滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件及资源潜力分析

孟江辉，潘仁芳，陈　浩，唐小玲

(1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉　430100；2.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉　430100；3.中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海　200030)



滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件及资源潜力分析

孟江辉1,2，潘仁芳1,2，陈浩3，唐小玲1,2

(1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉430100；2.长江大学 非常规油气湖北省协同创新中心，湖北 武汉430100；3.中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海200030)

通过野外露头观察、剖面测量和样品测试，分析了滇黔桂盆地泥盆系页岩气成藏条件。研究结果表明：滇黔桂盆地中、下泥盆统发育两套台盆相暗色泥页岩沉积，泥页岩单层厚度为10～55 m，累计厚度普遍在100～450 m之间；泥页岩TOC一般为1.0%～2.5%，有机质类型为Ⅰ型-Ⅱ1型，处于高-过成熟热演化阶段；储层物性接近于四川盆地威201井寒武系九老洞组页岩，发育多种储集空间类型，脆性矿物含量平均值为46%，具备储集条件；黔南坳陷西南部和桂中坳陷中西部地区地层相对平缓，断裂密度和剥蚀厚度小，且断裂性质以逆冲、压扭为主，页岩气保存条件相对较好。综合考虑暗色泥页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、热演化程度和保存条件等因素，预测滇黔桂盆地泥盆系页岩气有利层段为塘丁组和罗富组，有利区主要分布于天峨—南丹—河池一带以及桂中坳陷中部的鹿寨—来宾—合山—大化地区。利用地质资源丰度类比法计算出该区页岩气地质资源量为0.66×1012～1.09×1012m3。

页岩气；资源潜力；泥盆系；滇黔桂盆地

0　引　言

页岩气是一种非常规气藏，具有典型的自生自储、近原地成藏富集的特点[1-3]。我国页岩气勘探开发研究起步较晚，在对美国页岩气勘探开发经验学习和借鉴的基础上，开展了页岩气勘探前景、页岩气聚集机理和富集条件、页岩气评价指标预测、页岩气资源量评价等方面的研究[4-8]。目前我国南方页岩气研究主要集中在四川盆地[9-10]，而滇黔桂盆地页岩气评价工作相当薄弱。从盆地周边的勘探情况来看，该区上古生界发育有多套暗色泥页岩[11]，中、下泥盆统泥页岩是其中分布最广泛、有机质丰度最高的两套泥页岩。从目前的钻探情况来看，在柳1井、石深1井、理1井、车河1175井等多口井的泥页岩层段见到了气喷或气显示[12]，展示了良好的页岩气勘探前景。

1　区域地质背景

滇黔桂盆地横跨贵州、广西、云南三省，处于太平洋构造域和特提斯构造域共同作用的转换地带，是早古生代末期广西运动使华南褶皱系回返形成的一个被动大陆边缘裂谷盆地，以“台-盆-丘-槽”的古地理格局为特征，之后演变为三叠纪的统一浊积盆地，经历了一个极为复杂的地质历程。滇黔桂盆地区域构造位于加里东期扬子古板块的南缘、华南岩浆造山带的西北侧。其北部以贵阳—镇远断裂与武陵坳陷、黔中隆起为界，东北部与雪峰山隆起(江南古陆)毗邻，东部以龙胜—永福断裂和大瑶山断裂与桂林坳陷及大瑶山隆起为界，西部与马关隆起相接[13-14]。盆地内部主要包括黔南、桂中和南盘江三个一级坳陷(图1)。滇黔桂盆地在经历加里东期抬升剥蚀之后，自早泥盆世至中三叠世遭受海侵，在寒武系浅变质基底之上发育了泥盆系、石炭系、二叠系和三叠系海相地层，印支运动后，在燕山期沉积了白垩系陆相碎屑岩地层[15]。

自早泥盆世开始，陆壳在拉张机制作用下，滇黔桂盆地开始逐步形成，此时盆地海域向西、向东及向北明显扩大，受北西、北东向同生断裂影响，台盆-台地相间的古地理格局已经显露[11]，沉积相带展布规律明显，自古陆边缘向海依次为局限台地、开阔台地、台盆和孤立台地相，其中台盆相主要发育于桂中坳陷周缘和南盘江坳陷周缘地区(图1)。台盆沉积厚度较大，一般为400～500 m，在岩性上，下部以灰岩、白云岩、浊积砂岩为主，上部为泥页岩、硅质页岩夹灰岩沉积。中泥盆世，随着拉张作用加剧，沉降作用增强，隆起区范围不断缩小，台盆-台地格局进一步明显，台盆沉积主要由黑色、深灰色碳质页岩、硅质页岩、粉砂质泥岩和硅质岩组成。

2　泥页岩发育及生烃特征

2.1泥页岩发育特征及非均质性

泥盆系暗色泥页岩在滇黔桂盆地广泛发育，岩性主要为黑色或深灰色泥岩、页岩、碳质页岩、硅质页岩，其分布受沉积相控制明显，主要分布于台盆和台缘斜坡相区。泥页岩在纵向上的发育具有显著的非均质性，主要发育于下泥盆统塘丁组(D1t)和中泥盆统罗富组(D2l)，分别对应于台地相区的郁江组(D1y)和东岗岭组(D2d)，而在其它层位鲜有分布。即使在泥页岩富集层段内部，泥页岩在纵向上的发育也存在一定的非均质性。

图1　滇黔桂盆地早泥盆世沉积相图Fig.1　Map showing the deposition facies of Early Devonian in Dian-Qian-Gui Basin

图2　广西南丹罗富下泥盆统那高岭组—塘丁组综合柱状图Fig.2　Synthetic stratum histogram of Nagaoling Formation to Tangding Formation of Lower Devonian in Luofu, Nandan, Guangxi

下泥盆统塘丁组和郁江组泥页岩发育的非均质性较弱，如南丹罗富下泥盆统剖面所示，塘丁组泥页岩岩性几乎没有变化，为深灰色-黑色泥岩，泥页岩层系内夹层不发育，仅见一层低质褐铁矿层和一层较薄的粉砂质条带(图2)。象州热水下泥盆统—中泥盆统剖面揭示郁江组泥页岩岩性变化也不大，主要为黑色页岩，偶见深灰色泥岩，泥页岩层系内灰岩夹层发育较少，且单层厚度不超过0.5 m(图3)。总体来看，下泥盆统暗色泥页岩单层厚度一般为10～55 m，累计厚度一般在100～300 m之间，如象州热水剖面下泥盆统暗色泥页岩单层厚度为15～60 m，累计厚度达到了208 m。依据12个野外实测剖面点和2口井的页岩累计厚度，结合沉积相分布特征，绘制了下泥盆统暗色泥页岩厚度等值线图(图4)，揭示泥页岩主要分布于桂中坳陷和南盘江坳陷，厚度高值区分布于桂中坳陷东部的鹿寨地区、桂中坳陷和南盘江坳陷交界的马上—大化地区以及南丹地区，最厚可达500 m以上。

中泥盆统东岗岭组泥页岩发育的非均质性相对较强，泥页岩岩性变化较大，页岩、碳质页岩和硅质页岩频繁交替，且灰岩和燧石灰岩夹层大量发育，累计厚度接近东岗岭组总厚度的40%(图3)。但从平面分布上来看，中泥盆统暗色泥页岩是研究区发育最广泛的一套泥页岩，在3个坳陷均有分布，单层厚度一般为10～45 m，累计厚度一般在150～450 m之间。如象州热水剖面暗色泥页岩单层厚度为10～40 m，累计厚度187 m。桂中坳陷柳1井揭示了中泥盆统暗色泥页岩累计厚度为301.6 m，占中泥盆统地层厚度的36.7%[16]，并且在1 250～1 500 m井段见气显示5处。理苗构造石深1井中泥盆统暗色泥页岩累计厚度为176.5 m，于该层段见气喷。泥页岩厚度高值区分布于桂中坳陷东部和南部、黔南坳陷和南盘江坳陷交界的罗甸—南丹一带，最厚可达550 m以上(图5)。

图3　广西象州热水下泥盆统郁江组—中泥盆统东岗岭组综合柱状图　　　Fig.3　Synthetic stratum histogram of Lower Devonian Yujiang Formation and Middle Devonian Donggangling Formation in Reshui, Xiangzhou, Guangxi

图4　滇黔桂盆地下泥盆统暗色泥页岩综合评价图Fig.4　Map showing the comprehensive evaluation of Lower Devonian shale in Dian-Qian-Gui Basin

2.2泥页岩生烃特征

2.2.1有机质丰度

有机质丰度既是页岩生气的物质基础，决定着页岩的生烃强度，也是吸附气的载体之一，控制着页岩的吸附气量，还是增加页岩孔隙空间的重要因素之一，影响着页岩游离气赋存能力[17]，因此有机碳含量(TOC)是页岩气评价的重要指标。

从南丹罗富剖面所采集的下泥盆统塘丁组泥页岩样品来看，其TOC值分布于0.65%～4.70%之间，平均1.85%，TOC大于1.0%的样品占72%，大于2.0%的占40%，原始生烃潜量可达10 mg/g以上[11]。南丹大厂塘丁组黑色泥岩TOC平均值为3.10%。依据11个剖面点的TOC数据，结合沉积相特征，绘制了下泥盆统暗色泥页岩TOC等值线图(图4)。如图4所示，黔南坳陷下泥盆统泥页岩TOC低于0.5%，桂中坳陷东部、南盘江坳陷东北缘和西北缘下泥盆统泥页岩TOC在1.0%以上，局部地区可以达到2.0%以上。

由于强烈的裂陷活动，中泥盆世台盆范围变大，盆内海水变深，有利于有机质的富集和保存，因此中泥盆统泥页岩有机质丰度较高。南丹大厂剖面泥页岩TOC值为0.53%～4.74%，平均3.14%，TOC大于2.0%的占85.7%[11]。南丹罗富剖面22个中泥盆统泥页岩样品TOC值分布于0.20%～9.20%之间，平均3.30%，TOC大于2.0%的样品占68%。前人通过生物标志物特征研究，证明南丹大厂古油藏沥青主要来源于南丹大厂罗富组暗色泥岩[18]。此外，生烃潜量恢复表明绝大多数泥页岩样品的原始生烃潜量大于6 mg/g，最大可达20 mg/g[19]。可见，中泥盆统暗色泥页岩的生烃能力较强。从平面分布来看，桂中坳陷中泥盆统泥页岩有机质丰度最高，整个坳陷南部TOC均在1.0%以上，鹿寨地区和马山—来宾地区为两个高值区，TOC在2.5%以上；其次为南盘江坳陷东北缘，泥页岩TOC为2.0%左右；黔南坳陷泥页岩TOC基本在0.5%以下(图5)。

2.2.2有机质类型

滇黔桂盆地下泥盆统泥页岩干酪根显微组分中腐泥组和壳质组相对含量之和为38.7%～89.7%，略大于镜质组的含量(10.3%～61.3%)，干酪根碳同位素值为-27.80‰～-26.84‰[11]，总体偏轻，有机质类型表现为Ⅰ型-Ⅱ1型。

中泥盆统泥页岩干酪根显微组分以腐泥组和壳质组为主，两者含量占绝对优势，为59.3%～87.7%，镜质组含量为12.0%～40.7%，干酪根碳同位素值为-27.44‰～-24.84‰，同样为Ⅰ型-Ⅱ1型有机质。

2.2.3有机质热演化程度

下泥盆统泥页岩镜质体反射率(Ro)具有由盆地西部向东部逐渐递减的趋势。如南丹罗富和南丹大厂下泥盆统塘丁组泥页岩Ro值为3.44%～3.70%，处于过成熟热演化阶段；桂中1井下泥盆统Ro平均值为2.84%；桂中坳陷东部的象州地区下泥盆统Ro为1.12%～1.56%，处于成熟-高成熟热演化阶段。如图4所示，南盘江坳陷主体部分下泥盆统泥页岩Ro值大于3.0%，黔南、桂中坳陷主体部分下泥盆统Ro值处于2.0%～3.0%之间，仅桂中坳陷融水—鹿寨—象州—宾阳一线以东地区和黔南坳陷贵定—都匀以东地区Ro值低于2.0%。目前，国内外在Ro值大于3.0%的地区鲜有页岩气勘探成功实例[20]，因此研究区页岩气勘探应该聚焦在Ro值小于3.0%的地区。

中泥盆统泥页岩Ro同样表现为由西部向东部逐渐递减的趋势，南盘江册亨地区Ro值最大达到4.77%，望谟东部降低为3.47%，南丹罗富为2.58%，桂中1井平均值为2.63%，黔南坳陷最东部的黔山1井仅为0.95%，象州大乐为0.97%。中泥盆统泥页岩Ro平面分布特征与下泥盆统相差不大(图5)。

3　泥页岩储集特征

3.1物性特征

滇黔桂盆地泥盆系泥页岩储层特征以桂中坳陷为代表，表现为超低孔、超低渗的物性特征。下泥盆统泥页岩孔隙度为1.29%，渗透率为0.033 mD(1 mD= 1×10-3μm2)；中泥盆统泥页岩孔隙度分布于1.15%～2.58%，平均值为1.71%，渗透率分布范围为0.006～0.119 mD，平均值为0.063 mD(表1)。此外，本文统计了四川盆地焦页1井志留系龙马溪组(S1l)、威201井寒武系九老洞组(∈1j)和志留系龙马溪组泥页岩储层物性。对比表明，滇黔桂盆地中、下泥盆统泥页岩储层物性接近于威201井九老洞组页岩(孔隙度为1.71%，渗透率为0.058 mD)，鉴于威201井九老洞组已获得工业气流，所以滇黔桂盆地中、下泥盆统泥页岩具备页岩气储集条件。

3.2储集空间类型

通过扫描电镜观察，发现滇黔桂盆地泥盆系泥页岩中发育有丰富的储集空间类型，包括裂缝、残余原生孔隙(晶间孔隙)、次生溶蚀孔隙和粘土矿物伊利石化体积缩小形成的层间孔隙(图6)。这些微孔隙和微裂缝构成了复杂的多孔系统，为页岩气的赋存提供了储集空间。对36个泥页岩样品的扫描电镜结果进行统计，在30个样品中观察到粘土矿物伊利石化体积缩小形成的层间孔隙，在19个样品中观察到次生溶蚀孔隙，在12个样品中观察到残余原生孔隙，在7个样品中观察到裂缝。可见，粘土矿物伊利石化体积缩小形成的层间孔隙是研究区最主要的孔隙空间类型，其次为次生溶蚀孔隙，再次为原生孔隙和裂缝。此外，富有机质页岩中往往发育大量的有机质孔隙[2,21]，本次研究没有对扫描电镜薄片进行抛光，因此没有观察到此类微孔隙。

图6　滇黔桂盆地泥盆系泥页岩微孔隙和微裂缝(SEM)Fig.6　Micropores and microfractures ( SEM) of Devonian shale in Dian-Qian-Gui Basin

3.3矿物组成

脆性矿物含量是影响泥页岩基质孔隙度、微裂缝发育程度以及压裂改造方式的重要因素[1,3,21]。石英和碳酸盐岩等脆性矿物含量越高，其可压裂性就越强，越有利于增产处理。具备商业开发条件的页岩，其脆性矿物含量一般高于40%，粘土矿物含量小于50%[2, 22]。滇黔桂盆地泥盆系泥页岩中石英、黄铁矿和碳酸盐岩等脆性矿物相对含量为30%～57%，平均值为46%，具备较好的可压性(图7)。

图7　滇黔桂盆地泥盆系泥页岩矿物组成三角图Fig.7　Triangular plot of mineralogic composition of Devo-nian shale in Dian-Qian-Gui Basin

地区地点/井位层位孔隙度/%孔隙度平均值/%渗透率/mD渗透率平均值/mD桂中坳陷四川盆地象州热水象州南沙象州热水焦页1井威201井D2d1.15D2d1.21D2d1.38D2d2.58D2d2.23D1y1.29S1l1.22～8.01∈1j1.27～2.47S1l1.27～6.681.711.294.601.713.630.0060.0130.0920.0870.1190.0330.002～5.7100.011～0.2730.005～0.0890.0630.0330.1600.0580.042

注：1 mD= 1×10-3μm2。

3.4吸附气量

页岩的吸附含气量一般根据含气页岩样品直接解吸得到，也可以根据等温吸附实验数据结合兰格缪尔公式计算获得。通过等温吸附实验，首先获得兰格缪尔体积(GL)和兰格缪尔压力(PL)，再由兰格缪尔公式(Ga=GL×PL/(P+PL))计算地层压力条件(P)下页岩吸附气量(Ga)。

挑选了象州热水剖面两块泥页岩样品进行等温吸附实验，获得的GL分别为1.07 m3/t和1.72 m3/t，PL分别为1.27 MPa和2.21 MPa，其等温吸附曲线如图8所示。根据兰格缪尔公式计算了两个样品在地层压力条件下的吸附气量，TOC为1.15%的样品吸附气量为0.99 m3/t，TOC为2.92%的样品吸附气量为1.50 m3/t，有机碳含量越高的页岩能够吸附的甲烷含量越高。

图8　滇黔桂盆地泥盆系泥页岩等温吸附曲线Fig.8　Adsorption isothermal curve of Devonian shale in Dian-Qian-Gui Basin

4　页岩气保存条件

4.1泥页岩封盖条件

作为致密的细粒沉积岩，页岩本身就可以作为自生自储的页岩气藏的盖层。由于页岩气特殊的赋存机理，以及页岩本身具备烃浓度封闭特征，页岩气成藏所需的封盖条件并不像常规气藏要求的那么苛刻。物性封闭为最基本和最重要的盖层微观封闭机理，付广等[23]指出可用孔喉半径、孔隙度和渗透率、岩石比表面积、突破压力等微观物性参数评价盖层的封盖能力。

滇黔桂盆地大部分地区泥盆系泥页岩Ro大于2.0%，伊利石结晶度为(0.26°～0.36°)Δ2θ，依据碎屑岩成岩阶段划分标准[24]，属于晚成岩阶段。泥页岩结构致密，具超低孔、超低渗的物性特征，突破压力高达13.6～30.0 MPa[25]，孔隙喉道极小，具有良好的封堵能力。

4.2断裂活动的影响

研究区晚古生代以来岩浆活动不发育[25]，断裂作用是该区页岩气藏破坏的主要外部因素。受晚古生代以来的印支、燕山和喜山运动影响，研究区发生了强烈的构造变形，构造作用对原生页岩气藏会起到明显的调整作用，控制其成藏格局。以桂中坳陷柳江低凸起为例进行构造演化史分析，结果表明：印支期和喜山期以褶皱隆升为主，断裂不发育，对页岩气藏破坏较小；燕山期为主要变形期，大量叠瓦状逆冲断裂和高角度逆冲断层在此时发育，断层断穿泥盆系—三叠系，对现今残存的页岩气藏分布格局起着决定性影响[26]。

桂中坳陷北部和东南部密集发育NNE—NE向深大断裂，其中柳城斜坡、罗城低凸起、环江浅凹和宜山断凹等4个围绕雪峰山南缘的构造单元，断裂发育密度大于0.73×10-2条/km2[14]，且以走滑、高角度逆冲断裂为主，断层封闭性差，不利于页岩气保存。坳陷中西部柳江低凸起、红渡浅凹、马山断凸长期处于构造转换地带，受造山带影响较少，断裂发育密度小于0.44×10-2条/km2[14]，地层倾角低于19.0°，构造变形较弱，且以逆冲、压扭性断裂为主，断层封闭性较好，页岩气保存条件相对较好。

黔南坳陷西南部的泥岩、粉砂质泥岩覆盖区，断裂作用明显减少，主要表现为以挤压褶皱的塑性变形为特征，页岩气保存条件较好。南盘江坳陷经历的埋藏深度最大，遭受的构造破坏最强烈，页岩气保存条件最差。

4.3抬升剥蚀作用的影响

滇黔桂盆地上泥盆统及以上地层在燕山和喜山运动期间经历了强烈的抬升剥蚀。对页岩气藏而言，抬升剥蚀会导致区域盖层的破坏和断层封闭性的降低。从利用Ro数据恢复的剥蚀厚度来看，黔南坳陷西南部至桂中坳陷中西部地区剥蚀厚度相对较小，为2 500～3 500 m，主要出露上石炭统—二叠系，泥盆系和下石炭统盖层基本完整。由该地区往盆地东、西两翼剥蚀厚度逐渐增大，黔东、桂东地区剥蚀厚度普遍在3 500 m以上，造成泥盆系—下石炭统泥岩盖层普遍出露地表，南盘江坳陷剥蚀厚度在4 000 m以上，页岩气保存条件最差。燕山—喜山运动的强烈剥蚀作用虽然导致了继承性古隆起和盆地边缘页岩气藏的破坏，但对于先期形成的目前仍深埋地腹的构造，剥蚀作用对其影响可能有限，仍存在较好的保存条件，如黔南坳陷西南部、桂中坳陷中西部地区。

5　页岩气有利区及资源量预测

5.1有利区预测

国外学者普遍认为北美产气页岩的TOC下限值为2.0%[27-30]。对于滇黔桂盆地泥盆系页岩，本文将TOC下限定为1.5%，主要基于原始有机碳恢复法。处于高-过热演化阶段的海相Ⅰ型-Ⅱ型优质页岩的原始有机碳损失较大，在评价其生烃能力时有必要进行恢复[31]。秦建中等[32]研究表明，高-过成熟海相Ⅰ型-Ⅱ型优质页岩的原始TOC恢复系数一般为1.32～1.68。当残余TOC为1.5%，恢复后的原始TOC能达到1.98%～2.52%，与北美含气页岩TOC下限值相当。

形成工业性的页岩气藏，泥页岩必须达到一定的厚度并连续分布，提供足够的气源和储集空间。普遍认为含气页岩的单层厚度下限应该为30 m[33]，对于页岩累计厚度下限，本文定为100 m，主要基于生气强度法。富有机质页岩的生气强度主要取决于页岩厚度、有机碳含量、有机质类型和热演化程度，单位面积页岩生气强度依据下列公式来计算：

Qa=Rp×TOC×K×ρ×H×106

(1)

根据页岩的生气强度和残烃率可以计算单位面积页岩气资源丰度：

Qb=Qa×R=Rp×TOC×K×ρ×H×R×106

(2)

式(1)和式(2)中：Qa和Qb分别为单位面积页岩气生气强度和单位面积资源丰度，m3/km2；Rp为单位质量有机质在地史过程中的生气量，受母质类型和热演化程度双因素控制，m3/t；K为原始TOC恢复系数，无量纲；ρ为源岩密度，t/m3；H为页岩累计厚度，m；R为源岩中未排出的烃类占总生烃量的百分比，简称为残烃率，无量纲。

通过计算得出，当研究区页岩累计厚度达100 m时，页岩气资源丰度为1.61×108m3/km2，与北美页岩气盆地的资源丰度平均值(1.5×108m3/km2)[22,29]接近。

依据北美页岩气勘探经验，含气页岩Ro值最好介于1.0%～3.0%之间。页岩埋深条件参考国土资源部油气资源调查中心提出的“海相页岩目标区优选参考标准”，即埋深应该介于500～4 000 m之间。

根据以上的页岩气富集条件，结合不同次级构造带的页岩气保存特征，利用地质多因素叠合法预测了滇黔桂盆地泥盆系页岩气有利分布区。下泥盆统页岩气有利区范围较小，主要分布于天峨—南丹—ZK1井条带状地区、都安—大化—马山地区以及鹿寨西部地区，总面积4 455 km2(图4)。中泥盆统页岩气有利区范围相对较广，主要分布于天峨—南丹—河池一带以及桂中坳陷中部的鹿寨—来宾—合山—大化地区，总面积16 953 km2(图5)。

5.2资源量预测

由于滇黔桂盆地泥盆系和四川盆地下古生界具有较为相似的页岩气成藏地质条件，并且四川盆地的页岩气勘探已经取得了一定的成功，前人对其页岩气成藏条件取得了深入的认识[10]。因此，本文以四川盆地下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组作为标准区，采用地质资源丰度类比法计算研究区页岩气地质资源量，其计算公式如下[34]：

(3)

式中：Q为预测区的页岩气总资源量，108m3；Si为预测区类比单元的面积，km2；Ki为页岩气储量丰度，由标准区给出，108m3/km2；αi为预测区的类比相似系数，由预测区地质类比总分除以标准区地质类比总分求得，无量纲；i为预测区子区的个数。

在参数的取值上，类比单元面积采用页岩气有利区面积，标准区页岩气储量丰度数据来源于文献[34]。相似系数的求取方法如下：首先挑选生烃条件、储集条件、综合及配套条件等3大项14小项评价参数，对标准区和评价区页岩进行地质风险评分，通过取值打分得到标准区四川盆地筇竹寺组和龙马溪组页岩地质风险得分为0.124和0.080，评价区滇黔桂盆地中、下泥盆统页岩地质风险得分为0.086和0.082，将评价区和标准区地质风险得分相除便得到相似系数。最终，根据上述参数由式(3)计算出滇黔桂盆地泥盆系页岩气地质资源量为0.66×1012～1.09×1012m3(表2)。

表2滇黔桂盆地泥盆系页岩气地质资源量类比法计算结果

Table 2Devonian shale gas resource of Dian-Qian-Gui Basin calculated by analogy method

标准区四川盆地筇竹寺组页岩四川盆地龙马溪组页岩标准区储量丰度/(108m3/km2)0.740.29 评价区下泥盆统中泥盆统下泥盆统中泥盆统有效页岩面积/km2445516953445516953相似系数0.6610.6941.0251.075各层位资源量/108m32179.128706.381324.255285.10总资源量/1012m31.090.66

6　结　论

(1)滇黔桂盆地中、下泥盆统发育两套台盆相暗色泥页岩沉积，泥页岩单层厚度普遍为10～55 m，累计厚度一般在100～450 m之间，泥页岩TOC一般为1.0%～2.5%，有机质类型为Ⅰ型-Ⅱ1型，处于高-过成熟热演化阶段，具备良好的生烃条件。

(2)泥盆系泥页岩储层物性接近于威201井九老洞组页岩，且发育多种储集空间类型，具备储集条件。石英、黄铁矿和碳酸盐岩等脆性矿物含量平均值为46%，具备较好的可压性，吸附气量为0.99～1.50 m3/t。

(3)泥盆系泥页岩处于晚成岩阶段，突破压力高达13.6～30.0 MPa，孔隙喉道极小，具良好的封堵能力。黔南坳陷西南部和桂中坳陷中西部地区地层相对平缓，断裂密度和剥蚀厚度相对小，且断裂性质以逆冲、压扭为主，页岩气保存条件相对较好。

(4)综合考虑暗色泥页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、热演化程度和保存条件等因素，预测滇黔桂盆地泥盆系页岩气有利层段为塘丁组和罗富组，有利区主要分布于天峨—南丹—河池一带以及桂中坳陷中部的鹿寨—来宾—合山—大化地区。利用地质资源丰度类比法计算出页岩气地质资源量为0.66×1012～1.09×1012m3。

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Shale Gas Accumulation Condition and Resource Potential Analysis of Devonian in Dian-Qian-Gui Basin

MENG Jiang-hui1,2, PAN Ren-fang1,2, CHEN Hao3, TANG Xiao-ling1,2

(1.KeyLaboratoryofOilandGasResourcesandExplorationTechnologyofMinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan，Hubei430100,China； 2.HubeiCooperativeInnovationCenterofUnconventionalOilandGas,YangtzeUniversity,Wuhan，Hubei430100,China;3.ShanghaiBranchofCNOOCLtd.,Shanghai200030,China)

Based on the outcrop observation, profile survey and sample analysis of Devonian dark shale, this paper studied the accumulation condition of Devonian shale gas in Dian-Qian-Gui Basin. The results show that two sets of dark shales of intraplatform depression facies were deposited in Dian-Qian-Gui Basin during the Early to Middle Devonian, and the single layer thickness of Devonian shale is 10-55 m; the accumulative thickness is generally between 100 m and 450 m. The TOC values are mainly in the range of 1.0% to 2.5%, and the organic matter type is Ⅰ-Ⅱ1, and the vitrinite reflectance values indicate high to over mature thermal evolution stages. As an effective reservoir, the porosity and permeability of Devonian shale in Dian-Qian-Gui Basin are similar to those of Jiulaodong Formation in well Wei-201, and various reservoir space types well developed in the shale, and the content of brittle minerals is averagely up to 67%. The gas preservation conditions of southwestern Qiannan Depression and middle-west Guizhong Depression are relatively better because of the relative flat strata, low fault density and erosion thickness, and thrusting and transpressional faults. Overall considering of the dark shale thickness, buried depth, organic matter content, thermal evolution degree and preservation condition, it can be predicted that the favorable intervals of Devonian shale gas are Tangding Formation and Luofu Formation, and the favorable areas mainly distribute in Tian’e-Nandan-Hechi area and Luzhai-Laibin-Heshan-Dahua area of middle Guizhong Depression. By using the analogy method of geological resource abundance, it can be calculated that the geological resources of Devonian shale gas is 0.66×1012m3to 1.09×1012m3.

shale gas; resource potential; Devonian; Dian-Qian-Gui Basin

2015-01-20；改回日期：2015-05-07；责任编辑：潘令枝。

国家自然科学基金项目“中扬子区下古生界页岩气关键评价指标限定值研究”(41402114)；中国博士后科学基金项目“我国西南古生界高-过热演化条件下页岩气评价标准研究”(2013M530342)。

孟江辉，男，博士，副教授，1983年出生，地质资源与地质工程专业，主要从事非常规油气地质研究。

Email: mjhyzu@163.com。

TE122.1

A

1000-8527(2016)01-0181-11