陳 哲 ，王中鵬 ，李尚儒

（1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.江西省地質(zhì)工程（集團(tuán)）公司頁巖氣中心，江西南昌330000；3.贛中南地質(zhì)礦產(chǎn)勘查研究院，江西南昌330000）

與常規(guī)油氣資源相比，頁巖氣和煤層氣藏具有 低孔低滲透、較強(qiáng)抗構(gòu)造破環(huán)能力的特點(diǎn)［1-3］。低滲透超低滲透儲層開發(fā)技術(shù)的突破，使得油氣勘探領(lǐng)域和范圍實(shí)現(xiàn)爆發(fā)式的擴(kuò)大。長期以來油氣行業(yè)不看好的南方海相地層成為非常規(guī)油氣勘探的“香餑餑”［4-6］。處于華夏板塊和揚(yáng)子板塊交界的萍樂坳陷上古生界二疊系海陸過渡相地層中發(fā)育的暗色頁巖和煤層具有層系多、厚度大、分布廣、有機(jī)質(zhì)類型好、豐度較大、成熟度高等特點(diǎn)，但由于形成年代較老，經(jīng)歷了含煤盆地-陸相火山盆地-淡水湖盆地-紅色碎屑巖盆地-第四紀(jì)河湖盆地等發(fā)展階段，形成中二疊統(tǒng)小江邊組、茅口組南港段，上二疊統(tǒng)樂平組及上三疊統(tǒng)安源組等多套以黑色頁巖為主體的烴源巖層系［7-8］，但目前對于該暗色頁巖含氣性規(guī)律不明確，因此非常規(guī)氣資源潛力亟待查明。萍樂坳陷鉆探的曲頁1井揭示了該地區(qū)上二疊統(tǒng)樂平組老山段暗色頁巖和煤層的發(fā)育及含氣性特征，為萍樂坳陷頁巖氣和煤層氣資源評價(jià)提供了參數(shù)依據(jù)，通過與四川盆地蜀南地區(qū)龍馬溪組頁巖相類比，顯示出萍樂坳陷具有良好的非常規(guī)氣資源勘探前景。

1 地質(zhì)概況

萍樂坳陷為發(fā)育于江南古陸南側(cè)近NEE向的巨型坳陷（圖1）［7-9］，其北部為九嶺推覆帶，南部為武功-官帽隆起帶，二者均呈近EW向展布，主體包括清江盆地、高安盆地、鄱陽盆地及中部太陽圩-付家圩復(fù)向斜。太陽圩-付家圩復(fù)向斜位于萍樂坳陷構(gòu)造帶中段、清江盆地北緣，自晚三疊世開始以陸相盆地沉積為主。曲江向斜為太陽圩-付家圩復(fù)向斜的次級構(gòu)造，其構(gòu)造相對簡單，呈近EW走向，地層傾角較小，僅約為10°，褶曲平緩，斷層較少且以正斷層為主。

圖1 萍樂坳陷區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Regional structural location of Pingle Depression

圖2 萍樂坳陷曲頁1井綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive histogram of Well Quye1 in Pingle Depression

曲頁1井在構(gòu)造上位于萍樂坳陷曲江向斜東斜坡，是豐城-高安地區(qū)實(shí)施的第1口以頁巖氣和煤層氣為目標(biāo)的地質(zhì)調(diào)查井，于2015年11月完鉆，全井累積鉆井取心長度為246.74 m，收獲率為90.2%，獲取了上二疊統(tǒng)樂平組煤層和頁巖層段的連續(xù)巖心。該井自上而下依次鉆遇第四系、古近系臨江組、侏羅系水北組、三疊系大冶群、二疊系長興組和樂平組，研究目的層樂平組自下而上可劃分為老山段、獅子山段及王潘里段。樂平組老山段暗色頁巖累積厚度為183 m、煤層累積厚度為7 m，氣測錄井揭示含氣層段厚度達(dá)356 m，其中老山段下亞段埋深為653.12～820.00 m，氣測錄井顯示烴類氣體含量較高，其中707.00～729.80 m黑色頁巖段全烴含量高達(dá)8.13%（圖2）。將樂平組暗色頁巖浸入水中，可見巖心表面不斷有氣泡析出，所收集的氣體可點(diǎn)燃，火焰呈桔黃色-藍(lán)色。在埋深為730.84～734.24 m老山段煤層巖心出筒時(shí)，其超壓天然氣從巖心筒噴涌而出，隨鉆氣測錄井顯示全烴含量為28.61%，其中甲烷含量占全烴的比重為27.03%。

曲頁1井證實(shí)了萍樂坳陷存在煤層氣和頁巖氣的勘探潛力。此外，分布于707.00～729.80 m黑色頁巖上部和729.80～734.24 m煤層下部的粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖及細(xì)砂巖層段也發(fā)現(xiàn)較好的氣測錄井顯示，初步推測為源儲一體成藏條件下形成的致密砂巖氣。

2 煤層氣地質(zhì)條件

研究區(qū)樂平組煤層主要發(fā)育于老山段下亞段和王潘里段。其中，老山段下亞段煤層發(fā)育良好，共發(fā)育5層煤層，以第4層煤層最為發(fā)育，厚度為3.25 m，且分布穩(wěn)定、易于對比；王潘里段煤層多達(dá)7～18層，但厚度較薄，多為0.6～1.5 m。曲頁1井鉆遇樂平組共4套煤組，累積厚度為7 m，單層厚度為0.375～3.25 m，以老山段煤層的厚度較大。

2.1 有機(jī)地化特征

曲頁1井樂平組煤巖宏觀上以亮型和半亮型為主。顯微煤巖組分的分析結(jié)果表明：其鏡質(zhì)組含量為88.2%～91.8%，平均為87.55%；惰質(zhì)組含量為7.9%～8.2%，平均為10.1%；鏡質(zhì)組反射率為0.994%～1.81%，平均為1.637%。煤巖類型主要為焦煤和瘦煤，少量肥煤，具有中低灰分、低揮發(fā)分的特點(diǎn)，其中灰分平均含量為17.1%，揮發(fā)分平均含量為10.3%。區(qū)域上煤礦采出的煤層主要以原生結(jié)構(gòu)煤為主，曲頁1井樂平組煤層受局部的小斷層或微斷裂構(gòu)造破壞，煤體結(jié)構(gòu)部分呈現(xiàn)碎裂煤的特征，見少量碎粒煤，整體破壞作用較弱，對煤層氣滲流和開發(fā)的影響作用有限。綜合分析認(rèn)為，曲頁1井樂平組煤層屬于中階煤，煤巖鏡質(zhì)組含量高，熱演化程度適中，煤質(zhì)好，具有較高的生烴能力。

2.2 物性特征

煤層的基質(zhì)孔隙和裂隙是煤層氣吸附和運(yùn)移的重要場所，對煤層氣的勘探開發(fā)起著至關(guān)重要的作用［10］。曲頁1井樂平組煤層的孔隙結(jié)構(gòu)以微孔為主，其次為小孔和大孔，少量中孔；煤層割理發(fā)育，面密度為0.1～0.5條/mm2。實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果顯示，樂平組煤層的總孔隙度為8%～10.89%，平均為9.25%，孔隙連通性較好，連通孔隙度為1.8%～5.3%，平均為2.7%。

滲透率是控制煤層氣井產(chǎn)能的重要因素［10-11］。滲透率越高，煤層氣產(chǎn)出能力越大，氣井潛在產(chǎn)能越高，煤層氣的可采性就越好。行業(yè)內(nèi)通常采用注入壓降法評價(jià)煤層的滲透能力，受條件限制，曲頁1井未完成注入壓降試驗(yàn)，但研究區(qū)已有的注入壓降測試數(shù)據(jù)顯示煤層的空氣滲透率為0.04～4.98 mD，反映研究區(qū)樂平組煤層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，且總體表現(xiàn)為隨埋深增大滲透率降低的特征。

根據(jù)侵入帶的電阻率測井響應(yīng)特征，對煤層割理的滲透性進(jìn)行定性評價(jià)［12］。在鹽水泥漿中，常采用雙側(cè)向電阻率測井識別高滲透性煤層和非滲透性煤層。高滲透性煤層在雙側(cè)向電阻率測井曲線上表現(xiàn)為較深的侵入帶，而非滲透性煤層或致密煤層則表現(xiàn)為侵入帶較淺或不具有侵入帶特征，且在測井曲線上對應(yīng)電阻率高值。曲頁1井煤層段的深、淺電阻率測井曲線分離度較高，反映其具有較好的滲透性，亦表明研究區(qū)樂平組煤層具有良好的儲集性及較好的滲透性。

2.3 含氣性特征

含氣量是反映煤層含氣性的重要指標(biāo)。采用直接法（USDM）對曲頁1井樂平組煤層的3個(gè)樣品進(jìn)行含氣量測試，結(jié)果顯示其煤層含氣量為4.62～7.93 m3/t（未含損失氣）?？紤]取樣時(shí)提鉆時(shí)間過長（大于2 h），煤樣解吸時(shí)間較短，因此計(jì)算損失氣量時(shí)需在準(zhǔn)確的時(shí)間零點(diǎn)校正基礎(chǔ)上進(jìn)行含氣量回歸分析。校正結(jié)果表明，研究區(qū)樂平組煤層含氣量為8.28～16.92 m3/t。煤層氣的組成特征可以反映保存條件，是開發(fā)利用過程中需考慮的重要參數(shù)。曲頁1井樂平組煤層解吸氣體組分分析結(jié)果表明：甲烷含量占比為66.99%～97.20%，平均為89.47%；重?zé)N含量平均占比為1.15%，氮?dú)夂科骄急葹?.87%。因此，曲頁1井樂平組老山段煤層甲烷含量較高，處于甲烷帶內(nèi)，有利于煤層氣的開發(fā)。

3 頁巖氣地質(zhì)條件

曲頁1井頁巖主要發(fā)育于樂平組老山段，其中老山段中上亞段以灰色、深灰色頁巖為主，夾少量薄層粉砂質(zhì)泥巖；下亞段以深灰色、黑色頁巖為主，夾厚層泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖；整體自上而下，顏色逐漸變深。巖心中可見水平層理和小型波狀層理，巖心表面發(fā)育較多的微裂隙和黃鐵礦晶粒，斷面見大量腕足類、腹足類、瓣腮類、介殼類生物化石，亦見植物根莖化石，總體反映形成于強(qiáng)還原沉積環(huán)境。

3.1 巖石學(xué)特征

巖石薄片分析結(jié)果表明，曲頁1井樂平組頁巖主要由碎屑物質(zhì)、填隙物和少量碳質(zhì)組成。其中，碎屑物質(zhì)含量為2%～60%，主要為礦物碎屑，多呈棱角狀、次棱角狀及次圓狀等，磨圓度一般至較好；粒徑大多為0.03～0.06 mm，分選較好；碎屑物質(zhì)在巖石中多呈雜亂-半定向排列，主要成分為石英，發(fā)育少量黃鐵礦，可見零星的斜長石和白云母。

X衍射全巖分析結(jié)果表明，曲頁1井樂平組頁巖以石英、長石等碎屑礦物及黏土礦物為主，碳酸鹽礦物以方解石為主，含量較低。其中，石英含量為21.4%～79.22%，平均為44.57%；黏土礦物含量為28%～69.05%，平均為47.45%，主要由伊/蒙混層和高嶺石組成，二者的平均含量分別為33.65%和32.09%，其次為伊利石和綠泥石（圖3）。

圖3 曲頁1井樂平組頁巖礦物組成Fig.3 Mineral composition of Leping Formation shale in Well Quye1

脆性礦物含量是頁巖可壓裂性評價(jià)的重要參數(shù)之一，其決定頁巖儲層的可壓裂性和壓裂裂縫的發(fā)育規(guī)模，進(jìn)而影響頁巖氣井產(chǎn)量。一般要求石英含量不低于40%，黏土礦物含量不高于30%，且遇水膨脹的蒙脫石含量越低越好［13］。曲頁1井樂平組老山段頁巖的脆性礦物石英和黏土礦物含量總體均大于40%，脆性礦物含量較高，黏土礦物中的蒙脫石尚未完全脫水轉(zhuǎn)化為伊利石，主要以伊/蒙混層形式存在。因此，在水力壓裂過程中需充分考慮黏土礦物遇水膨化作用的影響。

3.2 有機(jī)地化特征

曲頁1井樂平組老山段暗色頁巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2和Ⅲ型干酪根，埋深為701～730 m頁巖的總有機(jī)碳含量（TOC）均大于2%，平均為2.98%，為優(yōu)質(zhì)頁巖層段。鏡質(zhì)組反射率為1.12%～2.01%，其中，優(yōu)質(zhì)頁巖層段的鏡質(zhì)組反射率為1.58%～2.01%，平均為1.88%，處于高-過成熟演化階段，有利于天然氣生成。研究區(qū)樂平組頁巖的總有機(jī)碳含量和鏡質(zhì)組反射率均具有隨埋深增加而增大的特征（圖4）。地球化學(xué)分析結(jié)果表明，樂平組暗色頁巖是研究區(qū)極具潛力的氣源巖和有利的頁巖氣勘探目標(biāo)。

圖4 曲頁1井樂平組暗色頁巖鏡質(zhì)組反射率隨埋深的變化特征Fig.4 Variations of vitrinite reflectance of Leping Formation black shale with burial depth in Well Quye1

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，曲頁1井樂平組頁巖主要發(fā)育黏土礦物粒間孔和有機(jī)孔，其中黏土礦物粒間孔包括伊利石粒間孔、伊/蒙混層粒間孔和綠泥石粒間孔，有機(jī)孔主要發(fā)育于有機(jī)質(zhì)顆粒與黏土礦物顆粒之間。低壓氮?dú)馕綄?shí)驗(yàn)結(jié)果表明，研究區(qū)樂平組頁巖的孔隙體積為0.016 2～0.033 4 cm3/g，平均為0.027 3 cm3/g；比表面積為4.31～13.18 m2/g，平均為10.24 m2/g；平均孔隙直徑為10.09～15.05 nm，且以中孔為主。借鑒四川盆地蜀南地區(qū)頁巖氣測井評價(jià)巖石物理模型［14］，確定曲頁1井樂平組頁巖儲層的測井解釋孔隙度為1.54%～7.1%，平均為3.15%，滲透率為0.02～0.03 mD，平均為0.025 mD。

3.4 含氣性特征

曲頁1井樂平組17個(gè)頁巖巖心樣品現(xiàn)場含氣量測試結(jié)果顯示，其含氣量主要為0.22～2.1 m3/t，其中埋深為701～730 m總有機(jī)碳含量較高的頁巖的平均含氣量為1.42 m3/t。解析氣色譜分析結(jié)果表明，天然氣組分以烴類氣體為主，其中甲烷占烴類氣體的含量平均為86.63%，最高可達(dá)98%；非烴類氣體含量較低，主要為氮?dú)夂投趸嫉取?/p>

中外頁巖儲層評價(jià)結(jié)果顯示，地層壓力與頁巖含氣量的關(guān)系密切，含氣量通常隨地層壓力的升高而增大，因此地層壓力常作為頁巖氣評價(jià)的重要指標(biāo)。結(jié)合錄井壓力監(jiān)測，利用偶極子聲波測井獲得研究區(qū)樂平組頁巖層段的地層壓力系數(shù)為1.05～1.12，平均為1.08，表現(xiàn)為微超壓系統(tǒng)。

3.5 優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育特征

優(yōu)質(zhì)頁巖作為頁巖氣開發(fā)的主要層段，其儲層品質(zhì)很大程度上決定頁巖氣的單井產(chǎn)量［6，15］，通常具有總有機(jī)碳含量高、含氣量高、總孔隙度高及脆性礦物含量高等特點(diǎn)。根據(jù)巖心觀察、分析化驗(yàn)及測井資料，對曲頁1井優(yōu)質(zhì)頁巖進(jìn)行綜合評價(jià)。由于曲頁1井的頁巖埋深較淺，因此，以頁巖總有機(jī)碳含量大于2%、含氣量大于1 m3/t、總孔隙度大于2%作為優(yōu)質(zhì)頁巖的劃分下限。評價(jià)結(jié)果顯示，曲頁1井優(yōu)質(zhì)頁巖段埋深為701～730 m，厚度為29 m，總有機(jī)碳含量平均為2.98%，鏡質(zhì)組反射率為1.88%，脆性礦物含量為44.57%，孔隙度平均為3.68%，含氣量平均為1.42 m3/t，地層壓力系數(shù)為1.08。

根據(jù)JARVIE多參數(shù)評價(jià)方法［13，16］，將曲頁1井樂平組老山段與四川盆地蜀南地區(qū)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖進(jìn)行參數(shù)對比［17-19］。結(jié)果（圖5）表明，蜀南地區(qū)鉆井揭示龍馬溪組頁巖的埋深均為2 000～3 000 m，由于其具有厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、處于過成熟演化階段和孔隙發(fā)育等特征，因此普遍具有含氣量高、地層壓力系數(shù)高等特點(diǎn)。萍樂坳陷樂平組老山段頁巖的厚度相對較薄、有機(jī)質(zhì)豐度較低且處于高成熟演化階段，總體上其含氣量和地層壓力系數(shù)低于蜀南地區(qū)龍馬溪組。由于曲頁1井老山段頁巖的埋深僅約為700 m，對地層壓力系數(shù)和含氣量均具有一定的影響，因此在萍樂坳陷樂平組埋深更大、地層壓力系數(shù)較高的頁巖發(fā)育區(qū)可能具有良好的含氣性。

圖5 曲頁1井樂平組優(yōu)質(zhì)頁巖與蜀南地區(qū)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖參數(shù)對比Fig.5 Parameters contrast of Leping Formation high-quality shale in Well Quye1 with Longmaxi Formation high-quality shale in southern Sichuan

4 結(jié)論

曲頁1井的成功鉆探揭示了萍樂坳陷曲江向斜上二疊統(tǒng)樂平組海陸過渡相頁巖氣及煤層氣的非常規(guī)氣資源潛力，為該地區(qū)的進(jìn)一步勘探明確了方向。通過對曲頁1井目的層段的連續(xù)取心，系統(tǒng)揭示了研究區(qū)樂平組多套煤組及暗色頁巖的地質(zhì)特征，共鉆遇煤層7 m、暗色頁巖累積厚度183 m，老山段、獅子山段和王潘里段累積氣測顯示356 m。研究區(qū)樂平組煤層含氣量高，單層厚度大，具備有利的煤層氣勘探條件和可采性。老山段下亞段和王潘里段發(fā)育2套煤組，其中老山段煤層的單層厚度可達(dá)3.25 m。樂平組煤層氣測顯示良好，全烴含量最高達(dá)28.61%，屬于固定碳組分高、成熟度較高的中階煤，為煤層氣聚集提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。萍樂坳陷樂平組具有良好的頁巖氣成藏地質(zhì)條件，其頁巖厚度較大，有機(jī)質(zhì)類型以腐泥-腐殖型為主，與煤層相伴而生，優(yōu)質(zhì)頁巖厚度較大且各項(xiàng)評價(jià)指標(biāo)較好，可與四川盆地蜀南地區(qū)龍馬溪組較好類比，萍樂坳陷樂平組埋深更大、地層壓力系數(shù)較高的頁巖發(fā)育區(qū)可能具有良好的含氣性。