湖南保靖地区龙马溪组页岩气成藏条件分析

2016-12-20李斌

特种油气藏 2016年5期

关键词：储集龙马页岩

李斌

(神华地质勘查有限责任公司，北京 100022)

湖南保靖地区龙马溪组页岩气成藏条件分析

李斌

(神华地质勘查有限责任公司，北京 100022)

湖南保靖地区是页岩气勘探新区块。通过多口页岩气钻井的勘探实践，应用岩心描述、有机地球化学测试和扫描电镜观察等方法，系统总结了研究区下志留统龙马溪组页岩气成藏地质条件，并揭示其富集成藏的主控因素，为下一步勘探部署提供理论依据。湖南保靖地区下志留统龙马溪组黑色页岩分布广、厚度较大、有机质丰度高、热演化程度高、岩石中硅质含量高、储层裂缝发育程度高、孔渗条件较好、埋深适中，储集空间和运移通道充足，气测值较高，具有形成页岩气藏的有利地质条件。预测保靖县东南部甘溪—大坨地区为页岩气勘探有利区。

页岩气；成藏条件；有利区预测；龙马溪组；湖南保靖地区

0 引言

页岩气主要以吸附状态存在于干酪根和黏土颗粒表面，或以游离方式存在于页岩层的天然裂缝和孔隙中。页岩既是烃源岩，也是储层[1]，因此，页岩气具有分布面积广、资源量巨大、开采周期长等特点。随着北美页岩气产量的大幅增加，页岩气引起世界各国的高度重视，成为油气勘探开发的新热点[2]。近年来，中国页岩气勘探开发获得了重大进展，特别是在四川盆地及其周缘渝东南地区龙马溪组中获得了储量可观的稳定工业气流。研究认为，中国南方龙马溪组海相碎屑岩具有沉积厚度大、生烃能力强、热演化程度高、保存条件好等特点，是未来页岩气勘探的重点层位之一，需进一步向四川盆地外围复杂构造地区拓展。湘鄂西地区与邻区渝东南地区具有相似的地质条件，为国土资源部第二轮页岩气招标区块，多个企业在该区开展页岩气地质勘探工作。神华集团于2013年在湖南保靖地区开展页岩气勘探工作，先后实施了多口钻探井。经综合论证后认为，龙马溪组具有页岩气生成、保存的良好地质条件，具备深入勘探的必要。多口井的含气性测试对比发现，研究区页岩气储层的含气空间分布极不稳定，亟需进行页岩气成藏地质条件综合分析，揭示页岩气富集规律，为下一步勘探部署提供理论依据。

1 区域地质概况

湖南保靖页岩气区块主体位于湖南省保靖县内，勘探面积为1 189.72 km2，大地构造上位于中扬子准地台西缘湘鄂西隔槽式冲断褶皱带，沉积特征受控于中扬子地区构造演化。中扬子地区在晋宁运动后形成稳定地台[3]，之后陆续接受沉积。从震旦纪到早奥陶世，为大型克拉通盆地，处于拉张型被动大陆边缘环境，沉积了巨厚的碳酸盐岩地层；到志留纪早期，在全球加里东构造运动的控制下，中扬子东南缘与华夏板块聚合、褶皱造山，在湘西地区形成了前陆盆地，沉积了巨厚层海相复理石[4]。特别是在龙马溪期沉积了滞留盆地黑色泥页岩，有机质成分含量较高，为一套重要的烃源岩层系，也是研究区甚至整个扬子地区页岩气勘探的主要层段；海西—印支运动早期，受古特提斯裂谷作用的控制，中扬子地区间隙性拉张断陷、坳陷，形成沉积盆地，湘西地区沉积了泥盆系碎屑岩及二叠系—下三叠统碳酸盐岩地层序列；到印支运动晚期，扬子板块与华北板块碰撞拼合，中扬子地区结束了海相沉积历史，湘西大部分地区抬升剥蚀[5]。燕山运动之后，基本奠定了扬子板块的主体构造格架，湘西地区全部抬升隆起，形成了现今的山地地形。

2 页岩气成藏条件分析

2.1 岩相特征

据研究区多口探井分析可知，湖南保靖地区下志留统龙马溪组厚度为19～40 m，总体发育黑色泥岩，笔石化石、黄铁矿，全区稳定分布。从下至上可区分出4种岩相：黑色硅质泥岩相、黑色炭质泥岩相、黑色炭质粉砂岩相、黑色泥岩相(图1)。具体描述如下：

①黑色硅质泥(页)岩相主要发育于龙马溪组底部，厚度为1～3 m，以中—薄层状为主，岩石致密完整，断面处呈棱角状；该岩相脆性矿物含量为66.5%～74.1%，有机碳含量为1.35%～2.21%；岩石中含硅藻、笔石和放射虫等，黄铁矿以粉末条带状顺层分布或以结核状、晶簇集合体顺层产出，其反映较深的海相滞留盆地沉积环境。②黑色炭质泥岩相主要发育于龙马溪组下部，厚度为7～10 m，以中—厚层状或块状为主，发育均匀层理，质地较软，含有大量炭化有机质，风化后岩石破碎；该岩相脆性矿物含量为50.7%～64.4%，有机碳含量为1.76%～2.01%，岩石中见多组高角度裂隙和顺层裂隙，部分被方解石充填；笔石化石极其丰富，种类繁多。③黑色炭质粉砂岩相主要发育于龙马溪组中部，厚度为4～6 m，以中—厚层状为主，水平纹层及水平层理发育，岩石坚硬，难以风化，含有大量有机质；该岩相中脆性矿物含量为52.7%～68.4%，有机碳含量为1.36%～2.41%；笔石化石丰富，顺层面分布，裂隙不发育；黄铁矿大量发育，多以粉末条带状顺层产出。④黑色泥岩相主要发育于龙马溪组上部，厚度为3～4 m。以薄—中层状为主，发育水平层理、块状层理。该岩相脆性矿物含量为42.2%～60.2%，有机碳含量为0.46%～2.38%。岩石较坚硬，裂隙不发育，笔石化石、黄铁矿较下部地层减少。

图1 湖南保靖地区龙马溪组综合柱状图

2.2 有机质丰度

泥页岩中有机碳含量(TOC)是衡量岩石有机质丰度的重要指标，一般有机炭含量越高，其生烃能力越强，其吸附甲烷气的能力也越强[6]。研究区龙马溪组总有机碳含量为0.8%～2.5%，自上而下有机碳含量增加，其最高值在中下部，有机碳含量大于1.5%，与美国已商业开发的五大盆地含气页岩系统有机碳含量接近[8]。

2.3 有机质成熟度

一般公认泥页岩的镜质体反射率(Ro)最适宜的范围为1.0%～2.5%，当镜质体反射率大于2.5%，烃类将开始遭到破坏，失去商业开采价值[7]。探井显示，湖南保靖地区龙马溪组页岩埋深在1 500 m以内，Ro为2.0%～2.5%，与美国绝大部分 Barnett 页岩层的成熟度范围一致[8]，具有适宜的页岩气成熟度条件。

2.4 页岩矿物组成

研究区龙马溪组脆性矿物含量为40%～83%，黏土矿物含量为15%～60%，自上而下黏土矿物含量减少，脆性矿物含量增加。脆性矿物中70%以上为石英，其次为长石、方解石和黄铁矿，含量略高于美国几大主要页岩气盆地(28%～50%)。黏土矿物中以伊利石为主，含量为61%～76%，其次为伊蒙混层，含量为15%～30%，自上而下含量增加；绿泥石含量为2%～15%，自上而下含量减少；高岭石含量较少，一般小于5%。由此可见，研究区龙马溪组已经历了晚期成岩作用阶段，随深度增加成岩作用加深，其次生孔隙含量增加。

2.5 页岩物性特征

由地化实验测试可知，龙马溪组页岩孔隙度为1.0%～2.5%，与美国页岩气储层接近(1.0%～5.0%)。渗透率为0.001×10-3～0.060×10-3μm2，满足斯伦贝谢公司确定的下限值(0.100×10-3μm2)[8-10]。

2.6 页岩储集空间特征

研究区龙马溪组中共识别出基质孔、有机质孔、溶蚀孔、微裂缝4种储集空间类型。基质孔指沉积物经过压实作用依然保存的原生孔隙，其主要存在于片状黏土矿物、集合体及岩屑颗粒之间。基质孔可进一步区分出碎屑颗粒间骨架孔和基质晶间孔。碎屑颗粒粒间孔总孔隙度比例较小，且大部分被有机质、黏土矿物或胶结物充填。基质晶间孔主要为黏土矿物层间孔(图2a)或矿物晶体间孔隙(以黄铁矿为主)(图2b)2类。研究区龙马溪组黑色泥页岩中黄铁矿极其发育，多呈草莓状集合体出现，晶粒间存在大量孔隙，直径为50～200 nm，储集能力较强，其连通性较好，是重要的页岩气储集空间。有机质孔指有机质内部原生孔隙或有机质生烃后内部残余的次生孔隙或溶蚀孔隙。有机质在成岩矿物间主要呈浸染状分布，局部呈条带状，形成的原生孔隙一般较大，直径为0.1～1.0 μm(图2c)。由于酸性物质的溶蚀，常在有机质内部形成筛状孔隙(图2d)，直径为30～100 nm。龙马溪组黑色炭质泥岩中发育大量有机质溶蚀孔隙，但其连通性较差。溶蚀孔指泥页岩中碎屑颗粒内部、矿物晶体表面及其边缘由于溶蚀作用形成的次生孔隙(图2e)[10]。溶蚀孔隙可以进一步分为：碎屑颗粒溶蚀孔、矿物晶面溶蚀孔、矿物边缘溶蚀孔。扫描电镜下观察到碎屑颗粒内、矿物晶面溶蚀孔隙呈不规则似椭圆状，大小为0.2～0.8 μm；而矿物边缘溶蚀孔多呈缝隙状，宽为0.05～0.80 μm，长为10.0～20.0 μm。矿物晶体边缘溶蚀孔连通性较好，其他溶蚀孔隙连通性较差。研究区溶蚀孔隙发育较多，是重要的储集空间。微裂缝按其成因可分为成岩缝和构造缝。成岩缝是在成岩过程中形成的岩屑颗粒、矿物晶体、黏土矿物、有机质等内部或边缘形成的微裂缝(图2f)[11]。该种裂缝连通性较好，储集空间较大，但发育较少。构造缝是因构造作用形成的裂缝，一般为定向排列，且规模较大。构造性裂缝是页岩储层中最重要的一类储集空间，也是页岩气运移的渗流通道。据岩心资料观察，龙马溪组黑色炭质泥页岩中普遍发育3组高角度裂缝和1组平行层面的裂缝。

通过孔缝特征对比分析可知：有机质孔最小，分布不均匀，与有机碳含量有关；基质孔主要为黄铁矿晶间孔，呈阶段性发育，其与沉积环境关系密切，粒间孔发育较少；溶蚀孔全层位均有分布，与埋深有关；孔径最大的为微裂缝，连通性较好，储集空间巨大，分布不均匀，集中在龙马溪组下部层位，气测值最高。研究区的储集空间主要为微裂缝、溶蚀孔隙、黄铁矿晶间孔和有机质孔隙。构造型裂缝的开启增强了溶蚀孔隙、有机质孔隙、黄铁矿孔隙的连通性，增加了孔隙的储集空间。

2.7 页岩吸附特征与含气性分析

研究区下志留统黑色页岩样品等温吸附测试显示，温度为30 ℃，压力为10 MPa时，吸附气量为1.76～2.37 g/cm3，平均为2.60 g/cm3。页岩吸附量与压力、TOC呈线型关系，与美国Barnett页岩的吸附能力基本一致[8]。地球化学含气量解释：龙马溪组下部地层总含气量为2.0～6.5 g/cm3，其中，气测值的最大处集中在孔渗高值处，为11.0 g/cm3，上部地层总含气量为0.5～2.0 g/cm3。解释气体中甲烷含量大于83%，现场可点燃。经多口井对比研究，在纵向上，气测值与孔渗呈线性关系，气测值最高的黑色炭质泥岩有机质丰度、储层裂缝发育程度明显高于其他岩层。

图2 储集空间类型

3 有利区预测

勘探有利区一般应具备厚度大、埋藏适中、有机质含量高、成熟度高、生气能力强、层位稳定、构造活动较弱，保存条件好等特点。经综合对比分析，认为位于保靖县东南部甘溪—大坨地区为页岩气有利区(图3)。

图3 保靖地区页岩气勘探有利区预测

3.1 沉积构造特征

湖南保靖地区龙马溪组沉积于前陆盆地初始形成期，水体较深，此时沉积体系主要为滞留盆地—海底浊积扇，物源来源于东南部水下雪峰隆起。物源供给缓慢，沉积时间较久，且分布较稳定，延伸较远，但沉积厚度从东南向西北有减薄的趋势[12-13]。研究区龙马溪组保存在一个北北东走向的向斜内。甘溪—大坨地区位于向斜东南部，埋深约为800～1 000 m。该区邻近保靖—慈利断裂带发育区，夹于2条间隔3 km的逆冲断层间，地形上为一个明显的地堑，地层倾角平缓，分布稳定。保靖—慈利断裂带主要为燕山运动时华夏板块向扬子板块碰撞、逆冲推覆所致，东南部构造强烈，向西北构造减弱。受双向逆冲断层的影响，一个地堑的储层中往往形成网状裂隙，增加了储集空间。且燕山期时龙马溪组烃源岩达到成熟—高成熟，为主要排烃生气阶段，时间上具备烃源岩排烃及页岩气富集的良好组合条件。

3.2 页岩气地球化学指标及保存条件

经多口井地球化学分析对比，甘溪—大坨地区龙马溪组地层厚度为30～40 m，有机质丰度为1.5%～2.5%，烃源岩热演化程度为2.0%～2.5%，储层硅质矿物含量为70%～80%，孔隙度为2.0%～2.5%，渗透率为0.01×10-3～0.05×10-3μm2，气测值为2.5～6.5 g/cm3。具备形成页岩气藏的良好条件。经喜山运动后，逆冲断层闭合，具有良好的泥岩涂抹封堵作用。且该区龙马溪组下伏宝塔组瘤状灰岩与上覆新滩组、小河坝组泥岩均厚度巨大、岩石致密、分布稳定，无重大断层切割，可作为页岩气储层良好的顶底板。