中国南方广泛发育下寒武统九门冲组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和上二叠统大隆组等3套区域性海相富有机质页岩层系^[1-6]，这3套层系均具有良好的生烃能力，但其页岩气勘探效果存在巨大差异^[6]。王淑芳等^[3]依据岩石结构、构造、颜色、粒度分布和矿物组分等将四川盆地海相页岩划分为硅质页岩、钙质页岩、黏土质页岩和混合页岩等4种类型，并从地球化学特征、储层特征、脆性、含气性、地层压力等方面与北美页岩进行了对比。赵文智等^[6]以四川盆地及周缘地区为重点，研究了中国南方五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩特征，并分析探讨了二者成藏条件的差异性及产生差异的原因，从而预测了有利分布区。上述研究对中国南方海相页岩类型进行了划分，并对成藏条件进行了对比，揭示出不同类型页岩的成藏条件和勘探潜力的差异性。

本文在开展大量实验分析的基础上，结合近年来勘探开发实践，从先期建造阶段的物质基础（包括沉积环境、地球化学、岩性组合、矿物成分等）到后期改造的聚气条件（包括储层物性、含气性、保存条件、压力系数等），对中国南方3套海相页岩的页岩气成藏条件进行分析与对比，并对产生差异的主控因素和对页岩气富集的影响进行探讨，提出针对不同类型页岩进行选区评价的技术方法，指出有利勘探方向，以期进一步明确3套海相页岩的勘探潜力，为中国南方海相页岩气勘探开发提供借鉴和参考。

页岩气藏的形成与演化经历先期建造和后期改造2个阶段^[7]。其中，先期建造阶段是指从页岩沉积开始到生烃结束，控制了沉积环境、岩性组合特征、地球化学、矿物组成等页岩气成藏的物质基础；后期改造阶段是指从生烃结束到现今，控制了页岩储层物性的优劣、保存条件的好坏、含气量的高低和地层能量强弱等。

因泥页岩先期建造和后期改造的差异，南方3套页岩在泥页岩类型、古生物群面貌、有机地化、矿物成分、储层物性、保存条件和含气性等方面也存在较大的不同，表现出不同类型的泥页岩，其成藏条件、富集规律和勘探潜力也不尽相同。黔南地区A井、武隆地区B井、湘中地区C井分别针对九门冲组、五峰组—龙马溪组、大隆组泥页岩开展了系统取心，累计获取岩心231 m，针对这些岩心开展了TOC、干酪根碳同位素、R_o、氩离子抛光扫描电镜、比表面积及孔径、氦气法孔隙度、GRI法孔隙度、薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物含量分析、X射线衍射黏土矿物相对含量分析、等温吸附和现场含气量测试等21类2 625项次实验分析。利用3口井的录井资料、测井资料和岩心实验分析资料，结合试气成果，分别从先期建造和后期改造等方面对3套海相页岩的成藏条件开展对比研究。

中国南方经历了加里东期—喜山期的多期构造运动，多期构造运动通过对沉积旋回的控制孕育了多套泥页岩层系^{[1, 8]}。总体上，晚震旦世—早奥陶世，研究区为被动大陆边缘盆地；中奥陶世—志留纪，演变为台内坳陷盆地；泥盆纪—中三叠世，又转化为裂陷盆地。3种盆地类型控制了南方九门冲组（又名：牛蹄塘组、筇竹寺组、水井沱组、荷塘组）、五峰组—龙马溪组和大隆组等3套区域性海相富有机质泥页岩的发育与分布。

根据岩心描述、薄片鉴定、古生物鉴定等资料，结合沉积相研究，中国南方这3套海相泥页岩沉积环境和岩石类型有较大差异。根据页岩沉积建造特征，可将黔南坳陷九门冲组、渝东南地区五峰组—龙马溪组和湘中地区大隆组泥页岩划分为被动大陆边缘深水陆棚相粉砂质页岩-硅质页岩互层型、台内坳陷深水陆棚相硅质页岩型和裂陷盆地深水台凹泥岩-灰质泥岩互层型等3种类型（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 中国南方海相页岩类型对比 Table 1 Comparison of marine shale types in southern China 页岩类型 地层 岩性组合 沉积相 评价参数 分布区域 厚度/m w（TOC）/% Ro/ % w（硅质）/% w（黏土质）/ % w（碳酸盐）/ % 被动大陆边缘深水陆棚相粉砂质页岩-硅质页岩互层型 九门冲组 黑色硅质页岩、粉砂质页岩 深水陆棚 40~200 2~11 2.1~5.5 17~65 10~30 0~9 川中—黔北、渝东—鄂西—黔南地区 台内坳陷深水陆棚相硅质页岩型 五峰组—龙马溪组 硅质页岩 深水陆棚 50~130 2.0~7.0 2.3~2.8 29~70 12~42 2~12 四川盆地及周缘 裂陷盆地深水台凹泥岩-灰质泥岩互层型 大隆组 泥岩、泥质灰岩、灰质泥岩 深水台凹 50~150 1.3~5.6 1.5~2.0 10~53 20~30 15~35 湘中、川东北

下载CSV 表 1 中国南方海相页岩类型对比 Table 1 Comparison of marine shale types in southern China

黔南地区九门冲组页岩类型为被动大陆边缘深水陆棚相粉砂质页岩-硅质页岩互层型。黔南地区在早寒武世早期，基本继承了晚震旦世西高东低的古地理格局，为被动大陆边缘深水陆棚相^[9-10]，沉积了一套灰黑色—黑色硅质页岩和粉砂质泥岩，累计厚度100~200 m。黔南地区A井九门冲组泥页岩可以分为两部分[图 1（a）]：下部为幸运阶，厚16 m，假整合于上震旦统灯影组白云岩之上，岩性为灰黑色硅质岩，属于热液深水陆棚沉积，邻区麻江露头发育以海绵、须腕动物和高肌虫为代表的热水生物群^[1]；上部为第二阶，厚112 m，岩性为灰黑色硅质页岩与粉砂质页岩互层[图 2（a）]，均为中—薄层状，黄铁矿发育[图 2（b）]，水平层理和页理较发育，薄片下见石英和长石碎屑呈棱角—次棱角状，为贫氧、弱水动力的深水陆棚沉积，常见海绵骨针[图 2（c）]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 中国南方3套海相页岩综合柱状图 Fig. 1 Comprehensive stratigraphic column of three sets of marine shale in southern China

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 中国南方不同类型页岩典型岩心及薄片照片 （a）粉砂质页岩-硅质页岩，黔南地区，A井，九门冲组，2 370.45~2 370.69 m；（b）黄铁矿发育，呈结核状，黔南地区，A井，九门冲组，2 404.90 m；（c）含海绵骨针，黔南地区，A井，九门冲组，2 404.90 m；（d）硅质页岩，页理发育，渝东南地区，B井，五峰组—龙马溪组，2 811.91~2 812.06 m；（e）笔石化石丰富，渝东南地区，B井，五峰组—龙马溪组，2 812.06 m；（f）含放射虫，渝东南地区，B井，五峰组—龙马溪组，2 832.25 m；（g）灰质泥岩，方解石脉发育，湘中地区，C井，大隆组，609.12~617.50 m；（h）炭质泥岩摩擦镜面，湘中地区，C井，大隆组，617.50 m；（i）放射虫和海绵骨针碳酸盐化，湘中地区，C井，大隆组，620.10 m Fig. 2 Photos of typical core and thin slices of different types of shale in southern China

渝东南地区五峰组—龙马溪组泥页岩类型为台内坳陷深水陆棚相硅质页岩型。在奥陶纪末五峰组沉积时期，主要发育深水陆棚相沉积^[11-13]，以一套稳定分布的富有机质、富笔石、含放射虫硅质页岩为主；奥陶纪末，受全球冰川活动影响，海平面迅速下降，沉积了观音桥段生屑灰岩、泥质灰岩和灰质泥岩地层；龙马溪组沉积早期再次发生较长时期海侵，研究区处于欠补偿台内坳陷的半深水—深水陆棚相沉积环境，发育了一套以灰黑色—黑色硅质页岩和页岩为主的细粒沉积；龙马溪组沉积中晚期，发生缓慢持续海退，由半深水陆棚逐步过渡为浅水陆棚相沉积。黑色富有机质页岩主要发育于五峰组—龙马溪组下部，页岩厚90~130 m。渝东南地区B井钻遇的凯迪阶灰黑色硅质页岩厚4.83 m [图 1（b）、图 2（d）]，笔石化石丰富[图 2（e）]，发育WF2—WF3带笔石^[11-13]，薄片下可见大量的放射虫[图 2（f）]；赫南特阶发育0.37 m厚观音桥段深灰色含介壳灰质泥岩，表明水体逐渐变浅。鲁丹期再次发生海侵，B井钻遇的鲁丹阶灰黑色硅质页岩厚31.8 m，发育LM1—LM5带笔石；鲁丹阶灰黑色硅质页岩的质地较纯，内部含少量夹层，页理发育，薄片下硅质与泥质、有机质多呈均匀分布，局部呈纹层状分布。埃隆期开始缓慢海退，为半深水—浅水陆棚沉积环境，B井钻遇的埃隆阶灰黑色泥页岩厚63.5 m，薄片下可见矿物颗粒变粗、陆源碎屑硅增多、水平层理发育。

湘中地区大隆组泥页岩类型为裂陷盆地深水台凹泥岩—灰质泥岩互层型，岩性为泥岩、灰质泥岩夹灰岩，暗色泥岩厚100~150 m。湘中地区C井大隆组为深水台凹相沉积[图 1（c）]，与上扬子地区长兴组为同时异相，岩性为含灰泥岩、含灰硅质页岩、灰质泥岩夹薄层泥灰岩[图 2（g），（h）]，厚116 m，纵向上岩性变化较大，非均质性较强，灰质组分含量高；生物相为放射虫、红藻、线叶植物微相，含褐藻及疑源类，薄片下放射虫和海绵骨针多被碳酸盐岩化[图 2（i）]。

黔南地区A井九门冲组幸运阶硅质岩TOC质量分数为1.39%~5.10%，平均为3.10%；第二阶硅质页岩与粉砂质页岩TOC质量分数为4.8%~ 11.0%，平均为6.93%。R_o为2.67%~3.29%，平均为3.26%，为过成熟演化阶段，在3套页岩中最高。邻区钻井揭示有机质热演化程度更高，其中龙里地区R_o为4.2%~5.5%，黔西地区R_o为5.0%~5.5%，湘鄂西地区R_o为4.2%~4.7%。何希鹏等^[11]通过研究认为，当R_o大于3.5%时，高热演化页岩在上覆地层压力和构造应力作用下大孔大幅减少，小孔和微孔增加，孔隙度明显减小，将不利于页岩气储集和保存。黔南地区九门冲组有机显微组分中，腐泥质组分含量为87%~92%，为典型的腐泥型干酪根。

渝东南地区B井五峰组—龙马溪组黑色页岩TOC质量分数为1.18%~6.21%，平均为2.64%，其中TOC质量分数大于2%的优质页岩分布在凯迪阶及鲁丹阶，厚32 m，TOC质量分数平均为4.36%。R_o为2.3%~2.8%，平均为2.54%。干酪根碳同位素主体为-30.83‰~-23.74‰，表明有机质类型以腐泥型为主，少量为腐殖—腐泥型。

湘中地区C井大隆组TOC质量分数为0.45%~10.47%，平均为3.91%。R_o为1.63%~1.72%，处于生湿气阶段，热演化程度在3套页岩中最低。10件泥页岩样品荧光干酪根显微组分及类型测试结果表明，干酪根显微组分以惰质组为主，平均体积分数为91.2%，腐泥组、壳质组和镜质组3者体积分数不足10.0%，因此干酪根类型为腐殖型，具有较大的生气潜力。

黔南地区A井九门冲组岩石中的矿物以石英为主，平均质量分数为52.3%，黏土矿物平均质量分数为20.2%，长石平均质量分数为12.6%，碳酸盐质量分数一般小于10%（图 3）。渝东南地区B井凯迪阶—鲁丹阶泥页岩矿物组成与九门冲组具有一定的相似性，石英平均质量分数为54.2%，黏土矿物平均质量分数为24.7%，长石平均质量分数为10%，碳酸盐矿物的质量分数均小于7%。埃隆阶泥页岩的矿物组成明显不同，以黏土矿物为主，平均质量分数46.1%，石英平均质量分数降低至33.8%，碳酸盐质量分数增大至9%。湘中地区C井大隆组的碳酸盐矿物含量明显高于九门冲组和五峰组—龙马溪组，平均质量分数为34.2%，最高可达58.9%，石英平均质量分数为35.1%，黏土矿物平均质量分数为22.4%，长石平均质量分数为4.5%。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 中国南方3套页岩矿物组成图 Fig. 3 Mineral composition of three sets of shale in southern China

3套页岩在矿物组成上具有一定的差异性，反映了其沉积环境和母岩性质略有不同，但整体上具有脆性矿物含量高的特征，有利于压裂改造。九门冲组石英含量普遍较高，尤其是底部发育硅质岩，其石英质量分数最高可达93%，为热水成因类型；五峰组—龙马溪组自上而下的硅质矿物含量逐渐增大，黏土矿物含量逐渐减小，与TOC分布规律一致，岩心上可见大量笔石，薄片下可见大量放射虫，反映了硅质矿物主要为生物成因；大隆组泥页岩碳酸盐含量较高，表明沉积水体较浅，同时薄片观察可见石英颗粒粒径较大，棱角状为主，以陆源碎屑石英为主，该套页岩在被压裂改造时，可适当加大酸液用量以提高储层改造效果。

中国南方3套海相页岩先后经历了不同期次和规模的构造运动改造，构造演化及变形特征、地层抬升剥蚀程度、孔隙的保存与破坏、页岩气聚集与逸散等均有显著差异，造成了储层的物性、含气性和地层压力均有明显不同。

利用氩离子抛光-扫描电镜、原子力显微镜和纳米CT等分析技术，结合岩心观察和薄片鉴定，可以发现中国南方3套页岩的孔隙类型基本一致，主要储集空间为纳米—微米级有机质孔隙，亦发育粒间孔、晶间孔、粒内孔、溶蚀孔和微裂缝等^[14-17]，不同孔隙类型的发育程度、连通性、孔径有较大差异。黔南地区A井九门冲组泥页岩样品经氩离子抛光后放置到扫描电镜下观察，可见有机质孔较发育，但连通性差，孔径较小，以小孔（孔径介于2~10 nm）、微孔（孔径小于2 nm）为主[图 4（a）]，与低温氮气吸附法测得的孔径分布基本一致，小孔占比高达60.4%，微孔占比21.6%，中大孔（孔径大于10 nm）占比较少，合计为18%（表 2）；渝东南地区B井五峰组—龙马溪组氩离子抛光-扫描电镜揭示有机质孔非常发育，孔径较大，部分孔径可达20~200 nm [图 4（b）]，低温氮气吸附法测得小孔占比为42%，微孔占比为29.2%，中大孔占比为29%。湘中地区C井大隆组泥页岩样品低温氮气吸附法测得的孔径整体较大，其中中孔（孔径介于10~50 nm）占比40.3%，大孔（孔径大于50 nm）占比39.6%，小孔和微孔较少，合计20.2%。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 九门冲组及五峰组—龙马溪组页岩扫描电镜图像对比 Fig. 4 Comparison of SEM between Jiumenchong Formation and Wufeng-Longmaxi Formation

表 2(Table 2)

表 2 中国南方3套页岩储层物性参数对比 Table 2 Comparison of reservoir property parameters of three sets of shale in southern China 地层 孔隙度/ % 密度/（g·cm-3） DFT孔径分布/ % BET比表面/（m2·g-1） < 2 nm 2~10 nm 10~50 nm > 50 nm 九门冲组 2.65 2.47 21.6 60.4 13.1 4.9 26.9 五峰组—龙马溪组 4.95 2.55 29.2 42.0 27.3 1.7 23.0 大隆组 4.52 2.58 4.9 15.3 40.3 39.6 17.6

下载CSV 表 2 中国南方3套页岩储层物性参数对比 Table 2 Comparison of reservoir property parameters of three sets of shale in southern China

3套页岩的比表面积和孔隙度也存在较大差异。九门冲组比表面积较大，平均为26.9 m²/g，与有机质丰度高和孔径小有关；氦气法测得孔隙度为1.70%~3.68%，平均为2.65%（表 2）。五峰组—龙马溪组比表面积中等，平均为23.0 m²/g；氦气法孔隙度为2.9%~5.9%，平均为4.95%。大隆组比表面积平均为17.6 m²/g，孔隙度为2.12%~6.20%，平均为4.52%。由此可见，九门冲组页岩有机质孔隙发育程度低，以小孔和微孔为主，孔隙度低，物性较差，表明受后期改造作用大，先期建造过程中形成的大量孔隙在成岩过程中被压实和充填，物性变差。五峰组—龙马溪组和大隆组的孔径较大，孔隙度为3%~6%，物性相对较好，表明后期改造相对较弱，先期建造过程中形成的孔隙得到一定程度地保存。

四川盆地及周缘地区页岩气钻井表明，保存条件是决定页岩气能否富集成藏的关键因素^[18-20]，保存条件越好，地层压力系数越高，越有利于页岩气的高产和稳产。

受雪峰构造带的北西向挤压和递进发展的影响，川中—湘中地区构造具有分区性，自南东向北西可以划分为湘中坳陷、雪峰隆起、湘鄂西断褶带、川东断褶带和川中平缓褶皱带等5个构造区，自雪峰隆起西缘到川中地区，具有南东“隔槽式”和北西“隔挡式”的结构特征^[21]，构造变形时间具有“东早西晚”特征，抬升幅度呈现“东高西低”，变形强度“东强西弱”，核部出露地层“东老西新”，页岩层系后期改造作用造成的气体散失时间变短。湘鄂西断褶带的东南部，印支期开始褶皱变形，背斜呈宽阔的箱状，核部主要出露寒武系—奥陶系；向斜狭窄、呈线状，核部主要由上古生界及中生界组成，背斜和向斜相间组成“隔槽式”结构。五峰组—龙马溪组和大隆组残留于紧闭向斜内，页岩气保存条件差，九门冲组在背斜区，埋深适中，具有一定的勘探潜力。湘鄂西断褶带的西北部靠近四川盆地，燕山早期开始褶皱变形，复向斜和复背斜相间分布，构成了槽挡转换带，整体相对宽缓，复背斜带多为应力集中区，断裂相对发育，抬升幅度高，复向斜带构造抬升幅度小，剥蚀程度低，核部发育有侏罗系—三叠系地层，断裂不发育，构造稳定。九门冲组在复背斜带埋深适中，具有一定的勘探潜力。五峰组—龙马溪组和大隆组残留于复向斜中，构造稳定，有利于页岩气富集。川东断褶带与湘鄂西断褶带的分界线为齐岳山断裂，自燕山晚期—喜山期开始褶皱变形。背斜紧闭，地层陡倾，核部出露二叠系—三叠系，内部伴生逆断层，结构复杂；向斜宽阔，核部出露侏罗系，地层相对平缓，呈屉状，内部构造相对简单。紧闭的背斜与开阔平缓的向斜相间排列，以志留系等主要滑脱层组成“隔挡式”结构。在向斜区，3套页岩保存条件好，但埋深普遍过大，在目前工程工艺技术条件下实现规模开采的难度大；高陡背斜及其翼部埋深适中，裂缝发育，页岩气保存程度较好，同时有利于五峰组—龙马溪组和大隆组压裂。川中平缓褶皱带构造宽缓，变形程度弱，地层齐全，受雪峰造山运动影响小，结构简单，总体上有利于3套页岩气的保存。湘中坳陷主要为中泥盆世—早三叠世的海相沉积，经历了印支、燕山及喜山3个构造变形期，形成了现今向西凸起的弧形构造，构造变形强烈，残留向斜相对有利于大隆组页岩气的保存。

九门冲组泥页岩形成于早寒武世，时代老，经历的热演化时间长，构造运动期次多，改造强度大，宏观上，其保存条件不如五峰组—龙马溪组和大隆组。四川盆地内，九门冲组页岩褶皱程度和地层剥蚀强度弱，断裂发育少，保存条件相对较好，但大部分地区埋深大于4 500 m，威远—井研、长宁地区埋深适中，为2 500~4 500 m，其中W201井直井压裂后获日产气1.08万m³，JS1井直井压裂后获日产气2.78万m³，JY1 HF井压裂后获日产气约4万m³。四川盆地外的九门冲组页岩的构造变形强度大，通天断层发育，保存条件变差。黔南地区A井处于“隔槽式”褶皱带的背斜区，构造相对复杂，断裂发育，离断层的距离小于500 m，九门冲组埋深2 437 m。气测异常显示集中在地层中部的2 325~2 390 m，泥浆相对密度1.09，全烃一般为1.0%~4.4%，C₁一般为0.8%~2.8%，靠近顶板和底板的层段气测显示较差，全烃一般为0.2%~0.6%；测井解释含气质量体积平均为2.21 m³/t，以吸附气为主，占比为81%；直井压裂后测试最高日产气418 m³，返排率达到137.7%，返排液的氢、氧同位素分析表明，A井压裂沟通了断层，浅层地表水顺断层进入压裂层段，导致该井低产。同时，九门冲组底板为震旦系灯影组白云岩风化壳，封盖性能较差。A井取心结果表明，灯影组白云岩较为破碎，网状裂缝发育，见方解石脉溶蚀现象。黔中隆起及周缘地区FS1井和D1井在灯影组产水，最高日产水3 300 m³，因此，灯影组封盖条件较差。九门冲组页岩气易向下逸散，同时压裂易沟通灯影组水层，规避灯影组顶部含水层是压裂成功的关键。

五峰组—龙马溪组泥页岩沉积时间晚于九门冲组，构造改造强度较九门冲组低，顶板为龙马溪组龙二段—龙三段发育150~200 m厚致密泥岩和粉砂质泥岩，底板为临湘组—宝塔组致密灰岩，溶孔溶洞不发育，顶底板封隔条件较好。渝东南地区处于“槽—挡”过渡带，构造宽缓，残留面积大，地层保存完整、发育齐全，保存条件相对较好，B井位于渝东南地区靠近四川盆地的第一排向斜，五峰组埋深2 837 m，五峰组—龙马溪组连续气测异常厚度达95 m，泥浆相对密度1.35，全烃一般为3.0%~ 9.0%，最高为12.4%，C₁一般为2.0%~8.0%，最高为11.8%；测井解释含气质量体积平均为6.2 m³/t，其中游离气占61%；地层压力系数为1.08，测试初期稳定日产气4.6万m³。四川盆地的盆缘区发育背斜、斜坡和向斜等构造类型，埋深适中，约为2 000~ 4 000 m，地层压力系数为1.2~1.6，焦石坝构造的地层压力系数为1.50~1.55，单井测试产量高；平桥背斜地层压力系数为1.3，单井测试日产量为18.4~ 89.5万m³。盆地内部保存条件更好，压力系数为1.2~2.0，但埋深普遍较大，约为3 800~6 500 m，为典型深层页岩气，目前仅少数井（Z202-H1井）获得了高产工业气流，深层压裂改造工艺尚处于探索阶段。

大隆组泥页岩沉积时间晚，目前尚处于生气窗，是二叠系—三叠系海相气田和部分陆相气田的主要烃源岩。大隆组顶板为飞仙关组碳酸盐岩储层，顶板条件相比五峰组—龙马溪组较差，录井资料和气测异常显示主要集中于地层中部，亦说明气体向顶板发生了运移。该套页岩分布范围相对较小，主要分布于川东北、桂中、湘中、下扬子等地区，其中四川盆地内构造变形程度较弱，保存条件较好，大量钻井揭示含气性较好，埋深跨度大，盆缘埋深约为1 000~3 500 m，盆内埋深约为3 000~5 500 m；四川盆地外，构造改造强度大，背斜区已剥蚀殆尽，残留于部分向斜中，埋深为300~2 000 m；湘中地区C井大隆组埋深仅676 m，气测异常显示共6处，累计厚度为46 m，泥浆相对密度1.05~1.11，全烃一般为0.9%~2.0%，最高为2.3%，C₁一般为0.5%~ 1.5%，最高为1.8%；测井解释含气质量体积平均为0.81 m³/t，游离气占比48.8%；对600~620 m进行直井大型加砂压裂，最高日产气1 252 m³，地层压力以常压为主。

与北美主要页岩气盆地和焦石坝页岩气田相比，这3套页岩具有一定相似性和差异性（图 5）。黔南地区A井九门冲组有利条件包括深水陆棚沉积、泥页岩厚度大、有机质丰度高、黏土含量适中和埋深适中等，不利条件包括热成熟度过高、沉积年代早、经历的构造运动期次多和地层压力系数低等。渝东南地区B井五峰组—龙马溪组有利条件包括深水陆棚沉积、泥页岩厚度大、有机质丰度高、热成熟度适中、黏土含量低和埋深适中等，不利条2019年何贵松等：中国南方3套海相页岩气成藏条件分析65件为沉积年代早、经历的构造运动期次较多和地层压力系数略低等。湘中地区C井大隆组有利条件包括深水台凹相沉积、泥页岩厚度大、有机质丰度中高、热成熟度适中、黏土含量适中、沉积年代适中和经历的构造运动期次较少等，不利条件包括埋深浅和地层压力系数低等。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 中国南方3套页岩主要参数与北美主要页岩气藏参数对比 Fig. 5 Comparison of main parameters between three sets of shale in southern China and major shale gas reservoirs in North America

通过成藏条件对比研究，结合近年勘探开发实践，逐步明确了中国南方3套页岩受先期建造和后期改造的双重控制，其中五峰组—龙马溪组页岩成藏条件最优，九门冲组次之，大隆组最差，且不同页岩成藏主控因素和选区评价的参数指标明显不同。五峰组—龙马溪组为台内坳陷深水陆棚相硅质页岩型，岩性较均质、夹层少，泥页岩连续厚度大，有机质丰度高、类型好、热成熟度适中，孔隙以有机孔为主，生物成因硅质含量高，黏土含量适中，埋深适中，顶底板封闭性能好，勘探潜力大，为最有利的勘探开发层系，目前已进入大规模商业开发阶段。优质页岩的厚度、页岩气保存条件和可压性均是该套层系页岩气选区评价的重点。九门冲组泥页岩为被动大陆边缘深水陆棚相粉砂质泥页岩和硅质泥页岩互层型，泥页岩厚度大，有机质丰度高，以Ⅰ型为主，硅质含量高，黏土含量适中，生烃潜力大；但页岩沉积年代早，经历的构造运动期次多、热成熟度高、埋深较大，同时底板为震旦系灯影组白云岩风化壳，常含水，页岩气易向下逸散，压裂易沟通水层，目前尚处于勘探初始阶段，是下一步页岩气勘探开发的重要接替层系。热演化程度、构造稳定性和埋深是寒武系页岩气选区评价的重点。大隆组泥页岩为裂陷盆地深水台凹泥页岩和灰质泥页岩互层型，泥页岩累计厚度大，有机碳含量高，热成熟度和埋深均适中，但分布范围有限，粉砂岩或灰岩夹层多，且在地层厚度中占比大，碳酸盐矿物含量高，脆性矿物含量相对较低，顶底板封盖条件差，目前钻至该组的钻井较少，勘探潜力有待进一步落实，为潜在有利层系；有利相带、富有机质页岩连续厚度和可压性均是该套层系页岩选区评价的重点。

四川盆地中部威远—井研地区、黔南坳陷黄平—岑巩地区、黄陵隆起南缘宜昌地区^[20]均处于深水陆棚相带，优质页岩厚度为60~200 m，热演化程度为2.6%~3.4%，构造相对稳定，地层产状较平缓，埋深2 300~4 000 m，为寒武系页岩气勘探有利区（图 6）。其中威远—井研地区单井测试日产气1~ 4万m³，黄陵隆起南缘EYY1井距离出露区10.2 km，含气质量体积为3~4 m³/t，测试日产气6万m³，这2个地区可以作为下一步重点攻关目标区。黔南坳陷黄平地区A井直井测试获得日产气418 m³，岑巩地区CY1井气测显示较好，直井压裂测试，火焰高度2~5 m，表明该区具有一定的页岩气勘探潜力。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 中国南方3套页岩的有利勘探区分布图 Fig. 6 Favorable exploration areas for three sets of shale in southern China

四川盆地中部的威远—荣县—富顺—永川—大足—重庆地区、川南的长宁—昭通地区、川东南的涪陵—南川—綦江地区，四川盆地外的桐梓—道真—武隆—彭水一带均处于深水陆棚有利相带，优质页岩的厚度为20~40 m，地层压力系数为1.0~ 2.0，可压性好（脆性矿物含量高，岩石力学参数和地应力环境利于压裂形成复杂网缝），为五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发有利区（图 6）。四川盆地总体具有良好的页岩气富集条件，但埋深普遍超过3 800 m，压裂形成复杂缝网的难度较大，盆内的背斜区、盆缘的背斜及斜坡区页岩埋深2 500~ 3 800 m，天然缝发育、地应力适中均有利于压裂改造和获得高产稳产^[22-23]。四川盆地外的页岩气勘探以向斜为主，向斜核部埋深大、离剥蚀边界远、裂缝发育程度和开启程度低，保存条件优于翼部，更利于页岩气富集。渝东南地区以武隆向斜为典型代表，为宽缓的残留向斜，面积1 260 km²，地层残留较齐全，断裂不发育，五峰组—龙马溪组页岩埋深为1 500~4 500 m，B井位于向斜翼部，距离剥蚀边界9.9 km，埋深为2 837 m，水平井压裂测试日产气4.6万m³，表明该区页岩气勘探潜力较大。

湘中涟源地区的大隆组处于深水台凹沉积，泥页岩连续厚度为90~120 m，TOC为3%~5%，脆性矿物含量高，为大隆组页岩气勘探较有利区（图 6）。该区C井钻探结果显示大隆组埋深仅676 m，直井压裂测试获得日产气1 252 m³，推测如果优选埋深更大的目标，单井产量会进一步增高。

（1）受泥页岩先期建造和后期改造的控制，中国南方古生界3套海相页岩气成藏条件具有显著差异：①五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件最优，九门冲组次之，大隆组相对最差。②五峰组—龙马溪组泥页岩类型为台内坳陷深水陆棚相硅质页岩型，具有有机碳含量高、热成熟度适中、有机质孔隙发育、物性好、顶底板条件好和含气量较高等特征，地层压力由雪峰西缘向四川盆地逐渐增高，盆外以常压为主，盆内以超压为主，为最有利勘探开发层系。③九门冲组页岩类型为被动大陆边缘深水陆棚相粉砂质页岩—硅质页岩互层型，生烃潜力大，但页岩沉积年代早，经历的构造运动期次多，热成熟度高，有机质孔隙欠发育，物性较差，底板封隔条件差，含气量较低，以常压为主，埋深较大，为重要接替层系。④大隆组泥页岩类型为裂陷盆地深水台凹泥页岩—灰质泥页岩互层型，具有泥页岩累计厚度大、有机碳含量高、热成熟度和埋深均适中等特征，但分布范围有限，粉砂岩或灰岩夹层多，“泥地比”较小，黏土矿物含量高，顶底板封盖性差，含气量较低，以常压为主，为潜在有利层系。

（2）依据中国南方3套页岩成藏条件的对比，分别明确了不同页岩选区评价的重点，优选了有利区。①热演化程度、构造稳定性和埋深均是寒武系页岩气选区评价的重点。四川盆地中部威远—井研地区、黔南坳陷黄平—岑巩地区、黄陵隆起南缘宜昌地区等3个地区为寒武系页岩气勘探有利区。②优质页岩厚度、页岩气保存条件和可压性是五峰组—龙马溪组页岩气选区评价的重点。四川盆地中部的威远—荣县—富顺—永川—大足—重庆地区、川南的长宁—昭通地区、川东南的涪陵—南川—綦江地区，四川盆地外的桐梓—道真—武隆—彭水一带均为五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发有利区；四川盆地内的背斜区、盆缘的背斜及斜坡区更利于压裂改造和获得高产稳产；盆外向斜核部比翼部均更利于页岩气富集。③有利相带、富有机质页岩连续厚度和可压性均是大隆组页岩气选区评价的重点。湘中涟源地区为大隆组页岩气勘探有利区。