聂海宽 包书景 边瑞康 叶欣 高波 余川
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 在对贵州省湄潭县梅子湾、贵州省遵义市乐山、湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥和贵州省瓮安县永和等下寒武统露头剖面进行观察、实测和采样分析，以及对方深1井、咸2井等老井复查和黄页1井钻探效果分析的基础上，研究了川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩的沉积相、分布、有机质类型及含量、成熟度、埋深、孔隙度和含气量等页岩气聚集条件。根据国土资源部油气资源战略研究中心颁发的页岩气资源潜力评价与有利区优选方法，预测下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区西南部和东北部，前者位于叙永―古蔺―习水―丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安―道真―彭水―利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部。有利区地质资源量为（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
关键词 页岩气 聚集条件 资源潜力 有利区 下寒武统 川东南和鄂西渝东地区
Accumulation Conditions of the Lower Cambrian Shale Gas inthe Southeast Sichuan，West of Hubei and East of Chongqing
NIE Haikuan，BAO Shujing，BIAN Ruikang，YE Xin，GAO Bo，YU Chuan（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract By observing，sampling and laboratory analysing of black shale outcrops and wells in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing，we studied shale gas accumulation conditions of the Lower Cambrian black shale，such as depositional facies，types and contents of organic matter and its maturity，distribution，porosity and gas contents of the black shale etc.Compared with major U.S.gas-producing shales，the Lower Cambrian shale in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing was characterized by great thickness，abundance of organic carbon，high maturity and elevated gas content，being capable of good geological conditions for shale gas reservoir development.According to the ‘Evaluation of Shale Gas Resource Potential and Optimizing Method of Favorable Areas’ issued by the Oil and Gas Resources Strategic Research Center of the Ministry of Land and Resources，with a superimposition method of integrated information indicated that the most favorable areas for shale gas accumulations in the Lower Cambrian shale are the Southwest and northeast of the study area.Based on the measured gas content，the amount of shale gas geological resources in the Lower Cambrian was calculated with the volumetric method to be（1.06～6.47）×1012m3（with a median value of 3.09×1012 m3）and the recoverable resources to be（0.13～0.78）×1012m3（with a median value of 0.37×1012m3）.
Key words Lower Cambrian；shale gas；accumulation condition；resource potential；favorable area of shale gas；southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing
基金项目：国家专项《全国油气资源战略选区调查与评价》“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”（编号：2009 GYXQ-15）。
四川盆地及其周缘下古生界具有独特的地质条件，可与美国东部盆地进行类比，是中国南方地区页岩气勘探获得突破的重点地区［1-3］。四川盆地及其周缘下寒武统黑色页岩具有厚度大、有机碳含量高及成熟度高的特点，具备页岩气发育的良好条件，不同学者对该区进行了一定的研究［1～7］。笔者研究认为四川盆地及其周缘下寒武统页岩气藏最有利发育区位于川南―黔北―黔中、鄂西―渝东和川东北等地区［8］。本次研究是在前期基础上，按照有利区预测从大到小、逐步缩小的原则，对川南―黔北―黔中和鄂西渝东两个页岩气发育有利区的结合部分――川东南―鄂西渝东地区进行研究，以期达到更精确地预测页岩气发育有利区的目的，为勘探提供参考建议。
1 页岩发育特征
1.1 页岩分布
下寒武统黑色页岩主要发育在梅树村期和筇竹寺期，与最大海泛面相对应的低能环境对应，包括川南九老洞组、川北筇竹寺组、贵州―湘西牛蹄塘组、鄂西水井沱组、湘西天柱山组等，分布稳定，岩性主要为黑色页岩、炭质页岩、炭硅质页岩、结核状磷块岩、粉砂质页岩和石煤层等。
1.1.1 纵向上页岩发育特征
纵向上岩性变化较大，从下向上硅质页岩、炭质页岩厚度减小，灰黑色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质页岩、灰色页岩。贵州省湄潭县梅子湾剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，厚度为27.9m（图1）；在贵州金沙箐口剖面，黑色页岩实测厚度为65m；贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，实测厚度为117.31m；湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面实测厚度为87.6m（图2）。
1）贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面如下：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
图1 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面（实测厚度27.9 m）
2）湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面如下：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
1.1.2 平面展布特征
平面上页岩主要发育在川南―黔北―黔中和湘鄂西―渝东等地，在川中古隆起一带不发育该套黑色页岩，其余地区广泛分布，厚度一般在20 ～120m之间，大部分地区大于100m（图3）。川南―黔北的自贡―宜宾―泸州―威信一带厚度在40～100m之间，厚度中心在珙县―威信一带，在黔中古隆起附近厚度在40～120m之间，如贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面实测厚度为117.31m。鄂西―渝东的恩施―秀山―桑植一带厚度超过100m。具体到研究区，下寒武统黑色页岩主要发育在研究区的西南部和东北部，即古蔺―毕节―仁怀一带，厚度超过60m，在恩施―黔江一带厚度超过80m。总体来看，研究区下寒武统黑色页岩具有厚度大、分布范围广的特点。
图2 湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组黑色页岩剖面（实测厚度87.6m）
1.2 有机质类型和含量
实验结果表明，IH和H/C值分别小于50、0.5，难以准确标定不同母质类型的干酪根。干酪根δ13C能够反映原始生物母质的特征，次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记，普遍认为它是划分高―过成熟烃源岩有机质类型的有效指标［9～11］。从对22块样品的同位素分析可知，下寒武统黑色页岩的δ13C为-35.9‰～-29.5‰，平均为-32.6‰，按照干酪根碳同位素小于-28‰为腐泥型（Ⅰ型）的标准，下寒武统黑色页岩的有机质类型均属腐泥型（Ⅰ型），是以海洋菌藻类为主的生源组合，其原始组分富氢、富脂质，具高生烃潜力。
在平面上，由于沉积环境是控制有机碳含量的主要因素，有机碳含量最高的区域通常为页岩的沉积中心，形成川南―黔北―黔中和湘鄂西两个有机碳高值区。川南―黔北―黔中一带的威信―毕节―贵阳一带为高值区，局部地区有机碳含量最大值超过5％，如贵州省金沙县箐口村黑色页岩实测有机碳含量为5.35％；湘鄂西的宜昌―五峰―鹤峰―咸丰―龙山―酉阳―德江一带为有机碳含量高值区，局部地区有机碳含量可达5％以上，如贵州省松桃世昌和贵州省江口桃映的黑色页岩实测有机碳含量分别高达8.55％和6.37％（图4）。
图3 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩等厚图
图4 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩有机碳含量等值线图
1.3 成熟度和热演化史
下寒武统黑色页岩演化程度总体较高，在平面上，成熟度形成两个高值区，即渝黔交界的丁山1井区附近和大方县方深1井区附近，成熟度均超过4％，局部地区的成熟度超过5％。其余大部分地区成熟度大于3％，处于过成熟晚期阶段（图5），达到变质期，失去生气能力，但根据美国页岩气勘探经验，高成熟度条件下同样能发育页岩气藏，但是其成藏条件较为复杂，需要根据页岩的构造演化史和生排烃史进行研究。
图5 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩成熟度等值线图
研究区可以划分为川东高陡褶皱区、川南中低缓构造带、黔中隆起和仁怀斜坡、湘鄂西褶皱带等4个构造单元，不同的构造单元页岩的埋藏史差别较大。页岩的演化史需根据不同的构造单元具体问题具体分析，鉴于仁怀斜坡资料较少，页岩演化史参考黔中隆起确定；湘鄂西褶皱带的利川复向斜、中央背斜带、花果坪复向斜、宜都-鹤峰背斜带和桑植-石门复向斜页岩演化史相近，归为一类进行研究。
1.3.1 川东高陡褶皱区
本区钻井较多，以本区北部大池干井构造上的池7井为例说明。上奥陶统―下志留统黑色页岩从沉积后到晚二叠世热演化极缓慢，处于未熟―低熟阶段（Ro ＜0.5％）；中二叠世的埋深使其开始进入液态烃生成阶段；中侏罗世后，志留系处于快速埋藏状态，成熟度（Ro）值从1.3％迅速演化至2.2％，有机质演化至高成熟期，处于湿气转化阶段；从白垩纪开始，大部分地区的志留系页岩成熟度（Ro）都超过了3％［12］，处于过成熟晚期阶段，主要生成干气（图6）。属于长期浅埋―快速埋藏―长期深埋―快速抬升型，类似于美国目前页岩气产量最大的福特沃斯盆地Barnett页岩的演化历史。
图6 川东大池干井构造池7井志留系埋藏史［12］
1.3.2 川南中低缓构造带
本区页岩属于早期长时间浅埋―中早期长时间隆升―中期二次深埋―晚期快速抬升型，即下寒武统页岩沉积后在志留纪末期达到最大埋深，但其深度基本上小于2000m，成熟度较低，生排烃均较有限；而后到早三叠世的很长一个时期内经历了抬升，生烃作用停止；在中三叠世以后经历了二次埋藏，达到生气阶段；白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止。中早期的长期浅埋和长期隆升有利于有机质的保存，中期快速深埋有利于天然气的生成，后期快速抬升不利于天然气的排出，有利于页岩气聚集。如川南地区威2井寒武系底界在志留纪末埋深达到2000m，Ro值达到0.8％，生成少量原油，随后由于地层整体抬升遭受剥蚀，生烃过程停止，印支期以来再次快速埋藏，三叠纪为二次生烃阶段，至白垩纪中期寒武系底界埋深超过6000 m，Ro超过2％，进入过成熟早期演化阶段，白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止［13］（图7）。这一类型的埋藏史和热演化史与美国福特沃斯盆地Barnett页岩气藏较为相似，下志留统黑色页岩和下石炭统Barnett页岩都具有早期生烃少（甚至未生烃）―生烃晚―长期深埋―快速隆升的特点，前者是在中三叠世开始生烃，达到最大成熟度以后生气，一直持续到中白垩世，而后抬升，生烃作用停止，但是抬升幅度有限；后者从晚石炭世开始生烃，在二叠纪、三叠纪和侏罗纪达到生烃高峰，并一直延续至白垩纪末，而后抬升，生烃作用停止，抬升幅度亦有限。考虑到在Barnett页岩中气藏勘探获得了巨大成功，在研究区具有这一类型埋藏史和热演化史的页岩需要重点关注。与盆地内相比，位于盆地边缘丁山1井的埋藏史和热演化史具有早期生烃量大和后期抬升幅度大等特点，总体评价保存条件比盆地内威远气田等地区要差。
图7 川南地区威2井埋藏史［13］
1.3.3 黔中隆起和仁怀斜坡
黔中隆起和仁怀斜坡的下古生界埋藏史和热演化史属于早期生烃―中期多次生排烃―晚期快速抬升（比四川盆地内抬升早）的特点，下寒武统黑色页岩在早奥陶世开始进入生烃期（Ro＞0.5％），在志留纪末达到最大埋深（Ro＞1％），出现生油高峰，随后抬升剥蚀，生烃作用停止，二叠纪早期再次沉降，晚三叠世达到生气阶段，三叠纪末遭受抬升剥蚀，在晚侏罗世-早白垩世进一步沉降，达到生干气阶段，中白垩世以后抬升，生烃作用停止（图8）。总体来讲，这一类型的页岩埋藏史和热演化史比四川盆地内要差，主要表现为早期生烃时间早且生烃量较大、中期经历了多次生排烃和晚期抬升时间早且幅度大等不利因素。
1.3.4 湘鄂西褶皱带
该地区页岩埋藏史属于长期持续埋藏―快速隆升型，下寒武统页岩在寒武纪末期即达到生油高峰，中侏罗世成熟度已达到过成熟阶段，燕山期以来快速抬升，生烃作用停止（图9）。这一类型的埋藏史和热演化史与前两类相比具有长期持续生烃、抬升时间较早（侏罗纪时期）和抬升幅度大等特征。由于抬升剥蚀改造持续时间长，且以褶皱抬升为特征，隆升幅度大，下古生界出露，在恩施-彭水中央复背斜带和宜都-鹤峰复背斜带，核部出露最老地层已是震旦系，下寒武统黑色页岩遭受不同程度的剥蚀，暴露严重，保存条件较差，不利于页岩气聚集，页岩气发育条件较差；在花果坪复向斜带北部和桑植-石门复向斜带下寒武统黑色页岩分布连续性较好，是该区页岩气勘探潜力较大的地区。
对比这3类埋藏史曲线不难发现，四川盆地内部以威远气田为代表的地区具有以下特征：(1)在加里东期以前基本没有生烃，而另外两个地区则生成了大量的油气；(2)具有生气高峰晚的特征，对于常规油气藏来讲，大气田气源岩生气高峰的时代以古近纪为主，白垩纪、新近纪次之，且气源岩生气高峰的时代越老，形成大气田所占比重越小［16，17］，笔者认为页岩气也不例外，根据美国页岩气勘探开发经验判断，生气高峰越晚越好，如美国页岩气勘探开发最成功的福特沃斯盆地Barnett页岩气藏，威远气田的下寒武统页岩生气高峰为白垩纪中期，而黔中隆起附近和湘鄂西地区分别为白垩纪早期（在三叠纪还有一次生气高峰）和中侏罗世；(3)具有抬升时间晚的特征，在白垩纪中期以后抬升，另外两个地区抬升时期为白垩纪早期和中侏罗世。这3个特征从页岩埋藏史和热演化史角度说明四川盆地内部下寒武统具有优越的页岩气成藏条件。
图8 黔中隆起区地层埋藏史［14］
图9 鄂西地区咸2井埋藏史［15］
1.4 深度
研究区的构造比较复杂，地层埋深变化比较大，且研究程度低，资料基础薄弱，下寒武统黑色页岩埋深总体变化比较明确，但是精确预测比较困难，勾画埋深等值线难度更大。可以根据地层出露情况和地层厚度推测出大致的埋深范围，本次研究按照地层出露的情况估算页岩的埋深，并在重点区块，有钻井资料和地震资料的地方详细刻画页岩的埋深。综合分析南川幅、綦江幅、桐梓幅、遵义幅、涪陵幅和忠县幅等1：20万地质图发现，可以采用桐梓幅的地层厚度初步预测页岩的埋深，计算表明三叠系覆盖的地区，寒武系底界的埋藏深度范围为3759～5375 m，而在侏罗系覆盖的区域，最小埋深超过6700m。
总体上看，下寒武统牛蹄塘组黑色页岩的埋深主要有以下特征：
1）整体由东南向西北增加，最大埋深7500m。在研究区的东南部，大致沿着齐岳山断裂以东以南地区，即沿贵州金沙岩孔―遵义松林一带、贵州习水的土河场―润南一带、重庆石柱太原坝一带、重庆秀山―贵州松桃县一带、湖北省鹤峰县五里镇―走马镇一带和湖北省长阳县两河口一带出露。在鄂西渝东地区石柱复向斜腹部，建深1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在石柱复向斜内部埋藏深度达6500m，利1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在利川复向斜内部埋藏深度介于3500～3600m之间，但在背斜区下寒武统页岩埋藏深度为200～2500m［18］。向四川盆地方向下寒武统黑色页岩的埋深加大，在习水县附近和綦江县丁山1井附近埋深为2000～5000m，在黔北地区（仁怀区块）埋深在1000～4500m之间（图10）。
2）埋藏深度受褶皱分布的控制明显，在背斜遭受剥蚀；在向斜地区，由于上覆地层的存在，埋深较大。平面上从东南部向西北部加深，在研究区的西北部埋深较大，东南部埋深较小。
3）断裂发育对目的层埋深影响明显，在断裂的下降盘，埋藏深度明显变大，如在齐岳山断裂两侧，断裂东部上升盘地层抬升出露、遭受剥蚀，而西部下降盘埋深较大，且离断层越远，埋深越大。
1.5 岩性-地化-物性-含气性综合剖面
通过野外观察、剖面实测和实验分析建立了研究区下寒武统页岩的岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面，从剖面底部向上，随着缺氧环境的破坏，岩性-岩矿-地化-物性-含气性等指标在剖面上呈有规律的变化。如贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组剖面，石英含量主要为52％～69％，平均为62.3％；粘土矿物含量主要为31％～46％，平均36.23％；有机碳含量在2.11％～6.2％之间，平均4.08％；两块样品的成熟度分别为4.78‰和5.52‰。从下往上，随着缺氧环境遭到破坏，岩性变化较大，硅质页岩、炭质页岩厚度较小，灰黑色/灰色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质、砂质页岩或泥质粉砂岩，相应的有机碳含量呈减小趋势，由于缺氧环境遭到破坏，海水变浅，导致石英含量减少和粘土矿物含量增加，成熟度、孔隙度和渗透率等指标在剖面上变化不大（图11）。美国主要产气页岩也具有这种特征，即产气页岩段主要发育在页岩层的下部［19，20］，结合研究区页岩气成藏控制因素、钻井气测显示和岩性-地化-物性-含气性综合剖面等综合分析认为，在下寒武统页岩剖面的下部具有较好的页岩气发育条件，是页岩气藏发育的有利位置。
图10 川东南和鄂西渝东地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩出露和埋深简图
2 有利区优选和资源量计算
2.1 选区基础和方法
有利区优选和资源量计算的主要根据是国土资源部油气资源战略研究中心颁发的“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目――页岩气资源潜力评价与有利区优选方法”。
图11 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组页岩岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面
选区基础：结合泥页岩空间分布，在进行了地质条件调查并具备了地震资料、钻井（含参数浅井）以及实验测试等资料，掌握了页岩沉积相特点、构造模式、页岩地化指标及储集特征等参数基础上，依据页岩发育规律、空间分布及含气量等关键参数在远景区内进一步优选出有利区域。
选区方法：基于页岩分布、地化特征及含气性等研究，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等多种方法，开展页岩气有利区优选及资源量评价（表1）。
表1 海相页岩气有利区优选参考指标
2.2 有利区和资源量
综合分析有机碳含量、成熟度、埋深、地表和演化史等条件认为，研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永―古蔺―习水―丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安―道真―彭水―利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部（图12）。
图12 川东南和鄂西渝东地区下寒武统页岩气发育有利区
对研究区下寒武统页岩气发育有利区资源潜力评价单元计算表明，页岩气发育有利区地质资源量为1.06×1012～6.47×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为0.13×1012～0.78×1012m3（中值0.37×1012m3）（表2）。
表2 体积法计算研究区下寒武统页岩层系页岩气有利区地质资源量
续表
3 结 论
1）研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永―古蔺―习水―丁山1井一线以南，后者主要指正安―道真―彭水―利川―线东南。
2）采用体积法计算出研究区下寒武统页岩气有利区地质资源量为（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
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