川东南-湘鄂西地区主要页岩层系埋藏史分析

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湘鄂西区寒武系层序划分及其对油气勘探的意义

Ｊｕ１．，２０１３
ｄｏｉ：１０．１１７８１／ｓｙｓｙｄｚ２０１３０４３７２
湘鄂西区寒武系层序划分及其对油气勘探的意义
王必金，包汉勇，郭战峰，陈绵琨
（中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司，武汉４３０２２３）
摘要：通过对湘鄂西区寒武系大量露头和钻井剖面的系统分析及对寒武系主要储层样品和下部暗色泥页岩样品的分析测试，认为湘鄂西区寒武系可划分为６个三级层序，其层序界面主要为不整合面和岩性转换面；鲕粒云岩／灰岩是寒武系物性最好的储集岩，其主要分布于ＳＱ５的海侵体系域，另外在ＳＱ４和ＳＱ５的高位体系域也有少量发育；寒武系下部暗色泥页岩中有机碳含量相差悬殊．丰度较高的暗色泥页岩主要分布于ＳＱ１高位体系域，之上的泥页岩有机质丰度均较低。发育了较厚鲕粒云岩／灰岩的ＳＱ５海侵体系域是常规油气勘探的主要目的层．而有机碳含量较高的ＳＱ１高位体系域为页岩气勘探的主要目的层。
第３５卷第４期２０１３年７月
文章编号：１００１－６１１２｛２０１３）００－０３７２－０６
石油窈劈
弛届
Ｖｏｌ｜３５．Ｎｏ．４
ＰＥＴＲｏＬＥＵＭＧＥｏＬｏＧＹ＆ＥＸＰＥＲＩＭＥＮＴ
关键词：层序地层；储层；页岩气；寒武系；湘鄂西中图分类号：ＴＥｌ２１．３＋４文献标识码：Ａ

鄂西_湘西北地区二叠纪栖霞期岩相古地理

第 13 卷第 5 期 2011 年 10 月
文章编号： 1671－1505 （ 2011 ） 05－0551－12
古
地
理
学
报
JOURNAL OF PALAEOGEOGRAPHY
Vol. 13 No. 5 Oct． 2011
鄂西 — 湘西北地区二叠纪栖霞期岩相古地理
韦恒叶
1， 2
*
陈代钊
1
1 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源重点实验室，北京 100029 2 东华理工大学地球科学学院，江西南昌 330013
* 谨以此文祝贺张鹏飞教授九十华诞国家自然科学基金项目（编号： 40839907 ）资助收稿日期： 2011－05－03 改回日期： 2011－06－28
552
古
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2011 年 10 月
consists of medium-to thickbedded limestone bearing bioclasts and thickbedded lime mudstone． This facies is characterized by skeletal grains of crinoids， bryozoans and small foraminiferas， but is lack of the hummocky crossstratification． The outer ramp facies consists of marlstone interbedded with thinbedded lime mudstone bearing bioclastic grains of thinshelled brachiopods． Basinal facies is characterized by darkgrey marlstone intercalated with black calcareous shales． These features suggest a low energy protecorder sequences （ S1 ，S2 and S3 ） were identited carbonate ramp （ or shelf） environment． Three thirdfied in the Qixia and Lower Maokou Formations，each spanning about 2 Ma． These sequences are dominantly composed of the lower transgressive and upper highstand systems tracts． The basal sequence S1 was deposited during the initial transgression of Qixia Age，during which the carbonate ramp was established， developing intrashelf basin in the western Hubei area． Then an overall mild shallow carbonate ramp （ or shelf） environment predominated over as the intrashelf basin was filled up during S2 deposition． Sequence S3 was deposited during the largestscale transgression in the Late Paleozoic， resulting in an apparent deepening in water depth． The deep outer ramp was then established once again and expanded in a mushroomshaped area in Sangzhi－Changyang－Jingzhou－Changde area． Key words lithofacies palaeogeography， sequence stratigraphy，carbonate rock ramp， Qixia Age， Wei Hengye，born in 1980 ，is a Ph. D． candidate and is engaged in carwestern Hubei－northwestern Hunan About the first author bonate sedimentology and sedimentary geochemistry． Email： weihengye@yahoo. com. cn．对中国南方二叠纪栖霞期层序地层（陈洪德等， 1999；邓红婴和寿建峰，1999；李祥辉等，1999 ）和岩相古地理（王立亭等，1994；冯增昭等，1997，陈洪德等，1999；胡书毅和田海芹，1999； Wang and Jin，2000；马力等，2004 ）的研究已经开展了几十年，取得了大量的成果。目前，栖霞组被细分为 3 个三级层序，栖霞期的岩相古地理研究业已精确到体系域的作图单元（陈洪德等，1999）。牟传龙等（ 1997）曾对湘、鄂、赣 3 省的岩相古地理进行了分析，周雁等（ 2005 ）对中扬子地区层序地层进行了研究，田望学等（ 2007 ）对鄂西地区层序地层进行了划分。对于鄂西—湘西北地区来说，其地理位置临近上二叠统长兴组的川东气田群，而且鄂西地区中二叠统栖霞组下部发育一套有机碳含量较高的烃源岩（韦恒叶等，2011），因此，进行层序和岩相古地理研究有助于揭示该区的油气聚集规律。在前人工作的基础上，文中通过详细的岩相和沉积相分析，从旋回地层的角度，建立了鄂西—湘西北地区栖霞组至茅口组下部的层序地层格架，并在三级层序框架内开展古地理研究。

湘鄂西寒武系页岩气评价及研究

湘鄂西寒武系页岩气评价及研究摘要：湘鄂西寒武系优质页岩勘探开发区域集中于鄂西、桑植-石门地区，在湘鄂西地区的多口井的多个海相地层位获页岩油气显示，揭示了湘鄂西地区泥页岩储层中赋存有丰富的油气资源。

现有资料表明，常压井反映出高吸附气占比、高返排、高水平应力差等特征，页岩气井压后普遍低产。

因此需要针对常压页岩气储层开展测井地质综合评价研究，建立湘鄂西常压页岩气储层评价技术。

关键词：页岩气；寒武系；电成像；元素测井；TOC；自然伽马能谱0 引言湘鄂西地区受多期构造叠加作用影响，地层高陡、断层发育等，湘鄂西地区页岩气保存条件破坏严重。

工区储层评价主要面临以下困难：（1）缺乏由点及面的湘鄂西区块寒武系页岩测井岩石物理特征规律性研究，各主要区块间综合对比分析研究较少。

针对寒武系的页岩储层研究较少，缺乏相关的页岩优质储层识别和测井评价研究。

（2）储层电阻率变化范围较大，且与含气性关系不明显。

电阻率数值高低，是否与含水饱和度有关，还有待结合试气、岩心分析数据进一步开展研究。

（3）湘鄂西区块纵向页岩层系较多，页岩类型复杂，无标准的解释模型。

目前没有建立湘鄂西寒武系页岩评价体系与解释评价标准。

通过对湘鄂西地区寒武系页岩储层的研究，形成测井评价体系，对本区的页岩气勘探和水平井开发才能起到巨大的推进作用。

鄂西宜昌地区寒武系出露齐全、连续，且岩石类型多样、化石丰富，是我国寒武系的标准剖面之一，自下而上划分为水井沱组、石牌组，天河板组、石龙洞组、覃家庙组和三游洞组。

1 页岩储层识别页岩做为一种烃源岩，其生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。

主要用到下列四种方法来判断页岩发育层段。

1.1 岩心或岩屑识别岩性湘鄂西地区寒武系有利的页岩气层段主要发育于水井沱组下部地层。

根据现场岩心、岩屑的岩性描述，水井沱组主要为呈薄层或块状产出的暗色或黑色细颗粒的沉积岩，它们在化学成分、矿物组成、古生物、结构和沉积构造上丰富多样。

湘中、湘东南及湘东北地区泥页岩层系地质特征与页岩气勘探潜力

湘中、湘东南及湘东北地区泥页岩层系地质特征与页岩气勘探潜力页岩气是在富含有机质的页岩中形成的天然气的富集，以游离相存在于天然裂缝与粒间孔隙中，吸附在干酪根或粘土颗粒表面，溶解于干酪根和沥青里。

以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用生成的聚集在烃源岩中的天然气，已逐渐成为重要的非常规天然气资源。

页岩气资源的开发利用展示出了诱人的前景，它不仅符合国家产业政策和发展循环经济的要求，而且也将为企业带来良好的经济效益、环保效益和社会效益。

页岩气一旦勘探突破形成产能，必将对缓解中国油气资源接替的压力产生至关重要的作用。

沉积盆地中，各地质时期的沉积物中泥页岩沉积约占80%，页岩储层包括暗色富有机质页岩及以薄的夹层状态存在的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等地层。

页岩储层组合形式多样，不同类型页岩储层组合有明显不同的地质、地球化学特征。

深水海相缺氧沉积环境页岩发育较好，有机质丰度高的炭质页岩附近常有煤层出现。

通常与常规油气藏有着密切的成因关系，页岩气储集层具渗透率低，开采难度较大，开发潜力巨大，开采寿命长的优点。

中国南方海相页岩在各个地质历史时期都十分发育，层系多且分布范围广，是页岩气的主要富集地区，大量分布在向斜区、隆起区的低部位。

研究区是以下古生界浅变质岩系为基底发展起来的晚古生代沉积坳陷区，发育有机质丰度高的页岩层系，有机质热演化进入高成熟生气阶段，具有形成页岩气藏的基本地质条件。

中国页岩气勘探开发还处在起步阶段，泥页岩储层的地质特征、成藏的主控因素与富集条件及页岩气资源潜力评价等还处在探索中。

本论文旨在以现代沉积学和层序地层学理论为指导，结合区域构造背景，以湘中、湘东南、湘东北地区页岩层系为例，分析页岩层系沉积环境，恢复页岩层系的岩相古地理，确定富有机质页岩层系发育层段。

探索海相页岩气资源潜力评价方法体系，从厚度、地化指标、脆性矿物含量、物性等方面确定页岩储层评价标准。

阐述了非常规页岩气资源潜力体积法评价所涉及的参数选取确定原则，研究获得页岩气资源潜力，预测页岩气富集区带。

湘鄂西地区下寒武统页岩气成藏地质条件

［５】陈波，兰正凯．上扬子地区下寒武统页岩气资源潜力
【ＪＪ．中国石油勘探，２００９，１４（３）：ｌｏ＿１４．
Ｙ１０井：井深３５５．５５９１ｍ，气显示井段２３５．５ｍ，气测全烃含量由０．２％至０．８％。Ｘ２井：井深６００～１１００ｍ，气测全烃含量由０．１％至２．０％；集中显示井段７００～１０００ｍ，显示段３００ｍ，气测全烃含量由０．７％至２．１％。
Ｂａｒｎｅｔｔｓｈａｌｅｐｌａｙ．Ｏｉｌ＆ＧａｓＦｉｎａｎｃｉａｌＪｏｕｎａｒｌ，Ｍａｒｃｈ１，２００４．
［９］步少峰，马若龙，袁海锋，等．湘中地区海相页岩气资源
［１０］陈清礼，陈高．湘鄂渝交界地区页岩气优先勘探开发目标区研究【ＪＪ．石油天然气学报，２０１２，３４（８）：４３ — ５２．【１１】张金川．四川盆地页岩气成藏地质条件【Ｊ】．天然气工业，
２００８，２８（２）：１５１ — １５６．
【１３】刘安，李旭兵．湘鄂西寒武系烃源岩地球化学特征与沉积环境分析【Ｊ］．沉积学报，２０１３，３１（６）：１１２２ — １１３２．
Ｒｏ＜３％为湘鄂西地区下寒武统页岩气勘探的 Ⅱ类有利区带，当泥页岩厚度大于１００ｍ，ＴＯＧ＞２％，Ｒｏ＜３％为湘鄂西地区下寒武统页岩气勘探的 Ⅲ类有利区带（表５）。因此，Ｉ类勘探有利区主要分布在

川东—湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩孔隙与页岩气赋存机理研究

川东—湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩孔隙与页岩气赋存机理研究1. 本文概述本文旨在深入研究川东湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩的孔隙特征与页岩气赋存机理。

川东湘西地区作为中国页岩气资源的重要富集区，其龙马溪组和牛蹄塘组页岩具有良好的页岩气开发潜力。

对于这两个组别页岩的孔隙结构和页岩气赋存机制的理解仍然存在一定的不足，这制约了该地区页岩气资源的高效开发与利用。

本文的研究具有重要的理论价值和现实意义。

我们将对龙马溪组和牛蹄塘组页岩的孔隙结构进行详细的表征。

通过先进的实验技术和分析方法，如扫描电子显微镜（SEM）、透射电子显微镜（TEM）、压汞法、氮气吸附等，揭示页岩孔隙的类型、大小、分布和连通性，进而探讨其影响因素和控制因素。

我们将研究页岩气在龙马溪组和牛蹄塘组页岩中的赋存状态和运移机制。

通过对比分析不同页岩样品的页岩气含量、组分、同位素特征等，揭示页岩气赋存的主要形式和影响因素，探讨页岩气在孔隙中的运移和聚集规律。

我们将结合龙马溪组和牛蹄塘组页岩的孔隙特征和页岩气赋存机理，评估该地区页岩气的开发潜力和可采性。

通过建立页岩气赋存模型，预测页岩气在不同条件下的分布和变化规律，为川东湘西地区页岩气的勘探和开发提供科学依据。

本文的研究将有助于深化对川东湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩孔隙与页岩气赋存机理的理解，为页岩气的高效开发与利用提供理论支撑和实践指导。

2. 地质背景与地层特征川东湘西地区位于中国中部，是一个地质构造复杂、沉积历史丰富的区域。

该地区主要的地层包括龙马溪组和牛蹄塘组，这两组地层在页岩气勘探与开发中具有重要价值。

龙马溪组地层主要分布于川东地区，是一套黑色炭质页岩与硅质页岩互层的地层，沉积于晚奥陶世至早志留世。

该地层具有厚度大、分布广、有机质含量高的特点，是有利的页岩气储层之一。

龙马溪组页岩主要由粘土矿物、石英、碳酸盐矿物和有机质组成，其中有机质丰度较高，为页岩气的生成提供了丰富的物质基础。

牛蹄塘组地层则主要分布于湘西地区，是一套富含有机质的黑色页岩，沉积于晚志留世至早泥盆世。

湘鄂西地区构造演化特征及成因机理分析

湘鄂西地区构造演化特征及成因机理分析
陈玉明;高星星;盛贤才
【期刊名称】《石油地球物理勘探》
【年(卷),期】2013(048)0z1
【摘要】本文基于湘鄂西地区二维地震资料,结合研究区野外地质调查资料,认为研究区是江南—雪峰造山带及其前陆冲断带和东秦岭—大别造山带及其前陆冲断带两个盆山体系联合而成的复合盆山体系,具有“两山夹一盆”的区域地质结构.自基底形成以来经历了多期构造运动,构造演化及构造特征复杂,发育多种类型的构造样式,整体具有对冲干涉、南北分带、纵向叠置的结构特征,部分地区存在“双层结构”,本文对其演化和成因机理进行了简要的分析.
【总页数】6页(P157-162)
【作者】陈玉明;高星星;盛贤才
【作者单位】中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北武汉430223;中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北武汉430223;中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北武汉430223
【正文语种】中文
【中图分类】P631
【相关文献】
1.川东南-湘鄂西地区构造演化与页岩气保存关系分析 [J], 王庆之;杨飞;喻永生
2.新疆北部哈山地区构造演化特征及油气成藏条件初步分析 [J], 胡杨;夏斌
3.曙北-高升地区构造演化特征分析与研究 [J], 李德华
4.金马—鸭子河地区构造演化特征分析及与油气藏关系 [J], 魏三妹
5.四川盆地北部地区三叠系构造及其演化特征分析 [J], 周路;李飞;何登发;胡燕;吴勇;陆鹏
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湘鄂西下寒武统牛蹄塘组黑色页岩发育特征及沉积环境

第35卷第4期2023年7月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.35No.4Jul.2023收稿日期：2022-08-31；修回日期：2022-09-15；网络发表日期：2022-12-08基金项目：国家自然科学基金项目“中上扬子地区下寒武统牛蹄塘组石英成因机制及对页岩储层物性的影响”（编号：42002148）资助。

第一作者：梁小聪（1988—），男，长江大学在读硕士研究生，研究方向为储层沉积学。

地址：（430100）湖北省武汉市蔡甸区大学路111号。

Email ：****************。

通信作者：牛杏（1989—），女，博士，讲师，主要从事油气成藏、地球化学、沉积学等方面的研究。

Email ：****************。

文章编号：1673-8926（2023）04-0102-13DOI ：10.12108/yxyqc.20230410引用：梁小聪，牛杏，胡明毅，等.湘鄂西下寒武统牛蹄塘组黑色页岩发育特征及沉积环境［J ］.岩性油气藏，2023，35（4）：102-114.Cite ：LIANG Xiaocong ，NIU Xing ，HU Mingyi ，et al.Development characteristics and sedimentary environment of black shale ofLower Cambrian Niutitang Formation in western Hunan and Hubei ［J ］.Lithologic Reservoirs ，2023，35（4）：102-114.湘鄂西下寒武统牛蹄塘组黑色页岩发育特征及沉积环境梁小聪1，牛杏1，胡明毅1，黎洋2，胡忠贵1，蔡全升1（1.长江大学地球科学学院，武汉430100；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都610000）摘要：湘鄂西地区下寒武统牛蹄塘组是我国南方页岩气勘探的重要目标。

川东南-湘鄂西地区构造演化与页岩气保存关系分析

川东南-湘鄂西地区构造演化与页岩气保存关系分析王庆之;杨飞;喻永生【摘要】根据构造运动控制沉积的理论,通过平衡剖面的制作对川东南-湘鄂西地区的构造演化史进行研究分析,对川东南-湘鄂西地区的2套有利的烃源岩(下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组)的发育和埋藏有了一定认识.并结合国外页岩气勘探开发的经验,综合考虑构造演化对页岩厚度、烃源岩成熟度和页岩埋深的影响,优选出了有利的区带进行页岩气勘探.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2012(009)004【总页数】3页(P44-46)【关键词】川东南-湘鄂西地区;平衡剖面;构造演化;页岩气【作者】王庆之;杨飞;喻永生【作者单位】油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023;油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023;中石化江苏油田分公司地质科学研究院,江苏扬州225009【正文语种】中文【中图分类】P618.13川东南-湘鄂西地区位于中-上扬子地块东南部湘鄂西褶断带和川东南构造带，与江南-雪峰构造带北缘毗邻。

自武陵造山运动扬子区统一的基底形成以后，历经了多旋回多期次的沉积构造发展，印支运动以前为海相沉积构造旋回发展阶段，印支运动使得扬子区2侧的秦岭和江南雪峰隆起褶皱造山[1]，海水全部退出扬子区，结束海相沉积历史，开创了前陆盆地发展演化的新纪元。

川东南-湘鄂西地处构造分界线附近，地形起伏较大，构造复杂。

下面，笔者选择QJ-2002-1线制作平衡剖面，通过平衡剖面的制作对川东南-湘鄂西地区的构造演化史进行研究分析。

1)震旦-加里东期的构造演化震旦纪至中奥陶世，川东南-湘鄂西地区广泛接受了一套浅海台地-陆棚相沉积的碳酸盐岩-暗色泥岩沉积。

中奥陶世末期，都匀运动发生，在扬子地块上形成大的隆起、坳陷，为川中隆起、川南坳陷、黔中隆起，川东南地区则处于川东南坳陷之内，并广泛接受了一套深水盆地相-浅海陆棚相的暗色泥页岩-粉、细砂岩沉积。

渝东南-湘鄂西地区构造运动与下志留统页岩气勘探

充分考虑平面干涉作用，对不同的微相区进行适当的放大或缩小。
３）井震结合后的内前缘相，窄小河道砂更加连续，河道边界、河道摆动位置、窄小河道砂问及窄小河道砂与河间砂之间的组合关系变化较大。４）多属性井震结合储层描述方法使研究区储层预测精度提高了４．１个百分点，砂体连通关系更加
［编辑］龙舟
（ห้องสมุดไป่ตู้上接第７１页）
４结语
加里东至印支运动形成Ｓｌ烃源岩并保存较好，燕山构造运动使得烃源岩强烈褶皱达到成熟一高成熟演化阶段；喜山期遭受构造叠加改造，地层持续抬升掀斜，这既使烃源岩抬升，达到页岩气勘探开发经济深度，同时也给页岩气的保存与开采带来不利影响。综合分析认为，页岩气开采的有利区应为复背斜上的宽缓向斜或背斜，处于复背斜上的页岩埋藏较浅，若其上的向斜或背斜较为宽缓，则利于开采页
岩气的水平井施工。
［参考文献］
［１］张抗，谭云冬．世界页岩气资源潜力和开采现状及中国页岩气发展前景［Ｊ］．当代石油化工，２００９，１７（３）：９～１８．［２］李玉喜，聂海宽，龙鹏宇．我国富含有机质泥页岩发育特点与页岩气战略选区［Ｊ］．天然气工业，２００９，２９（１２）：１１５～１１８．［３３程克明，王世谦，董大忠，等．上扬予区下寒武统筇竹寺组页岩气成藏条件［Ｊ］．天然气工业，２００９，２９（５）：４０－－－：，４４．［４］汤良杰，崔敏．中上扬子区关键构造变革期、构造变形样式与油气保存口］．石油实验地质，２０１１，３３（１）：１２～１６．［５］汤良杰，金文正，何春波，等．叠合盆地关键构造变革期与分期差异构造变形［刀．新疆石油地质，２００９，３０（２）：１６３～１６７［６］沃玉进，汪新伟．中、上扬子地区地质结构类型与海相层系油气保存意义［Ｊ］．石油与天然气地质，２００９，３０（２）：１７７～１８７［７］杨飞，叶建中．川东南一湘鄂西地区构造特征与页岩气勘探潜力［Ｍ］．武汉：中国地质大学出版社，２０１１．［８］张金川，聂海宽，徐波，等．四川盆地页岩气成藏地质条件［Ｊ］．天然气工业，２００８，２８（２）：１５１～１５６．

川东南-湘鄂西地区页岩层有机地球化学特征

川东南-湘鄂西地区页岩层有机地球化学特征【摘要】本文论述川东南-湘鄂西地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄潭组的页岩有机质类型和有机质丰度，为油气的勘探提供支持。

【关键词】页岩地球化学有机质类型丰度川东南-湘鄂西地区的震旦-志留系，最好烃源岩是上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组-石牛栏组下段，其次为下寒武统牛蹄潭组。

烃源岩是生产页岩气的母岩，而烃源岩的有机质类型和有机质丰度是评价烃源岩质量的重要指标。

1 页岩有机质类型有机质类型划分常用指标是热解参数（氢指数I）、干酪根元素比值（H/C）和干酪根碳同位素组成在这里运用生物标记化合物分布特征判别有机质类型，常用的方法有两种：一是利用原油和抽提沥青中的饱和烃色谱定性判识烃类的主要生源和母质类型，一个判识有机质类型的生标指标是依据C27、C28、C29甾烷的相对组成，C27甾烷主要来源于水生生物，而C29甾烷则主要来源于高等植物。

1.1 牛蹄塘组（∈1n）分析牛蹄塘组各样品的饱和烃色谱图，牛蹄塘组的正烷烃气相色谱图大多是后高双峰型，但主峰碳数是以C24，C25为主，所以初步得出牛蹄塘组有机质主要来自高等植物，水生低等生物的贡献较小。

RX-32-39样品从牛蹄塘组底向上隔约3米依次同地点采样，分析其气相色谱图，RX-32是后峰型，主峰碳数C25，色谱图显示该段有机质被微生物降解，样品RX-34-38的前峰逐渐凸显，而且基本没有被微生物降解，由上得出牛蹄塘组从下到上水生生物对有机质的贡献逐渐增大，但是还是以高等植物的贡献为主。

RX-41样品的气相色谱图（图1）是前高双峰型，主峰碳数C17，可得出该样品有机质类型是Ⅱ1，为腐泥腐植型，以生油为主。

在气相色谱分析中，其产物以正构烷烃为主，饱和烃优势明显。

这些都反映出泥页岩为有机质具腐泥型特征。

从牛蹄塘组烃源岩有机碳含量等值线平面图上看，下寒武统在仁怀—习水—赤水一带有机碳含量较高，达到 3.0%以上，显示较强的生烃能力；向东面至秀山—溶溪—漆料一带增加至4.0%～7.0%，而秀山地区的东北方向有机碳含量普遍偏低，是在0.5%～2.0%之间，显示在这一时期在秀山溶溪地区烃源岩的生烃潜力很好。

川东南地区古生界主要页岩层系热演化

突破的首选地区之一,其寒武系和志留系是古生界页岩气发育的最有利层系 [2-4] ㊂川东南地区寒武系和
㊂四川盆地是实现页岩气勘探
收稿日期:2013 - 01 - 28㊀㊀责任编辑:王婉洁㊀㊀基金项目:国家重点基础研究发展计划(973) 资助项目(2012CB214703) ;国家油气重大专项课题资助项目(2011ZX05007-002-01) ㊀㊀作者简介:朱传庆(1981 ) ,男,山东曲阜人,讲师,博士㊂ E-mail:zhucq@ cup. edu. cn
展起来的叠合盆地, 发育有自震旦系至第四系厚逾相沉积地层,以碳酸盐岩为主,厚 4 100 ~ 7 000 m;上第四系主要为陆相沉积地层, 厚 3 500 ~ 炭纪沉积不发育,泥盆系主要分布于四川盆地边缘, 盆地内部大面积缺失,川东地区石炭系分布范围比泥盆系大, 但仅残留了中石炭统黄龙组; 白垩系系分布于川西及川西南和川中地区, 主要为河流㊁湖泊相沉积的砂岩㊁泥岩夹粉砂岩㊁泥灰岩和砾岩,分布局限;新近系㊁第四系零星分布于盆地边缘大邑㊁峨眉以及成都等地 [12-13] ㊂川东南构造区地跨川东高陡褶皱带和川南低陡褶皱带,处于加里东期乐山古隆起东南下斜坡, 印支期泸州古隆起东南斜坡, 北至华蓥山断裂,南至七跃山隐伏断裂, 东至南川遵义大断裂,西至兴文古蔺隐伏大断裂所限的川南低陡褶此外重庆南边缘有白垩系分布( 图 1) ㊂泸州一带及盆地边界出露三叠系,盆地东皱带区域 [14] ㊂研究区最广泛出露的地层为侏罗系, 龙女寺古近㊂受加里东运动影响, 盆地内泥盆纪㊁石中三叠统主要为海
笔者在研究区热流史和地层埋藏史的基础上对下寒武统筇竹寺组下志留统龙马溪组的热演化进行了模拟研究结果将有助于从动态角度认识研究区主要古生界海相页岩层系的热演化特征及生烃过程为探讨研究区页岩气的成藏机制及影响因素等方面提供参考

鄂西建南地区自流井组东岳庙段页岩储层特征及含气性

第３４卷第１期２０２０年㊀３月资源环境与工程ＲｅｓｏｕｒｃｅｓＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ＆ＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＶｏｌ３４ꎬＮｏ１Ｍａｒ.ꎬ２０２０收稿日期:２０１９－０５－２２ꎻ改回日期:２０１９－０５－３１ꎻ网络出版时间:２０１９－１２－１７㊀１３:２２资助项目:湖北省地勘基金项目湖北省页岩气资源潜力评价 (编号:ＤＫＣ２０１４－０３－０４)ꎻ 湖北省页岩气勘查区块评价优选 (编号:ＤＫＣ２０１７－０４－０１)及湖北省地质局科技项目鄂西地区主要含气层系页岩气形成㊁富集与保存条件研究 (ＫＪ２０２０－４)联合资助ꎮ作者简介:王登(１９８７－)ꎬ男ꎬ工程师ꎬ硕士ꎬ矿产普查与勘探专业ꎬ从事页岩气地质调查与评价工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｗ３６２３１１７６７＠１２６ｃｏｍ㊀㊀∗通讯作者:余江浩(１９８５－)ꎬ男ꎬ工程师ꎬ硕士ꎬ矿产普查与勘探专业ꎬ从事页岩气地质调查与评价工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｊｈｙｕ２００５＠１２６ｃｏｍ鄂西建南地区自流井组东岳庙段页岩储层特征及含气性王㊀登１ꎬ余江浩１∗ꎬ陈㊀威１ꎬ温雅茹１ꎬ许露露１ꎬ吴㊀龙１ꎬ谢㊀通１ꎬ黄佳琪２(１.湖北省地质调查院ꎬ湖北武汉㊀４３００３４ꎻ２.湖北省地质局第四地质大队ꎬ湖北咸宁㊀４３７１００)摘㊀要:基于野外露头㊁岩芯㊁钻井等资料ꎬ通过薄片鉴定㊁地球化学分析㊁Ｘ￣衍射分析㊁物性分析㊁扫描电镜观察和等温吸附模拟等多种方法ꎬ对鄂西建南地区自流井组东岳庙段泥页岩储层特征进行了研究ꎮ研究表明ꎬ建南地区自流井组东岳庙段形成于半深湖相沉积环境ꎬ泥页岩厚度较大ꎬ均值达８０ｍꎬ有机质丰度高(ＴＯＣ一般在０４２％~２７７％)ꎬ热演化程度适中ꎬ处于成熟阶段(Ｒｏ均值１１３％)ꎬ脆性矿物含量丰富ꎬ多种孔隙类型及裂缝发育ꎬ模拟吸附气含量较高ꎬ均值为２２３ｍ３/ｔꎬ多口井见气显示埋藏适中ꎮ综合分析认为ꎬ鄂西建南地区自流井组东岳庙段页岩储层条件好ꎬ具有良好的勘探前景ꎮ关键词:储层特征ꎻ页岩气ꎻ东岳庙段ꎻ自流井组ꎻ建南地区中图分类号:ＴＥ１２２㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ａ㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７１－１２１１(２０２０)０１－００４１－０５ＤＯＩ:１０.１６５３６/ｊ.ｃｎｋｉ.ｉｓｓｎ.１６７１－１２１１.２０２０.０１.００８㊀㊀页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中ꎬ以吸附和游离态为主要存在方式的一种非常规天然气[１－９]ꎮ建南地区的常规油气勘探始于２０世纪６０年代末ꎬ于１９７０年１１月在三叠系飞仙关组飞三段获得工业性气流(建３井日产气３.７７ˑ１０４ｍ３)ꎬ标志着建南气田的发现ꎮ至１９８１年ꎬ共完成探井３３口ꎬ又相继在二叠系长兴组二段㊁石炭系黄龙组㊁三叠系嘉陵江组嘉一段等３套层位发现工业性气流[１０－１１]ꎮ截至２１世纪初ꎬ中国石化江汉油田分公司开始在建南地区部署一系列针对下侏罗统自流井组的页岩气资料井或探井ꎬ如建１１１井㊁建页ＨＦ￣１井等ꎬ多口井见到良好的页岩气显示ꎬ并在建页ＨＦ￣１井获得工业性气流ꎬ日产气１.２ˑ１０４ｍ３ꎬ预示着建南地区有着良好的页岩气勘探前景ꎮ本文旨在对建南地区下侏罗统自流井组东岳庙段页岩储层特征及含气特征进行分析ꎬ以期为该区下一步的页岩气勘探提供依据ꎮ１㊀地质背景１.１㊀构造特征鄂西地区经历了早燕山期和喜马拉雅期的挤压褶皱变形ꎬ形成了方斗山背斜带㊁石柱向斜带㊁齐岳山背斜带㊁利川向斜带等数个巨型构造单元ꎮ它们均呈典型的侏罗山式褶皱变形ꎬ主要表现为复背斜带高陡㊁复向斜带宽缓的区域构造面貌[１２－１３]ꎮ建南地区在行政区划上属于湖北省西部利川市ꎬ面积约１ˑ１０４ｋｍ２ꎬ处在石柱向斜带内部(图１)ꎬ主要由北东南西向展布的褶皱和断裂组成ꎮ图１㊀建南地区构造位置简图Ｆｉｇ１㊀ＳｔｒｕｃｔｕｒａｌｌｏｃａｔｉｏｎｄｉａｇｒａｍｏｆＪｉａｎｎａｎａｒｅａ１.研究区ꎻ２.地名ꎻ３.构造边界ꎻ４.省界ꎮ１.２㊀地层发育特征建南地区及邻区在地层区划上属于上扬子地层分区中的恩施咸丰地层小区ꎬ地表主要出露中新生代地层ꎬ包括下三叠系大冶组㊁须家河组ꎬ侏罗系自流井组㊁千佛崖组㊁沙溪庙组㊁遂宁组等[１４－１５]ꎮ其中ꎬ下侏罗统自流井组为一套陆相碎屑岩沉积ꎬ其在建南地区沉积厚度一般为６００~６４０ｍꎬ主要岩性为深灰色㊁灰色砂岩㊁粉砂岩及泥岩㊁页岩ꎮ以顶部灰黑色页岩㊁泥质粉砂岩出现为标志与上覆千佛崖组大套紫红色泥岩㊁灰绿色粉砂岩分界ꎻ以底部出现珍珠冲段灰绿色㊁暗紫色泥岩㊁砂质泥岩为底界与下伏须家河组灰深灰色砂岩㊁泥质粉砂岩分界ꎮ自上而下可分为四段ꎬ分别为大安寨段㊁马鞍山段㊁东岳庙段和珍珠冲段ꎮ１.３㊀泥页岩厚度及分布特征建南地区东岳庙段岩性主要以泥岩㊁页岩为主ꎬ含灰质或粉砂质ꎬ为一套半深湖相沉积ꎬ地层厚度介于１１６~１６５ｍꎬ暗色泥页岩厚度一般介于７０~９５ｍꎬ平均厚度为８０ｍꎬ占地层总厚度的比例均在６０％以上ꎬ一般为６５％~７５％ꎬ横向上分布较稳定(图２)ꎮ其中ꎬ谋道剖面地层厚度１５１.３ｍꎬ泥页岩厚度１１２.６ｍꎬ占地层厚度７４.４％ꎻ建页ＨＦ￣１井地层厚度１２５ｍꎬ暗色泥页岩厚度１０３.６ｍꎬ占地层厚度８２.４％ꎮ图２㊀建南地区自流井组东岳庙段地层对比图Ｆｉｇ２㊀ＳｔｒａｔｉｇｒａｐｈｉｃｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｐｒｏｆｉｌｅｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｎｎａｎａｒｅａ１.泥岩ꎻ２.页岩ꎻ３.粉砂岩ꎻ４.泥质粉砂岩ꎻ５.细砂岩ꎻ６.钙质泥岩ꎻ７.泥灰岩ꎻ８.介壳灰岩ꎻ９.灰岩ꎻ１０.粉砂质泥岩ꎮ２㊀页岩气成藏地质条件２.１㊀泥页岩地球化学特征２.１.１㊀有机质丰度建南地区６３个泥页岩样品分析数据表明(表１)ꎬ自流井组东岳庙段有机碳(ＴＯＣ)含量介于０.４２％~２.７７％ꎬ均值为１.１５％ꎮ其中ꎬ建１１１井ＴＯＣ含量介于０.４９％~１.６１％ꎬ均值为１.０２％ꎬＴＯＣ>１％的样品占４０.６％ꎻ生烃潜量(Ｓ１＋Ｓ２)介于０.０９~８.１３ｍｇ/ｇꎬ均值为１.５１ｍｇ/ｇꎬ主要分布在１.０~２.０ｍｇ/ｇꎻ建１井ＴＯＣ含量介于０.５４％~１.８７％ꎬ均值为１.２５％ꎬＴＯＣ>１％的样品占４１.２％ꎻ谋道剖面ＴＯＣ含量介于０.４２％~２.７７％ꎬ均值为０.９４％ꎬＴＯＣ>１％的样品占４３.２％ꎮ由此可见ꎬ建南地区自流井组东岳庙段泥页岩有机质丰度总体较高ꎬ具有较好的生烃能力ꎮ纵向上ꎬ建南地区东岳庙段泥页岩有机质丰度高值主要分布在中下部ꎬ且有从下到上逐渐降低的趋势(图２)ꎬ有机碳含量>１％的泥页岩厚度介于３２~５２ｍꎮ表１㊀建南地区自流井组东岳庙段有机质丰度统计表Ｔａｂｌｅ１㊀ＯｒｇａｎｉｃｍａｔｔｅｒａｂｕｎｄａｎｃｅｏｆｓｈａｌｅｉｎＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎꎬＪｉａｎｎａｎａｒｅａ井号或剖面ＴＯＣ/％Ｓ１＋Ｓ２/(ｍｇｇ－１)建１１１井０.４９~１.６１/１.０２(１４)０.２２~１.６２/０.７４(１４)建１井０.５４~１.８７/１.２５(１５)/谋道剖面０.４２~２.７７/０.９４(３４)/２.１.２㊀有机质类型建南地区自流井组东岳庙段主要以腐泥组为主ꎬ含量介于５９.３％~７３.７％ꎬ均值为６５.８％ꎻ其次为镜２４资源环境与工程㊀２０２０年㊀质组ꎬ含量介于２６.３％~４０.０％ꎬ均值为３３.９％ꎻ少量惰质组㊁壳质组ꎬ最多不超过０.８％(表２)ꎮ干酪根类型指数介于２８.６~５４.３ꎬ主要为Ⅱ１型和Ⅱ２型ꎬ分别占样品总数的６０.５％和３９.５％ꎮ表２㊀建南谋道剖面泥页岩显微组分Ｔａｂｌｅ２㊀ＭａｃｅｒａｌｓｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｅｆｒｏｍＭｏｕｄａｏｓｅｃｔｉｏｎｉｎＪｉａｎｎａｎａｒｅａ样品编号显微组成/％腐泥组壳质组镜质组惰质组类型指数类型ＭＤ￣ｔ１６６.３/３３.３０.３４１ＩＩ１ＭＤ￣ｔ２７１.０/２９.０/４９.３ＩＩ１ＭＤ￣ｔ３７２.３/２７.７/５１.５ＩＩ１ＭＤ￣ｔ４７３.７/２６.３/５４ＩＩ１ＭＤ￣ｔ５６４.７０.１３５.００.２３８.２ＩＩ２ＭＤ￣ｔ６６６.３/３３.７/４１ＩＩ１ＭＤ￣ｔ７６１.００.１３８.７０.２３１.７ＩＩ２ＭＤ￣ｔ８６１.３０.３３８.００.４３２.１ＩＩ２ＭＤ￣ｔ９６２.３０.２３７.００.５３３.８ＩＩ２ＭＤ￣ｔ１０５９.３０.２４０.００.５２８.６ＩＩ２２.１.３㊀成熟度２０个成熟度数据分析表明(表３)ꎬ建南地区东岳庙段Ｒｏ值介于０.８３％~１.４０％ꎬ均值为１.１３％ꎮ其中ꎬ谋道剖面自流井组东岳庙段泥页岩Ｒｏ值介于１.０２％~１.４０％ꎬ均值为１.２５％ꎻ岩石热解最高峰温(Ｔｍａｘ)值介于４２１~４８５ħꎬ均值为４６３ħꎮ由此可见ꎬ建南地区东岳庙段泥页岩热演化程度适中ꎬ处于成熟阶段ꎮ表３㊀东岳庙段成熟度参数统计表Ｔａｂｌｅ３㊀ＲｏｃｋｍａｔｕｒｉｔｙｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒ剖面号或井号Ｒｏ/％Ｔｍａｘ/ħ谋道剖面１.０２~１.４０/１.２５(１０)４２１~４８５/４６３(１０)建１１１井０.８３~１.３２/１.０５(１０)/２.２㊀泥页岩储层特征２.２.１㊀矿物组成脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度㊁含气性及压裂改造方式的重要因素[１６]ꎮ谋道剖面自流井组东岳庙段１８个样品全岩Ｘ￣衍射分析表明ꎬ其矿物成分以石英和粘土为主(图３)ꎬ其次为长石和方解石ꎬ以及少量的黄铁矿和菱铁矿等ꎮ其中ꎬ石英含量为１８.２％~５４.１％ꎬ平均值为４０.９％ꎻ粘土矿物含量为２０.１％~５５.３％ꎬ平均值为３８.７％ꎻ长石含量为０.５％~９.４％ꎬ平均值为５.３％ꎻ方解石含量介于０~５５.３％ꎬ平均值为１４.６％ꎮ总体上东岳庙段脆性矿物含量较高ꎬ具有较好的压裂改造性ꎮ图３㊀谋道剖面自流井组东岳庙段矿物组成含量图Ｆｉｇ３㊀ＣｏｎｔｅｎｔｍａｐｏｆｍｉｎｅｒａｌｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｓｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＭｏｕｄａｏｓｅｃｔｉｏｎ２.２.２㊀储层物性４７个物性分析数据表明ꎬ建南地区自流井组东岳庙段孔隙度介于０.８２％~６.８５％ꎬ平均值为２.１７％ꎬ孔隙度>２％的样品占５３.０６％ꎬ孔隙度分布高峰区间为１％~３％ꎬ占样品总数的６７.３４％ꎻ渗透率介于０.００４ˑ１０－３~３.４６ˑ１０－３μｍ２(图４)ꎬ平均值为０.３４ˑ１０－３μｍ２ꎬ渗透率>０.０１ˑ１０－３μｍ２的样品占８３.７％ꎬ渗透率分布高峰区间为０.０１％~０.１％ꎬ占样品总数的５３.０６％ꎮ总体上ꎬ建南地区自流井组东岳庙段泥页岩孔隙度㊁渗透率较低ꎮ２.２.３㊀孔隙类型通过扫描电镜可知ꎬ自流井组东岳庙段泥页岩中可识别的孔隙类型包括有机质孔隙㊁粒间孔隙㊁粒内孔隙和微裂缝ꎮ有机质孔隙比较发育ꎬ呈气泡状㊁斑点状分布在有机质内部(图５￣ａ)ꎬ大小一般介于４０~１１０ｎｍꎮ图４㊀建南地区东岳庙段孔隙度和渗透率分布图Ｆｉｇ４㊀ＦｒｅｑｕｅｎｃｅｈｉｓｔｏｇｒａｍｓｆｏｒｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ３４第１期王㊀登等:鄂西建南地区自流井组东岳庙段页岩储层特征及含气性东岳庙段粒内孔多为石英㊁长石溶孔ꎬ孔径宽一般为１２０~２５０ｎｍꎬ个别可达７００ｎｍ(图５￣ｂ㊁图５￣ｃ)ꎮ微裂缝主要发育于有机质内部或泥质层界面ꎬ裂缝一般宽约２０~４５ｎｍꎬ最大宽约１１０~２１０ｎｍ(图５￣ｄ)ꎮ粒间孔隙分布在颗粒边缘ꎬ为颗粒间或颗粒与粘土间孔隙ꎬ孔径宽３５~１９０ｎｍꎮ图５㊀建南地区自流井组东岳庙段孔隙结构特征Ｆｉｇ５㊀ＰｏｒｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ２.２.４㊀比表面积㊀㊀１９个比表面积分析数据表明ꎬ东岳庙段泥页岩比表面积介于５.６２~１２.３２ｍ２/ｇꎬ平均值为８.５３ｍ２/ｇꎻ按照ＩＵＰＡＣ分类ꎬ东岳庙段泥页岩孔隙体积主要为中孔ꎬ平均占６４.５％ꎬ其次为宏孔ꎬ平均占３３.２％ꎻ孔比表面积中以微孔和中孔比表面积为主ꎬ平均占９７.６％(图６)ꎮ总体上ꎬ东岳庙段泥页岩比表面积较大ꎬ可为页岩气提供充足的空间ꎬ中孔和大孔提供了主要的孔隙体积空间ꎬ微孔和中孔提供了主要的比表面积ꎮ２.３㊀含气性特征２.３.１㊀吸附气含量根据钻井资料可知ꎬ建南地区东岳庙段平均地层压力为５.６４ＭＰａꎬ在此压力下页岩的吸附气含量为２.１５~２.３２ｍ３/ｔꎬ平均值为２.２３ｍ３/ｔ(图７)ꎬ表明建南地区东岳庙段泥页岩具有较强吸附气体的能力ꎮ２.３.２㊀页岩气显示建南地区自流井组东岳庙段泥页岩中气显示活跃ꎬ在建１１１井㊁建页ＨＦ￣１井等多口钻井中均见气显示ꎮ其中ꎬ建１１１井在东岳庙段共发现气测异常显示２７.０ｍ/２层ꎬ最大单层厚度２５.０ｍꎬ测井解释含气层４２ｍ/５层ꎬ压裂后测试日均产气０.３１６ˑ１０４ｍ３ꎬ最高６.８４ˑ１０３ｍ３/ｄꎻ建页ＨＦ￣１井在东岳庙段取芯钻进过程中见良好气显示５８.４５ｍ/１层ꎬ显示段岩芯浸水试验普遍见气泡逸出ꎬ多为针孔串珠状ꎬ气显示点平均为１５~５５处/ｍꎬ水平段测试获得１.２万ｍ３/ｄ工业气流ꎮ图６㊀自流井组东岳庙段孔隙体积和比表面积分布直方图Ｆｉｇ６㊀ＨｉｓｔｏｇｒａｍｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｐｏｒｅｖｏｌｕｍｅａｎｄｓｐｅｃｉｆｉｃｓｕｒｆａｃｅａｒｅａｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒ图７㊀建南地区自流井组东岳庙段泥页岩等温吸附气模拟曲线Ｆｉｇ７㊀ＩｓｏｔｈｅｒｍａｌａｄｓｏｒｐｔｉｏｎｇｒａｐｈｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｎｎａｎａｒｅａ２.４㊀埋深及保存条件建南地区自流井组东岳庙段埋深多在５００~２１００ｍꎬ其中ꎬ建南北部地区大都<１０００ｍꎬ南部一般<２０００ｍꎬ以建１１１井㊁建页ＨＦ￣１井为例ꎬ其东岳庙段中下部页岩气集中显示段分别在６４３.５ｍ和６４２.１ｍ以内ꎬ单就埋深而言ꎬ建南地区埋深均未超过２５００ｍꎬ具有埋深较浅的特征ꎮ露头资料揭示ꎬ建南地区自流井组上覆地层为千佛崖组ꎬ岩性主要为紫红色㊁黄绿色泥岩㊁粉砂岩㊁石英砂岩夹介壳灰岩ꎬ厚度为１４０~１６０ｍꎻ孔隙度均值２.５６％ꎬ突破压力１１.２０ＭＰａꎻ下伏地层为须家河组ꎬ４４资源环境与工程㊀２０２０年㊀岩性主要为泥质粉砂岩㊁粉砂岩㊁细砂岩夹页岩ꎬ厚度为１３０~１４６ｍꎮ孔隙度均值１.９６％ꎬ突破压力９.３２ＭＰａꎻ总体上ꎬ其顶底板封盖性较好ꎮ同时ꎬ建南地区构造变形较弱ꎬ地层平缓ꎬ倾角介于９ʎ~１３ʎꎬ区内大断裂不发育ꎬ地下水活动较弱ꎮ总体来说ꎬ建南地区自流井组东岳庙段泥页岩埋深适中ꎬ分布面积大ꎬ保存条件较好ꎬ为页岩气勘探的有利区域ꎮ３㊀结论(１)鄂西建南地区自流井组东岳庙段黑色灰黑色泥岩具有厚度大㊁有机质丰度高㊁热演化程度适中的特点ꎮＴＯＣ含量介于０.４２％~２.７７％ꎬ均值为１.１５％ꎬ>１％的泥页岩厚度介于３２~５２ｍꎬＲｏ值介于０.８３％~１.４０％ꎬ均值为１.１３％ꎬ生烃能力良好ꎬ具备形成页岩气藏的物质基础ꎮ(２)鄂西建南地区自流井组东岳庙段泥页岩为低孔㊁低渗型储层ꎬ多种孔隙和微裂缝发育ꎻ同时ꎬ页岩吸附气量大ꎬ可为页岩气成藏提供充足的储集空间ꎮ(３)脆性矿物含量高介于４４.７％~７９.９％ꎬ均值６２.３％ꎬ具有较好的可压性ꎻ埋深适中(<２５００ｍ)ꎬ顶底封堵性好ꎬ并在多口井见气显示ꎮ综合认为ꎬ鄂西建南地区自流井组东岳庙段泥页岩储层条件好ꎬ具有良好的页岩气勘探前景ꎮ参考文献:[１]㊀张金川ꎬ薛会ꎬ张德明ꎬ等.页岩气及其成藏机理[Ｊ].现代地质ꎬ２００３ꎬ１７(４):４６６.[２]㊀王祥ꎬ刘玉华ꎬ张敏ꎬ等.页岩气形成条件及成藏影响因素[Ｊ].天然气地球科学ꎬ２０１０ꎬ２１(２):３５０－３５６.[３]㊀赵靖舟.非常规油气有关概念㊁分类及资源潜力[Ｊ].天然气地球科学ꎬ２０１２ꎬ２３(３):３９３－４０６.[４]㊀ＭａｖｏｒＭａｔｔ.ＢａｒｎｅｔｔＳｈａｌｅｇａｓ￣ｉｎ￣ｐｌａｃｅｖｏｌｕｍｅｉｎｃｌｕｄｉｎｇｓｏｒｂｅｄａｎｄｆｒｅｅｇａｓｖｏｌｕｍｅ:ＡＡＰＧＳｏｕｔｈｗｅｓｔＳｅｃｔｉｏｎＭｅｅｔｉｎｇꎬＴｅｘａｓꎬＭａｒｃｈ１￣４ꎬ２００３[Ｃ].ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ:Ｔｅｘａｓꎬ２００３.[５]㊀ＭｏｎｔｇｏｍｅｒｙＳＬꎬＪａｒｖｉｅＤＭꎬＢｏｗｋｅｒＫＡꎬｅｔａｌ.ＭｉｓｓｉｓｓｉｐｐｉａｎＢａｒｎｅｔｔＳｈａｌｅꎬＦｏｒｔＷｏｒｔｈＢａｓｉｎꎬｎｏｒｔｈ￣ｃｅｎｔｒａｌＴｅｘａｓ:Ｇａｓｓｈａｌｅｐｌａｙｗｉｔｈｍｕｌｔｉｔ￣ｒｉｌｌｉｏｎｃｕｂｉｃｆｏｏｔｐｏｔｅｎｔｉａｌ[Ｊ].ＡＡＰＧＢｕｌｌｅｔｉｎꎬ２００５ꎬ８９(２):１５５－１７５.[６]㊀ＪａｒｖｉｅＤＭꎬＨｉｌｌＲＪꎬＲｕｂｌｅＴＥꎬｅｔａｌ.Ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｓｈａｌｅｇａｓｓｙｓ￣ｔｅｍｓ:ＴｈｅＭｉｓｓｉｓｓｉｐｐｉａｎＢａｒｎｅｔｔＳｈａｌｅｏｆｎｏｒｔｈ￣ｃｅｎｔｒａｌＴｅｘａｓａｓｏｎｅｍｏｄｅｌｆｏｒｔｈｅｒｍｏｇｅｎｉｃｓｈａｌｅｇａｓａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ[Ｊ].ＡＡＰＧＢｕｌｌｅｔｉｎꎬ２００７ꎬ９１(４):４７５－４９９.[７]㊀ＣｕｒｔＪＢ.Ｆｒａｃｔｕｒｅｄｓｈａｌｅ￣ｇａｓｓｙｓｔｅｍｓ[Ｊ].ＡＡＰＧＢｕｌｌｅｔｉｎꎬ２００２ꎬ８６(１１):１９２１－１９３８.[８]㊀王登ꎬ余江浩ꎬ李雄伟ꎬ等.鄂西来凤地区上奥陶统下志留统龙马溪组富有机质页岩储层特征:以龙潭坪剖面为例[Ｊ].资源环境与工程ꎬ２０１７ꎬ３１(３):２９５－２９９.[９]㊀邹才能ꎬ董大忠ꎬ王社教ꎬ等.中国页岩气形成机理㊁地质特征及资源潜力[Ｊ].石油勘探与开发ꎬ２０１０ꎬ３７(６):６４１－６５３.[１０]㊀四川油气区石油地质志编写组.中国石油地质志:卷十四川油气区[Ｍ].北京:石油工业出版社ꎬ１９８９.[１１]㊀江汉油田石油地质志编写组.中国石油地质志:卷九江汉油田[Ｍ].北京:石油工业出版社ꎬ１９８９.[１２]㊀何利ꎬ谭钦银ꎬ宋春彦ꎬ等.四川盆地东部建南地区飞仙关组三段储层裂缝预测与评价[Ｊ].海相油气地质ꎬ２０１４ꎬ１９(４):３１－３７.[１３]㊀秦军ꎬ陈玉明ꎬ刘文辉.四川盆地建南地区二叠系长兴组生物礁滩储集层预测[Ｊ].古地理学报ꎬ２０１１ꎬ１３(４):４２６－４３３.[１４]㊀郭正吾ꎬ邓康龄ꎬ韩永辉ꎬ等.四川盆地形成与演化[Ｍ].北京:地质出版社ꎬ１９９６:７２－８８.[１５]㊀四川省地质矿产局.四川省区域地质志[Ｍ].北京:地质出版社ꎬ１９９１.[１６]㊀邹才能ꎬ董大忠ꎬ王社教ꎬ等.中国页岩气形成机理㊁地质特征及资源潜力[Ｊ].石油勘探与开发ꎬ２０１０ꎬ３７(６):６４１－６５３.(责任编辑:李雯)ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＣｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆＳｈａｌｅＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｔｈｅＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏＭｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｎｎａｎＡｒｅａꎬＷｅｓｔｅｒｎＨｕｂｅｉＰｒｏｖｉｎｃｅＷａｎｇＤｅｎｇ１ꎬＹｕＪｉａｎｇｈａｏ１ꎬＣｈｅｎＷｅｉ１ꎬＷｅｎＹａｒｕ１ꎬＸｕＬｕｌｕ１ꎬＷｕＬｏｎｇ１ꎬＸｉｅＴｏｎｇ１ꎬＨｕａｎｇＪｉａｑｉ２(１.ＨｕｂｅｉＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｕｒｖｅｙꎬＷｕｈａｎꎬＨｕｂｅｉ㊀４３００３４ꎻ２.ＦｏｕｒｔｈＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＢｒｉｇａｄｅｏｆＨｕｂｅｉＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＢｕｒｅａｕꎬＸｉａｎｎｉｎｇꎬＨｕｂｅｉ㊀４３７１００)Ａｂｓｔｒａｃｔ:ＢａｓｅｄｏｎｏｕｔｃｒｏｐꎬｃｏｒｅꎬｄｒｉｌｌｉｎｇｄａｔａꎬｃｏｍｂｉｎｉｎｇｗｉｔｈａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｉｎｓｅｃｔｉｏｎｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎꎬｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌꎬＸ￣ｄｉｆ￣ｆｒａｃｔｉｏｎꎬｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙꎬｓｃａｎｎｉｎｇｅｌｅｃｔｒｏｎｍｉｃｒｏｓｃｏｐｙａｎｄｉｓｏｔｈｅｒｍａｌａｄｓｏｒｐｔｉｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓꎬｒｅｓｅｒｖｏｉｒｇｅｏｌｏｇ￣ｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓａｎｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｉｎｔｈｅＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｏｆＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｎｎａｎａｒｅａｏｆＳｉ￣ｃｈｕａｎｂａｓｉｎａｒｅｓｔｕｄｉｅｄ.ＲｅｓｅａｒｃｈｓｈｏｗｓｔｈａｔＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｉｓｆｏｒｍｅｄｉｎｓｅｍｉ￣ｄｅｅｐｌａｋｅｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔꎬｔｈｅｓｈａｌｅｔｈｉｃｋｎｅｓｓｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｈｉｇｈꎬｕｐｔｏ８０ｍꎬａｎｄｔｈｅｓｈａｌｅｈａｖｅｈｉｇｈａｂｕｎｄａｎｃｅｏｆｏｒｇａｎｉｃｍａｔｔｅｒ(ＴＯＣｉｓ０.４２％~２.７７％)ꎬｗｈｉｃｈａｒｅｉｎｔｈｅｍａｔｕｒｅｓｔａｇｅ(ａｖｅｒａｇｅｖａｌｕｅｏｆＲｏｉｓ１.１３％)ａｎｄｈａｖｅａｂｕｎｄａｎｔｂｒｉｔｔｌｅｍｉｎｅｒａｌｃｏｎｔｅｎｔꎬａｖａｒｉｅｔｙｏｆｄｅ￣ｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｌｔｙｐｅｓｏｆｐｏｒｅｓａｎｄｃｒａｃｋｓ.Ｔｈｅｙｈａｖｅｈｉｇｈｇａｓｃｏｎｔｅｎｔｏｆｉｓｏｔｈｅｒｍａｌａｄｓｏｒｐｔｉｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ.Ｔｈｅｍｅａｎｖａｌｕｅｉｓ２.２３ｍ３/ｔꎬｈａｖｅｍｏｄｅｒａｔｅｂｕｒｉａｌｄｅｐｔｈ.ＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅａｎａｌｙｓｉｓｒｅｖｅａｌｓｔｈａｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｏｆＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒｉｎＪｉａｎｎａｎａｒｅａｉｓｇｏｏｄꎬｗｈｉｃｈｈａｓａｇｏｏｄｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｐｒｏｓｐｅｃｔｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓꎻｓｈａｌｅｇａｓꎻＤｏｎｇｙｕｅｍｉａｏｍｅｍｂｅｒꎻＺｉｌｉｕｊｉｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎꎻＪｉａｎｎａｎａｒｅａ５４第１期王㊀登等:鄂西建南地区自流井组东岳庙段页岩储层特征及含气性。

川东南地区五峰组-龙马溪组页岩气成藏条件分析

陵、威远、长宁、富顺一永川等地区相继开展了产能建设，多口页岩气井在上奥陶统五峰组（Ｏ／／３）一下志留统龙马溪组（Ｓｚ）钻获高产工业气流（刘若冰，２０１５），揭示了该层位是川东南地区页岩气勘探开
页岩干缺乏镜质组的下古生界烃源岩评价腾格尔等2007对该类烃源岩需先求取沥青质反射率然后表1川东南地区五峰组龙马溪组页岩干酪根碳同位素值统计表13table1shlaekerogencstatisticsofwufengformationlongmaxiformationinsoutheastsichuanbasin1井号剖面名称层位颜色岩性最大值最小值平均值样品数焦页1井上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色泥岩2922932932兴文县麒麟乡上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色页岩29330129910綦江县安稳上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色页岩27830629034习水良村吼滩上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色页岩30725629120武隆县罗家坝上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色页岩3022902965武隆县白石村上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组黑色页岩28729028851524地质论评2016年图4川东南地区五峰组龙马溪组有机碳含量等值线图fig4toccontourmapofwufengformationlongmaxiformationinsoutheastsichuanbasin再通过计算转换成镜质组反射率来判定有机质成于30的地区
第６期
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地质论评
ＧＥＯＬＯＧＩＣＡＬＲＥＶＩＥＷ

川东南_鄂西渝东地区下古生界页岩气勘探前景_黄文明

川东南—鄂西渝东地区下古生界页岩气勘探前景黄文明，刘树根，马文辛，王国芝，曾祥亮，王佳HUANG Wen-ming,LIU Shu-gen,MA Wen-xin,WANG Guo-zhi,ZENG Xiang-liang,WANG Jia成都理工大学/油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation/Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,Sichuan,China摘要：中上扬子地台发育2套重要的海相深灰色—黑色页岩，分别为下寒武统牛蹄塘组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，主要由富含黄铁矿、有机质或生物化石的黑色炭质页岩组成，厚度大、分布广。

牛蹄塘组页岩有机质演化程度高、埋藏相对较深、钻井无天然气显示；龙马溪组页岩有机质演化程度相对中等、埋藏深度适度、钻井天然气显示丰度高，特别是志留系其它粉砂岩层段可产工业性气流。

因此，下志留统页岩更有利于研究区页岩气的勘探和开发，更加适合作为中国南方页岩气战略先导区的重点目标勘探层位。

总体上，两套页岩在川东南—鄂西渝东地区出露范围广，有利于针对页岩展开相关研究，特别是背斜和向斜的翼部区是页岩气勘探最为有利的地区。

关键词：下古生界；页岩气；勘探前景；川东南；鄂西渝东中图分类号：P534.4;P618.1文献标志码：A文章编号：1671-2552（2011）02/03-0364-08Huang W M,Liu S G,Ma W X,Wang G Z,Zeng X L,Wang J.Shale gas exploration prospect of Lower Paleozoic in southeastern Sichuan and western Hubei-eastern Chongqing areas,China.Geological Bulletin of China,2011,30(2/3):364-371Abstract:Lower Cambrian Niutitang Formation and Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurain Longmaxi Formation are two sets of transgressive shale,featured by rich in pyrite,organic and fossils in black shale.The thickness of the two shales is large and distribution is widespread.The organic evolution of Niutitang Formation is high and buried depth is deeper than that of Longmaxi Formation.It is clear that no gas shows in Lower Cambrian shale but abundant gas shows in Lower Silurian,particularly,industrial gas is found in some siltstones.Based on the above study,Lower Silurian is more favorable to research and develop of shale gas explo -ration,and is more suitable to look as target stratum for shale gas exploration in southeastern China strategic objectives pilot area.In a word,the exposed area of two sets of shale in the study area is very wide,and is very helpful to start against shale research,especially in the anticline and syncline wings.Key words:Lower Paleozoic;shale gas;exploration prospects;southeastern Sichuan basin;western Hubei and eastern Chongqing areas收稿日期：2010-11-16；修订日期：2010-12-13资助项目：国家重点基础研究发展计划“973”项目《中国海相碳酸盐岩层系深层油气成藏机理》（编号：2005CB422106）和中国石化海相前瞻性项目《华南古板块地裂运动与海相油气前景》（编号：PH08001）作者简介：黄文明(1983-)，博士，研究方向为石油地质学与储层地质学。

四川盆地东缘湘西北地区牛蹄塘组页岩储层特征及影响因素

石士七欠故KJtJk第38卷第5期OIL & GAS GEOLOGY2017年10月文章编号:0253 -9985(2017)05 -0922 -11doi:10.11743/ogg20170511四川盆地东缘湘西北地区牛蹄塘组页岩储层特征及影响因素秦明阳1!2,郭建华\黄俨然1!3,焦鹏\郑振华2,卿艳彬2,吴诗情1!3(1.中南大学地球科学与信息物理学院，湖南长沙410083; 2.湖南省煤炭地质勘查院，湖南长沙410014;3.湖南科技大学页岩气资源利用湖南省重点实验室，湖南湘潭411201)摘要：四川盆地东缘湘西北地区牛蹄塘组具有分布广、厚度大、埋藏适中、有机质丰度高以及热演化程度高等特点，资源前景广阔，是近年来南方页岩气勘探重点。

文章以该区参数井—花页1井为研究对象，通过岩心、岩屑观察，采用薄片鉴定、X-衍射矿物分析、物性测试、扫描电镜、低温氮气吸/脱附实验等系统手段，研究储层特征，综合分析储层的影响因素。

在深水陆棚相，牛蹄塘组发育黑色炭质页岩、硅质页岩，以富含炭质、硅质及黄铁矿，低黏土矿物（伊利石为主）含量为特征，页岩属特低孔、特低渗类型储层。

+EM和低温氮气吸/脱附实验表明，储层主要发育圆筒孔（有机质孔）、狭窄平行板孔（粘土矿物层间孔）、四面开口的锥形管孔（粘土矿物粒间孔&以及锥形平板孔（微裂缝）；中孔（2〜50 nm)提供了平均60.3%的BJH体积。

多种因素共同影响微观孔隙发育：深水泥质陆棚控制了孔隙发育物质基础；丰富TOC促进有机质孔（尤其是大孔&发育；矿物组成及含量控制了孔隙发育类型及程度；有机质热演化作用促进有机质孔、微裂缝发育。

关键词！页岩；储层；牛蹄塘组；湘西北地区；四川盆地中图分类号:TE112.1 文献标识码!ACharacteristics and influencing factors of shale reservoirs in the Niutit^ng Formation of northwestern Hunan Province，and east margin of Sichuan BasinQin Mingyang1，2，Guo Jianhua1，Huang Yanran1，3，Jiao Peng1，Zheng Zhenhua2，Qing Yanbin2，Wu Shiqing1，3(1.School o f Geosciences and Info-Physics E ngineering，Central South U niversity，C hangsha，H unan 410083，C hina;2.The Coal Geological Exploration Institute o f H unan P rovince，C hangsha，H unan 410014，C hina;3. H unan Provincial Key Laboratory 〇o Shale Gas Resource U tilization，H unan University 〇o Science andTechnology，X ia n g ta n，H unan 411201，China )A b s tra ct:The Niutitang Formation in northwestern Hunan Province，eastern margin of Sichuan Basin is regarded as having great potential and one of the major shale gas exploration targets with its wide distribution，burial depth，high content of organic matter，high maturity and e tc，in south China.An parameter the Formation of the area，was chosen to be studied with systematic means including observation mineral analyses，physical property tests，SEM imaging and low-temperature N adsorption/desorption experiments withcore and drilling c utting samples，to probe into the characteristics and influencing factors of the reservoirs.The deep shelffacies of the Niutitang Formation developed dark carbonaceous shale and siliceous shale rich in carbonaceous and siliceous material，as well as pyrite，but lean in clay minerals (mainly illites).The shale reservoirs are of ultra-low porosityand permeability.The SEM images and low-temperature N2adsorption/desorption experiments show tha contain mostly cylindrical pores(organic pores)，narrow parallel-plate pores(clay mineral interlayer pores)，tapered tubepores with openings around(intergranular pores among clay minerals)and tapered plate pores (micro-crack).The meso-pores (sized between2 to50 nm)contribute an average of60. 3 %of BJH volume.The development of the micropores isfound to be affected by multiple factors:the deep-water muddy continental shelf provided the mat收稿日期=2017-05-04;修订日期:2017-08-13。