Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 5: 742 - 754

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.012

Prospects of oil and gas displays and exploration of the Middle Permian Qixia Formation in the northern Guizhou

  • Maohui LUO , 1, 2 ,
  • Yuliang MU 1, 2 ,
  • Ganlu WANG , 1, 2 ,
  • Zhengshan CHEN 3 ,
  • Zaiping SHI 4 ,
  • Xinnian LI 5 ,
  • Yuanhong LI 5
Expand
  • 1. College of Resource and Environmental Engineering，Guizhou University，Guiyang 550025，China
  • 2. Petroleum Society of Guizhou Province，Guiyang 550025，China
  • 3. No. 117 Geological Team，Guizhou Bureau of Geological Mineral Exploration and Development，Guiyang 550018，China
  • 4. The 3rd General Team of Guizhou Nonferrous Metals and Nuclear Industry Geological Survey Bureau，Zunyi 563000，China
  • 5. No. 106 Geological Party of Guizhou Bureau of Geological Mineral Exploration Development，Zunyi 563000，China

Received date: 2021-08-30

  Revised date: 2022-01-12

  Online published: 2022-05-12

Supported by

The Plan Project of Science and Technology Department of Guizhou Province, China（Grant No. Qiankehe Foundation ［2020］4Y037）

the Geological Exploration Fund Project of Guizhou Province, China(208-9912-JBN-L1D7)

Fold

Highlights

In recent years， the limestone-marl alternations of the Middle Permian Qixia Formation within several synclines in northern Guizhou have repeatedly shown natural gas. To clarify whether the formation has the prospect of natural gas exploration in the northern Guizhou， the developmental distribution characteristics， and organic geochemical characteristics of the limestone-marl alternations of the Middle Permian Qixia Formation in the northern Guizhou were investigated by using field profile measurements， drilling core compilation and experimental analysis tests. The results show that the Middle Permian Qixia Formation in northern Guizhou is mainly distributed in the core of each syncline， with a thickness of 100-210 m， and gradually thin from northwest to southeast. The thickness of the limestone-marl alternations at the top of the Qixia Formation is large of 40-60 m； the marl component in the limestone-marl alternations is rich in organic matter， with an average TOC content of 0.77%； its maturity is moderate， with R O in the range from 2.08% to 2.56%， which is in the over-mature stage， and the organic matter type is excellent， being Type I and II. It has similar characteristics with southeast Sichuan Basin where gas breakthrough has been achieved and has good potential for gas exploration. Combined with the geological and tectonic characteristics， the study area is divided into 15 favorable zones of gas exploration types I and seven favorable zones of type II， with a total area of 5392.9 km2. If the future exploration of Longmaxi Formation shale gas in these favorable areas is combined with the natural gas exploration in the limestone-marl alternations of Qixia Formation， once the exploration and development are successful， it will become another new layer system with broad exploration prospects after the Longmaxi Formation shale gas in northern Guizhou and its adjacent areas.

Cite this article

Maohui LUO , Yuliang MU , Ganlu WANG , Zhengshan CHEN , Zaiping SHI , Xinnian LI , Yuanhong LI . Prospects of oil and gas displays and exploration of the Middle Permian Qixia Formation in the northern Guizhou[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(5) : 742 -754 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.012

0 引言

中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层是我国南方广泛分布的一套重要烃源岩［1-3］，前人［4-10］对川东南地区该套层系进行了初步分析，认为该层系灰岩—泥灰岩韵律层形成于浅水开阔碳酸盐岩台地环境中，由韵律沉积和差异压实共同作用形成，其中的泥灰岩层具有源储一体的特征，指出该套碳酸盐岩烃源岩可以作为一种特殊类型的气藏——碳酸盐岩烃源岩气藏［11］，有较大的非常规天然气的勘探潜力［12-18］。近期，该套岩性组合在川东南涪陵、南川以及綦江等地区取得重大突破，部分井获工业气流，如：涪陵区块焦石1井、义和1井分别获得1.68×104 m3/d、3.06×104 m3/d工业气流［11］；南川区块DS1HF水平井经酸压改造后，测试稳产气量23.05×104 m3/d［19］；綦江地区Y2井和Y3井获测试工业气流分别为3.098×104 m3/d和1.666×104 m3/d［20］，展示出良好的勘探前景。近年来，该套灰岩—泥灰岩韵律层在黔北地区多个向斜内实施的固体矿产勘探和油气勘探过程中也发现有较好的天然气显示。也预示着黔北地区的该套层系具备天然气成藏的可能。但是，黔北地区地质构造复杂、地层剥蚀严重、油气勘查程度较低，对栖霞组的研究和勘探程度极低，因此黔北地区的栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层是否也同川东南地区一样可作为一套新的非常规天然气勘探层系尚需进一步研究。
本文研究对黔北地区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层进行基础地质调查，包括12条野外剖面测量和3口钻井岩心观察并采集样品；开展普通薄片观察、总有机碳（TOC）含量和有机质成熟度（R O）测定样品各22件。查明该灰岩—泥灰岩韵律层岩性、厚度、展布、埋深和烃源岩地球化学等特征，并对研究区内天然气显示进行分析，同时对比川东南地区勘探成果，分析勘探前景，以期为黔北地区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层非常规天然气勘探提供理论支持。

1 地质背景

1.1　构造特征

研究区大地构造位置属扬子陆块黔北隆起区，包括遵义台地区及赤水陆相盆地区2个四级构造单元。赤水陆相盆地区变形不大，构造形迹主要为褶皱，断层基本不发育。遵义台地区褶皱和断裂较为发育，构造样式为侏罗山式褶皱，背斜宽阔舒缓呈箱状，向斜狭窄紧闭呈紧密槽状、长条状。构造形迹主要为近南北向和北东向。黔北地区共发育7条规模较大的断裂，主要为南北向的遵义—贵阳断裂、北东向的桑木场断层、赫章—遵义断裂、正安—桐梓断裂、德江—息烽断裂、关塘断层、水银场断层，断裂常分布在背斜核部或者背斜与向斜转换部位，其大小规模与褶皱的大小与分布具有一定相关性。这些断裂深度可深至基底，并有长期活动特征，对研究区油气保存产生极大的影响（图1）。
图1 黔北地区区域地质及栖霞组底界埋深和厚度分布等值线图

Ⅰ.赤水陆相盆地区；Ⅱ.遵义台地区；Ⅲ.都匀陆源盆地区；a.洛龙向斜铝土矿区块；b.道真向斜大沙坝铝土矿区块；c.安场向斜铝土矿区块；d.班竹向斜东山铝土矿区块；e.班竹向斜旦坪铝土矿区块；①桑木场断层；②赫章—遵义断裂；③遵义—贵阳断裂；④正安—桐梓断裂；⑤德江—息烽断裂；⑥关塘断层；⑦水银场断层

Fig.1 The regional geological map， contour map of the thickness distribution and burial depth map of the bottom boundary of Qixia Formation in northern Guizhou

1.2　地层与沉积特征

研究区除缺失泥盆系和石炭系外，自震旦系到第四系均有分布（图1）。震旦系发育良好，主要以碳酸盐岩和碎屑岩为主。寒武系主要分布于各背斜核部，岩性主要为碎屑岩和碳酸盐岩。研究区奥陶系发育完整，为浅海相碳酸盐岩沉积。志留系受黔中古隆起的影响，剥蚀严重，缺失上志留统，下—中志留统龙马溪组—韩家店组一般位于背斜和向斜构造转换带，以泥、页岩和碳酸盐岩为主。二叠系缺失下统，中统及上统发育齐全且大面积出露，分布于各向斜两翼，为浅海相沉积，发育页岩、泥岩、含煤碎屑岩及含硅质碳酸盐岩。三叠系主要为浅海相碳酸盐岩及碎屑岩。侏罗系仅于个别向斜核部和赤水陆相盆地区出露。白垩系仅见于赤水陆相盆地区。
中二叠统栖霞组在上扬子地区广泛发育，整体上是以开阔台地为主的浅海相碳酸盐岩沉积环境［21］。研究区栖霞期皆为碳酸盐岩台地相，岩性稳定，以泥晶灰岩、生物碎屑灰岩和灰岩—泥灰岩韵律层为主。栖霞组沉积早期伴随海侵的发生，沉积铜矿溪组，水体逐渐加深，至铜矿溪组沉积末期，海侵规模扩大，开始沉积碳酸盐岩［22］。岩性主要为生物碎屑灰岩、泥晶灰岩和含硅质团块灰岩。随着海侵的继续，沉积环境变为较深水的开阔台地，伴随着水动力条件的强弱变化，水深呈现深浅的交替变化，沉积了一套灰岩与泥灰岩交替出现的灰岩—泥灰岩韵律层。至茅口组沉积早期，水体变浅，沉积环境演变为开阔台地。

1.3　栖霞组地层特征

1.3.1　岩性特征

通过野外剖面以及对钻井资料调查结果分析，研究区中二叠统栖霞组岩性发育稳定，根据岩性变化特征可将栖霞组分为2段，下段（P2 q 1）为微晶至泥晶灰岩、含燧石结核灰岩和生物碎屑灰岩，发育1~2层灰岩—泥灰岩韵律层，与下伏地层梁山组整合接触。上段（P2 q 2）为微晶灰岩、生物碎屑灰岩、泥质灰岩和白云质灰岩，顶部发育一段厚10~60 m的灰岩—泥灰岩韵律层，是作为与茅口组划分界线的标志（图2）。
图2 黔北地区中二叠统栖霞组地层特征柱状图（习水野外露头实测剖面）

Fig.2 The histogram of stratigraphic features in Qixia Formation of Middle Permian in northern Guizhou （field outcrop measured profiles in Xishui）

1.3.2　厚度特征

黔北地区栖霞组发育完好，分布稳定，总厚度在100~210 m之间。区域上整体呈“东薄西厚”的分布特征，研究区西北部以习水仙源一带为分界，厚度分别往西南、东北方向递增。在习水至仁怀一带厚度最大，一般介于170~190 m之间；其次为道真—正安一带，厚度一般介于150~160 m之间，最薄处在习水仙源和石阡—余庆一带，一般介于120~130 m之间（图1）。

1.3.3　埋深特征

埋藏深度是油气藏保存条件影响因素之一［23-26］。埋深太浅导致保存条件太差，不利于油气储存；埋深太大使得勘探开发成本高，难度大。自喜马拉雅期以来，研究区地层剧烈抬升，严重剥蚀，栖霞组埋深呈东浅西深，主要在500~4 000 m之间。在赤水陆相盆地区广泛分布，分布面积约为0.37×104 km2，大部分埋深在3 000 m以深；遵义台地区栖霞组主要分布在向斜构造内，分布面积约为1.82×104 km2，一般向斜面积在173.7~705.2 km2之间，大多数向斜内的埋藏深度低于3 000 m（图1）。

2 天然气显示特征

近几年在黔北务正道地区的铝土矿勘查钻探施工过程中，在多个向斜内钻遇栖霞组的灰岩—泥灰岩韵律层时屡屡发生井喷、井涌等天然气显示现象。另外在安场向斜实施的安页1井在栖霞组也获得良好油气显示［27］。本文分别对这些天然气显示进行分析，并与川东南地区已获得工业气流的勘探成果进行对比，以为黔北地区栖霞组的勘探前景分析奠定基础。

2.1　道真洛龙向斜

道真县洛龙向斜位于研究区北部（图1），道真县洛龙向斜内铝土矿勘查区2009—2016年勘查工作中实施的124口勘探井中［图3（a）］，约有23%的钻孔在钻井遇到栖霞组顶部灰岩—泥灰岩韵律层时发生井涌、井喷的天然气显示现象，尤其是在勘查区南部向斜核部地区，这一比例提升到31%，发生在井深300~400 m的灰岩—泥灰岩韵律层中，灰岩层高角度构造缝和溶蚀缝发育，泥灰岩层水平缝和缝合线构造裂缝发育。天然气显示的钻井主要分布在向斜核部的东南翼［图3（b）］。该向斜地层产状平缓，东南翼边缘有逆断层遮挡，起到加强天然气保存条件的作用，使得洛龙向斜仅在300~400 m浅的地层天然气显示频繁。这些钻井发生天然气显示时具有较高的地层压力，天然气将钻井液喷出，高度可达30 m，气体组分中甲烷含量平均可达86.7%［21］。点火火焰高度达2~8 m，井喷持续时间短，衰减速度较快，这与南川DS1HF水平井无压裂情况相似。DS1HF井在未进行酸压改造直接进行试采时产量递减迅速，20 d日产气量由5.0×104 m3降至0.7×104 m3，在此基础上实施水平井酸压改造，测试气量为23.05×104 m3/d，4个月累计稳产气超过1 500×104 m3［15-16，18-19］。DS1HF井位于四川盆地东南缘南川平桥南区块，距洛龙向斜约50 km，其成功的经验，预示着在洛龙向斜南部埋深1 000 m左右的地区具有良好的天然气勘探潜力。
图3 道真洛龙向斜钻孔（井）分布（a）及AB勘探线剖面（b）

Fig.3 The drilling （well） distribution（a） of the syncline in the Luolong， Daozhen and profile of AB exploration line（b）

2.2　正安安场向斜

2.2.1　向斜西翼马鬃岭铝土矿矿区

正安马鬃岭铝土矿矿区位于安场向斜西翼（图1），地层倾角较陡，一般在45°~75°之间，矿区出露地层为二叠系和三叠系，栖霞组在该矿区垂深可达580 m左右。有钻井在钻进至699 m处时，钻孔突然涌水，喷出时高于地面20多米，伴随特殊气味的气体，停钻3 d后不再涌水，孔口气体持续涌出，该气体用明火可点燃［28］。涌水段深度范围位于栖霞组顶部，在该钻井中涌水段深度以下可见3段栖霞组灰黑色泥质灰岩。

2.2.2　安页1井

2015年原国土资源部油气中心在正安县安场镇实施的安页1井在中二叠统栖霞组也取得油气发现（图1）［29］。该井在钻至栖霞组段灰岩地层时，甲烷和全烃呈现异常值，全异常段约有150 m，岩性主要为灰岩与泥灰岩互层，泥灰岩层颜色为深灰色，有机质含量较高，测井解释出含气层9层共55.4 m，预示有较好的天然气存在。

2.3　其他向斜

黔北地区8个向斜进行铝土矿勘查时，钻遇栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层时也见零星的天然气显示，如道真向斜西翼的大沙坝铝土矿区、安场向斜东南翼的东山铝土矿区、班竹向斜的旦坪铝土矿区等（图1）。
黔北地区井涌、井喷的天然气显示主要发生在向斜核部栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层段，且构造不发育，少有断层的区域，结合四川盆地内在该层段获得工业气流的成果表明，研究区残留向斜内栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层可以作为一套新的天然气富集层段进行研究，具有良好的勘探前景。

3 栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层特征

3.1　发育特征

3.1.1　岩性发育特征

研究区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层岩性可分为灰岩层和泥灰岩层，灰岩层和泥灰岩层在韵律层中相互交替出现。灰岩—泥灰岩韵律层中泥灰岩层占比10%~90%，一般为40%~70%［图4（a）， 图4（b）］。前人［30-33］对灰岩—泥灰岩韵律层的成因持有许多不同的观点，其中比较容易接受的是由沉积和成岩作用共同形成的，灰岩层中泥质含量与韵律层的形成有着密切的关系，沉积时泥质含量高与泥质含量低的交替出现导致了岩性、密度、硬度的差异性。灰岩—泥灰岩韵律层中泥灰岩层岩石类型有灰黑色泥质泥晶生物屑灰岩、灰黑色泥质泥晶灰岩、黑色炭质页岩3类；灰岩层岩石类型有灰色泥晶灰岩、泥晶生物屑灰岩2类。在野外露头上，灰岩呈透镜状常被泥灰岩包裹，由于灰岩层岩性致密、硬度较大，抗风化能力较强，在层面上常突出于泥灰岩层之上［图4（d）］，形似“眼球”，所以灰岩—泥灰岩韵律层也被业界形象的称之为“眼球状灰岩”，同时局部具白云岩化现象［图4（c）］。泥灰岩层单层厚度为1~40 cm，一般为5~20 cm，颜色较深，富含泥质、有机质，生物碎屑丰富、排列具有定向性［图4（e）］。灰岩层单层厚度为5~40 cm，一般为15~30 cm，颜色较浅、生物碎屑较少、排列无定向性［图4（f）］；其中的眼球层单层长0.05~4 m，其中较短的10 cm左右，其形状似枕状、长条状、瘤状、透镜状，一般沿岩层面顺层分布，枕状及长条状的展布相对较长。
图4 灰岩—泥灰岩韵律层特征

（a）岩心特征；（b）野外露头特征；（c）白云岩化特征；（d）野外露头风化特征；（e）泥灰岩镜下特征；（f）灰岩镜下特征

Fig.4 The characteristics of limestone-marl alternations

3.1.2　厚度发育特征

研究区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层总体上发育2~3层，厚10~50 m不等，总厚度在31.65~127.91 m之间（图5），从底到顶划分为①层、②层和③层，②层分布不稳定，在部分地区未发育，①层和③层分布稳定，在全区均有发育。其中③层厚度较大，韵律层中泥灰岩层占比较大，大多在40%~60%之间，有机碳含量高，在川东南地区已获得工业气流并在黔北地区具有良好气显示，为本文重点研究对象。黔北地区③层厚度由北到南在纵向上呈逐渐变薄的趋势，与总厚度具有一致性，一般厚40~60 m，在南部地区遵义新民镇发育最差（图6）。随着厚度的减少，灰岩—泥灰岩韵律层炭质含量在最南部地区也普遍降低。正安班竹、下寺和习水永安及附近地区较厚，分别达到60.77 m、62.08 m和60.77 m。由仁怀—凤岗一带往南，顶部灰岩—泥灰岩韵律层厚度小于40 m，到遵义新民镇及凤冈进化镇地区仅有13.17 m和12.4 m。
图5 黔北地区栖霞组连井剖面

Fig.5 The connecting well profile of Qixia Formation in northern Guizhou

图6 黔北地区栖霞组③层灰岩—泥灰岩韵律层厚度分布

Fig.6 The thickness distribution of the ③-layered limestone-marl alternations of the Qixia Formation in northern Guizhou

3.2　有机地球化学特征

对道真洛龙2口钻井的22件灰岩—泥灰岩韵律层样品进行总有机碳含量分析，灰岩层样9件，泥灰岩层样13件。总有机碳（TOC）含量为0.02%~2.21%，平均值为0.61%。进一步分析发现，泥灰岩层TOC值为0.41%~2.21%，平均为0.77%，TOC>0.5%的占92.31%［图7（a）］；灰岩层TOC值为0.02%~0.79%，平均为0.37%，灰岩层样品总有机碳含量均低于1%，大部分（约80%）低于0.5%，不具备生烃能力［图7（b）］。研究区栖霞组中有机碳主要富集于灰岩—泥灰岩韵律层中泥灰岩层灰黑色—黑色泥质灰岩内，根据碳酸盐岩烃源岩级别划分标准［34］，研究区栖霞组碳酸盐岩烃源岩级别为好—非常好。
图7 有机碳含量分布频率

Fig.7 The frequency diagram of TOC content distribution

目前，对煤和页岩建立的由拉曼参数快速计算有机质成熟度的方法逐渐得到广泛应用［35-38］。本文利用LabRAM HR Evolution激光拉曼光谱仪进行计算样品反射率值。激光拉曼检测结果显示，栖霞组 D 峰和 G 峰的峰位差介于247.65~256.51 cm-1之间，平均值为 252.63 cm-1。样品未出现石墨峰，采用拉曼光谱中峰间距（d G-D）与镜质组反射率（R O，Rmc，%）之间的关系模式方程进行计算［39］，方程为：
R O，Rmc=0.053 7 d G-D-11.21
计算结果表明，黔北地区有机质成熟度R O值介于2.08%~2.56%之间，平均为2.37%。根据有机质成熟度划分，黔北栖霞组碳酸盐岩烃源岩处于过成熟阶段，具有较好的生烃潜力。
图8 固体有机质拉曼光谱

Fig.8 Raman spectroscopy of solid organic matter

根据前人［11，20，40-43］对邻区川东南地区的栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层的有机质类型分析显示，该层灰岩—泥灰岩韵律层有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型。
综上所述，黔北地区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层有机质丰度高、成熟度适中、有机质类型佳，是一套非常好的烃源岩层系。

4 前景分析

4.1　勘探潜力分析

黔北地区栖霞组的灰岩—泥灰岩韵律层屡见天然气显示，该套灰岩—泥灰岩韵律层在黔北地区稳定分布，其中③层灰岩—泥灰岩韵律层厚度在40~60 m之间，埋深为500~4 000 m，储集空间主要为溶蚀孔洞和裂缝。韵律层中泥质灰岩层有机碳平均含量为0.77%，最大值达到2.21%，大于0.5%的占泥质灰岩层92.31%，总体上可视为差—中等烃源岩。从有机地球化学特征来看，黔北中二叠统栖霞组眼球状灰岩发育分布较好，有机质丰度较高、类型佳、成熟度为过成熟，具有较好生烃潜力。对比该层在已获得突破的川东南地区的各项指标（表1），除了有机碳含量稍低，成熟度稍高之外，有机质类型、发育厚度并无较大差别，有较好的储集空间。此外，研究区该层系的埋深比川东南地区更为适中。总的来说，该套灰岩—泥灰岩韵律层在黔北地区广泛分布，且埋深适中、厚度大、储集能力较好、有机质丰度较高、有机质类型佳、有机质成熟度适中，也同样具有较大的天然气勘探潜力。
表 1 黔北地区与川东南地区灰岩—泥灰岩韵律层有机地球化学特征比较

Table 1 The organic geochemical feature’s comparison between limestone-marl rhythmic layers in northern Guizhou and southeastern Sichuan Basin

项目 TOC/% R O/% 厚度/m 储集空间 埋深/m
綦江［20］ 泥质灰岩 0.07 ~ 2.41 0.83 1.71 ~ 2.18 1.94 59~89 晶间孔、粒间溶孔以、裂缝 1 200 ~4 350
泥晶灰岩 0.03 ~ 0.88 0.17
南川［16］ 泥质灰岩+泥晶灰岩 0.08 ~ 5.1 0.67 1.83 ~ 2.78 2.31 75 粒内溶蚀孔、粒缘溶蚀缝 1 000 ~1 250
涪陵［11］ 泥质灰岩 0.21 ~ 2.41 0.86 1.71 ~ 2.18 1.94 40~50 粒缘孔（缝）、成岩收缩孔（缝）、有机质孔和裂缝 —
泥晶灰岩 0.03 ~ 0.43 0.13
研究区 泥质灰岩 0.41 ~ 2.21 0.77 2.55 ~ 3.34 3.036 40~60 溶蚀孔洞、裂缝 500 ~4 000
泥晶灰岩 0.02 ~ 0.79 0.37

注： 0.07 ~ 2.41 0.83 = 最 小 值 — 最 大 值 平 均 值

另黔北地区受燕山—喜马拉雅构造运动抬升影响，栖霞组地层遭严重剥蚀，仅残存于各向斜中。黔北大部分向斜区不存在断层贯穿的情况，保存条件好，具备一定储集条件。黔北地区发育数条较大的断裂，断裂深度沟通地表，直达栖霞组底部，对油气保存起到破坏作用。所以向斜内远离深大断裂区域为最优潜力区。
随着页岩气非常规油气系统的成功开采，将传统意义上的泥页岩型烃源岩作为非常规天然气勘探层系，这种非常规油气系统淡化了圈闭成藏的概念，强调原位滞留或短距离运移的源储共生型油气聚集，寻找有效的“源储合一”成为油气勘探的核心［44］。因此，理论上，碳酸盐岩烃源岩也应该具有类似成藏的前景和可能［43］。实践上，近期在川东南涪陵、南川、綦江地区多口井在中二叠统灰岩—泥灰岩韵律层段获得工业气流，不仅直井酸化获得高产工业气流，有的还通过实施水平井进一步提高了天然气产能。表明栖霞组的该套灰岩—泥灰岩韵律层可以作为一套非常规天然气勘探的新层系。所以在进行龙马溪组油气勘探过程中，可以对栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层进行兼探，取得突破后再施以水平井，这将为该层系的勘探开发提供有利条件。

4.2　有利区划分

黔北地区栖霞组除赤水陆相盆地外其余地区均残存于各向斜中，结合黔北断裂构造发育情况、栖霞组埋深特征以及③层灰岩—泥灰岩韵律层厚度、分布面积4个要素，对黔北栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层碳酸盐岩烃源岩气进行有利区划分。
（1）厚度：烃源岩厚度决定了物质基础，本文有利区划分参考川东南地区成果，将烃源岩厚度>40 m为划分有利区的基准。
（2）埋深：埋深太浅不利于油气的保存、埋深太深勘探开发难度大、成本高，本文有利区划分首先排除埋深小于1 000 m和>4 000 m，将介于1 000~3 000 m之间划分为Ⅰ类有利区；介于3 000~4 000 m之间划分为Ⅱ类有利区。
（3）有利构造：深大断裂对油气藏有极大的破坏作用，在断裂周围极不利于油气的保存，本文有利区划分应避开深大断裂，所以有利区为向斜内远离深大断裂区域。
（4）分布面积：黔北地区栖霞组除赤水陆相盆地内其余地区均残存于各向斜中，向斜构造为负向构造，分布面积小，一方面油气容易散失，另一方面资源量小。因此在上述3个要素叠加后的各向斜，将分布面积大于>30 km2的向斜划分为有利区。
综合分析，黔北地区栖霞组有利区划分出赤水陆相盆地区1个Ⅰ类有利区、面积为223.4 km2和4个Ⅱ类有利区、面积为1 380.2 km2。遵义台地区14个Ⅰ类有利区、面积为3 091.4 km2和3个Ⅱ类有利区、面积为697.9 km2（表2，图9）。其中赤水陆相盆地区隆兴向斜和遵义台地区内茅台向斜、松坎向斜、五马—楚米向斜和道真向斜有利区连续分布、面积均超过300 km2、埋深适中、向斜构造内断层不发育，可以作为未来勘探重点研究区域。
表2 黔北地区中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层碳酸盐岩烃源岩气有利区分布

Table 2 The distribution of favorable areas for carbonate source rock gas in the limestone-marl alternations of the Middle Permian Qixia Formation in northern Guizhou

构造

区带

 序号 向斜名称 Ⅰ类有利区面积 /km2 Ⅱ类有利区面积 /km2
赤水陆相盆地区 （1） 复兴背斜 0 250.4
（2） 宝源背斜 0 43
（3） 官渡背斜 0 204.5
（4） 隆兴向斜 223.4 882.3
遵义台地区 ① 茅台向斜 715.8 389.1
② 二郎向斜 35.6 56.5
③ 松坎向斜 332.7 161.9
④ 五马—楚米向斜 862.3 82.6
⑤ 养龙司向斜 35.8 0
⑥ 花大坪向斜 49 0
⑦ 安场向斜 101.1 0
⑧ 道真向斜 302.5 7.8
⑨ 洛龙向斜 35.9 0
⑩ 桃园向斜 79.6 0
⑪ 浞水向斜 125.4 0
⑫ 务川向斜 158.2 0
⑬ 绥阳向斜 150.4 0
⑭ 高山向斜 107.1 0
图9 黔北地区中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层碳酸盐岩烃源岩气有利区划分（图中向斜序号见表2）

Ⅰ.赤水陆相盆地区；Ⅱ.遵义台地区

Fig.9 The favorable areas for carbonate source rock gas in the limestone-marl alternations of the Middle Permian Qixia Formation in northern Guizhou（see Table 2 for syncline serial number in the figure）

5 结论

（1）中二叠统栖霞组是中国南方广泛分布的一套碳酸盐岩烃源岩，近期该层系在四川盆地内获工业气流，同时在黔北地区的固体矿产、油气勘查过程中也发现良好的天然气显示，表明黔北中二叠统栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层也具有碳酸盐岩烃源岩气富集成藏的潜力。
（2）黔北地区栖霞组地层东薄西厚，厚度为100~210 m，埋深东浅西深，主要在500~4 000 m之间。分布有2~3层灰岩—泥灰岩韵律层，其中以③层物质基础为最好，厚度较大，泥灰岩层占比较大，为40%~60%，有机质丰度高，北厚南薄，一般厚40~60 m。
（3）黔北栖霞组顶部灰岩—泥灰岩韵律层中泥灰岩层有机碳含量高，为0.41%~2.21%，平均为0.77%， 泥灰岩层中TOC>0.5%的占92.31%，成熟度适中，为2.08%~2.56%，平均为2.37%，有机质类型佳，为Ⅰ型和Ⅱ型，具有较好的生烃潜力。
（4）黔北地区栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层广泛分布，且埋深适中、厚度大，有较好的储集空间，有机质丰度较高、类型佳、成熟度适中，具有较大的天然气勘探潜力。此外，在进行龙马溪组油气勘探过程中，可以对栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层进行兼探，取得突破后再施以水平井，这将为该层系的勘探开发提供有利条件。
（5）根据断裂发育特征、埋深特征、有利层段厚度以及分布面积4个要素，对黔北栖霞组灰岩—泥灰岩韵律层划分出Ⅰ类有利区15个和Ⅱ类有利区7个，总面积为5 392.9 km2。其中赤水陆相盆地区隆兴向斜和遵义台地区内茅台向斜、松坎向斜、五马—楚米向斜和道真向斜有利区面积较大（面积>300 km2）、分布连续、埋深适中、向斜构造内断层不发育，可以作为未来勘探重点研究区域。

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