汪凱明 何希鵬 許玉萍 金 偉

( 中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院 )

0 引言

經(jīng)過10 余年的攻關(guān)探索，中國頁巖氣基礎(chǔ)研究和勘探開發(fā)取得了豐富成果[1-13]，但實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)的頁巖氣儲(chǔ)層僅局限于四川盆地及東南緣的上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組，其他層系（震旦系陡山沱組、寒武系筇竹寺組/水井沱組/九門沖組、泥盆系、石炭系、二疊系等）均未實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。近年來，隨著頁巖氣基礎(chǔ)研究和勘探開發(fā)的不斷深入[14-18]，二疊系頁巖氣也逐漸引起石油工作者的關(guān)注[19-23]，中國石油化工股份有限公司（簡(jiǎn)稱中國石化）率先在湘中坳陷漣源凹陷開展了上二疊統(tǒng)大隆組（P2d）頁巖氣評(píng)價(jià)和鉆探工作，湘頁1 井在600～620m 井段壓裂測(cè)試獲得日產(chǎn)2409m3的低產(chǎn)氣流，證實(shí)該區(qū)大隆組頁巖氣具備一定的勘探潛力。本文旨在通過對(duì)湘頁1井大隆組巖石礦物組成特征、沉積特征、有機(jī)地球化學(xué)特征、物性及含氣性等進(jìn)行綜合研究，分析該區(qū)大隆組頁巖氣成藏地質(zhì)條件。

1 研究區(qū)概況

漣源凹陷位于湘中坳陷北部，是以下古生界變質(zhì)巖系為基底發(fā)展起來的一個(gè)晚古生代—中三疊世的碳酸鹽巖為主，夾碎屑巖沉積的準(zhǔn)地臺(tái)型沉積盆地[24]，西鄰雪峰山隆起、東接溈山凸起、南倚龍山凸起（圖1）。

圖1 漣源凹陷構(gòu)造位置圖Fig.1 Structural location of Lianyuan sag

漣源凹陷經(jīng)歷了多期復(fù)雜的構(gòu)造改造，構(gòu)造變形主要發(fā)育于印支期，定型于燕山早—中期。印支運(yùn)動(dòng)前該區(qū)以穩(wěn)定沉降為主，印支早期受北西—南東方向應(yīng)力強(qiáng)烈擠壓，形成了西部疊瓦狀逆沖斷裂帶和中部構(gòu)造帶的隔擋式褶皺系統(tǒng)及雙沖斷層系，以及一系列北東—北東東向的褶皺構(gòu)造，奠定了該區(qū)基本的構(gòu)造格架。燕山運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈疊加改造印支期形成的構(gòu)造，燕山早期為北西—南東方向的擠壓應(yīng)力場(chǎng)，地層遭受嚴(yán)重抬升剝蝕，致使印支期褶皺進(jìn)一步發(fā)育，形成較緊閉的線性褶皺，同時(shí)被一系列逆沖斷裂分割，基本形成了現(xiàn)今的構(gòu)造格局，即整體呈北西西向展布，西部褶皺較緊閉，以密集的北北東向疊瓦狀逆沖斷裂帶為特征，中部以北東—北北東向的寬緩短軸向斜為特征，東部以北北東向短軸向斜與北西西向褶曲相疊加為特征[25-26]。凹陷內(nèi)發(fā)育車田江、橋頭河、恩口—斗笠山和洪山殿等多個(gè)北東—北北東向?qū)捑彾梯S殘留向斜，向斜之間為相對(duì)緊閉的背斜，呈典型的隔擋式構(gòu)造格局。向斜核部主要出露下三疊統(tǒng)—二疊系，恩口—斗笠山向斜殘存上三疊統(tǒng)—下侏羅統(tǒng)及白堊系，向斜兩翼主要出露石炭系。殘留向斜是大隆組頁巖氣勘探目標(biāo)，湘頁1 井位于橋頭河向斜核部的低幅度凸起區(qū)（圖2），橋頭河向斜位于漣源凹陷中部，呈北北東走向，長(zhǎng)約25km，寬約6km，面積約為125km2，殘留面積相對(duì)較大，核部出露下三疊統(tǒng)大冶組（T1d），兩翼發(fā)育逆沖斷層。

圖2 漣源凹陷橋頭河向斜過湘頁1 井北西—南東向地震剖面（剖面位置見圖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)

圖3 大隆組全巖礦物組成特征Fig.3 Mineral composition of shale in Dalong Formation

2 湘頁1 井大隆組基本地質(zhì)特征

2.1 巖石礦物組成特征

26 件巖心樣品的全巖 X 射線衍射測(cè)試分析結(jié)果表明，大隆組礦物組成以石英、黏土礦物為主，其次為方解石，斜長(zhǎng)石、白云石和黃鐵礦相對(duì)較少（圖3）。石英含量為23.7%～63.1%，平均為41.1%。黏土礦物含量為11.0%～43.5%，平均為24.3%，黏土礦物組成以伊/蒙混層為主，相對(duì)含量平均為61.8%，其中，伊利石相對(duì)含量平均為36.7%，綠泥石少見。碳酸鹽礦物含量為5.2%～53.7%，平均為21.3%，其中方解石含量為2.7%～47.4%，平均為17.7%，白云石含量為0～15.6%，平均為4.9%。長(zhǎng)石含量為0～16.8%，平均為5.2%，其中斜長(zhǎng)石含量為1.5%～7.9%，平均為5.2%，鉀長(zhǎng)石含量為0～1.8%，平均為0.9%。黃鐵礦含量為1.3%～12.6%，平均為5.5%。在全巖礦物組成定量分析的基礎(chǔ)上，采用以石英+長(zhǎng)石、黏土礦物和碳酸鹽礦物為三端元的圖解法進(jìn)行巖石類型分類（圖4），大隆組可劃分出3 種巖石組合，以混合頁巖和硅質(zhì)頁巖為主，局部為鈣質(zhì)頁巖，與四川盆地五峰組—龍馬溪組巖石類型相似[5]，石英含量基本相當(dāng)，黏土礦物含量相對(duì)較低，碳酸鹽礦物含量較高。焦頁1 井石英含量平均為44.4%，黏土礦物含量平均為34.6%，碳酸鹽礦物含量平均僅為9.7%[2]。

2.2 有機(jī)地球化學(xué)特征

有機(jī)碳含量（TOC）是頁巖氣評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)之一，勘探證實(shí)有機(jī)碳是頁巖氣富集的基礎(chǔ)。湘頁1井大隆組頁巖總體顯示出高有機(jī)碳特征。60 件頁巖樣品的有機(jī)碳分析化驗(yàn)資料顯示（圖5），TOC 為0.41%～10.47%，平均為3.91%；TOC 大于2%的樣品占總樣品數(shù)的78.3%（圖6），其累計(jì)厚度占大隆組厚度的80%；TOC 大于4%的樣品占總樣品數(shù)的41.7%，主要分布在大隆組中段。45 件樣品的巖石熱解參數(shù)顯示，生烴潛量S1+S2平均為2.33mg/g，最高為7.25mg/g。3 件樣品的氯仿瀝青“A”平均為0.12%。綜合以上評(píng)價(jià)指標(biāo)可知大隆組頁巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有良好的生烴潛力，中段TOC 明顯較高，是形成頁巖氣藏的最有利層段。

圖5 湘頁1 井大隆組綜合柱狀圖Fig.5 Comprehensive stratigraphic column of Dalong Formation of Well Xiangye 1

圖6 湘頁1 井大隆組頁巖TOC 分布圖Fig.6 TOC content distribution of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

圖7 頁巖TOC 與石英含量相關(guān)圖Fig.7 Relationship between quartz content and TOC of shales in different formations

四川盆地五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖TOC 與石英含量具有良好的正相關(guān)性，而湘頁1 井大隆組頁巖TOC 與石英含量并無明顯的相關(guān)性（圖7）。四川盆地五峰組—龍馬溪組一段發(fā)育大量的筆石、放射蟲、海綿骨針等硅質(zhì)生物化石，具有較高的有機(jī)質(zhì)生產(chǎn)力，是主要的生烴母質(zhì)，深水陸棚環(huán)境有利于有機(jī)質(zhì)富集和保存，對(duì)有機(jī)碳含量的增高具有明顯的控制作用；而大隆組存在多重生烴母質(zhì)，不僅發(fā)育放射蟲及海綿骨針等硅質(zhì)生物化石，孢粉化石鑒定還發(fā)現(xiàn)孢子花粉、疑源類、裸子植物管胞碎片和古溝鞭藻等古生物，表明有機(jī)質(zhì)與硅質(zhì)、鈣質(zhì)相伴生。

10 件樣品的鏡質(zhì)組反射率分析結(jié)果顯示大隆組Ro為1.50%～1.72%，平均為1.58%；45 件樣品的最高峰溫Tmax為439～481℃（圖5），平均為457℃；處于凝析油裂解—濕氣生成階段，有利于頁巖氣藏的形成。

干酪根類型影響頁巖的生烴能力和含氣量，是烴源巖評(píng)價(jià)的重要參數(shù)之一。透射光—熒光法鑒定的干酪根顯微組分結(jié)果顯示（表1），大隆組頁巖干酪根顯微組分以惰質(zhì)組為主，平均含量高達(dá)95.21%，腐泥組、殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組三者平均含量之和不足5%，干酪根類型指數(shù)TI值為-95.09～-81.75，為腐殖型（Ⅲ型）干酪根，有利于生氣。

表1 湘頁1 井大隆組頁巖干酪根顯微組分測(cè)試表Table 1 Lab test data of kerogen maceral of shale samples in Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.3 沉積特征

晚二疊世，湘中坳陷受東吳運(yùn)動(dòng)抬升影響，區(qū)內(nèi)龍?zhí)督M沉積期水體較淺，以濱岸沼澤相含煤碎屑巖沉積為主；大隆組沉積期凹陷加劇，全區(qū)發(fā)生大規(guī)模海侵，水體迅速變深，出現(xiàn)了凹槽臺(tái)地古地理格局。在這種古構(gòu)造、古地理背景下發(fā)育大隆組臺(tái)盆相灰色—灰黑色硅質(zhì)巖夾硅質(zhì)頁巖（圖8），區(qū)內(nèi)沉積厚度為40～167m，在印支運(yùn)動(dòng)的影響下，早三疊世水體變淺，沉積大冶組灰色石灰?guī)r、泥灰?guī)r和砂巖組合[26-27]。

圖8 漣源凹陷晚二疊世大隆組沉積期沉積相圖Fig.8 Sedimentary facies of the Dalong period， late Permian in Lianyuan sag

湘頁1 井鉆揭大隆組厚度為116m，大隆組與上覆大冶組、下伏龍?zhí)督M呈整合接觸關(guān)系，基于巖性、電性、古生物和有機(jī)地球化學(xué)等特征，自下而上可劃分為3 段（圖5）。

大隆組下段為灰黑色混合頁巖、鈣質(zhì)頁巖及硅質(zhì)頁巖組合，厚度為38m；石英含量平均為46.00%，黏土礦物含量平均為13.60%，碳酸鹽礦物含量平均為32.40%；硅質(zhì)頁巖中含少量硅藻、放射蟲（圖9a），硅藻和放射蟲含量一般小于10%，局部見黃鐵礦；TOC 平均為3.91%，且自下而上整體呈現(xiàn)增高趨勢(shì)；常規(guī)測(cè)井曲線表現(xiàn)為齒狀低自然伽馬，介于13～138API，平均為64API。大隆組中段為硅質(zhì)頁巖夾鈣質(zhì)頁巖，厚度為42m；硅質(zhì)頁巖中放射蟲及海綿骨針發(fā)育（圖9b），放射蟲和海綿骨針含量高于20%，見大量黃鐵礦（圖9c），其含量平均高達(dá)6.30%，指示較弱的水動(dòng)力條件和缺氧的還原沉積環(huán)境，為有機(jī)質(zhì)保存提供了有利的沉積條件；該段有機(jī)質(zhì)豐度高，TOC 平均為5.61%，最高達(dá)10.47%；石英含量為41.91%，黏土礦物含量為26.36%，碳酸鹽礦物含量為17.24%，頁巖中方解石脈發(fā)育（圖9d、e）；常規(guī)測(cè)井曲線表現(xiàn)為中—高自然伽馬，介于39～256API，平均為125API。大隆組上段主要為鈣質(zhì)頁巖及混合頁巖組合，厚度為36m；石英含量平均為30.50%，黏土礦物含量平均為21.07%，碳酸鹽礦物含量增高，平均為36.90%，放射蟲和海綿骨針含量一般小于10%（圖9f），TOC 平均為2.08%，向上逐漸降低，頂部TOC 多小于1%；常規(guī)測(cè)井曲線表現(xiàn)為中—高自然伽馬，介于58～271API，平均為123API。

圖9 湘頁1 井大隆組沉積構(gòu)造特征Fig.9 Sedimentary structures of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

大隆組整體歷經(jīng)一個(gè)完整的海侵—海退沉積旋回，中段海侵達(dá)到高峰，鏡下見大量放射蟲及海綿骨針等古生物化石；黃鐵礦最為發(fā)育，普遍大于5%，最高達(dá)12.6%；Th/U 明顯低于上、下兩段，平均僅為0.30，上、下兩段平均值分別為1.02和0.69。Th/U 值具有沉積環(huán)境指示意義，一般在缺氧條件下Th/U 值普遍小于2[28]，比值小趨向于還原環(huán)境，沉積時(shí)期水體相對(duì)較深。湘頁1 井大隆組Th/U 值整體小于2，表明整體處于缺氧的較深水臺(tái)盆相沉積環(huán)境，為有機(jī)質(zhì)保存提供有利條件。

2.4 可壓裂性特征

頁巖脆性指數(shù)是頁巖氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中一個(gè)重要的參數(shù)，湘頁1 井大隆組頁巖脆性指數(shù)為53%～89%，平均為74%（表2），表現(xiàn)出高脆性特征，有利于壓裂改造。國內(nèi)外勘探開發(fā)實(shí)踐表明頁巖巖石力學(xué)性質(zhì)是影響頁巖氣儲(chǔ)層壓裂效果的重要指標(biāo)之一，對(duì)壓裂地質(zhì)工程設(shè)計(jì)具有重要的指導(dǎo)作用。湘頁1 井巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)及測(cè)井解釋結(jié)果表明（表2），大隆組單軸抗壓強(qiáng)度平均僅為76.2MPa，易于壓裂施工；同時(shí)具有較高的楊氏模量和較低的泊松比特征，楊氏模量為8.7～28GPa，泊松比為0.15～0.29，最小水平主應(yīng)力梯度為2.01～2.38g/cm3，兩向水平主應(yīng)力差值僅3～6MPa，有利于壓裂形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫。

表2 湘頁1 井大隆組巖石力學(xué)參數(shù)表Table 2 Rock mechanics parameters of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

勘探實(shí)踐證實(shí)“四高”（即高有機(jī)碳、高孔隙度、高含氣量、高脆性）是頁巖氣勘探的“甜點(diǎn)段”，綜合評(píng)價(jià)優(yōu)選湘頁1 井大隆組中段600～620m 井段為“甜點(diǎn)段”，分3 段射孔壓裂，注入150t 液態(tài)CO2、1631.5m3壓裂液、82m3石英砂，施工排量為8～10m3/min，地層破裂壓力為15.6MPa，停泵壓力為18.3MPa，測(cè)試日產(chǎn)氣2409m3，氣體成分以甲烷為主。

2.5 物性特征

頁巖的孔隙結(jié)構(gòu)特征對(duì)頁巖氣的賦存和儲(chǔ)集影響作用明顯，本次利用低溫氮?dú)馕椒ê秃舜殴舱穹▉硌芯看舐〗M頁巖微觀孔隙及裂縫發(fā)育特征。

低溫氮?dú)馕椒杀碚鞒鰳悠分胁煌目讖椒植寂c微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，是近年來頁巖氣納米級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)研究常用的一種實(shí)驗(yàn)方法[29-31]。國際理論和應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會(huì)（IUPAC）根據(jù)孔隙直徑大小將孔隙分為微孔、中孔和大孔3 類[32]，微孔的孔隙直徑小于2nm，中孔的孔隙直徑為2～50nm，大孔的孔隙直徑大于50nm。利用MicromeriticsASAP2020 型比表面積和孔隙度吸附儀開展實(shí)驗(yàn)分析，結(jié)果顯示大隆組BET比表面積平均為2.034m2/g，以中孔和大孔為主，中孔占比為49.8%，其中孔隙直徑為10～50nm 的中孔占比為36.5%，孔隙直徑50～234nm 的大孔占比為45.1%（圖10）。大隆組頁巖孔隙直徑明顯高于五峰組—龍馬溪組頁巖，后者以2～10nm 為主。

核磁共振法是快速測(cè)量巖石孔隙度和滲透率、定性判斷巖石孔縫類型的新技術(shù)，核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2譜信息中，信號(hào)強(qiáng)度反映孔隙體積，弛豫時(shí)間和曲線形態(tài)反映孔喉大小，并間接反映裂縫孔隙的發(fā)育程度[33]。本次研究選取大隆組井深602.97～645.02m 共6 塊巖樣進(jìn)行測(cè)試，結(jié)果顯示，核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2譜均呈現(xiàn)雙峰特征，為典型的基質(zhì)孔隙—裂縫型儲(chǔ)層；首峰信號(hào)強(qiáng)度為15～45，對(duì)應(yīng)弛豫時(shí)間為1～2ms，主要為基質(zhì)孔隙，以中孔、微孔分布為主，井深632.34～632.47m 巖樣中基質(zhì)孔隙最為發(fā)育；第2 個(gè)峰信號(hào)強(qiáng)度最大的巖樣，為井深602.97～603.07m 巖樣，信號(hào)強(qiáng)度僅為6，對(duì)應(yīng)弛豫時(shí)間為25～35ms（圖11），其幅度雖然不高，但顯示該巖樣存在較大孔隙及微裂縫。

圖10 湘頁1 井大隆組頁巖孔隙直徑分布圖Fig.10 Pore size distribution of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

一定規(guī)模的天然微裂縫對(duì)改善頁巖氣儲(chǔ)集空間有積極作用，同時(shí)，壓裂作業(yè)形成的人造裂縫與之溝通有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，從而提升頁巖氣滲流能力。巖心觀察和FMI 地層微電阻率掃描成像測(cè)井顯示，湘頁1 井大隆組裂縫較為發(fā)育，巖心肉眼可見斜交縫、垂直縫和水平層理縫，裂縫多被方解石脈、泥質(zhì)、黃鐵礦等充填，裂縫寬度為0.5～5mm、裂縫長(zhǎng)度為50～350mm 不等。

圖11 湘頁1 井大隆組頁巖核磁共振T2 圖譜Fig.11 T2 nuclear magnetic reson of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

測(cè)井解釋主要為高導(dǎo)縫和高阻縫（圖12）。高導(dǎo)縫屬于以構(gòu)造作用為主形成的天然裂縫，對(duì)于儲(chǔ)層的形成和改造具有重要作用，多數(shù)高導(dǎo)縫趨向于開啟縫，被鉆井液侵入或泥質(zhì)、黃鐵礦等充填，沿高導(dǎo)縫多發(fā)育溶蝕孔洞，可以構(gòu)成良好的儲(chǔ)層。成像測(cè)井顯示高導(dǎo)縫分布雜亂，產(chǎn)狀多樣，在大隆組中段、上段較為發(fā)育，在下段零星分布，密集段孔隙度明顯較高，對(duì)改善儲(chǔ)層物性有著積極貢獻(xiàn)。高阻縫在大隆組中段、上段連續(xù)分布，在下段不發(fā)育，呈高角度貫穿巖層，被方解石脈等高阻礦物充填，滲透能力差，一般不具有儲(chǔ)集性能，但在壓裂改造過程中可以誘導(dǎo)形成復(fù)雜縫網(wǎng)。測(cè)井解釋裂縫寬度主要為0.1～0.3mm，最寬可達(dá)1mm，裂縫長(zhǎng)度為20～300mm，裂縫密度為2.1～6.3 條/m，裂縫孔隙度為0.008%～0.019%。

湘頁1 井大隆組頁巖測(cè)井解釋孔隙度主要為3%～8%（圖12），整體呈現(xiàn)中段高，上、下兩段低的特點(diǎn)，中段局部高達(dá)15%，平均為7.2%，上、下兩段平均值分別為6.7%、4.7%。大隆組頁巖孔隙度整體略高于四川盆地焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖孔隙度，后者測(cè)井解釋孔隙度主要為3.46%～5.21%[34]。測(cè)井解釋大隆組頁巖滲透率一般小于100nD，平均值為86.8nD，總體表現(xiàn)出較低滲特征。

圖12 湘頁1 井大隆組頁巖裂縫發(fā)育特征圖Fig.12 Fracture characteristics of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.6 含氣性特征

含氣性是頁巖氣富集程度的最直觀反映，主要受控于頁巖品質(zhì)和保存條件。湘頁1 井鉆井過程中大隆組多段見到連續(xù)氣測(cè)異常顯示，在601～617m 井段全烴最高達(dá)2.25%，背景值為0.6%，鉆井液密度為1.05g/cm3?，F(xiàn)場(chǎng)頁巖含氣量測(cè)試最高為0.73m3/t，平均為0.42m3/t，測(cè)井解釋含氣量最高為1.17m3/t。該層段含氣量整體低于四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖含氣量，焦石壩地區(qū)焦頁1 井頁巖層段現(xiàn)場(chǎng)巖心含氣量測(cè)試為0.44～5.19m3/t，平均為1.97m3/t，下部富有機(jī)質(zhì)頁巖含氣量測(cè)試平均為2.96m3/t[2]。

等溫吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，湘頁1 井大隆組頁巖吸附量為1.5～2.7m3/t（圖13），蘭格繆爾體積為1.61～3.15m3/t，具備一定的含氣性，TOC 對(duì)頁巖吸附能力有一定的控制作用，TOC 越高吸附能力越強(qiáng)。

圖13 湘頁1 井大隆組頁巖等溫吸附曲線Fig.13 Isothermal adsorption curves of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

3 含氣量影響因素

綜上所述，湘頁1 井大隆組頁巖發(fā)育，有機(jī)質(zhì)豐度高，熱演化程度適中，物性條件好，理應(yīng)具備頁巖氣藏形成的有利地質(zhì)條件，但相比四川盆地商業(yè)開發(fā)的五峰組—龍馬溪組超壓型頁巖氣藏，大隆組頁巖含氣量明顯偏低，分析認(rèn)為主要存在兩方面的原因。

（1）研究區(qū)經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加改造，尤其印支期以來遭受強(qiáng)烈的褶皺變形、抬升剝蝕。湘頁1 井埋藏史與熱演化史表明大隆組頁巖存在二次生烴過程（圖14），同時(shí)，開始生烴以來經(jīng)歷了3期明顯的構(gòu)造抬升剝蝕。第一次，晚二疊世—早三疊世為凹陷沉降沉積階段，大隆組頁巖在早三疊世進(jìn)入生烴門限，此時(shí)成熟度較低，Ro為0.65%，僅生成少量液態(tài)烴，隨后在早—中三疊世遭受第一期抬升剝蝕作用。第二次，晚三疊世—中侏羅世為凹陷快速沉降沉積和深埋時(shí)期，大隆組頁巖在中侏羅世達(dá)到最大古埋深，Ro為1.50%～1.72%，為凝析油裂解—濕氣生成階段，是頁巖氣主要成藏期，之后在中—晚侏羅世燕山期，遭受第二期強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升剝蝕作用，構(gòu)造抬升快且地層剝蝕厚度大，侏羅系幾乎剝蝕殆盡。第三期抬升剝蝕作用始于晚白堊世早期一直持續(xù)到第四紀(jì)。由此可知，大隆組頁巖具有生烴早，抬升剝蝕期次多、時(shí)間長(zhǎng)、作用強(qiáng)的特點(diǎn)，湘頁1 井巖心可見因擠壓作用形成的揉皺變形構(gòu)造和平整光滑的鏡面特征（圖15），強(qiáng)烈的抬升剝蝕作用導(dǎo)致研究區(qū)大隆組現(xiàn)今埋藏深度大多不足千米。

圖14 湘頁1 井埋藏史與熱演化史Fig.14 The burial history and thermal evolution history of Well Xiangye 1

圖15 湘頁1 井巖心擠壓變形特征Fig.15 Characteristics of core extrusion deformation in Well Xiangye 1

由四川盆地及東南緣下古生界頁巖氣勘探開發(fā)實(shí)踐可知，頁巖埋藏深度與地層壓力系數(shù)呈現(xiàn)一定的正相關(guān)關(guān)系，構(gòu)造抬升過程中地層壓力釋放，2000m 以淺的頁巖氣藏以常壓為主，埋藏深度越大，壓力系數(shù)越高（圖16）。壓力系數(shù)較高的頁巖氣藏指示較好的保存條件，一般含氣性較好（圖17），壓裂測(cè)試能獲得較高的產(chǎn)量。湘頁1 井大隆組底面現(xiàn)今埋藏深度僅為678m。此外，井筒所處的橋頭河向斜為一負(fù)向構(gòu)造（圖18），距向斜兩翼大隆組出露區(qū)較近，僅為2.9～3.6km，頁巖氣易發(fā)生橫向逸散，兩翼反向逆斷層具有一定的側(cè)向遮擋封堵作用。湘頁1 井大隆組頁巖氣藏壓力系數(shù)為0.9，屬于典型的淺層向斜型常壓頁巖氣藏。因此，殘留向斜型頁巖氣勘探需要尋找構(gòu)造形態(tài)寬緩、埋深較大、遠(yuǎn)離剝蝕區(qū)、翼部發(fā)育反向逆斷層的有利目標(biāo)。

圖16 四川盆地及東南緣下古生界頁巖氣產(chǎn)層中部埋藏深度與地層壓力系數(shù)關(guān)系圖（部分?jǐn)?shù)據(jù)據(jù)文獻(xiàn)[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] )

圖17 四川盆地及東南緣下古生界頁巖含氣量與地層壓力系數(shù)關(guān)系圖（部分?jǐn)?shù)據(jù)據(jù)文獻(xiàn)[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）大隆組有機(jī)質(zhì)豐度雖然較高，但為腐殖型干酪根。前人研究表明[35-36]，腐泥型干酪根產(chǎn)烴能力大大高于腐殖型干酪根，腐殖型干酪根產(chǎn)烴率只有5%～10%，干酪根熱解生烴過程中有機(jī)質(zhì)生油量為50～100mg/g；而腐泥型干酪根產(chǎn)烴率高達(dá)36%～40%，有機(jī)質(zhì)生油量為360～400mg/g；混合型干酪根產(chǎn)烴率為20%，有機(jī)質(zhì)生油量為200mg/g。四川盆地五峰組—龍馬溪組和筇竹寺組頁巖為典型的腐泥型、偏腐泥混合型干酪根[37]，與北美地區(qū)產(chǎn)氣頁巖的干酪根類型基本一致，主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，具有較高的產(chǎn)烴率。因此，腐殖型干酪根產(chǎn)烴率相對(duì)較低也是大隆組頁巖含氣量偏低的原因之一。

圖18 湘頁1 井大隆組頁巖氣成藏模式圖Fig.18 Shale gas accumulation model of Dalong Formation of Well Xiangye 1

4 結(jié)論與建議

（1）首次利用鉆井資料系統(tǒng)揭示湘中坳陷漣源凹陷大隆組頁巖氣地質(zhì)特征，綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為大隆組優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、熱演化程度適中、儲(chǔ)集條件較為優(yōu)越、可壓裂性好，具備形成頁巖氣藏的基本地質(zhì)條件。

（2）與四川盆地五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖不同，湘頁1 井大隆組頁巖TOC 與石英含量無良好的正相關(guān)性，認(rèn)為臺(tái)盆沉積環(huán)境下的大隆組存在多重生烴母質(zhì)，有機(jī)質(zhì)與硅質(zhì)、鈣質(zhì)相伴生。

（3）保存條件是影響頁巖含氣性的關(guān)鍵因素，多期次的構(gòu)造抬升與剝蝕作用導(dǎo)致大隆組頁巖氣藏被調(diào)整和破壞，燕山期和喜馬拉雅期是影響頁巖氣保存的關(guān)鍵構(gòu)造變革期。

（4）在頁巖氣勘探方面，建議加強(qiáng)大隆組頁巖氣有利目標(biāo)的評(píng)價(jià)優(yōu)選，大隆組殘留面積大、構(gòu)造形態(tài)寬緩、埋藏深度較大的殘留塊體可作為頁巖氣勘探的有利目標(biāo)；可探索大隆組、龍?zhí)督M中淺層立體勘探開發(fā)模式，有利于降低工程成本，實(shí)現(xiàn)資源的高效開發(fā)。