張培先

(中國石化 華東油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，南京 210011)

黔中隆起及鄰區(qū)下寒武統(tǒng)頁巖氣成藏特殊性分析

張培先

(中國石化 華東油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，南京 210011)

黔中隆起及鄰區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖厚度大、有機碳含量高、熱演化程度高、脆性礦物含量高，具備頁巖氣成藏的基本地質(zhì)條件，但經(jīng)過多年頁巖氣勘探實踐，至今未取得實質(zhì)性突破，主要受頁巖氣成藏條件的特殊性控制。在系統(tǒng)分析野外剖面以及黃頁1井、龍頁1井、丁山1井等資料的基礎(chǔ)上，重點開展沉積相、頁巖分布、有機碳含量、熱演化程度等頁巖基本地質(zhì)特征和儲集類型、儲集物性及頁巖含氣性等頁巖儲層特征的研究，認為頁巖氣成藏條件特殊性主要表現(xiàn)在2個方面：(1)頁巖熱演化程度的特殊性，生烴、排烴歷史復(fù)雜，熱演化程度高，不利于頁巖氣的賦存和富集；(2)儲層特殊性，熱演化史復(fù)雜、成巖作用強導(dǎo)致頁巖孔隙度較低，尤其有機孔發(fā)育少且孔徑較小，頁巖儲集性差。在此基礎(chǔ)上，制定了頁巖氣選區(qū)評價參數(shù)標準，評價了頁巖氣富集有利區(qū)。初步明確了黔南坳陷黃平地區(qū)具有構(gòu)造相對穩(wěn)定、頁巖埋深適中、有機質(zhì)熱演化程度相對較低、保存條件較好及含氣性好等特征，勘探風險程度相對較低，是黔中隆起及鄰區(qū)頁巖氣勘探突破的Ⅰ類有利地區(qū)；黔西地區(qū)由于成熟度較高，是探索高熱演化條件下頁巖氣藏的Ⅱ類有利區(qū)。

頁巖氣；成藏特殊性；牛蹄塘組；下寒武統(tǒng)；黔中隆起

從中國南方頁巖氣勘探現(xiàn)狀來看，下寒武統(tǒng)頁巖氣僅在四川盆地內(nèi)的威遠、井研—犍為等地區(qū)實現(xiàn)了“點”突破，單井獲得(2～3)×104m3/d工業(yè)氣流。自2009年以來，前人從頁巖品質(zhì)、儲層特征、有利區(qū)預(yù)測等方面對黔中隆起及鄰區(qū)進行了研究，認為下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖具有厚度大、有機碳含量高及成熟度高的特點，具備頁巖氣發(fā)育的地質(zhì)條件，并初步預(yù)測黔南、黔北等地區(qū)為勘探有利區(qū)[1-4]。在勘探上多口鉆井獲得良好氣測顯示甚至低產(chǎn)氣流，然而由于下寒武統(tǒng)頁巖經(jīng)歷的構(gòu)造運動復(fù)雜[5-7]，頁巖熱演化程度高[1-2]，導(dǎo)致頁巖氣成藏具有特殊性，而特殊性目前研究較為薄弱，影響了這一地區(qū)頁巖氣勘探進展，是研究區(qū)至今未獲得商業(yè)突破的原因。黔中隆起及鄰區(qū)下寒武統(tǒng)頁巖的地質(zhì)條件特殊性決定了頁巖氣成藏特殊性，特別是構(gòu)造演化對保存條件的影響和高熱演化程度雙重特殊性是制約勘探突破的關(guān)鍵。根據(jù)對頁巖沉積環(huán)境、巖性組合及成藏評價指標等的研究，系統(tǒng)分析黔中隆起及鄰區(qū)下寒武統(tǒng)頁巖氣成藏特殊性，結(jié)合構(gòu)造對保存條件的影響，圈定有利區(qū)，以期指導(dǎo)本區(qū)頁巖氣勘探，降低勘探風險。

1 地質(zhì)背景

根據(jù)沉積相及沉積演化，結(jié)合頁巖露頭及鉆井揭示，下寒武統(tǒng)牛蹄塘組是全區(qū)穩(wěn)定分布的硅質(zhì)頁巖層系(黔中—黔北區(qū)稱為牛蹄塘組，黔南區(qū)稱為九門沖組，屬同期異地沉積，本文統(tǒng)稱牛蹄塘組)，與北美典型頁巖層系對比來看[8-10]，具有沉積年代老、熱演化程度高、成烴生物少、構(gòu)造復(fù)雜的特征，保存條件整體較差。

2 頁巖基本地質(zhì)參數(shù)特殊性

2.1 沉積相及頁巖分布

早寒武世，研究區(qū)繼承了晚震旦世沉積相的空間展布特點，呈北北東向展布，但其沉積類型及時空分布變化較大，形成了一個復(fù)雜、有序的巖石地層序列。通過分析區(qū)域露頭及黃頁1、龍頁1、方深1等井巖性組合特征，早寒武世牛蹄塘期發(fā)生大規(guī)模海侵，全球海平面處于快速上升時期，在主要經(jīng)歷快速海侵、緩慢海退、快速海退3個階段后，被動大陸邊緣盆地沉積的厚層深水陸棚相黑色頁巖和盆地相深水熱液硅質(zhì)巖覆蓋在燈影組臺地相白云巖之上(圖2)。

圖1 黔中隆起及鄰區(qū)構(gòu)造區(qū)劃

盆地相—深水陸棚相控制下形成的牛蹄塘組黑色頁巖厚度大，平面上主要發(fā)育瀘州海槽和鄂西渝東海槽2個沉積中心，暗色頁巖厚度為50～200 m，橫向分布穩(wěn)定，黔中隆起及鄰區(qū)處于兩大海槽之間。黔南區(qū)的黃平—岑鞏地區(qū)位于鄂西渝東海槽南部，暗色頁巖厚度100～150 m，黃頁1、岑頁1等井鉆遇暗色頁巖112 m；黔中—黔北區(qū)位于瀘州海槽東部，暗色頁巖厚60～120 m，方深1井鉆遇暗色頁巖90 m，底1井鉆遇76 m，較黔南區(qū)沉積厚度減薄。牛蹄塘組頁巖厚度變化與構(gòu)造運動形成的古隆起有關(guān)，黔中隆起及鄰區(qū)發(fā)育川中—丁山、龍里2個水下古隆起，水下古隆起的發(fā)育造成深水陸棚相沉積的暗色頁巖厚度大幅度減薄。黔北區(qū)北部的丁山地區(qū)林1井、丁山1井鉆遇牛蹄塘組暗色頁巖分別為41，25 m，向北呈減薄趨勢，黔南區(qū)西南部的龍里地區(qū)龍頁1、龍頁2、龍頁3等井鉆遇暗色頁巖5～20 m，進一步證實了水下古隆起的發(fā)育對暗色頁巖的沉積厚度具有較大影響(圖3)。

2.2 有機碳含量

近期， 有單位和讀者向本刊反映， 有中介機構(gòu)或網(wǎng)站宣稱代理《草原與草坪》征集稿件， 并向投稿者收取費用，承諾可以在本刊發(fā)表文章，此舉已對本刊聲譽造成不良影響。對此， 本刊聲明如下：

下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖處于缺氧強還原環(huán)境，有利于有機質(zhì)的保存，不同沉積相帶控制了頁巖發(fā)育層位及橫向變化，同時也控制了有機質(zhì)豐度，暗色頁巖有機碳含量一般分布在1%～10%。黔中隆起及鄰區(qū)主要形成2個高值中心，一個是黔南區(qū)的黃平—凱里—岑鞏一帶，有機碳含量3%～6%，局部最高可達10%，黃頁1井暗色頁巖有機碳含量為1.35%～9.91%，平均6.4%，黔山1井暗色頁巖有機碳含量為1.60%～5.86%，平均3.22%，均具有自上而下有機碳含量呈增高趨勢，周邊露頭丹寨等剖面暗色頁巖有機碳含量為0.54%～3.43%，平均2.5%(樣品受風化影響，有機碳含量值偏低)；一個是黔中—黔北區(qū)的金沙—遵義一帶，有機碳含量2%～4%，方深1井暗色頁巖有機碳含量為0.74%～8.02%，平均3.08%。有機碳含量高有利于有機孔隙總量的發(fā)育，對頁巖氣的富集具有重要影響，頁巖含氣量相對越高。

圖2 黔中隆起及鄰區(qū)牛蹄塘組沉積相(a)及黃頁1井柱狀圖(b)

圖3 黔中隆起及鄰區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組沉積相模式

2.3 熱演化程度特殊性

研究區(qū)牛蹄塘組頁巖在沉積相、厚度等條件上與四川盆地內(nèi)實現(xiàn)勘探突破的地區(qū)差異較小，其差異性主要體現(xiàn)在熱演化程度上。牛蹄塘組古埋藏深度大，熱演化程度高，遠高于龍馬溪組、龍?zhí)督M頁巖，局部受二疊紀玄武巖侵入的影響，造成牛蹄塘組熱演化程度進一步升高，研究區(qū)熱演化程度整體呈西高東低的特征。由于下寒武統(tǒng)泥頁巖中沒有鏡質(zhì)體，采用測量瀝青反射率得到等價鏡質(zhì)體反射率，為保證實驗結(jié)果具有可對比性，由中國石化華東油氣分公司實驗室統(tǒng)一進行樣品測定，測試時選用相對應(yīng)的標樣測試，每測試2小時，重新標樣校準，嚴格按照“SY/T 5124-2012 沉積巖中鏡質(zhì)體反射率測定方法”操作。

牛蹄塘組整體處于過成熟演化階段，高熱演化對頁巖生氣具有較大影響。勘探實踐表明，頁巖賦氣能力最大的成熟度為2%～3%，成熟度超過3%以后，頁巖的賦氣能力迅速降低(圖4)，超過4%時，頁巖的賦氣能力約為1 m3/t，僅為成熟度2%～3%的三分之一至四分之一。從頁巖氣單井產(chǎn)量來看，黔南區(qū)為成熟度相對低值區(qū)，黃頁1井成熟度為2.1%～3.48%，平均3.16%，直井壓裂后日產(chǎn)氣418 m3/d；黔中區(qū)為熱演化程度高值區(qū)，達4.0%～5.5%，方深1井成熟度高達5.5%，直井壓裂后日產(chǎn)氣小于100 m3/d；黔北區(qū)普遍為3.5%～4%。過高熱演化甚至造成部分井出現(xiàn)“低電阻”現(xiàn)象，“低電阻”頁巖含氣量小于0.1 m3/t，基本不含氣，所以寒武系頁巖氣勘探應(yīng)遵循“高中找低”的原則，盡量尋找熱演化程度較低區(qū)。

圖4 黔中隆起及鄰區(qū)頁巖熱演化程度與含氣量關(guān)系

3 頁巖儲層特殊性

3.1 儲集類型特殊性

通過氬離子拋光掃描電鏡觀察，牛蹄塘組頁巖儲集空間包括有機質(zhì)孔、礦物質(zhì)孔和微裂縫等。有機質(zhì)孔是頁巖氣賦存的主要儲集空間[11-14]，有機孔隙發(fā)育是頁巖氣高產(chǎn)的重要因素，而有機質(zhì)的來源和形態(tài)決定了有機質(zhì)孔的形態(tài)和數(shù)量[11]。牛蹄塘組暗色頁巖有機質(zhì)主要來源于褐藻、紅藻、大型蠕蟲、蟲管生物等藻、菌類生物。龍馬溪組暗色頁巖有機質(zhì)主要以紅藻、筆石、介形蟲等為主，較褐藻、大型蠕蟲、蟲管生物等更易生成有機質(zhì)孔[11-12]。這是造成牛蹄塘組頁巖有機孔隙較龍馬溪組有機孔隙差的內(nèi)因。

牛蹄塘組儲集空間的特殊性主要表現(xiàn)在孔隙類型以礦物質(zhì)孔為主，有機質(zhì)孔為輔，有機質(zhì)孔呈線狀、串珠狀分布，邊緣較光滑；志留系龍馬溪組頁巖孔隙類型以有機質(zhì)孔為主，礦物質(zhì)孔為輔，部分有機孔隙呈橢圓形或近圓形，邊緣較粗糙。寒武系牛蹄塘組與志留系龍馬溪組發(fā)現(xiàn)的頁巖氣藏在儲集空間上的明顯差異性，成為制約寒武系牛蹄塘組頁巖氣勘探難以取得較大突破的另一重要因素。

3.2 儲集物性特殊性

牛蹄塘組時代老，古埋藏深度大、成巖作用強，造成頁巖儲層致密、物性較差，主要以低孔隙、特低滲、多微孔、小孔徑為主要特征，通過對巖心和露頭頁巖樣品開展GRI物性分析，測得頁巖孔隙度為1%～3%，滲透率為(0.001～0.05)×10-3μm2，孔徑分布范圍較廣，介于1～200 nm，但以2～10 nm為主，較已經(jīng)取得勘探突破的志留系頁巖孔隙度明顯偏低(孔隙度3%～6%)，孔徑偏小(孔徑10～100 nm)，這與牛蹄塘組頁巖儲集空間特殊性具有直接關(guān)系。

在中國科學院蘭州地化所，利用WYMN-3型高溫高壓模擬儀開展半開放體系下的熱模擬實驗，研究成熟度與頁巖孔徑的關(guān)系。半開放體系和封閉體系的區(qū)別主要在于，前者當熱解產(chǎn)物達到一定壓力后，會被收集系統(tǒng)收集，而后者則一直保持全封閉狀態(tài)，但是兩個體系均沒有外界參與，在不考慮定量分析熱解產(chǎn)物的前提下，兩個體系產(chǎn)生的效果是一樣的。此外，前者的樣品倉比后者(如黃金管體系)的樣品倉大得多，為了能夠有效觀察熱模擬實驗后孔隙的變化及完成更多的配套實驗，因此采用了半開放體系。

熱模擬實驗結(jié)果表明，在生油氣窗范圍內(nèi)(成熟度0.7%～3.5%)，隨著熱演化程度增加，孔隙體積總體呈增大趨勢，下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖符合此變化規(guī)律；成熟度大于3.5%時，頁巖大孔大幅減少，介孔和微孔明顯增加，頁巖孔隙度大幅減小，下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖基本處于這一級別(圖5)。

勘探實踐亦證實了寒武系頁巖孔隙度具有隨熱演化程度增大而減小的特殊性，與熱模擬實驗結(jié)果相吻合。川中地區(qū)金頁1井牛蹄塘組有機碳含量平均為2.3%，成熟度為3.0%，孔隙度為2.39%；黔南區(qū)黃頁1井牛蹄塘組頁巖有機碳含量平均為6.4%，成熟度平均為3.16%，孔隙度平均為1.95%；渝東南地區(qū)CS1井牛蹄塘組頁巖有機碳含量平均為4.3%，成熟度為3.8%，孔隙度平均為1.37%。

3.3 頁巖含氣特殊性

黔中隆起及鄰區(qū)牛蹄塘組頁巖具有普遍含氣特征，部分井在鉆探過程中槽面可見到微雨狀氣泡。牛蹄塘組含氣頁巖頂板為牛蹄塘組致密灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖以及杷榔—變馬沖組的厚層泥巖，巖性致密，裂縫發(fā)育少，封蓋條件良好，底板為硅質(zhì)巖、燈影組風化殼白云巖，巖心破碎，裂縫發(fā)育，封蓋性較差，主要依靠牛蹄塘組底部頁巖自我封閉聚集成藏。頂?shù)装逄厥獾姆馍w性能造成了牛蹄塘組在縱向上表現(xiàn)為“整體含氣、局部富氣”的特征，以中段富氣居多(圖2b)，含氣頁巖厚度一般為25～100 m。不論是老井方深1、黔山1、莊1井還是黃頁1、岑頁1、龍頁1等頁巖氣顯示井均具有此特征，與下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖下部富氣有明顯差異性。不同構(gòu)造單元，先天沉積生烴條件、后期保存條件不同，含氣頁巖厚度及含氣性會有較大差異，甚至不含氣。黔南區(qū)南部靠近龍里水下隆起的龍頁1等井由于沉積相原因造成頁巖厚度減薄，生烴能力差，含氣量低，龍頁3井壓裂后僅見少量氣。

圖5 半開放體系下熱模擬實驗過程中頁巖有機質(zhì)孔徑變化規(guī)律

4 頁巖氣富集有利區(qū)預(yù)測

研究區(qū)構(gòu)造運動較強、熱演化程度高，牛蹄塘組頁巖氣以常壓為主，且單井產(chǎn)量較低，仍處于勘探評價與突破階段。由頁巖氣成藏特殊性決定，在有利區(qū)優(yōu)選方面應(yīng)主要考慮熱演化程度，優(yōu)先選擇熱演化程度相對較低的地區(qū)，選擇成熟度小于3.5%的區(qū)域，并綜合考慮頁巖厚度、有機碳含量、孔隙度等因素，力爭在“高中找低”和“動中找靜”，最大程度地降低勘探風險，力求實現(xiàn)突破。

以北美頁巖氣評價指標和不同學者對中國南方頁巖氣成藏條件研究成果為基礎(chǔ)[15-21]，在深化分析黔中隆起及鄰區(qū)頁巖氣成藏特殊性的基礎(chǔ)上，制定了研究區(qū)選區(qū)評價參數(shù)標準(表1)，進行頁巖氣成藏有利區(qū)評價。認為黔中隆起黃平地區(qū)為下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖氣勘探有利區(qū)，黔西地區(qū)是探索高演化頁巖氣勘探有利區(qū)(圖6)。

4.1 黔南黃平地區(qū)

黃平地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組暗色頁巖埋深1 500～3 000 m，厚100～150 m，有機碳含量為3%～6%，成熟度為2%～3.5%(周邊為凱里殘余古油藏，烴源巖為牛蹄塘組，進一步證明了熱演化程度較低)，頁巖孔隙度為2%～4%，各項靜態(tài)評價指標優(yōu)越；黃平地區(qū)頁巖氣顯示活躍，南部虎莊背斜鉆探的2口老井黔山1、莊1井牛蹄塘組泥頁巖均見到良好的氣測顯示，黔山1井共發(fā)現(xiàn)14層氣測異常段，莊1井頁巖巖心中見明顯氣泡；中部的黃頁1井含氣頁巖厚84 m，全烴1%～4.7%，現(xiàn)場實驗解吸含氣量為0.5～1.8 m3/t，具有自上而下逐漸減小的趨勢，氣體組分以甲烷為主，平均85%以上，直井壓裂后最高日產(chǎn)氣418 m3，由于距離斷層過近(300 m)，壓裂形成的裂縫與斷層溝通，造成地層與大氣淡水溝通，影響了單井產(chǎn)量；北部的岑頁1井直井壓裂后最高日產(chǎn)氣1 500 m3。黃平地區(qū)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組優(yōu)越的頁巖氣評價指標、良好的保存及封閉條件、活躍的氣測顯示，均表明頁巖氣成藏條件良好，勘探風險相對較低，是黔中隆起及鄰區(qū)頁巖氣勘探突破的Ⅰ類有利地區(qū)。

4.2 黔西地區(qū)

黔西地區(qū)由于受到黔中繼承性古隆起的影響，變形較弱，構(gòu)造運動對頁巖層破壞性小，頁巖埋深1 500～2 000 m、厚度60～120 m、有機碳含量為2%～4%，靜態(tài)評價指標良好，但由于整個黔中區(qū)受二疊紀玄武巖侵入的影響，牛蹄塘組頁巖熱演化程度整體偏高(成熟度>3.5%，最高達5.5%)，對頁巖生氣造成較大不利影響，是黔西地區(qū)影響頁巖氣富集的不利因素之一。方深1井牛蹄塘組見3 m厚氣測異常段，鉆探過程中泥漿槽內(nèi)出現(xiàn)大量微雨狀氣泡，直井壓裂產(chǎn)少量氣，表明在熱演化程度較高條件下，泥頁巖仍具備一定的生烴能力，黔西地區(qū)是探索高熱演化條件下頁巖氣藏的Ⅱ類有利區(qū)。另外，黔西北—川南地區(qū)位于四川盆地內(nèi)，埋深較大，但頁巖氣保存條件較好，也可能是黔中隆起及鄰區(qū)牛蹄塘組頁巖氣突破的關(guān)鍵地區(qū)。

表1 黔中隆起及鄰區(qū)牛蹄塘組有利區(qū)評價參數(shù)

圖6 黔中隆起及鄰區(qū)牛蹄塘組綜合評價

黔南黃平地區(qū)處于雪峰山推覆帶前緣，斷裂相對復(fù)雜，雖有多口鉆井揭示了牛蹄塘組具有良好的含氣性，但均未實現(xiàn)勘探突破，勘探過程中強化斷裂對頁巖氣保存條件的影響分析，“動中找靜”可有效降低勘探風險。處于黔中隆起的黔西地區(qū)構(gòu)造相對穩(wěn)定但熱演化程度較高，造成頁巖含氣性有所降低，“高中找低”是本區(qū)實現(xiàn)勘探突破的關(guān)鍵。

5 結(jié)論

(1)研究區(qū)牛蹄塘組頁巖氣成藏特殊性主要表現(xiàn)在：經(jīng)歷了多期次的構(gòu)造運動，頁巖熱演化程度高的特殊性，導(dǎo)致頁巖賦氣能力較低；儲集條件以無機孔為主的特殊性，導(dǎo)致吸附氣含量較低，抗破壞能力較低，在復(fù)雜的構(gòu)造運動下，導(dǎo)致頁巖的含氣性較差。

(2)由頁巖氣成藏特殊性決定，在有利區(qū)優(yōu)選方面應(yīng)主要考慮熱演化程度，優(yōu)先選擇成熟度小于3.5%的區(qū)域，并綜合考慮頁巖的厚度、有機碳含量、孔隙度等因素，在“高中找低”、“動中找靜”，最大程度地降低勘探風險，力求實現(xiàn)突破。

(3)綜合分析認為，黃平地區(qū)牛蹄塘組頁巖厚100～150 m，有機碳含量介于3%～6%，成熟度介于2%～3.5%，含氣性較好，是黔中隆起及鄰區(qū)頁巖氣勘探突破的Ⅰ類有利地區(qū)；黔西地區(qū)頁巖厚60～120 m，有機碳含量介于2%～4%，成熟度介于3.5%～5.5%，是探索高熱演化條件下頁巖氣藏的Ⅱ類有利區(qū)。

[1] 梁興,張廷山,楊洋,等.滇黔北地區(qū)筇竹寺組高演化頁巖氣儲層微觀孔隙特征及其控制因素[J].天然氣工業(yè),2014,34(2):18-26.

Liang Xing,Zhang Tingshan,Yang Yang,et al.Microscopic pore structure and its controlling factors of overmature shale in the Lower Cambrian Qiongzhusi Fm,northern Yunnan and Guizhou provinces of China[J].Natural Gas Industry,2014,34(2):18-26.

[2] 楊振恒,李志明,沈?qū)殑?等.頁巖氣成藏條件及我國黔南坳陷頁巖氣勘探前景淺析[J].中國石油勘探,2009,14(3):24-28.

Yang Zhenheng,Li Zhiming,Shen Baojian,et al.Shale gas accumulation conditions and exploration prospect in southern Guizhou Depression[J].China Petroleum Exploration,2009,14(3):24-28.

[3] 騰格爾,秦建中,鄭倫舉.黔南坳陷海相優(yōu)質(zhì)烴源巖的生烴潛力及時空分布[J].地質(zhì)學報,2008,82(3):366-372.

Tenger,Qin Jianzhong,Zheng Lunju.Hydrocarbon potential on excellent hydrocarbon source rock in southern Guizhou Depression and its spacial-temporal distribution[J].Acta Geologica Sinica,2008,82(3):366-372.

[4] 王濡岳,丁文龍,龔大建,等.黔北地區(qū)海相頁巖氣保存條件：以貴州岑鞏區(qū)塊下寒武統(tǒng)牛蹄塘組為例[J].石油與天然氣地質(zhì),2016,37(1):45-55.

Wang Ruyue,Ding Wenlong,Gong Dajian,et al.Gas preservation conditions of marine shale in northern Guizhou area:A case study of the Lower Cambrian Niutitang Formation in the Cen’gong block,Guizhou Province[J].Oil & Gas Geology,2016,37(1):45-55.

[5] 陳旭,戎嘉余,周志毅,等.上揚子區(qū)奧陶—志留紀之交的黔中隆起和宜昌上升[J].科學通報,2001,46(12):1052-1056.

Chen Xu,Rong Jiayu,Zhou Zhiyi,et al.The central Guizhou and Yi chang uplifts,Upper Yangtze region,between Ordovician and Silurian[J].Chinese Science Bulletin,2001,46(18):1580-1584.

[6] 湯良杰,郭彤樓,田海芹,等.黔中地區(qū)多期構(gòu)造演化、差異變形與油氣保存條件[J].地質(zhì)學報,2008,82(3):298-307.

Tang Liangjie,Guo Tonglou,Tian Haiqing,et al.Poly-cycle tectonic evolution,differential deformation and hydrocarbon reservation of central Guizhou and adjacent region[J].Acta Geologica Sinica,2008,82(3):298-307.

[7] 鄧新,楊坤光,劉彥良,等.黔中隆起性質(zhì)及其構(gòu)造演化[J].地學前緣,2010,17(3):79-89.

Deng Xin,Yang Kunguang,Liu Yanliang,et al.Characteristics and tectonic evolution of Qianzhong Uplift[J].Earth Science,2010,17(3):79-89.

[8] Curtis J B.Fractured shale-gas systems[J].AAPG Bulletin,2002,86(11):1921-1938.

[9] Law B E,Curtis J B.Introduction to unconventional petroleum systems[J].AAPG Bulletin,2002,86(11):1851-1852.

[10] Mavor M.Barnett shale gas-in-place volume including sorbed and free gas volume:AAPG Southwest Section Meeting,March 1-4 2003,Fort Worth,Texas[C].Fort Worth,Texas:AAPG,2003.

[11] 吳朝東,陳其英,雷家錦.湘西震旦—寒武紀黑色巖系的有機巖石學特征及其形成條件[J].巖石學報,1999,15(3):453-462.

Wu Chaodong,Chen Qiying,Lei Jiajin.The genesis factors and organic petrology of black shale series from the Upper Sinian to the Lower Cambrian,southwest of China[J].Acta Petrologica Sinica,1999,15(3):453-462.

[12] 聶海寬,邊瑞康,張培先,等.川東南地區(qū)下古生界頁巖儲層微觀類型與特征及其對含氣量的影響[J].地學前緣,2014,21(4):331-343.

Nie Haikuan,Bian Ruikang,Zhang Peixian,et al.Micro-types and characteristics of shale reservoir of the Lower Paleozoic in southeast Sichuan Basin,and their effects on the gas content[J].Earth Science Frontiers,2014,21(4):331-343.

[13] 于炳松.頁巖氣儲層的特殊性及其評價思路和內(nèi)容[J].地學前緣,2012,19(3):252-258.

Yu Bingsong.Particularity of shale gas reservoir and its evaluation[J].Earth Science Frontiers,2012,19(3):252-258.

[14] 聶海寬,張金川.頁巖氣儲層類型和特征研究：以四川盆地及其周緣下古生界為例[J].石油實驗地質(zhì),2011,33(3):219-225.

Nie Haikuan,Zhang Jinchuan.Types and characteristics of shale gas reservoir:A case study of Lower Paleozoic in and around Sichuan Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2011,33(3):219-225.

[15] 李新景,胡素云,程克明.北美裂縫性頁巖氣勘探開發(fā)的啟示[J].石油勘探與開發(fā),2007,34(4):392-400.

Li Xinjing,Hu Suyun,Cheng Keming.Suggestions from the development of fractured shale gas in North America[J].Petro-leum Exploration and Development,2007,34(4):392-400.

[16] 張金川,金之鈞,袁明生.頁巖氣成藏機理和分布[J].天然氣工業(yè),2004,24(7):15-18.

Zhang Jinchuan,Jin Zhijun,Yuan Mingsheng.Reservoiring mechanism of shale gas and its distribution[J].Natural Gas Industry,2004,24(7):15-18.

[17] 張金川,姜生玲,唐玄,等.我國頁巖氣富集類型及資源特點[J].天然氣工業(yè),2009,29(12):109-114.

Zhang Jinchuan,Jiang Shengling,Tang Xuan,et al.Accumulation types and resources characteristics of shale gas in China[J].Natural Gas Industry,2009,29(12):109-114.

[18] 梁興,葉熙,張介輝,等.滇黔北下古生界海相頁巖氣藏賦存條件評價[J].海相油氣地質(zhì),2011,16(4):11-21.

Liang Xing,Ye Xi,Zhang Jiehui,et al.Evaluation of preservation conditions of Lower Paleozoic marine shale gas reservoirs in the northern part of Dianqianbei Depression[J].Marine Origin Petroleum Geology,2011,16(4):11-21.

[19] 聶海寬,金之鈞,邊瑞康,等.四川盆地及其周緣上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣“源—蓋控藏”富集[J].石油學報,2016,37(5):557-571.

Nie Haikuan,Jin Zhijun,Bian Ruikang,et al.The “source-cap hydrocarbon-controlling” enrichment of shale gas in Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin and its periphery[J].Acta Petrolei Sinica,2016,37(5):557-571.

[20] 劉超英.頁巖氣勘探選區(qū)評價方法探討[J].石油實驗地質(zhì),2013,35(5):564-569.

Liu Chaoying.Discussion on methods of shale gas exploration evaluation[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(5):564-569.

[21] 徐政語,姚根順,梁興,等.揚子陸塊下古生界頁巖氣保存條件分析[J].石油實驗地質(zhì),2015,37(4):407-417.

Xu Zhengyu,Yao Genshun,Liang Xing,et al.Shale gas preservation conditions in the Lower Paleozoic,Yangtze block[J].Petroleum Geology & Experiment,2015,37(4):407-417.

(編輯 韓 彧)

Peculiar accumulation conditions for shale gas in the Lower Cambrian in Qianzhong uplift and its periphery

Zhang Peixian

(ResearchInstituteofExploration&Development,SINOPECEastChinaCompany,Nanjing,Jiangsu210011,China)

The Lower Cambrian Niutitang Formation shale is characterized by large thickness, high organic carbon content, high thermal evolution degree and high brittle mineral content in the Qianzhong uplift and its periphery. It has the basic geological conditions for shale gas accumulation. However, after many years of exploration, the study area has not made a substantial breakthrough, and some peculiar conditions for shale gas accumulation are the main controlling factors. Through the systematic analysis of outcrop sections and the data from wells including Huangye 1, Longye 1 and Dingshan 1, this paper focuses on the study of the basic geological characteristics of shale, including sedimentary facies, shale distribution, organic carbon content, thermal evolution degree, and the shale reservoir characteristics, including reservoir types, reservoir physical properties and gas content. The peculiarities of shale gas accumulation conditions are mainly manifested in two aspects: (1) The particularity of high shale thermal evolution degree, with complex hydrocarbon generation and expulsion history, is not conducive to gas occurrence and enrichment. (2) The particularity of the shale reservoir. Complex thermal evolution and strong diagenesis resulted in low porosity, especially little organic matter pores and small diameter, which made the reservoir property of shale very poor. On this basis, some parameters for shale gas exploration were selected, and some favorable areas for shale gas enrichment were evaluated. The Huangping region in the Qiannan Depression is a type Ⅰ favorable area of shale gas exploration in the Qianzhong uplift and its periphery, with relatively stable structure, moderate depth, relatively low thermal evolution degree of organic matter, favorable preservation conditions and good gas-bearing capacity. The exploration risk of the Huangping region is relatively low. Because of high maturity, the Qianxi region is a type Ⅱ favorable area to explore for shale gas reservoirs with high thermal evolution degree.

shale gas; peculiar accumulation conditions; Niutitang Formation; Lower Cambrian; Qianzhong uplift

2016-10-08；

2017-01-09。

張培先(1983—)，男，碩士，工程師，從事頁巖氣勘探研究工作。E-mail：peixianzhang1983@163.com。

國家科技重大專項“彭水地區(qū)常壓頁巖氣勘探開發(fā)示范工程”(2016ZX05061)；國土資源部、財政部“貴州黃平頁巖氣綜合利用示范基地建設(shè)”項目聯(lián)合資助。

1001-6112(2017)02-0162-07

10.11781/sysydz201702162

TE132.2

A