贵州下志留统龙马溪组页岩气成藏条件分析

张鹏，张金川，刘鸿，黄宇琪，吕艳南



贵州下志留统龙马溪组页岩气成藏条件分析

张鹏1, 2，张金川1，刘鸿2，黄宇琪2，吕艳南1

(1. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京，100083；2. 六盘水师范学院矿业工程系，贵州六盘水，553004)

针对贵州地区页岩气成藏条件复杂的问题，从钻井、岩芯、露头样品等实验测试资料出发，以下志留统龙马溪组页岩为研究对象，对贵州地区龙马溪组海相页岩气成藏条件进行研究。研究结果表明：贵州地区龙马溪组潜质页岩主要形成于深水陆棚沉积环境，其特点为潜质页岩厚度大，有机碳质量分数高(潜质页岩段平均(TOC)＞4%)，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，有机质热演化程度处于成熟—过成熟阶段，页岩中脆性矿物质量分数高，孔隙度中等，含气量高。通过与成功勘探开发页岩气的北美以及四川盆地的成藏条件相比，认为贵州地区下志留统龙马溪组具有良好的页岩气成藏条件，且龙马溪底部炭质页岩段是页岩勘探的目标层系，并预测了其页岩气富集有利区。

页岩气；成藏条件；潜质页岩；有利区

页岩气作为一种新型的天然气体资源，在成藏机理上具有吸附、游离、溶解等多重特征，具有自生、自储、自保的特点，为一种典型的低丰度、大规模分布式非常规天然气资源[1−3]，是现代油气勘探的重要领域。贵州省发育多套含气页岩层系，厚度大、范围广，具有形成大规模页岩气藏的基本地质基础[4−6]。2011年全国页岩气资源潜力评价结果表明，贵州省页岩气地质资源量约为10.48万亿m3，位列全国第4，页岩气资源丰富，是我国重要的页岩气远景区。初步研究表明贵州省地质条件与美国部分页岩气富集盆地具有一定的相似性[7−9]，位于具有丰富页岩气资源潜力的四川盆地的外缘地区。对贵州省的勘探研究尚处于起步阶段，其各含气页岩层的分布需要进一步研究，含气页岩成藏地质特征、页岩含气量及其富集条件有待深入研究。因此，开展贵州地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件研究对贵州省在页岩气领域形成突破性进展，改善省内“无油少气”的局面具有重大意义。

1 地质概况

贵州在大地构造上属扬子板块，其区域地壳主要经历了中晚元古代褶皱基底形成阶段、南华纪—侏罗纪盖层形成阶段及侏罗纪之后褶皱造山与叠加改造阶段。在基底形成之后的震旦纪至晚三叠世中期，是区内沉积盖层沉积及伸展构造发育阶段，由地壳升降运动导致的沉积间断和海陆转化事件。在此阶段，以加里东中—晚期都匀运动和广西运动奠定本区构造格架，在此期间发育的同生大型断裂系统、大型隆起和拗陷导致贵州北部以外的全省区域在此时期造陆抬升，形成滇黔古陆的一部分。由于黔中隆起的影响，龙马溪组主要出露于黔北地区，即毕节—遵义—石阡—铜仁一线以北，而贵州中南部龙马溪组大部分缺失(图1)。本次研究采集的样品主要为钻井样品(道页1井、桐页1井、习页1井)、实测剖面样品(骑龙村、务川、沿河新景、凤冈永和、道真沙坝)和露头样品(燕子口、观音桥、丁山1井、怀习水桑木、观音桥、道真巴渔等)，样品覆盖贵州整个北部地区，为了尽量避免露头和剖面样品由于不同程度氧化而导致的实验结果误差，在有条件的地方应尽量选取岩层内部新鲜样品。

图1 贵州地区构造纲要图

2 页岩气成藏条件

页岩气藏成藏条件主要受页岩厚度和分布面积、有机质类型和丰度、热演化程度、页岩矿物成分、储集层物性、页岩含气性等要素控制[9−11]。据此对贵州地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件进行分析，并与北美已实现页岩气工业开采盆地、取得较好勘探开发结果的四川盆地页岩气成藏条件进行对比，研究贵州地区页岩气成藏条件。

2.1 页岩展布特征

页岩气具有原地成藏的特点，页岩作为页岩气生成和赋存的主体，其厚度和展布是页岩气富集的基本条件。黔中隆起北部边缘由南往北主要发育潮坪相、浅海陆棚和深水陆棚相，龙马溪组富有机质页岩主要发育在陆棚环境中，其页岩厚度整体呈现由东南向西北逐渐增大的趋势，在习水地区龙马溪组最厚可达80 m，而在凤冈—松桃一带仅有数m至十余m。龙马溪组内部可划分为1个完整的三级层序，海侵体系域是由龙马溪组底部的富含笔石黑色页岩、粉砂质页岩、粉砂岩所构成的向上变细的退积序列，高水位体系域是由钙质页岩和粉砂质页岩构成的向上变粗的进积序列。龙马溪组从下至上岩石颜色逐渐变浅，粉砂质质量分数逐渐增多，有机碳质量分数(TOC)也逐渐降低。龙马溪组潜质页岩主要位于地层底部，厚度从北往南具递减的趋势，如重庆南川三汇潜质页岩厚度为75 m，道真附近厚度为56.4 m，至绥阳仅有7.7 m，至湄潭抄乐并未发育潜质页岩(图2)。

图2 贵州省统龙马溪组潜质页岩地层柱状对比图

2.2 有机碳质量分数

对贵州省20个龙马溪组地表露头的有机碳实验测试发现整体有机质丰度较高。平面上在南川、道真一线及沿河—秀山沉积中心，龙马溪组泥页岩有机碳质量分数较高，其中道真忠信及南川黄角塘有机碳质量分数大于5.0%，沿河—秀山地区有机碳质量分数均大于1.5%，生烃潜力较大。往南至黔中隆起有机碳质量分数明显降低，正安—德江—印江一线以南泥页岩有机碳质量分数都小于1.0%(图3)。

图3 道页1井—桐页1井—习页1井有机碳质量分数随深度变化趋势

通过对桐页1井、习页1井和道页1井龙马溪组页岩样品的有机碳质量分数进行测试发现，龙马溪组底部潜质页岩段有机碳质量分数明显比上部的高。道页1井龙马溪组黑色页岩段有机碳质量分数平均值为1.80%，955 m后潜质页岩段页岩有机碳质量分数急剧增大，(TOC)平均值为5.00%；习页1井龙马溪组页岩有机碳质量分数最大值为6.73%，最小值为0.26%，平均值为2.89%，650 m后潜质页岩段有机碳质量分数平均值大于4.00%；桐页1井龙马溪组页岩有机碳质量分数具有同样的变化特征。有机碳质量分数的变化特征受沉积环境控制，潜质页岩段有机碳质量分数的突变验证了龙马溪组海侵体系域密集段的存在。龙马溪组潜质页岩段有机质丰度大(平均(TOC)＞4.00%)，可与北美页岩气高产盆地媲美。

2.3 有机质类型和成熟度

美国主要页岩气盆地勘探开发实际资料表明，产气页岩中的干酪根以Ⅰ型和Ⅱ型为主(表1)，只有少部分为Ⅲ型。当镜质体反射率o＞l.4%时，Ⅰ和Ⅱ1型干酪根则成为好的气源岩，因为原油开始被裂解为湿气；当o＞2.0%时，凝析气已几乎完全裂解为干气。Ⅱ1和Ⅲ型干酪根需要较高的氢指数(IH)才能形成高丰度天然气[11−15]。贵州地区龙马溪组干酪根显微组分中以腐泥组和壳质组相对质量分数较高，其中腐泥组中腐泥无定形体相对质量分数为39%~67%，壳质组中腐殖无定型体相对质量分数为33%~59%；干酪根类型指数为67~81，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。龙马溪组有机质成熟度研究区南部向北部泥页岩成熟度逐渐增大，热成熟度分布在1.50%~3.39%之间，最高值出现在龚滩地区，成熟度高达3.39%；最低值出现在务川丰乐地区，成熟度为1.50%。黔中隆起带龙马溪组沉积较薄，泥页岩的成熟度较低，o普遍低于1.5%，远离隆起带的南川—道真—习水地区龙马溪组沉积较厚，为龙马溪期黔北地区的1个沉积沉降中心，泥页岩的成熟度较高，o普遍大于2.5%，习水地区o可达3.3%以上，处于过成熟晚期。

表1 龙马溪组页岩含气量

2.4 岩石矿物学特征

页岩的岩石矿物特征是对沉积环境的直接反映，石英和黏土等矿物质量分数是影响页岩含气量的主控因素之一。页岩脆性矿物质量分数是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、含气量及压裂改造方式等的重要因素，岩石脆性越强，在人工压裂外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于页岩气开采。贵州省志留系龙马溪组页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主，次为自生脆性矿物(碳酸盐岩矿物、黄铁矿等)。石英、长石质量分数为24.3%~75.5%，平均为49.6%；黏土矿物平均为40.8%，且以伊利石和伊蒙混层为主(质量分数为22.2%~63.4%)，含少量的高岭石和绿泥石；碳酸盐矿物质量分数较低，为0~44.8%，平均为9.4%。龙马溪组含气页岩脆性矿物质量分数较高，具有较好的脆性。

通过对习页1井11块岩心样品矿物分析发现，五峰—龙马溪组页岩以石英(33.2%~69.9%)和黏土矿物(15.4%~40.1%)为主，2种矿物由底到顶呈现规律性变化，即由底部到顶石英质量分数逐渐减少(从69.9%减少到38.9%)，黏土矿物逐渐增加(从18.8%增加到40.1%)。从习页1井五峰—龙马溪组(TOC)与黏土矿物和石英关系图可以看出：黏土矿物质量分数与(TOC)呈明显负相关关系(图4(a))，而自生石英却与(TOC)呈明显正相关关系(图4(b))。在通常情况下，黏土矿物质量分数的增加能够增加黏土矿物晶间孔、收缩缝等储集空间，且能够明显增大页岩的比表面积，有利于有机质的吸附，石英则具有较大的比表面积，不利于有机质的吸附。造成这种现象的原因主要是习页1井富有机质页岩发育在深水陆棚环境中，在深水陆棚沉积环境中，缺氧的还原环境和缓慢的沉积速率有利于有机质的保存；由于深水陆棚区距离物源较远，不利于陆源碎屑矿物和黏土矿物的沉积，富有机质页岩主要由海水中缓慢沉降的自生硅生物沉积形成，因此，深水陆棚区富有机质页岩有机质和自生石英相对富集，而黏土矿物质量分数较低。

(a) 黏土矿物与有机碳质量分数负相关；(b)石英与有机碳质量分数正相关

2.5 储集物性

在页岩气勘探中，孔隙度是确定游离气质量分数和评价页岩渗透性的重要参数。所取岩芯和露头样品的测试结果表明：龙马溪组孔隙度分布比较分散，峰值区间为0.77%~11.9%，平均为6.99%，相对于美国五大含气页岩孔隙度(3%~14%)，其孔隙度属中等；渗透率分布区间为0.001 4~0.52 mD，峰值区间为0~ 0.1 mD。贵州省富有机质页岩层系孔渗间普遍具有一定的相关性，表明页岩中孔隙相对发育较好，以孔隙型、孔隙−裂缝型储集空间为主(图5)。

图5 贵州龙马溪组孔渗关系

2.6 含气量

页岩含气量是指导页岩气勘探和资源可采性评价的关键技术参数之一，解析法是获取含气量的最直接方法，它能够在模拟地层实际条件下反映样品的含气量，被用于作为样品质量分数测量的基本方法。北美地区商业开发的页岩含气量为0.44~9. 91 m3/t，一般认为商业性页岩气开发的页岩含气量下限为1.10 m3/t。通过对道页1井6块样品现场解吸分析，4件有效数据计算总含气量为1.84~2.69 m3/t(表1)；习页1井24块解吸样品最终计算页岩总含气量在1.0~4.0 m3/t之间，完全符合工业开采标准。

表2所示为美国主要页岩气富集盆地及邻近的四川盆地页岩气成藏条件主要参数对比。由表2可以发现：贵州地区龙马溪组页岩和四川盆地页岩气潜力层系均具有以Ⅰ型干酪根为主、成熟度较高的特点；与四川盆地相比，贵州地区龙马溪组页岩有机质丰度更高，储层孔隙度较大，均是页岩气富集成藏的有利条件；贵州地区龙马溪组页岩含气量虽变化幅度较大，但底部潜质页岩段现场解析实验结果均较理想，这进一步表明研究区龙马溪组泥页岩具备较大的页岩气资源潜力和较高的研究价值。

表2 页岩气藏盆地地质条件

3 有利区

贵州省境内龙马溪组虽发育面积较小，但其成藏地质条件较好，埋深主体在1~3 km之间，已实施钻井的现场解析含气量实验结果也较为理想，因此，认为其仍然具有较好的勘探开发价值。通过对其成藏条件进行综合分析评价，确定了有利区划分标准(表3)，根据划分标准绘制贵州省龙马溪组页岩综合评价图(图6)，认为龙马溪组页岩气勘探有利区主要分布在习水、桐梓、道真等地区。

表3 贵州省龙马溪组海相页岩有利区优选标准

图6 龙马溪组富有机质页岩综合评价

习水有利区主要分布在习水县，地层厚度为20~50 m，地层厚度由南向北增大，有机碳质量分数较高，普遍大于2.5%，具有良好的生烃潜力。o为2.8%~3.2%，处于热演化中晚期，地貌以中低山为主。页岩气地质调查井习页1井的现场解吸实验结果表明，页岩含气量可达2.9 m3/t，含气量高。有利区除上覆地层发育层间断层外，潜质页岩总体发育较好，具备较好的保存条件，具有较好的页岩气勘探潜力。

桐梓有利区主要分布在桐梓县，地层厚度为15~45 m，地层厚度由南向北增大，有机碳质量分数较高，普遍大于2.5%，具有良好的生烃潜力。o为2.6%~3.4%，处于热演化中晚期，地貌以中低山为主。页岩气地质调查井桐页1井的现场解吸实验结果表明，页岩含气量在0.5~2.0 m3/t之间。有利区除上覆地层发育层间断层外，潜质页岩总体发育较好，具备较好的保存条件，具有较好的页岩气勘探潜力。

道真玉溪有利区主要分布于道真向斜及其周边多个小型向斜构造。地表出露二叠—三叠系地层，龙马溪组潜质页岩厚度较大，为50~90 m，平均约为65 m，呈现向北地层厚度增大的趋势；有机碳质量分数以忠信、巴渔地区最大，可达6.5%，平均大于1.5%，o为2.5%~3.5%。地势呈现北缓南陡，地层埋深小于 1.5 km。断裂不发育，保存条件较好，道页1井的含气潜力较大。总体表明该地区具有较大的页岩气勘探潜力。

4 结论

1) 贵州地区龙马溪组潜质页岩主要形成于深水陆棚沉积环境，位于龙马溪组地层底部，在习水地区最后可达80 m，岩性以炭质页岩和硅质页岩为主，分布稳定，分布面积广。

2) 潜质页岩段有机质类型以I型为主，有机碳质量分数多大于1.5%，且越接近龙马溪组底部有机碳质量分数越高；热成熟度分布在1.5%~3.39%之间，处于成熟—过成熟阶段，石英、长石质量分数为24.3%~ 75.5%，平均为49.6%；黏土矿物平均为40.8%，脆性矿物质量分数高；孔隙度在0.77%~11.9%之间，现场解析含气量在0.04~3.06 m3/t之间。通过和北美主要盆地、四川盆地页岩气成藏条件对比认为贵州地区龙马溪组具有良好的页岩气成藏条件。

3) 通过有利区评价参数分析，认为龙马溪组页岩气勘探有利区分布范围较局限，主要分布在习水、桐梓、道真等地区。

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Accumulation conditions of shale gas from Lower Silurian Longmaxi Formation in Guizhou

ZHANG Peng1, 2, ZHANG Jinchuan1, LIU Hong2, HUANG Yuqi2, LÜ Yannan1

(1. School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China; 2. Department of Mining Engineering, Liupanshui Normal University, Liupanshui 553004, China)

With the Lower Silurian Longmaxi Formation shales being the research object, the accumulation conditions of marine shale gas of Longmaxi Formation in Guizhou were studied based on the results of drilling, experimental test results of core samples and outcrops given to the complexity for shale gas accumulation conditions of Guizhou. The results show that Longmaxi Formation black shales in this region are mainly formed in shelf sedimentary facies, with the features of having great organic-rich shale thickness, and high organic mass fraction (the potential of shale section average(TOC)＞4%); organic matters are of type I and II1; organic matter thermal evolution level is in high-over; the shales are rich in brittle mineral, and have medium porosityand high gas content. Compared with the shales in North America which is explored and developed successfully. The Lower Silurian Longmaxi Formation has good accumulation conditions for shale gas. Therefore, the bottom of Longmaxi Formation is considered as the protential target for shale gas exploration, and the favorable areas of shale gas enrichment are also predicted.

shale gas; accumulation condition; potential of shale section; favorable areas

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.09.024

TE122

A

1672−7207(2016)09−3085−08

2015−09−23；

2015−11−27

六盘水师范学院搞高层次人才科研启动基金资助项目(LPSSYKYJJ201505)；国家自然科学基金资助项目(41272167) (Project(LPSSYKYJJ201505) supported by the Research Foundation for Talented Scholars of Liupanshui Normal University; Project(41272167) supported by the National Natural Science Foundation of China)

张金川，博士，教授，从事页岩油气研究；E-mail: zhangjc@edu.com.cn

(编辑 刘锦伟)