下扬子地区宁国凹陷大隆组-孤峰组泥页岩储层特征

徐菲菲,张训华,黄正清,李建青,吴 通

(1.山东科技大学 地球科学与工程学院，山东 青岛 266590；2.中国地质调查局 南京地质调查中心，南京210016)

近年来，根据美国页岩气勘探开发取得重大成功的经验[1]，中国相继在中、上扬子地区取得了重要的油气勘探突破，尤其是在上扬子涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩地层发现焦石坝页岩气大气田，实现了商业开发。众多部门也加大了对下扬子地区页岩气勘探的开发力度，对下扬子地区提出了“多期生烃，多期成藏，晚期最有利”的评价勘探思路，还提出了“深源浅找、古源深找、多源兼找、立体勘探[2]”的指导方针，开始对上古生界海相地层展开油气勘探。

而作为下扬子地区重要的含油气区域之一，宁国凹陷发育了多套页岩层系，其中二叠系大隆组、龙潭组、孤峰组都是烃源岩发育的重要层位[3]。但是因为构造改造强烈引起的复杂性，使得下扬子地区一直未获得重要的油气突破[4]。因此，为了实现下扬子地区页岩气突破的目标，2017年在宁国凹陷西部地区实施了针对二叠系的第一口页岩气参数井——皖宣页1井。依据周边地质露头资料以及钻井资料，以下扬子地区大隆组、孤峰组富有机质泥页岩为研究对象(龙潭组是皖南地区主要煤系地层，本文主要探讨大隆组和孤峰组的页岩层)，分析二叠系页岩的储层特征，初步探讨其有利勘探方向，为下扬子地区页岩油气工业开发提供支撑。

1 区域地质特征

宁国凹陷位于皖南宣城-泾县一带，面积大约3 000 km2。区域构造上属于苏皖南拗陷的东南部，即在南陵盆地-宁国凹陷结合地带。宁国凹陷是苏皖南拗陷的次级构造单元，由旌德断裂分为东、西2个次洼，整体呈现由北西收敛向北东开阔的喇叭形。北部与南陵盆地相连，南部与江南隆起相邻(图1)。

自从下扬子地区进入陆内演化开始，遭受了多期的强烈构造运动的改造[5]，区域构造演化主要经历了被动陆缘-稳定台地-前陆盆地(Z-S)、克拉通盆地(D- T2)、挤压凹陷(T3- J2)、走滑拉分盆地(J2- K1)、伸展断陷盆地(K2- E)、断拗复合型伸展盆地(N-Q)6个演化阶段，期间沉积了一套盆地相-深水陆棚相的黑色硅质页岩。

2 样品采集与测试

皖宣页1井处于地形平缓的宁国凹陷内，该井从深度60 m开始分别钻遇双塔寺组、白垩系的赤山组、三叠系的南陵湖组、和龙山组、殷坑组。在 1 412 m深度钻遇二叠系大隆组，岩性主要为黑色页岩(网状方解石脉发育)，下部夹灰色泥岩，顶部夹薄层深灰色泥质粉砂岩，有头足类等化石。在 1 478 m深度钻遇龙潭组，上部为炭质页岩与泥质粉砂岩不等厚互层，黏土页岩夹粉砂岩、粉砂质页岩及煤层，含植物和腕足类、头足类化石；中部砂岩、粉砂岩夹炭质页岩，含植物、腕足类化石；下部页岩、砂岩，局部夹黄铁矿，含植物化石。在 1 659 m深度钻遇孤峰组，主要岩性是炭质页岩、粉砂质泥岩夹硅质岩，顶部为炭质硅质页岩，底部为灰黑色硅质页岩。到 1 706 m深度钻遇栖霞组，以灰色灰岩为主，夹一薄层状灰色泥灰岩(图2)。

图1 下扬子地区构造位置图Fig.1 Tectonic location of the lower Yangtze region

图2 皖宣页1井二叠系柱状图Fig.2 Histogram of Permian system of the Well WXY1

为了能更好地分析二叠系内2套页岩层(大隆组、孤峰组)的有机地球化学特征以及含气性，以皖宣页1井岩心资料为基础(大隆组、孤峰组取心)，采样间隔0.5～1 m，对所取50件样品开展了页岩现场解析、薄片鉴定、X射线全岩矿物分析和氩离子抛光扫描电镜观察等研究，获取了大隆组、孤峰组页岩的有机碳含量、镜质体反射率、含气性、孔隙结构、矿物成分等评价页岩气的关键参数。

3 泥页岩特征

3.1 有机质丰度

根据前人研究成果，有机碳含量作为页岩气聚集成藏的关键控制因素之一，它与页岩的生烃量呈正相关关系[7-10]。本次实验采用CS-230碳硫测定仪，对49件岩心样品进行了测试。测试结果表明，大隆组的有机碳质量分数(wTOC)为1.71%～9.28%(29个样品)，平均为4.13%；孤峰组的有机碳质量分数为1.18%～12.76%(20个样品)，平均为8.02%：属于优质烃源岩(表1)。此外，在 1 429 m深度左右(大隆组)，有机碳含量比较低，因为该段页岩中夹薄层深灰色泥质粉砂岩。而在1 444 m深度(大隆组)和1 705 m深度(孤峰组)附近有机碳含量相对比较低，可能是因为页岩段灰黑色页岩中网状方解石脉比较发育。总体而言，大隆组和孤峰组有机碳含量都普遍偏高，且孤峰组的有机碳含量总体高于大隆组，根据正相关关系，即孤峰组的生烃量优于大隆组(图3-A)。依据中国页岩气选区评价标准，可知大隆组和孤峰组都具有生成页岩油气的良好潜力。与沉积环境相似的美国Barneet页岩的有机碳质量分数(2.0%～7.0%,平均为4.5%)相比[11]，宁国凹陷大隆组、孤峰组的有机碳含量主体与之相当或更高，进一步说明该地区的页岩生烃条件良好，尤其孤峰组的生烃条件应该引起关注。

表1 皖宣页1井页岩有机碳含量Table 1 Organic carbon content of shale of the Well WXY1

图3 皖宣页1井大隆组、孤峰组页岩层TOC、Ro随深度变化图Fig.3 Variation of TOC and Ro along with the depth for Dalong Formation and Gufeng Formation in Well WXY1

3.2 有机质热演化程度

镜质体反射率(Ro)是判断有机质成熟度标准之一，随着热演化程度增加而增加[12]。通过运用偏光荧光显微镜对大隆组、孤峰组共10个样品进行镜质体反射率的测试，测试结果显示Ro为1.23%～3.03%。其中大隆组黑色页岩Ro为1.23%～1.48%，平均为1.35%；孤峰组黑色页岩Ro为2.63%～3.03%，平均为2.83%(表2，图3-B)。由此可知，研究区的大隆组、孤峰组的黑色页岩热演化程度处于成熟-高成熟阶段,有利于页岩气的生成和聚集。从图3-B可以看出，随着深度的增加，热演化程度也增大，这可能是底部页岩受到局部零星火成岩体烘烤的影响(因为在周围有零星火成岩体出露，以及在1 768 m深度开始钻遇火成岩体)，从而出现Ro值增大的结果。

表2 皖宣页1井有机质热演化数据Table 2 Thermal evolution data of organic matter of the Well WXY1

3.3 孔隙特征

泥页岩中孔隙度和渗透率是页岩气藏评价的重要指标[13]。而页岩作为低孔特低渗的致密储层，其孔径更小(微纳米级)、类型多样、结构成因更复杂[14-15]。同时，页岩的纳米级孔隙也是页岩气重要的赋存空间和扩散空间[16-18]。因此，孔隙度的大小也是决定储层好坏的重要因素之一。

笔者借助氩离子抛光扫描电镜技术对皖宣页1井页岩样品进行了一系列研究：大隆组页岩中孔隙非常发育，有效孔隙度在2.653%～4.887%。页岩储层段主要发育3种储集空间类型：有机质孔、粒间孔、微裂缝。在研究区，圆度极高的有机质孔隙的直径多为数百纳米(图4-A、E、F)。部分黄铁矿晶粒间的有机质在后期热演化过程中消耗殆尽从而形成晶间孔[19]，其间发育大量黏土矿物，粒间孔缝发育(图4-C)。在1 424.77 m深度有机质保留有生物碎片形状，视域内微裂缝较发育，这些裂缝增加了孔隙之间的连通性，对于页岩渗透性的改变有重要意义(图4-D)。对于在大隆组和孤峰组中发现有机质内部有很多密集分布的孔隙，直径多为纳米级别；而微裂缝的发育构成气体运移的通道，有利于页岩气的聚集与扩散(图4)。

总体而言，宁国凹陷大隆组、孤峰组页岩均发育不同成因类型的微观孔隙，孔隙直径从几纳米到几百纳米，有机质孔、微裂缝、晶间孔等较为发育，为该区海相页岩气赋存富集提供了充足的储集空间。

3.4 矿物特征

3.4.1 全岩矿物

储层脆性受泥页岩矿物组成的控制，而矿物的脆性对页岩储层裂隙系统的发育程度和可改造性有直接影响[20-21]。通过对皖宣页1井大隆组、孤峰组(共30个样品)的泥页岩进行全岩X射线衍射分析(图5)，结果显示，大隆组页岩黏土矿物的质量分数最高，为33.7%～59.8%，平均为43.6%；石英的质量分数次之，为29%～45.4%，平均为34.74%，主要集中在30%～40%(图6-A)。长石主要以斜长石为主，平均质量分数为7.9%；碳酸盐矿物主要是方解石和白云石，平均质量分数为4.8%；还有一定量的黄铁矿(质量分数为2.8%～9.4%，平均为5.9%)，以及少量的重晶石(平均质量分数为1.3%)等。孤峰组页岩中石英的质量分数最高，为20.5%～89.2%，数据分布比较分散，平均为63.51%，其中孤峰组下段石英含量相对较低(图6-A)；黏土矿物的质量分数次之，为13.2%～41.7%，平均为22.79%；再次是碳酸盐矿物，其中主要为方解石，平均质量分数为8.94%；还有少量的黄铁矿(平均质量分数为2.68%)和重晶石等。大隆组和孤峰组均含有一定量的黄铁矿，表明这2套泥页岩沉积环境具有较强的还原性。皖宣页1井大隆组和孤峰组页岩与北美地区页岩[22]在矿物种类上相似，但含量有所不同，总体而言，大隆组页岩的石英含量低于北美地区页岩，而孤峰组的石英含量高于北美地区页岩(质量分数>40%)，黏土矿物也较为发育。

3.4.2 脆性

脆性矿物不仅对页岩孔隙的发育及页岩气的储存、运移有影响，而且与页岩的压裂性成正相关关系。而脆性指数作为地层可压裂性的一个常用指标，可用来做脆性评价分析。通过用矿物组成作为参数综合计算脆性指数,评价分析可知[23]，页岩脆性与所含矿物类型密切相关，所以将矿物组成特征作为参数综合计算脆性指数[24-25]。

图4 皖宣页1井样品在氩电镜下的孔隙类型Fig.4 Argon electron microscope images showing pore types in the shale from the Well WXY1(A)大隆组有机质孔，深度1 421.99 m; (B)大隆组有机质孔，深度1 421.99 m; (C)大隆组黄铁矿晶间孔，深度1 424.77 m; (D)大隆组微裂缝，深度1 424.77 m; (E)大隆组有机质孔，深度1 432.45 m; (F)大隆组有机质孔，深度1 432.45 m

图5 皖宣页1井页岩脆性矿物分析图Fig.5 Analysis of brittle minerals for Well WXY1

图6 皖宣页1井大隆组和孤峰组石英含量以及脆性指数分布图Fig.6 Distribution of quartz content and brittleness index of Dalong and Gufeng Formation in Well WXY1

图7 皖宣页1井大隆组和孤峰组浸水、点火试验Fig.7 Immersion and ignition tests of Dalong and Gufeng Formation of the Well WXY1(A)大隆组黑色炭质页岩浸水实验; (B)点火试验

皖宣页1井在取心段大隆组的脆性指数为37%～51%，平均为41.16%；孤峰组的脆性指数为71.8%～85.8%，平均为80.08%。可见大隆组脆性指数小，孤峰组脆性指数相对较大，在纵向上脆性指数自上而下增大(图6-B)。与北美页岩脆性指数(多数>40%)相比，大隆组和孤峰组都具备良好的可压裂条件，但孤峰组是更加有利的可压裂层段。

3.5 含气性分析

含气性作为页岩储层评价的重要指标之一，它与页岩的孔隙大小、wTOC、Ro等都具有一定的关系。皖宣页1井采用高精度含气量解析仪(SHF-Ⅱ型)进行现场解析，发现大隆组、孤峰组取心段的泥页岩出筒后做浸水实验有针孔状气泡连续冒出(图7-A)，收集的气体点火可燃，火焰呈蓝色(图7-B)。通过对皖宣页1井综合柱状图分析，在1 412～1 478 m深度为大隆组，1 659～1 706 m深度为孤峰组。在这目的层段共解释3个好的含气层段，其中大隆组1套、孤峰组2套。皖宣页1井钻至1 412 m深度的大隆组页岩地层时(图8)，气测全烃和甲烷异常值陡然增加，井深1 416 m处，全烃异常值由0.018%蹿升至2.0%，甲烷异常值由0.005%蹿升至1.24%；含气量也从1 416 m深度开始突然增加，直到1 417 m深度达到最大值(8.7 m3/t)；孔隙度为7.6%，呈现出高伽马、高电阻率；优质页岩段厚度较薄，解释共2.8 m。随后气测异常值下降，当进入龙潭组时，气测全烃值开始缓慢上升，处于一个相对稳定的状态，气测含量稳定在0.51%左右；随着进入孤峰组，气测显示又重新开始活跃(图9)，气测全烃和甲烷异常值再度陡然增加，全烃异常值最大跳跃到2.12%，甲烷异常值由0.45% 到2.19%；含气量较稳定，均为2.18%左右，在1 687～1 700 m深度含气量均在3%以上。综合测井结果分析认为，优质层段共26.6 m，大隆组上段、孤峰组下段2层均为比较好的页岩储层含气段；同时含气量曲线与孔隙度曲线的趋势具有一致性，两者呈正比关系。孤峰组好的显示层段有2段，气测值高，与大隆组泥页岩段相比，孤峰组连续页岩含气层段更厚。从含气性角度相比较而言，孤峰组页岩段为更好的有利含气层段。

图8 皖宣页1井大隆组综合柱状图Fig.8 Comprehensive column of Dalong Formation of the Well WXY1

4 有利勘探方向

通过对皖宣页1井的泥页岩特征、孔隙度、脆性矿物组分、储层测井响应特征等分析认为：大隆组、孤峰组黑色炭质页岩厚度40～70 m，wTOC普遍高于1.5%，暗色页岩Ro为1.23%～3.03%，有机质热演化程度处于高成熟阶段，是生气的有利阶段，有机质类型以Ⅱ-Ⅲ型为主，黏土矿物含量普遍较高，满足了页岩气形成和富集的基本条件(表3)。与商业开发的北美地区页岩对比，宁国凹陷也具备较好的页岩气勘探潜力。虽然宁国凹陷大隆组、孤峰组泥页岩特征等相似，但是孤峰组泥页岩的脆性指数远高于大隆组泥页岩，而且孤峰组的页岩层段的含气性、连续厚度都优于大隆组，若考虑后期压裂的情况，则孤峰组为更优的选择,这也为下一步目的层位的选择提供了依据。

图9 皖宣页1井孤峰组综合柱状图Fig.9 Comprehensive column of Gufeng Formation of the Well WXY1

表3 宁国凹陷页岩气选择性比较Table 3 Selective comparison of shale gas in Ningguo depression

因此，综合考虑该地区的地质条件、工程条件和经济条件等各方面因素以及根据皖宣页1井得到的勘探启示：研究区域具备良好的页岩气成藏条件，但因构造改造强烈，破坏严重使得我们应该寻找附近构造稳定区域。由此结合区域内的泥页岩特征、构造等页岩气成藏方面因素，宁国凹陷是页岩气勘探的有利区域，主探层位为孤峰组。

5 结 论

a.皖宣页1井大隆组黑色页岩厚度为66 m，有机碳含量高(wTOC为1.71%～9.28%，平均为4.13%)，有机质类型好，处于高成熟生气阶段(Ro为1.23%～1.48%，平均为1.35%)；孤峰组钻遇厚度47 m，有机碳质量分数为1.18%～12.76%，平均为8.02%，热演化程度高，为高成熟生气阶段(Ro为2.63～3.03%，平均为2.83%)：大隆组和孤峰组都具备较好的页岩气的生烃条件和富集条件。

b.皖宣页1井大隆组和孤峰组页岩的脆性矿物含量都比较高，大隆组的脆性指数为37%～51%，平均为41.16%；孤峰组的脆性指数为71.8%～85.8%；平均为80.08%。大隆组和孤峰组都具备良好的可压裂条件，但孤峰组页岩脆性指数大于大隆组，是更加有利的可压裂层段。

c.皖宣页1井内大隆组、孤峰组页岩晶间孔、有机质孔等较为发育，但实测含气量偏低，可能是后期多次构造抬升改造作用对早期形成页岩气的富集及保存有一定影响，因此针对二叠系页岩，应寻找构造相对稳定的地区，避开断裂区、火成岩体区域。

d.宁国凹陷大隆组、孤峰组虽然都具备有利的页岩气成藏条件，但孤峰组和大隆组相比，孤峰组的页岩气测显示、厚度、TOC、有机质孔隙、矿物组成等各方面更加有利，可作为宁国凹陷页岩气勘探开发的主探层段。