湖南保靖地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖氣成藏條件分析

李 斌

(神華地質(zhì)勘查有限責(zé)任公司，北京 100022)

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湖南保靖地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖氣成藏條件分析

李 斌

(神華地質(zhì)勘查有限責(zé)任公司，北京 100022)

湖南保靖地區(qū)是頁(yè)巖氣勘探新區(qū)塊。通過(guò)多口頁(yè)巖氣鉆井的勘探實(shí)踐，應(yīng)用巖心描述、有機(jī)地球化學(xué)測(cè)試和掃描電鏡觀察等方法，系統(tǒng)總結(jié)了研究區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組頁(yè)巖氣成藏地質(zhì)條件，并揭示其富集成藏的主控因素，為下一步勘探部署提供理論依據(jù)。湖南保靖地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁(yè)巖分布廣、厚度較大、有機(jī)質(zhì)豐度高、熱演化程度高、巖石中硅質(zhì)含量高、儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度高、孔滲條件較好、埋深適中，儲(chǔ)集空間和運(yùn)移通道充足，氣測(cè)值較高，具有形成頁(yè)巖氣藏的有利地質(zhì)條件。預(yù)測(cè)保靖縣東南部甘溪—大坨地區(qū)為頁(yè)巖氣勘探有利區(qū)。

頁(yè)巖氣；成藏條件；有利區(qū)預(yù)測(cè)；龍馬溪組；湖南保靖地區(qū)

0 引 言

頁(yè)巖氣主要以吸附狀態(tài)存在于干酪根和黏土顆粒表面，或以游離方式存在于頁(yè)巖層的天然裂縫和孔隙中。頁(yè)巖既是烴源巖，也是儲(chǔ)層[1]，因此，頁(yè)巖氣具有分布面積廣、資源量巨大、開采周期長(zhǎng)等特點(diǎn)。隨著北美頁(yè)巖氣產(chǎn)量的大幅增加，頁(yè)巖氣引起世界各國(guó)的高度重視，成為油氣勘探開發(fā)的新熱點(diǎn)[2]。近年來(lái)，中國(guó)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)獲得了重大進(jìn)展，特別是在四川盆地及其周緣渝東南地區(qū)龍馬溪組中獲得了儲(chǔ)量可觀的穩(wěn)定工業(yè)氣流。研究認(rèn)為，中國(guó)南方龍馬溪組海相碎屑巖具有沉積厚度大、生烴能力強(qiáng)、熱演化程度高、保存條件好等特點(diǎn)，是未來(lái)頁(yè)巖氣勘探的重點(diǎn)層位之一，需進(jìn)一步向四川盆地外圍復(fù)雜構(gòu)造地區(qū)拓展。湘鄂西地區(qū)與鄰區(qū)渝東南地區(qū)具有相似的地質(zhì)條件，為國(guó)土資源部第二輪頁(yè)巖氣招標(biāo)區(qū)塊，多個(gè)企業(yè)在該區(qū)開展頁(yè)巖氣地質(zhì)勘探工作。神華集團(tuán)于2013年在湖南保靖地區(qū)開展頁(yè)巖氣勘探工作，先后實(shí)施了多口鉆探井。經(jīng)綜合論證后認(rèn)為，龍馬溪組具有頁(yè)巖氣生成、保存的良好地質(zhì)條件，具備深入勘探的必要。多口井的含氣性測(cè)試對(duì)比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的含氣空間分布極不穩(wěn)定，亟需進(jìn)行頁(yè)巖氣成藏地質(zhì)條件綜合分析，揭示頁(yè)巖氣富集規(guī)律，為下一步勘探部署提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

湖南保靖頁(yè)巖氣區(qū)塊主體位于湖南省保靖縣內(nèi)，勘探面積為1 189.72 km2，大地構(gòu)造上位于中揚(yáng)子準(zhǔn)地臺(tái)西緣湘鄂西隔槽式?jīng)_斷褶皺帶，沉積特征受控于中揚(yáng)子地區(qū)構(gòu)造演化。中揚(yáng)子地區(qū)在晉寧運(yùn)動(dòng)后形成穩(wěn)定地臺(tái)[3]，之后陸續(xù)接受沉積。從震旦紀(jì)到早奧陶世，為大型克拉通盆地，處于拉張型被動(dòng)大陸邊緣環(huán)境，沉積了巨厚的碳酸鹽巖地層；到志留紀(jì)早期，在全球加里東構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的控制下，中揚(yáng)子?xùn)|南緣與華夏板塊聚合、褶皺造山，在湘西地區(qū)形成了前陸盆地，沉積了巨厚層海相復(fù)理石[4]。特別是在龍馬溪期沉積了滯留盆地黑色泥頁(yè)巖，有機(jī)質(zhì)成分含量較高，為一套重要的烴源巖層系，也是研究區(qū)甚至整個(gè)揚(yáng)子地區(qū)頁(yè)巖氣勘探的主要層段；海西—印支運(yùn)動(dòng)早期，受古特提斯裂谷作用的控制，中揚(yáng)子地區(qū)間隙性拉張斷陷、坳陷，形成沉積盆地，湘西地區(qū)沉積了泥盆系碎屑巖及二疊系—下三疊統(tǒng)碳酸鹽巖地層序列；到印支運(yùn)動(dòng)晚期，揚(yáng)子板塊與華北板塊碰撞拼合，中揚(yáng)子地區(qū)結(jié)束了海相沉積歷史，湘西大部分地區(qū)抬升剝蝕[5]。燕山運(yùn)動(dòng)之后，基本奠定了揚(yáng)子板塊的主體構(gòu)造格架，湘西地區(qū)全部抬升隆起，形成了現(xiàn)今的山地地形。

2 頁(yè)巖氣成藏條件分析

2.1 巖相特征

據(jù)研究區(qū)多口探井分析可知，湖南保靖地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組厚度為19～40 m，總體發(fā)育黑色泥巖，筆石化石、黃鐵礦，全區(qū)穩(wěn)定分布。從下至上可區(qū)分出4種巖相：黑色硅質(zhì)泥巖相、黑色炭質(zhì)泥巖相、黑色炭質(zhì)粉砂巖相、黑色泥巖相(圖1)。具體描述如下：

①黑色硅質(zhì)泥(頁(yè))巖相主要發(fā)育于龍馬溪組底部，厚度為1～3 m，以中—薄層狀為主，巖石致密完整，斷面處呈棱角狀；該巖相脆性礦物含量為66.5%～74.1%，有機(jī)碳含量為1.35%～2.21%；巖石中含硅藻、筆石和放射蟲等，黃鐵礦以粉末條帶狀順層分布或以結(jié)核狀、晶簇集合體順層產(chǎn)出，其反映較深的海相滯留盆地沉積環(huán)境。②黑色炭質(zhì)泥巖相主要發(fā)育于龍馬溪組下部，厚度為7～10 m，以中—厚層狀或塊狀為主，發(fā)育均勻?qū)永恚|(zhì)地較軟，含有大量炭化有機(jī)質(zhì)，風(fēng)化后巖石破碎；該巖相脆性礦物含量為50.7%～64.4%，有機(jī)碳含量為1.76%～2.01%，巖石中見多組高角度裂隙和順層裂隙，部分被方解石充填；筆石化石極其豐富，種類繁多。③黑色炭質(zhì)粉砂巖相主要發(fā)育于龍馬溪組中部，厚度為4～6 m，以中—厚層狀為主，水平紋層及水平層理發(fā)育，巖石堅(jiān)硬，難以風(fēng)化，含有大量有機(jī)質(zhì)；該巖相中脆性礦物含量為52.7%～68.4%，有機(jī)碳含量為1.36%～2.41%；筆石化石豐富，順層面分布，裂隙不發(fā)育；黃鐵礦大量發(fā)育，多以粉末條帶狀順層產(chǎn)出。④黑色泥巖相主要發(fā)育于龍馬溪組上部，厚度為3～4 m。以薄—中層狀為主，發(fā)育水平層理、塊狀層理。該巖相脆性礦物含量為42.2%～60.2%，有機(jī)碳含量為0.46%～2.38%。巖石較堅(jiān)硬，裂隙不發(fā)育，筆石化石、黃鐵礦較下部地層減少。

圖1 湖南保靖地區(qū)龍馬溪組綜合柱狀圖

2.2 有機(jī)質(zhì)豐度

泥頁(yè)巖中有機(jī)碳含量(TOC)是衡量巖石有機(jī)質(zhì)豐度的重要指標(biāo)，一般有機(jī)炭含量越高，其生烴能力越強(qiáng)，其吸附甲烷氣的能力也越強(qiáng)[6]。研究區(qū)龍馬溪組總有機(jī)碳含量為0.8%～2.5%，自上而下有機(jī)碳含量增加，其最高值在中下部，有機(jī)碳含量大于1.5%，與美國(guó)已商業(yè)開發(fā)的五大盆地含氣頁(yè)巖系統(tǒng)有機(jī)碳含量接近[8]。

2.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

一般公認(rèn)泥頁(yè)巖的鏡質(zhì)體反射率(Ro)最適宜的范圍為1.0%～2.5%，當(dāng)鏡質(zhì)體反射率大于2.5%，烴類將開始遭到破壞，失去商業(yè)開采價(jià)值[7]。探井顯示，湖南保靖地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖埋深在1 500 m以內(nèi)，Ro為2.0%～2.5%，與美國(guó)絕大部分 Barnett 頁(yè)巖層的成熟度范圍一致[8]，具有適宜的頁(yè)巖氣成熟度條件。

2.4 頁(yè)巖礦物組成

研究區(qū)龍馬溪組脆性礦物含量為40%～83%，黏土礦物含量為15%～60%，自上而下黏土礦物含量減少，脆性礦物含量增加。脆性礦物中70%以上為石英，其次為長(zhǎng)石、方解石和黃鐵礦，含量略高于美國(guó)幾大主要頁(yè)巖氣盆地(28%～50%)。黏土礦物中以伊利石為主，含量為61%～76%，其次為伊蒙混層，含量為15%～30%，自上而下含量增加；綠泥石含量為2%～15%，自上而下含量減少；高嶺石含量較少，一般小于5%。由此可見，研究區(qū)龍馬溪組已經(jīng)歷了晚期成巖作用階段，隨深度增加成巖作用加深，其次生孔隙含量增加。

2.5 頁(yè)巖物性特征

由地化實(shí)驗(yàn)測(cè)試可知，龍馬溪組頁(yè)巖孔隙度為1.0%～2.5%，與美國(guó)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層接近(1.0%～5.0%)。滲透率為0.001×10-3～0.060×10-3μm2，滿足斯倫貝謝公司確定的下限值(0.100×10-3μm2)[8-10]。

2.6 頁(yè)巖儲(chǔ)集空間特征

研究區(qū)龍馬溪組中共識(shí)別出基質(zhì)孔、有機(jī)質(zhì)孔、溶蝕孔、微裂縫4種儲(chǔ)集空間類型?；|(zhì)孔指沉積物經(jīng)過(guò)壓實(shí)作用依然保存的原生孔隙，其主要存在于片狀黏土礦物、集合體及巖屑顆粒之間?；|(zhì)孔可進(jìn)一步區(qū)分出碎屑顆粒間骨架孔和基質(zhì)晶間孔。碎屑顆粒粒間孔總孔隙度比例較小，且大部分被有機(jī)質(zhì)、黏土礦物或膠結(jié)物充填?；|(zhì)晶間孔主要為黏土礦物層間孔(圖2a)或礦物晶體間孔隙(以黃鐵礦為主)(圖2b)2類。研究區(qū)龍馬溪組黑色泥頁(yè)巖中黃鐵礦極其發(fā)育，多呈草莓狀集合體出現(xiàn)，晶粒間存在大量孔隙，直徑為50～200 nm，儲(chǔ)集能力較強(qiáng)，其連通性較好，是重要的頁(yè)巖氣儲(chǔ)集空間。有機(jī)質(zhì)孔指有機(jī)質(zhì)內(nèi)部原生孔隙或有機(jī)質(zhì)生烴后內(nèi)部殘余的次生孔隙或溶蝕孔隙。有機(jī)質(zhì)在成巖礦物間主要呈浸染狀分布，局部呈條帶狀，形成的原生孔隙一般較大，直徑為0.1～1.0 μm(圖2c)。由于酸性物質(zhì)的溶蝕，常在有機(jī)質(zhì)內(nèi)部形成篩狀孔隙(圖2d)，直徑為30～100 nm。龍馬溪組黑色炭質(zhì)泥巖中發(fā)育大量有機(jī)質(zhì)溶蝕孔隙，但其連通性較差。溶蝕孔指泥頁(yè)巖中碎屑顆粒內(nèi)部、礦物晶體表面及其邊緣由于溶蝕作用形成的次生孔隙(圖2e)[10]。溶蝕孔隙可以進(jìn)一步分為：碎屑顆粒溶蝕孔、礦物晶面溶蝕孔、礦物邊緣溶蝕孔。掃描電鏡下觀察到碎屑顆粒內(nèi)、礦物晶面溶蝕孔隙呈不規(guī)則似橢圓狀，大小為0.2～0.8 μm；而礦物邊緣溶蝕孔多呈縫隙狀，寬為0.05～0.80 μm，長(zhǎng)為10.0～20.0 μm。礦物晶體邊緣溶蝕孔連通性較好，其他溶蝕孔隙連通性較差。研究區(qū)溶蝕孔隙發(fā)育較多，是重要的儲(chǔ)集空間。微裂縫按其成因可分為成巖縫和構(gòu)造縫。成巖縫是在成巖過(guò)程中形成的巖屑顆粒、礦物晶體、黏土礦物、有機(jī)質(zhì)等內(nèi)部或邊緣形成的微裂縫(圖2f)[11]。該種裂縫連通性較好，儲(chǔ)集空間較大，但發(fā)育較少。構(gòu)造縫是因構(gòu)造作用形成的裂縫，一般為定向排列，且規(guī)模較大。構(gòu)造性裂縫是頁(yè)巖儲(chǔ)層中最重要的一類儲(chǔ)集空間，也是頁(yè)巖氣運(yùn)移的滲流通道。據(jù)巖心資料觀察，龍馬溪組黑色炭質(zhì)泥頁(yè)巖中普遍發(fā)育3組高角度裂縫和1組平行層面的裂縫。

通過(guò)孔縫特征對(duì)比分析可知：有機(jī)質(zhì)孔最小，分布不均勻，與有機(jī)碳含量有關(guān)；基質(zhì)孔主要為黃鐵礦晶間孔，呈階段性發(fā)育，其與沉積環(huán)境關(guān)系密切，粒間孔發(fā)育較少；溶蝕孔全層位均有分布，與埋深有關(guān)；孔徑最大的為微裂縫，連通性較好，儲(chǔ)集空間巨大，分布不均勻，集中在龍馬溪組下部層位，氣測(cè)值最高。研究區(qū)的儲(chǔ)集空間主要為微裂縫、溶蝕孔隙、黃鐵礦晶間孔和有機(jī)質(zhì)孔隙。構(gòu)造型裂縫的開啟增強(qiáng)了溶蝕孔隙、有機(jī)質(zhì)孔隙、黃鐵礦孔隙的連通性，增加了孔隙的儲(chǔ)集空間。

2.7 頁(yè)巖吸附特征與含氣性分析

研究區(qū)下志留統(tǒng)黑色頁(yè)巖樣品等溫吸附測(cè)試顯示，溫度為30 ℃，壓力為10 MPa時(shí)，吸附氣量為1.76～2.37 g/cm3，平均為2.60 g/cm3。頁(yè)巖吸附量與壓力、TOC呈線型關(guān)系，與美國(guó)Barnett頁(yè)巖的吸附能力基本一致[8]。地球化學(xué)含氣量解釋：龍馬溪組下部地層總含氣量為2.0～6.5 g/cm3，其中，氣測(cè)值的最大處集中在孔滲高值處，為11.0 g/cm3，上部地層總含氣量為0.5～2.0 g/cm3。解釋氣體中甲烷含量大于83%，現(xiàn)場(chǎng)可點(diǎn)燃。經(jīng)多口井對(duì)比研究，在縱向上，氣測(cè)值與孔滲呈線性關(guān)系，氣測(cè)值最高的黑色炭質(zhì)泥巖有機(jī)質(zhì)豐度、儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度明顯高于其他巖層。

圖2 儲(chǔ)集空間類型

3 有利區(qū)預(yù)測(cè)

勘探有利區(qū)一般應(yīng)具備厚度大、埋藏適中、有機(jī)質(zhì)含量高、成熟度高、生氣能力強(qiáng)、層位穩(wěn)定、構(gòu)造活動(dòng)較弱，保存條件好等特點(diǎn)。經(jīng)綜合對(duì)比分析，認(rèn)為位于保靖縣東南部甘溪—大坨地區(qū)為頁(yè)巖氣有利區(qū)(圖3)。

圖3 保靖地區(qū)頁(yè)巖氣勘探有利區(qū)預(yù)測(cè)

3.1 沉積構(gòu)造特征

湖南保靖地區(qū)龍馬溪組沉積于前陸盆地初始形成期，水體較深，此時(shí)沉積體系主要為滯留盆地—海底濁積扇，物源來(lái)源于東南部水下雪峰隆起。物源供給緩慢，沉積時(shí)間較久，且分布較穩(wěn)定，延伸較遠(yuǎn)，但沉積厚度從東南向西北有減薄的趨勢(shì)[12-13]。研究區(qū)龍馬溪組保存在一個(gè)北北東走向的向斜內(nèi)。甘溪—大坨地區(qū)位于向斜東南部，埋深約為800～1 000 m。該區(qū)鄰近保靖—慈利斷裂帶發(fā)育區(qū)，夾于2條間隔3 km的逆沖斷層間，地形上為一個(gè)明顯的地塹，地層傾角平緩，分布穩(wěn)定。保靖—慈利斷裂帶主要為燕山運(yùn)動(dòng)時(shí)華夏板塊向揚(yáng)子板塊碰撞、逆沖推覆所致，東南部構(gòu)造強(qiáng)烈，向西北構(gòu)造減弱。受雙向逆沖斷層的影響，一個(gè)地塹的儲(chǔ)層中往往形成網(wǎng)狀裂隙，增加了儲(chǔ)集空間。且燕山期時(shí)龍馬溪組烴源巖達(dá)到成熟—高成熟，為主要排烴生氣階段，時(shí)間上具備烴源巖排烴及頁(yè)巖氣富集的良好組合條件。

3.2 頁(yè)巖氣地球化學(xué)指標(biāo)及保存條件

經(jīng)多口井地球化學(xué)分析對(duì)比，甘溪—大坨地區(qū)龍馬溪組地層厚度為30～40 m，有機(jī)質(zhì)豐度為1.5%～2.5%，烴源巖熱演化程度為2.0%～2.5%，儲(chǔ)層硅質(zhì)礦物含量為70%～80%，孔隙度為2.0%～2.5%，滲透率為0.01×10-3～0.05×10-3μm2，氣測(cè)值為2.5～6.5 g/cm3。具備形成頁(yè)巖氣藏的良好條件。經(jīng)喜山運(yùn)動(dòng)后，逆沖斷層閉合，具有良好的泥巖涂抹封堵作用。且該區(qū)龍馬溪組下伏寶塔組瘤狀灰?guī)r與上覆新灘組、小河壩組泥巖均厚度巨大、巖石致密、分布穩(wěn)定，無(wú)重大斷層切割，可作為頁(yè)巖氣儲(chǔ)層良好的頂?shù)装濉?/p>

4 結(jié) 論

(1) 湖南保靖地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組具有分布穩(wěn)定、埋深適中、有機(jī)碳含量較高、成熟度較高、儲(chǔ)氣能力較強(qiáng)、脆性礦物含量高、孔滲條件較好、氣測(cè)值較高等特點(diǎn)，具備形成頁(yè)巖氣藏的物質(zhì)條件，可以進(jìn)一步加大勘探力度。

(2) 湖南保靖地區(qū)頁(yè)巖氣最重要的儲(chǔ)集空間為微裂縫、溶蝕孔隙、黃鐵礦晶間孔隙和有機(jī)質(zhì)孔隙，構(gòu)造型裂隙增加了其他孔隙的連通性。

(3) 頁(yè)巖氣氣測(cè)值與有機(jī)質(zhì)豐度、巖石中硅質(zhì)含量、孔滲大小、埋深、儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度相關(guān)。預(yù)測(cè)保靖縣東南部甘溪—大坨地區(qū)為頁(yè)巖氣勘探有利區(qū)。

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編輯 張 雁

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.003

20160307；改回日期：20160715

國(guó)家自然科學(xué)基金“云質(zhì)巖致密油儲(chǔ)層微米-納米孔喉網(wǎng)絡(luò)體系極其流體耦合流動(dòng)機(jī)理與流動(dòng)下限”(41372145)

李斌(1970-)，男，高級(jí)工程師，1994年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，2009年畢業(yè)于該校古生物學(xué)與地層學(xué)專業(yè)，獲博士學(xué)位，主要從事頁(yè)巖氣地質(zhì)勘探開發(fā)方面研究工作。

羅群(1963-)，男，副教授，1986年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢)煤田地質(zhì)專業(yè)，2001年畢業(yè)于中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院石油構(gòu)造地質(zhì)專業(yè)，獲博士學(xué)位，主要從事非常規(guī)油氣藏及資源評(píng)價(jià)方面的教學(xué)與研究工作。

TE121.1

A

1006-6535(2016)05-0012-05