2018, Vol. 30
2. 中国地质调查局非常规油气地质重点实验室, 北京 100029
2. Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas Geology, China Geological Survey, Beijing 100029, China
我国南方地区广泛发育下寒武统牛蹄塘组及上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组2套富有机质海相页岩，页岩气勘探开发潜力大[1-4]。2017年，我国已在四川盆地东缘的涪陵地区建成年产能达100亿m3的页岩气气田，相当于建成一个千万吨级大油田，标志着我国开始步入页岩气大规模商业开发阶段[5-8]。该气田奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为主要目的层，而南方另外一套重要的富有机质页岩——下寒武统牛蹄塘组展布面积更广、厚度更大[9-11]，在我国页岩气资源量预测中占比更大[12]，但由于该套页岩有机质演化程度普遍较高，构造保存条件较差，影响页岩含气性的主控因素仍不明确[13-14]，制约了对该套页岩的勘探开发。因此，综合利用慈页1井钻井、测井、录井的相关资料及对110块岩心样品开展岩石薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射全岩分析、X射线衍射黏土分析、总有机碳含量、镜质体反射率、孔隙度、渗透率及含气量等分析测试结果，对湘西北地区下寒武统泥页岩的发育、地球化学特征、储层物性特征及含气性特征进行综合研究，以期为该区下寒武统页岩的含气性及主控因素研究提供依据。
1 区域地质背景 1.1 地层发育特征湘鄂西地区从新元古界至新生界，发育近10 km的沉积地层。震旦系主要由冰碛岩和白云岩组成，夹泥页岩；下寒武统主要为炭质页岩、泥灰岩和粉砂岩，中上寒武统主要为白云岩；奥陶系主要为灰岩、白云岩夹泥页岩；中下志留统主要为页岩和细砂岩；中上泥盆统主要为砂岩、粉砂岩和砂质页岩；石炭系在湘西北地区缺失；二叠系主要为碳酸盐岩，而三叠系为灰岩夹泥灰岩和页岩；侏罗系、白垩系和新生界全为陆相地层[15]。下寒武统为本次研究的重点，自下而上依次划分为牛蹄塘组、杷榔组、清虚洞组。其中，牛蹄塘组主要由黑色炭质页岩、硅质页岩组成，整合接触于下伏震旦系灯影组白云岩之上；杷榔组以底部泥灰岩与下伏牛蹄塘组黑色炭质页岩整合接触，上部转变为钙质页岩；清虚洞组以泥灰岩、白云质粉砂质泥质灰岩为主，夹少量白云岩，沉积厚度为320~900 m[16-17]。在早寒武世梅树村期和筇竹寺期，湘西北地区下寒武统牛蹄塘组为深水陆棚相、热水深水陆棚相和斜坡相的沉积序列和古地理格局[18-20]。中上扬子地区下寒武统黑色页岩具有厚度大、总有机碳含量高及成熟度高的特点，具备发育页岩气的良好条件[21-22]。
1.2 构造发育特征湘西北属于川东湘鄂西断褶带，东以石门—慈利—保靖断裂为界，西至齐岳山断裂，发育北东（或北东东）向且向北西方向突出的弧形构造（图 1）。以慈利—保靖断裂带和鹤峰—来凤断裂带为界，湘西北可划分为桑植—石门复向斜和马蹄寨复向斜2个次级构造单元。研究区处于桑植—石门复向斜带南缘，该复向斜发育宽缓的背斜和相对窄的向斜，呈“隔槽”式褶皱几何结构[23-24]。背斜呈宽阔的箱形，核部主要出露寒武系和奥陶系，基底部分卷入新元古界；向斜狭窄呈线状，核部主要由上古生界及中生界组成。研究区处于湘西北复杂构造区，其内发育的慈利—保靖断裂带构造期次多、性质复杂，表现为向北西逆冲的断裂带，并伴随有南东向的反相逆冲，致使慈页1井所在的景龙桥向斜北部发育较陡的南北向逆冲断裂，跟据地质图判断该断裂具有右旋走滑性质（图 2）。
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下载eps/tif图 图 1 川东湘鄂西断褶带及研究区位置 Fig. 1 Fault-fold structural belt of northwestern Hunan province and location of the study area |
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下载eps/tif图 图 2 湘西北地区地质简图及慈页1井位置 Fig. 2 Generalized geologic map of northwestern Hunan province and location of well Ciye 1 |
湘西北地区目前已钻探慈页1井[24-25]、BY2井、YY1井等（图 2）。2014年1月，中国地质调查局油气资源调查中心在湘西北慈利一带的空白区钻探参数井慈页1井（图 2），该井位于景龙桥向斜西北翼，完钻井深3 008 m，目的层为下寒武统牛蹄塘组。钻探目的是探索复杂构造区下寒武统牛蹄塘组富有机质页岩发育特征与含气性，并试图分析其主控因素，为中扬子地区页岩气勘探开发提供基础资料。
2 页岩气地质条件 2.1 钻井概况慈页1井位于湖南省张家界市慈利县景龙桥乡，属湘西山区向滨湖平原的过渡地带。构造位置处于江南雪峰推覆隆起带景龙桥向斜构造带西北侧翼，该向斜走向近北东向，其西北侧翼地层产状相对平缓，地层倾角为7°~22°；东南翼地层产状相对较陡，地层倾角为25°左右；景龙桥向斜被慈利断裂和景龙桥构造带的走滑断层所切割，同时受西侧的慈利—保靖断裂带控制，处于该断裂带的上盘，井位周边大断裂较少（图 2、图 3）。井点地层产状为125°∠21°，开孔层位为下志留统龙马溪组。慈页1井钻遇地层依次为下志留统龙马溪组，上奥陶统五峰组，中奥陶统临湘组、宝塔组，下奥陶统大湾组、红花园组、分乡组、南津关组，上寒武统追屯组、比条组、车夫组，中寒武统花桥组、敖溪组，下寒武统清虚洞组、杷榔组、牛蹄塘组和上震旦统灯影组，钻遇地层层序正常。根据气测显示情况，该井在2 264.42~2 827.64 m井段共进行取心13回次，总进尺为100.88 m，收获岩心总长度为97.30 m，其中黑色炭质页岩、硅质页岩岩心长度为82.05 m，占比为84.33%；灰色泥质灰岩、泥灰岩岩心长度为9.2 m，占比为9.45%；灰色硅质白云岩岩心长度为6.05 m，占比为6.22%。
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下载eps/tif图 图 3 过慈页1井二维地震反射剖面（SM-CL-D2测线） Fig. 3 Two-dimensional seismic reflection profile across well Ciye 1 |
钻探过程中，在中寒武统敖溪组、下寒武统杷榔组及牛蹄塘组泥页岩层段钻遇良好气测显示8层，总厚度为81 m。其中，中寒武统敖溪组底部（2 248~ 2 262 m）显示1层，总厚度为14 m，该段气测值最高达1.99%，岩性为黑色页岩；下寒武统杷榔组顶部（2 456~2 463 m和2 481~2 488 m）显示2层，总厚度为14 m，该段气测值最高达3.22%，岩性为黑色页岩；下寒武统牛蹄塘组中下部（2 621~2 641 m，2 694~ 2 698 m，2 702~2 713 m，2 720~2 724 m和2 733~ 2 747 m）显示5层，总厚度为53 m，底部气测值最高达3.61%，岩性为黑色炭质页岩、硅质页岩。整体揭示了该区中下寒武统具有较好的页岩气勘探潜力。
2.3 岩石矿物特征慈页1井中寒武统敖溪组底部（2 020~2 279 m）发育厚层灰黑色钙质泥岩，偶夹薄层泥灰岩，泥岩岩心可见高角度裂缝，后期被方解石充填[图 4（a）]；下寒武统杷榔组（2 453~2 600 m）岩性以灰黑色钙质页岩与深灰、黄灰色含泥灰岩、泥质灰岩、灰岩不等厚互层，页岩水平裂缝较发育，断口呈平坦状[图 4（b）]；牛蹄塘组（2 600~2 749 m）岩性主要为黑色炭质泥页岩、硅质页岩，底部黑色炭质泥页岩中可见黄铁矿呈放射状、块状、层状、条带状分布[图 4（c）]，硅质页岩硬度较大，断口参差不齐，底部可见重晶石结晶颗粒，呈蠕虫状分布，颜色为灰白色至灰绿色[图 4（d）]，牛蹄塘组底部（2 749~2 762 m）岩性主要为硅质岩，该段硬度大。
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下载eps/tif图 图 4 慈页1井中下寒武统页岩岩心特征 （a）敖溪组，灰黑色泥岩，高角度裂缝，被方解石脉充填，2 277.02 m；（b）杷榔组，黑色钙质页岩，水平裂缝发育，2 478.35 m；（c）牛蹄塘组，黑色泥页岩，层状黄铁矿2 729.43 m；（d）牛蹄塘组，黑色泥页岩，蠕虫状重晶石晶体，2 724.20 m Fig. 4 Characteristics of Middle and Lower Cambrian shale cores in well Ciye 1 |
本次研究采用Leco碳硫测定仪对慈页1井中下寒武统不同深度的45个泥页岩样品进行了测试。从剖面特征上看，中寒武统敖溪组底部（2 244.00~ 2 272.18 m）泥页岩总有机碳质量分数为0.46%~ 2.69%，平均为1.16%；下寒武统杷榔组（2 465~ 2 500 m）泥页岩总有机碳质量分数为0.28%~2.45%，平均为1.46%；下寒武统牛蹄塘组（2 690~2 732 m）泥页岩总有机碳质量分数为1.79%~6.44%，平均为4.83%（表 1）。可见牛蹄塘组泥页岩总有机碳含量明显高于敖溪组和杷榔组，向底部呈明显递增趋势，底部2 710~2 747 m为全井最富有机质页岩段，该段总有机碳质量分数整体大于3.0%，具有良好的生烃物质基础。
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下载CSV 表 1 慈页1井中下寒武统牛蹄塘组样品分析数据 Table 1 Sample analysis data of Middle and Lower Cambrian Niutitang Formation in well Ciye 1 |
由于寒武系页岩中缺少镜质体，故本次研究利用显微光度计测定固体沥青反射率换算得到镜质体反射率，并根据文献[26]中Jacob的对比研究得出两者相关关系式为
| $ {R_{\rm{o}}}{\rm{ = 0}}{\rm{.618}}\;{R_{\rm{b}}}{\rm{ + 0}}{\rm{.4}} $ | (1) |
式中：Rb为固体沥青反射率，%；Ro为镜质体反射率，%。
通过对慈页1井中下寒武统敖溪组、杷榔组和牛蹄塘组24块泥页岩样品进行测试，中寒武统敖溪组泥页岩镜质体反射率平均为2.54%，下寒武统杷榔组泥页岩镜质体反射率平均为2.90%，牛蹄塘组泥页岩镜质体反射率平均为3.28%，反映该区中下寒武统泥页岩处于过成熟阶段（表 1）。
2.6 含气性特征解吸法是测量页岩含气量最直接的方法[27]，总含气量由解吸气、损失气和残留气3部分组成[12]。在标准大气压及解吸温度恒定在100 oC的条件下，直接解吸获取解吸气量；采用直线回归法对损失气量进行恢复计算；对页岩样品进一步粉碎，解吸得到残留气量。本次采用解吸法对慈页1井中下寒武统40块岩心样品进行了含气量测定。其中，中寒武统敖溪组9块样品解吸气的质量体积为0.01~ 0.05 m3/t，对其中的1块样品进行了残留气解吸，残留气的质量体积为0.27 m3/t，总含气质量体积为0.33 m3/t；下寒武统杷榔组12块样品解吸气的质量体积为0.03~0.18 m3/t，对其中的4块样品进行了残留气解吸，残留气的质量体积为0.29~0.64 m3/t，总含气质量体积为0.46~0.95 m3/t；下寒武统牛蹄塘组19块样品解吸气的质量体积为0.01~0.13 m3/t，对其中1块样品进行了残留气解吸，残留气的质量体积为0.55 m3/t，总含气质量体积为0.86 m3/t（表 1，图 5）。揭示了湘西北慈利地区中下寒武统页岩具备一定的含气量，但含气量偏低。残留气量在总含气量中所占比重大，而解吸气量所占比重小。解吸所得天然气中甲烷体积分数平均为78.23%。
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下载eps/tif图 图 5 慈页1井下寒武统杷榔组和牛蹄塘组综合柱状图 Fig. 5 Comprehensive histogram of Lower Cambrian Balang Formation and Niutitang Formation in well Ciye 1 |
下寒武统泥页岩是我国南方广泛分布的一套区域性烃源岩，具有厚度大、总有机碳含量高、热演化程度高的特征，有机质以腐泥型为主[28]。早寒武世华南海裂解为洋盆，海平面快速上升为最大海侵，在沉积-构造演化、生物地层和层序地层上均为一个完整的旋回。扬子地块由西向东，分别为：浅海—次深海—深海—洋盆，向东在湘中地区与湘桂黔深海相接，在江西萍乐坳陷与华南洋盆相接[29]。湘西北地区下寒武统主体处于深海陆棚区，由西北向东南逐渐转入陆坡相区。陆棚相区位于凤凰、吉首、常德一线西北，以沉积炭质页岩为主，上部为灰黑色页岩夹钙质页岩及泥灰岩，底部为黑色页岩夹薄层硅质岩、石煤及磷结核，整体沉积厚度为100~ 400 m，具备形成页岩气富集的物质条件，但由于地处盆地外围的复杂构造区，该套泥页岩整体含气量较低，迟迟未钻获工业气流。本次研究试图对影响其含气性的主控因素进行探讨。
3.1 构造保存条件对页岩含气性的影响华南板块为新元古代扬子地块与华夏地块碰撞的结果，江山—绍兴断裂及蛇绿岩代表了两者的缝合带[30-34]。从新元古代至早古生代末期，华南地块经历了连续的新元古代裂谷控制的海相沉积[34-35]。该裂谷位于华夏块体的西部、扬子板块的东部，大致位于缝合带至雪峰山的位置。中泥盆统的角度不整合沉积及造山后的花岗岩（420 Ma）标志着早中生代的造山作用在460~400 Ma[36-37]。该时期造山事件在江山—绍兴断裂东南出露，而断裂西部的扬子板块出露较少[38-41]。整个华南地区的早中生代造山事件较为显著，明显标志为广泛发育的上三叠统不整合，也被称为“印支运动” [42-46]。华南板块最明显的构造变形为四川盆地东南部的“隔挡”式和“隔槽”式褶皱，褶皱带内由东南向西北其变形强度由大变小，隆升幅度由高变低，核部出露地层由老变新。该变形的主要时间为印支期（晚侏罗世—白垩纪），在江南—雪峰隆起的印支面主要表现为中下侏罗统与下伏地层间的微角度不整合[46]。该构造面向北西逐渐过渡为平行不整合或整合接触，反映了印支构造事件所波及的范围由东南向西北传递，而且逐渐减弱[47-48]。结合裂变径迹数据，湘鄂西向川东华蓥山构造变形发展的时间从165 Ma到95 Ma，具有递进变新的趋势[49-50]。湘鄂西断褶带燕山期构造面主要表现为上白垩统—古近系与下伏地层间的高角度不整合（湘鄂西断褶带缺失下白垩统），上白垩统—古近系以零星分布的小型断陷盆地的结构形式出现在石门新关盆地和恩施盆地中[22]。因此，印支和燕山运动将湘鄂西断褶带的主体逆冲褶皱作用的时间限定在中上侏罗统沉积之后，上白垩统沉积之前，即中、晚侏罗世末—早白垩世经历的构造运动造成了基底及古生界、中生界强烈的褶皱变形，而一系列小型断陷盆地的发育又指示了湘鄂西断褶带在燕山晚期经历了伸展作用，部分逆断层发生负反转，成为正断层，区域构造保存条件在一定程度上受到破坏。
湘西北地区位于该复杂褶皱带东南部，毗邻雪峰山隆起西北缘。由于基底卷入盖层程度较深，表现为厚皮结构特征。区内向斜较窄，核部出露三叠系；背斜较宽，核部出露下寒武统，使得古老的寒武系泥页岩出露面积较大。目前，大部分钻井多集中在背斜翼部区，埋深为1 500~3 000 m，含气量整体偏低。从钻井岩心普遍发现的裂缝可以证实，该区经历了多期次的构造运动，对页岩气藏的破坏作用较大，致使页岩气发生不同程度散失。
3.2 页岩演化程度对含气性的影响本次研究将湘西北褶皱带内的YY1井（重庆酉阳地区）、XY1井（重庆秀山地区）、BY2井（湖南保靖地区）、EY1井（湖北恩施地区）和TX1井（贵州岑巩地区）的关键参数与慈页1井进行了对比研究。YY1井位于渝东南褶皱带酉阳地区平阳盖向斜西北翼，下寒武统牛蹄塘组页岩厚度为125.5 m，页岩总有机碳质量分数为1.94%~12%，平均为4.5%，页岩成熟度为2.71%~3.34%，平均为3.09%，孔隙度平均为2.58%，总含气质量体积平均为0.28 m3/t。XY1井位于重庆与贵州交界处的蛮子腰向斜东南翼，下寒武统牛蹄塘组沉积环境为深水陆棚相，页岩厚度为85.6 m，页岩总有机碳质量分数平均为3.2%，页岩成熟度平均为3.3%，孔隙度平均为1.3%，气的总质量体积平均为0.38 m3/t。BY2井位于湘西北保靖地区马蹄寨—野竹坪向斜东翼，下寒武统牛蹄塘组沉积环境为深水陆棚相，页岩厚度为278 m，页岩总有机碳质量分数平均为6.8%，页岩成熟度平均为4.6%，孔隙度平均为0.51%，总含气质量体积平均为0.13 m3/t。EY1井位于湘鄂西中央复背斜，下寒武统水井沱组泥页岩厚度为154 m，页岩总有机碳质量分数平均为2.05%，页岩成熟度平均为2.69%，孔隙度平均为2.13%，总含气质量体积平均为1.03 m3/t。TX1井位于黔北半溪背斜和烂泥干背斜夹持的马鞍状构造上，下寒武统牛蹄塘组页岩厚度为59.4 m，页岩总有机碳质量分数平均为4.78%，页岩成熟度平均为2.66%，孔隙度平均为3.22%，总含气质量体积平均为1.8 m3/t（表 2）。通过对页岩厚度、总有机碳含量、页岩成熟度、孔隙度及含气量各参数对比，结果显示各井下寒武统牛蹄塘组（水井沱组）页岩厚度、总有机碳含量与含气量无相关性，但页岩成熟度与页岩含气量呈反比关系，在平均成熟度为2.66%~4.85%时，页岩含气量随页岩成熟度的增加而降低，指示了页岩成熟度是影响页岩含气性的又一控制因素。同时，孔隙度与页岩成熟度呈反比关系。由于古老的寒武系页岩演化程度整体较高，寻找到相对低成熟度区将是未来古老页岩取得突破的重要方向。
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下载CSV 表 2 湘西北褶皱带内下寒武统牛蹄塘组（水井沱组）关键参数对比 Table 2 Comparison of key parameters of Lower Cambrian Niutitang(Shuijingtuo) Formation in northwestern Hunan province |
综上所述，影响南方盆外复杂构造区下寒武统页岩含气性的主控因素为构造保存条件和页岩演化程度，而非页岩厚度、总有机碳含量等因素。针对该套时代古老、历经构造运动期次多的页岩气勘探应优选构造相对稳定、页岩演化程度相对较低的地区，而我国南方雪峰山隆起[51-52]、黄陵背斜[53-54]和汉南古陆[55-57]等古老隆起周缘基底稳定，构造保存条件较好，后期沉积页岩未经深埋使得页岩演化成熟度相对较低[18]，是未来复杂构造页岩气勘探的重点地区。
4 结论（1）慈页1井钻探揭示了湘西北地区中下寒武统敖溪组、杷榔组及牛蹄塘组发育富有机质泥页岩，钻探过程中均见良好气测显示，其中牛蹄塘组底部气测值最高达3.61%。该套页岩品质最佳，页岩厚达149 m，总有机碳质量分数平均为4.83%；镜质体反射率平均为3.28%，反映页岩处于过成熟演化阶段；页岩具备一定的含气性，总含气质量体积达0.859 m3/t，解吸所得天然气成分中甲烷体积分数平均为78.23%。
（2）湘西北地区位于湘鄂西复杂褶皱带东南部，表现为厚皮结构特征，基底卷入盖层程度较深；经历了多期次的构造运动，对页岩气藏的破坏作用较大，页岩气发生不同程度散失，导致含气量较低，表明构造保存条件是影响该区页岩含气性的主控因素之一。
（3）通过将慈页1井与周边下寒武统页岩气钻井关键参数进行对比发现，各井下寒武统牛蹄塘组页岩成熟度与页岩含气量呈反比关系，表明页岩演化程度是影响该区页岩含气性的又一主控因素。
致谢在本文完成过程中，中国地质调查局任收麦研究员、中国地质大学（武汉）解习农教授、中国石化石油勘探开发研究院聂海宽教授级高工提出了宝贵的修改意见，辽宁海城市石油化工仪器厂在现场含气量测定方面给予了大力支持，在此一并表示感谢！
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