中扬子鄂西地区海相页岩气地质特征及找矿成果综述

许露露， 文剑航， 温雅茹， 王 亿， 张焱林， 谢 通， 任志军， 罗 凡， 胡江龙

(湖北省地质调查院,湖北 武汉 430034)

页岩气是指主体位于暗色富有机质泥页岩中,以吸附和游离态赋存的天然气聚集。中国南方海相页岩气分布领域广,资源丰富[1-2]。近几年的勘探实践表明,鄂西地区在早震旦世陡山沱组二段(简称“陡二段”)[3-4]、早寒武世牛蹄塘组一段(简称“牛一段”)[5-13]、晚奥陶世五峰组—早志留世龙马溪组[14-20]、晚二叠世大隆组[21-23]等4套海相页岩中钻探发现了较好的页岩气显示,估算目标区页岩气地质资源量近10 000×108m3[24],资源潜力巨大,其中牛蹄塘组、五峰—龙马溪组已获得工业气流突破。目前湖北省自然资源厅正加大对大隆组页岩气的勘探力度,在鄂西恩施地区及建始—巴东地区部署地质调查及钻井工程项目,力争获得页岩气新发现或突破。

前人从成藏地质条件、页岩储层微观孔隙特征、页岩气保存条件等方面对上述4套页岩气目的层系进行过较为深入的分析。研究表明,页岩气富集成藏区需要具备以下前提条件：位于深水陆棚相区,有机碳含量(TOC)>1%,页岩厚度>15 m,热演化程度适中(Ro<3.5%),埋深>500 m,有机质孔隙发育,位于宽缓褶皱带内未遭受强烈的构造破坏,顶底板保存条件良好[12,25-26]。虽然前人针对上述含气页岩层系从不同角度进行过研究,但对鄂西地区海相页岩含气层系地质特征的总结概况还较为薄弱,对近些年页岩气找矿成果未能充分阐述。

因此,本文将以鄂西地区主要含气页岩层系陡二段、牛一段、五峰组—龙马溪组、大隆组为研究对象,选取典型的地质调查井从富有机质页岩分布、岩性及沉积相展布、地球化学及含气性特征等几方面对鄂西地区海相页岩气地质特征及找矿成果进行综述。

1 区域地质概况

鄂西地区位于秦岭大别造山带以南的扬子地块,主要处于扬子地块中北部,北部以襄阳—广济断裂为界,南部与江南—雪峰推覆隆起带毗邻,西部与四川盆地为邻,东部靠近荆门—当阳复向斜[13]。

研究区经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期复杂构造运动,地质构造极为复杂,不同构造层次及构造类型齐全。研究区中北部发育黄陵基底和神农架基底2种基底类型,出露地层齐全,包括从元古代、古生代、中生代至新生代的地层。陡山沱组钻井主要分布在黄陵背斜东南翼,牛蹄塘组钻井主要分布在黄陵背斜东南翼及神农架背斜北缘,五峰组—龙马溪组钻井分布在中央背斜带、宜都—鹤峰背斜带、花果坪向斜带及黄陵背斜东缘等构造单元,大隆组钻井主要分布在花果坪向斜带内(图1)。

图1 鄂西地区地质简图及调查井分布Fig.1 Geological map and survey well distribution in Western Hubei1.省界线；2.正断层；3.逆断层；4.背斜；5.向斜；6.地名；7.陡山沱组井位；8.牛蹄塘组井位；9.五峰组—龙马溪组井位；10.大隆组井位；11.断层编号；12.褶皱编号；13.第四系；14.新近系—白垩系；15.侏罗系—上三叠统；16.中三叠统—泥盆系；17.志留系—南华系；18.基底；F1.齐岳山断裂带；F2.建始断裂带；F3.恩施断裂带；F4.大青山断裂带；F5.咸丰断裂带；F6.襄广断裂带；F7.阳日断裂带；F8.新华断裂带；F9.仙女山断裂带；F10.天阳坪断裂带；F11.雾渡河断裂带；F12.通城河断裂带；F13.远安断裂带；B1.石柱复向斜；B2.齐岳山复背斜；B3.利川复向斜；B4.中央背斜带；B5.花果坪复向斜；B6.咸丰背斜；B7.神农架背斜；B8.黄陵背斜；B9.秭归复向斜；B10.长阳复背斜;B11.宜都—鹤峰背斜。

2 地层及沉积相特征

2.1 陡山沱组

以黄陵背斜南翼秭地1井为例,对陡山沱组纵向上的岩性发育特征进行分析(图2)。陡山沱组下伏地层为南华系南沱组,岩性为灰绿色含冰碛砾岩,砾石成分复杂,分选较差,具次棱角—棱角状,直径0.5～2cm,个别砾岩达到3cm。陡山沱组底界以灰绿色冰碛砾泥岩的消失、灰色泥晶白云岩的出现作为地层分界标志。陡山沱组上覆地层为灯影组,以黑色含炭页岩的消失、浅灰色碎裂化微晶白云岩出现为灯影组分界标志。通过岩心观察,陡山沱组纵向上可以分为四段,一段地层主要发育灰色泥晶—粗晶白云岩夹泥晶灰岩,顶部发育一层厚约40cm的深灰色含砾灰质白云岩,以泥质白云岩的出现作为一段与二段的分界线；二段岩性主要为黑色—灰黑色炭质页岩与深灰色泥晶白云岩,为陡山沱组最重要的页岩含气层系,以泥晶白云岩条带和深灰色硅质岩的出现作为二段与三段的分界线；三段岩性主要为灰色中厚层泥晶灰岩和微晶白云岩,可见泥质白云条带；四段岩性主要为黑色含炭页岩,但厚度较薄,与三段有明显区分。

图2 鄂西地区秭地1井陡山沱组综合柱状图Fig.2 Composite stratigraphic column map of Doushantuo Formation in Well Zidi 1 of Western Hubei1.微晶白云岩；2.微晶灰岩；3.炭质页岩；4.泥晶灰岩；5.含炭白云岩；6.泥质白云岩；7.含砾泥岩。

陡二段岩相古地理分布图(图3)显示,东部荆门—当阳一带为局限台地相,局限台地相往西为环带状分布的碳酸盐岩开阔台地,其中在晓峰河剖面、宜地5井及远地2井周缘发育潮坪相,为深灰色泥质白云岩夹灰黑色炭质泥页岩。开阔台地相往西发育环带状分布的浅水缓坡相,鄂西地区中部发育黑色炭质泥岩—白云岩组合的台盆相,台盆相贯穿研究区南北,在北部神农架林区和南部鹤峰县—五峰县地区宽阔,在中部兴山县附近狭窄。台盆相北部存在3个以白云岩为主的水下隆起,神农架林区和杨道河各存在1个孤立台地相,岩性以白云岩为主。台盆相以西继续发育浅水缓坡相,沉积泥岩—白云岩组合。在浅水缓坡相以西利川市和镇东溪—石龙坡一带为陆棚相沉积相,岩性以粉砂岩—泥岩组合为主。

图3 鄂西地区陡二段岩相古地理分布图Fig.3 The lithofacies paleo-geographic of the second section of Doushantuo Formation in Western Hubei1.正断层；2.省界线；3.沉积相边界；4.岩性边界；5.地名；6.井位；7.露头剖面；8.陆棚相；9.浅水缓坡相；10.解析含气量(m3/t);11.台盆相；12.开阔台地相；13.局限台地相；14.水下隆起；15.潮坪相；16.孤立台地相；17.白云岩；18.粉砂岩—泥岩组合；19.含炭白云岩—泥岩—页岩组合。

2.2 牛蹄塘组

以黄陵背斜南缘秭地2井为例,对牛蹄塘组纵向上的岩性发育特征进行分析(图4)。牛蹄塘组下伏地层为震旦系灯影组天柱山段及寒武系岩家河组。灯影组为浅灰色含硅质白云岩地层,岩家河组底部为灰色泥质粉砂岩,中上部为深灰色角砾状灰岩夹灰黑色炭质页岩。牛蹄塘组底界以灰岩的消失、黑色炭质页岩的出现作为地层分界标志。牛蹄塘组上覆地层为石牌组,以黑色页岩的消失、深灰色泥质粉砂岩大量出现为石牌组分界标志。通过岩心观察,牛蹄塘组纵向上可以分为2段,一段主要发育黑色炭质页岩,顶部为深黑色炭质页岩与深灰色含炭灰岩互层的岩性组合,炭质含量较一段下部稍微减少。一段为牛蹄塘组最重要的页岩气储层,以灰岩的出现作为一段与二段的分界线。二段岩性主要为灰—深灰色灰岩与含炭粉砂质泥岩互层。

牛一段岩相古地理分布图(图5)显示,东部荆门—当阳一带为鄂中古陆,牛蹄塘组沉积缺失,古陆往西为环带状分布的碳酸盐岩斜坡相,至宜昌—长阳一带为浅水陆棚相,沉积炭质页岩、灰岩和白云岩的混积陆棚相。在神农架林区以南、宜昌以北,通过钻井发现存在3个水下隆起带,主要岩性为含炭钙质泥岩。宜昌以西—利川以东发育广阔的深水陆棚相沉积,形状呈两端开口的喇叭状,北部窄南部宽，岩性主体以炭质页岩为主,由北至南呈现粉砂质逐渐减少、硅质逐渐增多的趋势。

图5 鄂西地区牛一段岩相古地理分布图Fig.5 The lithofacies paleo-geographic of the first section of Niutitang Formation in Western Hubei1.正断层；2.省界线；3.沉积相边界；4.岩性边界；5.地名；6.井位；7.露头剖面；8.古陆；9.斜坡相；10.水下隆起；11.浅水陆棚相；12.深水陆棚相；13.白云岩；14.灰岩；15.炭质页岩；16.钙质页岩；17.泥质粉砂岩；18.粉砂质泥岩；19.炭质硅质岩；20.解析含气量(m3/t)。

2.3 五峰组—龙马溪组

以黄陵背斜西南部秭地3井为例,对五峰组—龙马溪组纵向上岩性及沉积相特征进行分析(图6)。五峰组—龙马溪组下伏地层为宝塔组厚层状泥质瘤状灰岩。五峰组主体岩性为黑色含炭硅质页岩夹少量黑色炭质页岩,为深水硅质陆棚相沉积，顶部发育厚度极薄的观音桥段灰岩,为台地相沉积环境。龙马溪组中下段以黑色炭质页岩为主,上段以灰黑色炭质页岩夹少量粉砂岩为主,主要为深水泥质陆棚相沉积。上覆地层新滩组以深灰色含炭页岩夹灰黑色炭质页岩及粉砂岩为特征,粉砂岩含量比龙马溪组增加,为砂泥质混积陆棚沉积环境。总体上五峰组—龙马溪组与新滩组下部可以组成两个完整的3级层序。五峰组为一个完整的3级层序,TST 1岩性从灰色泥质瘤状灰岩突变为黑色硅质页岩,显示沉积水深增加,最大海泛面位于黑色含炭硅质页岩与观音桥段含炭灰岩的分界面；HST 1岩性为顶部的观音桥段含炭灰岩,水深较浅。龙马溪组与新滩组下部组成一个完整的3级层序，TST 2岩性从含炭灰岩突变为炭质页岩,显示沉积水深增加,最大海泛面位于黑色炭质页岩与灰黑色含炭粉砂岩的岩性界面；HST 2由2个水退层序组成,第一个水退层序由下往上,含炭粉砂岩有增加的趋势,显示水体逐渐变浅，第二个水退层序由新滩组下部组成,由下往上炭质含量呈降低的趋势,粉砂岩增多,粒度变大。

图6 鄂西地区秭地3井五峰组—龙马溪组综合柱状图Fig.6 Composite stratigraphic column map of representative well ZD3 for Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Western Hubei1.灰黑色含炭灰岩；2.泥质瘤状灰岩；3.黑色炭质页岩；4.灰黑色炭质页岩；5.深灰色炭质页岩；6.黑色炭硅质页岩；7.深灰色含炭粉砂岩；8.粉砂岩。

研究区自东南向西北,依次发育水下隆起带、浅水陆棚相带、斜坡相带及深水陆棚相带(图7)。深水陆棚相带分布面积最广,主要分布在研究区西部利川—恩施—鹤峰一带以及研究区东部神农架林区—宜昌以东地区,主要沉积黑色炭质页岩及硅质页岩。斜坡相带分布在建始—秭归地区,为黑色炭质页岩和粉砂岩的混合沉积。浅水陆棚相带分布在宜昌—长阳—五峰一带,黑色炭质明显减少,沉积深灰色含炭泥质粉砂岩,至松滋市以南水下隆起带,炭质完全消失,沉积灰色泥质粉砂岩。

图7 鄂西地区五峰组—龙马溪组岩相古地理分布图Fig.7 Lithofacies paleogeographic distribution map of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Western Hubei1.正断层；2.省界线；3.沉积相边界；4.岩性边界；5.地名；6.井位；7.露头剖面；8.解析含气量(m3/t);9.斜坡相；10.深水陆棚相；11.水下隆起；12.浅水陆棚相；13.炭质页岩；14.泥质粉砂岩；15.泥质粉砂岩—炭质页岩组合。

2.4 大隆组

以中央背斜带北部高地1井为例,对大隆组纵向上岩性及沉积相特征进行分析(图8)。高地1井位于花果坪复向斜—中央复背斜过渡带北东段。大隆组地层厚度为44.07 m，以黑色薄—中层状硅质岩的首次出现作为底界划分标志,与下伏下窑组呈整合接触。根据岩石组合特征将大隆组细分为上、下二段，下段以黑色炭硅质岩和灰黑色硅质泥岩为主,为台盆相沉积环境；上段以灰岩和含炭泥岩互层为主要特征,处于台地相沉积环境。

图8 鄂西地区高地1井大隆组综合柱状图Fig.8 Composite stratigraphic column map of representative well GD1 for Dalong Formation in Western Hubei1.含燧石结核灰岩；2.白云质灰岩；3.炭硅质岩；4.炭质泥岩；5.凝灰质黏土岩。

近些年通过野外露头和钻井岩芯资料对大隆组的岩相古地理分布格局有了较为深入的认识(图9)。在研究区北部为南秦岭海槽盆地,沉积黑色炭硅质岩。东部宜昌—远安一带、西部利川以北及以南地区为碳酸盐岩台地相沉积。与台地相相邻的为台地斜坡相,围绕台地相呈环带状分布,主要分布在巴东—秭归—五峰一带,岩性以灰岩为主,夹少量泥页岩。在台地相和台地斜坡相带之间,常发育狭长的台地边缘斜坡相带,主要分布在西部利川市周缘,在台地边缘斜坡相带常发育礁滩相沉积。台盆相区主要分布在利川周缘和咸丰—鹤峰—建始一带,其中利川周缘的台盆相延伸出省界线,与四川盆地开江—梁平海槽相连。台盆相以岩性区分可细分为台盆斜坡相和台盆相，台盆斜坡相以泥质灰岩和炭硅质岩混合沉积为特征,分布在利川及咸丰—恩施周缘地区；台盆相以沉积黑色炭硅质岩为主要特征,有机碳含量高,分布在鹤峰—建始一带。

图9 鄂西地区大隆组岩相古地理分布图Fig.9 Lithofacies paleogeographic distribution map of Dalong Formation in Western Hubei1.正断层；2.省界线；3.沉积相边界；4.岩性边界；5.地名；6.井位；7.露头剖面；8.台地；9.台地斜坡相；10.台盆斜坡相；11.台地边缘浅滩相；12.台盆相；13.台地边缘斜坡相；14.礁滩；15.灰岩—泥灰岩；16.灰岩；17.生物灰岩；18.泥灰岩—颗粒灰岩；19.炭硅质岩—炭质页岩—含粉砂质泥灰岩；20.炭硅质岩—炭质页岩—泥灰岩；21.灰岩—白云岩；22.解析含气量(m3/t)。

3 含气性特征

通过对4套富有机质页岩层系纵向及平面上含气性特征的研究,阐明了鄂西地区页岩气主要找矿成果。纵向上主要选取黄陵背斜东南翼秭地1井、秭地2井,黄陵背斜西南翼秭地3井以及花果坪复向斜带高地1井4口典型调查井对陡二段、牛一段、五峰组—龙马溪组及大隆组的纵向含气性进行了特征分析(表1)。

3.1 陡二段

秭地1井位于鄂西秭归县茅坪镇乔家坪村,构造上处于黄陵背斜南翼、高家堰向斜北翼,是湖北省地质调查院部署实施的一口调查井,勘查目标层为牛蹄塘组、陡山沱组。该井于2014年12月6日开钻,2015年3月23日完钻，开钻层位为石牌组灰绿色泥页岩,先后钻穿牛蹄塘组、灯影组、陡山沱组,至南沱组冰碛砾岩层完钻,完钻井深861.86 m。陡山沱组井深633.91～854.17 m,厚度205.10 m,其中二段富有机质页岩厚度150.40 m,TOC平均值1.63%,Ro平均值1.74%。富有机质泥页岩水浸实验起泡明显(图10-a)，现场解析含气量0.08～0.99 m3/t,平均值0.45 m3/t；总含气量0.47～1.50 m3/t,平均值0.95 m3/t。纵向上含气量从埋深720.20 m处向下不断增加,在740.35 m处达到最大值,后随埋深增加开始减少,并在767.55 m处到达最小值,于767.55～838.35 m处含气量整体增加(图2)。

在平面上陡二段含气显示主要出现在黄陵背斜南缘和长阳复背斜北缘,现场解析含气量平均值以宜地3井和宜页1井为最高,分别达到1.44 m3/t和1.08 m3/t；处于开阔台地相的宜地4井、雾渡河断裂带的远地2井和页岩厚度较小的阳地1井气显较低(图3),其主要是因为分别受到沉积相类型、断裂和页岩厚度的影响。

3.2 牛一段

秭地2井是湖北省地质调查院部署实施的一口调查井,也是在湖北宜昌—秭归地区黄陵背斜东南翼实施的第二口页岩气调查井,该井勘探目标层为牛蹄塘组和陡山沱组,设计井深1 500 m。秭地2井于2015年9月12日开钻,开孔层位为石牌组,12月16日钻穿陡山沱组至南沱组完钻,完钻井深1 445.81 m。牛蹄塘组井深734.50～804.90 m,厚度70.40 m,其中一段富有机质页岩厚度50.70 m,TOC平均值2.61%,Ro平均值2.34%。富有机质泥页岩水浸实验起泡明显(图10-b)，现场解析含气量0.42～2.52 m3/t,平均值1.22 m3/t；总含气量0.78～4.44 m3/t,平均值2.27 m3/t。含气量呈现随着埋深增加逐渐增大的趋势,在牛一段底部达到最大值,至岩家河段又明显降低(图4)。秭地2井是继秭地1井之后,在钻遇牛蹄塘组和陡山沱组获得更为显著的页岩气发现,进一步佐证和拓展了秭地1井的勘探成果，使得宜昌—秭归地区页岩气勘查迅速发展。2017年 “湖北宜昌震旦、寒武、志留系获得多项页岩气重大发现”入选中国地质调查局2016年度地质科技十大进展。

此外，在黄陵背斜东南翼由中国地质调查局油气资源调查中心实施的阳页1井、武汉地质调查中心实施的宜地2井和宜页1井等井钻遇牛蹄塘组时均获得显著页岩气显示,解析含气量平均值分别达到1.05 m3/t、1.54 m3/t和2.05 m3/t。多口钻井证实在黄陵背斜东南缘深水陆棚相区,牛蹄塘组具有良好的页岩气成藏潜力。但在研究区其他构造单元,页岩含气性显示较差,如研究区西部恩地1井和咸地1井受到断层构造破坏,北部红地1井和神地1井由于热演化程度高,含气量均较低甚至不含气[22](图5)。

3.3 五峰组—龙马溪组

秭地3井为湖北省地质调查院承担实施的一口调查井，设计井深1 068 m,勘探目标层为五峰组—龙马溪组,开孔层位为罗惹坪组中部。2018年4月13日开钻，6月8日钻穿五峰组—龙马溪组至宝塔组完钻,完钻井深1 177.70 m。秭地3井五峰组—龙马溪组页岩埋深1 120.00～1 165.00 m,富有机质页岩厚度42.40 m,TOC值0.08%～5.40%,平均值2.34%；Ro值2.69%～2.85%,平均值2.77%。秭地3井在新滩组底部、龙马溪组、五峰组均获得显著页岩气显示,其中新滩组底部灰黑色含炭—炭质泥岩浸水实验气泡明显,五峰组—龙马溪组黑色炭质泥岩浸水实验剧烈冒泡(图10-c)。现场解析含气量较高,其中新滩组底部解析含气量0.20～0.65 m3/t,五峰组—龙马溪组解析含气量0.50～1.09 m3/t,总体上含气性随着埋深加大有增大的趋势,五峰组含气性稍好于龙马溪组(图6)。秭地3井系宜昌页岩气勘查示范区长江以南地区在五峰组—龙马溪组首次获得较高页岩气含气量的调查井,对推动宜昌页岩气勘查示范区建设和湖北省页岩气勘查进程具有重要意义。

图10 鄂西地区海相富有机质页岩层系典型调查井水浸实验Fig.10 Water flooding experiment photos of typical wells forthe marine organic-rich shale strata in Western Hubei

研究区平面上五峰组—龙马溪组含气性研究表明,不含气和含气量微弱(<0.1 m3/t)的钻井主要分布在阳日断裂和新华断裂周缘,如红地1井、巴地2井、秭地1井及秭地2井；含气性较好的井(>1 m3/t)主要分布在雾渡河断裂以南与天阳坪断裂以北、咸丰断裂带以东与新华断裂带以西地区,如宜页2井和来地1井含气量分别达到1.63 m3/t和1.67 m3/t。钻井含气量和所处的沉积环境有较为密切的相关性,深水陆棚相钻井含气性最好,其次为斜坡相,浅水陆棚带含气性显较差(图7)。

3.4 大隆组

高地1井为湖北省地质调查院承担实施的一口页岩气调查井，位于花果坪复向斜与中央复背斜过渡带北东段,总体处于相对稳定的单斜构造区,开孔层位为大冶组,目的层位为大隆组,完钻层位为茅口组,完钻井深910 m。目的层埋深680.0～724.1 m,富有机质页岩厚度44.1 m，TOC值1.66%～13.60%,平均值8.70%；Ro值1.77%～3.16%,平均值2.64%。高地1井获得了较为显著的页岩气显示,岩芯浸水实验气显明显(图10-d)，现场解析气含量0.69～2.92 m3/t,平均值2.21 m3/t,纵向上含气量随埋深增加整体呈现出增大的趋势(图8)。

研究区平面上大隆组含气显示主要出现在花果坪复向斜东北缘和东南翼,以高地1井和恩地1井为最高,含气量分别达到2.21 m3/t和1.28 m3/t；长地3井气显较差(图9),主要原因是其位于台地斜坡相,页岩厚度较小,有机碳含量不高。

高地1井在鄂西建始地区首次获得二叠系页岩气发现,基本阐明了该地区页岩含气性特征,对鄂西地区二叠系大隆组的进一步勘探提供了重要依据,相继在建始—巴东地区部署的恩地1井、建地3井均钻获良好的页岩气显示。高地1井、恩地1井及建地3井的钻探证实鄂西地区大隆组台盆相区存在良好的页岩气成藏潜力。

4 富有机质页岩综合对比

参照自然资源部发布的《页岩气资源/储量计算评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)以及鄂西地区页岩气勘探实践[22],对鄂西地区4套主要含气页岩层系埋深、富有机质页岩厚度、有机碳含量、成熟度、脆性矿物含量、现场解析含气量和总含气量等参数进行综合分析与对比(表1)。

表1 鄂西地区海相页岩层系评价参数综合表Table 1 The evaluation parameters for the marine shale strata in Western Hubei

4.1 沉积环境

中扬子鄂西地区在陡二段沉积时期,处于拉张背景下的被动大陆边缘盆地,富有机质页岩沉积于台盆相环境中。至牛一段沉积时期,处于拉张背景下的被动大陆边缘—裂谷盆地,富有机质页岩沉积于深水陆棚相[27]，与陡二段沉积时期相比,海平面升高,深水陆棚相分布面积更广,水体更深,易于形成缺氧还原环境,更有利于有机质保存。至五峰组—龙马溪组沉积时期,处于挤压背景下的前陆盆地,富有机质页岩沉积于深水陆棚相[28]，相比于牛一段沉积时期,海平面相对下降,可容纳空间变小。至大隆组沉积时期,处于拉张背景下的被动大陆边缘—裂谷盆地,富有机质页岩沉积于台盆相环境中,与陡二段相比,台盆相区面积有所萎缩,秭归县—五峰县一带主要为台地相沉积环境,但台盆相内发育裂陷槽,水体更深,易于形成缺氧还原环境,更有利于有机质保存。

4.2 埋深

前人的研究表明,埋深对页岩含气量有一定的影响,在同一构造单元内,埋深与含气性呈现明显的正相关性；对于不同的构造单元,埋深与含气性的正相关性减弱,表明含气量还受到其他因素的控制。一般而言,当页岩埋深>500 m时,含气性明显增强[28-29]。通过分析4套页岩地层12口钻井埋深发现,所有钻井埋深均<2 000 m,特别是秭地1井牛蹄塘组埋深<500 m,其含气性较低，而神地1井埋深>1 000 m,其含气性也较低,说明钻井含气性还受到其他因素的影响。

4.3 厚度

根据自然资源部《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014),只要单层厚度>10 m,就符合页岩气有利区选区要求。前述12口页岩厚度均>10 m，相对而言,陡二段和牛一段富有机质页岩厚度值较大,平均值分别达到145.7 m和77.6 m。但从钻井厚度和含气性相关性来看,厚度对含气性的影响甚微。

4.4 有机质丰度及热演化程度

以往的研究表明,TOC含量与含气性密切相关,是影响页岩含气性最为关键的指标之一[27-28]。根据自然资源部《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014),页岩TOC>1.0%,就符合页岩气有利区选区要求。4套页岩地层TOC显示,大多数页岩地层TOC>1.0%,比较而言,大隆组TOC含量最高,达到特高含量标准(TOC≥4.0%)；其次为牛一段和五峰组—龙马溪组,均达到高含量标准(2.0%

成熟度(Ro)参数显示,4套主要含气页岩层系均达到了中—高热演化程度(Ro>1.3%),其中以高热演化(Ro>2.0%)居多,神地1井牛蹄塘组甚至>3%,这可能是影响神地1井牛蹄塘组含气性较低的原因之一。

4.5 脆性矿物含量

脆性矿物对页岩后期压裂改造能否产生大量裂缝系统,从而形成页岩气聚集的有效储层具有重要影响[30-31]。脆性矿物中石英含量与含气性呈现较好的正相关性[27]。根据自然资源部《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014),脆性矿物含量>40%,就达到了高脆性矿物含量。从4套页岩的矿物组分来看,均达到高脆性矿物含量，相比较而言,陡二段和大隆组脆性矿物含量更高,牛一段和五峰组—龙马溪组略低，表明陡二段和大隆组可压裂性更好。

4.6 孔渗性

页岩储层普遍具有较强的非均质性,且多具有低孔低渗的特征[22]。根据自然资源部《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014),当孔隙度<5%时,为低孔类型;当渗透率<1 mD时,为低渗类型。孔渗性数据表明,4套页岩储层均为低孔低渗储层,孔隙度数值基本相当,变化相对较小；而渗透率在不同页岩储层之间、同一页岩储层不同样品之间差异较大。相对于TOC与含气性的强相关性而言,孔渗性与含气性的相关性相对较低[28],页岩渗透率可能对含气性影响不大,但对页岩气的渗流和开发有较大影响。

4.7 含气性

含气性对比分析表明,牛一段、五峰组—龙马溪组及大隆组均具有较高的含气性,而陡二段含气性稍差。4套层系含气性在平面分布上也有较大差异,五峰组—龙马溪组含气性分布范围最广,在中央背斜带、花果坪复向斜带、宜都—鹤峰背斜带及黄陵背斜东南翼等多个构造单元中都发现了较好的页岩气显示；大隆组含气性分布范围次之,目前在石柱复向斜及花果坪复向斜带内具有较好的页岩气显示；而牛一段和陡二段含气性分布范围相对局限,目前仅在黄陵背斜东南翼具有较好的页岩气显示。

5 页岩气富集规律探讨

诸多学者研究认为，沉积相特征和保存条件是南方海相页岩气富集成藏的关键因素[14,25-26]。通过对鄂西地区4套海相页岩含气层系地层及沉积相、含气性、富有机质页岩特征进行综合对比研究,初步探讨研究区页岩气富集规律。

5.1 沉积相

上述4套地层岩相古地理分布与钻井含气性的相关性分析表明,沉积相直接影响含气量的高低。如牛一段宜地3井、五峰组—龙马溪组长地2井、大隆组长地3井均位于浅水陆棚相或者台地相沉积环境,含气性极低；而深水陆棚相和台盆相钻井具有更高的含气性。鄂西地区的勘探实践和前人的研究表明,深水陆棚相和台盆相富有机质页岩是造成页岩含气性高的物质基础[14]。

5.2 保存条件

5.2.1顶底板封闭性

良好的顶底板条件是页岩气保存的重要因素[32]。陡二段底板为陡山沱组一段白云岩,顶板为陡山沱组三段白云岩,由于白云岩容易溶蚀,易造成页岩气往上下逸散,因此顶底板封堵性一般。牛一段富有机质页岩顶板为牛蹄塘组二段灰岩段和石牌组厚层粉砂质泥岩段,底板常为震旦系灯影组四级白云岩,二者间易于缺失岩家河段,呈现区域不整合,不利于页岩气的保存,因此顶底板封闭性好,但底板封闭性较差[29]。五峰组—龙马溪组富有机质页岩顶板为新滩组黏土质及含粉砂质页岩,厚度大韧性强；底板为宝塔组致密灰岩,溶蚀孔洞不发育,因此顶底板封闭性均相对较好[28]。大隆组页岩顶板为大冶组一段钙质泥岩与薄层状泥晶灰岩组合,岩性致密,可形成较好的封堵性；底板为下窑组厚层状灰岩,岩性致密,亦形成了较好的封堵性；同时在大隆组内部发育强白云石化灰岩,岩性致密,可在大隆组内部形成一定的自封闭性。总体而言,五峰组—龙马溪组和大隆组顶底板封闭性相对较好。

5.2.2热演化程度

热演化程度升高会引起黏土矿物的转化，通常随着镜质体反射率(Ro)的增大,黏土矿物中具有较大比表面积的蒙脱石含量降低,在此过程中黏土矿物比表面积和孔体积大大降低[33]。当Ro值超过3.0%时,有机质抗压性降低,有机质孔减少[25],从而造成瞬时产气率显著降低。4套页岩地层Ro值多为2.0%～3.0%,处于滞留液态烃裂解生气高峰期,含气量总体较高。但神农架背斜北翼牛蹄塘组神地1井页岩热演化程度>3%,可能为该井含气性较低的原因之一[27]。

5.2.3构造样式

良好的构造样式是页岩气保存的关键,弱构造改造带之间的构造样式对页岩气保存较为有利[34-36]。翟刚毅等[14]研究表明,中国南方海相页岩气主要有三种类型,即完整型、残留型和破坏型。笔者认为鄂西黄陵背斜属于残留单斜型构造样式，其自身封盖作用、顶底板条件良好,距剥蚀区较近的地方页岩气丰度较低,仅残存部分页岩气；但随着埋深加大，相对远离剥蚀区,页岩气的保存条件逐渐变好,如果有逆断层的封闭隔挡作用,则更有利于页岩气的保存。陡二段、牛一段和五峰组—龙马溪组页岩在黄陵背斜东南缘较发育,且周缘有逆断层天阳坪断裂遮挡,页岩气在此残留单斜型构造样式中富集。相对于陡二段和牛一段而言,五峰组—龙马溪组富集区域更广,除了黄陵背斜东南缘,还在恩施断裂带西侧中央背斜带次级向斜核部钻获页岩气,如咸地2井总含气量>1.56 m3/t。大隆组页岩目前主要集中于花果坪复向斜带内,该向斜宽缓、面积广阔,且处于台盆相带内,构造样式和沉积相带均有利于页岩气的富集,是近几年鄂西页岩气勘探的新发现。

综上所述,4套页岩层系页岩气成藏物质基础均较好,相对而言，陡二段TOC含量相对较低,表明水体沉积时有机质保存相对较差,对页岩气富集不利。牛一段在黄陵背斜周缘具备一定的页岩气成藏潜力,但在其他构造单元由于页岩热演化程度偏高或者与下伏地层呈区域不整合接触而导致底板封闭性较差,不利于页岩气的保存。相对于陡二段TOC含量低和牛一段区域上封闭性较差的情形,五峰组—龙马溪组和大隆组深水陆棚相和台盆相分布面积广阔,物质基础较好,TOC含量高,热演化程度适中,顶底板封闭性较好,在单斜型和宽缓向斜型构造样式中且远离大型正断层,具备良好的页岩气成藏潜力,特别是大隆组地层是未来几年鄂西页岩气勘探开发的重点层位。

6 结论

(1) 鄂西地区发育陡二段、牛一段、五峰组—龙马溪组及大隆组4套主要含气页岩层系，其中陡二段处于台盆相,主要岩性为灰黑色含炭白云岩与黑色炭质页岩组合；牛一段处于深水陆棚相,主要岩性为黑色炭质页岩；五峰组—龙马溪组处于深水陆棚相,主要岩性为黑色炭硅质岩与黑色炭质页岩组合；大隆组处于台盆相,主要岩性为黑色炭质硅质岩、黑色炭质页岩与灰岩组合。

(2) 4套含气页岩层系热演化程度均较为适中；陡二段和牛一段富有机质页岩相对较厚；TOC含量大隆组相对最高,其次为牛一段和五峰组—龙马溪组,陡二段TOC相对最低；脆性矿物含量表明4套页岩层系均具有较好的可压裂性,均为低孔低渗储层。

(3) 纵向上含气性显示,牛一段和大隆组具有更高的现场解析含气量和总含气量,五峰组—龙马溪组稍低,而陡二段最低。平面上含气性分布表明,陡二段和牛一段页岩含气层仅局限分布在宜昌地区黄陵背斜南翼；大隆组页岩含气层面积相对较广,主要分布在建始县—巴东县一带花果坪复向斜中；五峰组—龙马溪组页岩含气层面积最广,在咸丰县中央背斜带、来凤县宜都—鹤峰复背斜、宜昌黄陵背斜西翼及东南翼均有分布。

(4) 台盆相或深水陆棚相中发育的富有机质页岩是页岩气成藏的物质基础，而良好的构造样式则是页岩气富集保存的关键。五峰组—龙马溪组和大隆组富有机质页岩分布面积广,物质基础较好且热演化程度适中,在单斜型和宽缓向斜型构造样式中且远离大型正断层,具备良好的页岩气成藏潜力。

(5) 大隆组将是未来几年鄂西页岩气勘探开发的重点层位,继续研究大隆组岩相古地理分布特征、探寻台地和台盆相的地理边界、进行有利区优选和资源量计算是未来几年的研究重点。

致谢：本文研究过程中，得到了湖北省地质调查院页岩气中心各位同事的支持，引用了中国地质调查局油气资源调查中心、武汉地质调查中心、中石化江汉分公司以及湖北省煤炭地质勘查院等单位的部分资料，在此一并表示感谢。