王濡岳，丁文龍，龔大建，冷濟高，王興華，尹　帥，孫雅雄

(1.中國地質大學 能源學院，北京 100083；　2.中國地質大學 海相儲層演化與油氣富集機理教育部重點實驗室，北京 100083；3.中國地質大學 頁巖氣資源戰(zhàn)略評價國土資源部重點實驗室，北京 100083；　4.中國國儲能源化工集團股份公司，北京 100107；5.銅仁中能天然氣有限公司，貴州 銅仁 554300)

?

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

王濡岳1,2,3，丁文龍1,2,3，龔大建4,5，冷濟高4,5，王興華1,2,3，尹帥1,2,3，孫雅雄1,2,3

(1.中國地質大學 能源學院，北京 100083；2.中國地質大學 海相儲層演化與油氣富集機理教育部重點實驗室，北京 100083；3.中國地質大學 頁巖氣資源戰(zhàn)略評價國土資源部重點實驗室，北京 100083；4.中國國儲能源化工集團股份公司，北京 100107；5.銅仁中能天然氣有限公司，貴州 銅仁 554300)

中國南方地區(qū)發(fā)育多套海相富有機質頁巖，頁巖氣資源豐富，但與北美地區(qū)相比，具有形成時代老、熱演化程度高、構造期次多、構造變形復雜、地應力狀態(tài)與地表條件復雜及保存條件差異大等特點。與已獲得突破的龍馬溪組相比，下寒武統(tǒng)牛蹄塘組形成時代更老，儲層特殊性與復雜性更大，對保存條件要求更高。為此，針對南方復雜構造區(qū)特殊地質條件，以貴州岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組為例，通過地震資料精細解釋與構造演化分析，結合物質基礎、頂底板與區(qū)域蓋層、天然氣組分、地層水條件、地層壓力等因素對頁巖氣保存條件進行了研究。結果表明，以斷裂和剝蝕為主的后期改造是頁巖氣散失的根本原因。研究區(qū)構造演化具有“早期小幅抬升，長期相對穩(wěn)定，后期強烈改造”的特點。區(qū)內北東-北北東向隔槽式褶皺、高角度逆沖與走滑斷裂發(fā)育，中部寬緩構造部位斷裂較少，埋深適中，保存條件較好。天然氣組分與地層水特征表明，優(yōu)良的頂、底板與區(qū)域蓋層有效減緩了頁巖氣的散失與地層水的侵入。最后，提出了頁巖氣構造保存條件評價指標體系，并對研究區(qū)構造保存有利區(qū)進行了優(yōu)選。

保存條件；頁巖氣；牛蹄塘組；下寒武統(tǒng)；岑鞏區(qū)塊；黔北地區(qū)

與北美地區(qū)相比，中國南方海相頁巖氣具有其特殊性，主要表現為形成時代老、熱演化程度高、構造運動期次多、構造變形復雜、地應力狀態(tài)與地表條件復雜、保存條件差異大等特點[1-4]。以往的研究主要采用靜態(tài)指標的類比與疊合預測頁巖氣發(fā)育的有利區(qū)，過多地強調我國與美國頁巖氣地質條件間的共性，而忽視了對其特殊性的研究[5-16]。四川盆地及周緣下古生界海相頁巖氣勘探實踐表明，海相泥頁巖具有良好的物質基礎，鉆探中具有普遍含氣的特征，但是含氣量、試氣效果與產能差異很大，頁巖氣保存條件的重要性越來越受到重視[17-22]。本文主要依據貴州岑鞏區(qū)塊下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖氣勘探實踐，以構造演化與地震資料構造精細解釋為切入點，結合頁巖氣形成的物質基礎、頂底板與區(qū)域蓋層條件、天然氣組分、地層水條件、地層壓力等因素對研究區(qū)頁巖氣保存條件進行了研究與探討。研究認為構造作用是影響頁巖氣保存的主控因素，提出了頁巖氣構造保存條件評價指標體系，并對研究區(qū)構造保存有利區(qū)進行了優(yōu)選，以期為研究區(qū)及地質條件相似地區(qū)的頁巖氣勘探部署與甜點預測提供進一步的參考依據。

1　區(qū)域地質特征

貴州岑鞏區(qū)塊地處貴州省東部銅仁市的西南部(圖1a)，位于上揚子地塊東南緣黔北地區(qū)，處于湘鄂西隔槽式褶皺帶。從沉積環(huán)境上看，早寒武世為江南頁巖盆地的臺地邊緣斜坡深水陸棚沉積，區(qū)塊由南東向北西水體逐漸變淺。研究區(qū)出露地層主要有南華系、震旦系、寒武系的牛蹄塘組、九門沖組、變馬沖組、杷榔組、清虛洞組、高臺組、婁山關群(圖1b)，奧陶系下統(tǒng)的部分地層僅在研究區(qū)東側部分出露。牛蹄塘組埋深主體位于1 200～2 200 m，在區(qū)內發(fā)育穩(wěn)定，平均厚度60 m左右，以黑色頁巖和黑色硅質頁巖為主。有機碳含量(TOC)為1.7%～9.6%，平均為4.6%，等效鏡質體反射率(Ro)為2.2%～4.4%；石英、長石、黃鐵礦等脆性礦物含量大于60%，含氣量為0.10～2.88 m3/t，具有良好的頁巖氣資源潛力。

2　構造運動

2.1構造演化與抬升剝蝕

岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組頁巖經歷了長期構造演化，主要表現為“早期小幅抬升，長期相對穩(wěn)定，后期強烈改造”的特點。即下寒武統(tǒng)牛蹄塘組在奧陶紀末期達到最大埋深3 500～4 000 m，晚奧陶世都勻運動使研究區(qū)伴隨黔中隆起的形成抬升至地表接受風化剝蝕[23]。晚加里東期至海西期—印支期研究區(qū)構造運動強度較低，構造環(huán)境相對穩(wěn)定，剝蝕與沉積厚度均較小，牛蹄塘組埋深總體位于3 000 m附近。燕山期研究區(qū)經歷了強烈的構造運動，北北東向褶皺、斷裂大規(guī)模發(fā)育，奠定了現今地質構造和地貌發(fā)育的基礎[24-25]。

研究區(qū)早期抬升屬于整體性抬升，具有抬升范圍大、抬升幅度小和剝蝕厚度小的特點，區(qū)域構造保存條件較好。在較長的構造演化時期內抬升、沉降幅度較小，構造環(huán)境相對穩(wěn)定，牛蹄塘組頁巖在燕山運動前埋深基本位于3 000 m附近，具有持續(xù)生烴、長期穩(wěn)定的特點，因此使研究區(qū)牛蹄塘組頁巖等效鏡質體反射率(Ro)明顯低于北部與東部未受黔中隆起影響地區(qū)。燕山期大規(guī)模褶皺與斷裂的發(fā)育對頁巖氣的分布、富集與保存具有重要影響，后期改造對頁巖氣的保存起決定性的作用。

2.2斷層和裂縫

斷裂和裂縫對頁巖氣聚集具有雙重作用。一方面，其發(fā)育程度和規(guī)模是影響頁巖含氣量和頁巖氣聚集的主要因素，決定頁巖滲透率的大小并控制頁巖孔隙的連通程度。另一方面，斷層與裂縫發(fā)育規(guī)模過大，會導致天然氣的過早散失，不利于頁巖氣的富集與保存[26-27]。斷層對頁巖氣破壞作用表現在“通天”斷裂可斷穿上部區(qū)域蓋層，成為頁巖氣散失和大氣水下滲的通道。而斷穿頁巖與高滲透性地層的開啟斷層也可造成頁巖氣向低勢區(qū)運移而造成含氣量降低[21-22,28-29]。裂縫對頁巖氣破壞作用表現在高角度裂縫如果發(fā)育規(guī)模過大，會將頁巖與不利于保存的斷裂或高滲透地層溝通。低角度裂縫的發(fā)育對頁巖橫向滲透率改善效果顯著，如果與“通天”斷裂或與高滲透層相連的開啟斷裂溝通，也將不利于頁巖氣的保存。此外，南方地表及淺層多為碳酸鹽巖地層，溶洞、暗河發(fā)育，斷層與裂縫的發(fā)育為鉆井施工帶來困難。

中國南方海相地層經歷了多期復雜的構造運動，斷裂具有類型多、分布廣、多期次及相互疊加干擾等特征，復雜的斷裂系統(tǒng)使頁巖氣保存條件遭到不同程度的破壞。研究區(qū)褶皺、斷裂非常發(fā)育，以北東和北北東向為主，斷層傾角較大，擠壓走滑變形特征明顯(圖1)。區(qū)內CY1井、TX1井和TM1井的鉆探情況證實了斷裂構造對頁巖氣保存的重要影響(圖1，圖2)：TX1井位于構造穩(wěn)定部位，距斷裂較遠，鉆井施工順利，牛蹄塘組現場解析含氣量為1.1～2.88 m3/t，含氣性與保存條件較好；CY1井位于斷裂附近，淺層500 m碳酸鹽巖鉆進過程中共出現4次漏失，該井牛蹄塘組TOC含量、儲層物性與TX1井基本一致，含氣量為0.3～1.8 m3/t，壓裂后雖試氣點火成功，但由于斷裂溝通了下部含水層，產氣量有限；TM1井位于走滑斷裂帶，高角度斷層、裂縫非常發(fā)育(圖3a)，鉆至淺層即出現氣測異常顯示，現場解吸含氣量僅為0.1～0.4 m3/t，斷層與裂縫的發(fā)育溝通了牛蹄塘組與下部含水層，下伏老堡組出現大量溶蝕孔洞，造成鉆井液大量漏失，并使牛蹄塘組下部與老堡組地層較TX1井與CY1井出現明顯的電阻率低異常(圖2，圖3b)。而TX1井中部的電阻率低異常則與牛蹄塘組巖心石墨化有關(圖3c)。

圖2　岑鞏區(qū)塊TX1井、CY1井和TM1井牛蹄塘組頁巖氣顯示

2.3構造樣式

不同構造樣式地層的褶皺變形、破裂程度、剝蝕程度、橫向滲流和擴散作用存在差異，弱構造改造帶之間的低潛微幅構造樣式對頁巖氣保存較為有利[19-22,30]。昭通-長寧地區(qū)龍馬溪組頁巖氣層剖面圖顯示，在寬緩構造樣式下，隨著埋深與距地表露頭距離的增加，含氣頁巖層系地層壓力系數與產量逐漸增加，頁巖氣保存條件逐漸變好；而構造變形強烈地區(qū)保存條件較差，頁巖含氣微弱(圖4a)。研究區(qū)構造樣式主要為寬緩背斜及背斜間夾持的寬緩的鞍狀構造，與焦石壩地區(qū)及昭通-長寧地區(qū)構造樣式均具有一定程度的相似性，有利于頁巖氣的保存(圖4)。研究區(qū)低幅寬緩背斜核部發(fā)育深層滑脫斷層及走滑斷層，不利于頁巖氣的保存，因此對于復雜構造區(qū)的頁巖氣勘探應當重視斷裂構造的精細解釋以降低勘探風險(圖4c)。

3　頂、底板與區(qū)域蓋層條件

頁巖氣自生自儲的特點使其自身具有一定的封蓋保存能力，且隨著埋深與地層壓力的增加，頁巖的滲透率會急劇下降(圖5)，因此在埋藏條件下，下古生界海相泥頁巖的滲透性極低，具有一定的自封閉性[21-22]。但對于南方復雜構造區(qū)過成熟海相頁巖，較低的生烴潛力、多期的構造運動、復雜的儲層特征使蓋層條件變得尤為重要。通過借鑒常規(guī)油氣蓋層評價思路和頁巖氣自身保存特點，將頁巖氣蓋層分為頂底板蓋層和區(qū)域蓋層。

良好的頂板底板可以減緩頁巖氣的逸散，在壓裂改造時避免人工裂縫與斷裂、高滲透性或含水地層溝通，降低頁巖儲層改造的風險。泥頁巖、碳酸鹽巖和膏鹽等致密巖層都可作為頂底板蓋層。區(qū)域蓋層主要是含氣頁巖層系直接蓋層之上的各種泥頁巖、膏鹽地層，對維持其下伏地層構造形態(tài)的穩(wěn)定及壓力體系具有重要意義。研究區(qū)牛蹄塘組頁巖頂底板分別為上覆九門沖組灰?guī)r-泥頁巖組合(30～40 m)與下伏老堡組硅質泥巖(30～50 m)。區(qū)域蓋層為九門沖組之上總厚度大于800 m的變馬沖組—杷榔組泥頁巖。九門沖組灰?guī)r具有較好的頂板封蓋條件：鄰近地區(qū)莊1井九門沖組灰?guī)r孔隙度略大于1%；黔山1井54個樣品測定孔隙率0.36%～4.11%，半數以上樣品為0.5%～1%；西南側麻江基東一帶九門沖組灰?guī)r孔隙度為2.71%[31]。黔東九門沖組灰?guī)r排驅壓力為11.4～13.2 MPa；莊1井樣品滲透率為(0.000 199～0.042 500) ×10-3μm2；此外九門沖組內部黑色頁巖段滲透率為0.000 0001×10-3μm2，突破壓力20.1 MPa，屬于封閉良好型蓋層[31-34]。下伏老堡組硅質泥巖樣品孔隙度為0.86%～1.38%，半數以上樣品低于1%，滲透率普遍低于0.005 ×10-3μm2，蓋層擴散系數小于2×10-7cm2/s，具有良好的底板封蓋能力。黔山1井變馬沖組—杷榔組泥頁巖孔隙度為0.37%～0.64%，突破壓力為8.87～13.44 MPa并普遍大于10 MPa，微孔半徑普遍小于8 nm，中值半徑小于4 nm，表明變馬沖組—杷榔組泥頁巖具有良好的區(qū)域封蓋能力[34]。此外，九門沖組與變馬沖組內的黑色泥頁巖段普遍含氣，不僅證明了泥頁巖自身具有一定的封蓋保存能力，而且對下伏牛蹄塘組頁巖起一定程度的烴濃度封閉作用。

圖3　岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組頁巖巖心照片

圖4　中國南方不同頁巖氣區(qū)塊構造樣式

4　天然氣組分

根據天然氣組分可以判斷天然氣的成因和來源，對頁巖氣的保存條件具有一定的指示作用。CY1井牛蹄塘組頁巖的天然氣組分及穩(wěn)定碳同位素分析結果顯示，氣體組分以CH4為主，含量在95%以上，C1/C2+3分布在421.1～4 960.5，平均為2 849.8。碳同位素值δ13C為-36.5‰～-31.4‰，平均為-33.6‰，成因類型為油型裂解氣(圖6a)。TX1井與TM1井解析氣體組分顯示(表1)，保存條件較好的TX1井CH4含量為76.4%～81.3%，平均79.6%，N2含量為13.8%～19.7%，平均16.2%，CO2含量均值為2.63%。CH4與CO2碳同位素值分別為34.3‰～39.3‰和11.9‰～15.8‰，CO2來源為有機成因(圖6b)。對于N2的來源，TX1井及周邊黔山1井與保頁2井氣體組分資料顯示CN2/CAr>100，δ15N為-10‰～-1‰且伴生CH4的δ13C為-55‰～-30‰，說明氮氣來源主要為有機質熱解及地殼超深部和上地幔來源的原生N2，并非大氣來源[36-39]，顯示出有利的保存條件。而保存條件較差的TM1井氣體組分中N2所占比重普遍大于95%，為大氣來源。因此，氣體組分及其來源可作為頁巖氣保存條件優(yōu)劣的判識性指標。

圖5　岑鞏區(qū)塊頁巖滲透率隨圍壓變化

圖6　岑鞏區(qū)塊CH4與CO2成因鑒別圖(鑒別圖版據文獻[35])

5　地層水條件

地層水在縱向上分為自由交替帶、交替阻滯帶和交替停止帶3個不同區(qū)帶[30,40]。一般認為位于交替阻滯帶和交替停止帶，地層水礦化度大于20 g/L的地區(qū)與層系油氣保存條件較好，而自由交替帶受地表水強烈影響，長期沖刷、氧化，不利于油氣保存。

研究區(qū)TX1井含水層位水樣分析數據顯示，地層水中陽離子含量為531～660 mg/L，陰離子含量為1 326～1 660 mg/L，總礦化度小于3 g/L，水型為重碳酸鈉型(NaHCO3型)，來源為大氣淡水，屬于地下水自由交替帶。對于研究區(qū)所在的黔東地區(qū)，牛蹄塘組頁巖不僅擁有九門沖組與老堡組良好的頂底板，還有總厚度大于800 m的變馬沖組—杷榔組泥頁巖區(qū)域蓋層，致密的頂底板與巨厚的區(qū)域蓋層有效降低了大氣水下滲對含氣頁巖層系的破壞作用，加之寬緩、平穩(wěn)的構造樣式，使頁巖氣能夠有效保存(圖4)。而天然氣組分中氮氣的非大氣來源也間接證明了地層水條件并未對研究區(qū)TX1井頁巖氣保存造成嚴重影響。筆者認為，在擁有平緩構造樣式、良好頂底板封隔條件及有效上覆區(qū)域性隔水層的條件下，地層水自由交替帶(淺埋深地層)中仍存在具有工業(yè)價值的頁巖氣聚集。

表1　岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組氣體組分

6　地層壓力

地層壓力系數對頁巖氣的保存條件具有一定的指示作用[21-22,29]，對美國與中國下古生界主要產氣頁巖層系的埋深、熱演化程度和地層壓力資料的統(tǒng)計與對比分析表明(表2)：熱演化程度較低、埋深較淺的含氣頁巖層系，如Antrim，Ohio和New Albany頁巖，地層壓力表現為低壓或常壓；埋深介于1 000～3 000 m的熱成因含氣頁巖層系通常為常壓-微超壓，個別為低壓或超壓；埋深大于2 000～3 000 m的熱成因含氣頁巖層系，如Haynesville和龍馬溪組頁巖，地層壓力普遍超壓。研究區(qū)牛蹄塘組埋深主要介于1 200～2 000 m，等效Ro大于2.2%，地層壓力系數為0.93～1.13，屬于常壓，與美國Barnett，Marcellus，Woodford和Eagle Ford頁巖具有類似的天然氣成因、埋深和地層壓力系數。研究區(qū)在燕山運動前構造演化具有長期相對穩(wěn)定的特征，埋深長期小于4 000 m，生、排烴速率低于持續(xù)沉降型盆地。而對于淺埋深地層，大氣水的下滲、較低的圍壓增大了頁巖的滲透率(圖5)，降低了泥頁巖蓋層的封閉能力[22,44]，不利于異常高壓的形成，這與美國和我國淺埋深含氣頁巖層系壓力系數一般小于1.3的現象相一致(表2)。

如圖7所示，W201井為低壓-常壓(壓力系數0.92)，JY1井為異常高壓(壓力系數1.55)，而2口井含氣量較為接近且與TOC含量相關性較為一致，表明地層壓力對頁巖的含氣量并無顯著影響，而地層壓力系數一般與頁巖氣的產量具有正相關關系(圖7c)。頁巖氣的最終采收率一般由含氣量決定，W201井與JY-1井龍馬溪組頁巖含氣量相當，但地層壓力差別較大，表明地層壓力對初期產量有顯著的影響，但對采收率及保存條件并不起決定性作用。因此，對于淺埋深含氣頁巖層系，低壓至常壓地層中仍然存在具有工業(yè)價值的頁巖氣聚集。

表2　美國與中國主要產氣頁巖層系地層壓力系數(據文獻[20,41-43]等資料匯編)

圖7　頁巖含氣量、地層壓力與產量間的關系

7　有利區(qū)優(yōu)選

對研究區(qū)過成熟海相頁巖氣保存條件各項指標的研究表明，后期構造運動改造作用是頁巖氣散失的根本原因，并主要通過斷裂和剝蝕作用改變頁巖氣的保存條件。本次研究以構造因素為重點，參考常規(guī)油氣保存條件評價方法與指標，結合頁巖氣的賦存與保存特征及研究區(qū)實際勘探情況，總結出適用于岑鞏區(qū)塊的海相頁巖氣構造保存條件評價指標體系(表3)。依據該指標體系，結合研究區(qū)實際地質情況，通過選取埋藏深度、構造部位、地層產狀、距露頭距離、蓋層條件、斷裂發(fā)育情況、地層壓力系數等關鍵參數，對岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組頁巖氣構造有利區(qū)進行了劃分(圖8)，為研究區(qū)下一步的勘探部署與甜點預測提供重要依據。

8　結論

1) 我國南方海相地層經歷了多期復雜的構造運動，導致頁巖氣的保存條件遭到不同程度的破壞。對研究區(qū)海相頁巖氣保存條件的研究表明，以斷裂作用和剝蝕作用為主的后期構造改造是頁巖氣散失的根本原因，構造作用是影響頁巖氣保存的主控因素。因此，構造保存條件是頁巖氣保存條件研究中最重要的內容。

表3　岑鞏區(qū)塊過成熟海相頁巖氣構造保存條件評價指標

注：部分指標參考文獻[29-30]。

圖8　岑鞏區(qū)塊牛蹄塘組頁巖氣構造有利區(qū)

2) 研究區(qū)構造演化具有“早期小幅抬升，長期相對穩(wěn)定，后期強烈改造”的特點；區(qū)內NE-NNE向隔槽式褶皺、高角度逆沖與走滑斷裂發(fā)育；中-部寬緩構造部位斷裂較少，埋深適中，地層壓力相對較高，保存條件較好。天然氣組分與地層水特征表明優(yōu)良的頂底板與區(qū)域蓋層有效減緩了頁巖氣的散失與地層水的侵入。

3) 南方復雜構造區(qū)斷裂構造具有類型多樣、分布廣泛、多期發(fā)育、多期活動和相互疊加干擾等特征，復雜的斷裂系統(tǒng)控制了頁巖氣的保存與分布。此外，南方地表及淺層多為碳酸鹽巖地層，溶洞、暗河發(fā)育，斷層與裂縫的發(fā)育為鉆井施工帶來困難。因此，對南方復雜構造區(qū)的頁巖氣勘探應重視構造的精細解釋以降低勘探風險。

4) 頁巖氣保存條件的評價應以構造演化、構造樣式、斷裂體系、頂底板與區(qū)域蓋層條件等構造因素為切入點，結合頁巖氣形成與聚集的物質基礎與天然氣組分、地層水條件和地層壓力等現今判識性指標，系統(tǒng)、全面、動態(tài)地分析各保存指標之間的時空配置關系及其權重，藉以對頁巖氣保存條件作出準確、合理的評價。

[1]金之鈞，蔡立國.中國海相油氣勘探前景、主要問題與對策[J].石油與天然氣地質，2006，27(6)：722-730.

Jin Zhijun,Cai Liguo.Exploration prospects,problems and strategies of marine oil and gas in China[J].Oil & Gas Geology,2006，27(6)：722-730.

[2]蔡立國，金之鈞，陳孔全，等.中國海相層系油氣基本特點與潛力[J].石油與天然氣地質，2008，29(5)：557-564.

Cai Liguo,Jin Zhijun,Chen Kongquan.Essential Feature and potential of hydrocarbon accumulation in China marine sequences[J].Oil & Gas Geology,2008，29(5)：557-564.

[3]康玉柱.中國非常規(guī)泥頁巖油氣藏特征及勘探前景展望[J].天然氣工業(yè)，2012，32(4)：1-5.

Kang Yuzhu.Characteristics and exploration prospect of unconventional shale gas reservoirs in China[J].Natural Gas Industry,2012,32 (4):1-5.

[4]王志剛.涪陵頁巖氣勘探開發(fā)重大突破與啟示[J].石油與天然氣地質，2015，36(1)：1-6.

Wang Zhigang.Breakthrough of Fuling shale gas exploration and development and its inspiration[J].Oil & Gas Geology,2015,36(1):1-6.

[5]聶海寬,唐玄,邊瑞康.頁巖氣成藏控制因素及中國南方頁巖氣發(fā)育有利區(qū)預測[J].石油學報,2009,30(4):484-491.

Nie Haikuan,Tang Xuan,Bian Ruikang,et al.Controlling factors for shale gas accumulation and prediction of potential development area in shale gas reservoir of South China[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(4):484-491.

[6]Ding W,Wan H,Su A,et al.Characteristics of Triassic marine source rocks and prediction of favorable hydrocarbon generation area in Qiangtang basin,Tibet[J].Energy Exploration & Exploitation,2011,29(2):143-160.

[7]久凱，丁文龍，黃文輝，等.渤海灣盆地濟陽坳陷沙三段頁巖氣地質條件分析[J].大慶石油學院學報，2012，36(2)：65-70.

Jiu Kai,Ding Wenlong,Huang Wenhui,et al.Analysis of geological condition of the formation of Shahejie shale gas in Jiyang Depression in Bohai Bay Basin[J].Journal of Daqing Petroleum Institute,2012,36(2)：65-70.

[8]朱定偉，丁文龍，鄧禮華，等.中揚子地區(qū)泥頁巖發(fā)育特征與頁巖氣形成條件分析[J].特種油氣藏，2012，19(1)：34-37.

Zhu Dingwei,Ding Wenlong,Deng Lihua,et al.Development characteristics of mud shale and shale gas formation conditions in the middle Yangtze region[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2012,19(1):34-37.

[9]Ding W,Wan H,Zhang Y,et al.Characteristics of the Middle Jura-ssic marine source rocks and prediction of favorable source rock kitchens in the Qiangtang Basin of Tibet[J].Journal of Asian Earth Sciences,2013,66:63-72.

[10]Ding W,Zhu D,Cai J,et al.Analysis of the Developmental Charac-teristics and Major Regulating Factors of Fractures in Marine-Continental Transitional Shale-Gas Reservoirs:A Case Study of the Carboniferous-Permian Strata in the Southeastern Ordos Basin,Central China[J].Marine and Petroleum Geology,2013,45:121-133.

[11]宮美林，丁文龍，皮東東，等.鄂爾多斯盆地東南部下寺灣—云巖區(qū)二疊系山西組頁巖氣形成條件[J].東北石油大學學報，2013，37(3)：1-10.

Gong Meilin,Ding Wenlong,Pi Dongdong,et al.Forming conditions of shale gas of the Shanxi formation of Permian in the southeast of Ordos basin[J].Journal of Daqing Petroleum Institute,2013，37(3)：1-10.

[12]曾維特，丁文龍，張金川，等.中國西北地區(qū)頁巖氣形成地質條件分析[J].地質科技情報，2013，32(4)：139-150.Zeng Weite,Ding Wenlong,Zhang Jinchuan,et al.Analysis of geological controls on shale gas accumulation in northwest China[J].Geological Science and Technology Information,2013,32 (4):139-150.

[13]聶永生，冷濟高，韓建輝，等.黔東南地區(qū)岑鞏頁巖氣區(qū)塊勘探潛力[J].石油與天然氣地質，2013，34(2)：274-280.

Nie Yongsheng,Leng Jigao,Han Jianhui,et al.Exploration potential of shale gas in Cen'gong block,southeastern Guizhou province[J].Oil & Gas Geology,2013,34 (2):274-280.

[14]武曉玲，高波，葉欣，等.中國東部斷陷盆地頁巖油成藏條件與勘探潛力[J].石油與天然氣地質，2013，34(4)：455-462.

Wu Xiaoling,Gao Bo,Ye Xin,et al.Shale oil accumulation conditions and exploration potential of faulted basins in the east of China[J].Oil & Gas Geology,2013,34(4):455-462.

[15]冷濟高，韓建輝，李飛，等.湘西北地區(qū)花垣頁巖氣區(qū)塊勘探潛力[J].天然氣地球科學，2014，25(4)：624-631.

Leng Jigao,Han Jianhui,Li Fei,et al.Exploration potential of shale gas in Huayuan block,northwest Hunan province[J].Natural Gas Geoscience,2014,25(4):624-631.

[16]劉光祥，金之鈞，鄧模，等.川東地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M頁巖氣勘探潛力[J].石油與天然氣地質，2015，36(3)：481-487.

Liu Guangxiang,Jin Zhijun,Deng Mo,et al.Exploration potential for shale gas in the Upper Permian Longtan Formation in eastern Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2015,36(3):481-487.

[17]張金川，李玉喜，聶海寬，等.渝頁1井地質背景及鉆探效果[J].天然氣工業(yè)，2010，30(12)：114-118.

Zhang Jinchuan,Li Yuxi,Nie Haikuan,et al.Geologic setting and drilling effect of the shale cored well Yuye-1,Penshui county of Chongqing[J].Natural Gas Industry,2010,30(12):114-118.

[18]李世臻，姜文利，王倩，等.中國頁巖氣地質調查評價研究現狀與存在問題[J].地質通報，2013，32(9)：1140-1146.

Li Shizhen,Jiang Wenli,Wang Qian,et al.Research status and currently existent problems of shale gas geological survey and evaluation in China[J].Geological Bulletin of China,2013,32(9):1440-1446.

[19]郭旭升.南方海相頁巖氣“二元富集”規(guī)律——四川盆地及周緣龍馬溪組頁巖氣勘探實踐認識[J].地質學報，2014，88(7)：1209-1218.

Guo Xusheng.Rules of two-factor enrichment for marine shale gas in southern China——Understanding from the Longmaxi Formation shale gas in Sichuan Basin and its surrounding area[J].Acta Geologica Sinica,2014,88(7):1209-1218.

[20]郭彤樓，張漢榮.四川盆地焦石壩頁巖氣田形成與富集高產模式[J].石油勘探與開發(fā)，2014，41(1)：28-36.

Guo Tonglou,Zhang Hanrong.Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):28-36.

[21]胡東風，張漢榮，倪楷，等.四川盆地東南緣海相頁巖氣保存條件及其主控因素[J].天然氣工業(yè)，2014，34(6)：17-23.

Hu Dongfeng,Zhang Hanrong,Ni Kai,et al.Main controlling factors for gas preservation conditions of marine shales in southeastern margin of the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2014,34 (6):17-23.

[22]魏志紅.四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組頁巖氣的晚期逸散[J].石油與天然氣地質，2015，36(4)：659-665.

Wei Zhihong.Late fugitive emission of shale gas from Wufeng—Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery[J].Oil & Gas Geology,2015,36 (4):659-665.

[23]鄧新，楊坤光，劉彥良，等.黔中隆起性質及其構造演化[J].地學前緣，2010，17(3)：079-089.

Deng Xin,Yang Kunguang,Liu Yanliang,et al.Characteristics and tectonic evolution of Qianzhong Uplift[J].Earth Science Frontiers,2010,17(3):079-089.

[24]何治亮，汪新偉，李雙建，等.中上揚子地區(qū)燕山運動及其對油氣保存的影響[J].石油實驗地質，2011，33(1)：1-11.

He Zhiliang,Wang Xinwei,Li Shuangjian.et al.Yanshan movement and its influence on petroleum preservation in middle—upper Yangtze region[J].Petroleum Geology & Experiment,2011,33(1):1-11.

[25]久凱，丁文龍，李玉喜，等.黔北地區(qū)構造特征與下寒武統(tǒng)頁巖氣儲層裂縫研究[J].天然氣地球科學,2012,23(4):797-803.

Jiu Kai,Ding Wenlong,Li Yuxi,et al.Structural features in northern Guizhou area and reservoir fracture of Lower Cambrian shale gas[J].Natural Gas Geoscience,2012,23 (4):797-803.

[26]丁文龍，許長春，久凱，等.泥頁巖裂縫研究進展[J].地球科學進展，2011，26(2)：135-144.

Ding Wenlong,Xu Changchun,Jiu Kai,et al.The research progress of shale fractures[J].Advances in Earth Science,2011,26 (2):135-144.

[27]丁文龍，李超，李春燕，等.頁巖裂縫發(fā)育主控因素及其對含氣性的影響[J].地學前緣，2012，19(2)：212-220.

Ding Wenlong,Li Chao,Li Chunyan,et al.Dominant factor of fracture development in shale and its relationship to gas accumulation[J].Earth Science Frontiers,2012，19(2)：212-220.

[28]郭彤樓，樓章華，馬永生.南方海相油氣保存條件評價和勘探決策中應注意的幾個問題[J].石油實驗地質，2003，25(1)：3-9.

Guo Tonglou,Lou Zhanghua,Ma Yongsheng.Several problems on oil and gas preservation and their commercial prospecting in marine sequences of south China[J].Petroleum Geology & Experiment,2003,25 (1):3-9.

[29]聶海寬，包書景，高波，等.四川盆地及其周緣下古生界頁巖氣保存條件研究[J].地學前緣，2012，19(3)：280-294.

Nie Haikuan,Bao Shujing,Gao Bo,et al.A study of shale gas preservation conditions for the Lower Paleozoic in Sichuan Basin and its periphery[J].Earth Science Frontiers,2012,19(3):280-294.

[30]馬永生，樓章華，郭彤樓，等.中國南方海相地層油氣保存條件綜合評價技術體系探討[J].地質學報，2006，80(3)：406-417.

Ma Yongsheng,Lou Zhanghua,Guo Tonglou,et al.An exploration on a technological system of petroleum preservation evaluation for marine strata in south China[J].Acta Geologica Sinica,2006,80 (3):406-417.

[31]趙澤恒，薛秀麗，張桂權.貴州黃平凹陷下古生界油氣勘探潛力[J].海相油氣地質，2007，12(3)：33-43.

Zhao Zeheng,Xiu Xiuli,Zhang Guiquan.Hydrocarbon potential of Lower Paleozoic Formations in Huangping sag[J].Marine Origin Petroleum Geology,2007,12 (3):33-43.

[32]胡惟元.黔東下寒武統(tǒng)九門沖組灰?guī)r的成巖特征[J].貴州科學，1991，9(3)：172-178.

Hu Weiyuan.Diagenetic characteristics of the limestone of Lower Cambrian Jiumenchong formation in eastern Guizhou[J].Guizhou Science,1991,9 (3):172-178.

[33]胡惟元.黔東九門沖組灰?guī)r重結晶作用與儲集性[J].石油勘探與開發(fā)，1992，19(2)：91-99.

Hu Weiyuan.The recrystallization and reservoir properties of the Jiumenchong limestone formation,eastern Guizhou[J].Petroleum Exploration and Development,1992,19 (2):91-99.

[34]胡惟元，袁洪.黔東下古生界區(qū)域蓋層與找氣前景[J].貴州地質，1995，12(1)：56-60.

Hu Weiyuan,Yuan Hong.Lower Paleozoic cover and prospect for natural gas in eastern Guizhou[J].Guizhou Geology,1995,12(1):56-60.

[35]戴金星.天然氣碳氫同位素特征和各類天然氣鑒別[J].天然氣地球科學，1993，2(3)：1-40.

Dai Jinxing.Natural gas carbon and hydrogen isotopic characteristics and genetic identification of natural gases in China[J].Natural Gas Geoscience,1993,2(3):1-40.

[36]陳安定.氮氣對海相地層油氣保存的指示作用[J].石油實驗地質，2005，27(1)：85-89.

Chen Anding.Nitrogen as an index of oil-gas preservation conditions in marine strata[J].Petroleum Geology & Experiment,2005,27(1):85-89.

[37]楊秀然.凱里地區(qū)下寒武統(tǒng)碳酸鹽巖天然氣特征及成因探討[J].貴州地質，1993，10(3)：214-218.

Yang Xiuran.Characteristics of the natural gas and its genesis in Lower Cambrian carbonate rocks of Kaili,Guizhou[J].Geology of Guizhou,1993,10(3):214-218.

[38]朱岳年.天然氣中分子氮成因及判識[J].石油大學學報(自然科學版)，1999，23(2)：22-26.

Zhu Yuenian.Origins of molecular nitrogen in natural gases and their identification[J].Journal of the University of Petroleum,China,1999,23(2):22-26.

[39]劉全有，劉文匯，Krooss B M，等.天然氣中氮的地球化學研究進展[J].天然氣地球科學，2006，17(1)：119-124.

Liu Quanyou,Liu Wenhui,Krooss B M,et al.Advances in nitrogen geochemistry of natural gas[J].Natural Gas Geoscience,2006,17(1):119-124.

[40]樓章華，朱蓉.中國南方海相地層水文地質地球化學特征與油氣保存條件[J].石油與天然氣地質，2006，27(5)：584-593.

Lou Zhanghua,Zhu Rong.Hydrogeological and hydrogeochemical characteristics and hydrocarbon preservation conditions in marine strata in southern China[J].Oil & Gas Geology,2006,27 (5):584-593.

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

[42]Bowker K A.Barnett Shale gas production,Fort Worth Basin:Issues and discussion.AAPG Bulletin,2007,91(4):523-533.

[43]李建忠，李登華，董大忠，等.中美頁巖氣成藏條件、分布特征差異研究與啟示[J].中國工程科學，2012，14(6)：56-63.

Li Jianzhong,Li Denghua,Dong Dazhong,et al.Comparison and enlightenment on formation conditions and distribution characteristics of shale gas between China and U.S.[J].Engineering Sciences,2012,14(6):56-63.

[44]李雙建，沃玉進，周雁，等.影響高演化泥巖蓋層封閉性的主控因素分析[J].地質學報，2011，85(10)：1691-1697.

Li Shuangjian,Wo Yujin,Zhou Yan,et al.Controlling factors affect sealing capability of well-developed muddy cap rock[J].Acta Geologica Sinica,2011,85(10):1691-1697.

[45]李延鈞，劉歡，張烈輝，等.四川盆地南部下古生界龍馬溪組頁巖氣評價指標下限[J].中國科學：地球科學，2013，43：1088-1095.

Li Yanjun,Liu Huan,Zhang Liehui,et al.Lower limits of evaluation parameters for the Lower Paleozoic Longmaxi shale gas in southern Sichuan province[J].Science China:Earth Sciences,2013,56:710-717.

[46]Guo T.Evaluation of highly thermally mature shale-gas reservoirs in complex structural parts of the Sichuan Basin[J].Journal of Earth Science,2013,24 (6):863-873.

(編輯董立)

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

Wang Ruyue1,2,3,Ding Wenlong1,2,3,Gong Dajian4,5,Leng Jigao4,5,Wang Xinghua1,2,3,Yin Shuai1,2,3,Sun Yaxiong1,2,3

(1.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.KeyLaboratoryforMarineReservoirEvolutionandHydrocarbonAbundanceMechanism,MinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;3.KeyLaboratoryforShaleGasExploitationandAssessment,MinistryofLandandResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;4.ChinaEnergyReserveCorporation,Beijing100107,China;5.TongrenSino-EnergyNaturalGasCorporation,Tongren，Guizhou554300,China)

South China,where develops several sets of marine organic-rich shales,is an important area for shale gas E & D.Compared with North America,the marine organic-rich shales in southern China have the characteristics of old geologic age,high maturity,multi-episodic tectonic movements,complex surface conditions,complicated earth stress state and large differences of preservation conditions.In comparison with the Longmaxi shale that has achieved a breakthrough in shale gas exploration and development in Sichuan Basin and its periphery,the Lower Cambrian Niutitang shale has an older age,greater particularity and complexity and higher requirement to preservation conditions.On the basis of the geological conditions of the complex structure areas in southern China,the preservation conditions of the Niutitang shale in the Cen’gong block were analyzed through precise seismic interpretation,tectonic evolution,material foundation,cap rocks,reservoir pressure,and component of natural gas and aquifers.The results indicate that late tectonic reconstruction dominated by denudation and faulting is the major factor leading to the dissipation of shale gas.The tectonic evolution of the study area has the characteristic of “moderate early uplifting,long-term stability and intensive late reformation”.Besides,NE-NNE-trending trough-like folds,high dip-angle thrust faults and strike-slip faults are well-developed in the study area,and the central wide and gentle structure zone has less faults,moderate buried depth and good preservation conditions.In addition,the component of the natural gas and strata water shows that the superior roof,floor and regional cap rocks can effectively retard the gas dissipation and strata water invasion.Finally,an evaluation index system of structural preservation conditions is put forward and applied to identify the favorable preservation zones in the Cen’gong block.

preservation,shale gas,Niutitang Formation,Lower Cambrian,Cen’gong block,northern Guizhou area

2015-03-20;

2015-10-26。

王濡岳(1990—)，男，博士研究生，石油構造分析。E-mail:wry1990@vip.qq.com。

簡介：丁文龍(1965—)，男，教授、博士生導師，石油構造分析、非常規(guī)油氣地質。E-mail:dingwenlong2006@126.com。

國家自然科學基金面上項目(41372139,41072098)；國家科技重大專項(2011ZX05018-001-002,2016ZX05046-003-001-001)；中國地質調查局油氣資源調查中心頁巖氣資源潛力評價項目(2015-01-04-06-009-06)。

0253-9985(2016)01-0045-11

10.11743/ogg20160107

TE132.8

A