上扬子区志留系页岩气成藏条件

摘 要

摘要：广泛分布于中国南方上扬子地区的志留系为一套静水、缺氧环境下沉积的良好烃源岩，尤以四川盆地的下志留统龙马溪组黑色笔石页岩最为发育。从该套地层的有机地化参数、四川
摘要：广泛分布于中国南方上扬子地区的志留系为一套静水、缺氧环境下沉积的良好烃源岩，尤以四川盆地的下志留统龙马溪组黑色笔石页岩最为发育。从该套地层的有机地化参数、四川盆地南部长宁构造新完钻的页岩气浅井的分析测试数据看，龙马溪组有机质丰度高、成熟度较高、微裂缝发育、埋深适中，具有形成页岩气藏的优越条件。川东石柱-鄂西利川、川南泸州和川北镇巴地区的页岩有机碳含量大于2%，平均厚40～80m；泸州-宜宾-自贡地区，黔中麻江-瓮安、川东南的秀山、松桃及湘西吉首地区，页岩的成熟度多小于3%；阳深2、阳63、阳9、付深1、隆32、太15等探井，在钻遇志留系页岩层段时均见到气测异常，、气侵、井涌现象，长芯1井也证实了浅层志留系页岩气的存在，页岩气含量平均为0.15m3/t；野外和岩心观察该套页岩微裂缝发育，岩矿组成显示石英和方解石含量较高，表明该区页岩脆性的特征；采用体积法初步估算的四川I盆地及邻区龙马溪组页岩气资源量为4.0×1012～12.4×1012m3，显示了该区页岩气巨大的勘探潜力。
关键词：中国；上扬子地区；四川盆地；志留纪；页岩气；成藏条件
0 引言
    近年来，页岩气成为我国非常规油气资源领域研究的热点，究其原因，一是我国天然气产业步入快速发展阶段，包括常规与非常规天然气如煤层气、页岩气、致密砂岩气引起了广泛重视；二是美国已成功进行了页岩气商业开发[1]；三是页岩气资源量巨大，我国页岩气资源预计可达100×1012m3，勘探潜力巨大。但直至现在，我国仍未全面开展页岩气的基础研究，更谈不上页岩气勘探开发技术的研发和开发试验。基于目前的现状，众多学者撰文呼吁重视页岩气新领域，加强页岩气的基础研究，加快页岩气的勘探和开发步伐。
    依据前期国外页岩气勘探开发现状的认识、四川盆地及邻区志留系页岩的研究和中国石油勘探开发研究院资源规划所于2008年11月在四川盆地长宁构造钻探的第1口页岩气井浅井——长芯1井样品实验数据结果，着重探讨上扬子地区志留系页岩气的成藏条件，分析该区志留系页岩气的勘探潜力。
1 上扬子地区区域地质特征
1.1 沉积与地层分布
    上扬子地区志留系发育有下志留统龙马溪组(S1l)、石牛栏组(S1s)和中志留统韩家店组(S2)，其中最为发育的是下志留统龙马溪组。因此，笔者将重点围绕下志留统龙马溪组进行页岩气成藏地质条件的分析。
    上扬子地区的志留系页岩，主要发育在四川盆地，出露于盆地边部的川东南、大巴山、米仓山、龙门山及康滇古陆东侧。盆地内部仅在华蓥山有出露，威远、泸州和达州地区少数深井揭穿志留系，一般埋深2000～4000m。乐山、成都及川中龙女寺一带因后期抬升遭受剥蚀而大范围缺失志留系。四川盆地龙马溪组存在2个生烃中心：一是以万县-石柱为中心的川东生烃凹陷；另一生烃中心则分布于自贡-泸州-宜宾一带，即川南生烃中心。
    志留系虽然全区分布稳定，但由于受区域构造变化和沉积环境的影响，局部地区的志留系的分布仍有一定的差异。威远地区的威2井-威4井-自深1井-阳深1井-长宁双河(地面剖面)，志留系由北向南呈增厚的趋势。威远地区由于乐山-龙女寺古隆起抬升，致使志留系大部分遭受剥蚀，如威2井仅残存龙马溪组黑色页岩25m，其上直接覆盖下二叠统；威4井龙马溪组残厚不足200m，其上亦直接覆盖下二叠统；到自深1井，虽然龙马溪组保存完整，但中志留统韩家店组残厚不足100m，且直接与下二叠统接触；到阳高寺构造带的阳深1井，志留系除韩家店组受一定程度剥蚀之外，龙马溪组及石牛栏组保存完整，尤其龙马溪组厚超500m，50%以上地层为黑色笔石页岩及碳质页岩，是形成页岩气藏的有利层位；到川南直接与黔北接壤的长宁构造，志留系更是十分发育，且保留亦较完整，总厚超1200m，其中韩家店组600m，石牛栏组300m，页岩最为发育的龙马溪组200m，黑色页岩及碳质页岩十分发育(见图1)。该照片摄于长宁构造西部双河高点的葡萄泉志留系剖面，较完整地展示了本区下志留统龙马溪组页岩发育状况及其分布的连续性和稳定性。
 

    综上所述，上扬子地区志留系为一套深水还原环境沉积的地层，分布广泛，尤以四川盆地最为发育。在四川盆地，志留系主要出露于盆地边部，且相对稳定，川南长宁、川东涪陵地区发育最为完整。盆地腹部，乐山-龙女寺一线以西北，由于后期构造抬升剥蚀而缺失。全盆地下志留统龙马溪组一般厚200～600m，属笔石页岩相沉积，且富含黄铁矿和有机质，是一套页岩气藏形成的最有利层位。
1.2 埋深
    川南地区下志留统龙马溪组顶界埋深等值线分布于2000～4000m之间，其中，威远以西的局部范围内，龙马溪组顶界埋深浅于2000m；内江-隆昌-泸县-长宁以北西区块及璧山-阳63井区-合江-江津所辖区块埋深3000m以浅；合川-铜梁-荣昌-内江-安岳所辖区块及江安-合江-赤水所辖区块埋深3000～4000m。
    由于该区龙马溪组厚一般为300～500m，且该组黑色页岩主要分布于下部，并与上奥陶统五峰页岩连续过渡。因此，该区龙马溪组页岩气藏的开发钻井深度应在2500～4500m之间。虽然威远以西局部地区埋深2000m以浅，但由于受古隆起抬升剥蚀的影响，龙马溪组页岩厚度也部分受到影响。因此，该区龙马溪页岩最经济有利的探区应是内江-隆昌-泸县-长宁以北西区块及璧山-阳63井区-合江-江津所辖区块。该区块龙马溪组顶界埋深3000m以浅，勘探该组下部黑色页岩气藏深度一般在3000～3500m之间。
2 志留系有机地球化学特征
2.1 烃源岩厚度与分布
    志留系优质烃源岩主要发育于下志留统龙马溪组[2]，该组一般厚200～400m，川东石柱最厚656m。该剖面下部笔石页岩尤为发育，TOC含量为2%～6.7%，其中，TOC＞2.0%的黑色页岩厚达115m；TOC＞3.0%的黑色页岩厚30m。这是四川盆地下志留统龙马溪组黑色页岩最为发育的地区。

    图2是四川盆地及其邻区下志留统龙马溪组TOC＞2.0%的黑色页岩累计厚度分布图。由图2可见，龙马溪组TOC＞2.0%高值区分布于川东石柱-鄂西利川，黑色页岩厚达100m，川北镇巴黑色页岩厚20m，川南泸州一带厚60～80m。3个高值区的分布在地质上和川东-鄂西深水陆棚沉积相带、川北深水陆棚沉积相带以及川南深水陆棚沉积相带分布相吻合。
    基于TOC含量是页岩气藏形成最基本的地质要素观点，编制的TOC＞2.0%的黑色页岩累计厚度等值图说明了以下几点：①川东石柱-鄂西利川、川南泸州和川北镇巴地带是四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩最发育，也是页岩气藏形成最有利分布区；②四川盆地及其邻区下志留统龙马溪组海相页岩有机质丰度分布高值区(即优质源岩发育区)明显受控于海湾深水陆棚沉积相体系，表明有利沉积相带控制优质烃源岩韵发育。
2.2 有机质丰度
    有机质的丰度是判识烃源岩好坏最基本的参数，对页岩气藏来讲，有机质丰度更为关键。统计结果显示，页岩气含量与有机质丰度成正相关，即丰度越高，含气量越大(Charles Boyer等，2006)。统计的美国5大页岩气盆地有机质与含气量的关系也说明页岩中的TOC含量是页岩气成藏最基本的要素。但有机质丰度达到多少才能形成商业性页岩气藏，这个参数至关重要。目前，依据斯伦贝谢公司Charles Boyer等(2006)及Devon能源公司在页岩气藏的勘探开发实践，在确定有效页岩厚度时，将页岩的TOC＞2.0%确定为下限值，这一选值实际上相当于石油地球化学家在评定源岩等级时所确定的“好生油岩”标准。根据经验，笔者认为，这一标准虽然在今后的大量页岩气的勘探开发实践中，以及技术进步的前提下，可能还会有所变化，但从实际出发，在页岩气成藏条件研究或在确定有效页岩(纯页岩)厚度时，把TOC下限值选定为2.0%较为合理。
对上扬子地区下志留统龙马溪组有机碳含量统计，发现下志留统龙马溪组有机碳含量变化大，分布在0.1%～8.65%之间，多数大于1%。长宁-珙县地区钻探的长芯1井，通过对龙马溪组下部黑色页岩153m连续取心的有机碳含量分析(图3)同样反映出这种变化特征。在110m以浅，TOC含量处在1%～3%之间，平均为2%，110～153m井段(龙马溪组最底部)TOC均大于2%，平均值可达到6%。全井段统计，TOC＞2.0%的累计厚度可达80m，主要分布于龙马溪组下段(包括上奥陶统约10m的五峰组碳质页岩)，这将是形成页岩气藏最有利层段。
 

2.3 成熟度及生烃演化史
    对于热成因的页岩气藏，进入生气窗是页岩气成藏的必要条件。当沉积物经过埋藏进入成岩作用阶段、深成热解作用、后成作用阶段，成熟度升高，并在温度、压力条件下转化生成油气。按照Tissot生油理论，Ro＜0.7%，生油岩处于未成熟或低成熟作用阶段；0.7%＜Ro＜1.3%进入生油和生烃高峰阶段；1.3%＜Ro＜2.0%为湿气和凝析油带；Ro＞2%为干气带。当然，对于不同干酪根类型烃源岩进入湿气阶段的界限会有差异，一般处于Ro为1.2%～1.4%范围内。勘探实践以及研究结果显示，目前美国已发现的具有商业价值的、热成因的页岩气藏，大多分布在页岩成熟度(Ro)1.1%～3%的范围内，理论上成熟度大于3%通常被认为是页岩气的死亡线。
    据黄先平、王世谦等人(2002)研究，上扬子地区志留系页岩Ro平均已在2.5%以上，最为发育的川南泸州-宜宾-自贡地区，Ro值接近于1.8%，川东的涪陵-石柱，Ro值3.2%～3.8%，川东北的达川-万县地区已近4%。唯川北广元、旺苍-鄂西镇巴一带，志留系页岩Ro值尚小于2.5%，黔中麻江-瓮安、川东南的秀山、松桃及湘西吉首一带志留系页岩Ro值也小于2.5%，最低1.4%(革东)。
    最近钻井揭示的长芯1井志留系页岩成熟度显示，该区龙马溪组成熟度较高，Ro均在3.0%以上，平均已达3.21%，进入了过成熟演化阶段。
    下志留统页岩的沉积埋藏史和成烃史表明(王兰生等，2000)，志留系主要经历了3次大的构造抬升，即泥盆纪未、中侏罗世末和白垩纪末，尤其白垩纪末期构造抬升最大，导致目前志留系页岩的成熟度仍保持在白垩纪末期时的成熟状态。早二叠世末期，下志留统页岩处于低成熟阶段，Ro为0.5%～0.7%；三叠纪末，有机质进入成熟阶段，Ro为0.9%～1.1%，有机质达生烃高峰；早侏罗世末，页岩Ro值达1.3%，干酪根进入湿气-凝析油阶段；现今，页岩有演化进入过成熟晚期，液态烃已全部裂解为于气。
    从页岩气成藏的角度分析，四川盆地南部的泸州-宜宾-自贡地区，黔中麻江-瓮安、川东南的秀山、松桃及湘西吉首一带志留系成熟度低于3%，是页岩气藏形成较为有利的地带。从页岩成熟度总体进入高成熟演化的特征预测，预计未来在志留系页岩中发现的页岩气，不但是热成因型，而且将是成熟度很高的页岩气。
3 志留系储层特征
    页岩作为一种特殊的储集岩，一般呈现低孔、特低渗的物性特征，只有处于断裂带或裂缝发育带的页岩储层的孔隙度、渗透率有部分增加。富有机质页岩天然气裂缝类型多样，主要与生烃过程、地层孔隙压力、各向异性的水平压力、断层作用、褶皱作用等密切相关，裂缝发育程度对页岩气藏有效开发至关重要。页岩产生裂缝的能力，主要取决于页岩类型和矿物学特征。当页岩含有较少的膨胀性黏土矿物，较多的硅质等矿物时(一般30%～80%，如Fort Worth盆地Barnett页岩为40%～60%)，岩石脆性增强，产生裂缝的能力提高，裂缝网络比较容易产生。据统计，美国页岩矿物含量组成中，硅质含量平均40%～50%，甚至最高可达80%，正是由于这些高比例的有机硅，导致页岩表现为易于破碎和产生裂缝，并易于压裂改造的储层特征。
    上扬子地区除四川盆地外，其余地区勘探程度非常低，且无论是四川盆地还是四川盆地以外的探区，已往的油气勘探实践中，都没有把页岩地层当做有效目的储层对待。因此，开展页岩储层的研究甚少[3～4]。四川盆地长宁构造所钻的长芯1井8个志留系页岩样品的岩矿组成分析结果见表1。长宁构造龙马溪组页岩岩矿组成中，黏土最多，含量为26.5%～59.5%，平均48.25%，其次是石英，含量为20.5%～29.7%，平均25.3%，方解石含量为4.1%～26.9%，平均12.4%。与美国已知含气页岩相比，该井硅质(石英)含量偏少，而黏土(伊利石为主)含量偏高，根据美国经验，这似乎对页岩储层的脆性有影响。但仔细分析发现，该井的方解石总量较高，石英和方解石总量达37%，表明该套页岩具有脆性岩石组分。野外剖面可见风化破碎的龙马溪组笔石页岩，且在露头和长芯1井岩心上均可发现页岩高角度缝和微裂缝十分发育(图4)，揭示了该区页岩具有良好的脆性特征。
表1 四川盆地长芯1井志留系岩矿组成表
井段(m)
石英(%)
钾长石(%)
斜长石(%)
方解石(%)
白云石(%)
黄铁矿(%)
黏土矿物总量(%)
20
21.4
3.2
4.0
11.0
6.8
2.0
51.6
40
20.5
0.2
3.7
17.4
7.9
2.5
47.8
60
26.2
0.3
3.6
6.0
2.9
1.5
59.5
80
29.7
0.4
5.7
9.5
4.0
2.0
48.7
100
29.8
1.1
8.6
8.0
3.5
1.2
47.8
120
24.8
1.6
6.6
4.1
4.8
4.2
53.9
140
28.7
0
6.5
26.9
7.5
3.9
26.5
150
21.2
0.5
2.7
16.2
8.6
0.6
50.2
平均值
25.2875
0.9125
5.175
12.3875
5.75
2.2375
48.25
 

4 页岩气特征
4.1 页岩气显示
    已往的钻探证实，上扬子地区的四川盆地曾见到非常丰富的页岩气显示，如川南地区的阳高寺及九奎山高陡构造区以及五通场、太和镇、付家庙、大塔场、隆昌等地区，当钻遇裂隙较发育的龙马溪组黑色页岩层段时，普遍见气测异常、气侵、井涌和井喷。阳63井，在3505～3518.5m龙马溪组黑色页岩井段后效井喷，喷高25m，测试获日产气3500m3；隆32井的3164.2～3175.2m龙马溪组黑色碳质页岩段，中途测试获日产气1948m3。川南地区下志留统龙马溪组具有气显示井段的岩性，通常以黑色页岩及碳质页岩为主，间夹灰岩条带，岩屑中常见1%～7%的自形晶方解石和石英，推测其裂缝较为发育。另从页岩气显示井的分布看，除阳深2、阳63和阳9等3口井位于阳高寺和九奎山构造带以内，其余付深1、隆32、太15等3口井均属于川南地区的区域探井，分布范围大，表明页岩气显示的范围比较广泛。
4.2 页岩气含量
    页岩气的勘探生产价值取决于其中游离气和吸附气的含量，游离气的含量高低与其构造保存条件密切相关，而吸附气含量受温度、压力等环境因素影响，在相同情况下，吸附气量高低与有机质含量呈正相关。上扬子地区志留系烃源岩有机质丰度高，预计将会在构造保存条件差异较大的地区分别形成不同含气量及含气特点的页岩气聚集。在四川盆地，除已发现过去的老井在钻探志留系页岩段时具有丰富的气显示之外，目前完钻的长芯1井初步分析结果显示，在埋深浅于150 122龙马溪组页岩层段内，同样发现了页岩气存在的证据(表2)。8个页岩岩心的含气量实验结果显示(解析温度70℃)，每吨岩石含气量为0.08～0.25m3，平均为0.15m3/t。另从110m和120m岩样的甲烷碳同位素分别为-40.2‰和-52.3‰来看，页岩气应为热成因的天然气。有机质丰度与含气量的关系则显示(图5)，同美国页岩一样，同样具有有机碳含量与含气量呈正相关的关系，即有机质丰度越高，含气量越大。
表2 四川盆地长芯1井志留系页岩含气量表
序号
深度(m)
TOC(%)
含气量(m3/t)
甲烷碳同位素值(‰)
1
20
1.34
0.08
 
2
30
2.61
0.18
 
3
50
1.96
0.13
 
4
70
2.09
0.10
 
5
80
1.8
0.16
 
6
100
2.38
0.11
 
7
110
4.64
0.25
-40.2
8
120
5.9
0.20
-52.3
 

4.3 等温吸附曲线特征
    图6为长芯1井120m处所取岩心的等温吸附曲线(70℃等温)，该样品为志留系龙马溪组黑色页岩，有机碳含量为5.9%，成熟度为3.26%。在70℃等温条件下，随着压力增高，页岩吸附甲烷的能力(V)逐渐增大，在压力达到8.5MPa时，页岩的甲烷吸附能力达到1m3/t。通过与美国5大页岩气盆地的页岩等温吸附曲线对比可以发现，长芯1井志留系页岩的吸附能力除与圣胡安盆地白垩系Lewis页岩相近外，均低于其他盆地的页岩。究其原因，笔者认为很可能与成熟度有关。目前发现的进行商业开发的美国5大页岩气盆地的页岩，成熟度普遍不高，介于0.4%～1.9%之间。而热成因的页岩气藏，页岩成熟度较高，大多在1.1%以上，最高不超过3%。四川盆地长芯1井志留系页岩的成熟度过高，Ro达到了3.26%，已进入过成熟阶段，这可能是导致其吸附能力较低的主要原因。另仔细分析可以发现，美国5大页岩气盆地中圣胡安盆地白垩系Lewis页岩的成熟度最高，为1.6%～1.88%，其页岩的吸附能力则最小。
 

    利用上述长芯1井等温吸附曲线和所测页岩气含量，以及四川盆地及邻区志留系龙马溪组页岩有机碳含量大于2%的厚度和分布则可以对其页岩气资源进行估算，计算结果显示，志留系龙马溪组页岩气资源量为4.0×1012～12.4×1012m3。
5 结论
    遍布我国南方静水还原环境沉积的志留纪地层，在上扬子地区扮演着重要的角色。志留系尤其是下统的龙马溪组笔石页岩，在上扬子地区十分发育，这套页岩层不但是四川盆地非常重要的油气源岩[5～6]，而且具备形成页岩气藏优越的物质基础和地质条件，在下步页岩气勘探中应加倍关注和重视。
    1) 上扬子地区志留系具有良好的物质基础。志留系不但分布范围广，厚度大，而且有机质十分丰富。发育在静水缺氧环境中的志留系页岩，厚50～500m。其中有机碳含量大于2%的页岩，平均厚40～80m，主要分布在川东石柱-鄂西利川、川南泸州和川北镇巴地带，受控于海湾深水陆棚沉积相沉积体系。
    2) 上扬子地区志留系页岩成熟度较高，埋深不大(3000～3500m)，是现实的勘探目的层。尽管志留系页岩有机质热成熟度(Ro)平均已达2.5%以上，但上扬子地区东南部的黔中麻江-瓮安、川东南的秀山、松桃及湘西吉首一带Ro值仍小于2.5%，从页岩气成藏的角度分析，四川盆地南部的泸州-宜宾-自贡地区，黔中麻江-瓮安、川东南的秀山、松桃及湘西吉首一带志留系成熟度低于3%，是页岩气藏形成较有利的地带。
    3) 页岩气显示普遍。已钻探井证实，在志留系页岩井段见到非常好的气显示，阳深2、阳63、阳9、付深1、隆32、太15等井，在钻遇志留系页岩层段时，均见到气测异常、气侵、井涌或井喷现象。新完钻的长芯1井，也证实了浅层志留系页岩气的存在。
    4) 页岩气资源大，具有广阔的勘探前景。初步估算，上扬子地区的四川盆地及邻区志留系龙马溪组页岩气资源量为4.0×1012～12.4×1012m3，勘探潜力巨大。
参考文献
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(本文作者：王社教1 王兰生2 黄金亮1 李新景1 李登华1 1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院)