强改造区龙马溪组页岩气保存条件指数评价

于俊友，雍自权，程凌云，兰宁王天依，胡玉川，梁小龙

油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学）（四川成都） ６１００５９

近年来，四川盆地东南缘普遍发育的上奥陶统五峰组 （O3w）－下志留统龙马溪组 （S1l）和下寒武统牛蹄塘组2套优良烃源岩是值得高度重视的页岩气勘探开发层系［1～9］。马永生等［10］主要从区域盖层、构造作用强度、出露地层、岩浆活动、水文地质与地球化学和古流体等6个影响因素对常规油气保存条件评价研究。虽然页岩气与常规油气在保存条件研究方面有相同之处，但页岩气的顶底板、自封闭特性和渗流具方向性等自身特点使得页岩气保存条件研究不同于常规油气［11］。聂海宽、潘仁芳等［12，13］从物质基础、构造作用和演化历史、出露地层、水文地质与地球化学、压力等方面对页岩气保存条件进行综合评价。众多学者强调中国与美国页岩气地质条件的共性，而忽视了中国地质条件的特性。美国地区地质条件相对简单，页岩气保存条件良好，而中国地质条件具有多构造旋回的特殊性，页岩气保存条件研究应不同于美国。研究区内S1l烃源岩虽条件最好［5］、生储盖在空间和时间上的组合关系等条件非常优越［7］，但经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山等多期构造运动作用的强改造，具有强隆升、强剥蚀、强变形等特点，断裂作用相对发育，地质条件相对较复杂，这就导致页岩气藏遭受一定的影响，甚至完全被破坏掉。笔者着重考虑页岩气本身特性及强改造的地质条件，根据野外实测数据和收集的前人资料，通过海拔、剥蚀、倾角、变形、破裂等5个指数来探讨该地区以S1l为目的层的海相页岩气保存条件，望能为强改造区页岩气勘探开发提供参考。

1 地质背景

研究区地理上位于重庆南部及贵州省北部，东起秀山－酉阳－黔江一线，西至涪陵－南川－正安一线，北起涪陵－黔江一线，南至正安－沿河－秀山一线。研究区构造上位于上扬子板块东南部，四川盆地东南缘与雪峰山构造推覆体之间的槽档过渡带和隔槽式变形带，研究区以西依次为隔档式变形带和川中弱变形带，以东依次为挤出式变形带及雪峰隆起［14］。

研究区西北部主要出露志留系、三叠系和侏罗系，且目的层埋深较好，基本未被剥蚀，为勘探远景区；东南部抬升剥蚀严重，主要出露寒武系、奥陶系，目的层大部分被剥蚀，仅在向斜核部等局限地带分布，为构造破坏区。

图1 研究区区域地质简图

2 五峰组－龙马溪组页岩特征

研究区有机质的黑色页岩段集中在O3w 下段和S1l下段 （2个组的上段都主要为碳酸盐岩和砂泥岩），所含有机质类型以Ⅰ型－Ⅱ型为主。研究区北部 （以焦页1井为例），O3w－S1l富有机质泥页岩厚度在80～100m，总有机碳质量分数约为0．55%～5．89% （平均2．54%），由下向上逐渐减小；有机质成熟度一般在2．2%～3．06%之间［15］。研究区西部O3w－S1l黑色页岩段厚度介于13．7～74m，总有机碳质量分数一般大于2．0%，有机质成熟度为1．99%～2．74% （平均2．239%）［16］。研究区东南部未被剥蚀的富有机质页岩段厚度约为30～80m，总有机碳质量分数多大于2．0%；有机质成熟度为2．2%～3．0%［17］。

研究区内S1l富有机质页岩具有一定厚度，总体上呈现由北向南、由西向东厚度逐渐减小，总有机碳含量逐渐减小，但有机质成熟度变化不大的特征。并且从彭页1井以最高值为2．30m3／t的现场解析气含量、焦页1井日均产量5×104m3以上、黔页1井压裂试气点火成功等情况来看，研究区页岩气资源潜力较大。

3 强改造特征

该区构造样式是多期构造变形、挤压兼走滑作用复合联合形成的，呈现北东向为主、南北向次之、北西向较少的特点展布。褶皱主要呈现北北东向－北东向及南北向，部分背斜呈现弧形构造线，主要以宽背斜窄向斜为主。断裂多呈现北东向、近南北向及北北西向，北东向及南北向断裂多发育在背斜核部，为高角度上冲断层。研究区经历多旋回演化和多期构造的叠加与改造，具有多期次、强隆升、强剥蚀和强变形等特点。自侏罗纪以来该地区主要经历了5期构造应力作用：第1期NW－SE 向挤压应力场（晚侏罗世－早白垩世），形成NE向构造线理；第2期近E－W 向挤压应力场 （早白垩世），形成近S－N向构造线理；第3期近S－N 向挤压应力场 （早白垩世－晚白垩世），形成近E－W 向构造线理；第4 期NW－SE向引张应力场 （晚白垩世）；第5期NE－SW 向挤压应力场 （渐新世）［18］。构造隆升总体呈现4个阶段：①快速隆升阶段 （36～33．4Ma），隆升幅度约为800m；②缓慢隆升阶段 （33．4～12．2Ma），隆升幅度约为220m；③快速隆升阶段 （12．2～4．3Ma），隆升幅度约为500m；④加速隆升阶段（4．3Ma～至今），隆升幅度约为2240m［19］。研究区构造隆升量东南大、西北小，时间上东南早、西北晚。历经多期次构造旋回的改造，海相构造层的剥蚀量一般大于4500m［11］，且由西北向东南剥蚀量逐渐增大。早白垩世早期，研究区缩短率为1．09mm／a；到早白垩世晚期，缩短率为0．52mm／a；新生代挤压缩短率在几到几十mm／a［20］。研究区为强变形区，且由东南向西北变形强度逐渐减弱。

多期次构造运动的差异强隆升、强剥蚀、强变形作用必然导致地层温度和压力产生剧烈变化并在时空上表现为差异性，对页岩层系中页岩气赋存和保存产生重要的差异性影响。

4 保存条件指数评价

页岩气是以吸附态与游离态赋存于富有机质和纳米级孔径的页岩地层系统中的天然气，一般具有以下特征：①源储一体，形成时间早，持续性聚集；②圈闭界限不明确，富集仍需要良好封闭；③储层致密，孔隙以纳米级为主；④以游离态与吸附态2种主要方式赋存；⑤页岩气大面积连续分布，资源规模大［21］。这就使得页岩气与常规油气在保存条件评价研究方面有不同之处。前人主要从物质基础、构造作用和演化历史、出露地层、水文地质与地球化学、压力等方面对页岩气保存条件进行综合评价［12，13］。但研究区经历多期构造运动的强烈地改造作用，具有强隆升、强剥蚀、强变形等特性，页岩层系地层压力和地温条件曾发生剧烈变化，导致不同边界条件下页岩层系中页岩气吸附状态、含气量及其自身封闭性等相关保存特征的动态变化。笔者野外采集海拔、地层岩性及产状、地层剥蚀情况、节理及断裂特征、褶皱形态、泉水及热液矿床的分布等资料，从海拔指数、剥蚀指数、倾角指数、变形指数、破裂指数等5个方面定性、半定量地对强改造区页岩气保存条件进行评价。

4．1 海拔指数

页岩本身也是一种盖层，页岩气具有自封闭性。具有一定埋深的页岩层系才具有良好的自身封盖作用，并且大的有效面积才有利于形成大面积连续分布的页岩气藏。海拔较高的地方，风化剥蚀作用强烈，裂缝发育，页岩气自身封闭性遭到破坏，不利于页岩气保存；海拔高差大，沟谷切割深度强，使页岩盖层的有效面积减小，不利于页岩气保存。总之，海拔越高，高差越大，页岩气保存条件越差；反之，条件越好。研究区内山峦起伏，河谷交错，高差悬殊，金佛山峰海拔标高2251m，乌江水面最低标高为179m。西北部地势低缓开阔，海拔指数基本在400～800之间，高差不大，且出露地层为侏罗系和三叠系，页岩层系有一定埋深，易于形成大面积有效盖层，为页岩气保存条件有利区。金佛山至双河镇一线，海拔较高，约为1600m 左右，沟谷交切，区域盖层面积小，页岩气易于扩散消失，不利于页岩气保存。东南部海拔较低，海拔指数基本在400～1200之间，有利于油气保存 （图2 （a））。

4．2 剥蚀指数

隆升剥蚀作用是海相页岩气保存的关键因素。稳定抬升剥蚀区域，浅层最小水平主应力与最大垂直主应力产生明显变化，随着两者比值逐渐增大，地层发生破裂变形 （图3 （a）），导致页岩气活动性和保存特征伴随岩石不同破裂行为而发生相应的变化［22］。隆升剥蚀作用导致页岩气层段上覆区域盖层厚度减小、压力减小，在流体压力、地层应力的作用下，原闭合的裂缝重新开启，破坏区域盖层的完整性及有效性，不利于页岩气保存。此外，伴随地层压力减小，游离气散失，导致吸附气解吸，进而会造成总含气量下降。笔者根据该区域沉积地层总厚度减去残留地层厚度估算剥蚀量。如图4所示，桴焉坝向斜向西，出露地层由新到老，剥蚀指数相对增大；上官防背斜向东，出露地层由老到新，剥蚀指数逐渐减小。区内西北部地层剥蚀量小，志留系很少出露，盖层的封盖能力尚存，易于页岩气保存。东南部剥蚀严重，志留系基本被剥蚀掉，大部分出露的地层为寒武系、奥陶系，剥蚀严重的地方，出露震旦系，页岩气保存条件差 （图2 （b））。

图2 强改造区页岩气保存条件指数图

图3 研究区构造特征

图4 正安庙塘－瑞濠保存条件综合剖面图

4．3 倾角指数

构造作用使地层发生变形、褶皱、倒转等，致使岩层产生一定角度的倾斜。页岩气渗流具有方向性，顺层方向的渗透率远远大于垂直岩层方向，横向渗透率约是垂向渗透率的2～8倍，侧向扩散作用具有更强的破坏作用［11］。构造样式的陡缓一定程度地影响横向扩散作用的强弱。地层倾角大，扩散破坏作用越强，导致油气的逸散，不利于油气保存 （图3 （b））；地层倾角小，有利于油气的运移和聚集成藏，且油气的横向扩散速率小，油气的散失量也就小，利于油气保存 （图3 （c））。正安庙塘至瑞濠剖面（图4），上官防背斜两翼地层倾角较大，不利于油气保存，而桴焉坝向斜核部宽缓且地层产状平缓，利于页岩气保存。研究区内西北部属于弱变形区，地层倾角指数相对较小，一般在5～30之间，有利于油气保存。而在正安、务川、沿河及酉阳等地，由于构造作用强，褶皱变形和断裂作用使得这些地区发育较多的高角度地层，致使上述地区的页岩气保存条件差 （图2 （c））。

4．4 变形指数

褶皱变形的强度对油气保存有重要的意义。褶皱变形强度弱时，有利于油气的运移、聚集，形成连续性页岩气藏。但褶皱变形作用强时，盖层遭到破坏，可分为拉破裂区、拉剪破裂区及压破裂区，产生大量裂缝，导致油气逸散，从而破坏油气藏，不利于油气的保存。在正安县桃子湾附近，地层受到褶皱作用而变形强烈，产生大量裂缝，不利于油气保存 （图3 （d））；正安县小马村公社北部地层变形强度弱，利于油气保存 （图3 （e））。笔者把变形指数按褶皱形态的翼间角的大小分为3个强度等级。翼间角大，变形强度就相对弱，变形指数赋值小；反之，变形指数赋值就大。如图4所示，上官防背斜的翼间角就小于桴焉坝向斜，说明上官防背斜变形强度大，相对后者不利于油气保存。研究区内西北部变形相对较弱，变形指数约为1～2，保存条件较好，而东南部变形相对较强，变形指数为2～3，保存条件相对较差 （图2 （d））。

4．5 破裂指数

断裂、破碎作用是油气保存条件破坏的主要因素之一。在脆性岩层中 （如砂岩、灰岩层），构造作用产生的破裂往往是开启的，形成有效的运移通道。在膏岩及泥岩等塑性岩层中，若岩层厚度较大，断层形成时，断层壁上会被涂抹一层泥岩或膏岩，就造成了有效的封堵作用，形成有效的圈闭。大部分构造作用产生的断裂，对盖层的破坏性很强，往往成为油气散失的运移通道，破坏油气保存条件。区内自中生代以来受到多期构造作用，晚期构造活动剧烈，盖层往往被大断裂切穿或发育裂缝而失去盖层的封盖性能，对油气的保存带来极大影响。泉水及热液矿物出露的地区，地层往往是十分破碎，发育通天断裂或裂缝。为了研究该地区地层的破裂强度，笔者分析了区内泉水及热液矿物 （汞矿）的分布（图2 （e）），泉水及热液矿物基本沿断裂分布，不仅表明断裂对盖层的封堵作用破坏严重，而且说明这些地区经历了热事件，加速了油气的扩散。综合区内的断层、泉水及热液矿物分布情况，按照距通天断层的距离、泉水、热液矿分布及野外测得节理发育情况，把该区的破裂指数赋值：距离通天断裂1．5km 之内的地区，破裂指数赋值6～9；距离为1．5～3．0km 之间的地区，破裂指数赋值3～6；而大于3．0km 的区域，破裂指数赋值小于3 （据泉水、热液矿物分布情况及野外实测节理特征给予适当的调整）。

白泥坝附近出露地层为S1l上段灰色薄层泥灰岩，节理及裂缝十分发育，破裂强度相对较大，不利于S1l下段页岩气的保存 （图3 （f））。在正安庙塘－瑞濠剖面 （图4）上，断层F出露处破裂强度大，破裂指数较大，向两翼逐渐减小。研究区内西北部破裂指数相对较小，保存条件相对较好；正安、道真、务川及沿河等地破裂指数相对最大，保存条件相对较差 （图2 （f））。

5 页岩气保存条件综合评价

据页岩气5 个保存条件评价指标 （表1），龙潭、白涛、白马、武隆、火炉、彭水、桑柘及道真等8个地区为S1l页岩气保存条件有利区 （图1）。整体上研究区内西北部S1l保存条件好，东南部保存条件差。以上结论均可从黔页1 井压裂试气点火成功、彭页1 井和焦页1 井等日产量（2～5）×104m3得到验证。

表1 强改造区页岩气保存条件评价指标

6 结论

研究区S1l为优质烃源岩，但受多期构造运动影响，褶皱变形、隆升剥蚀作用强烈，为构造运动强改造区域，保存条件研究对页岩气的勘探开发具有非常重要的意义。西北部构造运动改造强度相对较弱，S1l有一定的埋深，保存条件相对较好；东南部构造运动改造强度相对较强，目的层大部分被剥蚀，仅在向斜核部有残留，且页岩气保存条件较差。通过海拔、剥蚀、倾角、变形及破裂5个指数定性半定量对S1l页岩气保存条件进行评价，龙潭、白涛、白马、武隆、火炉、彭水、桑柘及道真地区为强改造区页岩气保存条件优选区。

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