上扬子地区龙马溪组与筇竹寺组的差异性分析

祝彦贺，张道旻，陈桂华，陈晓智，韩 刚

(中海油 研究总院，北京 100028)



上扬子地区龙马溪组与筇竹寺组的差异性分析

祝彦贺，张道旻，陈桂华，陈晓智，韩 刚

(中海油 研究总院，北京 100028)

通过对上扬子地区筇竹寺组和龙马溪组海相页岩储层特征的对比分析，认为2套地层在岩相古地理、有机质热演化程度、含气性和保存条件存在差异。差异对比的结果表明：龙马溪组页岩气富集区呈现连片式的相对连续分布，可通过TOC质量分数平面分布和构造活动强度筛选有利区，筇竹寺组页岩气富集区呈现孤立分散状，应该在弱改造、底板完整的地区筛选成熟度相对较低的区块进行有利区勘探。

页岩气；龙马溪组；筇竹寺组；差异性

祝彦贺，张道旻，陈桂华，等.上扬子地区龙马溪组与筇竹寺组的差异性分析 [J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(4):18-24.

ZHU Yanhe,ZHANG Daomin,CHEN Guihua,et al.Study on the difference between Longmaxi Formation and Qiongzhusi Formation in upper Yangtze area [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(4):18-24.

引　言

通过近几年的勘探开发技术创新，中石化、中石油相继在上扬子地区实现了龙马溪组勘探开发的突破，建立了涪陵、长宁-威远、富顺-永川、昭通等国家级页岩气示范区，特别是2014年涪陵1 067.5×108m3探明地质储量的提交，以及2015年长宁-威远1 635.3×108m3探明地质储量的提交，加快了国内上扬子地区页岩气勘探步伐，快速推进了页岩气“十二五”规划的进程。但在龙马溪组不断传来捷报的同时，筇竹寺组勘探举步维艰，截止2015年10月底，仅有威远、犍为地区的金页1HF、金石1、威远201-H3井获得过万方产量，最高日产量仅为8×104m3。2套地层如此大的勘探效果差异，其内在地质因素有哪些，需要进一步深入研究。本文尝试从岩相古地理、储层特征和含气性方面寻找两者的不同。

1　区域地质概况

本次研究范围划定在南方扬子板块上扬子地区，属于中上扬子陆块的一部分，西起四川盆地，东至雪峰边缘隆褶带西部，北邻秦岭构造带，南依江南构造带[1-2](图1)。作为华南板块的重要组成部分，其构造演化特点趋于一体，与中扬子板块完全同步[3]。

图1　中、上扬子板块构造单元区划Fig.1　Structure division of Upper and Middle Yangtze areas

新生代以来，中、上扬子地区主要发育在相对稳定的扬子陆块上，盆地类型均为克拉通和与克拉通边缘有关的盆地类型[3]。该区主要发育2套页岩气富集层位，分别是下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组[4-7]，属于扬子克拉通被动陆缘盆地下古生界的含油气超系统主力烃源岩。∈11是发育于扬子克拉通盆地南北两侧外陆架盆地(以斜坡带和盆地边缘为主)的泥岩和碳质页岩，北侧的大巴山-神农架-京山、滁河-洪泽和南侧的川南-黔北-湘鄂西、九岭-江南隆起北缘是已知发育区，形成于与海平面快速上升或与上升洋流双重作用形成的缺氧环境；另一套烃源岩O32-S11发育于扬子克拉通中南部海漫式滞流缺氧盆地的富笔石页岩(由东南侧的华夏造山带崛起造成)，主要见于滁河-洪泽、江南隆起北缘的长江中下游流域及湘鄂西、渝东区。2套地层具有埋深大、厚度大、有机质含量高等特征。据统计，四川盆地总生烃量的60%来自于这2套烃源岩[8]。

2　龙马溪组与筇竹寺组的差异性

龙马溪组和筇竹寺组均是海相暗色页岩沉积，由于区域构造差异、海平面变化、岩相古地理分布不同，导致其具有不同的页岩气富集特征。为了深入了解彼此的不同，笔者通过宏观岩相对比和储层微观对比，认识到2套地层主要存在4方面的差异性。

2.1岩相古地理的差异

在加里东期(寒武纪-志留纪)，华南及邻区海相盆地原型的形成和演化主要与扬子板块和华夏板块的活动及相互作用相联系。寒武纪时期，扬子大陆壳周围为被动大陆边缘，即北部的南秦岭大陆边缘裂谷盆地、东部的华南裂陷海盆以及西侧的被动陆缘[9]。

扬子克拉通盆地在整个寒武纪时期都接受沉积，以梅树村后期至筇竹寺早期为最大海进期，而后连续海退、海进方向来自东南部，是具拉张性质的华南裂陷盆地持续沉降所致，在中扬子地区沉积了黑色碳质页岩、硅质页岩，向西北方向由于水体变浅，在上扬子地区逐步沉积了页岩、粉砂岩、粉砂质页岩，以及砂岩、灰岩夹页岩(图2)。到早志留世，扬子板块持续向北俯冲及碰撞，沉积中心和沉降中心逐渐向西北迁移，使其南部岛弧型优地槽关闭，海侵方向自西北向东南侵入，扬子板块与华夏板块基本连为一体，此时扬子板块处于稳定的内克拉通盆地深海-浅海环境，上扬子区沉积厚层暗色页岩、泥砂质类复理石沉积，局部地区含丰富的笔石页岩，厚度大、分布稳定，中扬子区为灰岩、粉砂质页岩、砂砾岩(图2)。因此，从海侵方向及构造变动的差异看，筇竹寺期碳质、硅质页岩沉积范围在黔东北、中扬子地区，而龙马溪组的厚层碳质页岩、硅质页岩和笔石页岩在上扬子川西边缘、川北、川东，川南以及湖北中部。

图2　筇竹寺期和龙马溪期岩相古地理图Fig.2　Lithofacies paleogeographic maps of Qiongzhusi stage and Longmaxi stage

龙马溪组底部厚度50 m左右的笔石页岩是目前商业开发最成功的层段，其发育于含钙质的深水陆棚环境，厚度均一稳定，自早到晚分别是鲁丹阶、埃隆阶和特列奇阶早期的11个笔石页岩带，3个阶11个笔石带均发育的地区在四川盆地西北部，且自东南向西北地层明显变新[10]，沉积中心向西北迁移，这与区域变化相一致。同时，鲁丹阶的笔石页岩TOC质量分数普遍大于5%，含气量大于5 m3/t，为高碳高硅页岩相，向上的埃隆阶笔石页岩TOC质量分数在2%～5%之间变化，含气量有所降低，在3～5 m3/t，是高碳中硅页岩相，最上面的特列奇阶早期的笔石页岩TOC质量分数小于5%，含气量普遍小于3 m3/t，是高碳中硅页岩相。从统计规律来看，鲁丹阶和埃隆阶的笔石页岩是最优质的页岩气发育层，其最大的沉积厚度在川南地区，发育较全。

2.2有机质热演化程度的差异

通过龙马溪组与筇竹寺组的样品分析来看，2套地层有机质均属于Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根[10-12]，TOC质量分数超过3%，属于优质烃源岩，从有机质成熟度Ro来看，筇竹寺组明显高于龙马溪组的热演化程度(图3)，Ro平均达到3.3%，最高4.9%[11-13]，而龙马溪组有机质成熟度Ro平均2.7%。从平面等值线分布来看(图4)，两者的高值区具有重叠性，均在川南和川东北地区，且筇竹寺组有机质成熟度高于龙马溪组。

图3　筇竹寺组和龙马溪组地层热演化程度对比Fig.3　Organic matter maturity comparison of Qiongzhusi Formation with Longmaxi Formation

图4　筇竹寺组和龙马溪组地层有机质热成熟度Ro等值线Fig.4　Organic matter maturity contour maps of Qiongzhusi Formation and Longmaxi Formation

究其原因，是筇竹寺组经历了漫长的“热”改造作用。加里东期，四川盆地地热状态较为稳定，海西期热流开始增大，在早二叠世末—晚二叠世初，古热流达到最高(此时川中古隆起约为80～100 mW/m2)。 地热演化史揭示了四川盆地表现为在克拉通低热流背景上叠加了古生代峨眉山地幔柱和溢流玄武岩的热烘烤作用，加快了筇竹寺组的热演化[11]。早、中二叠世及中生代的2期构造沉积使四川盆地大部分沉积了巨厚的震旦系—下寒武系地层，筇竹寺组在川西最大埋深达9 km，其他地区埋深普遍在6～7 km。快速沉降使整套地层垂向负载快速增大，地层温度迅速升高，白垩纪末期下寒武统地层温度较早、中二叠世升高150 ℃[11]。以上2点决定了筇竹寺组热演化程度高于龙马溪组，并导致筇竹寺组部分地层碳化、含气性变差[12]。地层碳化即其中的有机质石墨化的结果，石墨为导电性极强的矿物，其电阻率在常温下为(8～13)×10-6Ω·m，碳化后其最直接的影响便是降低有机质孔，使孔隙局部塌陷、堵塞，减少天然气的储存空间，降低单位体积内的天然气含量。碳化后的有机质已不具备生烃能力，无法成为生烃母质。能够反映有机质热演化程度高进而碳化的有效参数是电阻率，前人已在川南地区筇竹寺组地层中识别出碳化的证据。在筇竹寺组、龙马溪组等古老地层的富有机质页岩中，有机质体积分数介于2%～20%，多呈分散状、层状或条带状分布，经严重碳化后具有较强的导电性，如长宁地区筇竹寺组底部页岩电阻率普遍低于1 Ω·m[2]。

2.3含气性的差异

储层内部的孔隙大小和多少决定了天然气的赋存状态[2-13]。筇竹寺组由于热演化程度高，其有机质碳化，有机质孔塌陷和充填，孔隙度降低。筇竹寺组已进入成岩晚期—变生作用阶段，孔径整体变小，特别是其中的黏土矿物经过深埋(>6 km)后，全部转化为伊利石和绿泥石，绿泥石以鱼鳞片状-针叶片状集合体赋存于伊利石，表明形成多层包膜堵塞伊利石晶间孔，且绿泥石比表面积小于其他黏土矿物。高演化程度和高成岩阶段使筇竹寺组储集性能发生改变，孔隙变差[13]。从最直观的含气量可见一斑(表1)，龙马溪组在几个主要的页岩气示范区内，含气量在0.6～6.5 m3/t，长宁区块平均含气量为4.1 m3/t，威远区块为2.9 m3/t，昭通区块略低，含气量为2.3 m3/t。筇竹寺组的统计数据显示，在热成熟度较高的川南地区，平均含气量为2.8 m3/t，明显低于同地区长宁-威远区块的平均含气量3.5 m3/t，略高于盆缘外的昭通地区。

表1　筇竹寺组和龙马溪组页岩气含气量Tab.1　Shale gas content statistics of Qiongzhusi Formation and Longmaxi Formation

从微观孔隙可以发现，龙马溪组宏孔(孔径>50 nm)体积分数占35%～45%，筇竹寺组最高只有20%，更重要的是，龙马溪组的中—微孔(孔径<50 nm)体积分数为50%～65%，筇竹寺组体积分数能达到70%～85%，甚至更高[3-14](表2)，同时，筇竹寺组地层中的中—微孔提供了80%以上的比表面积，而龙马溪组地层中的中—宏孔贡献了80%以上的孔体积(表2)。从页岩气的赋存条件来看，孔体积越大越利于游离气储存，孔比表面积越大越利于吸附气的吸附，也就是从含气特征来看，龙马溪组更利于游离气储存，而筇竹寺组更利于吸附气储存，这可能就是龙马溪组页岩产气量高、筇竹寺组页岩产气量低的一个内在因素。

表2　筇竹寺组和龙马溪组页岩不同孔径 孔隙体积分数[13-15]Tab.2　Volume fraction of different size pore in Qiongzhusi Formation and Longmaxi Formation

2.4保存条件的差异

涪陵示范区先天优良的保存条件使龙马溪组页岩气富集。从已有国内外页岩油气的地层结构特征来看，不管是页岩油，还是保存条件要求更高的页岩气，都具有明显的“三明治”结构[16-17](图5)，这也使地层的超压得以完整地保存，并为后续开发提供持续动力。

龙马溪组底板为致密的碳酸盐岩，上部沉积了厚层泥页岩，封盖性极好，当处于相对稳定的构造范围内时，有利于页岩气的保存和富集。而对于筇竹寺组，顶板是厚层的泥岩、粉砂质泥岩，底板是岩溶白云岩地层，受高能沉积环境、溶蚀作用和裂缝发育带控制，其本身既可以是储层，也可以是底封层。当作为致密的底封层时，利于页岩气的富集，当作为储层时，利于页岩气的逸散，使页岩气富集极为困难。在四川盆地范围内，从已有筇竹寺组的钻井统计来看，超过80%的失利井都落在构造复杂的川东南，且底板为台缘斜坡相白云岩发育的区域，而台缘斜坡正利于白云岩储层的形成，加上盆缘构造复杂裂缝的存在，极易形成页岩气逸散通道，破坏页岩气的富集，加之筇竹寺组与底部灯影组为不整合-整合接触，进一步增大了筇竹寺组页岩气富集的难度。

图5　6个主要页岩油气产层的地层组合结构Fig.5　Stratum structure of six main shale oil /gas production layers

“三明治”结构的存在，使泥页岩等烃源岩在主要生烃期造成的幕式膨胀力无法将顶底板破裂，因而保存了大部分油气。从四川盆地已有钻井的压力系数来看，自盆地内向盆缘外，压力系数逐渐降低，保存条件变差，如宁201-H1井压力系数为2.0，焦页1HF井压力系数为1.55，彭页1HF井压力系数为1.0，即为常压。焦石坝地区的探井，顶板突破压力达到23.3～41.6 MPa，封盖能力极强，而在黔东南的天星1井，筇竹寺组顶部的盖层突破压力仅为9.7 MPa，封盖能力较差，无法保存更多的页岩气。又如北美地区的Eagle Ford页岩，其地层压力系数在1.5～1.9之间，Niobrara页岩层压力系数在1.3～1.6之间，Horn River盆地的3套页岩层压力系数也在1.3～1.6之间。完好的顶底板封盖形成了压力封存箱式的超压页岩油气藏，成为页岩油气勘探要寻找的甜点区。

3　两套地层勘探思路的差异

基于龙马溪组与筇竹寺组自身的差异，以及现有技术条件下的勘探重点和面临的挑战，2套地层的研究应有各自的重点，勘探思路应该各有侧重。

涪陵经验告诉我们，好的保存条件和好的物质基础是开发成功的前提，而地层超压和地应力差小是获得经济效益的关键，高的TOC质量分数往往是勘探成功的保障。龙马溪组地层的孔隙度、脆性、石英含量和含气性均与总有机碳含量(TOC)成正相关性[18-19]，该套笔石页岩富有机质，可作为开发的主力层。因此，可通过详细的TOC质量分数平面分布图的绘制和构造活动强度的考量筛选龙马溪组的有利区，结合国土部、中石化、中石油已有勘探效果来看，龙马溪组俨然是区带-连片式的相对连续分布，偶有甜点发现(保存条件优越)，应遵循打点探面、滚动连片的勘探思路，以快速寻找开发区为目标，尽快获得页岩气储量，建立规模产能。

从筇竹寺组勘探效果来看，在川东南地区部署了多口探井，但获得有开采价值油气的井极少。该区位于四川盆地东南边缘，构造复杂，在侏罗纪—白垩纪时期构造强度变强，持续时间长，自东南向西北构造强度逐渐变弱，保存条件异常复杂，获得油气发现的探井只孤立分散在威远-犍为、岑巩、张家界、城口地区，富集主控因素多变，现有条件下应该在弱改造、底板完整的地区筛选成熟度相对较低的区块，采取步步为营的勘探思路，以打开勘探局面为目标，探索筇竹寺组的勘探技术和勘探经验，由技术引领该套地层的勘探突破。当然，筇竹寺组的勘探效果不好也与对该套地层认识不够、管理措施不成熟有着密切的关系。

4　讨论与认识

(1)筇竹寺期主要碳质、硅质页岩沉积范围在黔东北、中扬子地区，而龙马溪组的主要厚层碳质页岩、硅质页岩和笔石页岩在上扬子川西边缘、川北、川东，川南以及湖北中部。

(2)中生代以来的快速深埋、地热增高导致了筇竹寺组热演化程度高于龙马溪组，并使筇竹寺组部分地层碳化，孔隙变差，生烃能力变弱。

(3)龙马溪组中—宏孔发育，利于游离气储存，筇竹寺组中—微孔发育，利于吸附气储存。

(4)龙马溪组具有极好的“三明治”保存结构，顶底板封盖层好，而筇竹寺组与底部地层为不整合-整合接触，下伏地层是岩溶白云岩，既可以为储层，也可以为底封层，造成筇竹寺组保存条件欠佳，逸散作用明显。

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责任编辑：王辉

Study on the Difference Between Longmaxi Formation and Qiongzhusi Formation in Upper Yangtze Area

ZHU Yanhe,ZHANG Daomin,CHEN Guihua,CHEN Xiaozhi,HAN Gang

(Research Institute,CNOOC,Beijing 100028,China)

The information from drilled wells shows that there is difference between Qiongzhusi Formation and Longmaxi Formation in the upper Yangtze area in the distribution characteristics of the marine shale gas.According to the comparative analysis of the reservoir characteristics,it is held that there is difference in lithofacies paleogeography,organic matter maturity,gas-bearing ability and preservation condition.The research result of the difference indicates that in Longmaxi Formation,the shale gas enrichment areas continuously or quasi-continuously distribute,the favorable zones of the shale gas can be selected by the plane distribution of TOC mass fraction and the strength of tectonic activity;in Qiongzhusi Formation,the shale gas enrichment areas distribute in isolation,the favorable zones of the shale gas should be selected from the lower maturity blocks in the areas with weak tectonic conditions and complete floor.

shale gas;Longmaxi Formation;Qiongzhusi Formation;difference

A

2016-02-16

中国海油区域战略研究课题：中海油油气勘探战略领域研究项目(编号：2015-KT-09)

祝彦贺(1980-)，男，博士，高级工程师，主要从事页岩油气地质研究。E-mail:zhuyanhe122@126.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.04.004

TE132.2

1673-064X(2016)04-0018-07