上扬子区下寒武统筇竹寺组页岩气成藏条件_工程实践

摘要

摘要：页岩气是未来中国天然气储量增长重要的和现实的可接替新领域。利用中国上扬子地区下寒武统筇竹寺组黑色页岩的地质、钻井气显示以及有关地化分析数据，剖析了该区页岩气藏

摘要：页岩气是未来中国天然气储量增长重要的和现实的可接替新领域。利用中国上扬子地区下寒武统筇竹寺组黑色页岩的地质、钻井气显示以及有关地化分析数据，剖析了该区页岩气藏形成地质条件，认为上扬予区下寒武统筇竹寺组黑色页岩发育且区域分布稳定，并呈现出川南、黔北及湘鄂西3个与“海湾体系”密切相关的“优质源岩”分布区，是页岩气成藏最有利的地区；威远及黔西北毕节-大方一带在勘探震旦系灯影组气藏过程中，钻至下寒武统筇竹寺组页岩中普遍见气侵、井涌等不同级别的气显示，部分黑色页岩层段密闭取心测试含有低-中等商业性吸附气含量(O.4～0.83m³/t)，尤其是威远地区九老洞组页岩中含气显示分布特点表明其不受气水边界及构造因素控制，而与有效页岩分布密切相关。综合研究后认为川南、黔北可作为中国页岩气藏近期突破的重要选区。

关键词：中国；上扬子地区；页岩气；寒武纪；成藏条件；取心

0 引言

笔者阐述的上扬子区范指以四川盆地为主体，并涵盖滇黔桂及湘鄂西部分地区。鉴于页岩气藏分布不受构造因素控制及与有效页岩分布面积相当的特点。依据上扬子区下寒武统筇竹寺组沉积时期具有相似的大地构造条件及相近的古生态、古气候和古沉积环境的石油地质条件，以四川盆地及其邻区为主体，从下寒武统筇竹寺组对比变化、并依据早期常规油气勘探过程中所取得的地质、有机地球化学及测录井显示等实际资料，结合北美陆台页岩气的成藏机制及特点，对比评价本区筇竹寺组页岩气成藏的可能性及其有利地区的优选。

1 地层

笔者重点简介四川盆地及其邻区下寒武统筇竹寺组，该组由于其区域上岩性、岩相、层序地层特征、生物群落面貌存在分区差异，从而造成本区筇竹寺组命名不一。但由于区域上相似的古气候、古环境等因素控制，故从层序地层总体面貌看来，可比共性仍然突显。如四川盆地及其邻区筇竹寺组岩性明显具三分性，底部为一套含磷硅质条带白云岩、磷块岩、砂质白云岩及碳质页岩。中下部为黑色页岩及碳质页岩并见球状泥灰岩结核。中部为深灰-灰黑色砂质或粉砂质页岩为主，偶夹钙质砂岩、细砂岩及白云岩。上部为灰-灰黑色砂岩、云质粉砂质并夹绿-紫红色粉砂岩、细砂岩、紫红色自云岩，俗称寒武系“下红层”。本组在区域上的电性特征是底部含磷段及中下部黑色页岩段自然伽马值集中分布于70～150API。

为了进一步阐明四川盆地及其周缘下寒武统筇竹寺组地层厚度及岩性变化，笔者引用西南石油综合研究大队(1970)所编制的“四川及其邻区寒武系对比简图”，重点阐述下寒武统筇竹寺组厚度及岩性变化。该图从云南东部开始到普格大槽河-川西雷波-峨眉-川北广元-勉县大河坝-南江杨坝-镇巴河坪-城口石溪河-湖北宜昌石牌-咸2井-川东秀山-开阳用沙坝-遵义金顶山-湄潭。该对比剖面以四川为核心，横跨云南、四川、湖北和贵州四省区，共计15条对比剖面，基本上把四川盆地及其周缘寒武系变化得到清楚展示。尤为可贵的是：该对比剖面十分清楚的从沉积岩性及厚度上展示了下寒武统筇竹寺组沉积时期，川北(广元-南江)深水陆棚沉积相带、川东-鄂西(城口-咸丰-秀山)深水陆棚沉积相带的沉积特点^[1]。各剖面下寒武统筇竹寺组厚度、黑色页岩和碳质页岩厚度统计表明，四川盆地及其周缘下寒武统筇竹寺组虽然岩性、岩相及其厚度均有较大变化，但依据古生物区系变化、岩性岩相特征仍基本可以对比。尤其与川南地区下寒武统九老洞组变化相联系，从中可以揭示出盆地周缘下寒武统筇竹寺组变化呈现如下规律。

1.1 川北广元田坝-南江沙滩一带筇竹寺组具深水陆棚沉积特点

川北广元田坝筇竹寺组(未见底)地层剖面厚达1125m，其中含沥青黑色页岩厚达100m。1966年在广元田坝构造田1井331.02～335.50m井段钻进中，泥浆槽面捞轻质油约30L，并伴有少量天然气，点火见橙黄色火焰，高1.5m。因该井系大沥青脉(宽8m)附近开钻，推测可能属沥青封堵油气藏。与之相邻的勉县大河坝筇竹寺组厚600m，黑色页岩50m。南江沙滩剖面筇竹寺组厚500m，黑色页岩75m。梁狄刚(2008)等对此剖面进行了连续取样并采用地球化学法标定，该剖面泥页岩TOC含量大于0.5%的连续厚度为90m；TOC＞1.0%的泥页岩连续厚达60m；尤为重要的是该剖面下部T0C＞2.0%连续分布的泥页岩厚达44m^[2]，这是页岩气成藏的物质基础。该区筇竹寺组沉积厚度大，且细粒沉积发育，有机物质丰富，表明其应属深水陆棚沉积。

1.2 川东-鄂西下寒武统石牌组及水并沱组具相似的沉积环境和条件

川东北城口石溪剖面相当于下寒武统筇竹寺组的石牌组+水井沱组厚775m(石牌组厚250m，水井沱组厚525m)，其中黑色页岩累计厚度475m(石牌组厚100m，水井沱组厚375m)。鄂西咸丰咸2井剖面，下寒武统石牌组+水井沱组厚1075m，其中石牌组厚575m，黑色页岩厚200m；水井沱组厚500m，黑色页岩厚350m。由此可见，鄂西咸丰咸2井剖面与川东北城口石溪河剖面相似，不仅下寒武统石牌组和水井沱组厚度大，且其中的富含有机质黑色页岩也十分发育，由此表明，川东-鄂西地区下寒武统沉积时期具有相似的深水沉积环境。

值得提出的是，梁狄刚等(2008)对川东秀山溶溪、黔东北松桃盘石和湘西吉首默戎等下寒武统水井沱剖面泥页岩的TOC含量进行了标定，其结果是：秀山溶溪水井沱组厚428 m，有机碳含量分布范围在0.63%～8.77%之间，其中TOC＞0.5%的泥页岩厚度100～200m；TOC＞2.0%的厚度20m。黔东北松桃盘石水井沱组厚325m，泥页岩中TOC含量分布在0.5%～13.5%之间，其中TOC＞0.5%的泥页岩厚120～140m；TOC＞1.0%的泥页岩厚度120m；TOC＞2.0%的泥页岩厚50m。与之相邻的湘西吉首默戎水井沱组厚225m，泥页岩中TOC含量分布于0.63%～7.95%之间，其中TOC＞0.5%的泥页岩厚195m；TOC＞1.0%的泥页岩厚170m；TOC＞2.0%的泥页岩厚40m。这些资料不仅标明该区下寒武统水井沱组沉积时泥页岩相对较发育，且其有机物源丰富，沉积环境及保存条件较好，水体较深，为川东-鄂西下寒武统的深水陆棚沉积环境提供了有力佐证。

2 筇竹寺组页岩有机质丰度及其有效厚度分布

根据R.L.Gareth等(2008)^[3]对加拿大不列颠哥伦比亚省下白垩统Buckinghorse组及与其相当的页岩气成藏机理研究中，提出页岩中的含气量(包括吸附气及游离气)与其TOC(%)含量呈正相关。研究表明：影响页岩气成藏因素很多，但其TOC含量应是控制页岩对甲烷吸附能力的地质主控因素。

笔者在研究上扬子区下寒武统筇竹寺组页岩气成藏条件分析时，首先根据黄籍中等(2006)^[4]、梁狄刚等(2008)^[2]和黄先平、王世谦等(2002)对筇竹寺组页岩有机质丰度及其热成熟度的研究资料，结合美国从事页岩气勘探开发油公司所确定有效页岩有机质丰度下限值等资料，并结合中国海、陆相源岩有机质丰度分布的实际，进行了上扬子区下寒武统筇竹寺组页岩有效厚度分布研究。

2.1 页岩气成藏有效页岩有机质丰度下限值的确定

据Charles Boyer等(2006)^[5]把源岩有机质丰度定为6级，即TOC＜0.5%为很差；0.5%～1%为差；1%～2%为一般；2%～4%为好；4%～12%为很好；TOC＞12%为极好。美国从事页岩气藏勘探开发的油公司一般将有效页岩TOC含量下限值确定为2.0%。笔者采用这一下限值，并依据上扬子区下寒武统筇竹寺组页岩TOC含量实测标定资料及相应厚度分布，编制了该区筇竹寺组页岩TOC≥2.0%的页岩厚度分布图(见图1)。

2.2 上扬子区下寒武统筇竹寺组页岩的分布特点

由图可知，上扬子区筇竹寺组TOC＞2.0%以上的黑色页岩厚度分布呈现3个高值区：即第一高值区分布于川南泸州-宜宾-珙县一带。该区九老洞组(相当于筇竹寺组)TOC＞2.0%以上的黑色页岩累计厚度一般60～80m，且表现出由北向南有增厚趋势；第二高值区分布于黔中-麻江-瓮安一带，TOC＞2.0%以上黑色页岩累计厚度80～100m(瓮安朵顶观剖面牛蹄塘组黑色页岩TOC＞2.0%以上累计厚度达105m)；第三高值区分布于湘鄂西的咸丰-巫山-城口一带，TOC＞2.0%以上黑色页岩累计厚度60～80m。值得提出的是，上扬子区下寒武统筇竹寺组TOC＞2.0%以上的黑色页岩厚度分布3个高值区与中国南方早寒武世的“海湾体系”分布相吻合，从而表明“海湾体系”是上扬子区海相优质烃源岩发育的有利区。

3 威远气田筇竹寺组页岩层段气显示

威远气田是20世纪60年代发现的气田，主要产层为震旦系灯影组，气源为下寒武统九老洞组黑色页岩。据统计，目前气田已有钻井157口，其中107口井钻穿下寒武统九老洞组。经逐井复查，钻穿九老洞组的107口井中，有29口井的50个页岩井段出现过气测异常、气侵、井涌等不同级别的天然气显示。据不完全统计，显示井占钻穿九老洞组总井数的27.1%，表明页岩井段中不同级别的气显示比较普遍。

3.1 威远构造九老洞组(相当手筇竹寺组)页岩系统中的气显示

根据气显示的层段分布、岩性及其显示井段厚度等资料分析，在威远地区，一般页岩井段的气显示层段为2～3段，个别多达5段(如威13井)；从气显示层段的岩性看来，既有黑色页岩、碳质页岩，又有含粉砂质页岩及粉砂质页岩，故笔者援引了J.B.Curtis等(2002)^[6]称其为“页岩系统”(包括黑色页岩及其夹层粉砂质页岩)。

从气显示的级别分析，显然是气显示级别越高，其页岩系统的裂缝愈发育。井涌级及井喷级的显示井段，一般属页岩中裂缝及微裂缝发育段。如威远地区威5井(靠近威远构造轴部)，在九老洞组下部(2797.4～2797.6m)黑色碳质页岩中，裂缝发育，见它形晶白云石和石英，钻井放空0.2m，微漏后井喷，喷高15～22m，中途测试，日产气2.46m³。黔西北大方构造方深1井，下寒武统牛蹄塘组(相当于筇竹寺组)，TOC含量为3%～8.02%，累计厚度70m，埋深1800m，1975年该井钻至牛蹄塘组1723.4～1726.7m井段的黑色页岩中发现气测异常，泥浆槽面出现大量雨状气泡，燃之呈蓝色火焰，甲烷含量38%，电测解为气层。

综合上述资料，笔者认为，上述两个地区，特别是威远地区，在九老洞组页岩系统中具气测异常、气侵、井涌和井喷等不同显示级别的井竟达29口，如此频繁的气测异常显示显然与页岩系统本身的含气性有关。即气源系来自黑色页岩的自生、自储和自盖。并以吸附态和游离态赋存于页岩系统中，其已具备页岩气藏的基本特点。

3.2 威远气田下寒武统九老洞组页岩井段气显示的平面分布

威远气田位于威远县、资中县和荣县之间，四川盆地中央隆起带西南部，是盆地内最大的背斜构造。以震旦系顶面计算，闭合面积为850km²。

前已述及，威远气田钻穿下寒武统九老洞组的107口井中，有29口井在九老洞组页岩中的不同井段出现了不同级别的天然气显示，笔者将这些显示井分别标注在威远气田震旦系顶面构造图上(图2)。由图可见，九老洞组页岩气显示井的平面分布及显示特点与下伏震旦系气井的分布控制因素完全不同。九老洞组页岩中的气显示井不仅在构造的轴部、翼部及气水边界内有分布，尤其值得注意的是在该气田气水边界外的东、西、南、北各个方向均有显示井分布。如威远构造西南的威18井已远离威远气田的气水边界达16km，但在九老洞组的中部和下部还是出现了3个强烈的气显示井段(两个气显示段达井涌、1段为气侵)。其中3361.5～3363.5m显示段，在钻井过程中放空0.3m，并发生井涌。气测全烃由55%增至100%，泥浆喷出转盘面0.5m，气侵、井涌猛烈，且持续井涌时间长达2a。

由图2还可见到，在威远气田东部的威4井，已离气水边界8.4km，在九老洞组中下部3048～3103.25m和3156～3163.7m见两段气侵显示，在井深1686.25m的下志留统龙马溪组笔石页岩中也出现了气测异常。

威远气田北部远离气水边界5km的威15井在九老洞组2999.5～3068m井段出现气测异常。在威远气田南部气水边界2km以外的威14井九老洞组中下部的2839.5～2858m井段也出现气侵。

综上所述，威远地区下寒武统九老洞组页岩气显示的平面分布特点是不受构造及气水边界控制。研究认为，这种普遍而强烈的气显示与该区下寒武统九老洞组页岩的有效分布范围密切相关，这正是页岩气藏的形成分布重要特点之一。而气显示强烈程度与页岩系统的岩性组成、天然裂缝发育程度、基质孔隙及地下页岩潜能紧密相关。威4井下志留统龙马溪组笔石页岩系统中亦出现良好的气测异常的事实，不仅说明其不受威远构造控制，同时还揭示出该区东南部下志留统龙马溪组残留厚度较大的地区，亦可能是龙马溪组页岩气藏有利富集区(志留系龙马溪组页岩气的成藏条件另有专文论述)。

4 结论

上扬子区下寒武统筇竹寺组下部黑色页岩有机质丰度高(TOC含量分布于2%～23%之间)，TOC＞2.0%的黑色页岩累积厚度80～100m，并在川南、黔北和湘鄂西出现与筇竹寺期“海湾体系，，密切相关的3个页岩厚度高值区。这3个地区是页岩气成藏最有利地区。

威远构造下寒武统九老洞组黑色页岩井段中广泛的气测异常、气侵、井涌和井喷等不同级别的气显示表明，除这些页岩层段具较发育的天然裂缝之外，该页岩系统中含有一定数量的以吸附(游离)相态赋存的天然气。如威-01-2井九老洞组3140.19～3306.58m3筒密闭取心(岩性为含粉砂质黑色页岩)的吸附气量测定中，3筒岩心分为13次含气量测定，测试平均结果分别为0.43m³/t(3次)、0.83m³/t(5次)和0.40m³/t(5次)。由此看来，威远地区下寒武统九老洞组下部含粉砂质黑色页岩中含有一定数量的页岩吸附气，这已是不争的事实。

威远地区下寒武统九老洞组页岩层段气显示平面分布特点表明：该区不仅在震旦系灯影组顶面构造及其气水界面内的探井有显示，在构造边界外2～18km距离仍有显示，且其显示的级别并不因为距气水边界远而降低。事实说明，该区页岩中的气显示并不受构造因素控制，而与其有效页岩分布相关。事实再次表明，这正是页岩气藏的重要成藏特点之一。

综上所述，中国上扬子区下寒武统筇竹寺组下部黑色页岩及碳质页岩具备形成页岩气藏的地质-地球化学条件，当务之急是选择经济效益和技术条件更有利地区进行先导试验，以期尽快在该领域获得新的突破。

在成文过程中，还参考了以下资料：王世谦等，《主要含油气盆地资源评价附件之11——四川盆地油气资源评价》，中国石油西南油气田公司，2002；《四川盆地及其邻区寒武系综合评价》，中国石化西南分公司石油地质综合研究大队，1970。

参考文献

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[6] CURTIS J B. Fractured shale-gas systems [J]. AAPG，2002，86(11)：1921-1938.

(本文作者：程克明¹ 王世谦² 董大忠¹ 黄金亮¹ 李新景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)