有一定的指示作用。CY1井牛蹄塘组页岩的天然气组分及稳定碳同位素分析结果显示，气体组分以CH4为主，含量在95%以上，C1/C2+3分布在421.1～4 960.5，平均为2 849.8。碳同位素值δ13C为-36.5‰～-31.4‰，平均为-33.6‰，成因类型为油型裂解气(图6a)。TX1井与TM1井解析气体组分显示(表1)，保存条件较好的TX1井CH4含量为76.4%～81.3%，平均79.6%，N2含量为13.8%～19.7%，平均16.2%，CO2含量均值为2.63%。CH4与CO2碳同位素值分别为34.3‰～39.3‰和11.9‰～15.8‰，CO2来源为有机成因(图6b)。对于N2的来源，TX1井及周边黔山1井与保页2井气体组分资料显示CN2/CAr>100，δ15N为-10‰～-1‰且伴生CH4的δ13C为-55‰～-30‰，说明氮气来源主要为有机质热解及地壳超深部和上地幔来源的原生N2，并非大气来源[36-39]，显示出有利的保存条件。而保存条件较差的TM1井气体组分中N2所占比重普遍大于95%，为大气来源。因此，气体组分及其来源可作为页岩气保存条件优劣的判识性指标。

图5　岑巩区块页岩渗透率随围压变化

图6　岑巩区块CH4与CO2成因鉴别图(鉴别图版据文献[35])

5　地层水条件

地层水在纵向上分为自由交替带、交替阻滞带和交替停止带3个不同区带[30,40]。一般认为位于交替阻滞带和交替停止带，地层水矿化度大于20 g/L的地区与层系油气保存条件较好，而自由交替带受地表水强烈影响，长期冲刷、氧化，不利于油气保存。

研究区TX1井含水层位水样分析数据显示，地层水中阳离子含量为531～660 mg/L，阴离子含量为1 326～1 660 mg/L，总矿化度小于3 g/L，水型为重碳酸钠型(NaHCO3型)，来源为大气淡水，属于地下水自由交替带。对于研究区所在的黔东地区，牛蹄塘组页岩不仅拥有九门冲组与老堡组良好的顶底板，还有总厚度大于800 m的变马冲组—杷榔组泥页岩区域盖层，致密的顶底板与巨厚的区域盖层有效降低了大气水下渗对含气页岩层系的破坏作用，加之宽缓、平稳的构造样式，使页岩气能够有效保存(图4)。而天然气组分中氮气的非大气来源也间接证明了地层水条件并未对研究区TX1井页岩气保存造成严重影响。笔者认为，在拥有平缓构造样式、良好顶底板封隔条件及有效上覆区域性隔水层的条件下，地层水自由交替带(浅埋深地层)中仍存在具有工业价值的页岩气聚集。

表1　岑巩区块牛蹄塘组气体组分

6　地层压力

地层压力系数对页岩气的保存条件具有一定的指示作用[21-22,29]，对美国与中国下古生界主要产气页岩层系的埋深、热演化程度和地层压力资料的统计与对比分析表明(表2)：热演化程度较低、埋深较浅的含气页岩层系，如Antrim，Ohio和New Albany页岩，地层压力表现为低压或常压；埋深介于1 000～3 000 m的热成因含气页岩层系通常为常压-微超压，个别为低压或超压；埋深大于2 000～3 000 m的热成因含气页岩层系，如Haynesville和龙马溪组页岩，地层压力普遍超压。研究区牛蹄塘组埋深主要介于1 200～2 000 m，等效Ro大于2.2%，地层压力系数为0.93～1.13，属于常压，与美国Barnett，Marcellus，Woodford和Eagle Ford页岩具有类似的天然气成因、埋深和地层压力系数。研究区在燕山运动前构造演化具有长期相对稳定的特征，埋深长期小于4 000 m，生、排烃速率低于持续沉降型盆地。而对于浅埋深地层，大气水的下渗、较低的围压增大了页岩的渗透率(图5)，降低了泥页岩盖层的封闭能力[22,44]，不利于异常高压的形成，这与美国和我国浅埋深含气页岩层系压力系数一般小于1.3的现象相一致(表2)。

如图7所示，W201井为低压-常压(压力系数0.92)，JY1井为异常高压(压力系数1.55)，而2口井含气量较为接近且与TOC含量相关性较为一致，表明地层压力对页岩的含气量并无显著影响，而地层压力系数一般与页岩气的产量具有正相关关系(图7c)。页岩气的最终采收率一般由含气量决定，W201井与JY-1井龙马溪组页岩含气量相当，但地层压力差别较大，表明地层压力对初期产量有显著的影响，但对采收率及保存条件并不起决定性作用。因此，对于浅埋深含气页岩层系，低压至常压地层中仍然存在具有工业价值的页岩气聚集。

表2　美国与中国主要产气页岩层系地层压力系数(据文献[20,41-43]等资料汇编)

图7　页岩含气量、地层压力与产量间的关系

7　有利区优选

对研究区过成熟海相页岩气保存条件各项指标的研究表明，后期构造运动改造作用是页岩气散失的根本原因，并主要通过断裂和剥蚀作用改变页岩气的保存条件。本次研究以构造因素为重点，参考常规油气保存条件评价方法与指标，结合页岩气的赋存与保存特征及研究区实际勘探情况，总结出适用于岑巩区块的海相页岩气构造保存条件评价指标体系(表3)。依据该指标体系，结合研究区实际地质情况，通过选取埋藏深度、构造部位、地层产状、距露头距离、盖层条件、断裂发育情况、地层压力系数等关键参数，对岑巩区块牛蹄塘组页岩气构造有利区进行了划分(图8)，为研究区下一步的勘探部署与甜点预测提供重要依据。

8　结论

1) 我国南方海相地层经历了多期复杂的构造运动，导致页岩气的保存条件遭到不同程度的破坏。对研究区海相页岩气保存条件的研究表明，以断裂作用和剥蚀作用为主的后期构造改造是页岩气散失的根本原因，构造作用是影响页岩气保存的主控因素。因此，构造保存条件是页岩气保存条件研究中最重要的内容。

表3　岑巩区块过成熟海相页岩气构造保存条件评价指标

注：部分指标参考文献[29-30]。

图8　岑巩区块牛蹄塘组页岩气构造有利区

2) 研究区构造演化具有“早期小幅抬升，长期相对稳定，后期强烈改造”的特点；区内NE-NNE向隔槽式褶皱、高角度逆冲与走滑断裂发育；中-部宽缓构造部位断裂较少，埋深适中，地层压力相对较高，保存条件较好。天然气组分与地层水特征表明优良的顶底板与区域盖层有效减缓了页岩气的散失与地层水的侵入。

3) 南方复杂构造区断裂构造具有类型多样、分布广泛、多期发育、多期活动和相互叠加干扰等特征，复杂的断裂系统控制了页岩气的保存与分布。此外，南方地表及浅层多为碳酸盐岩地层，溶洞、暗河发育，断层与裂缝的发育为钻井施工带来困难。因此，对南方复杂构造区的页岩气勘探应重视构造的精细解释以降低勘探风险。

4) 页岩气保存条件的评价应以构造演化、构造样式、断裂体系、顶底板与区域盖层条件等构造因素为切入点，结合页岩气形成与聚集的物质基础与天然气组分、地层水条件和地层压力等现今判识性指标，系统、全面、动态地分析各保存指标之间的时空配置关系及其权重，藉以对页岩气保存条件作出准确、合理的评价。

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(编辑董立)

Gas preservation conditions of marine shale in northern Guizhou area:A case study of the Lower Cambrian Niutitang Formation in the Cen’gong block,Guizhou Province

Wang Ruyue1,2,3,Ding Wenlong1,2,3,Gong Dajian4,5,Leng Jigao4,5,Wang Xinghua1,2,3,Yin Shuai1,2,3,Sun Yaxiong1,2,3

(1.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.KeyLaboratoryforMarineReservoirEvolutionandHydrocarbonAbundanceMechanism,MinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;3.KeyLaboratoryforShaleGasExploitationandAssessment,MinistryofLandandResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;4.ChinaEnergyReserveCorporation,Beijing100107,China;5.TongrenSino-EnergyNaturalGasCorporation,Tongren，Guizhou554300,China)

South China,where develops several sets of marine organic-rich shales,is an important area for shale gas E & D.Compared with North America,the marine organic-rich shales in southern China have the characteristics of old geologic age,high maturity,multi-episodic tectonic movements,complex surface conditions,complicated earth stress state and large differences of preservation conditions.In comparison with the Longmaxi shale that has achieved a breakthrough in shale gas exploration and development in Sichuan Basin and its periphery,the Lower Cambrian Niutitang shale has an older age,greater particularity and complexity and higher requirement to preservation conditions.On the basis of the geological conditions of the complex structure areas in southern China,the preservation conditions of the Niutitang shale in the Cen’gong block were analyzed through precise seismic interpretation,tectonic evolution,material foundation,cap rocks,reservoir pressure,and component of natural gas and aquifers.The results indicate that late tectonic reconstruction dominated by denudation and faulting is the major factor leading to the dissipation of shale gas.The tectonic evolution of the study area has the characteristic of “moderate early uplifting,long-term stability and intensive late reformation”.Besides,NE-NNE-trending trough-like folds,high dip-angle thrust faults and strike-slip faults are well-developed in the study area,and the central wide and gentle structure zone has less faults,moderate buried depth and good preservation conditions.In addition,the component of the natural gas and strata water shows that the superior roof,floor and regional cap rocks can effectively retard the gas dissipation and strata water invasion.Finally,an evaluation index system of structural preservation conditions is put forward and applied to identify the favorable preservation zones in the Cen’gong block.

preservation,shale gas,Niutitang Formation,Lower Cambrian,Cen’gong block,northern Guizhou area

2015-03-20;

2015-10-26。

王濡岳(1990—)，男，博士研究生，石油构造分析。E-mail:wry1990@vip.qq.com。

简介：丁文龙(1965—)，男，教授、博士生导师，石油构造分析、非常规油气地质。E-mail:dingwenlong2006@126.com。

国家自然科学基金面上项目(41372139,41072098)；国家科技重大专项(2011ZX05018-001-002,2016ZX05046-003-001-001)；中国地质调查局油气资源调查中心页岩气资源潜力评价项目(2015-01-04-06-009-06)。

0253-9985(2016)01-0045-11

10.11743/ogg20160107

TE132.8

A