滇东北木杆向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气资源潜力评价

杨 平，汪正江，余 谦，刘 伟，熊国庆，刘家洪，何江林

(1.中国地质调查局 成都地质调查中心，成都 610081； 2.自然资源部 沉积盆地与油气资源重点实验室，成都 610081)

四川盆地及周缘是我国页岩气的重要勘探领域，2010年以来，涪陵[1-3]、威远—长宁地区[4]奥陶系五峰组—志留系龙马溪组(O3w—S1ln)页岩气已获得商业开发，显示出广阔的页岩气勘探前景。前人研究表明，四川盆地周缘五峰组—龙马溪组沉积相稳定，发育厚度稳定的深水陆棚相黑色页岩[5-6]。四川盆地盆缘构造变形强烈，一般认为对页岩气保存不利。近年来，在四川盆地外围构造复杂区贵州安场、鄂西部署了多口探井，证实盆外弱改造区仍具备良好的页岩气资源潜力[7-9]。四川盆地西南缘的滇东北及邻区五峰组—龙马溪组页岩沉积相类型好，页岩厚度大[10-11]，在该区围绕构造高部位先后部署了My1、Yd1、Yy1及Y201等钻井，但均未获得页岩气商业发现。基于构造保存条件研究，该区页岩气勘探思路已由传统的“正向构造”向“稳定向斜”转变，优选木杆向斜等有利区，相继进行地质调查井钻探和验证。

2016年以来，先后在木杆向斜东部和西部分别钻探2口页岩气井。利用钻井岩心，进行地球化学、矿物组成及物性分析，结合页岩发育特征，综合评价页岩气资源潜力。

1 区域地质概况

四川盆地西南缘主要构造变形及抬升发生在燕山期—喜马拉雅期，按照活动时期的先后大致可以划分出EW、NE、NW和SN等方向构造。该区磷灰石裂变径迹曲线研究表明，燕山构造主要抬升及变形应在95～65 Ma左右，喜马拉雅期构造抬升始于10 Ma[12-13]。在上述多期构造叠加下，形成一系列构造穹窿、残留向斜和弧形构造等(图1)。木杆向斜为燕山期—喜马拉雅期构造改造后残留向斜，向斜核部为下三叠统。地表构造调查和二维地震解释成果显示，该向斜核部大致位于Xd2井。向斜不具有对称性，西部地层平缓，地层倾角在5～10°之间，向西过渡为长坪背斜，核部出露震旦系；东翼地层倾角相对较陡，向东过渡为中和高陡背斜，核部出露下古生界。在木杆向斜部署的Xd2和Ydd3地质调查井钻探查明该区奥陶系—志留系发育状况和埋藏深度，其中Xd2井五峰组底界埋深2 081.84 m，Ydd3井五峰组底界埋深1 815.62 m。早志留世木杆向斜依次沉积龙马溪组、石牛栏组和韩家店组，志留系厚度可达817～936 m；志留纪末受广西运动影响，志留系有短暂暴露和少量剥蚀；泥盆纪为裂谷盆地形成与演化阶段，由南向北逐渐超覆在下古生界上，且沉积范围受该时期南北向正断裂控制。以漂坝断裂为界，断裂以东泥盆系厚度316 m，主要为泥页岩、灰岩及石英砂岩等；断裂以西，二叠系直接覆盖在志留系之上。二叠系岩性及厚度分布稳定，中二叠统栖霞组、茅口组灰岩厚度合计455～486 m；上二叠统峨眉山玄武岩厚320～375 m，乐平组厚约109 m。向斜中部和东部发育下三叠统飞仙关组和铜街子组，主要岩性为紫红色泥岩、粉砂岩。

图1 滇东北木杆向斜位置

2 钻井揭示页岩发育特征

Xd2井2016年8月完钻，位于木杆向斜东部。开钻层位为上二叠统峨眉山玄武岩；完钻井深2 100 m，完钻层位为上奥陶统临湘组。钻井液密度为1.01～1.05 g/cm3，泥浆黏度18～29 s，整个井段未发生泥浆漏失，估算五峰组—龙马溪组地层压力系数1.0。该井在井深1 921 m钻遇龙马溪组一段(S1ln1)黑色碳质泥岩和粉砂质泥岩，气测值∑Cn：0.069%↑1.524%，C1：0.069%↑1.126%，水浸实验起泡剧烈，呈串珠状上涌，最大现场解析量(常态)可达3.38 m3/t[14]。

Ydd3井2017年10月开钻，位于木杆向斜西部。开钻层位为下三叠统飞仙关组。钻井液密度为1.01～1.05 g/cm3，泥浆黏度20～25 s。在井深320 m处，二叠系峨眉山玄武岩发生失返性漏失，估算五峰组—龙马溪组地层压力系数0.82。自2018年9月12日进入龙马溪组一段黑色碳质泥岩和粉砂质泥岩后，全烃∑Cn：0.553%↑7.845%，C1：0.403%↑6.904%，全烃显示维持在较高水平，且峰值可达基质的8～14倍，至五峰组上段(1 808 m)，具有良好全烃显示井段厚110 m。同时，从井深1 768 m开始，水浸实验起泡剧烈，含气量趋于稳定，现场解析气量为0.80～2.23 m3/t，平均1.42 m3/t(常态)，连续厚度达38.46 m。上述表明四川盆地西南缘木杆向斜五峰组—龙马溪组页岩整体含气性好，含气页岩厚度大，并呈连续分布，木杆向斜页岩气区块基本落实，进一步证实残留向斜等常压构造区[15]也具备较好的页岩气资源潜力。

3 有机地球化学特征

Xd2井钻遇五峰组—龙马溪组一段暗色页岩，厚161.26 m，其中总有机碳含量大于1.0%的厚130 m；页岩优质段(总有机碳含量大于2.0%)厚70 m，分布在五峰组上段和龙一段的1、2亚段，呈连续分布，有机碳含量平均为3.61%。Ydd3井钻遇五峰组—龙马溪组一段暗色页岩，厚164.26 m，其中总有机碳含量大于1.0%的厚110 m；页岩优质段(总有机碳含量大于2.0%)厚40 m，分布在五峰组上段和龙一段1亚段，呈连续分布，有机碳含量平均为3.00%。五峰组下段、五峰组上段—龙一段1亚段、龙一段2亚段和龙一段3亚段具有不同的有机质含量，Xd2井上述各层段平均有机碳含量为1.56%，4.06%，1.92%和0.81%，Ydd3井分别为1.42%，3.00%，1.47%和0.90%，总体上由下至上表现为先增加、再减小。有机质含量最高的层段分布于五峰组上段—龙一段1亚段，该层段Xd2井和Ydd3井厚度分别为43 m和38 m(表1)。

有机显微组分以腐泥组占优势，含量68%～97%，平均87.4%，镜质组3%～32%，平均12.6%，没有壳质组和惰质组，为Ⅰ—Ⅱ1型有机质。各种生物体中δ13Corg值具有不同的特征，海生藻类为-17‰～-28‰；海洋浮游生物脂肪质具有较低的δ13Corg值，为-24‰～-34‰；海洋性自养菌具有最低的δ13Corg值，为-34‰～-36‰[16]。本次测定Ydd3井五峰组—龙马溪组一段干酪根碳同位素值-30.2‰～-27.0‰，表明有机质主要为低等菌藻或浮游生物等输入。采用沥青反射率(BRo)恢复有机质成熟度，等效镜质体反射率VRo按公式VRo=0.668BRo+0.346[17]进行计算。Xd2井和Ydd3井沥青反射率为3.46%～3.78%和3.46%～4.00%，平均等效镜质体反射率VRo为2.79%和2.73%。

图2 滇东北木杆向斜Xd2井五峰组—龙马溪组一段页岩储层柱状图

区块/钻井层段深度/m总有机碳含量/%范围平均样品数平均矿物组成/%石英长石碳酸盐岩黄铁矿黏土样品数木杆向斜东部/Xd2井木杆向斜西部/Ydd3井S1ln311 921～1 9750.25～1.620.814425.108.7027.601.6037.001S1ln211 975～2 0320.40～3.711.925429.849.8625.142.8332.348O3w2+S1ln112 032～2 0752.28～10.124.064229.896.9737.593.8821.6710O3w12 075～2 0821.23～2.101.56336.702.2043.703.1514.252S1ln311 651～1 7160.43～2.080.902828.199.5321.631.5639.008S1ln211 716～1 7680.75～2.281.472829.249.5922.341.8236.9312O3w2+S1ln111 768～1 8061.16～6.773.002138.355.5231.253.0921.7115O3w11 806～1 8160.86～2.091.42636.102.9844.451.4815.434

4 岩石矿物组成

Xd2井和Ydd3井五峰组—龙马溪组一段分别分析21件和39件全岩矿物组分。Xd2井五峰组—龙马溪组一段石英含量16.5%～40.70%，平均31.36%；长石含量1.90%～11.40%，平均7.70%；黏土矿物含量10.50%～42.5%；碳酸盐岩含量11.90%～64.80%；黄铁矿含量2.30%～6.30%。Ydd3井五峰组—龙马溪组一段石英含量22.8%～69.5%，平均31.36%；长石含量1.10%～17.10%，平均7.24%；黏土矿物含量6.30%～54.6%；碳酸盐岩含量5.50%～55.80%；黄铁矿含量2.30%～6.30%。区域对比分析表明，木杆向斜石英和长石含量较低，碳酸盐岩含量高，且变化范围大，普遍含黄铁矿，黏土含量中等，在矿物组成三角图中与威远—长宁大致处于同样的区域，且分布范围更加集中(图3a)。

五峰组下段主要为灰黑色薄层硅质岩和灰黑色薄—中层钙质碳质泥岩。矿物组分主要特点是石英和碳酸盐岩含量相对较高，黏土矿物含量最低。Xd2井和Ydd3井五峰组下段石英含量分别为36.70%和36.10%，碳酸盐岩含量分别为43.70%和44.45%，而黏土矿物含量仅为14.25%和15.43%(图3b)。

五峰组上段—龙一段1亚段石英和碳酸盐岩含量高且变化范围较大，如Ydd3井该段石英含量24.4%～69.5%，平均38.35%；碳酸盐岩含量8.4%～54.6%，平均31.25%，这与岩心的岩性组合特征基本吻合。该段底部的硅质岩很大一部分可能为热液成因硅质，数层斑脱岩的存在也说明这一点。该段具有最高的黄铁矿含量，反映水体还原增强，从平均值看，Xd2井和Ydd3井分别达到3.88%和3.09%。长石和黏土矿物含量较低，对比五峰组下段，各矿物组分具有一定继承性。

龙一段2亚段，随着热液活动减弱，沉积水体中硅质逐渐消耗，陆源碎屑补给持续增加，水体稍稍变浅，还原强度减弱。该亚段石英、碳酸盐岩和黄铁矿含量明显降低，同时长石和黏土含量明显增加。该亚段Xd2井和Ydd3井石英含量分别为29.89%和29.24%，碳酸盐岩含量为25.14%和22.34%，长石含量为9.86%和9.59%，黏土含量为32.34%和36.93%。对比龙一段2亚段，龙一段3亚段矿物组成具有很强的继承性，该亚段具有最低的石英、碳酸盐岩和黄铁矿含量，同时长石和黏土含量又是这4个分段中最高或者次高的。如Ydd3井该亚段石英、碳酸盐岩和黄铁矿含量仅为28.19%、21.63%和1.57%，而长石和黏土含量可以达9.53%和39.00%(图4)。

5 储层物性及孔隙特征

5.1 物性特征

氦气法孔隙度—脉冲衰减法渗透率测试结果表明，有机质含量与孔隙度具有正相关性，Xd2井五峰组上段—龙一段1亚段孔隙度为2.39%～8.53%，平均5.07%，横向渗透率(0.002 8～15.0)×10-3μm2。Ydd3井同样层段孔隙度为2.55%～5.12%，平均3.57%，横向渗透率(0.000 01～1.4)×10-3μm2。渗透性差异系数(K0)采用公式K0=lgk横向-lgk纵向计算，Xd2井页岩K0为1.37～3.60，平均1.63；Ydd3井除个别纵向渗透率大于横向外，大部分页岩K0为0.27～5.78，平均2.59。按照“DZ/T 0254—2014页岩气储层评价相关标准”，属于以中等孔隙为主、低—特低渗透率的储层，且横向渗透率较纵向渗透率平均高出2～3个数量级，显示该区页岩气以水平扩散为主要特点。

图3 滇东北木杆向斜五峰—龙马溪组一段页岩矿物组成及与邻区对比

图4 滇东北木杆向斜Ydd3井五峰组—龙马溪组一段页岩全岩分析

5.2 孔隙类型

使用JEOLJSM-6610LV扫描电镜，对页岩进行氩离子抛光扫描电子显微镜观察。页岩孔隙类型按照成因可划分为无机孔、有机质孔和裂缝。

(1)无机孔。主要有溶蚀孔、晶间孔，另有少量粒间残余孔、粒内孔等。溶蚀孔多为黏土矿物和碎屑颗粒粒间、粒内溶蚀孔，多呈不规则状，连通性较好。黏土矿物主要是伊利石和绿泥石，黏土矿物晶间微孔发育，孔径5～30 nm不等，片状黏土矿物之间发育晶间微裂缝，裂缝延伸2～100 μm。五峰组—龙马溪组页岩形成于还原环境，沉积环境稳定(图5a)，泥页岩沉淀大量分散状、团块状及草莓状黄铁矿。特别是龙一段1亚段，黄铁矿含量普遍较高(图5b，h，i)，镜下显示草莓状黄铁矿发育晶粒间孔，孔径多在25～50 nm之间，孔隙中往往充填有机质。

图5 滇东北木杆向斜五峰组—龙马溪组一段岩心及孔隙特征

a.Xd2井龙一段1亚段黑色页岩，含少量粉砂，2 058.8～2 064.80 m；b.Ydd3井龙一段2亚段黑色页岩，水平纹层和页理发育，可见黄铁矿结核，1 721.10 m；c.Ydd3井龙一段2亚段花瓣笔石、三角半耙笔石，1 766.60 m；d.Xd2井龙一段2亚段，现场解析量2.29 m3/t，2 000 m；e.Xd2井龙一段2亚段，现场解析量1.54 m3/t，2 006 m；f.Ydd3井龙一段1亚段，现场解析量2.23 m3/t，1 803 m；g.Xd2井矿物溶蚀孔隙，0.020～0.120 μm，背散射，×18 000，2 000 m；h.Xd2井黄铁矿晶间孔隙，0.030～0.263 μm，背散射，×15 000，2 000 m；i.Xd2井黄铁矿晶间孔隙，0.032～0.333 μm，背散射，×14 000，2 052.40 m；j.Xd2井有机质孔隙，0.031～0.279 μm，背散射，×13 000，2 050.40 m；k.Xd2井有机质孔隙，0.022～0.162 μm，背散射，×18 000，2 055.50 m； l.Xd2井有机质孔隙，0.040～0.170 μm，背散射，×15 000，2 070.40 m

Fig.5 Shale core and pore characteristics of O3w-S1ln1in Mugan syncline, northeastern Yunnan

(2)有机质孔。镜下观察显示，Xd2井在有机质内部及富有机质黏土中形成了“蜂窝状”有机质孔隙，局部面孔率达到40%以上，有机质孔隙大小多在2～10 nm，部分大型有机质孔在50～150 nm(图5j，k，l)。有机质孔发育程度直接决定了页岩物性和含气性的优劣，现场解析高的层段一般具有较高的孔隙度和有机质含量(图5d，e，f)，有机质孔也异常发育。五峰组—龙马溪组发育多个笔石带(图5c)，局部呈叠加堆积式或纹层状分布。笔石体上发育大量有机质，具有网状生物组织结构。笔石体内发育蜂窝状孔隙，对页岩气储集空间具有重要贡献，同时也可作为页岩气流动的优势通道[18]。

(3)裂缝。大体可以观察到不规则微裂缝和层间页理缝。不规则微裂缝普遍发育，缝宽0.189～3.399 μm，连通性较好，发育主控因素为构造应力、生烃增压和有机酸溶蚀，后期不同程度被方解石充填，或者未充填。层间页理缝主要指具剥离线理的平行层理纹层面间的孔缝，为沉积作用所形成，页理为力学性质薄弱的界面，极易剥离。该区龙马溪组纹层状粉砂质页岩及钙质页岩的亮暗相间处发育大量页理缝，一般顺层发育且被沥青全充填或半充填。

总体而言，木杆向斜龙马溪组页岩发育大量微米—纳米级孔隙，尤其是五峰组—龙一段1亚段有机孔特别发育，为页岩气富集提供了良好的储集空间，层间页理缝的发育有利于水力压裂人工造缝，容易形成立体裂缝网络，提高页岩气产能。

5.3 孔隙结构特征

氮气吸附法在表征孔结构时更能得到微观结构的统计信息和总体特征，在页岩气储层孔隙研究中得到广泛应用[19-22]。氮气吸附实验使用的仪器为比表面积和微孔分析仪(ZJ297)，吸附—脱附相对压力(P/P0)范围为0.01～0.99，由此得到页岩的吸附、脱附曲线，在此基础上计算出BET比表面积、BJH总孔容和BJH平均孔直径等数据。

(1)吸附—脱附曲线。各样品氮气吸附—脱附曲线特征类似(图6a)。吸附曲线整体呈反S形，类似于谐式多层吸附曲线。在相对压力(P/P0)0.10～0.85的区域，吸附量随相对压力的增高而缓慢增加，吸附曲线相对平坦，在该阶段发生多分子层吸附。在相对压力大于0.85后，液氮吸附量急剧增加，并且在达到饱和蒸气压时未出现饱和吸附。脱附曲线在中值压力附近很陡，且吸—脱附曲在相对压力0.42～0.99的区域呈现出分离特征，说明页岩孔隙存在毛细凝聚现象，这是页岩中存在一定的中孔和大孔造成的。按照Brunauer对吸—脱附曲线分类和孔隙类型划分方案[23]，此类页岩孔隙以规则的两端开口圆筒孔和狭窄的平行板孔为主，还包括部分两端开口的锥形管孔和墨水瓶形等无定型孔。

(2)孔隙体积。Xd2井五峰组—龙马溪组页岩总孔容0.007 5～0.014 6 cm3/g，平均0.010 5 cm3/g。Ydd3井页岩BJH总孔容为0.003 9～0.019 7 cm3/g，上、下部页岩总孔容差异较大，含气性最好的五峰组上段—龙一段1亚段(井深1 768～1 806 m)BJH总孔容为0.011 1～0.019 7 cm3/g，平均0.014 2 cm3/g。页岩总孔容与总有机碳含量相关性非常好，有机碳含量越高，总孔容越大。

(3)孔径。从平均孔直径来看，Xd2井BJH平均孔直径4.87～5.97 nm，Ydd3井BJH平均孔直径4.53～6.82 nm。以介孔发育为主，微孔次之，大孔较少。大于50 nm的孔隙数量比例为0.03%～0.06%，对总孔容的贡献达到8.01%～13.10%。介孔数量约占72.55%～74.40%，微孔占25.55%～27.41%，介孔和微孔对总孔容的贡献达到86.90%～91.99%。

图6 滇东北木杆向斜五峰组—龙马溪组一段页岩吸附实验

(4)比表面积。将吸附相对压力0.99时的吸附量作为孔体积，据BET模型，Xd2井页岩BET比表面积12.39～21.65 m2/g，Ydd3井页岩BET比表面积15.83～36.93 m2/g，自下而上比表面积逐渐降低，与孔隙体积变化规律一致。同时，页岩有机质含量越高，BET比表面积越大，反映有机质微孔是页岩比表面积的主要贡献者，构成页岩气吸附的主要空间。

6 页岩气资源潜力评价

木杆向斜五峰组—龙马溪组页岩含气量和资源量采用“DZ/T 0254—2014”标准中的相关方法，根据吸附气、游离气之和确定总含气量，其中吸附气采用体积法计算，游离气采用容积法确定。

(1)吸附气含量。由于岩心在出筒前随着温度压力发生改变，页岩吸附能力下降，导致吸附气损失，现场解析气量一般小于等温吸附气量，两者并不能进行简单代替。因此利用等温吸附和现场解析量数据对比可以进行简单校正。选取Xd2井五峰组、龙马溪组一段1亚段3件页岩样品，深度分别为2 050，2 062和2 070 m，总有机碳含量分别为4.57%，3.53%和6.04%，氦气法孔隙度分别为9.98%，3.51%和6.66%，现场解析量分别为2.33，3.38和3.04 m3/t(常态)，标态为1.79，2.58和2.33 m3/t。对该3件页岩进行等温吸附实验，结果显示，在60 ℃、21 MPa(相当于地层压力系数约1.0，埋深2 100 m)吸附量分别为1.77，2.74和2.80 mg/g，相当于标准状态下2.47，3.83和3.91 m3/t(图6b)。据上述数据，大致估算等温吸附含气量比现场解析气量平均高出52.4%。

(2)游离气含量。计算公式如下：

Q=Φg×Sg×Z/ρ

式中：Q为游离气量，m3/t；Φg为页岩孔隙度，%；Sg为页岩含气饱和度，%，采用70%；ρ为页岩密度，平均2.6 g/cm3；Z为CH4体积换算系数，涉及到的地层压力和温度分别采用地层压力系数和地温梯度估算，Xd2井压力系数1.0，Ydd3井压力系数0.82，地温梯度为30 ℃/km。

计算结果表明，Xd2井五峰组下段、五峰组上段—龙一段1亚段、龙一段2亚段和龙一段3亚段平均总含气量(标态)分别为2.11，4.31，2.87和1.67 m3/t。Ydd3井相应层段分别为1.51，2.95，1.54和1.60 m3/t(表2)。

木杆向斜五峰组—龙马溪组页岩气有效含气面积125.55 km2(埋深超1 500 m)，总资源量可达999.93×108m3，吸附气和游离气分别约占50%。其中五峰组上段—龙一段1亚段为主力含气段，厚度38～43 m，平均有机碳含量为3.00%～4.06%，孔隙度2.39%～8.53%，资源量441.17×108m3，约占总体的44%。向斜东部龙马溪组底界埋深约2 000～2 300 m，面积41.34 km2，资源量486.71×108m3；向斜西部龙马溪组底界埋深约1 500～2 000 m，面积84.21 km2，资源量513.22×108m3。木杆向斜是一残留向斜，压力系数近似1.0，单井平均总含气量略低于威远—长宁及涪陵等高产区，但最高含气量可达7.03 m3/t，含气页岩厚度大，横向纵向连续分布，埋藏适中，具有较大的资源潜力。

7 结论

(1)木杆向斜五峰组—龙马溪组一段暗色页岩厚161.26～164.26 m，其中总有机碳含量大于1.0%的厚110～130 m。优质段(总有机碳含量大于2.0%)厚40～70 m，平均有机碳含量为3.00%～3.61%，干酪根碳同位素-30.2‰～-27.0‰，有机质含量高且类型好，等效镜质体反射率为2.73%～2.79%。

表2 滇东北木杆向斜页岩气资源量

(2)矿物组成具有较低含量的石英和长石，较高含量的碳酸盐岩和黄铁矿，由下至上石英、碳酸盐岩和黄铁矿含量降低，长石和黏土含量增加。页岩孔隙度为2.39%～8.53%，横向渗透率(0.000 01～15.0)×10-3μm2，属于以中等孔隙为主，低—特低渗透率的储层，孔隙类型主要为有机质演化形成的介孔和微孔。

(3)页岩埋深约1 500～2 300 m，含气面积约125.55 km2，资源量999.93×108m3。其中主力含气层段位于五峰组上部—龙一段1亚段，厚度38～43 m，平均总含气量2.95～4.31 m3/t。木杆向斜五峰组—龙马溪组含气页岩厚度大，横向上连续分布，埋藏适中，资源潜力良好。