黔北地区安页1井下志留统松坎组天然气成因

张金川，雷怀玉，张 福，李 龙，刘子驿，刘 飏，张 鹏[.中国地质大学(北京) 页岩气勘查与评价国土资源部重点实验室，北京 0008； .中国华电集团 清洁能源有限公司，北京 0060； .贵州产投能源有限责任公司，贵州 遵义 56400]

四川盆地是我国高产天然气盆地之一[1]。其中，下志留统龙马溪组与上奥陶统五峰组同为四川盆地内高产天然气的重要目的层，是目前取得一定勘探开发进展的主要层系[2]。对该层系中泥页岩的研究表明，泥页岩中含气已成为不争的事实[3]。进一步研究认定五峰-龙马溪组天然气是主要以吸附和游离态赋存于暗色有机质泥页岩地层中的页岩气[4]。

自四川盆地页岩气勘探开发以来，五峰-龙马溪组页岩气一直成为国内外专家研究的热点，长宁-昭通、富顺-永川、威远和礁石坝页岩气田相继被发现，单井日产高达3×104～43×104m3[5]，我国页岩气产量预计于2020年实现200×109～300×109m3。然而，除五峰-龙马溪组高产页岩气外，毗邻于四川盆地南部的黔北地区在下志留统松坎组发现了大量天然气聚集，并获得高产工业气流，标志着该地区获得了重大油气突破。为了弄清安页1井松坎组天然气的形成条件及特征，有必要针对黔北安页1井区松坎组岩性组合特征、地球化学特征和天然气成因等影响因素进行深入研究。

因此，本文通过对黔北安页1井松坎组天然气同位素地球化学等实验数据、气源对比特征、CO2天然气运移示踪的分析以及结合天然气干燥系数，来共同分析判断研究区天然气的成因问题，以便为该区天然气的进一步勘探开发提供理论依据。

1 安页1井区地质背景

黔北正安地区安页1井位于武陵褶皱区安场向斜西翼，安场向斜位于群乐-安场-瑞豪一带，由奥陶系封闭，总体由北东紧闭向南西撒开，核部出露侏罗系-三叠系，翼部为志留系-奥陶系。向斜周缘寒武系断裂较发育，对地层展布有一定的影响，而向斜内部断裂不发育，无区域性大断层，龙马溪组断层总体不发育，地层发育较稳定(图1)。安页1井钻遇下志留统松坎组及五峰-龙马溪组两套含油气地层。目的层松坎组位于下志留统石牛栏组与新滩组之间，主要为深灰、灰色薄层钙质页岩、泥岩与泥质灰岩互层，由下往上，泥质灰岩渐增，产腕足类、笔石、三叶虫、珊瑚和生物潜屑，厚度约100 m(图2)。

该区整体在大地构造上位于上扬子板块的南缘，早志留世，经历广泛海侵，海水深而不畅，沉积滞流相黑色炭质页岩和硅质、炭质页岩，笔石丰富，随着海平面下降，该区处于浅海陆棚-滨海-开阔台地-潮坪相的环境，沉积了页岩、泥岩、粉砂岩、泥灰岩、生屑灰岩等组合建造[11]；中-晚志留世，强烈的广西运动导致安页1井区整体隆升成陆，地层遭到剥蚀。到了泥盆纪与石炭纪，该区隆升，进一步接受剥蚀；进入早-中二叠世，在海侵背景下沉积了海陆过渡相-局限海碳酸盐台地环境的沉积建造；晚二叠世之后，黔中隆起与上扬子地区的构造彻底融为一体，黔中隆起对区内沉积古地理格架的控制作用彻底消失；早-中三叠世海侵开始加大，安页1井区处于碳酸盐台地环境，沉积碳酸盐建造[12]；受印支运动的影响，晚三叠世早-中期该区地壳持续稳定上升，至三叠世晚期发生大规模的海退，导致上扬子地台海盆全面关闭，地壳全面隆升成路，由此结束了该区的海相沉积历史。

2015年11月，部署于黔北安场地区的直井安页1井在2 105～2 204 m志留系松坎组钻遇气测异常15层。停钻循环观察发现，全烃和甲烷气测异常值持续上升，全烃达到96.2%，甲烷高达90.1%，放喷管线点火成功，火焰最高1.5 m，可持续燃烧，循环后效异常全烃96.08%，再次点火焰高6.5 m。钻至2 122.3 m时，发生井涌，紧急关井，放喷管线点火成功，火焰高达30 m。中途测试获得高产气流，最大初始日产量42.01×104m3，平均日产量为9.50×104m3，预计通过酸化压裂改造后日产量可达20×104m3。

图1 黔北正安地区目的层划分及地质背景Fig.1 Stratigraphic division of the target layer and its geological environment,Zheng’an area,north Guizhou

2 松坎组地球化学特征

2.1 有机质丰度

有机碳含量是页岩气聚集最重要的控制因素之一，不仅控制着泥页岩的物理化学性质，更重要的是控制着泥页岩的含气量[3]。安页1井松坎组泥页岩TOC含量普遍低于0.5%，多分布在0.1%左右，有机碳含量低，平均值为0.16%。

通过模型计算得到安页1井五峰-龙马溪组页岩气富集段TOC在0.2%～4.8%，平均为2.96%，且TOC从上往下有增大的规律(图3)。

然而安页1井松坎组是发育着泥岩与灰岩频繁互层的岩性组合，松坎组下部则以泥岩发育为主。虽然松坎组TOC含量较低，但松坎组岩性组合特殊，其成烃聚集的TOC标准也是会与泥页岩的标准有所不同。许多学者认为，碳酸盐岩烃源岩有机碳含量低，但是其烃转化率较高，作为有效烃源岩的有机碳含量下限也应该比泥岩低[13-14]，且对于碳酸盐岩作为有效烃源岩的下限，不同的学者提出了不同的下限值，范围从0.05%～0.5%[15-19]。因此，针对松坎组这种特殊的岩性组合，在其形成烃类聚集的TOC下限也有待商榷。

山上有椿树，平地有杻树。 你有庭堂内室，不洒扫不讲究。 你有钟鼓，不撞击不演奏。 可怜地死了，都为别人所有。

对比安页1井松坎组泥岩与灰岩的TOC含量可以发现(图4)，泥岩与灰岩的TOC含量很接近，都集中在0.1%～0.2%。尽管TOC含量较低，但是松坎组整段TOC分布稳定，厚度大，泥岩微裂缝发育，少见开度大的裂缝，保存条件好，为烃类气体形成和富集提供了有利的条件。

2.2 有机质类型

对于有机质丰度高的烃源岩，能否生成大量油气，还取决于有机质的类型。页岩中干酪根的类型，可以反映出有关烃源岩的沉积环境。干酪根的类型不但对岩石的生烃能力有一定的影响作用，还影响着烃源岩对天然气的吸附聚集能力[20]。本文采用干酪根显微组分特征来确定安页1井松坎组泥页岩的有机质类型。

图2 黔北安页1井区剖面地层综合柱状图Fig.2 Composite column of stratigraphic section in Well AY1,north Guizhou

图3 黔北安页1井有机碳含量随深度变化特征Fig.3 TOC vs.depth of Well AY1,north Guizhou

通过干酪根显微组分镜检结果(表1)，可知安页1井松坎组显微组分主要表现为腐泥组和镜质组，含少量惰质组，缺乏壳质组，其中腐泥组以分散状矿物沥青基质为主。镜检显示松坎组泥页岩的有机质类型主要表现为Ⅱ1型(样品AY-2，3，4，5)，此干酪根类型说明松坎组泥页岩具有良好的生烃能力。

2.3 有机质成熟度

有机质在不同的热演化阶段其生烃气量也不尽相同，干酪根的成熟度不仅可以决定页岩的生烃能力，还能影响有机质表面的气体吸附量[21], 同时还可以用于高变质地区寻找裂缝性页岩气储层[22]，也是页岩储层系统有机成因气研究的指标。

表1 黔北安页1井松坎组有机质显微组分镜检结果Table 1 Microscopic inspection on organic macerals in the Songkan Formation,Well AY1,north Guizhou

安页1井下志留统五峰-龙马溪组黑色页岩成熟度在2.79%～3.32%，平均为3.11%，均处于过成熟阶段。松坎组地层总体演化程度较高，成熟度在2.75%～2.92%，平均为2.95%，未见成熟度小于2%的样品，Ro均超过2.0%(图5)。

图4 黔北安页1井松坎组泥岩与灰岩TOC对比Fig.4 Comparison of mudstone and limestone TOC in the Songkan Formation from Well AY1,north Guizhou

图5 黔北安页1井有机质成熟度随深度变化特征Fig.5 Organic matter maturity vs.depth of Well AY1,north Guizhou

质量相同或相近的烃源岩，一般来说Ro越高表明生气的可能越大，裂缝发育的可能性越大(游离态的页岩气相对含量越大)，页岩气的产量越大。对于松坎组钙质泥岩与灰岩互层的特殊岩性组合来说，在低有机碳含量的背景下，较高的成熟度有利于源岩的生排烃，能从一定程度上弥补低有机碳含量生烃潜力的不足。此外，许多学者提出，对于高、过成熟的碳酸盐岩烃源岩，在评估其生烃潜力时其原始有机碳含量需要恢复，而且需采用较高的恢复系数[15-19]。因此，热成熟度控制有机质的生烃能力，不但直接影响页岩气的生气量，而且影响生烃后天然气的赋存状态、运移程度、聚集场所。适当的热成熟度匹配适宜的有机质丰度使生气作用处于最佳状态，若泥页岩具有足够的厚度和裂缝孔隙度，这些地区可能是勘探和开采页岩气的有利远景区。

目前美国页岩气勘探实践表明,美国页岩气产区的页岩成熟度普遍大于1.3%[23-24]，在阿巴拉起亚盆地的西弗吉尼亚州南部最高可达4.0%，且只有在成熟度较高的区域才有页岩气的产出[25]，因此，页岩的高成熟度(Ro>2%)不是制约页岩气聚集的主要因素，相反，说明在高成熟度下也能发育页岩气聚集。

3 松坎组含气性特征

3.1 含气特征

根据安页1井钻遇地层松坎组油气显示(图6)可知，在约2 105.6 m处，气测显示异常强烈，全烃值由0.35%升高至85.40%，甲烷含量由0.25%升高至80.50%，随后一段深度范围内全烃值和甲烷含量值持续上升，全烃值最高可达96.20%，甲烷含量最高可达90.10%；深度约2 122.3 m处，全烃值又由0.61%升高至63.75%，甲烷含量59.73%，在松坎组底部气测显示异常强烈的位置明显增多，深度约2 196 m处，全烃值升高至79.58 %，甲烷含量74.43%；深度约2 201 m处全烃异常值升至64.40 %，甲烷含量59.74%。且钻井中途测试并获得高产气流，最大初始日产量42.01×104m3，平均产量9.50×104m3。

对安页1井现场解吸含气量的统计分析(表2)发现，松坎组整体解吸气量较低，大部分样品的解吸气量小于0.5 m3/t。由于松坎组局部深度段气测异常极高且中途测试获得高产气流，综合松坎组现场解吸情况，说明松坎组地层以游离气为主，吸附气较少。

3.2 气体同位素特征

识别天然气的成因类型,对于确定烷烃气的主要源岩具有重要的意义[26]。天然气成因类型的判断指标有很多种,最常见的主要有稳定碳同位素值判断法及各种轻烃判断指标。本文对安页1井松坎组6个天然气气体样品进行了气体组分、甲烷和乙烷碳同位素以及甲烷氢同位素的分析。气体组分和同位素的结果(表3)显示，烃类组分主要以甲烷为主(96%以上)，含少量的乙烷和丙烷，非烃组分包括微量的氦气、氢气、氮气以及二氧化碳，不含硫化氢。δ13C1值在-33.2‰～-33.9‰，均值为-33.5‰；δ13C2值在-36.5‰～-37.0‰，均值为-36.8‰；δDCH4值在-145.8‰～-156.6‰，均值为-150.0‰。

图6 黔北安页1井松坎组综合录井图Fig.6 Composite logging diagram of the Songkan Formation from Well AY1,north Guizhou

表2 黔北安页1井岩心现场解吸数据Table 2 Data of on-site core desorption from Well AY1,north Guizhou

4 松坎组天然气成因

根据安页1井综合录井色谱分析记录数据，建立天然气干燥系数(C1/C1-5)值随深度的关系(图7)，显示该井天然气干燥系数主要集中在0.96～0.99，说明安页1井天然气主要由甲烷构成，且热成熟度高。由于松坎组天然气中重烃成分较五峰-龙马溪组多，干燥系数相对较小，而烃类运移遵循轻组分更先容易运移的原则，说明松坎组中的天然气与下伏五峰-龙马溪组的页岩气还是具有一定区别。若松坎组中天然气来自于下伏五峰-龙马溪组页岩气，则松坎组天然气应表现出轻烃成分较五峰-龙马溪组多的特点，由建立的天然气干燥系数值随深度的关系可知显然不是这种情况。

普遍认为沿天然气运移方向CO2含量会逐渐降低，即CO2示踪天然气原理[10]，通过建立安页1井CO2含量随深度的变化，显示安页1井松坎组中天然气不符合由五峰-龙马溪组烃源岩生气后经运移聚集形成的特点(图8)，因为松坎组与五峰-龙马溪组之间的新滩组所测得的CO2含量明显要高于五峰-龙马溪组的CO2含量，若松坎组中天然气来自于下伏五峰-龙马溪组页岩气，则位于松坎组与五峰-龙马溪组之间的新滩组中的CO2含量应该低于五峰-龙马溪组的CO2含量。由此进一步说明松坎组中天然气与下伏五峰-龙马溪组页岩气的差异性。

表3 黔北安页1井松坎组主要天然气组成和同位素特征Table 3 Main components and isotopic characteristics of natural gas in the Songkan Formation from Well AY1,north Guizhou

图7 黔北安页1井干燥系数与深度的关系Fig.7 Relationship between drying coefficient and depth in Well AY1,north Guizhou

图8 黔北安页1井二氧化碳含量随深度变化特征Fig.8 Carbon dioxide content vs.depth in Well AY1,north Guizhou

安页1井松坎组天然气气体组分和气体同位素数据都显示松坎组天然气为热成因气(图9)。图10a中出现的数据点超出了热成因气的范围，是因为烃源岩的高成熟度引起的气体具有较高的干燥系数和较重的甲烷碳同位素值造成[8-9]。然而热成因气可以再分为油型气和煤型气，许多研究发现，乙烷的碳同位素值可以很好的区分热成因气中的油型气和煤型气。有学者研究认为δ13CC2H6>-29‰为煤型气而δ13CC2H6<-29‰为油型气[27]。Dai等进一步提出 δ13CC2H6>-27.5‰为煤型气而δ13CC2H6<-29‰ 为油型气。安页1井松坎组天然气乙烷碳同位素均小于-29‰，显示出具有典型的油裂解气特征(图10b)。

图9 黔北安页1井松坎组天然气δ13CCH4与δDCH4交汇图Fig.9 Cross plot of δ13CCH4and δDCH4 for the natural gas of the Songkan Formation,Well AY1,north Guizhou

图10 黔北安页1井松坎组天然气成因类型分类Fig.10 Genetic classification of the natural gas of the Songkan Formation,Well AY1,north Guizhou

所测安页1井松坎组天然气普遍存在δ13C1>δ13C2的现象(表3)，显示出该研究区烷烃气碳同位素出现明显的倒转现象[28]。根据“S”型曲线图[1]，显示安页1井松坎组天然气烷烃气碳同位素数据点位于第二个转折点之后(图11)，反映出该研究区松坎组中天然气是经过二次裂解所产生的的烷烃气[29]，同时体现出安页1井松坎组烃源岩具有较高的成熟度[30]。

随着页岩热演化程度的增大，页岩气中乙烷碳同位素组成会发生反转现象。在高-过成熟度阶段，页岩气中混合了干酪根裂解气和油或湿气的裂解气，油或湿气的裂解会产生同位素值较轻的乙烷，由于乙烷在该阶段含量很低，即使有少量轻碳同位素组成的乙烷混入也可能会造成δ13C1>δ13C2倒转[31]。因此本文通过对比安页1井松坎组天然气中甲烷碳同位素与该组泥页岩干酪根碳同位素特征来判断气源，同时发现两者显示出具有很好的亲缘关系(表4)。其有机母质达到过成熟时，碳同位素分馏范围很小，生成的甲烷的碳同位素组成就会接近原始有机母质的碳同位素组成[32]。

综上分析，可知安页1井松坎组中的天然气主要为该层位泥页岩有机母质自生热裂解所产生的页岩气。

图11 黔北安页1井松坎组天然气δ13C1与δ13C2关系Fig.11 Relationship between δ13C1 and δ13C2 for the natural gas of the Songkan Formation,Well AY1,north Guizhou

5 结论

1) 安页1井松坎组泥岩总厚度大，有机质在整个地层中均有分布，能满足页岩气形成的地质条件，其岩石组合类型为灰泥互层型。

2) 安页1井松坎组泥页岩为海相泥页岩，有机质类型以Ⅱ1型为主，生烃能力较强，且该地区成熟度都较高，Ro均超过2.0%。

3) 综合安页1井松坎组天然气干燥系数特征与CO2示踪天然气运移理论，表现出松坎组中的天然气与下伏五峰-龙马溪组中的页岩气具有一定差别，并非下伏五峰-龙马溪组中的页岩气直接运移聚集于此。

4) 根据甲烷碳同位素与氢同位素的关系判断出安页1井松坎组天然气为热成因气；而通过建立烷烃气碳同位素与烷烃气体组分之间的关系进而说明松坎组天然气为典型的油裂解气，同时烷烃气碳同位素出现明显的倒转现象反映出该天然气是经过二次裂解后的烷烃气。

5) 通过对比安页1井松坎组天然气中甲烷碳同位素与该组泥页岩干酪根碳同位素特征，发现两者显示出具有很好的亲缘关系。综上，说明松坎组中的天然气主要为该层位泥页岩有机母质热裂解所产生的页岩气。

参 考 文 献

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