湖南保靖区块龙马溪组页岩气地质特征及有利区优选

王军鹏，鲁东升，陈宏亮，于 鹏，李 鹏，于 涛.

(神华地质勘查有限责任公司，北京 100011)

湖南保靖区块龙马溪组页岩气地质特征及有利区优选

王军鹏，鲁东升，陈宏亮，于 鹏，李 鹏，于 涛.

(神华地质勘查有限责任公司，北京 100011)

保靖区块龙马溪组中下部普遍发育一套深水沉积的暗色泥岩，是页岩气勘探的优质储层。通过对储层厚度、埋深、有机碳、成熟度、干酪根类型等地化指标，孔隙度、渗透率等物性参数，以及矿物组分、含气性、保存条件等进行综合分析，显示本区龙马溪组优质储层具有一定的勘探潜力。参考国内外页岩气有利区块评价标准，结合本区实际，对龙马溪组进行了有利区优选，并采用体积法对资源量进行了估算。

湖南保靖区；龙马溪组；页岩气；有利区

湖南保靖区块位于湖南省湘西土家族苗族自治州西北部，面积1189 km2，是国土资源部第二轮页岩气探矿权出让招标的区块之一。

保靖区块区域构造位于江南隆起北缘，扬子台地内的湘鄂西断褶带南部边缘[1]，区内发育下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组两套富有机质暗色页岩，其中龙马溪组是本区页岩气勘探的主要层系。

自2013年以来，保靖区块先后针对龙马溪组施工了7口探井，结合地表地质调查、二维地震、含气量测试、分析化验等资料，获取了龙马溪组厚度、含气量、TOC、Ro、矿物组分、孔渗条件等关键参数，为区内龙马溪组页岩气地质条件评价和有利区优选提供了关键数据。

1 区域地质概况

1.1 区域地层

保靖区块区域地层属于扬子地层区之湘鄂西分区的永顺—酉阳小区[2]，区内由老至新出露下古生界寒武系、奥陶系、志留系、上古生界泥盆系、二叠系、中生界三叠系及第四系，泥盆系下统和石炭系缺失。

1.2 区域构造

保靖区块位于扬子-华南板块的扬子陆块东南缘，以保靖—慈利断裂带为界，横跨湘北断褶带和雪峰构造带。自下寒武统沉积以来经历了加里东运动、华力西运动、印支运动、燕山运动及喜马拉雅运动等多期构造运动，对区内构造格局形成和演化产生重大影响。

区块位于典型的隔槽式褶皱带中，地质构造条件十分复杂，区内由西向东分别由八面山向斜、隆头镇背斜、马蹄寨—野竹坪向斜组成，在东南部发育保靖—慈利断裂带(图1)。主要断裂呈北西向，倾向南东，走向与褶皱轴线基本一致，为北北东—北东向。

图1 保靖区块构造纲要图Fig.1 Structure outline map of Baojing block

2 龙马溪组储层地质特征

2.1 储层发育特征

为便于与周边区块进行地层对比，将龙马溪组地层划分为3段，自下而上分别为龙一段、龙二段和龙三段。通过地层对比发现(图2)，保靖区块与焦石坝地区的龙一段地层岩性差异不大，均反映的是一套以深水沉积的暗色泥岩为主的地层。但龙二段和龙三段差异较大，焦石坝地区龙二段和龙三段地层岩性整体以黑色泥岩为主，反映了深水沉积环境的特征；而保靖区块的龙二段和龙三段地层则以浅水沉积环境下的粉砂岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主。因此保靖区块龙马溪组的优质页岩储层主要为龙一段的中下部。

受构造和沉积相影响，保靖区块龙马溪组在区域上主要分布在马蹄寨—野竹坪向斜核部及两翼，埋深在0～3500 m之间，东南部和西北部均被剥蚀殆尽。根据探井揭示，龙马溪组地层厚度在18.0～41.5 m之间，从东北到西南逐渐增大(图3)，优质页岩段厚度在6～16 m之间，厚度自东南向西北逐渐减薄。地层浮游生物以笔石为主[3]，可富集成暗色笔石页岩，局部见放射虫、骨针等硅质生物碎屑。

2.2 储层地化特征

2.2.1 干酪根类型

通过对两口探井龙马溪组底部页岩岩心样品进行的有机显微组分分析，保靖区块龙马溪组页岩有机显微组分以腐泥组为主，整体大于90%(图4)，少量壳质组、树脂体及镜质组，不含惰性组；干酪根类型指数为81.63～99.5，平均为95.9，为I型干酪根，属于以海洋菌藻类为主的生源组合，具较高生烃潜力。

2.2.2 总有机碳(TOC)

通过对区内5口探井的岩心分析统计可以看出，龙马溪组优质页岩段TOC含量均大于2.00%(表1)，最高可达2.69%，平均为2.46%，表明保靖区块龙马溪组底部页岩段属于优质烃源岩。

图2 保靖区块—焦石坝地区龙马溪组地层对比图Fig.2 Comparative map of Longmaxi formation between Baojing block and Jiaoshiba area

图3 保靖区块龙马溪组厚度分布图Fig.3 Thickness profile map of Longmaxi formation in Baojing block

图4 保靖区块有机质显微组分测试分布图Fig.4 Organic maceral profile map of Longmaxi formation in Baojing block

表1 保靖区块各探井龙马溪组TOC统计表Table 1 TOC statistical table in Baojing block

2.2.3 镜质体反射率(Ro)

区内5口探井的岩心分析统计数据显示(表2)，龙马溪组底部优质页岩成熟度较高，平均值大于2.50%，最高值可达3.28%，处于过成熟阶段，已过了生烃期。

表2 保靖区块各探井龙马溪组Ro统计表Table 2 Ro statistical table in Baojing block

龙马溪组页岩自晚二叠世进入排烃期后，经历了多期构造运动，造成不同地区龙马溪组底部页岩的埋藏史和热演化史存在差异，体现为不同构造部位的龙马溪组底部页岩始终存在着埋藏深度差和有机质成熟度差。尤其是燕山运动和喜山运动造成野竹坪向斜两翼的地层持续抬起、剥蚀，使得两翼龙马溪组底部页岩段在后期抬升停止热演化，而向斜核部的龙马溪组底部页岩埋深持续加大而继续热演化，最终形成现今向斜核部的龙马溪组底部页岩层有机质成熟度明显大于向斜翼部。

从龙马溪组底部页岩Ro与埋深的对比可以看出，龙马溪组底部优质页岩热演化程度与埋深呈正相关关系，热演化程度随着埋深的增加而增大，这也证明了龙马溪组的构造格局是继承性的。

2.3 储层物性特征

2.3.1 储层孔渗特征

根据区内探井岩心分析资料，保靖区块龙马溪组页岩储层具有特低孔、超低渗的物性特征，孔隙度

在0.66%～2.54%之间，渗透率在2.6～32 nD之间(表3)，渗透性较差。

表3 保靖区块龙马溪组孔隙度和渗透率统计表Table 3 Porosity and permeability statisticalTable in Baojing block

2.3.2 储层储集空间特征

区内龙马溪组底部优质页岩的孔隙孔径以纳米级为主，按其成因类型划分为基质无机孔、有机孔、微裂缝3大类。扫描电镜观察发现，页岩储层的储渗空间可分为岩石基质孔隙和裂缝，其中基质孔隙按薛冰、张金川[4]等人提出的划分方案可划分为粒间孔、粒内孔、晶间孔、化石孔和有机质孔，在保靖区内均有发现，裂缝多以微裂缝形式存在，宽度在几十纳米到几百纳米不等(图5)。

图5 保靖区块龙马溪组微裂缝观测Fig.5 Microfracture observation of Longmaxi formation in Baojing block

2.4 储层岩石学特征

页岩脆性随石英、碳酸盐矿物含量增加而提高[5]，根据行业压裂标准，脆性矿物含量≥30%时有利于压裂改造，提高产量。

通过对保靖区块龙马溪组储层岩心的X光衍射分析可以看出，本区龙马溪组优质页岩段矿物含量以碎屑矿物和黏土矿物为主，还有少量的碳酸盐矿物和黄铁矿(图6)。碎屑矿物中，石英含量为38.9%～44.9%、钾长石含量为1.9%～4.6%、斜长石含量为7.14%～9.80%，碳酸盐矿物含量较低，方解石含量为0.68%～6.70%、白云石含量为0.74%～5.70%，与焦石坝地区页岩矿物组分基本一致。总体而言，龙马溪组页岩段的脆性矿物含量在55%以上，远高于行业压裂标准，利于压裂改造。

图6 保靖区块龙马溪组矿物组分分布直方图Fig.6 Mineral composition distribution histograph of Longmaxi formation in Baojing block

本区龙马溪组页岩段黏土矿物含量在32.8%～45.02%之间，平均38.91%。黏土矿物主要以伊蒙混层(I/S)、伊利石(I)和绿泥石(C)为主，几乎不高岭土及蒙脱石类(图7)，地层水敏性低，有利于压裂改造。

图7 保靖区块龙马溪组黏土矿物组分分布直方图Fig.7 Clay mineral composition distribution histograph of Longmaxi formation in Baojing block

2.5 储层含气性特征

通过对保靖区块4口探井龙马溪组岩心的含气性解析(表4)，本区龙马溪组含气量在0.04～4.51 m3/t之间，甲烷含量在41.50%～88.29%之间。从区域上来看，除4井外，其余各井含气量均在1 m3/t以上，向斜西翼尤其是西北翼含气性要显著优于东翼。

表4 保靖区块各探井龙马溪组含气量统计表Table 4 Gas content statistical table in Baojing block

2.6 保存条件

页岩气属于原生性油气藏[6]，保存条件对页岩气的成藏富集具有重要意义。本区内龙马溪组主要分布在呈北东向展布的马蹄寨—野竹坪向斜核部及两翼，上部除溶溪组泥页岩作为有效盖层外，二叠系和三叠系灰岩地层均具有较好的封盖作用。龙马溪组及其顶部均为致密泥页岩隔水层，对地层及地表水具有较强的阻挡作用，能有效阻隔目的层与岩溶地层之间的沟通，具备较好的保存条件。

2.7 储层勘探潜力评价

通过对保靖区块龙马溪组的综合评价，认为保靖区块龙马溪组与焦石坝地区具有较好的可比性，其中龙马溪组中下部即龙一段为一套以深水沉积的暗色泥岩为主的地层，是本区龙马溪组的优质页岩储层。

通过对各项参数进行对比分析，保靖区块龙马溪组优质页岩段具有厚度小(6～16 m)、TOC含量高(>2%)、成熟度高(Ro>2.5%)、脆性矿物含量高、特低孔超低渗、含气性及保存条件较好等特点，具备一定的勘探潜力。

受多期次复杂构造影响，龙马溪组优质储层厚度及含气性在区域上差异较大。通过与邻区焦石坝地区进行对比发现，构造是影响本区龙马溪组成藏的主控因素，通过对以往勘探资料的对比研究，寻找埋深相对较小、具有一定构造背景的区域，可以形成相对较富集的页岩气藏，在一定程度上弥补储层厚度的不足，为本区龙马溪组有利区优选和下一步勘探工作指明方向。

3 有利区优选

本区龙马溪组主要分布在向斜核部及两翼地区，其中向斜西翼是龙马溪组勘探的重点区域。参考国内外页岩气有利区块评价标准[7]，结合本区实际，将含气量大于2 m3/t、埋深在800～3500 m的区域作为Ⅰ类区，含气量在1～2 m3/t、埋深在500～3500 m的区域作为Ⅱ类区，其余为Ⅲ类区，据此将本区龙马溪组划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类区(图8)。

图8 保靖区块龙马溪组有利区分布图Fig.8 Favorable area distribution of Longmaxi formation in Baojing block

根据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)，采用体积法估算出龙马溪组页岩气地质资源量：Ⅰ类区资源量为128.6×108m3、Ⅱ类区资源量为132.7×108m3、Ⅲ类区资源量为120×108m3。

4 结论

(1)龙马溪组是保靖区块页岩气勘探的重要层系，主要分布在马蹄寨—野竹坪向斜核部及两翼地区，埋深在0～3500 m之间，厚度在18.0～41.5 m之间。

(2)通过与邻区对比发现，保靖区块龙马溪组与焦石坝地区具有较好的可比性，其中龙马溪组中下部即龙一段为一套以深水沉积的暗色泥岩为主的地层，是本区龙马溪组的优质页岩储层。

(3)保靖区块龙马溪组优质页岩段为I型干酪根，厚度在6～16 m之间，TOC>2%，Ro>2.5%，含气量一般大于1 m3/t，脆性矿物含量在55%以上，水敏性低、保存条件好，具有一定的勘探潜力；但孔渗条件较差，是页岩气勘探开发的制约因素。

(4)保靖区块经历多期复杂地质构造，龙马溪组优质储层厚度及含气性在区域上差异较大，构造是影响本区龙马溪组成藏的主控因素。参考国内外页岩气有利区块评价标准，结合本区实际，对龙马溪组进行了有利区优选，其中向斜西翼是龙马溪组勘探的重点区域，估算资源量在128.6×108m3左右。

[1] 马力,陈焕疆,甘克文,等.中国南方大地构造和海相油气地质(上册)[M].北京:地质出版社,2004:4-5.

[2] 张志平,程礼军,刘俊峰,等.湖南保靖下志留统龙马溪组页岩气成藏地质条件评价[J].天然气勘探与开发,2013,36(3):4-26.

[3] 关德师,牛嘉玉,郭丽娜,等.中国非常规油气地质[M].北京:石油工业出版社,1995:17-18.

[4] 薛冰,张金川,唐玄,等.黔西北龙马溪组页岩微观孔隙结构及储气特征[J].石油学报,2015,36(2):138-149.

[5] 张金川,薛会,卞昌蓉,等.中国非常规天然气勘探雏议[J].天然气工业,2006,26(12):53.

[6] 张金川,金之钧,袁明生.页岩气成藏机理和分布[J].天然气工业,2004,24(7):15-18.

[7] 陈波.中上扬子地区志留系龙马溪组页岩气资源潜力评价[J].中国石油勘探,2009,14(3):27-28.

GeologicalCharacteristicsofShaleGasandFavorableAreaOptimizationinLongmaxiFormation，BaojingBlock，HunanProvince

Wang Junpeng, Lu Dongsheng, Chen Hongliang, Yu Peng, Li Peng, Yu Tao

(ShenhuaGeologicalExplorationCo.,Ltd.,Beijing100011,China)

A set of deep-water deposition dark shale are widely developed in lower Longmaxi formation in Baojing block of Hunan province, which are the high-quality reservoirs for shale gas exploration. The features were analyzed, including organic geochemical indicators such as thickness, burial depth, organic carbon, maturity and organic-matter type, and physical properties such as porosity and permeability, as well as mineralogical composition, gas-bearing and preservation conditions. Results showed that the high-quality reservoirs in Longmaxi formation have a certain exploration potential. Some favorable areas were optimized referring to national and foreign evaluation standards and based on their own characteristics. In addition, resource were estimated using volume method.

Baojing block of Hunan province; Longmaxi formation; shale gas; favorable area

P618.11

A

王军鹏(1985—)，男，硕士，工程师，主要从事煤层气、页岩气等非常规油气研究工作。邮箱：wang_junpeng@126.com.