陕南西乡-镇巴地区龙马溪组页岩气成藏地质条件评价

陕南西乡-镇巴地区龙马溪组页岩气成藏地质条件评价谢青;许锋;王宁;许婷;黄薇【摘要】西乡-镇巴地区位于华南板块扬子陆块北缘,构造系统复杂,黑色页岩较发育,前人对其页岩研究较少.利用野外调研、钻测井及实验等方法,结合前人研究成果,以西乡-镇巴地区龙马溪组页岩为研究对象,对其烃源岩、储层特征及保存条件等进行了详细分析.研究结果表明:研究区页岩厚度大、分布广,烃源岩有机质丰度高、成熟度高,有机质类型主要为Ⅰ型干酪根,也有部分Ⅱ型.储层脆性矿物含量高,天然裂缝较多,粘土矿物含量相对少,主要为伊利石,其次为绿泥石和伊蒙混昆层;孔隙度、渗透率较低,属低孔、低渗储层.成岩作用类型主要有压实-压溶作用和有机质成熟作用.保存条件良好、埋深厚度大、岩性致密、封闭性较好.研究区龙马溪组具备较好的页岩气成藏地质条件.【期刊名称】《矿产勘查》【年(卷),期】2018(009)009【总页数】8页(P1675-1682)【关键词】页岩气藏;烃源岩;储集条件;龙马溪组;西乡-镇巴地区【作者】谢青;许锋;王宁;许婷;黄薇【作者单位】陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054【正文语种】中文【中图分类】P618.130 引言我国南方油气资源长期以来引人注目，也是我国页岩气取得重大突破的区域，备受地质学者或专家的重视，其主要原因就是因为南方地区发育有良好的下古生界海相页岩，具有形成大型油气田良好的物质基础（王博，2010）。

据前人研究，四川盆地页岩气主产层位主要有寒武系牛蹄塘组和志留系龙马溪组，且中石化在焦石坝实施的第一口页岩气井——焦页1井钻获高产页岩气，焦页1井开采层位即志留系的龙马溪组（王聚杰，2016）。

下寒武统页岩是四川盆地的主要烃源岩，其具有厚度大、分布广、成熟度高、品质高、生气潜力大的特点，是较好或好的生气烃源岩（李玉喜等，2009；吴陈君等，2014）。

依据前人对华南地区（主要为四川盆地）的研究，得到了大量有关页岩分布和生烃有机质特征的研究成果，与美国各盆地页岩气藏对比，四川盆地含气页岩具备较好的页岩气成藏条件（表1），普遍认为下古生界海相页岩是华南地区最主要的烃源岩，同时也具有页岩气勘探前景。

根据前人研究，西乡—镇巴地区具有生烃潜力的海相页岩主要有4套，即下寒武统黑色碳质页岩、上奥陶统—下志留统龙马溪组黑色笔石页岩（王博，2010），下二叠统栖霞组中上部至茅口组底部碳酸盐岩页岩、上二叠统吴家坪组和大隆组泥质页岩和长兴组碳酸盐岩页岩。

前人对川东、川南、黔西北等地区的龙马溪组页岩研究较多，但对其在陕西西乡-镇巴地区的页岩研究甚少，尤其对其页岩气的生、储层等成藏条件尚不明确。

中国地质调查局在镇巴县寒武系牛蹄塘组镇地1井中首次发现了寒武系页岩气藏，所以也有必要对该地区的龙马溪组进行研究。

本文以陕西省南部西乡-镇巴地区龙马溪组页岩为主要研究对象，以页岩气生-储层特征分析、保存条件评价为主线，采用野外调研、钻测井及实验分析方法等，结合前人研究成果，对研究区的页岩分布、厚度、埋深，烃源岩和储层特征等方面进行深入分析，其结果将为以后在该地区开展（页岩气）勘探开发工作奠定理论基础。

表1 美国各盆地与中国四川盆地含气页岩主要地质特征对比表盆地页岩名称厚度／m 总有机碳（TOC）／% 埋深／m 有机质类型镜质体反射率／% 构造运动沃斯堡 Barnett 61～91 1～4.5 1981～2591 Ⅱ型 1.1～1.4 简单密执安 Antrim 48.8 0.2～20 183～671 Ⅰ型 0.4～1.6 简单圣胡安 Lewis 152～579 0.5～2.5 91～1829 Ⅱ型 1.6～1.88 简单四川盆地龙马溪组 30～120 1.88～4.36 1600～8000 Ⅰ型 2.6～3.6 复杂牛蹄塘组 20～200 1.5～5.7 2500～10000 Ⅰ型 3.0～4.2 复杂中国地质调查局标准＞15m ＞2.0 500～4500 0.5～3.51 区域地质背景研究区位于华南板块扬子陆块北缘，扬子陆块在大约25亿年的地质演化历史中，经历了前南华纪基底形成、南华纪-中三叠世（盖层沉积）、晚三叠世以来（环扬子周缘冲断带形成）三大阶段（黄磊和申维，2015；沈娟等，2017）。

基底由新太古代—古元古代片麻岩、混合岩，中元古晚期至新元古代早期为变质火山-沉积岩及同期侵入杂岩一起构成，自南华纪开始接受地台盖层沉积，发育了陆表海、陆缘海向内陆盆地转化的稳定型沉积，并伴随着区外北侧商丹洋的形成、消减、俯冲，华北板块与华南板块的碰撞（李婷，2010；吴新斌等，2013），扬子陆块出现间歇性整体隆升剥蚀，导致上寒武统、中上志留统、泥盆系、石炭系等地层缺失。

而其构造格架主要是印支—燕山期由板内陆／陆叠覆“A”型俯冲形成的（图1），也是秦岭造山带、扬子陆块、松潘-甘孜造山带三者长期相互作用的结果。

龙马溪组见于汉南-米仓山基底隆起周缘外侧及陕西省南郑县黎坪、漆树坝、镇巴县凉桥、八卦梁、余家大梁、松树，西乡县洋溪及四川省南江县桥亭等地，主要岩石组合为一套黑色碳硅质页岩夹碳硅质岩。

图1 研究区大地构造位置图（据张国伟等，2001；刘树根等，2001；汪泽成等，2004；董树文等，2006）2 沉积相晚奥陶-早志留世龙马溪期是继晚奥陶世以来上扬子地区盆山格局发生重大转变的时期，黔中古隆起、川中古隆起等较前期扩大，上扬子海域被古隆起围限，为一局限海盆，海域面积缩小，古隆起外缘为陆棚浅海和陆架边缘海（闫剑飞等，2010）。

沉积相展布严格受古隆起控制，扬子周缘隆起不断上升，陆缘碎屑物不断增多，沉积相由靠近古隆起的潮坪相向周缘变为浅水陆棚相、深水陆棚相，地层厚度由东南向西北呈逐渐减薄的趋势（图 2）。

研究区龙马溪组主要为深灰色—黑色含碳硅质页岩、硅质岩、碳质页岩夹粉砂岩条带，普遍含碳质、含黄铁矿晶粒及结核，局部黄铁矿成层分布，底部硅质岩中有放射虫。

发育纹层状层理、水平层理并且含丰富笔石化石，属深水陆棚环境，向上水体变浅。

本次根据页岩岩性、颜色及有机地球化学特征的不同，综合分析区域资料及四川盆地内前人沉积微相划分方案，自下而上将其又划分为2个微相带—炭泥质陆棚微相和砂泥质陆棚微相（图3）。

3 烃源岩特征3.1 烃源岩分布及特征我国南方地区发育有良好的下古生界海相页岩，具有形成大型油气田良好的物质基础。

前人对华南地区（主要为四川盆地）页岩进行了深入研究，普遍认为下古生界海相页岩是华南地区最主要的烃源岩，同时也具有页岩气勘探前景（李荣西等，2013）。

龙马溪组页岩在研究区西部见于汉南—米仓山基底隆起周缘西乡县大河镇、南郑县福成镇一带，黑色页岩厚约20～30 m，其中有机碳含量（TOC）大于2%的有效烃源岩厚约7～15 m（图3）。

在东部分布于镇巴县凉桥、小洋坝等地，黑色页岩厚约60 m，其中TOC大于2%的有效烃源岩厚约15 m。

自西向东龙马溪组页岩厚度增加，但有效烃源岩厚度变化不大。

3.2 地球化学特征研究区龙马溪组页岩有机碳含量（TOC）主要为0.50%～4.0%，平均为2.36%。

TOC含量分布在2%以下的占样品总数的43.48%，47.83%的样品TOC含量介于2%～4%之间，8.70%的样品TOC含量大于4%，说明了龙马溪组富有机质页岩的TOC含量较高。

氯仿沥青“A”中饱和烃+芳香烃含量为16.36%～49.92%，平均为35.11%，饱／芳比为1.25%～8.20%，平均为3.29%，表明其有机质类型为混合型，既来源于浮游植物，也来源于海相藻类堆积物。

图2 四川盆地及周缘地区龙马溪组沉积相图图3 西乡县大河镇龙马溪组综合柱状图据干酪根镜检方法，龙马溪组页岩干酪根含大量的腐泥组，为95%以上，少量的镜质组为1%～5%（表2）。

根据干酪根TI指数判断龙马溪组页岩有机质类型主要为Ⅰ型。

据页岩H／C和O／C原子比分别为 0.85～1.63（平均1.10）和0.11～0.25（平均0.15），干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型（图4）。

总之龙马溪组页岩有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，为生烃有利类型，同时也有一定的Ⅱ型。

龙马溪组富有机质页岩总体演化程度较高，镜质体反射率（Ro）为 2.23%～2.57%，平均为2.46%，主要处于过成熟演化阶段，天然气以干气为主，但小于3%，说明其还有较强的生烃能力。

岩石热解烃峰温（Tmax）为430～532℃，平均为465℃，说明其处于过成熟演化阶段，与Ro测试结果一致。

表2 龙马溪组页岩干酪根显微组分分析及有机质类型样品编号腐泥组／%壳质组／%镜质组／%惰质组／%类型指数类型PM01-1 95 0 5 0 91.3 Ⅰ型PM01-2 96 0 4 0 93.0 Ⅰ型PM04-1 97 0 3 0 94.8 Ⅰ型PM04-2 98 0 2 0 96.5 Ⅰ型PM06-1 97 0 3 0 94.8 Ⅰ型PM06-2 99 0 1 0 98.3 Ⅰ型PM09-1 96 0 4 0 93.0 Ⅰ型4 储层特征页岩不仅可以成为优质烃源岩，也可以成为良好的储集岩，其储集能力对页岩油气聚集成藏具有决定性作用。

图4 研究区龙马溪组页岩干酪根O/C-H/C关系图4.1 岩石矿物学特征龙马溪组黑色页岩主要成分为石英、粘土矿物和长石以及少量的菱铁矿，其中石英含量为55%～75%，粘土矿物含量为24%～38%，长石含量为6%，菱铁矿含量为0～1%。

脆性矿物成分含量较高，有利于页岩气的开采。

页岩中粘土矿物主要为伊利石，其次为绿泥石和伊蒙混层（表3）。

伊利石的相对含量为64%～92%，平均为77.3%；伊蒙混层含量为2%～23%，平均为9.70%；绿泥石含量占粘土总量的1%～34%，平均为13%。

伊蒙混层中主要为伊利石层，其占伊蒙混层含量的90%～95%，平均为91.70%。

龙马溪组页岩有较高含量的伊利石和伊蒙混层，有利于提高页岩的吸附性能，对吸附气的保存较为有利。

4.2 孔隙类型及结构特征通过扫描电镜观察，龙马溪组微观孔隙较为发育，孔径依孔隙类型不同而不同。

龙马溪组页岩矿物基质孔隙类型主要有粒内孔、粒间孔，为页岩气的储集提供了良好空间（图5）。

龙马溪组页岩内大量发育由颗粒部分或全部溶解形成的溶蚀孔（图5a，b，d，f，h，i），溶蚀孔孔径较大，伊利石化的长石颗粒溶蚀孔疑似方解石或白云石颗粒几乎被完全溶蚀，而形成近菱形的溶蚀孔。