川南-黔北地区龙潭组页岩气成藏条件分析

曹涛涛，邓 模，刘 虎，刘光祥，Andrew Stefan Hursthouse

(1.湖南科技大学页岩气资源利用与开发湖南省重点实验室，湖南 湘潭 411201；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 600091)

0 引 言

海陆过渡相页岩气是中国海相页岩气重要的接替领域。中国海陆过渡相页岩累计厚度大、有机质丰度高，具有可观的天然气资源潜力[1-3]。川南-黔北地区在龙潭期发育一套厚度稳定、演化程度高、含气性好的海陆过渡相页岩[4-5]，具备页岩气成藏的地质条件。钻井揭示该区龙潭组泥页岩段具有强烈的气测显示，表明了该区龙潭组页岩气具有较好的勘探潜力[6]。然而，国内学者对该区页岩气形成和富集条件的研究较少，控制页岩气成藏的因素尚不明确，因而，当务之急是分析页岩储层物性及含气能力，明确页岩气成藏的控制因素，解析该区页岩气资源潜力。选取了川南-黔北地区龙潭组露头及岩心样品，分析龙潭组泥页岩矿物组成、有机地球化学、有机岩石学、孔隙发育特征和甲烷吸附能力，探讨页岩气成藏条件，以期为该区龙潭组页岩气的勘探提供参考。

1 地质概况

川南-黔北地区主体位于华蓥山西南向中低断褶带，属于川南低陡褶皱带“川黔右坳陷”范围。受加里东运动影响，在晚二叠世龙潭期形成一套高丰度的以炭质页岩和泥页岩为主，并夹砂岩、灰岩和煤层的海陆过渡相地层，泥页岩具有多层分布、单层薄、累计厚度较大的特点[7]。四川盆地南部及黔北地区龙潭组为滨岸沼泽相沉积，泥页岩厚度为50～100 m，TOC含量高、热演化程度适中，具备页岩气成藏的物质条件[1]。该地区构造复杂，背斜、向斜相间呈NNE向展布，断层发育。区内地层普遍褶皱抬升，地层遭剥蚀破坏，泥页岩层段主要赋存在较好的向斜内部和背斜翼部。

2 泥页岩分布特征

研究表明，川南地区泥页岩厚度为50～100 m，黔北地区龙潭组优质炭质泥页岩的厚度为60～70 m[1]。川南兴文地区玉屏龙潭组剖面实测显示：龙潭组厚度约为140 m，其中泥页岩厚度约为94 m；黔北赤水地区西门1井龙潭组厚度为80 m，其中泥页岩累计厚度约为60 m，煤层累计厚度约为23 m。由此可见，该区海陆过渡相富有机质页岩单层厚度较薄、累计厚度相对较大，上覆和下伏地层一般为灰岩，具有较好的封闭性。从纵向上看，龙潭组岩性是一套黑色泥页岩为主、粉砂岩、灰岩及煤层频繁互层。TOC在纵向上的变化幅度很大，总体上呈现一段高值、一段低值交互出现，炭质页岩和靠近煤层的泥页岩常具有较高的TOC含量，受沉积环境的影响明显。

3 泥页岩储层特征

3.1 矿物组成

川南兴文地区玉屏剖面龙潭组泥页岩进行X衍射半定量分析结果表明：该区龙潭组呈现富黏土、低硅质、低碳酸盐岩的特点(图1a)，黏土矿物含量为35%～90%，平均为68%。黏土矿物主要组成为高岭石和伊蒙混层(图1b)，其中高岭石在黏土矿物中的比例为3%～62%，其次是伊蒙混层(23%～53%，平均为37%)，以及少量的绿泥石和伊利石，基本不含蒙脱石。脆性矿物含量较低，以石英(10%～60%，平均为22%)为主，其次是菱铁矿(0～27%，平均为5%)、黄铁矿(0～18%，平均为2%)、碳酸盐岩(0～15%，平均为2%)、长石(0～4%，平均为1%)以及少量石膏和重晶石。脆性矿物含量是页岩储层评价的重要参数，关系到页岩层位的可压裂性，由于脆性矿物含量较少，龙潭组泥页岩储层可压裂性较差。

图1龙潭组页岩矿物组成

3.2 有机地球化学特征

川南兴文地区玉屏剖面和黔北西门1井页岩有机地球化学特征分析结果表明：川南-黔北地区龙潭组31个页岩样品TOC为0.22%～14.62%，2个煤样的TOC分别为31.08%和55.12%。TOC分布频率表明，多数样品有机质丰度在2%～4%和0～1%区间。炭质页岩及靠近煤层的泥页岩常具有较高的TOC含量，而与砂岩互层的薄层泥岩的TOC含量通常较低。4个龙潭组页岩的成熟度Ro值为1.47%～1.93%，处于成熟阶段。11个龙潭组干酪根碳同位素值(δ13C)为-23.9‰～-22.3‰，表明干酪根类型为Ⅲ型。11个全岩显微组分分析显示，龙潭组干酪根以镜质组为主(59.00%～97.20%，平均为85.50%)，其次为惰质组(平均为11.75%)、壳质组(平均为2.53%)，含少量的碎屑组，上述特征显示了母质来源以高等植物输入为主。

3.3 储层物性特征

3.3.1 孔隙类型

应用普通扫描电镜(SEM)和氩离子抛光聚焦离子束扫描电镜(Ar+FIBSEM)对川南-黔北地区龙潭组泥页岩的孔隙形貌、赋存位置、连通性、大小和优势孔隙类型进行定性表征。川南-黔北地区龙潭组泥页岩中有机质以高等植物碎屑为主，以这类腐殖体为主的有机质其结构比较稳定、保存完整，在生烃过程中较难产生有机质气泡孔[7](图2a—d)。因此，研究区龙潭组泥页岩中有机孔发育情况较差，仅在少量部位存在一定的有机孔。如图2d所示，块状有机质中孔隙发育的非均质性，在一些部位完全不发育孔隙，而一些部位则发育了一定量的生物腔内孔，反映了有机质类型和显微组成可能是控制有机孔不发育的关键因素。粒间孔通常发育在黏土矿物、长石、石英和草莓体黄铁矿等颗粒接触部位，孔隙多呈多角形、拉长型等不规则形状。草莓体黄铁矿晶体生长过程中在晶体颗粒之间也能够形成孔隙(图2e)，这些黄铁矿晶间孔隙彼此之间较为孤立，与其他矿物孔隙和微裂缝的连通性较差。黏土矿物是龙潭组页岩最主要的组成，黏土矿物间孔隙发育的情况决定了龙潭组页岩物性好坏。蒙脱石向伊蒙混层或伊利石转变的过程中伴随着体积的减小会产生孔隙，多成丝缕状或卷曲状、平行排列，连通性较好(图2f、g)，这些孔隙大小多在几纳米到几微米，能为气体的储集提供较多的空间，为气体的导流提供微观运移通道，增强气体的渗透能力。高岭石矿物间也发育了一定量的孔隙，但远不如伊蒙混层和伊利石间孔隙发育程度好(图2h)。在成岩过程中，龙潭组泥页岩也会发育少量的微裂缝，多呈锯齿状弯曲，且具有较好的延伸性(图2i)，是气体有效运移的通道。

3.3.2 孔隙结构参数

根据氮气吸附实验获取泥页岩的比表面积、孔体积(表1)。由表1可知：龙潭组泥页岩的比表面积为18.29～36.18 m2/g，平均为26.00 m2/g；孔体积为0.033～0.078 mL/g，平均为0.049 mL/g。从孔隙参数上可以看出，龙潭组泥页岩的比表面积和孔体积明显高于渝东南龙马溪组和黔北牛蹄塘组页岩[8-9]，也反映了龙潭组泥页岩较好的物性条件。

根据IUPAC划分标准，龙潭组泥页岩的吸附曲线形态均呈反“S”型，为H2和H3型的混合形态(图3a)，表明孔隙多为墨水瓶状和狭缝状组成。在超低压阶段 (小于0.01)，发生了微孔毛细充填及单层吸附，在此阶段表现为低TOC页岩具有比高TOC页岩更大的氮气吸附能力(图3a)，说明了TOC较低时，页岩中具备更多的微孔数量；在高压阶段(大于0.80)也表现出了TOC含量越高，氮气吸附量越低，说明了TOC越高微观孔隙数量越少。DFT法表征孔隙分布显示，孔隙主要分布在小于2 nm和10～50 nm的范围，峰值在20 nm左右(图3b)。

3.3.3 孔隙参数的影响因素

研究表明，TOC是高过成熟海相富有机质泥页岩储层物性的主控因素，随着TOC含量的增加，页岩的比表面积、孔隙度和含气量明显增加[10]。但是徐宏杰等[11]对海陆过渡相页岩物性发育特征研究发现，TOC对淮南地区下二叠统山西组煤系页岩比表面积和孔体积的发育起抑制作用。张吉振等[12]也认为川南龙潭组泥页岩微观孔隙的主控因素为黏土矿物而非TOC。研究区龙潭组泥页岩TOC与比表面积、孔体积之间存在明显的负线性相关性(图4a、b)，反映了TOC含量不是龙潭组页岩微观孔隙的主控因素，反而会造成页岩比表面积和孔体积的降低。从前文可知，川南龙潭组页岩Ro为1.47%～1.93%，高于Curtis等[13]认为孔隙发育的成熟度下限(Ro为0.9%)，因而认为川南地区龙潭组TOC与微观孔隙参数负相关性可能是由于该套页岩有机质主要组成为镜质组和惰质组所造成的。由于镜质组和惰质组内很少发育孔隙，这些有机质占据了大量的页岩体积，也就是占据了大量的矿物间孔隙，进而抑制泥页岩整体的孔隙发育，降低泥页岩的比表面积和孔体积[14-15]。

图2龙潭组页岩孔隙类型

表1 龙潭组页岩地球化学特征与孔隙结构参数

图3龙潭组页岩氮气吸附-脱附曲线及孔径分布

图4龙潭组页岩比表面积、孔体积的影响因素

郗兆栋、闫德宇等[16-17]认为过渡相页岩富集黏土矿物，而贫脆性矿物和脆性矿物对页岩孔隙发育的影响不显著。川南-黔北地区泥页岩样品中脆性矿物含量很低，以石英为主，含量为10%～60%，平均为22%。石英颗粒本身所具有的微观孔隙数量很少，自身的比表面积只有0.002 m2/g[13]，该比表面积对泥页岩总比表面积的贡献非常小，由此可见，脆性矿物不是泥页岩微观孔隙的主要影响因素。其他矿物如长石、碳酸盐岩和黄铁矿等含量都非常低，所具有的粒内孔、溶蚀孔等也非常少，难以体现其对储层物性的影响，因而不是页岩物性主要控制因素。

川南地区龙潭组泥页岩中黏土矿物含量和比表面积、孔体积相关性分析表明，随着黏土矿物含量的增加，泥页岩比表面积和孔体积随之明显增加 (图4c、d)，认为黏土矿物是该套泥页岩微观孔隙的主控因素。X衍射结果表明，川南地区龙潭组泥页岩中矿物类型主要为高岭石和伊蒙混层，扫描电镜观察显示伊蒙混层矿物多呈片状、层状，内部发育大量的纳米—微米级孔隙，是泥页岩孔隙主要的组成部分。随着伊蒙混层含量的增加，泥页岩的比表面积和孔体积都呈现增加的现象(图4e、f)。尽管高岭石含量很高，但由于本身所具有的微观孔隙数量较少，比表面积和孔体积并未随高岭石含量增加而增加，对储层物性的积极建设作用并不明显[18]。

4 泥页岩含气性能

含气量是衡量页岩气富集区是否具有开采价值和进行资源潜力评价的一项重要指标[19]。王中鹏等[4]对黔北地区西页1井龙潭组页岩含气量进行了分析，发现甲烷饱和吸附量VL平均为4.51 mL/g，21块龙潭组泥页岩的现场解析气量平均高达6.65 mL/g，靠近煤层的泥页岩现场解析量可高达19.17 mL/g。邓恩德等[7]对黔北龙潭组泥页岩研究也发现其具有较好的甲烷吸附能力，Langmuir吸附量平均为2.37 mL/g。目前关于川南地区龙潭组页岩甲烷吸附气量和含气性的报道很少。川南兴文地区和黔北赤水地区页岩进行甲烷等温吸附测试表明，Langmuir吸附量为2.98～6.98 mL/g(图5)，且表现为较高TOC含量的页岩其甲烷吸附能力并不是最强的，这与TOC与比表面积和孔体积呈负相关性是一致的，但与王中鹏等[20]研究认为TOC是含气性主控因素略有差异。尽管TOC不是川南-黔北地区龙潭组页岩气吸附能力的主控因素，但该区页岩仍具有很高的容纳气体的能力。研究区钻井气测显示，龙潭组具有普遍含气的特征，如西门1井钻揭龙潭组煤层及页岩气测异常明显，全烃含量最高达55.85%[6]，可将页岩气与煤层气进行联合开采。

图5龙潭组页岩甲烷等温吸附曲线

5 保存条件

不同于北美富有机质泥页岩储层分布比较稳定，后期构造改造较少的情况，中国南方古生界盆地遭受中—新生代多期构造的叠加改造，对页岩气保存会造成一定的影响，而良好的保存条件是中国南方古生界页岩气高产的关键因素之一。研究表明，华蓥山与齐岳山之间的高陡构造带具有隔挡式褶皱特征，除部分背斜的核部具有较强的变形以及通天断裂发育外，其余宽缓的向斜变形都比较弱，通天大断裂不发育[6]，构造较为稳定，对页岩气的保存较为有利。川南地区龙潭组埋藏深度适中，一般都在4 000 m以浅，黔北部分地区龙潭组埋藏深度在4 000 m以深。如泸州南部的宋家场构造宋7井龙潭组深度约2 705～2 788 m，赤水地区西门1井龙潭组深度约在4 470～4 550 m。另外，龙潭组顶底板分别为长兴组和茅口组灰岩，具备很好的盖层条件，在川南-黔北地区广泛分布的三叠系—侏罗系上覆盖层对于维持龙潭组较高压力系统非常有利，且在抬升过程中含气页岩系统也不易发生破裂。

6 结 论

(1) 川南-黔北地区龙潭组发育一套海陆过渡相富有机质泥页岩，主要岩性为炭质页岩、泥岩、薄层砂岩与煤层互层，泥页岩单层厚度薄、累计厚度达60～70 m；在川南地区埋深一般在4 000 m以浅，在赤水地区埋深在4 000 m以深；顶底板均为灰岩，具有较好的盖层条件和保存条件。

(2) 龙潭组泥页岩有机碳含量高，热演化程度适中，干酪根为Ⅲ型，显微组成主要为镜质组；泥页岩的矿物组成以高岭石和伊蒙混层为主，石英等脆性矿物含量低。

(3) 泥页岩比表面积和孔体积与TOC、黏土矿物之间相关性表明，龙潭组泥页岩微观孔隙主要来自黏土矿物特别是伊蒙混层的贡献，有机质的存在对微观孔隙的发育起抑制作用。龙潭组泥页岩有机孔不发育与有机质主要来自高等植物输入有关，在高成熟阶段不利于产生有机孔。

(4) 龙潭组泥页岩具有较好的甲烷吸附能力，Langmuir甲烷吸附量为2.98～6.98 mL/g。钻井揭示在龙潭组煤层及泥页岩层段气测异常明显，全烃含量很高。由此可见，川南-黔北地区龙潭组海陆过渡相页岩具有良好的页岩含气能力。

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