中扬子地区下寒武统岩相古地理及页岩气成藏条件分析

邱小松^{1, 2}，胡明毅^{1, 2}，胡忠贵^{1, 2}

(1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉，430100；

2. 长江大学 地球科学学院，湖北 武汉，430100)

摘要：以中扬子地区下寒武统海相页岩为研究对象，以野外剖面及岩心观察、测井资料解释、岩石学微观分析、有机地球化学分析及等温吸附模拟为手段，对研究区早寒武世水井沱期岩相古地理特征，泥页岩的分布特征、生气能力、储层特征等进行论述。研究结果表明：研究区水井沱期主要发育碳酸盐岩缓坡、浅水陆棚和深水陆棚沉积，其中泥页岩主要分布于深水陆棚沉积环境中，沉积厚度主体为100~250 m；有机碳质量分数平均为2.23%，有机质类型主要为Ⅱ型，有机质成熟度普遍达到高-过成熟阶段；具一定量的微孔隙和微裂缝为游离气提供储集空间，有机质质量分数高可以提高吸附气的含量。根据页岩厚度、埋深、有机碳质量分数、有机质成熟度、含气量及保存条件等信息，预测出五峰—酉阳和崇阳—通山2个有利勘探区域。

关键词：中扬子地区；下寒武统；岩相古地理；生气能力；储层特征；有利勘探区带

中图分类号：TE122            文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)09-3174-12

Lithofacies palaeogeographic characteristics and reservoir-forming conditions of shale gas of lower Cambrian in middle Yangtze region

QIU Xiaosong^{1, 2}, HU Mingyi^{1, 2}, HU Zhonggui^{1, 2}

(1. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources,

Ministry of Education, Yangtze University, Wuhan 430100, China;

2. School of Geosciences, Yangtze University, Wuhan 430100, China)

Abstract: Taking the lower Cambrian marine shale of the Middle Yangtze Region as object of study, based on the observation of field outcrops and cores, and integrating with analysis of logging data, petrologic feature, organic geochemistry and isothermal adsorption, the lithofacies palaeogeographic characteristics of lower Cambrian Shuijingtuo Formation, distribution of shale, hydrocarbon potential and reservior feature were studied. The results indicate that carbonate ramp, shallow-water and deep-water continental shelf constitute sedimentary environment of Shuijingtuo Formation. The shale with thickness (100-300 m) and organic carbon content(average of 2.23%) is mainly of deep-water continental shelf, and organic matter (mainly type Ⅱ) is generaly in high-over maturation. The reservoir space of free gas consists of micropore and microfracture, and high organic carbon content can improve adsorption capacity. According to the thickness and depth of shale, organic carbon content, maturity of organic matter, gas content, and preservation conditions, two favorable prospecting areas, the Wufeng—Youyang and Congyang—Tongshan are predicted.

Key words: the Middle Yangtze Region; lower Cambrian; lithofacies paleographic; hydrocarbon potential; reservior feature; favorable prospecting area

页岩气是一种非常规的油气资源，它是以多种相态存在于泥页岩中的天然气，包括吸附态(吸附于有机质或者矿物表面)、游离态(充填于泥页岩孔隙与微裂隙中)及溶解态(溶解于有机质中)，但主要以游离态和吸附态存在，溶解态仅少量存在。页岩气藏是由于烃源岩持续生气、不间断供气和连续聚集形成的。Rogner等认为世界页岩气资源量约为456×10¹² m³，美国页岩气资源量约为108.7×10¹² m³，中亚及中国地质资源量约为99.8×10¹² m³，表明中国页岩气资源是潜力巨大的非常规天然气资源^[1]。2011年国土资源部油气资源与战略研究中心开展的全国页岩气资源潜力评价结果表明我国页岩气地质资源量134.4×10¹² m³，可采资源量约为25.1×10¹² m³，其中中扬子地区地质资源量为9.8×10¹² m³，可采资源量约1.6×10¹² m³。国土资源部采用体积法计算资源量较Rogner等采用类比法计算资源量考虑因素更多，相对而言可信度更高。张金川等^[2-6]对页岩气成藏机理及富集规律进行了研究，董大忠等^[7]论述了页岩气的评价方法，李玉喜等^[8-9]对页岩气的含气量及地质综合评价做出了相当的贡献，而目前对中扬子地区页岩气评价工作还是相当薄弱。中扬子地区海相页岩层段地层厚度大、分布面积广、有机质含量高、成熟度较高，具有页岩气成藏的必备条件。因此，开展中扬子地区古生代下寒武统页岩气勘探对于寻找新能源战略具有重要意义。

1  区域地质背景

中扬子地区北以襄广断裂为界，西以湘鄂西地区的花果坪复向斜为界，南以江南隆起为界，属中扬子准台地(图1)，面积约15万km²，其构造上可划分为湘鄂西区、江汉平原区及鄂东区。研究区经晋宁运动形成稳定地台沉积后，先后经历了加里东、海西、印支、燕山及喜山期等重大构造运动改造，分别在震旦纪—中奥陶世发育主体为碳酸盐岩沉积的克拉通盆地，晚奥陶世—志留纪为以碎屑岩沉积为主体的前陆盆地，泥盆纪—中三叠世发育主体为碳酸盐岩沉积的克拉通盆地，晚三叠世—侏罗纪发育碎屑岩沉积为主体的前陆盆地，白垩纪—新近纪为陆内碎屑岩沉积的断陷盆地等多种类型的沉积盆地。不同时代沉积盆地的发展演化都经历了早期广泛沉降、海/湖侵开始，中期填平补齐，晚期大规模隆升水退而萎缩消亡，纵向上具有多期次旋回沉积的特点^[10-11]。研究区下寒武统自下而上依次为水井沱组、石牌组、天河板组和石龙洞组。水井沱组主要发育灰黑色页岩、碳质页岩、钙质页岩等暗色碎屑岩，石牌组岩性主要为绿灰、灰绿色粉砂质页岩夹泥质粉砂岩，天河板组主要发育深灰色厚层—块状泥质条带灰岩，石龙洞组岩性主要为深灰色厚层状云灰岩。

图1  研究区位置图

Fig. 1  Location of research region

2  早寒武世岩相古地理特征

2.1  岩性和岩相特征

研究区下寒武统水井沱组主要为暗色碎屑岩沉积，局部地区发育碳酸盐岩沉积，沉积特征如图2所示。

暗色碎屑岩主要由页岩、硅质页岩、碳质页岩、钙质页岩、粉砂质页岩、泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩等组成。暗色岩系颜色随着碳质、硅质、钙质及碎屑含量的变化而呈现出黑色—深灰色。页岩的纹层及页理极为发育，泥岩页理不发育，常混入硅质、钙质等化学成分。岩石中不同组分如黏土矿物、碎屑颗粒、硅质、碳质等各自顺纹层状分布，使岩石显示出纹层状构造特征。泥岩和页岩一般代表局限或深水沉积产物，研究区内两者均形成于深水沉积环境。硅质泥页岩主要为灰黑色，性硬，风化后呈棱角状，硅质镜下常呈隐晶质结构(图3(a))，硅质主要源于深水硅质生物和化学沉淀作用，其代表着深水陆棚—盆地相沉积。碳质泥页岩主要为黑色，手摸后会染手，镜下主要表现为含大量有机质(图3(b))，碳质主要为海相浮游生物的遗体，属深水陆棚相沉积。钙质泥页岩主要为深灰色，扫描电镜下可见少量方解石晶体少量(图3(c))，钙质主要为较浅水化学沉积，属浅水陆棚沉积。粉砂质泥页岩中少量的颗粒分布不均匀，碎屑颗粒以细粉砂级碎屑常见、粉砂极碎屑少见(图3(d))，属靠近物源方向的浅水陆棚—深水陆棚过渡带沉积。

碳酸盐岩主要由灰岩、泥灰岩、白云质灰岩，泥质白云岩等组成。灰岩、泥灰岩单层厚度一般较小，主要为中-薄层状；白云质灰岩及泥质白云岩，单层厚度较大，主要表现为中—厚层状，其反映的静水、清水沉积主要为碳酸盐岩缓坡背景下的沉积产物。

2.2  沉积相展布特征

在单井(剖面)岩性、岩相分析的基础上，建立了研究区沉积相地层对比剖面，分析了沉积相横向上的变化规律。研究区碎屑岩沉积区主要分布在湘鄂西、鄂东及江汉平原的西南部，碳酸盐岩沉积区主要分布于江汉平原东北部，因此，作者选择了一条近东西向的沉积相对比剖面进行解剖，自西向东依次为咸2井、白果坪、杨家坪、宜10井、王家坪和簰深1井。从该对比剖面可以看出：咸2井、白果坪剖面、杨家坪剖面和宜10井水井沱组主要为深水陆棚沉积，王家坪剖面底部为深水陆棚沉积，上部为浅水陆棚沉积，簰深1井水井沱组主要为碳酸盐岩缓坡沉积。横向上总体上表现为西部沉积水体较深，主体表现为深水陆棚沉积，向东沉积水体变浅，依次为浅水陆棚和碳酸盐岩缓坡沉积。王家坪剖面底部为碳质泥岩，上部主要为钙质、碳质页岩夹灰岩；咸2井、杨家坪剖面底部页岩硅质含量相对较高，向上硅质质量分数减小，碳质质量分数增加。由此可见其纵向上呈现出向上沉积水体变浅的特点(图4)。

图2  中扬子地区下寒武统沉积相-地化综合柱状图(白果坪)

Fig. 2  Sedimentary facies-organic geochemistry integrated histogram of Lower Cambrian Series in the Middle Yangtze Region (Bai Guoping)

图3  硅质泥页岩、碳质泥页岩、钙质泥页岩和粉砂质泥页岩显微特征

Fig. 3  Microscopic features of siliceous shale，carbonaceous shale，calcareous shale and silty shale

2.3  岩相古地理特征

晚震旦世灯影期研究区主要发育中-厚层状白云岩，其代表着碳酸盐潮坪及潟湖环境，为干旱气候条件下的沉积。震旦纪晚期灯影末期发生的“惠亭运动(加里东运动)”使得湖北中部上升，形成鄂中古陆，此构造背景决定了早寒武世水井沱期的岩相古地理特征。到早寒武世水井沱期，随着海平面的快速上升，造成中扬子区缺氧还原环境，主要沉积了外陆架暗色碎屑岩系。古地理单元可划分为鄂中古陆、碳酸盐岩缓坡相区、浅水陆棚相区、深水陆棚相区。

鄂中古陆在水井沱期存在于钟祥—京山一带及仙桃一带的广大区域,其特征表现为古陆上大部分地区缺失相应时期水井沱组和石牌组的地层，其上直接为天河板组所覆盖，但古陆边界不易精确划定。碳酸盐岩缓坡沉积出现于鄂中古陆外围，其主要沉积以一套泥质白云岩、白云质灰岩沉积为主。碳酸盐岩缓坡环境的发育可能是由于鄂中古陆地势较平缓，提供的碎屑沉积物较少，不能形成碎屑岩滨岸环境有关^[12]。浅水陆棚沉积围绕着碳酸盐岩缓坡沉积发育，其主要为暗色页岩夹薄层状灰岩、泥灰岩。深水陆棚沉积发育于浅海陆棚向深海一侧的广大地区，其主要为一套缺氧还原环境下沉积的暗色碎屑岩系，沉积物颗粒较细，以页岩、碳质泥页岩、粉砂质泥页岩为主，夹硅质泥页岩。深水陆棚与浅水陆棚的区别在于：浅水陆棚沉积区发育少量碳酸盐岩沉积，其页岩中钙质含量较高；而深水陆棚一般缺少碳酸盐岩沉积，其页岩中碳质、硅质含量相对较高一些。

图4  咸2井-簰深1井下寒武统水井沱组沉积相地层对比

Fig. 4  Contrast of sedimentary facies from Xian 2 to Paishen 1 in Sui Jingtuo formation of Lower Cambrian

图5  中扬子地区早寒武世水井沱期岩相古地理图

Fig. 5  Lithofacies paleographic map of Shuijingtuo period for Early Cambrian in the Middle Yangtze Region

研究区总体上表现为自北东—南西方向依次发育古陆—碳酸盐岩缓坡—浅水陆棚—深水陆棚相带(图5)。

3  页岩的分布特征

中扬子地区下寒武统水井沱组页岩在神农架复背斜及黄陵背斜周缘、湘鄂西石门—酉阳一带、崇阳—通山一带、张家界等地区零星出露，研究区中簰深1、宜2、宜6、宜10、香1、洗1、咸2、茅1、茅2、茅3等井都钻遇下寒武统水井沱组，表明中扬子地区下寒武统水井沱组(牛蹄塘组)普遍发育。根据研究区内钻井和野外剖面页岩厚度统计可知，簰深1井水井沱组岩性为深灰色泥质白云岩厚度18.0 m，暗色泥页岩厚度为0 m；宜昌王家坪剖面水井沱组岩性为深灰色页岩夹透镜状泥灰岩，暗色泥页岩厚度大于50 m；宜10井水井沱组岩性为灰黑色-深灰色页岩、钙质碳质页岩，暗色泥页岩厚度为90 m；石门杨家坪剖面木昌组岩性为灰黑色—黑色页岩、碳质页岩，暗色泥页岩厚度为145 m；鹤峰白果坪剖面水井沱组岩性为黑色碳质页岩，局部含磷质结核，暗色泥页岩厚度为148 m；咸2井水井沱组岩性为深灰色-黑色页岩、碳质硅质页岩，暗色页岩厚度为252 m。从平面上看，暗色泥页岩厚度具南西厚北东薄的特点，高值区位于龙山—酉阳一带，最厚可达400 m以上，向北东方向逐渐减小，直至无泥页岩沉积(图6)。暗色泥页岩厚度分布与早寒武世早期古地理格局有着较好的对应关系，进一步说明中扬子地区下寒武统水井沱组广泛发育着一套厚度较大的暗色泥页岩沉积^[13]。

4  页岩生气能力

有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度是评价富有机质泥页岩生气能力的3个重要指标。较高的有机碳含量、较好的有机质类型和适当的热演化程度是形成天然气的必要条件。因此，本文从这3个方面对研究区下寒武统水井沱组生气能力进行论述。

4.1  有机碳含量(TOC)

研究区有机碳含量测试样品绝大多数来自野外露头的采集，其测试结果与埋藏地下实际值有一定的偏差，本文暂不考虑。作者根据大量的有机碳含量样品测试统计并结合前人研究成果，发现研究区下寒武统水井沱组有机碳含量普遍较高，但不同地区富有机质泥页岩有机碳含量差异较大^[13]。

图6  中扬子区下寒武统水井沱组页岩厚度预测分布

Fig. 6  Shale thickness isoline for Sui Jingtuo formation of Lower Cambrian in the middle Yangtze region

研究区下寒武统水井沱组富有机质泥页岩有机碳含量(TOC)分布范围为0.23%~9.64%，平均值为2.23%(共148块样品)，其中主要集中在1.5%~3%(表1)。从纵向上看，有机碳含量总体上表现为底部有机碳含量相对较高，向上有机碳含量降低的特征(图2)；从平面上看，有机碳含量总体上表现为湘鄂西高于江汉平原，其高值区位于湘西-黔北一带，最大可达到6%，向北东方向逐渐减小(图7)，其分布特征与该时期的古地理格局密切相关。

4.2  有机质类型

由于中扬子地区富有机质泥页岩热演化程度普遍较高，而干酪根镜检识别干酪跟类型受热演化程度影响相对较小，因此，本文采用干酪根镜检指数分布法判断干酪根类型。通过研究区内31块下寒武统泥页岩干酪根镜检资料分析，表明下寒武统泥页岩母质类型为Ⅱ型(腐泥-腐殖型)(表1)。从干酪根类型上看，研究区下寒武统水井沱组富有机质泥页岩生气潜力较大。

表1  中扬子地区下寒武统水井沱组暗色泥页岩有机地球化学特征

Table 1  Organic geochemistry characteristics of dark shale in Shuijingtuo Formation of Lower Cambrian in the Middle Yangtze Region

图7  中扬子区下寒武统水井沱组页岩有机碳含量预测

Fig. 7  Organic carbon content isoline for Sui Jingtuo formation of Lower Cambrian Series in the Middle Yangtze Region

4.3  页岩有机质成熟度

早古生代富有机质泥页岩缺乏高等植物的输入，通常无法用镜质体反射率直接对其进行成熟度评价，这是目前国际上油气研究中有待解决的一个重要问题。寒武系缺乏镜质组，加之研究区寒武系富有机质泥页岩演化程度较高，作者通过沥青反射率测试分析，根据丰国奇用四川盆地样品通过自然演化系列建立的沥青反射率R_b和镜质组反射率R_o之间的换算关系式(R_o=0.3360+0.6569R_b)算出镜质体反射率，进而评价有机质成熟度。

通过对研究区目的层系36块富有机质泥页岩样品的分析测试，表明其沥青反射率范围为2.75%~ 6.28%。利用上述沥青反射率与镜质组反射率之间的换算关系式，得出富有机质泥页岩的镜质组反射率范围为2.14%~4.46%(表1)。结果表明研究区富有机质泥页岩热演化程度均已经达到高—过成熟阶段。

综合研究区富有机质泥页岩有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度分析，结果表明研究区具备形成页岩气藏的潜力。

5  页岩储层特征

页岩气通常以2种形式赋存于富有机质泥页岩中：一种是以游离态存在于孔隙和微裂缝中，另一种是以吸附态存在于有机质和矿物表面。

5.1  储层物性特征

对于页岩气而言，泥页岩既是气源岩又是储层，其作为储层，页岩多表现为低基质孔隙度低渗透率(孔隙度一般为0.5%~6.0%，绝大多数为1.0%~3.0%；渗透率一般都小于0.01×10^-3 μm²)。当然也可以有较大的孔隙度(主要为裂缝型孔隙)，且在这些孔隙里储存大量的游离气，即使在较老的岩层，游离气也可以充填孔隙的50%^[14]。游离气质量分数与孔隙体积密切联系。一般来说，孔隙体积越大，所含的游离气质量分数就越大。

运用美制高低渗透率测定仪和FX-90F液体饱和装置，采用常规岩心分析方法对研究区宜10井下寒武统水井沱组14块岩心样品进行分析测试，结果表明孔隙度范围为0.80%~3.7%，平均2.06%；渗透率范围为0.006×10^-3~0.496×10^-3 μm²。张家界大坪剖面牛蹄塘组2块野外露头样品分析，其孔隙度分别为3.1%和6.2%，渗透率分别为0.0602×10^-3 μm²和0.0888×10^-3 μm²。从平面上看，湘西地区孔隙度相对较高，一般大于3%，鄂西较低，为1%~3%。总体来说，研究区下寒武统水井沱组泥页岩具备一定的页岩气储集空间。

5.2  储集空间特征

富有机质泥页岩的储集空间主要包括微孔隙和微裂缝2种类型，其中孔隙包括粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔和胶结物内溶孔，裂缝主要包括成岩裂缝、构造裂缝和构造-成岩裂缝^[15]。研究区下寒武统水井沱组海相富有机质页岩可见残余原生孔隙，其孔隙很小，常小于5 μm，且孔隙之间的连通性较差(图8(a)，(b))；也可见部分溶蚀孔隙，溶蚀孔隙较基质孔隙要大，且孔隙之间的连通性较好，为游离态的天然气在页岩内部运动提供有利的通道(图8(c)，(d))；页岩内部还存在少量的微裂缝，其主要为构造作用产生的裂缝，裂缝长度较大但是其宽度一般小于10 μm(图8(e)，(f))。当页岩内部生气量足够大时，天然气后可沿裂缝排出烃源岩，运移至孔渗较好的储层形成常规天然气藏。国外学者通过对成熟烃源岩样品进行SEM扫描电镜识别出有机质中存在大量的孔隙，局部地区可以达到21.6%^[16]。因此，研究区富有机质泥页岩内部存在微孔隙和微裂缝为页岩气的游离气提供大量的储集空间。

5.3  矿物组分特征

储层岩石学特征的研究主要包括储层岩石的矿物成分、结构特征和胶结物特征。结构和胶结物特征对泥页岩储层的孔隙度和渗透率有着重要的影响，但是泥页岩储层的孔隙度较小，结构较简单，胶结物质量分数很低，故这里主要分析矿物成分对泥页岩储层的影响。国内很多学者认为黏土矿物质量分数影响着页岩气吸附气量大小，且不同黏土矿物对甲烷的吸附能力差异较大^[17]；另外由于硅质、钙质等脆性矿物富集的泥页岩较黏土矿物质量分数较多的泥页岩更容易压裂破碎，对页岩气开采阶段对页岩储层的改造有着重要的影响。由此可见：分析泥页岩的矿物成分特征，进而寻找吸附气量较大且脆性相对较好的储层，对页岩气的勘探和开发具有重要的意义。

对研究区大量样品进行全岩X线衍射分析表明：水井沱组矿物主要以石英、碳酸盐岩等脆性矿物为主，质量分数可达到53.8%~88.0%；黏土矿物含量相对较少，质量分数一般为10%~25%(图9)。矿物组分在平面上的分布特征表现为石英矿物南西高北东低，碳酸盐岩矿物南西低北东高，黏土矿物质量分数东西差异不大，且质量分数普遍较低。

5.4  含气性分析

通过对研究区内进行老井复查发现，在钻遇下寒武统水井沱组页岩段的多口钻井中发现气测异常。如咸2井水井沱组底部其岩性主要为深灰色、黑灰色炭质、硅质泥页岩；在705.8~862.3 m全烃质量分数从0.1%上升到1.0%；862.3~923.6 m全烃质量分数从1.0%上升到2.5%；茅2井水井沱组底部岩性为深灰色、灰黑色炭质页岩、含粉砂质页岩、粉砂质页岩，在130.6~184.3 m全烃质量分数从0.1%上升到1.1%，200~368.5 m全烃质量分数达到4.1%，465~658 m，全烃从0.2上升到2.9%；宜10井水井沱组底部岩性主要为深灰色、灰黑色页岩夹薄层泥灰岩，其中在296.8~590.5 m全烃质量分数从0.1%上升到0.9%。

在温度为30 ℃时，采用300型等温吸附仪(油浴锅温度控制精度为0.1 ℃；压力测量精度为0.1 Pa)对野外采集的样品(8块)进行等温吸附模拟实验得出泥页岩最大吸附量范围1.16~2.9 m³/t，平均值为2.08 m³/t。在美国伊利诺斯盆地东部泥盆系—密西西比系新奥尔巴尼页岩最大吸附量范围为0.5~2.3 m³/t，加拿大不列颠哥伦比亚东北部的下侏罗统Gordondale组页岩最大吸附量范围为0.15~2.2 m³/t，美国和加拿大2套页岩都已经开展了大规模的商业开采。国外学者通过对Barnett，New Albany和Lewis等页岩样品做等温吸附模拟实验结果表明吸附气量与有机碳含量有较好的正相关关系^[18]。通过研究区等温吸附模拟实验结果与泥页岩岩性、矿物组成、有机碳质量分数、成熟度等相关性分析表明泥页岩含气性主要影响因素包括矿物组成、有机碳质量分数2项重要指标即黏土矿物质量分数及有机碳质量分数均有着较好的正相关关系。黏土矿物质量分数及有机碳含量与美国、加拿大已开采地区参数对比可知，含气量单项指标表明中扬子地区下寒武统水井沱组页岩具备一定的商业开采价值。

图8  中扬子地区下寒武统水井沱组暗色页岩储集空间类型

Fig. 8  Reservoir space types of shale for Shuijingtuo formation of Lower Cambrian in the Middle Yangtze Region

图9  中扬子地区各剖面下寒武统水井沱组页岩矿物组分质量分数

Fig. 9  Mineral mass fraction for Sui Jingtuo formation of Lower Cambrian Series in the Middle Yangtze Region

6  有利区带优选

通过以上页岩气成藏条件分析可以得出，控制页岩气成藏的主控因素包括页岩的面积、厚度、有机地化特征、储集物性、矿物组成等。鉴于中国页岩气研究正处于起步阶段，可供研究的资料较少，国土资源部油气资源战略研究中心编制了《页岩气资源潜力评价与有利区优选方法》(2012年暂行稿)，主要选取富有机质页岩分布面积(＞200 km²)、厚度(＞30 m)、有机碳质量分数(＞1.5%)、有机质成熟度(＞0.7%)、埋深(300~4 500)、含气量(＞0.5 m³/t)、保存条件(中等-好)等指标因此采用多因素综合信息叠合法对中扬子地区下寒武统页岩气发育有利区进行预测。根据以上指标并扣除其中埋深小于1 000 m受地层水破坏严重及深大断裂附近保存条件相对较差的地区，优选出2个有利区分别为五峰—酉阳地区和崇阳—通山地区(图10)。

(1) 五峰—酉阳地区构造上主要位于宜都—鹤峰复背斜带及桑植—石门复向斜带西侧，其富有机质页岩分布连续，连续厚度大于100 m，有机碳质量分数高，达到2.0%~9.72%；热演化程度较高，R_o为3.2%~ 4.5%；主体埋深范围为1 000~3 000 m。宜都—鹤峰复背斜受印支运动期以来的强烈改造，地层大幅度抬升，褶皱变形严重，上覆地层剥蚀，地层压力释放和褶皱断裂作用促进泥页岩裂缝的发育，形成大型的裂缝网络，增加页岩中游离气储量。区域上地层水属交替阻滞交替停滞带，地层开启程度低，地层水对页岩中天然气的影响很小。

(2) 崇阳—通山地区构造上主要位于崇阳—通山冲断复背斜带上，其富有机质页岩分布连续，连续厚度大于100 m，最大可达到188 m；平均有机碳质量分数范围为1.5%~2.1%；热演化程度较高，R_o范围为2.5%~3.2%；主体埋深较浅为1 000~2 000 m。崇阳—通山冲断复背斜带主要受海西及燕山运动的影响，其中早燕山期火山倾入活动，产生宽缓褶皱和走向断裂，促使其内部产生一定规模的微裂缝，为游离气的保存提供大量的空间。

图10  中扬子地区下寒武统水井沱组页岩气有利区分布图

Fig. 10  Favorable distinguish layout of Shale gas for Sui Jingtuo formation of Lower Cambrian Series in the middle Yangtze region

美国取得页岩气商业开发层位页岩R_o范围一般为1.0%~2.0%，处于生油-生气阶段；而研究区泥页岩热演化程度较高R_o，为2.5%~4.5%，达到生烃枯竭以上，不存在下限问题，而是演化程度过高对含气性影响程度的问题，也是值得进一步深入研究的问题。目前国内学者在页岩气勘探开发对热演化程度上限值确定还没有形成统一的意见，只是在热演化程度对储层及含气性影响方面作了定性分析，即高热演化程度使得有机质转换成烃类物质从而增加孔隙度和游离气量，消耗有机质从而减小了吸附气量。因此，中国页岩气勘探现状是机遇与风险共存，需要酌情、合理勘探开发。

7  结论

(1) 通过野外露头、测录井等资料对研究区下寒武统页岩段进行了精细的沉积相研究，确定水井沱组主要发育碳酸盐岩缓坡—浅水陆棚—深水陆棚—盆地沉积体系，其中暗色页岩主要发育于深水陆棚沉积中。

(2) 研究区水井沱组暗色页岩在区域上分布范围广，连续沉积厚度一般为100~250 m，有机质质量分数平均值为2.23%，有机质类型主要为Ⅱ型，有机质成熟度普遍达到高—过成熟阶段，生气潜力大，具有页岩气成藏的必要条件。黑色页岩中发育一定量的微孔隙和微裂缝为游离气提供储集空间，高有机质含量可以大大提高吸附气量。该套页岩中矿物主要以石英、碳酸盐岩等脆性矿物为主，岩性较脆、硬，有利于页岩气开采阶段的压裂产生裂缝网络系统。利用页岩厚度、埋深、有机碳含量、有机质成熟度、含气量及保存条件等信息叠合预测表明，水井沱组页岩气的有利勘探区为五峰—酉阳和崇阳—通山一带。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2013-11-10；修回日期：2014-03-09

基金项目：国土资源部“全国页岩气资源调查评价及有利区优选”项目(2009GYXQ15-06-04-01)；油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)开放基金资助项目(K2014-10)；湖北省自然科学基金资助项目(2011CDB005)

通信作者：胡明毅(1965-)，男，湖北荆门人，教授，博士生导师，从事沉积学与层序地层学的研究；电话：027-69110122；E-mail: humingyi65@163.com