四川盆地古生界頁巖氣潛在勘探區預測

李 芳

（成都理工大學，成都 610059）

?

四川盆地古生界頁巖氣潛在勘探區預測

李 芳

（成都理工大學，成都 610059）

摘要：四川盆地古生界主要發育三套海相烴源巖，分別是下寒武統筇竹寺組泥頁巖，下志留統龍馬溪組泥頁巖和上二疊系龍潭組泥頁巖。通過收集分析前人對于四川盆地這三套烴源巖的厚度、有機質含量（TOC）、有機質類型、有機質成熟度（R o）的綜合對比研究，得出下寒武統筇竹寺組頁巖氣的有利勘探區域為樂山-威遠-資陽一線；下志留統龍馬溪組頁巖氣的有利勘探區域為纂江-自貢一帶；上二疊系龍潭組的有利勘探區域為川東南的纂江-宜賓-自貢一帶和川東北的萬縣-達州一帶。

關鍵詞：頁巖氣；古生界; 勘探區；四川盆地

頁巖氣作為十分重要的非常規能源在近幾十年內異軍突起。2006～2010年美國頁巖氣產量已從1萬億立方英尺升至4.8萬億立方英尺，占其天然氣總量的23%。據BP數據顯示因為頁巖氣的大發展，使美國在2009年已經超越俄羅斯，成為全球第一大天然氣生產國[1]。頁巖氣在未來能源領域具有的廣闊前景，加強頁巖氣的研究與開發已經成為我國石油地質工作者的重要工作。

頁巖氣概念是從美國引入我國。我國在早期也曾發現泥頁巖中可豐富的油氣資源，但多用“泥質巖類油氣藏”[2]、“裂縫型油氣藏”[3]、“泥巖裂縫型油氣藏”等術語來描述，認為這一類型油氣藏主要以游離態聚集在泥頁巖發育的微裂縫中，與近年來國內外所說的頁巖氣在概念上有很大的差別。目前，通用的頁巖概念主要有以下的幾點來厘定：①儲存介質主要為富含有機質的黑色或者灰黑色頁巖或者頁巖與薄層粉砂巖互層；②孔隙度、滲透率極低，具有致密物性，氣流阻力大，因此不同于裂縫型油氣藏，有低產、穩產、回收率低、生產周期長的特點[4]；③頁巖既是烴源巖，又是儲集層，也是封蓋層，三位一體；④頁巖有機碳含量一般在1.5%～20%，Ro>0.4%[5]；⑤天然氣以游離態和吸附態同時存在，約各占50%，其余極小部分以溶解態存在[6]，游離態氣體主要存在于頁巖微裂縫中，吸附態氣體主要吸附在干酪根及粘土礦物顆粒表面[7]；⑥成因以生物化學作用氣與熱裂解作用氣為主或者二者混合；⑦在成藏后運移距離短[8]。

近年來，通過國內有關專家學者的研究表明我國也具有極其豐富的頁巖氣資源，其中四川盆地的頁巖氣儲量非?？捎^，四川南部地區下古生界海相頁巖氣資源豐富,初步估算寒武系筇竹寺組和志留系龍馬溪組頁巖氣資源量在4×1012m3以上。另據徐波、李敬含等人（2011）采用特爾菲綜合法對四川盆地頁巖氣資源量經過計算得到其約為7.7 ×1012m3，成因法計算約為21.4× 1012m3，極具開發價值。

圖1　四川盆地大地構造位置（據四川石油志修改）

1　區域地質背景

四川盆地四面環山，分別由西北部的龍門山，東北部的米倉山、大巴山，南部的大涼山、婁山所界定，面積約26×104km2。盆地似一菱形，因此也有學者將其稱為信封盆地。

四川盆地位于太平洋構造體系域與特提斯構造體系域交匯處的揚子地塊西緣，整體上是由克拉通盆地和邊緣前陸盆地演化階段構成（王華等，1999）。四川盆地具有明顯多旋回特點，經歷了前震旦紀基底形成、震旦至中三疊紀克拉通盆地階段、上三疊前陸盆地階段、侏羅紀-中新世坳陷盆地階段及第四紀盆地定型階段的構造演化[16]。盆地克拉通階段，也是海相碳酸鹽巖臺地發展的階段，形成了分布廣泛、厚度巨大的碳酸鹽巖，厚4 000～7 000m，中間夾有部分陸源碎屑沉積物。震旦世晚期受桐灣運動影響四川盆地開始拉張，至早寒武世海水從東南方向大規模入侵，使盆地處于廣海陸棚沉積，形成黑色頁巖、碳酸鹽及硅質巖。四川盆地中重要的烴源巖下寒武統筇竹寺組頁巖就是在這次海侵過程中形成。

晚三疊世聯合大陸開始裂解，揚子板塊內克拉通盆地也隨之變形和分解，四川盆地西緣由于受青藏地區影響微板塊及板塊相繼拼合,形成擠壓構造特征,發育成復合前陸盆地（鄭榮才等，2008）。此時盆地大部分地區上升為陸地，海盆轉變為湖盆。沉積物的縱向相序以淺海碳酸鹽巖和泥質巖（馬鞍塘組）開始，經海陸過渡相（小塘子組）至粗碎屑巖的陸相（須家河組）[17]。晚白堊世盆地開始萎縮，喜山運動使前陸盆地周緣造山帶進一步隆升，龍門山鏈中基底雜巖體大規模推覆上隆，構造格局基本形成，四川盆地最終定型。

圖2　四川盆地下寒武統烴源巖厚度、成熟度（Ro）、有機碳質量分數（TOC）等值線圖（據程克明，2007；洪峰，2001修改）

2　四川盆地古生界主要烴源巖層頁巖氣勘探潛力分述

2.1下寒武統筇竹寺組

四川盆地下寒武統發育有筇竹寺組、滄浪鋪組和龍王廟組3套含頁巖地層，其中筇竹寺組為重要的烴源巖，除在雅安-天全-大邑一帶缺失外，在整個盆地分布廣泛，但埋深一般在4～5km，川東地區可達5km以上[9]。層厚在川南、川北、川東北地區較大，厚40～140m，在川西成都至廣元一線厚小于20m[19]，在纂江、宜賓、自貢一帶最厚，可達360～400m，厚度變化在區域顯示從川東向川西南不斷增加趨勢。其上覆地層為下寒武統滄浪鋪組石英砂巖、砂質頁巖，下伏地層為震旦系燈影組白云巖。四川盆地筇竹寺組大的沉積環境為廣海陸棚，巖性具有明顯的三分性，底部為一套含磷硅質條帶白云巖、磷塊巖、砂質白云巖及碳質頁巖。中下部為黑色頁巖及碳質頁巖并見球狀泥灰巖結核。中部為深灰-灰黑色砂質或粉砂質頁巖為主,偶夾鈣質砂巖、細砂巖及白云巖。上部為灰-灰黑色砂巖、云質粉砂質并夾綠-紫紅色粉砂巖、細砂巖、紫紅色白云巖[20]。筇竹寺組頁巖的有機碳含量在區域上基本穩定大致在0.36%～5.2%之間，主要以大于2%為主，具有明顯的高有機質特征，有機質類型以Ⅰ型干酪根為主，其次為Ⅱ1型[7]；Ro值在2%～6%，在區域上表現出從樂山-威遠-資陽一帶向外成熟度（Ro）逐漸升高，盆地內大多數地區有機質成熟度過高，不利于頁巖氣的成藏。

眾多學者和專家對于四川盆地內下寒武統筇竹寺組頁巖厚度、TOC、Ro數據的統計和研究表明這一層位頁巖氣有潛力開發的區域應當為樂山-威遠-資陽一帶。首先，這一區域具有頁巖厚度大的優勢，平均厚度在300m左右；其次，這一區域有機碳質量分數（TOC）較高，平均約為1%～2.5%，滿足TOC>0.5%即為有潛力的頁巖氣源巖；最后，在這一區域上成熟度（Ro）相對于其他區域較低，平均為1%～3%，未達到世界公認的3%的頁巖氣死亡線。而其他區域如纂江-宜賓-自貢一帶雖然頁巖厚度大，部分地區可達到400m以上，有機質質量分數（TOC）也較高，在0.5%～1.5%之間，但是其成熟度（Ro）過高，達到4%～6%，進入了過成熟期，不利于頁巖氣的生成。基于以上理由，我們今后在對四川盆地下寒武統筇竹寺組的頁巖氣進行勘探時，重點的區域應當放在樂山-威遠-資陽一線。

2.2上奧陶系五峰組

上奧陶系五峰組主要為一套局限盆地相的沉積物，該組在四川分布廣泛，層位穩定，一般多見硅質頁巖，富產筆石。其厚度不大，在南川、華鎣一帶厚1～13m， 酉陽、秀山一帶厚2～14m，城口、巫溪一帶厚8m，石柱一帶厚0.2～2.2m；有機質含量較高，一般在2%～3%之間，在川南可達5%；有機質成熟度適中，約為1.5%～2.0%，屬于高成熟期，但未達到過成熟期。

圖3　四川盆地上奧陶統五峰組烴源巖厚度、成熟度（Ro）、有機碳質量分數（TOC）等值線圖（據周燕，付海龍等修改，2005）

通過以上數據分析，我們認為雖然五峰組黑色碳質頁巖厚度較薄，平均只有10m左右，但是其上覆地層下志留系龍馬溪組也為一套黑色含炭質泥頁巖且其厚度巨大，一般可達數百名米以上，可以將他們看做是一套有效的頁巖氣儲層，而且五峰組有機質含量較高，有機質類型較好，以Ⅰ型有機質為主，其次為Ⅱ1型，具有十分巨大的生烴潛力。

因此我們通過有關鉆井資料研究得出，纂江-宜賓-自貢一帶將是上奧陶系五峰組頁巖氣的有利的勘探開發區域。

2.3下志留統龍馬溪組

下志留統龍馬溪組主要為一套深水陸棚相沉積，主要巖性為灰黑色炭質頁巖、黑色硅質頁巖夾條帶狀粉砂巖，該組在華鎣山一帶砂泥質增多，在二郎山、雷波本組以黑色炭質頁巖為主，夾深灰色泥灰巖，多產筆石化石[21]。龍馬溪組在盆地內樂山-龍女寺古隆起處被剝蝕殆盡，在古隆起區以外廣泛發育，分布穩定[10]，且厚度巨大，在古隆起南部纂江-宜賓-自貢一帶龍馬溪組厚度可達350～500m以上，形成了四川盆地內繼下寒武統筇竹寺組頁巖之后又一重要的烴源巖。龍馬溪組在盆地內有兩個沉積中心，一個即為川西南的宜賓-自貢之間，沉積了厚度達500m以上的黑色富有機質的頁巖，另外一個位于川東萬縣-石柱之間，沉積了厚達500m以上的含筆石黑色頁巖，從這兩個沉積中心向四周龍馬溪組厚度逐漸減小。

圖4　四川盆地下志留統龍馬溪組烴源巖厚度、成熟度（Ro）、有機碳質量分數（TOC）等值線圖（據洪峰，2001修改）

龍馬溪組頁巖的有機碳含量較的高，一般在0.2%～6.7%之間（劉樹根等，2011），有機質類型以Ⅱ型干酪根為主。其在區域上分布較規律，具有在川西南地區有機碳含量（TOC）高，纂江-宜賓一帶可達2.8%以上，而向川東有逐漸減小的趨勢。龍馬溪組頁巖有機質的成熟度（Ro）較高，大部分區域有機質成熟度（Ro）大于3%，屬于過成熟期，不利于頁巖氣的生成。在盆地內其變化規律較為明顯，自樂山-龍女寺古隆起向南有機質的成熟度不斷升高，至重慶-涪陵-石柱一帶Ro可達5%以上。

通過以上分析，我們大致可以確定四川盆地下志留統龍馬溪組頁巖氣有勘探潛力的地區主要位于纂江-自貢一帶，因為這一地區具有頁巖厚度巨大（可達500m以上），有機碳含量高（2.0%

2.4上二疊統龍潭組

上二疊統龍潭組為一套海陸交互相的含煤地層，巖性在都江堰-蘆山一帶下部為紫灰色鐵鋁質粘土巖夾透鏡狀、似層狀鋁土礦，局部夾薄的煤層，上部灰色粘土質頁巖；威遠地區為灰綠色凝灰質砂巖和黑色頁巖互層；重慶-敘永一帶以深灰色砂質粘土巖為主。龍潭組在盆地內分布廣泛，厚度較大，最大厚度可達120m以上，該地層在盆地邊緣較薄只有20m左右。從區域上看，上二疊統龍潭組有三個沉積中心，分別為資陽、自貢和萬縣，這三個區域中的龍潭組地層厚度較大，向四周厚度逐漸減小。

龍潭組的有機質含量（TOC）較高，峰值可達到6%，而具有頁巖氣生成潛力的頁巖的有機質含量只需大于0.5%，這大大超出了其最低限度，十分有利于龍潭組頁巖氣的生成。其中川中和川東北地區龍潭組有機質含量最高，約為3%～6%，其余地區較低。干酪根主要為Ⅲ型[22]。

對于整個盆地內龍潭組有機質成熟度的研究資料較少，主要研究區域集中在川東北和川東南。就整個盆地而言，龍潭組頁巖中有機質成熟度約為1.5%～3.5%，屬于高成熟期-過成熟期，但在川東南地區相對較低，只有2%左右（劉樹根等，2011），在川東北達州-宣漢一帶Ro值約為1.9%～2.79%，沒有達到3%的生氣死亡線。

綜合前人的資料，我們認為四川盆地上二疊統龍潭組頁巖氣潛力巨大，有勘探開發潛力的區域主要為川東南的纂江-宜賓-自貢一帶和川東北的萬縣-達州一帶。

圖5　四川盆地上二疊系龍潭組烴源巖厚度、成熟度（Ro）、有機碳質量分數（TOC）等值線圖（據陳宗清，2011修改）

3　結論

通過對國內外不同學者對于頁巖氣的研究和認識，收集和整理了前人有關四川盆地頁巖氣的研究資料，主要得出以下結論：

1）頁巖氣是賦存于泥頁巖微孔隙和微裂縫中的一種非常規天然氣，其以游離態和吸附態同時存在，各個部分約占50%，其余極小部分以溶解態存在，它具有自生、自儲的特點。

2）國內外較為公認的頁巖氣評價標準認為：具有頁巖氣勘探開發潛力的頁巖應具有平面展布大于30m2，連續厚度大于10m；有機質含量（TOC）最低要大于0.5%，有機質成熟度（Ro）小于3%。

3）四川盆地古生界是重要的頁巖氣勘探開發層位，其中下寒武統筇竹寺組頁巖氣的有利勘探區域為樂山-威遠-資陽一線；下志留統龍馬溪組頁巖氣的有利勘探區域為纂江-自貢一帶；上二疊系龍潭組的有利勘探區域為川東南的纂江-宜賓-自貢一帶和川東北的萬縣-達州一帶。

參考文獻:

[1]BWCHINESE中文網，全球能源變局下的中國戰略突圍[Z].2012.

[2]李勇，鐘建華,等.濟陽坳陷泥質巖油氣藏類型及分布特征[J].地質科學，2006,41（4）：586～600.

[3]黃龍威.東濮凹陷文留中央地壘帶泥巖裂縫性油氣藏研究[J].石油天然氣學報，2005，27（3）：289～292.

[4]百度百科.頁巖氣[EB/OL].http://baike.baidu.com/view/2236850.htm.

[5]蒲泊伶.四川盆地頁巖氣成藏條件分析[D].山東：中國石油大學，2008，14～16.

[6]張金川，汪宗余,等.頁巖氣及其勘探研究意義[J].現代地質，2008，22（4），640～646

[7]劉樹根，曾祥亮,等.四川盆地頁巖氣藏和連續型-非連續型氣藏基本特征[J].成都理工大學學報（自然科學版），2009，36（6），578～590.

[8]張金川，聶海寬,等.四川盆地頁巖氣成藏地質條件[J].天然氣工業,2008，28(2)，151～156.

[9]張靜平，唐書恒,等.四川盆地下古生界筇竹寺組與龍馬溪組頁巖氣勘探優選區預測[J].地質通報，2001,30（2-3），357～363.

[10]王世謙，陳更生,等.四川盆地下古生界頁巖氣藏形成條件與勘探前景[J].天然氣工業，2009，29(5)，51～58.

[12]王社教，王蘭生,等.上揚子區志留系頁巖氣成藏條件[J].天然氣工業2009，29(5)，45～50.

[11]Montgomery S L,Jarvie DM,Bowker K A,et al.Mississippian Barnett Shale,Foet Worth basin,north-central Texas:Gas shale play with multi-trillion cubic foot potential[J].AAPG Bulletin,2005,89(2):155-175

[13]Bowker K A.Barnett shale gas production ,Fort Worth basin :Issues and discussion[J].AAPG Bulletin ,2007 ，91 (4)，523-533.

[14]Schmoker J W.Resource-assessment perspectives for uncon2ventional gas systems[J ].AAPG Bulletin，2002，86 (11) ，1993-1999.

[15]CURTIS J B.Fractured shale-gas systems[J].AAPG Bulletin,2002， 86(11) ，1921-1938.

[16]李啟貴，李克勝,等.四川盆地不整合發育特征及其油氣地質意義[J].天然氣技術，2010,4（6），21～25.

[17]郭正吾，鄧康齡,等.四川盆地形成于演化[M].地質出版社，1996.

[18]汪澤成，趙文智,等.四川盆地構造層序與天然氣勘探[M].地質出版社，2002.

[19]聶海寬，張金川,等.四川盆地及其周緣下寒武統頁巖氣聚集條件[J].石油學報，2011，32[6],960～967.

[20]程克明，王世謙,等.上揚子區下寒武統筇竹寺組頁巖氣成藏條件[J].天然氣工業，2009，29（5）,40～44.

[21]四川省地質礦產局.四川省區域地質志[M].北京: 地質出版社.

[22]黃大瑞，蔡忠賢,等.川東北龍潭(吳家坪)組沉積相與烴源巖發育[J].海洋石油，2007,27（3），57～63.

Potential Exploration Areas of Paleozoic Shale Gas in Sichuan Basin

LI Fang
(Chengdu University of Technology,Chengdu 610059)

Abstract:Three Paleozoic marine source rocks such as shales of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation and the Lower Silurian Longmaxi Formation and argillutite of the Upper Permian Longtan Formation were developed in the Sichuan Basin.Comprehensive study of the 3 source rocks gives such potential shale gas exploration areas as Leshan-Weiyuan-Ziyang belt for the Qiongzhusi Formation,Qijiang-Zigong belt for the Longmaxi Formation and Qijiang-Yibin-Zigong belt and Wanxian-Dazhou belt for the Longtan Formation.

Key words:Paleozoic; shale gas; potential exploration area; Sichuan basin

作者簡介：李芳（1986-），女，寧夏固原人，研究生在讀，主要研究方向為礦床學

收稿日期：2015-3-16

DOI：10.3969/j.issn.1006-0995.2016.01.016

中圖分類號：P618.130

文獻標識碼：A

文章編號：1006-0995（2016）01-0071-05