下揚子皖南地區下寒武統頁巖氣地質特征及成藏控制因素

汪凱明

(中國石化華東油氣分公司勘探開發研究院)

0 引言

中國南方震旦系、寒武系、奧陶系和志留系發育多套海相富有機質頁巖，目前僅上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組頁巖氣實現商業開發，在四川盆地及周緣地區已發現涪陵、威遠、長寧、昭通、威榮、永川等頁巖氣田[1-9]，至2020 年年底，累計探明頁巖氣地質儲量超2.0×1012m3，頁巖氣年產量為200×108m3[10]。同時，寒武系頁巖氣勘探也取得了一些積極進展，2009 年黔中隆起方深1井開展老井壓裂，試獲少量氣流，2011 年川南威遠古隆起威201井壓裂獲氣1.08×104m3/d[11]，2011 年黔南坳陷黃頁1井壓裂獲得418m3/d 低產氣流，2014 年川南威遠古隆起金頁1HF井壓裂獲得頁巖氣無阻流量10.5×104m3/d[12]，2017 年中揚子宜昌地區黃陵古隆起周緣鄂宜頁1HF井壓裂獲得6.02×104m3/d、無阻流量為12.38×104m3/d 的高產頁巖氣流[13]，但多數井為無氣、微氣或氮氣狀態，效果較好的鉆井局限在威遠古隆起、黃陵古隆起、雪峰古隆起和漢南古隆起等幾個古隆起周緣。整體而言下寒武統頁巖氣勘探程度較低，距離商業開發仍有較大差距。

下寒武統頁巖作為中國南方古生界最好的烴源巖發育層系之一，具有分布面積廣、連續厚度大、有機碳含量高等有利條件，TOC ＞1.5%的頁巖分布面積達38.65×104km2，占揚子地區的41.9%[14]，蘊藏著巨大的頁巖氣資源潛力，對拓展頁巖氣勘探領域具有重要的戰略意義。同時也面臨地層時代老、熱演化程度高、儲集物性差、構造改造強烈、保存條件差、成藏富集條件苛刻等諸多挑戰。本文以下揚子皖南地區為主要研究對象，利用頁巖氣鉆井、野外露頭和分析測試等資料，分析中國南方下寒武統頁巖氣地質特征，試圖揭示高熱演化程度、古老頁巖氣成藏控制因素，以期為今后下寒武統頁巖氣勘探潛力評價提供參考。

1 區域地質背景

下揚子地區位于揚子板塊東段，北界為連云港—黃梅斷裂、秦嶺—膠南蘇魯構造帶，南部以江山—紹興斷裂為界，與華南板塊毗鄰，東鄰環太平洋構造帶，西接特提斯構造域[15]，是中國南方地區海相中生界、古生界發育最全、保存也較為完整的地區之一。揚子地臺在晉寧運動之后形成了統一的結晶基底，隨著羅迪尼亞超大陸的裂解，在震旦紀末至寒武紀初，快速海侵作用使揚子地臺整體開始接受穩定的海相沉積，直至古生代末期[16]。早寒武世早期，受地殼拉張裂陷作用的影響，在下揚子地區呈現“一臺兩盆”的基本構造格局（圖1)，中央臺地大致位于南京—南通一帶，以碳酸鹽巖沉積為主;臺地南北兩側發育休寧—安吉和滁州—鹽城兩個NE 向斜列式深水海盆，為下寒武統富有機質頁巖的發育提供了有利沉積環境，沉積建造以黑色頁巖、硅質巖和暗色細粉晶灰巖為主[17]。

2 頁巖氣地質特征

2.1 沉積特征

下揚子地區早寒武世早期為盆地、陸棚、斜坡、臺地邊緣和局限臺地相沉積，下寒武統荷塘組（幕府山組）黑色富有機質頁巖形成于淺海盆地相—深水陸棚相滯留、缺氧還原環境，主要為硅質頁巖、碳質頁巖和硅質巖組合，局部可見少量泥質灰巖薄層，水平紋層發育，含黃鐵礦，富含放射蟲、硅質海綿骨針和藻類化石，放射蟲呈圓形和橢圓形[18]。大量鉆井和露頭資料顯示（圖1），荷塘組頁巖厚度大，橫向分布廣泛，XY1井頁巖厚度大于270m，WY1井頁巖厚度為282m，WN2井頁巖厚度為276.5m，SD121井頁巖厚度為113m，平面上以石臺—安吉一帶最為發育，頁巖厚度超過600m。

圖1 下揚子地區早寒武世沉積相分布圖Fig.1 Sedimentary facies map in the Early Cambrian in lower Yangtze area

2.2 巖石礦物學特征

WY1井荷塘組18 件巖心樣品的全巖X 射線衍射測試結果表明，樣品礦物組成以石英、黏土礦物為主，其次為鉀長石、方解石和黃鐵礦等，剖面自下而上石英含量呈明顯減少趨勢，黏土礦物含量呈明顯增多趨勢，其他礦物含量變化特征不甚明顯（圖2）。石英含量介于49.2%～96.9%，平均值為70.1%;黏土礦物含量介于1.9%～29.9%，平均值為15.3%;方解石含量介于0.5%～7.2%，平均值為3.9%;鉀長石含量介于0～14.8%，平均值為9.8%;黃鐵礦含量介于0.8%～5.3%，平均值為3.3%。黏土礦物組成以伊利石和伊/蒙混層為主，含少量綠泥石，其中伊利石相對含量介于18.0%～82.0%，平均值為65.1%;伊/蒙混層相對含量介于10.0%～45.0%，平均值為28.2%;綠泥石相對含量介于0～72.0%，平均值為6.7%。黏土礦物組成反映荷塘組頁巖具有高熱演化、過成熟的特點，高嶺石、蒙皂石等不穩定礦物組分向伊利石轉化，因此黏土礦物組成以伊利石與伊/蒙混層為主。

圖2 WY1井荷塘組全巖礦物組成特征Fig.2 Mineral composition of Hetang Formation shale in Well WY1

在全巖礦物組成定量分析的基礎上，以 石英+長石、黏土礦物和碳酸鹽礦物為三端元劃分頁巖巖石類型（圖3a），研究區WY1井、XY1井荷塘組樣品均為硅質頁巖。與中、上揚子地區10 口頁巖氣鉆井下寒武統筇竹寺組、九門沖組、牛蹄塘組、水井沱組頁巖礦物組成相比[13，19-21]，下揚子地區WY1井、XY1井荷塘組石英+長石（硅質）含量明顯較高，而黏土礦物和碳酸鹽礦物含量明顯偏低，中揚子地區反之，上揚子地區居中（圖3b），如四川盆地川西南威遠地區JinY1井筇竹寺組石英+長石（硅質）含量平均為48.1%[19]，黔南坳陷HY1井九門沖組石英+長石（硅質）含量平均為56.8%，渝東南地區武陵褶皺帶長生背斜CS1井水井沱組石英+長石（硅質）含量平均為53.9%，湘西北地區武陵褶皺帶太陽山背斜西翼CY1井牛蹄塘組石英+長石（硅質）含量平均為56.6%[20]，中揚子鄂西宜昌地區黃陵古隆起西南斜坡帶WD1井水井沱組石英+長石（硅質）平均含量為47.3%，WD2井水井沱組石英+長石（硅質）平均含量為37.6%[13]。

圖3 揚子地區下寒武統頁巖巖石類型及礦物組成特征（部分數據據文獻[13，19-21]）Fig.3 Rock types and mineral composition of the Lower Cambrian shale in Yangtze area(part of the data is according to references [13，19-21])

海相沉積巖中的Al/（Al+Fe+Mn）值是判斷硅質成因的一個重要指標，該值隨著熱水沉積物含量的增多而減少，受熱水作用影響后其值小于0.35，純熱水成因其 值接近0.01，純生物成因其值接近0.60[22]，XY1井、WY1井荷塘組頁巖樣品Al/（Al+Fe+Mn）值變化范圍較大，分布在0.33～0.88，平均值為0.73，與純生物成因的比值較為接近。在Al—Fe—Mn 三角圖上（圖4），絕大 部分樣品落入生物成因區，指示研究區硅質主要為生物成因，同時巖石薄片中富含放射蟲和硅質海綿骨針，說明生物硅是硅質頁巖形成的主要貢獻者。

圖4 XY1井、WY1井荷塘組頁巖Al—Fe—Mn 三角圖Fig.4 Al-Fe-Mn triangle diagram of Hetang Formation shale in Wells XY1 and WY1

2.3 有機地球化學特征

鉆井巖心和露頭樣品測試結果均顯示荷塘組頁巖具有較高的有機碳含量（圖5），XY1井巖心樣品TOC 分布在1.01%～14.51%，平均值為5.59%;WY1井 巖 心 樣 品TOC 分 布 在2.07%～11.90%，平均值為5.90%;WN2井巖心樣品TOC 分布在1.07%～9.93%，平均值為4.50%;SD121井巖心樣品TOC 分布在0.13%～4.86%，平均值為2.60%;石臺紅桃村、安吉羅村、湖州官山、池州梅街村、休寧藍田、南京幕府山等露頭剖面樣品TOC 分布在0.48%～7.38%，平均值為2.73%。

圖5 下揚子地區荷塘組頁巖TOC 分布圖Fig.5 TOC distribution diagram of Hetang Formation shale in lower Yangtze area

有機碳含量與石英 含量存在良好的正相關關系（圖6a），與黏土礦物含量呈負相關關系（圖6b），該特征也說明研究區頁巖中的硅質并非陸源碎屑，主要來源于有機成因的生物硅，鏡下可見放射蟲、海綿骨針等高有機質生產力的內生硅質礦物，早寒武世安靜、缺氧、強還原的深水陸棚環境有利于有機質富集和保存。

圖6 WY1井荷塘組頁巖TOC 與石英、黏土礦物含量相關關系圖Fig.6 Relationship between TOC and quartz &clay mineral content of Hetang Formation shales in Well WY1

干酪根碳同位素值是劃分高—過成熟烴源巖有機質類型的有效指標。黃第藩等研究認為Ⅰ型干酪根的碳同位素δ13C 值介于-29‰～-27‰，Ⅱ型干酪根δ13C 值介于-27‰～-26‰，Ⅲ型干酪根δ13C 值介于-26‰～-22.5‰[23]，XY1井荷塘組頁巖干酪根碳同位素值主要分布在-32‰～-27‰，屬于Ⅰ型干酪根。

WY1井、XY1井荷塘組23 件樣品659 個測點顯示，Ro分布在2.7%～5.4%，平均高達4.0%（圖7），均處于過成熟階段，干酪根已全部降解生氣，滯留于頁巖的液態烴也完全裂解生氣。

圖7 WY1井、XY1井荷塘組頁巖Ro 測試結果Fig.7 Ro lab test result of Hetang Formation shale in Wells WY1 and XY1

與四川盆地五峰組—龍馬溪組深水陸棚相頁巖相比，下揚子地區盆地相荷塘組頁巖TOC 略高，有機質類型相似，熱演化程度明顯偏高，如焦石壩JY1井優質泥頁巖TOC 平均值為3.50%，有機質類型為Ⅰ型，Ro為2.20%～3.06%，平均值為2.65%[24]。

2.4 物性特征

頁巖的孔隙結構特征對頁巖氣的賦存和儲集作用明顯，通過巖心、巖石薄片、氬離子拋光掃描電鏡觀察發現，研究區 荷塘組頁巖儲集空間類型多樣，按照成因劃分為有機質孔隙、無機孔隙和微裂縫3 種類型（圖8），無機孔隙主要包括晶間孔、粒間孔、粒內孔和溶蝕孔，微裂縫主要包括構造裂縫及有機質收縮縫，有機質內部發育大量的有機質孔隙。XY1井樣品測試有機質孔隙孔徑主要分布在10～20nm，占比為61%，樣品中未見孔徑大于50nm 的大孔（圖9），有機質孔隙呈扁長不規則形狀，邊緣塌陷，孔徑明顯低于下志留統頁巖;四川盆地焦石壩地區JY1井頁巖有機質孔隙呈圓形—橢圓形，孔徑以10～190nm 為主，部分高達270～600nm[25]。XY1井樣品CO2吸附脫附測試結果顯示，孔隙比表面積介于4.3～7.5m2/g，總孔隙體積僅為0.0064～0.0118cm3/g，與四川盆地威遠、長寧—昭通地區筇竹寺組基本相當[26]，但明顯低于焦石壩JY1井，后者比表面積平均為18.9m2/g，孔隙體積平均為0.013cm3/g[27]。

圖8 研究區荷塘組頁巖儲集空間類型Fig.8 Types of reservoir space of Hetang Formation shale

圖9 XY1井荷塘組頁巖孔徑分布直方圖Fig.9 Pore size distribution diagram of Hetang Formation shale in Well XY1

實驗分析顯示研究區荷塘組頁巖整體具低孔、特低滲特征，XY1井荷塘組15 件頁巖樣品孔隙度介 于0.30%～2.82%，平均為1.47%;WY1井 荷塘組18 件頁巖樣品孔隙度介于0.04%～2.91%，平均為0.71%，WY1井樣品脈沖滲透率實測為0.0000064～0.0006628mD，平均為0.0002184mD，孔隙度和滲透率遠低于焦石壩地區JY1井優質頁巖段，JY1井龍馬溪組優質頁巖段孔隙度平均為4.80%，滲透率平均為0.16mD[28]。研究區荷塘組頁巖孔隙度與TOC 之間呈現較好的正相關性（圖10），指示以有機質孔隙為主，有機質孔隙是頁巖氣儲層中主要的貢獻者。

圖10 研究區荷塘組頁巖TOC 與孔隙度關系圖Fig.10 Relationship between TOC and porosity of Hetang Formation shale in the study area

2.5 密度特征

頁巖密度是利用體積法計算吸附氣地質儲量的重要 參數[29]，取決于礦物組分、孔隙特征等，在公開發表的文獻中，關于頁巖密度的研究較少，本次研究發現荷塘組頁巖密度與孔隙度、TOC 具有良好的負相關性（圖11），表明頁巖TOC 越高，有機質孔隙越發育，頁巖密度趨小。

圖11 研究區荷塘組頁巖密度與孔隙度、TOC 關系圖Fig.11 Relationship between density and porosity &TOC of Hetang Formation shale in the study area

2.6 含氣性特征

含氣性是頁巖氣富集程度的最直觀表現。XY1井和WY1井荷塘組頁巖含氣量整體較低，XY1井巖心含氣量測試最高為1.30m3/t，平均為0.94m3/t，WY1井巖心含氣量測試最高僅為0.153m3/t。XY1井4 件頁巖樣品的等溫吸附實驗顯示，朗格繆爾體積為0.72～4.70m3/t，頁巖吸附能力主要受控于TOC，TOC 越高吸附能力越強（圖12a），頁巖吸附能力與孔隙度呈現較好的正相關關系（圖12b），相關系數（R2）高達0.9842，也可說明良好的儲集空間是頁巖氣賦存的基礎，頁巖孔隙越發育，其孔隙比表面積越大，越有利于吸附氣的賦存，可為游離氣提供儲集空間。因此，在保存條件相似的情況下，頁巖含氣性受生烴條件和儲集條件的影響。

圖12 研究區荷塘組頁巖TOC、孔隙度與甲烷吸附能力的關系圖Fig.12 Relationship between methane adsorption capacity and TOC &porosity of Hetang Formation shale in the study area

2.7 脆性特征

脆性特性是頁巖氣儲層可壓裂性評價的重要參數，對頁巖氣的開發效果具有重要影響，根據國內外對頁巖氣儲層可壓裂性的評價經驗，通常用脆性礦物指數來表征壓裂的難易程度。研究區基于硅質礦物的脆性礦物指數為53%～89%，平均為74%，巖石力學參數實驗測得的XY1井頁巖靜態楊氏模量為37.86～55.85GPa，靜態泊松比為0.19～0.28，表現出高脆性、高楊氏模量、低泊松比特征，有利于后期的壓裂改造。

WY1井聲波掃描測得最大水平主應力為83.6～93.0MPa，最小水平主應力為49.8～56.6MPa，兩向應力差異系數為0.39～0.40，兩向應力差異系數明顯高于JY1井的0.11～0.34[30]，反映區域構造應力強，壓裂改造過程中較難形成復雜縫網系統。

3 頁巖氣成藏控制因素及勘探方向

國內學者通過四川盆地及周緣五峰組—龍馬溪組頁巖氣勘探研究，取得了“二元富集”“三元富集”“三因素控氣”等一系列頁巖氣富集高產地質理論認識[28，31-33]，總體上已基本形成共識，認為深水陸棚優質頁巖是頁巖氣富集的基礎，良好的保存條件是頁巖氣高產的關鍵，并有效指導了頁巖氣的勘探開發。但與下寒武統頁巖氣成藏富集主控因素相關的公開研究成果相對較少，本文結合前人研究成果和下寒武統頁巖氣勘探實踐，深入兩者成藏條件的差異分析，認為“3個有效條件”是頁巖氣成藏的基礎，即有效的烴源條件、有效的儲集條件和有效的保存條件，三者良好的動態耦合、時空配置是頁巖氣富集的關鍵。

3.1 滯留烴是頁巖氣成藏的物質基礎

頁巖氣具有自生自儲、源儲一體、原地就近聚集、連續成藏的模式和特點，其生烴、排烴、運移、聚集過程全部在源內完成，屬未排出烴源巖的“滯留氣”，因此，對于頁巖氣而言，滯留烴量的多少決定頁巖的勘探潛力，滯留烴量越多，意味著成藏的物質基礎越雄厚。滯留烴量受控于頁巖品質和排烴效率，在頁巖品質相似的情況下，排烴效率越高，滯留烴量則越少，頁巖氣成藏的物質基礎自然就越貧乏，因此，排烴效率直接影響頁巖氣藏的富集程度。

頁巖生排烴是一個復雜的地質過程，是各種地質要素綜合作用的結果。排烴效率受內部、外部多重因素的影響，內部因素取決于頁巖的生烴潛力，即有機質豐度、有機質類型和熱演化程度，外部因素包括頁巖厚度、上下巖性組合特征、頁巖層理結構、裂縫發育特征、地層溫度壓力狀態、流體勢和構造地質作用等[34]。目前關于排烴效率的認識有所差異，Jarvie 等提出Barnett 頁巖總生烴量有40%滯留于烴源巖中[35];趙文智等認為一般烴源巖的排烴效率在40%～60%[36];馬衛等通過模擬實驗研究認為腐泥型有機質在成熟階段的排烴效率為30%～60%，高成熟階段的排烴效率為60%～80%，過成熟階段的排烴效率達到80%以上[37]。總體而言，在外部因素相似的情況下，隨著熱演化程度的升高，烴源巖的排烴效率逐漸增大，熱演化程度是影響排烴效率的主要因素。下寒武統高—過成熟頁巖氣來源于干酪根降解生氣和液態烴裂解生氣，干酪根降解生氣期Ro介于0.8%～2.0%，液態烴裂解生氣期Ro介于1.6%～3.2%，高—過成熟階段滯留液態烴發生裂解和排烴，未排出的氣態烴成為頁巖氣成藏的有效氣源。

Ro＞2.0%的干酪根已不具備生烴潛力[38]，Ro＞3.5%的滯留液態烴裂解生氣的能力基本衰竭[26]。因此，對于過成熟的下寒武統頁巖而言，生烴能力幾乎枯竭和極高的排烴效率導致氣源貧乏是影響頁巖氣規模有效成藏的最主要因素。

3.2 熱演化程度和保存條件聯合控儲

3.2.1適中的熱演化程度有利于生儲耦合，Ro為1.8%～3.2%是生儲耦合的最佳窗口

熱演化程度過高會嚴重影響頁巖的孔隙結構，從南方地區下寒武統和五峰組—龍馬溪組頁巖氣熱演化程度與孔隙度分析測試資料來看[20-21，24，26，39-44]，整體上隨著熱演化程度的升高，孔隙度呈現先增加后減小的趨勢（圖13），當Ro為2.5%～3.0%時，頁巖孔隙度相對較高，孔隙度主要介于3.0%～5.0%，當Ro＞3.5%時，有機質炭化，有機質孔隙被充填，基質孔隙大幅度減少，孔隙度基本上小于2.0%;此外，資料井下寒武統頁巖孔隙度普遍小于3.0%，明顯低于五峰組—龍馬溪組頁巖。

圖13 南方地區下古生界頁巖氣生儲耦合模式圖（有機質生烴模式底圖據文獻[45]）Fig.13 Coupling model of hydrocarbon source and reservoir of Lower Paleozoic shale gas in the southern China(hydrocarbon generation model is according to references [45])

富有機質頁巖熱演化過程中，生烴—儲集是一個相互反饋、此消彼長的過程，熱演化程度過低（Ro＜1.6%），液態烴尚未開始裂解生氣，導致氣源不充足;熱演化程度過高（Ro＞3.5%），一方面生烴能力衰竭，另一方面有機質炭化，有機質孔隙塌陷、充填和消亡，導致儲層致密化，而儲層致密化又會加劇排烴作用，以致滯留烴量變低，因此，生烴與儲集需要達到最佳的平衡狀態。本文提出了生儲耦合的概念，其基本內涵是富有機質頁巖在高—過成熟階段滯留烴充分裂解生氣，提供充足的氣源，與此同時，形成大量有機質孔隙為頁巖氣提供良好的儲集空間，生儲兩者相互作用、良性互動，達到最佳的配置狀態，Ro為1.8%～3.2%即為最佳的生儲耦合窗口（圖13）。

3.2.2 高壓—超高壓環境有利于孔隙的保持

地層壓力系數是評價保存條件的綜合指標，高壓—超高壓指示良好的保存條件。對比分析下寒武統4 口頁巖氣典型井（表1），僅指示頁巖有機質熱演化程度的Ro基本相當，其他參數各異，其中JinY1井頁巖TOC 最低，孔隙度卻最高，CY1井頁巖TOC 最高，且頁巖埋深最小，孔隙度卻最低，似乎有悖于前文TOC 與孔隙度正相關的認識，究其原因在于地層壓力系數，即保存條件。良好的保存條件使孔隙內的高—超高流體壓力能夠有效支撐部分圍壓，減緩壓實作用，有利于孔隙的保存，對頁巖物性的改善起到積極作用;同時，異常高壓能夠抑制成巖作用、產生微裂縫并提高儲層的儲集性能[46]。

表1 南方地區下寒武統頁巖氣典型井基本參數表Table 1 Basic parameters of Lower Cambrian shale gas of typical wells in the southern China

氬離子拋光掃描電鏡顯示，頁巖有機質孔隙的形態、孔徑分布等微觀結構特征同樣受到保存條件的影響。以川東南地區6 口五峰組—龍馬溪組頁巖氣典型井為例（圖14），其頁巖有機碳含量、熱演化程度相近，因此有機質生烴演化過程中形成的有機質孔隙基本相當，但地層壓力系數相對較高的JY1井和NY1井，其有機質孔隙圓度高，孔徑大，以大于200nm 的大孔為主，孔 隙形態呈近球形—橢球形，而壓力系數僅為0.9 的RY1井，有機質孔隙以孔徑為2～50nm 的中孔為主，局部分布微孔，整體上隨著地層壓力系數的降低，孔徑不斷減小，有機質孔 隙邊緣出現塌陷，由近球形—橢球形演變為凹坑狀、不規則狀和片麻狀，孔隙度也逐漸變低，表明高壓—超高壓環境有利于頁巖有機質孔隙的保存。

本研究擇取我院骨科手術患者88例，比對常規護理以及加速康復護理的護理滿意度，并發癥發生幾率以及院內感染，驗證加速康復護理在骨科手術患者中的應用價值及療效，現醫學報告如下。

圖14 不同地層壓力系數條件下頁巖孔徑特征圖Fig.14 Pore size characteristics of shale with different formation pressure coefficients

綜上所述，認為在高壓—超高壓環境中，即便是進入高—過成熟階段的頁巖儲層仍能保持較高的孔隙度，為頁巖氣賦存提供良好的儲集空間。因此，保存條件是高—過成熟頁巖氣勘探評價中首先要考慮和重點研究的。

3.3 良好的保存條件是頁巖氣成藏的關鍵

3.3.1 頂底板和側向封堵條件

頁巖氣屬“源儲”一體，源內短距離運聚成藏，自身為一個半封閉、半開放的成藏系統，封閉性來自頁巖致密的頂底板條件和側向逆斷層，即形成一個頂底四周被致密巖層阻隔圍限、相對獨立的“封存箱”，“封存箱”能夠有效減緩和阻斷烴類向箱外運移和逸散。

從勘探實踐來看，發育大套厚層頁巖或頂底板發育致密巖性封隔的頁巖段一般具有良好的含氣性，以渝東南南川地區五峰組—龍馬溪組一段頁巖氣為例，其頂板為龍馬溪組二段深灰色泥巖，厚30～50m，孔隙度為1.2%～1.8%，密度為2.7～2.75g/cm3，滲透率平均為0.0016mD，底板為臨湘組和寶塔組連續沉積的灰色瘤狀灰巖，厚40～50m，基質孔隙度為1.3%～1.6%，密度為2.73～2.77g/cm3，滲透率平均為0.0017mD，在80℃條件下，頂底板地層突破壓力為60～70MPa，具有良好的封隔性;下寒武統頁巖氣頂板條件尚可，但底板條件堪憂，因地而異，上揚子地區底板多為震旦系燈影組，因受晚震旦世—早寒武世桐灣運動影響，兩者為區域不整合，燈影組古巖溶、裂縫發育，封隔能力較差，局部為下寒武統麥地坪組，川南JinY1井麥地坪組厚為100 余米，巖性為深灰色粉砂質頁巖、深灰色硅磷白云巖、黑色硅質巖[19]，巖性致密，封隔條件好;中揚子黃陵古隆起下寒武統水井沱組頁巖氣底板為巖家河組，厚約75m[47]，因此，下寒武統頁巖氣縱向上“甜點段”的優選需要適當遠離不整合面，根據頁巖厚度、排烴能力及目前的壓裂工藝水平，認為“甜點段”底部距離不整合面至少大于30m。

側向發育反向逆斷層的頁巖段也能具有較好的含氣性，例如在渝東南盆緣轉換帶平橋南斜坡上傾端的JY10-10HF井，頁巖埋深為2802m，距離目的層出露邊界僅4.6km，但由于距離出露邊界1.6km 處發育一條反向逆斷層，斷距為50～150m，該斷層形成于氣藏調整的早期，在氣藏后期調整、破壞的過程中，發揮良好的側向遮擋作用，以致該井氣藏壓力系數仍有1.12，測試日產氣9.8×104m3。

此外，因頁巖水平層理發育的自身屬性，以致橫向滲透率遠遠高于垂向滲透率，因此正向構造的含氣性往往優于負向構造。從目前勘探實踐來看，盆外殘留向斜型頁巖氣藏壓力多為常壓，因此，對于負向構造，頁巖氣靶區應選擇遠離目的層剝蝕邊界，距離剝蝕區越遠，氣體橫向逸散相對越少，越有利于頁巖氣殘留聚集，向斜構造表現為環帶成藏、中心富集的特點。

3.3.2 構造強度和末次抬升時間

保存條件是影響頁巖氣藏富集程度的關鍵因素，而構造作用則對保存條件起決定性作用，具體表現為構造作用的方式、強度、早晚和期次，對越古老的地層，其影響作用越突出。南方地區下古生界頁巖普遍遭受了加里東期、海西期、印支期、燕山期和喜馬拉雅期構造旋回的疊加改造，主要表現為多期次的抬升剝蝕和構造變形，所處的盆地幾乎均為改造型殘留盆地，只是改造強度有所差異而已。構造擠壓可形成隆凹相間、狹長窄陡的構造格局和變形樣式，多期次的斷裂切割分離原本連片發育的頁巖層系，構造抬升導致背斜核部和向斜翼部等相對高部位不同程度剝蝕，頁巖甚至直接出露地表，下揚子地區尤其遭受了印支晚期—燕山中期逆沖推覆階段、燕山晚期—喜馬拉雅早期拉張裂陷階段和喜馬拉雅晚期隆升剝蝕階段，構造變形強度大，深大斷裂發育（圖15），顯然對頁巖氣有效保存造成極大破壞。

圖15 下揚子地區構造剖面圖（剖面位置見圖1）Fig.15 Structural section of the lower Yangtze area (section location is in Fig.1)

根據生烴和抬升時間的早晚，南方古生界頁巖可劃分為“晚生晚抬型”和“早生早抬型”。“晚生晚抬型”是指富有機質頁巖較晚進入生烴高峰期，最大埋深之后的構造抬升時間晚，經歷構造改造的周期短，頁巖氣晚期逸散時間短，逸散程度低，有效保存條件好，有利于頁巖氣殘留聚集、動態調整成藏;而“早生早抬型”與之相反，生烴早則意味著經歷了距今更長時間的構造改造，逸散持續時間也相應更長，相對而言不利于頁巖氣保存。

以四川盆地東南緣齊岳山以西焦石壩背斜JY1井和齊岳山以東武隆向斜LY1井為例，晚奧陶世—早志留世均處于川東南深水陸棚沉積環境，五峰組—龍馬溪組優質頁巖厚度、TOC、巖石礦物組成等靜態指標基本相當，但構造改造的強度和抬升的時間不同，以致頁巖含氣性和地層壓力系數存在明顯差異。

“晚生晚抬型”頁巖如四川盆地焦石壩背斜，構造改造的強度較武陵褶皺帶弱，地層橫向和縱向連續性好、變形弱、剝蝕量較小，中生界、古生界實體保存好，發育低幅寬緩褶皺構造 樣式（圖16），末次抬升時間較晚，JY1井距今85Ma 才開始抬升（圖17a），五峰組—龍馬溪組優質頁巖段含氣量平均值為4.30m3/t，氣藏壓力系數為1.55[28]，為高壓頁巖氣藏。“早生早抬型”頁巖如四川盆地外的武陵褶皺帶，構造改造作用強，地層剝蝕量相對較大，背斜核部上古生界剝蝕殆盡，僅部分向斜核部殘留侏羅系，翼部下古生界遭受大量剝蝕，直接出露地表，保存條件相對較差，且末次抬升時間相對較早，LY1井距今95Ma 就已經開始抬升（圖17b），較JY1井顯然遭受了更長時間的逸散，五峰組—龍馬溪組優質頁巖段含氣量平均值為2.38m3/t，氣藏壓力系數為1.08，為典型的常壓頁巖氣藏。

圖16 四川盆地東南緣地區構造剖面圖Fig.16 Structural section of the southeastern margin in Sichuan Basin

從威遠古隆起W201井和XY1井下寒武統頁巖沉積埋藏史來看（圖17c、d），特征更為明顯，前者屬“晚生晚抬型”，后者屬“早生早抬型”。相同的是，兩者均持續沉積，直至中奧陶世達到成熟期，開始生成液態烴;不同的是，前者到早白堊世中期才結束生烴，后者到中—晚志留世就已經結束生烴，兩者相差約300Ma，W201井頁巖生烴持續時間長，經歷了更長時間的生烴過程，并且在早白堊世晚期才達到最大埋深，在距今90Ma 才開始持續抬升，而XY1井頁巖在晚志留世就已達到最大埋深，在距今415Ma 便開始抬升，末次持續抬升期為早白堊世，距今140Ma，顯然，XY1井經歷了更早、更長、更為復雜的抬升作用，導致頁巖原始封閉性被打破，頁巖氣保存條件破壞嚴重。WY1井微電阻率成像測井結果可很好地說明這一點，震旦系皮園村組—中寒武統楊柳崗組高導縫、高阻縫和小斷層發育密集，高導縫密度平均為3.42 條/m，高阻縫密度平均為3.86條/m，小斷層密度平均為2.19 條/m，裂縫分布平均可達4.25m/m2（圖18），地層傾角整體較高，主頻范圍分布在20°～30°，巖心觀察可見高角度裂縫被不同期次的方解石脈充填，反映了多期次、長時間持續的強烈構造作用，構造保存條件差是研究區下寒武統頁巖含氣性差的主要原因之一。

圖17 南方地區頁巖氣典型井埋藏史與熱演化史Fig.17 Burial and thermal evolution history of typical shale gas wells in the southern China

3.4 頁巖氣勘探方向

綜上所述，尋找“晚生晚抬型”埋藏史、最佳的生儲耦合窗口（Ro為1.8%～3.2%）和構造穩定區是下寒武統頁巖氣勘探的主要方向。下揚子皖南地區下寒武統頁巖熱演化程度平面上呈現西南高、東北低的特征（圖19），皖南廣德一帶頁巖熱演化程度相對較低，Ro在3.0%左右，頁巖厚度為150～200m，有機碳含量為2%～5%，二維地震勘探發現構造相對穩定區埋深在2000～3000m，值得關注。黔南坳陷黃平地區及江南—雪峰山西緣一帶緊鄰川東鄂西深水陸棚沉積中心[48]，優質頁巖發育，厚度為50～200m，橫向分布穩定，有機碳含量為3%～7%，熱演化程度較低，Ro分布在2.6%～3.0%，前期二維地震解釋發現多個相對穩定的塊體構造和逆沖推覆體下盤目標[49-52]，斷裂不發育，具有較好的保存條件，后期通過三維地震精細勘探進一步落實構造穩定目標，選擇有利靶區有望實現勘探突破。古隆起及其周緣頁巖埋深適中，熱演化程度較低，Ro介于2.5%～3.0%，具有“晚生晚抬型”埋藏史特征，有利于頁巖氣保存，近年來黃陵古隆起南緣、漢南古隆起南緣下寒武統頁巖氣勘探取得良好發現[53-54]，展現出古隆起及其周緣良好的勘探前景，古隆起及其周緣是下寒武統頁巖氣勘探的有利區帶。

圖19 皖南地區下寒武統頁巖Ro 等值線圖Fig.19 Ro contour map of the Lower Cambrian shale in the southern Anhui area

4 結論與建議

（1）下揚子皖南地區下寒武統頁巖具有厚度大、有機質豐度高、脆性礦物含量高等有利條件，TOC ＞2.0%的富有機質頁巖厚度達200m 以上，同時面臨演化程度過高（Ro平均高達4.0%）、生烴早、抬升早、構造改造時間長的不利因素，滯留烴少、物性和保存條件差是影響頁巖氣規模有效成藏的主要因素。

（2）烴源條件、儲集條件和保存條件是古老頁巖氣成藏的3 個基本要素，三者良好的動態耦合、時空配置是頁巖氣富集的關鍵。滯留烴是頁巖氣成藏的物質基礎、熱演化程度和保存條件聯合控儲，良好的保存條件是頁巖氣成藏的關鍵，下寒武統頁巖氣成藏地質要素的研究需要更加突出全方位整體評價。

（3）保存條件和熱演化程度是影響下寒武統古老頁巖氣成藏富集的主要因素，尋找“晚生晚抬型”埋藏史、最佳的生儲耦合窗口（Ro為1.8%～3.2%）和構造穩定區是下寒武統頁巖氣勘探的主要方向，皖南廣德地區、黔南坳陷黃平地區、江南—雪峰山推覆體下盤和古隆起及其周緣有機質熱演化程度較低，保存條件較好，是下寒武統頁巖氣勘探值得關注的領域。