与常规油气资源相比，页岩气和煤层气藏具有低孔低渗透、较强抗构造破环能力的特点^[1-3]。低渗透超低渗透储层开发技术的突破，使得油气勘探领域和范围实现爆发式的扩大。长期以来油气行业不看好的南方海相地层成为非常规油气勘探的“香饽饽”^[4-6]。处于华夏板块和扬子板块交界的萍乐坳陷上古生界二叠系海陆过渡相地层中发育的暗色页岩和煤层具有层系多、厚度大、分布广、有机质类型好、丰度较大、成熟度高等特点，但由于形成年代较老，经历了含煤盆地-陆相火山盆地-淡水湖盆地-红色碎屑岩盆地-第四纪河湖盆地等发展阶段，形成中二叠统小江边组、茅口组南港段，上二叠统乐平组及上三叠统安源组等多套以黑色页岩为主体的烃源岩层系^[7-8]，但目前对于该暗色页岩含气性规律不明确，因此非常规气资源潜力亟待查明。萍乐坳陷钻探的曲页1井揭示了该地区上二叠统乐平组老山段暗色页岩和煤层的发育及含气性特征，为萍乐坳陷页岩气和煤层气资源评价提供了参数依据，通过与四川盆地蜀南地区龙马溪组页岩相类比，显示出萍乐坳陷具有良好的非常规气资源勘探前景。

1 地质概况

萍乐坳陷为发育于江南古陆南侧近 NEE 向的巨型坳陷（图1）^[7-9]，其北部为九岭推覆带，南部为武功-官帽隆起带，二者均呈近 EW 向展布，主体包括清江盆地、高安盆地、鄱阳盆地及中部太阳圩-付家圩复向斜。太阳圩-付家圩复向斜位于萍乐坳陷构造带中段、清江盆地北缘，自晚三叠世开始以陆相盆地沉积为主。曲江向斜为太阳圩-付家圩复向斜的次级构造，其构造相对简单，呈近 EW 走向，地层倾角较小，仅约为 10°，褶曲平缓，断层较少且以正断层为主。

曲页1井在构造上位于萍乐坳陷曲江向斜东斜坡，是丰城-高安地区实施的第1口以页岩气和煤层气为目标的地质调查井，于 2015年 11月完钻，全井累积钻井取心长度为 246.74 m，收获率为 90.2%，获取了上二叠统乐平组煤层和页岩层段的连续岩心。该井自上而下依次钻遇第四系、古近系临江组、侏罗系水北组、三叠系大冶群、二叠系长兴组和乐平组，研究目的层乐平组自下而上可划分为老山段、狮子山段及王潘里段。乐平组老山段暗色页岩累积厚度为 183 m、煤层累积厚度为 7 m，气测录井揭示含气层段厚度达 356 m，其中老山段下亚段埋深为 653.12～820.00 m，气测录井显示烃类气体含量较高，其中 707.00～729.80 m 黑色页岩段全烃含量高达8.13%（图2）。将乐平组暗色页岩浸入水中，可见岩心表面不断有气泡析出，所收集的气体可点燃，火焰呈桔黄色-蓝色。在埋深为730.84～734.24m 老山段煤层岩心出筒时，其超压天然气从岩心筒喷涌而出，随钻气测录井显示全烃含量为 28.61%，其中甲烷含量占全烃的比重为27.03%。

曲页1井证实了萍乐坳陷存在煤层气和页岩气的勘探潜力。此外，分布于 707.00～729.80 m 黑色页岩上部和729.80～734.24 m煤层下部的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及细砂岩层段也发现较好的气测录井显示，初步推测为源储一体成藏条件下形成的致密砂岩气。

2 煤层气地质条件

研究区乐平组煤层主要发育于老山段下亚段和王潘里段。其中，老山段下亚段煤层发育良好，共发育 5 层煤层，以第 4 层煤层最为发育，厚度为 3.25 m，且分布稳定、易于对比；王潘里段煤层多达 7～18 层，但厚度较薄，多为 0.6～1.5 m。曲页 1 井钻遇乐平组共 4 套煤组，累积厚度为 7 m，单层厚度为0.375～3.25 m，以老山段煤层的厚度较大。

2.1 有机地化特征

曲页1井乐平组煤岩宏观上以亮型和半亮型为主。显微煤岩组分的分析结果表明：其镜质组含量为 88.2%～91.8%，平均为 87.55%；惰质组含量为 7.9%～8.2%，平均为 10.1%；镜质组反射率为 0.994%～1.81%，平均为 1.637%。煤岩类型主要为焦煤和瘦煤，少量肥煤，具有中低灰分、低挥发分的特点，其中灰分平均含量为17.1%，挥发分平均含量为10.3%。区域上煤矿采出的煤层主要以原生结构煤为主，曲页 1 井乐平组煤层受局部的小断层或微断裂构造破坏，煤体结构部分呈现碎裂煤的特征，见少量碎粒煤，整体破坏作用较弱，对煤层气渗流和开发的影响作用有限。综合分析认为，曲页 1 井乐平组煤层属于中阶煤，煤岩镜质组含量高，热演化程度适中，煤质好，具有较高的生烃能力。

2.2 物性特征

煤层的基质孔隙和裂隙是煤层气吸附和运移的重要场所，对煤层气的勘探开发起着至关重要的作用^[10]。曲页1井乐平组煤层的孔隙结构以微孔为主，其次为小孔和大孔，少量中孔；煤层割理发育，面密度为 0.1～0.5 条/mm²。实验分析结果显示，乐平组煤层的总孔隙度为 8%～10.89%，平均为 9.25%，孔隙连通性较好，连通孔隙度为 1.8%～5.3%，平均为2.7%。

渗透率是控制煤层气井产能的重要因素^[10-11]。渗透率越高，煤层气产出能力越大，气井潜在产能越高，煤层气的可采性就越好。行业内通常采用注入压降法评价煤层的渗透能力，受条件限制，曲页1 井未完成注入压降试验，但研究区已有的注入压降测试数据显示煤层的空气渗透率为0.04～4.98 mD，反映研究区乐平组煤层具有较强的非均质性，且总体表现为随埋深增大渗透率降低的特征。

根据侵入带的电阻率测井响应特征，对煤层割理的渗透性进行定性评价^[12]。在盐水泥浆中，常采用双侧向电阻率测井识别高渗透性煤层和非渗透性煤层。高渗透性煤层在双侧向电阻率测井曲线上表现为较深的侵入带，而非渗透性煤层或致密煤层则表现为侵入带较浅或不具有侵入带特征，且在测井曲线上对应电阻率高值。曲页 1 井煤层段的深、浅电阻率测井曲线分离度较高，反映其具有较好的渗透性，亦表明研究区乐平组煤层具有良好的储集性及较好的渗透性。

2.3 含气性特征

含气量是反映煤层含气性的重要指标。采用直接法（USDM）对曲页 1 井乐平组煤层的 3 个样品进行含气量测试，结果显示其煤层含气量为 4.62～7.93 m³ /t（未含损失气）。考虑取样时提钻时间过长 （大于 2 h），煤样解吸时间较短，因此计算损失气量时需在准确的时间零点校正基础上进行含气量回归分析。校正结果表明，研究区乐平组煤层含气量为8.28～16.92 m³ /t。煤层气的组成特征可以反映保存条件，是开发利用过程中需考虑的重要参数。曲页 1 井乐平组煤层解吸气体组分分析结果表明：甲烷含量占比为 66.99%～97.20%，平均为 89.47%；重烃含量平均占比为 1.15%，氮气含量平均占比为 8.87%。因此，曲页1井乐平组老山段煤层甲烷含量较高，处于甲烷带内，有利于煤层气的开发。

3 页岩气地质条件

曲页 1 井页岩主要发育于乐平组老山段，其中老山段中上亚段以灰色、深灰色页岩为主，夹少量薄层粉砂质泥岩；下亚段以深灰色、黑色页岩为主，夹厚层泥质粉砂岩、细砂岩；整体自上而下，颜色逐渐变深。岩心中可见水平层理和小型波状层理，岩心表面发育较多的微裂隙和黄铁矿晶粒，断面见大量腕足类、腹足类、瓣腮类、介壳类生物化石，亦见植物根茎化石，总体反映形成于强还原沉积环境。

3.1 岩石学特征

岩石薄片分析结果表明，曲页 1 井乐平组页岩主要由碎屑物质、填隙物和少量碳质组成。其中，碎屑物质含量为 2%～60%，主要为矿物碎屑，多呈棱角状、次棱角状及次圆状等，磨圆度一般至较好； 粒径大多为 0.03～0.06 mm，分选较好；碎屑物质在岩石中多呈杂乱-半定向排列，主要成分为石英，发育少量黄铁矿，可见零星的斜长石和白云母。

X 衍射全岩分析结果表明，曲页 1 井乐平组页岩以石英、长石等碎屑矿物及黏土矿物为主，碳酸盐矿物以方解石为主，含量较低。其中，石英含量为 21.4%～79.22%，平均为 44.57%；黏土矿物含量为 28%～69.05%，平均为 47.45%，主要由伊/蒙混层和高岭石组成，二者的平均含量分别为 33.65% 和 32.09%，其次为伊利石和绿泥石（图3）。

脆性矿物含量是页岩可压裂性评价的重要参数之一，其决定页岩储层的可压裂性和压裂裂缝的发育规模，进而影响页岩气井产量。一般要求石英含量不低于40%，黏土矿物含量不高于30%，且遇水膨胀的蒙脱石含量越低越好^[13]。曲页1井乐平组老山段页岩的脆性矿物石英和黏土矿物含量总体均大于 40%，脆性矿物含量较高，黏土矿物中的蒙脱石尚未完全脱水转化为伊利石，主要以伊/蒙混层形式存在。因此，在水力压裂过程中需充分考虑黏土矿物遇水膨化作用的影响。

3.2 有机地化特征

曲页1井乐平组老山段暗色页岩的有机质类型主要为Ⅱ₂和Ⅲ型干酪根，埋深为 701～730 m 页岩的总有机碳含量（TOC）均大于 2%，平均为 2.98%，为优质页岩层段。镜质组反射率为1.12%～2.01%，其中，优质页岩层段的镜质组反射率为 1.58%～2.01%，平均为 1.88%，处于高-过成熟演化阶段，有利于天然气生成。研究区乐平组页岩的总有机碳含量和镜质组反射率均具有随埋深增加而增大的特征（图4）。地球化学分析结果表明，乐平组暗色页岩是研究区极具潜力的气源岩和有利的页岩气勘探目标。

3.3 孔隙结构及物性特征

扫描电镜观察发现，曲页 1 井乐平组页岩主要发育黏土矿物粒间孔和有机孔，其中黏土矿物粒间孔包括伊利石粒间孔、伊/蒙混层粒间孔和绿泥石粒间孔，有机孔主要发育于有机质颗粒与黏土矿物颗粒之间。低压氮气吸附实验结果表明，研究区乐平组页岩的孔隙体积为 0.016 2～0.033 4 cm³ /g，平均为 0.027 3 cm³ /g；比表面积为 4.31～13.18 m² /g，平均为 10.24 m² /g；平均孔隙直径为 10.09～15.05 nm，且以中孔为主。借鉴四川盆地蜀南地区页岩气测井评价岩石物理模型^[14]，确定曲页 1 井乐平组页岩储层的测井解释孔隙度为 1.54%～7.1%，平均为 3.15%，渗透率为0.02～0.03 mD，平均为0.025 mD。

3.4 含气性特征

曲页 1 井乐平组 17 个页岩岩心样品现场含气量测试结果显示，其含气量主要为0.22～2.1 m³ /t，其中埋深为 701～730 m 总有机碳含量较高的页岩的平均含气量为 1.42 m³ /t。解析气色谱分析结果表明，天然气组分以烃类气体为主，其中甲烷占烃类气体的含量平均为 86.63%，最高可达 98%；非烃类气体含量较低，主要为氮气和二氧化碳等。

中外页岩储层评价结果显示，地层压力与页岩含气量的关系密切，含气量通常随地层压力的升高而增大，因此地层压力常作为页岩气评价的重要指标。结合录井压力监测，利用偶极子声波测井获得研究区乐平组页岩层段的地层压力系数为 1.05～1.12，平均为1.08，表现为微超压系统。

3.5 优质页岩发育特征

优质页岩作为页岩气开发的主要层段，其储层品质很大程度上决定页岩气的单井产量^[6，15]，通常具有总有机碳含量高、含气量高、总孔隙度高及脆性矿物含量高等特点。根据岩心观察、分析化验及测井资料，对曲页 1 井优质页岩进行综合评价。由于曲页1井的页岩埋深较浅，因此，以页岩总有机碳含量大于 2%、含气量大于 1 m³ /t、总孔隙度大于 2% 作为优质页岩的划分下限。评价结果显示，曲页 1 井优质页岩段埋深为 701～730 m，厚度为 29 m，总有机碳含量平均为 2.98%，镜质组反射率为 1.88%，脆性矿物含量为44.57%，孔隙度平均为3.68%，含气量平均为1.42 m³ /t，地层压力系数为1.08。

根据JARVIE多参数评价方法^[13，16]，将曲页1井乐平组老山段与四川盆地蜀南地区龙马溪组优质页岩进行参数对比^[17-19]。结果（图5）表明，蜀南地区钻井揭示龙马溪组页岩的埋深均为 2 000～3 000 m，由于其具有厚度大、有机质丰度高、处于过成熟演化阶段和孔隙发育等特征，因此普遍具有含气量高、地层压力系数高等特点。萍乐坳陷乐平组老山段页岩的厚度相对较薄、有机质丰度较低且处于高成熟演化阶段，总体上其含气量和地层压力系数低于蜀南地区龙马溪组。由于曲页1井老山段页岩的埋深仅约为 700 m，对地层压力系数和含气量均具有一定的影响，因此在萍乐坳陷乐平组埋深更大、地层压力系数较高的页岩发育区可能具有良好的含气性。

4 结论

曲页1井的成功钻探揭示了萍乐坳陷曲江向斜上二叠统乐平组海陆过渡相页岩气及煤层气的非常规气资源潜力，为该地区的进一步勘探明确了方向。通过对曲页 1 井目的层段的连续取心，系统揭示了研究区乐平组多套煤组及暗色页岩的地质特征，共钻遇煤层7 m、暗色页岩累积厚度183 m，老山段、狮子山段和王潘里段累积气测显示 356 m。研究区乐平组煤层含气量高，单层厚度大，具备有利的煤层气勘探条件和可采性。老山段下亚段和王潘里段发育 2 套煤组，其中老山段煤层的单层厚度可达 3.25 m。乐平组煤层气测显示良好，全烃含量最高达 28.61%，属于固定碳组分高、成熟度较高的中阶煤，为煤层气聚集提供了充足的物质基础。萍乐坳陷乐平组具有良好的页岩气成藏地质条件，其页岩厚度较大，有机质类型以腐泥-腐殖型为主，与煤层相伴而生，优质页岩厚度较大且各项评价指标较好，可与四川盆地蜀南地区龙马溪组较好类比，萍乐坳陷乐平组埋深更大、地层压力系数较高的页岩发育区可能具有良好的含气性。

参考文献