從頁巖氣展望烴源巖氣——以四川盆地下二疊統為例

黃籍中

成都市老科學技術工作者協會

從頁巖氣展望烴源巖氣
——以四川盆地下二疊統為例

黃籍中

成都市老科學技術工作者協會

基于頁巖氣“源藏合一”的成藏模式——天然氣源自頁巖有機質（固態、液態）吸附、溶解及黏土礦物吸附的機制以及微裂縫、裂縫、頁巖孔隙中的游離氣成藏的認識，以四川盆地下二疊統為研究對象和實例，論證了同為烴源巖的碳酸鹽巖（富含有機質的局限—開闊海臺地相等的細結構—生物泥粒、泥粒—泥質灰巖、泥灰巖等）也應該具有天然氣成藏的前景和可能。研究區下二疊統碳酸鹽巖烴源巖發育，在棲霞組（P1q）和茅口組（P1m）都有分布；依據厚度較大、有機質豐度較高、有機質類型佳、有機質成熟度適中、埋藏較淺等特征，論證了其具備形成烴源巖氣的有利條件及其勘探前景，并對埋深在2 000 m左右的川東高陡構造區、川南瀘州印支期古隆起區、川西南威遠構造區進行了類比評估。最后，建議對瀘州印支期古隆起區展開試探（可選擇已鉆井的P1m1、P1q1先行），待取得突破后，再擴大至威遠構造區及川東高陡構造區。

頁巖氣 吸附 游離 有機質 裂縫（巖石） 碳酸鹽巖 烴源巖氣 成藏模式 四川盆地 早二疊世

頁巖氣作為一種非常規天然氣［1］，國外已成功進行了商業性開發，成為重要的新能源［2］。國內從1990年起涉足該領域，2007年開始進入全新起步階段［3］。中石油于2008年11月26日在四川盆地南緣的長寧背斜鉆長芯1井，在所取巖心中見氣并發現頁巖有納米級的孔隙體［4］，并在該構造鉆獲天然氣；中石油于2010年在四川盆地威201井下志留統、下寒武統頁巖中鉆獲氣流；中石化在四川盆地東南側建南背斜的建深1井下志留統鉆獲天然氣，初產量為5.13×104m3／d［5］；國土資源部和中國地質大學在川東七曜山背斜西南端彭水縣境內鉆渝頁1井在下志留統頁巖中見氣顯示［6］……基于頁巖氣“源藏合一”的成藏模式，筆者認為：具類似成藏條件的非泥質烴源巖——碳酸鹽巖烴源巖等，也應被列入非常規氣藏的勘探領域。

1 碳酸鹽巖烴源巖氣與頁巖氣成藏機制類同

1.1 頁巖氣成藏機制分析

頁巖氣的成藏機制為：由有機質、黏土礦物吸附氣，可溶有機質（瀝青）、液態碳氫化合物、水溶解氣，微裂縫、裂縫、頁巖孔隙中游離氣等圈閉成藏。吸附氣、溶解氣的富集與有機質豐度、熱成熟度關系密切；游離氣的聚集與構造部位關系密切；采氣生產，一般以游離氣先行、吸附氣（解吸、解溶）緊跟，但后者產出時間長，是頁巖氣的主力氣源。相比之下，碳酸鹽巖烴源巖氣除具有與頁巖氣類似的成藏條件外，還擁有碳酸鹽礦物晶格結合烴、礦物包裏體烴等優勢。

1.1.1 頁巖氣吸附氣量與有機質豐度相關

據本文參考文獻［7－8］，從表1資料編繪的圖1中可以看出，頁巖氣的吸附量與其有機質豐度呈正相關態勢，即有機質含量增高其吸附氣量亦增加。

1.1.2 微石油、水是天然氣溶解的主要載體

微石油［可溶有機質（瀝青）、液態碳氫化合物等］、水在有機質成烴演化進程中，既是有機質的成烴產物，又是天然氣的溶解載體；水既參與演變，又充當微石油、溶解天然氣的載體。其溶解量則與溫度、壓力等外在因素相關（表2、3）。

表1 美國主要含氣頁巖儲層有機質特征統計表

圖1 有機質含量與吸附氣量關系圖（據表1編繪）

表2 天然氣溶解系數表

1.1.3 黏土礦物因粒級細、表面積大，而具有吸附優勢

黏土礦物因粒級細、表面積大，而具有超過方解石、白云石、石英等其他礦物的吸附優勢。但是碳酸鹽礦物卻發育晶格結合烴及包裹體烴，在鉆采過程中實施壓裂酸化可獲增產。

表3 一些氣體在淡水中的溶解度隨壓力的變化表 m3／m3

1.1.4 熱成熟度影響天然氣的吸附量、溶解量

有機質成熟度起因于地層溫度（地熱），當溫度升高時，有機質、黏土礦物、微石油、水介質等的吸附、溶解量，呈由低到高、再由高到低的演變規律，即由未成熟到成熟的吸附量、溶解量增加，至高成熟—過成熟時，吸附量、溶解量隨之減少（或解吸、解溶），如圖2所示，其趨勢是明顯的。

1.2 碳酸鹽巖烴源巖具有與頁巖氣相似的成藏條件

圖2 天然氣吸附量與有機質成熟度演變態勢圖

綜上所述，有機質、黏土礦物、水等介質的吸附、溶解氣態烴，是構成頁巖氣藏的主體。那么，同為烴源巖的碳酸鹽巖，同樣富含有機質，在熱成烴進程中，同樣會產生液態烴、氣態烴，當其在排運聚構建油氣藏的同時，即運移后的碳酸鹽巖烴源巖同樣會吸附、溶解氣態烴，可以構成烴源巖氣藏的主體。至于捕獲游離氣的優勢，碳酸鹽巖烴源巖的孔隙、微裂縫、裂縫、洞隙的發育優勢應該在頁巖之上。換言之，頁巖氣成藏是由于有機質、黏土礦物、水等介質吸附、溶解天然氣而成藏，那么同理，碳酸鹽巖等烴源巖，因其具有相似的成藏條件，理應也被列為非常規氣藏的勘探對象。如果這一論證合理，那么天然氣勘探領域必將擴大，資源量必將增加，尤其是碳酸鹽巖烴源巖在我國南方揚子地臺分布廣泛，更具有廣闊的勘探前景。

2 四川盆地下二疊統碳酸鹽巖烴源巖具備有利的天然氣成藏條件

基于上述論證，以四川盆地下二疊統碳酸鹽巖烴源巖為例，討論了碳酸鹽巖烴源巖的展布和成藏條件。

2.1 下二疊統碳酸鹽巖烴源巖展布

四川盆地下二疊統碳酸鹽巖發育，屬海相臺地沉積建造，沉積范圍廣闊，遠跨現今盆地，在揚子地臺多有分布［9］。沉積前盆地受樂山—龍女寺加里東隆起影響，抬升為陸，地層剝蝕嚴重，在不同時代地層組成的準平原基礎上，接受沉積，厚度變化在400～800 m之間，北、東南、西靠陸源區，厚度減薄至200 m左右。下二疊統可三分：P1l（龍潭組）、P1q（棲霞組）、P1m（茅口組），厚度變化在300～500 m之間。自下而上展示2次沉積旋回 ，由海侵初期—海侵中期—海退期構成：第一旋回為P1q1—P1q2—P1m1；第二旋回為P1m2C—P1m2A＋B—P1m3—P1m4。碳酸鹽巖烴源巖主要發育于下二疊統，海侵初期由短暫的局限海臺地相過渡為開闊海臺地相，局部出現灘相；海侵中期出現臺內淺灘或更高能量的臺緣淺灘；海退期為延續時間較長的局限海臺地相或間有開闊海臺地相交互，主要分布在P1q1、P1m1、P1m4中。

研究表明，處于海侵初期和海退期的局限海臺地相、開闊海臺地相等有利于碳酸鹽巖烴源巖發育［10］。其間以細結構巖類：泥質泥晶灰巖、生物泥—粒泥巖—泥粒巖微相是碳酸鹽巖烴源巖的主要巖類，因其有機質賦存具原生性，是沉積基質的組成部分，也是碳酸鹽巖烴源巖判識的重要標志（圖3），即并非所有碳酸鹽巖均可被視為烴源巖。那些發育于高能環境［如灘相（P1m）、鮞粒灘（T1f）、生物礁相（P2ch）等］及白云化碳酸鹽巖的高孔滲的儲滲體，如P2ch的生物礁、P1q2、P1m2－3的灘相、T1f的鮞粒灘相、P1q2的白云巖等可以作為常規氣勘探目的層。其成藏模式屬構造、斷層、巖性等常規圈閉氣藏，亦即經烴源巖排運聚而成藏。烴源巖氣則是未經排運聚而成藏的，主要由有機質、水等的吸附、溶解氣，黏土礦物的吸附氣而富集成藏——“源藏同一”。就碳酸鹽巖烴源巖而言，因結構致密，孔隙度、滲透率極低，故也難以形成自生自儲“經排運”的氣藏，形成的氣藏（微裂縫、裂縫、洞隙游離氣，有機質、黏土礦物溶解氣、吸附氣）均在烴源巖范圍之內，屬于非常規天然氣系列。而前者多系巖性相變在縱橫向由烴源巖成烴排運于儲滲體成藏，屬常規氣系列。

由早二疊世棲霞期、茅口期碳酸鹽巖烴源巖展布情況（圖4）可見，P1q厚度大于100 m的碳酸鹽巖烴源巖沿西南—東北向展布，尤以達州、開江一帶較發育，厚度超過150 m；P1m碳酸鹽巖烴源巖發育，盆地內除川西北綿陽、梓潼、江油一帶厚度小于100 m外，在其他地區厚度均大于100 m，以西南及東部地區最為發育，厚度多在200 m以上，最厚達350 m。

2.2 碳酸鹽巖烴源巖有機質豐度較髙

四川盆地下二疊統按J.L.Wilson（1974，1975）沉積相帶劃分［10］，統計的有機質豐度值列于圖5、表4中。由其可見，碳酸鹽巖烴源巖有機質含量較高，有利于碳酸鹽巖烴源巖氣成藏。

2.3 碳酸鹽巖烴源巖有機質類型佳、成烴量高

四川盆地早二疊世在地史發展長河中，是生物發育的極盛時期，碳酸鹽巖烴源巖沉積環境優越，低等生物發育。研究表明，沉積有機質以腐泥型、偏腐泥混合型為主，如圖6所示。

2.4 有機質成熟度適中，有利于烴氣保存

研究表明，盆地內下二疊統，除川西、川北深埋區有機質成熟度達過成熟以外，川東南淺埋區以高成熟早期為主（Ro＜2%），有利于烴氣保存，即烴氣不因成熟度過高而解吸、解溶排移。

3 下二疊統碳酸鹽巖烴源巖氣評估

3.1 碳酸鹽巖烴源巖氣顯示

四川盆地下二疊統P1m1按巖性自上而下可三分：其中P1m1A、P1m1C為深色泥質泥晶等細結構碳酸鹽巖烴源巖，P1m1B為碳酸鹽巖。碳酸鹽巖烴源巖在鉆井、試采進程常有井涌、井噴發生。例如陽高寺構造的陽38井（位于構造南端），P1m1C厚23 m，在2 658.9～2 662.13 m，發生井噴，經測試產微氣。陽60井P1m1A厚27.5 m，在2 817.05 m發生井涌，集氣可燃；又如九奎山構造的陽45井（位于構造東北端）P1m1C段厚30 m，在井深2 277～2 282 m，發生井涌，噴高為6 m。陽57井（位于構造西北翼）P1m1A厚17.5 m，在井深2 376.19～2 378.64 m發生井涌，噴高達30 m。

圖4 四川盆地下二疊統碳酸鹽巖烴源巖展布平面圖

圖5 四川盆地早二疊世有利相帶碳酸鹽巖烴源巖有機質豐度展布圖

表4 四川盆地下二疊統不同相帶有機質豐度展布表

以上實例說明，在鉆井試采中獲得井涌、井噴、燃氣等信息，這些顯示均出自碳酸鹽巖烴源巖之內，應當視為烴源巖氣，由此表明碳酸鹽巖烴源巖中的確賦存有天然氣。從頁巖氣成藏機制分析，烴源巖首先排出的應該是游離氣“微裂縫、裂縫、頁巖、洞隙氣等”，隨后主要是解吸氣、解溶氣。據此而論，碳酸鹽巖烴源巖，具有頁巖氣相似的勘探前景。

3.2 碳酸鹽巖烴源巖氣評估

基于對碳酸鹽巖烴源巖氣與頁巖氣成藏機制類同的認識，在現今頁巖氣評估標準尚無定論的實際情況下，僅以碳酸鹽巖烴源巖展布、有機質豐度、有機質成熟度、埋深、圈閉等諸因素綜合分析得出以下評估結果：以川南瀘州印支期古隆起為最有利區，P1碳酸鹽巖烴源巖厚度較大，有機質豐度較髙，成熟度適中，埋藏較深，圈閉保藏佳，評為最有利區（Ⅰ級）；川西南威遠構造區為有利區（Ⅰ—Ⅱ級）；川東髙陡構造區為較有利區，P1碳酸鹽巖烴源巖厚度大，但成熟度較高及埋藏較淺，其烴氣保存條件不如瀘州印支期古隆起區，故列為Ⅱ級（表5）。

圖6 四川盆地下二疊統有機質顯微組成圖

4 結束語

四川盆地發育油系泥質烴源巖、煤系泥質烴源巖及油系碳酸鹽巖烴源巖，同樣具備頁巖氣的成藏條件，碳酸鹽巖烴源巖不僅具有與頁巖氣成藏類同的優勢，而且尚賦存碳酸鹽礦物晶格烴、包裏體烴及微裂縫、洞隙更發育等優勢，應當被視作非常規氣的勘探領域。

四川盆地下二疊統碳酸鹽巖沉積建造發育，有利于碳酸鹽巖烴源巖發育的局限海—開闊海臺地相在時空上展布廣，細結構生物泥—泥粒巖—粒泥巖、泥質泥晶灰巖、泥灰巖等是主要烴源巖（有機質賦存具原生性，是碳酸鹽巖烴源巖氣的標志）。P1m1、P1m4、P1q1碳酸鹽巖烴源巖發育，是碳酸鹽巖烴源巖氣成藏的最佳層段。在層段選擇上可以P1為對象，在地區選擇上可將瀘州印支期古隆起區有利碳酸鹽巖烴源巖氣藏列為優選靶區，在實際操作上，不妨先選擇已鉆井的P1m1、P1q1做實驗，待取得突破后，再擴大至川西南威遠構造區、川東高陡構造區。一經取得突破，獲得實效，表明筆者論證合理則前程似錦！在我國南方碳酸鹽巖烴源巖廣布地區，將展示出廣闊的油氣勘探前景，將有可能改變我國南方能源短缺的格局。

表5 四川盆地下二疊統碳酸鹽巖烴源巖氣評估表

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Prospect of source rock gas based on shale gas accumulation patterns：A case study from the Late Tertiary Formation in the Sichuan Basin

Huang Jizhong
（Chengdu Association of Senior Scientists and Technicians，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 11，pp.4－9，11／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Based on the understanding of the indigenous accumulation patterns of shale gas，i.e.generated from organic matters（in solid and liquid states）in shales and stored indigenously in the adsorbed state on organic matters and clay particles，in the dissolution state in liquids，or in a free state in microfracture，fracture and lamellation，this paper first discusses the possibility and the prospect of gas accumulation in another kind of source rock，i.e.organic rich carbonates of restricted open marine facies such as packstone，argillaceous limestone and marl，by taking the Lower Permian in the Sichuan Basin as an example.Source rocks are well developed in the Lower Permian carbonates in the study area such as the Qixia Formation（P1q）and the Maokou Formation（P1m）.They are characterized by great thickness，high TOC values，good kerogen types，moderate organic maturity and shallow burial depth，all of which are favorable for source－rock gas accumulation.In this basin，the high－steep structural zone in the east，the Indosinian Luzhou uplift zone in the south and Weiyuan structural zone in the southwest with a burial depth of about 2000 m are evaluated analogically.It is proposed to perform trial exploration first in the Indosinian Luzhou uplift zone（such as the drilled wells in P1m1and P1q1）.After a breakthrough is obtained there，gas exploration will be then extended to other structural zones like the Weiyuan and other highsteep structures in West Sichuan Basin.

shale gas，adsorption，free，organic matter，fracture（geology），carbonates，source－rock gas accumulation pattern，Sichuan Basin，Early Permian

黃籍中.從頁巖氣展望烴源巖氣——以四川盆地下二疊統為例.天然氣工業，2012，32（11）：4－9.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.002

黃籍中，教授級高級工程師；1954年畢業于重慶大學工學院地質系石油天然氣地質專業；長期從事石油天然氣地質地球化學研究工作，發表論文60余篇，參與論著1部；中國石油四川石油管理局地質勘探開發研究院退休專家。該文系作者80高齡重病晚期寫就而成，也是作者的遺作。

2010－07－19 編輯 居維清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.002

Huang Jizhong（1933－2012）was once an excellent expert working for the Exploration and Development Research Institute of the former Sichuan Petroleum Administration.He died for sickness in October 2012.We always thank him for his great help even during his final days at his hospital bed with the publishing of his last paper in our journal.