湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组页岩气潜力_曹涛涛.pdf

第 47 卷 第 4 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.4 2019 年 8 月 COAL GEOLOGY 2. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology, SINOPEC, Wuxi 214126, China; 3. Sichuan Key Laboratory of Shale Gas uation and Exploration, Chengdu 600091, China Abstract In order to reveal the shale gas potential and exploration direction of the marine-continental transitional shale in central and southeastern Hunan, samples were collected from the Lower Carboniferous Yanguanjie a- tion and Upper Permian Longtan ation, measurements were conducted on TOC, Rran, kerogen carbon isotope, maceral composition, X-ray diffraction, scanning electron microscopy, porosity, permeability and methane sorption capacity. The results indicate that Yanguanjie ation and Longtan ation shale are at the mature stage, and mainly dominated by type III kerogen. The Longtan shale generally has higher TOC content, while Yanguanjie shale has usually low TOC content. The minerals are mainly dominated by clay mineral and quartz, some Yanguan- jie shale has high content of calcite. Pores in the two set of shales are not well developed, and their main pores are organic matter pore, dissolution pore and microfracture. The porosity of the Yuanguanjie and Longtan shales varies from 0.41 to 2.73, and the permeability is between 0.0810-3 μm2 and 0.9810-3 μm2. The porosity is positively affected by TOC content. Unstable minerals such as feldspar and carbonate could provide some pore space, but have limited influence on shale physical property. However, the porosity is negatively correlated with clay mineral content. Methane sorption capacity of shales is generally between 1.67 and 2.5 cm3/g. The desorbed ChaoXing 第 4 期 曹涛涛等 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组页岩气潜力 95 gas content of Longtan ation shales from well 2015H-D3 is generally higher than 0.5 cm3/g, with a highest value of 2.35 cm3/g, indicating that Longtan ation in central and southeastern Hunan Province has a certain shale gas potential. However, the shale gas potential of the Yanguanjie ation is relatively weaker compared to Longtan ation. Keywords shale gas; pore structure; gas-bearing capacity; Yanguanjie ation; Longtan ation; central and southeastern Hunan 随着我国四川盆地、鄂尔多斯盆地页岩气获 得重大突破[1-2]，页岩气日益引发关注，特别是针 对海相页岩气地质学理论。 然而发育多套页岩层系 的中下扬子地区的页岩气勘探仍处于初级阶段[3]。 湖南省是一个贫煤、缺油和常规天然气的地区， 但其内潜在的页岩气资源较丰富[4]，包括湘西下 寒武统牛蹄塘组海相页岩层系，及湘中和湘东南 泥盆系棋梓桥组、佘田桥组、下石炭统测水组、 上二叠统龙潭组和大隆组等海陆过渡相富有机质 页岩层系[5-8]。 湘中涟源–邵阳–零陵凹陷和湘东南坳陷是我国 页岩气资源远景区之一[9]。涟源凹陷湘页 1 井在大隆 组和龙潭组获得了工业气流， 揭示了湘中页岩气具有 一定的勘探潜力[10]。国内学者已对该区龙潭组的沉 积环境、烃源岩特征和储层物性等进行了研究[11-12]， 但是对下石炭统岩关阶组的关注很少，其页岩气潜 力也未进行评价。本文通过对湘中和湘东南野外露 头样品进行分析，揭示岩关阶组和龙潭组页岩气储 层及含气特征， 以期为该区页岩气的勘探提供参考。 1 区域地质背景 湘中坳陷是以早古生代变质岩为基底发展起来 的晚古生代中三叠世碳酸盐岩为主并夹碎屑岩为 特征的准台地型沉积坳陷区[4,13]，主要有湘潭凹陷、 沩山凸起、涟源凹陷、龙山凸起、邵阳凹陷、关帝 庙凸起和零陵凹陷等二级构造单元组成图 1。 湘东 南地区位于华夏板块和扬子板块之间，西北以衡山 隆起与湘中坳陷为界、东与桂东汝城隆起、南与 桂中坳陷毗邻。 雪峰运动使湘中和湘东南发生隆起， 自中泥盆世至中三叠世沉积了多套泥页岩，其中下 石炭统富有机质页岩发育在岩关阶组、测水组，上 二叠统富有机质页岩发育在龙潭组和大隆组。 图 1 湘中与湘东南区域地质构造图据文献[5]，修改 Fig.1 Regional tectonic map of central and southeast Hunan ChaoXing 96 煤田地质与勘探 第 47 卷 2 泥页岩地球化学特征 2.1 有机碳含量 根据国土资源部油气战略中心海陆过渡相页岩 气有利区优选标准[14]，泥页岩 TOC 质量分数达到 1.5即可作为页岩气评价和生产下限，有利的产气 页岩有机碳含量不低于 2。 由于湘中和湘东南地区 石炭系和二叠系缺乏钻井资料，笔者对该区露头样 品进行分析，结果表明涟源冷水江、邵阳城南、零 陵东安和零陵萍洲等露头剖面的岩关阶组 87 个泥 页岩 TOC 质量分数介于 0.2020.94，平均为 1.67表 1。湘中和湘东南岩关阶组泥页岩的 TOC 质量分数高于 1.5的样品约占样品总数 20， 其余 样品 TOC 含量普遍较低。从区域分布上看，邵阳城 南岩关阶组泥页岩的 TOC 质量分数比涟源冷水江 和零陵地区要高表 1。龙潭组 37 个泥页岩中以 TOC0.9 表 1，湘中和湘东南地区岩关阶组泥页 岩的成熟度适中、处于成熟阶段，个别样品处于高 过成熟阶段Rran2.0，区域上成熟度演化变化较 小。龙潭组泥页岩的 Rran普遍处于 0.91.5，涟 源凹陷珠梅和斗笠山剖面泥页岩的 Rran较低；邵阳 凹陷隆回北山剖面泥页岩 Rran最高；湘东南坳陷耒 阳荫田圩剖面泥页岩的 Rran居中。包书景等[15]研究 结果显示湘中地区龙潭组泥页岩的热演化程度在 1.102.22，多数分布在 1.21.6，与本文研 究结果较为接近。 2.3 有机质类型和显微组成 岩关阶组和龙潭组泥页岩干酪根碳同位素值 δ13Cker介于–28.6‰–22.1‰表 1，干酪根类型为 IIIII 型，以 III 型为主。根据干酪根类型指标与干 酪根元素组成之间的对应关系[16]，从表 1 也可以得出 岩关阶组和龙潭组泥页岩干酪根类型以 III 型为主。 全 岩显微组分以镜质组和超微组分颗粒小于 1 μm，与 黏土矿物均匀混合，无法精确定量的组分为主，并 含一定量的陆源碎屑、半丝质组和丝质组，具有明 显的 III 型干酪根特征图 2。 表 1 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩有机质特征 Table 1 Organic matter characteristics of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan 干酪根元素组成 地层 采样地点 TOC/ Rran/ δ13Cker/‰ 类型 C / H / H/C 涟源冷水江 0.381.63 1.461.58 –25.5–22.9III 6.4630.42 0.231.42 0.331.24 邵阳城南 0.4011.87 1.74 –28.6–23.1II–III 11.2072.800.942.81 0.361.22 零陵东安 0.520.82 1.53 –27.8 II 53.50 1.49 0.33 岩关 阶组 零陵萍洲 0.2020.94 1.582.11 –24.3-23 III 3.7163.40 0.802.34 0.452.59 涟源珠梅 0.752.61 0.93 –22.6 III 81.94 0.93 0.14 涟源斗笠山 2.277.11 0.92 –22.6 III 72.47 3.66 0.61 隆回北山 0.201.18 1.301.36 –25.9–22.2III 9.0625.15 1.271.78 0.851.68 龙潭 组 耒阳荫田圩 1.108.10 1.151.19 –23.1–22.1III 31.9843.422.022.19 0.610.76 注0.381.63 表示最小值最大值，其他数据同。 V镜质组；Mi超显微有机组分；Cl黏土矿物；Py黄铁矿 图 2 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩全岩显微组成 Fig.2 Maceral compositions of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in the central and southeast Hunan ChaoXing 第 4 期 曹涛涛等 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组页岩气潜力 97 2.4 矿物组成 傅雪海等[17]认为，煤系较为有利储层其脆性矿 物质量分数在 30以上。研究区岩关阶组页岩主要 矿物组成为黏土矿物9.8066.40和石英13.50 62.30， 其次是方解石059.30、 长石02.20、 白云石013.40等图 3a。涟源凹陷冷水江剖面 主要以黏土矿物和石英为主；邵阳凹陷邵阳城南和 零陵凹陷东安剖面黏土矿物质量分数普遍低于 20，同时具有很高含量的方解石；零陵萍洲泥页 岩以黏土矿物为主，石英次之。X 衍射表明岩关阶组 在涟源凹陷主要以伊蒙混层、伊利石和绿泥石为主； 邵阳凹陷则以蒙脱石、伊蒙混层和绿蒙混层为主；零 陵凹陷以伊蒙混层、伊利石和绿泥石为主图 3b。 龙潭组泥页岩以黏土矿物49.771.3和石 英19.645.00为主，其次为长石09.8等图 3c 。 石 英 和 长 石 等 脆 性 矿 物 的 质 量 分 数 为 29.751.3。龙潭组页岩黏土矿物由伊蒙混层、 伊利石、绿泥石和高岭石组成，以伊蒙混层和伊利 石为主图 3d。含有高岭石这一特征也揭示了龙潭 组成岩演化较低的特征，随着埋藏深度增加，介质 条件由酸性向碱性转化，高岭石向绿泥石或伊利石 进行转化。 图 3 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩矿物组成 Fig.3 Mineral composition of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan 3 泥页岩储层物性特征 3.1 储层孔隙类型 张慧等[18-19]将页岩孔隙分为主要孔隙如顺层缝 隙、泥粒孔、组分间孔、层间裂缝、有机孔和其他孔 隙如晶间孔、溶蚀孔、片间缝隙，以及构造孔隙等。 研究区岩关阶组和龙潭组泥页岩孔隙整体发育较差， 主要以矿物层间孔、溶蚀孔、有机孔为主，发育少量 层理裂缝，这与梁家驹等[12]研究结果相似。图 4a 显 示泥页岩具有片状结构， 发育一定的矿物间孔隙， 部 分孔隙被充填， 彼此连通性较差。 片状伊利石呈定向 分布，顺层发育一定的孔隙。图 4b图 4d 显示泥页 岩被溶蚀的特征，属于次生孔隙[18]。页岩中发育的 溶蚀孔主要为碳酸盐岩矿物，其次为碎屑长石[18-19]。 其中图 4b 显示矿物致密、整体都具有溶蚀的特征， 溶蚀孔之间多孤立存在；图 4c图 4d 显示碳酸盐岩 矿物被溶蚀，数量较少，孔径为几至几十微米级。形 成于生气窗的溶蚀孔对页岩气赋存具有积极作用。 草 莓体黄铁矿晶粒表面呈溶蚀现象图 4e， 其脱落后残 留的孔隙具有较差的连通性。 层间裂缝是指规模远小 于层理、 大于顺层裂缝且平行层理的单向裂缝， 以原 生为主[18]，一般长几十微米，宽几微米图 4f。张慧 等[18]认为顺层裂缝可以是矿物质与有机质之间的， 也可以发育在同一矿物之间。 页岩的层间裂缝能增加 页岩储层的各向异性和横向上的孔渗性。 普遍认为有 机孔是由于生烃母质在热演化过程中形成的， 多呈纳 ChaoXing 98 煤田地质与勘探 第 47 卷 米级存在于干酪根内部或颗粒堆砌成的格架孔中。 从 图 4g图 4i 可以看出，龙潭组有机质内部发育一定 量的微孔隙或不发育孔隙。 硬性颗粒接触边缘发育较 多的微裂缝， 宽度一般在十几至一百多纳米， 这是由 于在生烃过程中有机质收缩、 而无机矿物的体积基本 保持不变的情况下形成的[20]。郭少斌等[21]对我国海 陆过渡相页岩研究也发现有机孔发育较差。 相比较于 四川盆地海相龙马溪组， 岩关阶组和龙潭组泥页岩有 机孔发育较差， 可能与其显微组分构成不同有关。 岩 关阶组和龙潭组泥页岩主要显微组分为镜质组， 随着 热演化程度增加，镜质体内孔隙发育不明显[22]，这 与以腐泥组和固体沥青为主要特征的龙马溪组明显 不同， 而倾油型的腐泥组和固体沥青与有机孔的发育 存在显著关系[19,23]。 图 4 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩孔隙类型 Fig.4 Pore types of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan 3.2 孔渗特征 湘中与湘东南地区岩关阶组泥页岩孔隙率在 0.412.76，平均为 1.20，渗透率为0.090.98 10-3 μm2，平均为 0.2710-3 μm2图 5；龙潭组泥页 岩孔隙度在 0.961.78，平均为 1.42，渗透率 为0.080.5310-3 μm2， 平均为 0.2310-3 μm2图 5。 该结果与鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩具有很 好的可比性，闫德宇等[14]对鄂尔多斯海陆过渡相页 岩测试表明其平均有效孔隙度为 1.12，平均渗透 率为 0.037 10-3 μm2。李国亮等[24]也发现龙潭组泥 页岩具有非常低的孔渗，其孔隙度为 0.41.0， 渗透率皆低于 0.04 10-3 μm2。岩关阶组和龙潭组的 孔隙度明显低于海相龙马溪组页岩的孔隙[25-26]。龙 马溪组包括硅质页岩相、钙质硅质页岩相、黏土质 硅质混合页岩相、钙质页岩相、黏土质页岩相等， 这些岩相之间的孔隙度存在一定的差异，如硅质页 岩相孔隙度为 4.16.9、钙质硅质混合页岩相孔 隙度为 4.57.5、黏土质页岩相为 3.85.2， 整体上都在 3.8以上[25]。 本次研究的页岩样品根据 其矿物含量也可分为硅质页岩相、黏土质页岩相和 钙质页岩相，但均具有非常低的孔隙度，可能与海 陆过渡相发育部分煤系相关，煤系普遍具有较低的 孔渗特征[27-28]。 为了进一步研究湘中与湘东南泥页岩微观孔隙 特征，进行了氮气吸附–压汞实验联合表征图 6。结 果表明龙潭组泥页岩在低压阶段0.000 10.1 MPa， 汞流体注入速率很慢， 揭示大孔及微裂缝发育较差； 在 0.110 MPa，流体注入速度呈快速增加的状态， 说明了该阶段孔隙明显增多。 毛管压力超过 10 MPa， 流体注入速度呈现两种状态，一是以涟源珠梅和耒 ChaoXing 第 4 期 曹涛涛等 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组页岩气潜力 99 图 5 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩孔渗分布图 Fig.5 Porosity and permeability of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan 阳荫田圩为例，呈注入速度放缓的情况，揭示了小 尺度的孔隙较少；另一种以隆回北山为代表，注入 速度保持增加的状态，揭示微观孔隙数量增多。从 图 6 可以看出，孔隙以半径 1020 nm 的孔隙为主， 半径小于10 nm和大于40 nm的孔隙发育相对较少。 包书景等[15]认为该套页岩压实作用强烈，主要发育 了残留孔、溶蚀孔等，有机孔发育较差，导致页岩 微孔发育较差。 揭示泥页岩物性的控制因素对于寻找页岩气富 集规律和甜点区具有重要的意义。从图 7 中可以看 出岩关阶组和龙潭组大部分样品的孔隙度与 TOC 之间存在一定的正相关性图 7a。然而也有少量低 TOC 泥页岩具有相对高的孔隙度，可能受矿物孔或 微裂缝的影响较大。TOC 与渗透率之间也具有一定 的正相关性图 7b， 说明了 TOC 及较小尺度的有机 孔是渗透率的主要控制因素。岩关阶组和龙潭组泥 页岩中黏土矿物含量与孔隙度之间具有轻微的负相 关性图 7c，说明高含量的黏土矿物不利于孔隙系 统的建设，该研究与张国涛等[29]认为黏土矿物是微 观孔隙的重要因素不完全一致。包书景等[15]通过氩 离子抛光扫描电镜观察到龙潭组泥页岩压实强烈， 黏土矿物孔隙被压实，导致其与孔隙度之间存在轻 微的负相关性，从而导致其对孔隙发育影响较小。 图 6 湘中与湘东南龙潭组泥页岩气体吸附–压汞法毛管 压力曲线和孔径分布 Fig.6 Capillary pressure curve and pore size distribution of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan, obtained from gas adsorption-mercury injection ChaoXing 100 煤田地质与勘探 第 47 卷 图 7 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组泥页岩孔渗影响因素 Fig.7 Influence factors of porosity and permeability of Yanguanjie ation and Longtan ation shales in central and southeast Hunan 徐国盛等[5]也认为龙潭组泥页岩的吸附气含量受 TOC 控制，其次受黏土矿物影响。渗透率与黏土矿 物之间没有明显的相关性图 7d，说明渗透率受黏 土矿物影响较小。长石和碳酸盐岩等不稳定矿物含 量与孔隙度之间没有相关性图 7e，反映了不稳定 矿物被溶蚀后产生的孔隙能在一定程度上增加孔隙 度、但增幅有限，其对渗透率影响也较小图 7f。 4 泥页岩含气性分析 等温吸附实验表明 1 个岩关阶组泥页岩样品的 吸附气含量为 1.67 cm3/gTOC0.55，湘页 1 井 2 个龙潭组泥页岩样品的吸附气含量在 2.02.5 cm3/g 图 8，达到了商业开采的标准1.1 cm3/g。包书景 等[15]研究分析的湘中龙潭组泥页岩甲烷吸附量变化 范围在 0.824.67 cm3/g，平均为 2.74 cm3/g。 已有勘探表明，湘页 1 井在龙潭组钻探深度为 700800 m，龙潭组 TOC 分布为 0.458.33，平 均高达 4.81，成熟度 Rran分布在 1.51.72，干 图 8 岩关阶组与龙潭组泥页岩甲烷等温吸附曲线 Fig.8 Isothermal adsorption curves of methane of shales of Yanguanjie ation and Longtan ation 酪根为腐植型III 型。湘页 1 井现场解吸显示总含 气量 0.161.41 cm3/g，平均只有 0.48 cm3/g，可以看 出绝大部分都低于 1 cm3/g，仅 1 个龙潭组碎煤样含 气量达到 1.41 cm3/g。依据 GB/T 314832015页 岩气地质评价方法 ， 湘页 1 井的含气量低于页岩气 含量下限定位 1 cm3/g 的标准。分析其原因可知，湘 ChaoXing 第 4 期 曹涛涛等 湘中与湘东南岩关阶组和龙潭组页岩气潜力 101 页 1 井钻探资料显示龙潭组仅含上部含煤层段，而 缺失下部不含煤段，泥页岩顶底板条件较差，受后 期构造改造较为强烈，可能是页岩气含量偏低的原 因。然而邵阳凹陷 2015H-D3 井的龙潭组页岩现场 解吸气普遍大于 0.5 cm3/g，最高达 2.35 cm3/g，平 均为 1 cm3/g，证实了湘中地区龙潭组页岩气具有良 好的资源潜力[30]。 较好的孔隙发育条件和较发达的孔隙系统往 往具有好的页岩气储集条件。 北美大部分盆地的页 岩孔隙度为 310， 而研究区岩关阶组和龙潭组 泥页岩的孔隙度多在 3以下，整体上表现为孔隙 系统发育较差，具有一定的有机孔和溶蚀孔发育， 黏土矿物孔发育较少。 尽管湘页 1 井现场解吸含气 量低，但原因可能与埋藏浅1 000 m 以浅、保存 条件较差有关， 因此保存条件是湘中页岩气成藏的 关键因素，也是勘探成功的首要因素[10]。徐国盛 等[5]研究认为湘中和湘东南广泛发育垂直层面的 裂缝，受构造作用影响强烈，此种裂缝利于各层系 间气体的串通， 因此， 针对低渗透率的泥页岩而言， 对吸附气的渗流作用非常重要。2015H-D3 井具有 较高的含气能力也说明了保存条件较好时， 湘中和 湘东南地区页岩气可能具有较高的含气量和良好 的页岩气勘探前景。张成龙等[11]研究认为龙潭组 在湘中和湘东南形成了攸县和永兴两个页岩气勘 探有利区。 5 结 论 a. 湘中和湘东南地区岩关阶组和龙潭组泥页 岩处于成熟–高成熟阶段， 干酪根以 III 型为主； TOC 平均质量分数分别为 1.67和 1.82，其中岩关阶 组高 TOC 质量分数的泥页岩主要分布在邵阳凹陷； 龙潭组高 TOC 质量分数的泥页岩主要分布在涟源 凹陷。 b. 岩关阶组和龙潭组泥页岩孔隙发育整体较 差，孔隙度为 0.412.76、渗透率为0.080.98 10-3 μm2。孔隙度与 TOC 具有一定正相关性，与黏 土矿物含量呈微弱负相关性。 c. 湘中与湘东南龙潭组泥页岩的甲烷等温吸 附量普遍在 1.672.5 cm3/g，研究区 2015H-D3 井龙 潭组泥页岩现场解吸气量普遍大于 0.5 cm3/g，最高 为 2.35 cm3/g， 表明湘中和湘东南龙潭组具有一定的 页岩气潜力。 d. 湘中与湘东南岩关阶组海陆过渡相泥页岩 TOC 质量分数普遍较低、页岩气勘探潜力较差，但 在邵阳城南地区具有相对较高的丰度，为今后该层 位页岩气勘探有利方向。 参考文献 [1] 郭彤楼， 刘若冰. 复杂构造区高演化程度海相页岩气勘探突破 的启示以四川盆地东部盆缘 JY1 井为例[J]. 天然气地球科 学，2013，244643–651. 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