湘中坳陷涟源凹陷湘页1 井大隆组页岩气地质特征

汪凯明 何希鹏 许玉萍 金 伟

( 中国石化华东油气分公司勘探开发研究院 )

0 引言

经过10 余年的攻关探索，中国页岩气基础研究和勘探开发取得了丰富成果[1-13]，但实现商业开发的页岩气储层仅局限于四川盆地及东南缘的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，其他层系（震旦系陡山沱组、寒武系筇竹寺组/水井沱组/九门冲组、泥盆系、石炭系、二叠系等）均未实现商业开发。近年来，随着页岩气基础研究和勘探开发的不断深入[14-18]，二叠系页岩气也逐渐引起石油工作者的关注[19-23]，中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）率先在湘中坳陷涟源凹陷开展了上二叠统大隆组（P2d）页岩气评价和钻探工作，湘页1 井在600～620m 井段压裂测试获得日产2409m3的低产气流，证实该区大隆组页岩气具备一定的勘探潜力。本文旨在通过对湘页1井大隆组岩石矿物组成特征、沉积特征、有机地球化学特征、物性及含气性等进行综合研究，分析该区大隆组页岩气成藏地质条件。

1 研究区概况

涟源凹陷位于湘中坳陷北部，是以下古生界变质岩系为基底发展起来的一个晚古生代—中三叠世的碳酸盐岩为主，夹碎屑岩沉积的准地台型沉积盆地[24]，西邻雪峰山隆起、东接沩山凸起、南倚龙山凸起（图1）。

图1 涟源凹陷构造位置图Fig.1 Structural location of Lianyuan sag

涟源凹陷经历了多期复杂的构造改造，构造变形主要发育于印支期，定型于燕山早—中期。印支运动前该区以稳定沉降为主，印支早期受北西—南东方向应力强烈挤压，形成了西部叠瓦状逆冲断裂带和中部构造带的隔挡式褶皱系统及双冲断层系，以及一系列北东—北东东向的褶皱构造，奠定了该区基本的构造格架。燕山运动强烈叠加改造印支期形成的构造，燕山早期为北西—南东方向的挤压应力场，地层遭受严重抬升剥蚀，致使印支期褶皱进一步发育，形成较紧闭的线性褶皱，同时被一系列逆冲断裂分割，基本形成了现今的构造格局，即整体呈北西西向展布，西部褶皱较紧闭，以密集的北北东向叠瓦状逆冲断裂带为特征，中部以北东—北北东向的宽缓短轴向斜为特征，东部以北北东向短轴向斜与北西西向褶曲相叠加为特征[25-26]。凹陷内发育车田江、桥头河、恩口—斗笠山和洪山殿等多个北东—北北东向宽缓短轴残留向斜，向斜之间为相对紧闭的背斜，呈典型的隔挡式构造格局。向斜核部主要出露下三叠统—二叠系，恩口—斗笠山向斜残存上三叠统—下侏罗统及白垩系，向斜两翼主要出露石炭系。残留向斜是大隆组页岩气勘探目标，湘页1 井位于桥头河向斜核部的低幅度凸起区（图2），桥头河向斜位于涟源凹陷中部，呈北北东走向，长约25km，宽约6km，面积约为125km2，残留面积相对较大，核部出露下三叠统大冶组（T1d），两翼发育逆冲断层。

图2 涟源凹陷桥头河向斜过湘页1 井北西—南东向地震剖面（剖面位置见图1）Fig.2 NW-SE seismic section cross Well Xiangye 1 of Qiaotouhe syncline in Lianyuan sag(location of the section is shown in Fig.1)

图3 大隆组全岩矿物组成特征Fig.3 Mineral composition of shale in Dalong Formation

2 湘页1 井大隆组基本地质特征

2.1 岩石矿物组成特征

26 件岩心样品的全岩 X 射线衍射测试分析结果表明，大隆组矿物组成以石英、黏土矿物为主，其次为方解石，斜长石、白云石和黄铁矿相对较少（图3）。石英含量为23.7%～63.1%，平均为41.1%。黏土矿物含量为11.0%～43.5%，平均为24.3%，黏土矿物组成以伊/蒙混层为主，相对含量平均为61.8%，其中，伊利石相对含量平均为36.7%，绿泥石少见。碳酸盐矿物含量为5.2%～53.7%，平均为21.3%，其中方解石含量为2.7%～47.4%，平均为17.7%，白云石含量为0～15.6%，平均为4.9%。长石含量为0～16.8%，平均为5.2%，其中斜长石含量为1.5%～7.9%，平均为5.2%，钾长石含量为0～1.8%，平均为0.9%。黄铁矿含量为1.3%～12.6%，平均为5.5%。在全岩矿物组成定量分析的基础上，采用以石英+长石、黏土矿物和碳酸盐矿物为三端元的图解法进行岩石类型分类（图4），大隆组可划分出3 种岩石组合，以混合页岩和硅质页岩为主，局部为钙质页岩，与四川盆地五峰组—龙马溪组岩石类型相似[5]，石英含量基本相当，黏土矿物含量相对较低，碳酸盐矿物含量较高。焦页1 井石英含量平均为44.4%，黏土矿物含量平均为34.6%，碳酸盐矿物含量平均仅为9.7%[2]。

2.2 有机地球化学特征

有机碳含量（TOC）是页岩气评价的关键参数之一，勘探证实有机碳是页岩气富集的基础。湘页1井大隆组页岩总体显示出高有机碳特征。60 件页岩样品的有机碳分析化验资料显示（图5），TOC 为0.41%～10.47%，平均为3.91%；TOC 大于2%的样品占总样品数的78.3%（图6），其累计厚度占大隆组厚度的80%；TOC 大于4%的样品占总样品数的41.7%，主要分布在大隆组中段。45 件样品的岩石热解参数显示，生烃潜量S1+S2平均为2.33mg/g，最高为7.25mg/g。3 件样品的氯仿沥青“A”平均为0.12%。综合以上评价指标可知大隆组页岩为优质烃源岩，具有良好的生烃潜力，中段TOC 明显较高，是形成页岩气藏的最有利层段。

图5 湘页1 井大隆组综合柱状图Fig.5 Comprehensive stratigraphic column of Dalong Formation of Well Xiangye 1

图6 湘页1 井大隆组页岩TOC 分布图Fig.6 TOC content distribution of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

图7 页岩TOC 与石英含量相关图Fig.7 Relationship between quartz content and TOC of shales in different formations

四川盆地五峰组—龙马溪组优质页岩TOC 与石英含量具有良好的正相关性，而湘页1 井大隆组页岩TOC 与石英含量并无明显的相关性（图7）。四川盆地五峰组—龙马溪组一段发育大量的笔石、放射虫、海绵骨针等硅质生物化石，具有较高的有机质生产力，是主要的生烃母质，深水陆棚环境有利于有机质富集和保存，对有机碳含量的增高具有明显的控制作用；而大隆组存在多重生烃母质，不仅发育放射虫及海绵骨针等硅质生物化石，孢粉化石鉴定还发现孢子花粉、疑源类、裸子植物管胞碎片和古沟鞭藻等古生物，表明有机质与硅质、钙质相伴生。

10 件样品的镜质组反射率分析结果显示大隆组Ro为1.50%～1.72%，平均为1.58%；45 件样品的最高峰温Tmax为439～481℃（图5），平均为457℃；处于凝析油裂解—湿气生成阶段，有利于页岩气藏的形成。

干酪根类型影响页岩的生烃能力和含气量，是烃源岩评价的重要参数之一。透射光—荧光法鉴定的干酪根显微组分结果显示（表1），大隆组页岩干酪根显微组分以惰质组为主，平均含量高达95.21%，腐泥组、壳质组、镜质组三者平均含量之和不足5%，干酪根类型指数TI值为-95.09～-81.75，为腐殖型（Ⅲ型）干酪根，有利于生气。

表1 湘页1 井大隆组页岩干酪根显微组分测试表Table 1 Lab test data of kerogen maceral of shale samples in Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.3 沉积特征

晚二叠世，湘中坳陷受东吴运动抬升影响，区内龙潭组沉积期水体较浅，以滨岸沼泽相含煤碎屑岩沉积为主；大隆组沉积期凹陷加剧，全区发生大规模海侵，水体迅速变深，出现了凹槽台地古地理格局。在这种古构造、古地理背景下发育大隆组台盆相灰色—灰黑色硅质岩夹硅质页岩（图8），区内沉积厚度为40～167m，在印支运动的影响下，早三叠世水体变浅，沉积大冶组灰色石灰岩、泥灰岩和砂岩组合[26-27]。

图8 涟源凹陷晚二叠世大隆组沉积期沉积相图Fig.8 Sedimentary facies of the Dalong period， late Permian in Lianyuan sag

湘页1 井钻揭大隆组厚度为116m，大隆组与上覆大冶组、下伏龙潭组呈整合接触关系，基于岩性、电性、古生物和有机地球化学等特征，自下而上可划分为3 段（图5）。

大隆组下段为灰黑色混合页岩、钙质页岩及硅质页岩组合，厚度为38m；石英含量平均为46.00%，黏土矿物含量平均为13.60%，碳酸盐矿物含量平均为32.40%；硅质页岩中含少量硅藻、放射虫（图9a），硅藻和放射虫含量一般小于10%，局部见黄铁矿；TOC 平均为3.91%，且自下而上整体呈现增高趋势；常规测井曲线表现为齿状低自然伽马，介于13～138API，平均为64API。大隆组中段为硅质页岩夹钙质页岩，厚度为42m；硅质页岩中放射虫及海绵骨针发育（图9b），放射虫和海绵骨针含量高于20%，见大量黄铁矿（图9c），其含量平均高达6.30%，指示较弱的水动力条件和缺氧的还原沉积环境，为有机质保存提供了有利的沉积条件；该段有机质丰度高，TOC 平均为5.61%，最高达10.47%；石英含量为41.91%，黏土矿物含量为26.36%，碳酸盐矿物含量为17.24%，页岩中方解石脉发育（图9d、e）；常规测井曲线表现为中—高自然伽马，介于39～256API，平均为125API。大隆组上段主要为钙质页岩及混合页岩组合，厚度为36m；石英含量平均为30.50%，黏土矿物含量平均为21.07%，碳酸盐矿物含量增高，平均为36.90%，放射虫和海绵骨针含量一般小于10%（图9f），TOC 平均为2.08%，向上逐渐降低，顶部TOC 多小于1%；常规测井曲线表现为中—高自然伽马，介于58～271API，平均为123API。

图9 湘页1 井大隆组沉积构造特征Fig.9 Sedimentary structures of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

大隆组整体历经一个完整的海侵—海退沉积旋回，中段海侵达到高峰，镜下见大量放射虫及海绵骨针等古生物化石；黄铁矿最为发育，普遍大于5%，最高达12.6%；Th/U 明显低于上、下两段，平均仅为0.30，上、下两段平均值分别为1.02和0.69。Th/U 值具有沉积环境指示意义，一般在缺氧条件下Th/U 值普遍小于2[28]，比值小趋向于还原环境，沉积时期水体相对较深。湘页1 井大隆组Th/U 值整体小于2，表明整体处于缺氧的较深水台盆相沉积环境，为有机质保存提供有利条件。

2.4 可压裂性特征

页岩脆性指数是页岩气储层评价中一个重要的参数，湘页1 井大隆组页岩脆性指数为53%～89%，平均为74%（表2），表现出高脆性特征，有利于压裂改造。国内外勘探开发实践表明页岩岩石力学性质是影响页岩气储层压裂效果的重要指标之一，对压裂地质工程设计具有重要的指导作用。湘页1 井岩石力学实验及测井解释结果表明（表2），大隆组单轴抗压强度平均仅为76.2MPa，易于压裂施工；同时具有较高的杨氏模量和较低的泊松比特征，杨氏模量为8.7～28GPa，泊松比为0.15～0.29，最小水平主应力梯度为2.01～2.38g/cm3，两向水平主应力差值仅3～6MPa，有利于压裂形成复杂网络裂缝。

表2 湘页1 井大隆组岩石力学参数表Table 2 Rock mechanics parameters of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

勘探实践证实“四高”（即高有机碳、高孔隙度、高含气量、高脆性）是页岩气勘探的“甜点段”，综合评价优选湘页1 井大隆组中段600～620m 井段为“甜点段”，分3 段射孔压裂，注入150t 液态CO2、1631.5m3压裂液、82m3石英砂，施工排量为8～10m3/min，地层破裂压力为15.6MPa，停泵压力为18.3MPa，测试日产气2409m3，气体成分以甲烷为主。

2.5 物性特征

页岩的孔隙结构特征对页岩气的赋存和储集影响作用明显，本次利用低温氮气吸附法和核磁共振法来研究大隆组页岩微观孔隙及裂缝发育特征。

低温氮气吸附法可表征出样品中不同的孔径分布与微观孔隙结构特征，是近年来页岩气纳米级孔隙结构研究常用的一种实验方法[29-31]。国际理论和应用化学联合会（IUPAC）根据孔隙直径大小将孔隙分为微孔、中孔和大孔3 类[32]，微孔的孔隙直径小于2nm，中孔的孔隙直径为2～50nm，大孔的孔隙直径大于50nm。利用MicromeriticsASAP2020 型比表面积和孔隙度吸附仪开展实验分析，结果显示大隆组BET比表面积平均为2.034m2/g，以中孔和大孔为主，中孔占比为49.8%，其中孔隙直径为10～50nm 的中孔占比为36.5%，孔隙直径50～234nm 的大孔占比为45.1%（图10）。大隆组页岩孔隙直径明显高于五峰组—龙马溪组页岩，后者以2～10nm 为主。

核磁共振法是快速测量岩石孔隙度和渗透率、定性判断岩石孔缝类型的新技术，核磁共振标准T2谱信息中，信号强度反映孔隙体积，弛豫时间和曲线形态反映孔喉大小，并间接反映裂缝孔隙的发育程度[33]。本次研究选取大隆组井深602.97～645.02m 共6 块岩样进行测试，结果显示，核磁共振标准T2谱均呈现双峰特征，为典型的基质孔隙—裂缝型储层；首峰信号强度为15～45，对应弛豫时间为1～2ms，主要为基质孔隙，以中孔、微孔分布为主，井深632.34～632.47m 岩样中基质孔隙最为发育；第2 个峰信号强度最大的岩样，为井深602.97～603.07m 岩样，信号强度仅为6，对应弛豫时间为25～35ms（图11），其幅度虽然不高，但显示该岩样存在较大孔隙及微裂缝。

图10 湘页1 井大隆组页岩孔隙直径分布图Fig.10 Pore size distribution of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

一定规模的天然微裂缝对改善页岩气储集空间有积极作用，同时，压裂作业形成的人造裂缝与之沟通有利于形成复杂网状裂缝，从而提升页岩气渗流能力。岩心观察和FMI 地层微电阻率扫描成像测井显示，湘页1 井大隆组裂缝较为发育，岩心肉眼可见斜交缝、垂直缝和水平层理缝，裂缝多被方解石脉、泥质、黄铁矿等充填，裂缝宽度为0.5～5mm、裂缝长度为50～350mm 不等。

图11 湘页1 井大隆组页岩核磁共振T2 图谱Fig.11 T2 nuclear magnetic reson of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

测井解释主要为高导缝和高阻缝（图12）。高导缝属于以构造作用为主形成的天然裂缝，对于储层的形成和改造具有重要作用，多数高导缝趋向于开启缝，被钻井液侵入或泥质、黄铁矿等充填，沿高导缝多发育溶蚀孔洞，可以构成良好的储层。成像测井显示高导缝分布杂乱，产状多样，在大隆组中段、上段较为发育，在下段零星分布，密集段孔隙度明显较高，对改善储层物性有着积极贡献。高阻缝在大隆组中段、上段连续分布，在下段不发育，呈高角度贯穿岩层，被方解石脉等高阻矿物充填，渗透能力差，一般不具有储集性能，但在压裂改造过程中可以诱导形成复杂缝网。测井解释裂缝宽度主要为0.1～0.3mm，最宽可达1mm，裂缝长度为20～300mm，裂缝密度为2.1～6.3 条/m，裂缝孔隙度为0.008%～0.019%。

湘页1 井大隆组页岩测井解释孔隙度主要为3%～8%（图12），整体呈现中段高，上、下两段低的特点，中段局部高达15%，平均为7.2%，上、下两段平均值分别为6.7%、4.7%。大隆组页岩孔隙度整体略高于四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩孔隙度，后者测井解释孔隙度主要为3.46%～5.21%[34]。测井解释大隆组页岩渗透率一般小于100nD，平均值为86.8nD，总体表现出较低渗特征。

图12 湘页1 井大隆组页岩裂缝发育特征图Fig.12 Fracture characteristics of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.6 含气性特征

含气性是页岩气富集程度的最直观反映，主要受控于页岩品质和保存条件。湘页1 井钻井过程中大隆组多段见到连续气测异常显示，在601～617m 井段全烃最高达2.25%，背景值为0.6%，钻井液密度为1.05g/cm3。现场页岩含气量测试最高为0.73m3/t，平均为0.42m3/t，测井解释含气量最高为1.17m3/t。该层段含气量整体低于四川盆地五峰组—龙马溪组页岩含气量，焦石坝地区焦页1 井页岩层段现场岩心含气量测试为0.44～5.19m3/t，平均为1.97m3/t，下部富有机质页岩含气量测试平均为2.96m3/t[2]。

等温吸附实验结果显示，湘页1 井大隆组页岩吸附量为1.5～2.7m3/t（图13），兰格缪尔体积为1.61～3.15m3/t，具备一定的含气性，TOC 对页岩吸附能力有一定的控制作用，TOC 越高吸附能力越强。

图13 湘页1 井大隆组页岩等温吸附曲线Fig.13 Isothermal adsorption curves of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

3 含气量影响因素

综上所述，湘页1 井大隆组页岩发育，有机质丰度高，热演化程度适中，物性条件好，理应具备页岩气藏形成的有利地质条件，但相比四川盆地商业开发的五峰组—龙马溪组超压型页岩气藏，大隆组页岩含气量明显偏低，分析认为主要存在两方面的原因。

（1）研究区经历多期构造运动的叠加改造，尤其印支期以来遭受强烈的褶皱变形、抬升剥蚀。湘页1 井埋藏史与热演化史表明大隆组页岩存在二次生烃过程（图14），同时，开始生烃以来经历了3期明显的构造抬升剥蚀。第一次，晚二叠世—早三叠世为凹陷沉降沉积阶段，大隆组页岩在早三叠世进入生烃门限，此时成熟度较低，Ro为0.65%，仅生成少量液态烃，随后在早—中三叠世遭受第一期抬升剥蚀作用。第二次，晚三叠世—中侏罗世为凹陷快速沉降沉积和深埋时期，大隆组页岩在中侏罗世达到最大古埋深，Ro为1.50%～1.72%，为凝析油裂解—湿气生成阶段，是页岩气主要成藏期，之后在中—晚侏罗世燕山期，遭受第二期强烈的构造抬升剥蚀作用，构造抬升快且地层剥蚀厚度大，侏罗系几乎剥蚀殆尽。第三期抬升剥蚀作用始于晚白垩世早期一直持续到第四纪。由此可知，大隆组页岩具有生烃早，抬升剥蚀期次多、时间长、作用强的特点，湘页1 井岩心可见因挤压作用形成的揉皱变形构造和平整光滑的镜面特征（图15），强烈的抬升剥蚀作用导致研究区大隆组现今埋藏深度大多不足千米。

图14 湘页1 井埋藏史与热演化史Fig.14 The burial history and thermal evolution history of Well Xiangye 1

图15 湘页1 井岩心挤压变形特征Fig.15 Characteristics of core extrusion deformation in Well Xiangye 1

由四川盆地及东南缘下古生界页岩气勘探开发实践可知，页岩埋藏深度与地层压力系数呈现一定的正相关关系，构造抬升过程中地层压力释放，2000m 以浅的页岩气藏以常压为主，埋藏深度越大，压力系数越高（图16）。压力系数较高的页岩气藏指示较好的保存条件，一般含气性较好（图17），压裂测试能获得较高的产量。湘页1 井大隆组底面现今埋藏深度仅为678m。此外，井筒所处的桥头河向斜为一负向构造（图18），距向斜两翼大隆组出露区较近，仅为2.9～3.6km，页岩气易发生横向逸散，两翼反向逆断层具有一定的侧向遮挡封堵作用。湘页1 井大隆组页岩气藏压力系数为0.9，属于典型的浅层向斜型常压页岩气藏。因此，残留向斜型页岩气勘探需要寻找构造形态宽缓、埋深较大、远离剥蚀区、翼部发育反向逆断层的有利目标。

图16 四川盆地及东南缘下古生界页岩气产层中部埋藏深度与地层压力系数关系图（部分数据据文献[5，8]）Fig.16 Relationship between the burial depth in the middle of the lower Paleozoic shale gas producing strata and formation pressure coefficient in Sichuan Basin and its southeast margin(some data from references[5，8] )

图17 四川盆地及东南缘下古生界页岩含气量与地层压力系数关系图（部分数据据文献[5，8]）Fig.17 Relationship between shale gas content and formation pressure coefficient of the lower Paleozoic in Sichuan Basin and its southeast margin(some data from references [5，8] )

（2）大隆组有机质丰度虽然较高，但为腐殖型干酪根。前人研究表明[35-36]，腐泥型干酪根产烃能力大大高于腐殖型干酪根，腐殖型干酪根产烃率只有5%～10%，干酪根热解生烃过程中有机质生油量为50～100mg/g；而腐泥型干酪根产烃率高达36%～40%，有机质生油量为360～400mg/g；混合型干酪根产烃率为20%，有机质生油量为200mg/g。四川盆地五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩为典型的腐泥型、偏腐泥混合型干酪根[37]，与北美地区产气页岩的干酪根类型基本一致，主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，具有较高的产烃率。因此，腐殖型干酪根产烃率相对较低也是大隆组页岩含气量偏低的原因之一。

图18 湘页1 井大隆组页岩气成藏模式图Fig.18 Shale gas accumulation model of Dalong Formation of Well Xiangye 1

4 结论与建议

（1）首次利用钻井资料系统揭示湘中坳陷涟源凹陷大隆组页岩气地质特征，综合评价认为大隆组优质页岩厚度大、有机质丰度高、热演化程度适中、储集条件较为优越、可压裂性好，具备形成页岩气藏的基本地质条件。

（2）与四川盆地五峰组—龙马溪组优质页岩不同，湘页1 井大隆组页岩TOC 与石英含量无良好的正相关性，认为台盆沉积环境下的大隆组存在多重生烃母质，有机质与硅质、钙质相伴生。

（3）保存条件是影响页岩含气性的关键因素，多期次的构造抬升与剥蚀作用导致大隆组页岩气藏被调整和破坏，燕山期和喜马拉雅期是影响页岩气保存的关键构造变革期。

（4）在页岩气勘探方面，建议加强大隆组页岩气有利目标的评价优选，大隆组残留面积大、构造形态宽缓、埋藏深度较大的残留块体可作为页岩气勘探的有利目标；可探索大隆组、龙潭组中浅层立体勘探开发模式，有利于降低工程成本，实现资源的高效开发。