桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组一段页岩气成藏条件与资源潜力评价

覃英伦 ，雷雨，蒋恕 ，张仁 ，张鲁川 ，岑文攀，卢炳雄

1 广西广投能源集团有限公司，南宁 530000

2 广西投资集团有限公司，南宁 530022

3 中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室，武汉 430074

4 中国地质大学(武汉)资源学院，武汉 430074

5 广西壮族自治区地质调查院，南宁 530023

6 南宁师范大学，南宁 530001

0 引言

中国南方扬子、滇黔桂等地区广泛发育富有机质海相页岩地层，面积可达170×104km2，中石油及中石化已在涪陵、威荣及川南等地区实现了页岩气的效益开发[1-3]。然而，我国页岩气的商业性开采仅局限于四川盆地及其周缘早古生代五峰-龙马溪组地层[2-5]，广大南方地区其它页岩层系天然气仍处于勘探起步阶段[6]。晚古生代石炭系作为滇黔桂地区富有机质页岩发育的重要地层之一，具有沉积厚度大、有机质丰度高、热演化程度适中等特点，页岩气勘探前景广阔[7-9]。受燕山-喜马拉雅期剧烈构造运动的影响，滇黔桂地区石炭系地层普遍剥蚀严重，仅在垭都-紫云-罗甸裂陷带及周缘得到较好保存[10]。垭都-紫云-罗甸裂陷带自西向东跨越滇黔北部坳陷、黔中滇东隆起、黔西南坳陷、罗甸断坳、黔南坳陷、桂中坳陷6 个构造单元，裂陷带内多口钻探井揭示了下石炭统地层良好的页岩气显示，进一步证实了下石炭统页岩气资源潜力[11-12]。然而，与四川盆地五峰-龙马溪组深水陆棚相页岩相比，滇黔桂地区下石炭统页岩沉积时处于水体能量变化频繁、物源多样化的环境，具有富有机质页岩平面分布局限、纵向岩相变化迅速及单层厚度薄等特点[8，11，13]，页岩气资源潜力评价难度大。

近年来，中国地质调查局油气资源调查中心和广西壮族自治区地质调查院针对桂中坳陷北部下石炭统页岩开展了基础调查研究工作[8，14-15]。研究结果显示，该区下石炭统鹿寨组一段沉积于浅海陆棚环境，整体上发育一套黑色炭质页岩及灰色泥质灰岩，有机质含量较高，气测显示良好，是页岩气勘探的主要层位。然而，桂中坳陷北部下石炭统页岩气资源调查研究工作起步较晚，有利区分布及资源规模尚不清楚，制约了研究区页岩气的进一步勘探开发。为此，本文在系统分析研究区下石炭统鹿寨组一段页岩气成藏地质条件的基础上，评价了页岩气资源潜力，以期为桂中坳陷下石炭统页岩气勘探提供理论参考。

1 地质背景

桂中坳陷为滇黔桂盆地东北部的二级构造单元[16]，北临雪峰山隆起，西部与黔南坳陷、罗甸坳陷相接，东部与桂林坳陷、大瑶山隆起为邻，南部为大明山隆起(图1 a)，是一个在加里东运动基础上形成的晚古生代大型海相残留坳陷[17]。桂中坳陷地处滨太平洋与特提斯-喜马拉雅两大构造的复合部位[18]，其形成经历了4 个构造演化阶段[16，19]，包括(1)海西期：区域拉张下沉，海水由南往北入侵，裂陷盆地发育；(2)印支期：造山活动增强，结束海相沉积环境，发育前陆盆地；(3)燕山期：坳陷遭受挤压隆升，发育大量褶皱和断裂；(4)喜马拉雅期：坳陷及周缘全面抬升，遭受严重剥蚀。

图1 研究区构造位置及桂融页1 井综合柱状图(a)研究区构造地质图(据中华人民共和国广西壮族自治区地质图1:500 000 修改)(b)垭都-紫云-罗甸裂陷带早石炭世沉积相图(c)桂融页1 井综合柱状图[8]Fig. 1 Structural location of the study area and comprehensive histogram of well Guirongye 1.(a) Tectonic geological map of the study area(modified from 1:500 000 geological map of Guangxi Zhuang Autonomous Region， PRC); (b) Early Carboniferous sedimentary facies of Yadu-Ziyun-Luodian rift zone; (c) Comprehensive histogram of Guirongye 1 well[8]

研究区位于桂中坳陷北部三级构造单元柳城斜坡，发育北北东向“雁列”式排列断层，残留向斜在平面上沿断裂呈条带状展布(图1 a)。残留向斜核部主要出露上石炭统大埔组及二叠统栖霞组、茅口组地层，地层倾角较小，变形程度较弱；两翼主要为下石炭统地层，左翼受深大断裂影响，基本缺失，右翼地层相对较完整(图1 a)。早石炭世时期，研究区继承了滇黔桂地区“台-盆”相间的古地理格局，目的层下石炭统鹿寨组一段在平面上沿东西向(河池-柳州)次级洼陷区域展布(图1 b)。钻探显示，鹿寨组一段主要发育碳质页岩、灰质泥岩和泥灰岩互层，底部深黑色碳质页岩厚度达43 m，气测显示良好(图1 c)。页岩埋深适中，多浅于2800 m，有利于页岩气的聚集成藏。

2 页岩气成藏条件

已有勘探工作表明，垭都-紫云-罗甸裂陷带多口井在下石炭统钻遇良好的页岩气显示[8-9，20]，具体见表1(各井位置见图1 b)。通过与上述页岩气显示井下石炭统地层地质特征对比，分析评价研究区下石炭统鹿寨组一段页岩气成藏地质条件。受滇黔桂地区早石炭世“台-盆”相间古地理格局的影响，各构造单元下石炭统地层命名差异较大[21]。依据广西壮族自治区区域地质志及贵州省区域地质志地层划分方案，各井下石炭统地层对应关系如表1 所示。

表1 垭都-紫云-罗甸裂陷带页岩气井显示及下石炭统地层划分对比表Table 1 Shale gas displays in the Yadu-Ziyun-Luodian Rift Zone and stratigraphic division of the Lower Carboniferous strata

2.1 页岩有机地球化学特征

研究区鹿寨组一段74 块样品中，TOC含量主要介于1.0%～2.0%，平均为1.45%，底部黑色碳质页岩段TOC含量平均为1.86%(图2 a)，属中等有机质丰度页岩，且自下而上呈减小的趋势。黔水地1 井打屋坝组二段页岩TOC含量为0.31%～2.83%，平均为1.02%[7]。黔紫页1 井打屋坝组页岩TOC含量为0.54%～2.64%，平均1.09%[7]。与两者相比，研究区鹿寨组一段TOC含量更高，页岩气生烃基础更优。

桂融页1 井鹿寨组一段镜质体反射率(Ro)整体变化不大，主要分布在2.2%～2.9%，平均为2.6%(图2 b)，处于过成熟阶段，热演化程度适中，开始大量生成干气。黔水地1 井打屋坝组Ro值在1.8%～2.2%，平均为2.1%[9]。桂融页1 井Ro值略高于黔水地1 井，这与后者沉积时期相对较晚，埋藏相对更浅有关。

图2 桂融页1 井鹿寨组一段(a)TOC含量和(b)Ro分布Fig. 2 Distributions of TOC content (a) and Ro (b) for the C1lz1 shale of well Guirongye 1

桂融页1 井鹿寨组一段页岩干酪根显微组分以壳质组和腐泥组为主，平均含量分别为41%和40%(图3)。镜质组和惰质组含量较低，平均19%。干酪根类型指数介于35.8～52.0，平均44.4，有机质类型以II1-II2型为主，表明鹿寨组一段页岩有机质母质既有藻类低等水生生物又有高等植物。热演化过程中，来自浮游和底栖藻类的干酪根在成熟阶段以大量生油为主，到达高成熟-过成熟阶段，早期生成的原油开始裂解成烃气，产气潜力巨大[22-23]。与威页1 井和长页1 井相比(图3)，桂融页1 井有机质类型更优。

图3 桂融页1 井鹿寨组一段页岩干酪根显微组分(底图据杨镱婷[22])Fig. 3 Kerogen macerals of the C1lz1 shale for well Guirongye 1(Base map was from Yang et al [22])

2.2 页岩矿物组分特征

桂融页1 井鹿寨组一段页岩矿物组分以石英(平均34.6%)和碳酸盐岩(平均34.4%)为主，其次为黏土矿物(平均为28.5%)(图4)。据前人提出的脆性指数计算方法[24](脆性指数为石英、长石及碳酸盐岩三者含量之和)，研究区页岩脆性指数在51.0%～94.0%，平均为69.0%。长页1 井矿物组分整体上与桂融页1 井相似，石英、碳酸盐岩及黏土含量基本相当(图4)，页岩脆性指数在43.2%～81.7%，平均为66.6%。水页1 井旧司组下段页岩矿物组分以碳酸盐岩(平均78.7%)为主，脆性指数在68.4%～95.8%，平均为88.1%。整体上看，桂融页1 井、水页1 井和长页1 井有利页岩段岩石脆性指数较高，有助于后期页岩储层压裂改造，提高页岩气开采效率[25-26]。

图4 桂融页1 井、长页1 井和水页1 井有利页岩段矿物组分Fig. 4 Mineral compositions of favorable shale intervals in wells Guirongye 1、 Changye 1 and shuiye 1

2.3 页岩储层物性特征

本文所研究的12 块页岩样品取自桂融页1 井(图1)鹿寨组一段。页岩样品的采样深度、总有机碳含量(TOC)、等效镜质体反射率和矿物含量均记录在表2中。

表2 页岩样品参数Table 2 Parameters of the shale samples

(1)孔隙度和渗透率

研究区桂融页1 井鹿寨组一段岩心样品分析测试结果显示，孔隙度介于3.12%～5.02%，平均为4.19%。渗透率介于(0.0005～0.1609)×10-3μm2，平均为0.0663×10-3μm2(表 3)。属于低孔低渗储层，需要大量采用人工造缝的方式来维持商业生产[27]。与其他区域下石炭统地层相比(表3)，桂融页1 井孔渗条件都相对更优，气体储集和渗流能力强，有利于页岩气的开采。

表3 垭都-紫云-罗甸裂陷带裂陷带下石炭统页岩储层物性及含气性(长页1 井、代页1 井、威页1 井数据分别来自陈捷[28]、卢树藩[20]、梅珏[29])Table 3 Physical properties and gas-bearing contents of the lower Carboniferous shale reservoirs in the Yadu-Ziyun-Ludian Rift Zone (Data of wells Changye 1， Daiye 1 and Weiye 1 were from Chen et al.， 2018， Lu et al.， 2019， Mei et al.， 2021，respectively)

(2)孔隙类型

扫描电镜图像显示，桂融页1 井鹿寨组一段页岩主要发育有机质孔、溶蚀孔、残余粒间孔及微裂缝。有机质孔主要产自有机质热演化生烃过程[30]，多呈圆形、椭圆形，以及少量不规则多边形，内壁光滑，孔径主要介于几十到几百个纳米(图5a和b)。其分布具有一定的非均质性，在同一泥页岩样品中，不同有机质颗粒中有的发育有机质孔，而有的不发育。即使在同一颗粒内，局部有机质孔密集分布，而局部致密无孔。溶蚀孔多为长石、碳酸盐岩等矿物的酸性溶蚀，孔隙形状各异，边缘不光滑，多分布于颗粒内部，表现为孤立、半封闭-封闭型孔隙，连通性差，孔径多为几百纳米(图5e和f)。由于鹿寨组一段页岩中碳酸盐岩含量相对较高，因此，溶蚀孔对储层物性的贡献相对较大。同时，溶蚀作用可生成大量次生孔隙，改善储层物性及微观孔隙结构。残留粒间孔多由脆性矿物相互支撑而形成，多呈三角形、长条形和不规则状，孔隙边缘平直，尺寸较大，多大于几百个纳米(图5c、d、f、g和h)。微裂缝主要发育在脆性矿物颗粒边缘或黏土矿物颗粒内，主要来源于矿物颗粒碎裂、黏土矿物脱水以及碳酸盐填隙物被溶蚀等，具有较好的连通性，是页岩气最重要的运移通道，宽度一般为几十纳米，长度可达几十到上百微米(图5 c和i)。

鹿寨组一段页岩样品CO2吸附等温吸附曲线呈“上凸”形(图6 a)，属于I型吸附等温线[31]，表明样品微孔(＜2 nm)发育，并且CO2吸附量随TOC含量的增加呈增长趋势，说明微孔主要来自于有机质孔。页岩样品N2吸附等温线呈“反S”型(图6 b)，且出现H2与H3 型滞后回环，表明页岩孔隙形态主要为平行板结构的狭缝孔和“墨水瓶”形孔[32]。结合扫描电镜图像观察，平行板结构的狭缝孔多与微裂缝和黏土矿物间孔有关，而“墨水瓶”形孔多与有机质孔隙和溶蚀孔隙相关[33]。

(3)孔径分布

联合N2和CO2等温吸附优势孔径表征范围，揭示鹿寨组一段页岩多尺度孔径分布(图7)。结果显示，鹿寨组一段页岩孔径主要分布在0.3 nm～400 nm，呈多峰态，以介孔(2 nm～50 nm)和微孔为主，宏孔(＞50 nm)占比较低。联合N2和CO2吸附表征的全尺寸孔隙体积(图8a)以及N2吸附表征的BET比表面积(图8b)的主要贡献者均为微孔和介孔，并且介孔是孔体积的主要贡献者，而比表面积的主要贡献者是微孔，两者分别为游离气和吸附气的富集提供充足的空间[34-35]。

图7 桂融页1 井下石炭统鹿寨组一段全孔径分布曲线Fig. 7 Full pore size distribution curves of the C1lz1 shale from well Guirongye 1

(4)孔隙结构成因

页岩孔隙结构复杂，国内外众多学者都对其进行过深入的研究，魏祥峰等总结发现页岩孔隙结构的主控因素是多方面的，主要包括TOC、有机热演化程度、矿物组分、沉积成岩等[36-38]。

根据研究区鹿寨组一段页岩孔隙结构参数与TOC和黏土矿物含量的相关性分析，BET比表面积与TOC和黏土矿物含量均有很好的正相关(图9a和b)，判定系数R2分别为0.60 和0.55，而比表面积的主要贡献者为微孔(图8b)，表明TOC和黏土矿物含量为微孔结构的主要控制因素，并且TOC控制作用更加明显；全尺寸孔体积与黏土矿物含量呈现较强的相关性(图10a)，判定系数R2为0.57，而全尺寸孔体积的主要贡献者以介孔为主(图8a)，表明黏土矿物对介孔同样具有一定的控制作用，TOC与全尺寸孔体积相关系数R2仅仅为0.20(图10b)，对介孔几乎没有控制作用。

图8 桂融页1 井下石炭统鹿寨组一段全尺寸孔隙体积(a)和BET比表面积(b)分布Fig. 8 Distributions of pore volume (a) and specific surface area (b) for the C1lz1 shale of well Guirongye 1

图9 页岩孔隙BET比表面积与黏土矿物含量(a)和TOC(b)的关系Fig. 9 Correlation between BET specific surface area and clay content (a)、TOC (b) of shale samples

图10 页岩孔隙体积与 黏土矿物含量(a)和TOC(b)的关系Fig. 10 Correlation between pore volume and clay content (a)、TOC (b) of shale samples

2.4 页岩含气性特征

桂融页1 井鹿寨组一段现场解释页岩气层97.50 m(6 层)，底部黑色碳质页岩段全烃0.54%～2.88%，平均1.16%，甲 烷0.51%～2.71%，平 均1.08% (图1 c)。岩心浸水后气泡显示强烈，收集气体可燃，火焰高约10 cm。现场解析含气量介于0.43～1.21 m3/t，平均0.83 m3/t，总含气量(损失气和解析气) 0.9～2.62 m3/t，平均1.73 m3/t。整体上，鹿寨组一段页岩总含气量随埋深增加呈增大的趋势(图11a)。气体组分甲烷含量占比在93.5%～97.8%，平均95.2%，为高热值干气(图11b)。

图11 桂融页1 井下石炭统鹿寨组一段现场总含气含量(a)和气体组分(b)Fig. 11 In-situ gas contents (a) and natural gas compositions (b) for the C1lz1 shale core samples of well Guirongye 1

研究区鹿寨组一段黑色碳质页岩甲烷等温吸附(66 ℃，干燥基)曲线显示(图12a)，甲烷吸附量随着平衡压力的增大表现出先快速增大后缓慢减小的变化趋势，这是因为实验得到的是甲烷过剩吸附量，而不是绝对吸附量[39]。利用超临界Langmuir模型对甲烷绝对吸附量进行恢复[40]，结果显示(图12b)，5 块样品兰氏体积(甲烷绝对吸附量)为1.07～3.67 m3/t，平均2.10 m3/t。表明鹿寨组一段黑色碳质页岩具有较强的吸附能力，且随着有机质含量的增加，甲烷绝对吸附量呈增大趋势(图12b)。兰氏体积和兰氏压力(甲烷吸附量达到绝对吸附量一半时对应的平衡压力，5 块样品平均值为3.08 MPa)均为下文页岩气资源潜力评价的关键参数。

图12 桂融页1 井鹿寨组一段黑色碳质页岩甲烷等温吸附曲线 (a)过剩吸附量;(b)绝对吸附量Fig. 12 Methane isothermal adsorption curves of black carbonaceous shale samples from the C1lz1 for well Guirongye 1(a)Excess adsorption；(b)Absolute adsorption capacity

2.5 页岩气保存条件

顶、底板：桂融页1 井鹿寨组一段页岩气藏顶板为鹿寨组二段和三段深灰色致密泥灰岩、灰岩，单层厚度达70 m，累计厚度达210 m。同时，鹿寨组上覆大塘阶黄金组灰色灰岩，厚度达720 m，也可作为页岩气藏良好的盖层。鹿寨组下伏尧云岭组深灰色致密泥灰岩、灰质泥岩，厚度达490 m，构成了鹿寨组一段页岩气藏底板。总的来说，桂中坳陷北部鹿寨组一段顶、底板厚度大，岩性致密，封闭性好，能有效阻挡页岩气的纵向散失[41-42]。

构造作用：研究表明，燕山-喜马拉雅运动对桂中坳陷油气成藏和保存条件影响最大[19]。强烈的构造挤压作用使得研究区早期形成的张性正断层转变成逆冲断层(如对柳城斜坡影响较大的四堡-福禄断裂和寿城-瓢里断裂)(图1a)，这些逆冲断层被证实具有良好封闭性[19]。此外，燕山-喜马拉雅期剧烈的构造运动使得桂中坳陷及周缘全面抬升遭受剥蚀，剥蚀厚度在2500～5000 m，由西往东(南)剥蚀强度逐渐增大，石炭系地层在桂中坳陷北部出露。尽管如此，下石炭统页岩在残留向斜核部得以较好保存，埋藏深度多在1000～3000 m，成为页岩气富集成藏的主要位置。

岩浆活动：岩浆活动同样对油气的保存起着至关重要的影响。一方面，高温高压的岩浆会使干酪根沥青化及碳化；另一方面，岩浆上侵使得上部盖层拉张，产生裂缝破坏盖层完整性，失去封闭能力[19]。桂中坳陷岩浆活动相对较弱，岩浆岩体主要分布在坳陷西北部、西部和东南部，沿深大断裂带发育[41](图13)。整体上看，研究区远离岩浆岩带，周边仅有小块岩浆岩体的分布，岩浆活动较弱，构造相对较稳定，页岩气得以有效保存。

图13 桂中坳陷及周缘地区深层岩浆体分布(据广西壮族自治区区域地质志，2016)Fig. 13 Distribution of deep magmatic bodies in the Guizhong Depression and its adjacent areas (modified from Regional Geology of Guangxi Zhuang Autonomous Region， 2016)

水文地质条件：地表温泉分布及温泉水循环深度可有效指示现今大气水下渗深度及地层水文地质开启程度[42]。研究表明，桂中坳陷温泉主要分布在东北部和东南部，以低温温泉(5～40 ℃)为主，研究区内无温泉分布[43]。据δD和δ13O同位素资料计算[42-44]，桂中地区温泉水循环深度多在800～1000 m(图14)。总体上看，研究区水文地质开启程度较低，地层封闭性较好，有利于页岩气的富集保存。

图14 桂中坳陷及周缘现今温泉水循环深度(楼章华等[17]；金爱民等[35])Fig. 14 Current circulation depth of hot spring water in the Guizhong Depression and its adjacent areas (modified from Lou et al.， 2011[17]; Jin et al.， 2011[35])

3 页岩气资源潜力评价

目前，研究区只有桂融页1 井钻遇并钻穿了下石炭统鹿寨组地层，二维地震测线仅覆盖研究区的沙坪复向斜(图1a)，其它残留向斜鹿寨组一段黑色碳质页岩厚度及埋深等信息无法确定。因此，综合基础地质资料丰富程度及矿权等因素，本研究只对沙坪复向斜的下石炭统页岩气资源潜力进行评价。根据邻区下石炭统岩关阶页岩气有利区优选标准(据中国石油化工股份有限公司勘探分公司内部资料)及桂融页1 井鹿寨组一段页岩气测显示情况，将1500～3500 m作为研究区下石炭统鹿寨组页岩气勘探的有利埋深。结合二维地震资料，沙坪复向斜内鹿寨组一段底界埋深介于1500～3500 m的面积为85 km2。

根据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254-2014)，采用静态法计算桂中坳陷北部沙坪复向斜鹿寨组一段页岩气地质资源量。由于鹿寨组一段页岩成熟度较高，几乎不含液态烃类，以溶解态赋存的页岩气含量极低，可以忽略不计。因此，在计算页岩气资源量时，只需考虑吸附态和游离态页岩气[45]。

吸附气地质资源量(Qa，108m3)的计算公式如下：

式中，A-有利页岩面积，km2；h-有效页岩厚度，m；ρ-页岩储层视密度，t/m3；q吸-页岩吸附能力，m3/t，可根据甲烷等温吸附实验及兰氏方程[45]确定；Zi-天然气压缩因子，无量纲。

游离气地质资源量(Qf，108m3)的计算公式如下：

式中，Φg-页岩储层孔隙度，%；Sg-游离气饱和度，%；Bgi-原始页岩气体积系数，无量纲。

利用测井、地震及实验分析等手段，获取相关计算参数(表4)，可得桂中坳陷北部沙坪复向斜下石炭统鹿寨组一段页岩气地质资源量约为255.2×108m3。通过与四川盆地蜀南太阳页岩气田相关地质参数对比[46]，结合研究区鹿寨组一段页岩有机质含量、含气量、地层压力系数及孔、渗等指标偏低的特点，将页岩气技术采收率定为15%，可得页岩气技术可采资源量为38.3×108m3，技术可采资源丰度0.45×108m3/km2，技术可采资源丰度较高，页岩气勘探开发潜力较大。值得注意的是，研究区鹿寨组页岩气藏整体上埋深较浅，属于中浅层-中深层气藏，较浅的埋深可有效降低页岩气开发成本，进一步提升经济效益。

表4 桂中坳陷北部沙坪复向斜下石炭统鹿寨组一段页岩气地质资源量参数赋值Table 4 Parameters used to calculate geological resources of the C1lz1 shale gas accumulations in the Shaping Synclinorium，northern Guizhong depression

4 结论

(1)桂中坳陷北部沙坪复向斜鹿寨组一段页岩气藏有利埋深为1500～3500 m，属中浅层-中深层气藏，总体表现为：底部黑色碳质页岩有机质含量高、类型为II1～II2型、热演化程度适中，生烃基础优越；储层孔隙类型以有机质孔和溶蚀孔为主，比表面积以微孔贡献为主，孔体积则主要由微孔和介孔贡献；TOC和黏土矿物是微孔主要的控制因素，黏土矿物是介孔的重要控制因素。

(2)从有机地球化学、岩石学、储层物性及含气性等页岩基本地质特征来看，研究区情况总体明显优于垭紫罗裂陷槽周缘其他同期地层，并且埋藏适中，有利面积达85 km2，地质资源量为255.2×108m3，技术可采资源量为38.3×108m3，具有良好的页岩气勘探前景，有望成为中国南方页岩气下石炭统勘探的重点区域。