引言

随着全球掀起“页岩气革命”浪潮^[1]，由于沉积厚度大、分布面积广、有机质含量及成熟度高，具备形成页岩气藏的有利地质条件，中国南方海相页岩引起国内外页岩气研究者和勘探评价界的极大关注^[2]。但是南方海相古生界页岩层形成时间早，构造沉积演化历史复杂，页岩气成藏赋存条件差异大，页岩层现今的含气性变化大，页岩气资源潜力和勘探甜点区有待落实^[1-8]。

为评价落实和探明国内第一个页岩气勘查矿权区块——滇黔北探区的海相古生界构造地质条件和页岩气资源勘探前景，中国石油浙江油田分公司自2008年开始，先后部署实施了一系列的区域地质调查、地震勘探、页岩气评价井钻探和页岩气地质综合评价工作，2011年、2012年先后在页岩气评价井——昭104直井、YSH1-1水平井中实现了页岩气勘探突破，目前已评价优选出黄金坝、沐爱、太阳页岩气勘探甜点区，2013年8月开始进行黄金坝YS108H1水平井组开发试验，以评价产能潜力和探索经济实用的核心钻采技术为目的，滇黔北昭通国家级页岩气示范区建设已展露端倪。

本文特别着墨书写的是，浙江油田分公司针对滇黔北下古生界海相页岩气层，于2009年12月钻探测试了YQ1井，非常清晰地揭示了下志留统龙马溪组黑色页岩的含气性，首次在钻井岩芯中解析出可燃的页岩气，率先用客观的事实证明了中国南方海相页岩层存在活跃的页岩气，为中国南方海相页岩气评价提供了重要的参数，并见证了当前南方海相页岩气的勘探进展。

1 区域地质概况

上扬子区是中国南方古生界海相富有机质页岩最发育的地区之一，其中，下志留统龙马溪组黑色页岩发育，区域分布稳定、厚度大、有机质丰度高，是南方海相页岩气勘探评价的重要层位^[1-2]。

地处云南(昭通市)、贵州(毕节市)、四川(宜宾和泸州市)三省交会处的滇黔北勘查区，处于扬子地块构造域西南边缘的滇黔北拗陷威信凹陷，具有构造挤压强烈、区域构造抬升较高、地层形变强度较大的特点，是典型的“背斜带平缓宽阔，向斜带陡峭狭窄”的隔槽式褶皱形变区带^[3](图 1)，完全不同于北美海相原形盆地保存较好、构造变形很弱的区域构造背景。区域地层以古生界海相沉积岩层为主，上覆地层在不同地区分别为三叠系及侏罗系等。志留系主要出露于背斜的核部，由于地层分区不同，探区西部下—中志留统分别为龙马溪组(S$_{1}l$)、罗惹坪组(S$_{1-2}l$)或黄葛溪组(S$_{1-2}h$)，探区东部为龙马溪组(S$_{1}l$)、石牛栏组(S$_{1}s$)和韩家店组(S$_{2}h$)。

探区内龙马溪组整体为一套深灰色至灰黑色泥页岩夹薄层粉砂岩、泥质砂岩，自上而下颜色加深、砂质减少、有机质含量增加，为形成于华南加里东造山带北麓的前陆滞留盆地（陆棚相）沉积体系。可细分为上、下两个岩性段，上段厚200 300 m，以深灰至灰黑色泥岩、含钙质泥岩、含钙粉砂质泥为主；下段厚250 350 m，并以灰黑色和黑色碳质泥岩、页岩为主，夹少量粉砂质泥岩。探区内龙马溪组地层厚度以及其底部黑色泥页岩厚度由北向南逐渐减薄，灰岩夹层增多，在镇雄伍德—芒部一线附近志留系尖灭。

2 页岩气YQ1井钻探实施

YQ1井是滇黔北页岩气探区实施的第一口以页岩气为钻探目的，且全井段垂直取芯的页岩气地质资料井。该井位于四川省宜宾市筠连县镇舟镇前进村大沟头自然村，区域构造处于滇黔北拗陷威信凹陷牛街背斜带大雪山背斜北缘，设计井地表出露地层为志留系罗惹坪组(图 1)，设计钻揭目的层系为下志留统龙马溪组及上奥陶统五峰组黑色页岩，设计井深300 m(垂深)，完钻层位为中奥陶统宝塔组石灰岩。

页岩气YQ1井钻探工程由浙江油田分公司页岩气勘探开发项目经理部组织实施，成都兴蜀基础勘察工程公司钻井队负责承钻施工。2009年11月8日18:00开钻，经过近30天的钻探施工，12月8日15:20时许，YQ1井钻至宝塔组井深296.70 m处完钻，12月10日裸眼完井。全井累计钻井取芯113回次，芯长259.80 m，取芯收获率97.5%，获取了龙马溪组和五峰组黑色页岩段的连续岩芯(图 2)。YQ1井自上而下依次揭示了志留系罗惹坪组、龙马溪组和奥陶系五峰组、宝塔组，实钻地层层序与设计相符。其中，钻遇龙马溪组垂厚199.87 m，上部18 m以黑灰色灰质泥岩为主，夹薄层深灰色条带，下部181.87 m以灰黑色灰质泥页岩为主，充填方解石脉及少量铁矿，岩芯断面见大量笔石化石；钻遇五峰组6.93 m，以砂质页岩为主，岩芯断面见大量笔石化石，下部含灰质；揭示宝塔组厚64.90 m(未钻穿)，以深灰色、灰色灰岩为主，方解石脉较发育，局部岩芯破碎。

2009年12月4日，YQ1井在龙马溪组186.88 m井深处首次获得页岩含气岩芯，将岩芯浸入50℃热水中可析出天然甲烷气泡，解析气体上涌现象明显，对所汇集的气体进行点火试验，能发出明亮的桔蓝色火焰，火焰高度最大可达30 cm以上(图 3)。分析化验结果证实，页岩层解析气体为烷烃类可燃气体，甲烷含量占73.12%~88.32%，钻井岩芯揭示证实了滇黔北探区浅层龙马溪组页岩可燃烷烃类天然气的存在，雄辩地回答了中国南方海相页岩气“有与无”的方向性问题。

3 页岩气YQ1井钻探成果认识 3.1 龙马溪组黑色页岩厚度大，有机质丰度与热演化程度高

YQ1井钻遇目的层为龙马溪组—五峰组，厚度达208 m(图 4)，下部发育黑色优质泥页岩。龙马溪组顶部主要为深灰色含泥质灰岩，显水平层理，裂隙发育，黄铁矿晶粒；上部主要为黑灰色灰质泥岩，局部含黄铁矿及钙质结核，具脉状层理及水平层理；中部主要为灰黑色灰质泥岩夹深灰色灰质条带，裂隙较发育，充填少量方解石脉，含黄铁矿晶粒；下部主要为灰黑色页岩，页理较发育，夹薄层黄铁矿及方解石脉条带。

YQ1井龙马溪组的有机质类型主要为Ⅱ型，$I_{\rm{TOC}}$为0.61%~3.21%(均值1.52%)，并且随着深度增加，$I_{\rm{TOC}}$随之增大(图 4)。位于龙马溪组底部的黑色页岩$I_{\rm{TOC}}$明显较高，是形成页岩气藏的最有利层段，如196.75 219.58 m井段的页岩(单层连续厚度达32.00 m)，其$I_{\rm{TOC}}$值$\geqslant 2.00\%$，平均达2.26%(图 4)，与美国富气页岩普遍$I_{\rm{TOC}}$>2.00%的特征相似，表明龙马溪组下部黑色页岩是极有效的生气源岩和现实的页岩气勘探目的层。

YQ1井龙马溪组页岩有机成熟度($R_{\rm{o}}$)为2.92%~2.99%(平均值2.95%)，已达高成熟—过成熟演化阶段，处于过成熟晚期生干气状态^[9-13]。按照Tissot生油理论，$R_{\rm{o}}> 2.00\%$后的过成熟阶段主要以生干气为主。这表明，龙马溪组页岩明显有别于普遍未达到过成熟演化阶段和“持续供气、连续成藏”的北美海相页岩气藏状况，所以不能照搬北美页岩气的勘探模式，需要积极地根据南方海相页岩层地质特征和工程、自然地貌特色来创新探索，需要走“甜点区评价优选、先导示范区建设、规模效益开发”的发展策略。

鉴于龙马溪组属于早古生代海相陆棚沉积环境，沉积年代早，不含高等植物来源，在目前已处于过成熟演化阶段的页岩中很难找到镜质体有机组分，因此，国内测试单位分析的$R_{\rm{o}}$值往往比在美国实验室页岩层$R_{\rm{o}}$测试值要偏大一些(估计误差在0.23%~0.85%)，并已在四川盆地页岩气井国内外的并行样品分析化验中得到了验证。

3.2 龙马溪组页岩微孔微缝发育，吸附能力强，甲烷含量高

YQ1井的8个页岩岩芯样品测试结果显示，龙马溪组页岩孔隙度为1.10%~4.90%(平均值2.63%)，渗透率为0.004~3~0.042~0 mD(平均值0.019~0 mD)。与北美主要产气页岩相比，YQ1井页岩孔隙度偏小，渗透率中等，这可能是因为目前国内对页岩的储层物性分析仍按照常规砂岩、碳酸盐岩储层的压汞法或脉冲法进行测试，这与国外较为成熟、高分辨率的GRI页岩物性分测试分析方法大为不同，因此其测试结果不能真实地反映页岩实际物性，也不能与国外的结论简单地完全等同对比。

YQ1井龙马溪组页岩结构总体较致密，基质孔渗低，但井场周缘野外露头及钻井岩芯及微观结构特征显示，龙马溪组页岩的高角度缝和微裂缝十分发育，以构造缝及缝合线为主，岩芯微裂缝密度达1~14条/m，宽度5~15μm；电镜扫描显示其微孔隙和裂隙类型多样，微米—纳米级孔隙尤为发育，颗粒表面存在大量溶蚀孔，微孔直径为1~5μm，微裂缝规模在10~25μm(图 5)。

随机抽取YQ1井龙马溪组岩芯及岩屑样品11样次进行现场含气量测定，其中6个样品见气显示。在取芯过程中，将页岩岩芯置于盛水容器中做浸泡试验，均见有针尖状气泡不断溢出的现象(图 3)，页岩析出气泡和上涌现象随着埋藏深度的增加而更加明显，解析出的气量增加。采用等温吸附实验测定龙马溪组页岩吸附气量，在压力达到5~8 MPa时，页岩的甲烷吸附能力达到0.89~1.74 m$^{3}$/t，最大吸附能力为0.83~2.44 m$^{3}$/t(图 6)，页岩吸附气饱和度为86.74~%~95.64~%(平均值为89.33%)，原基含气量为0.08~0.42 m$^{3}$/t，平均为0.21 m$^{3}$/t。将222.34~ 225.83 m井段的3个页岩气岩芯样，在现场进行6.0 h的快速解析测试，获得的游离气最高含气量为0.429 m$^{3}$/t。考虑到在井筒中提芯时间长达4.2 h，造成的游离状+吸附状页岩气损失量较多，结合已有解析曲线的类比研究，推测其页岩吸附含气量大于1.0 m$^{3}$/t。根据页岩总含气量(吸附气+游离气)分析原理，计算认为，YQ1井页岩总含气量1.0~3.0 m$^{3}$/t，视为具有工业价值的页岩气藏^[3]。

从龙马溪组岩芯解析气中检测出烃类和非烃类气体，其中：烃类气体有CH$_4$(甲烷)、C$_2$H$_6$和C$_3$H$_8$，以CH$_4$为主，占总体积的3.00%~88.32%(平均47.67%)，CH$_4$浓度随深度增加而明显增大；非烃类气体包含CO$_2$和N$_2$，但以N$_2$为主，占气体总体积的9.46%~94.2%(平均为49.75%)。研究认为，YQ1井页岩气各组份在不同的深度差别较大，解析气样品中含大气成分如N$_2$和CO$_2$的原因可能是，解析仪中有空气的残留或与地下风化带中有少量空气成分有关。

3.3 页岩含气量随地层压力、有机质和黏土含量增加而增大

页岩气在页岩储层中主要以3种状态赋存^[10-12]：(1) 孔隙和裂缝中的自由气；(2) 有机质及无机矿物表面的吸附气；(3) 有机质及地层水中的溶解气。其中，吸附气是其赋存的主要形式，研究表明，页岩储层中吸附气含量可占总气量的20%~80%^[7-10]。因此，页岩的吸附能力是页岩储层含气量的控制因素，并对页岩气的生产及开发产生重要影响。等温吸附曲线及浸水气体上涌试验展示，页岩析出气泡和上涌现象随着地层埋藏深度的增加而更加明显，解吸出的含气量和CH$_4$浓度增加。探区内地层压力、有机质和黏土含量是影响页岩气吸附能力的主要因素。

3.3.1 页岩气吸附量随埋藏深度增加(地层压力升高)而增大

YQ1井龙马溪组下段页岩的等温吸附曲线显示(图 6，图 7)，在温度一定时，气体吸附量随着压力的升高而增加，当压力增加到一定程度时，气体吸附量达到饱和后将不再增加。吸附曲线呈现3个变化阶段：当压力小于2.2 MPa 时，吸附量随压力的增加呈近似直线上升趋势；压力在大于2.2~4.3 MPa后，吸附量进入过渡阶段，其增加速度逐渐降低；当压力大于4.3 MPa时，吸附逐渐达到饱和，吸附量随压力上升有少量增加或不再增加。因此，在一定保存压力范围内，随着压力的增大，页岩游离态气体储存能力增加。这给我们的启示是，南方海相页岩气赋存的关键地质要素在于保存条件，非常迫切需要落实整体封闭条件好的页岩气超压甜点区。

3.3.2 高成熟度页岩吸附气体的能力随有机碳含量增高而增强

龙马溪组黑色页岩的有机质类型主要为腐泥型和偏腐泥的混合型(Ⅰ~Ⅱ$_1$)，有机质成熟度较高($R_{\rm{o}}$为2.92%~2.99%)，有利于残留热解气和干甲烷气的生成。YQ1井页岩吸附气含量随有机碳含量增加而增大(图 8)，这表明页岩中的有机质是天然气生成与吸附的主体，富有机质的页岩较贫有机质的页岩具有更多的微孔隙空间，并且吸附的天然气量更多，所以有机碳含量与页岩气含量呈正相关性。因此，寻找富有机质沉积的有利沉积相带是评选页岩气甜点区的基础工作。页岩沉积微相与微观结构表明，厌氧泥质深水陆棚微相是优质泥页岩发育的最有利相带，有机质含量及其热演化程度、干酪根类型、黏土矿物类型与含量是控制页岩储层微观孔隙结构的主要因素，高成熟阶段后的热演化程度是影响页岩层储气性和吸附性的主控要素^[11-16]。

3.3.3 高黏土矿物含量有利于页岩气吸附

YQ1井龙马溪组全岩X射线衍射和黏土矿物分析成果表明，页岩层黏土含量在11%~52%(均值为37%)，石英含量26%~40%(均值32%)。虽然石英含量的增加可提高岩石的脆性，有利于微裂缝的发育和后期压裂改造，但相对于黏土类矿物，石英比表面积小，吸附能力小。高含量的黏土矿物可通过外表面对孔隙结构和体积的控制来影响页岩对气体的吸附能力，而具有较强的吸附能力^[12-13]。同时，燕山期以来多期次造山运动造成剧烈的构造抬升和强烈的地层形变，一方面有利于页岩气微裂缝的发育，有利于页岩吸附能力的增加^[14-15]，另一方面也导致了区域保存条件变差。如何寻找并落实构造变形较弱、远离通天断层、保存区域盖层、具备整体封闭保存体系的宽阔向斜区域是海相页岩气甜点区优选的当务之急^[9-10]，南方海相页岩气成藏赋存具有“构造沉积控局势$\rightarrow$保存条件控气藏$\rightarrow$岩性物性控甜点”的地质特色，也就是说页岩气综合评价需要遵循“区域沉积相体系$\rightarrow$页岩层厚度与埋深$\rightarrow$有机质丰度与演化程度$\rightarrow$页岩力学性质与可压性$\rightarrow$页岩矿物成份与脆塑性$\rightarrow$保存条件与页岩地层流体压力→页岩物性与储气性→页岩含气性与产能潜力→区域构造与甜点区”评价技术路线。

4 结论

(1) 滇黔北探区YQ1井为中国南方首口揭示海相龙马溪组页岩层存在页岩气的页岩气专层钻井，揭示了南方海相下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组的黑色页岩气地质特征，率先回答了中国南方海相页岩气“有与无”的问题，从而明确了下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组可以作为中国南方海相页岩气勘探的最现实目的层系。

(2) YQ1井龙马溪组—五峰组所含甲烷气体表现为吸附特征明显的浅埋型页岩气特点，岩芯实验证实高成熟度页岩区甲烷吸附气含量随埋藏深度(地层压力)、有机质和黏土含量增加而增大，揭示了华南加里东造山带北麓前陆盆地陆棚沉积区的龙马溪组—五峰组具有良好的页岩气成藏地质条件，值得高度重视和加快有三叠系覆盖，且保存条件较好的页岩气甜点区的勘探评价。

(3) 鉴于中国南方复杂多变的大地构造演化史，“多期次造山改造运动、强裂的构造形变，高演化程度”的状况，致使南方海相古生界页岩层明显有别于“原形盆地保存较好、持续供气、连续成藏”的北美页岩气藏，海相页岩气成藏的关键地质要素在于保存条件，页岩气成藏赋存具有“构造沉积控局势$\rightarrow$保存条件控气藏$\rightarrow$岩性物性控甜点”的地质特色，寻找构造变形较弱、远离通天断层、具备一定厚度的顶底板区域盖层和整体封闭保存体系的宽阔向斜区域是海相页岩气甜点区优选的首要任务，南方海相页岩气勘探开发应走 “甜点区评价优选、先导示范区建设、规模效益开发”的发展策略。