四川盆地二疊系海陸過渡相頁巖氣地質條件及勘探潛力

郭旭升 胡東風 劉若冰 魏祥峰 魏富彬

中國石化勘探分公司

0 引言

根據頁巖發育的沉積環境，我國富有機質泥頁巖可劃分為海相、海陸過渡相和陸相泥頁巖3種類型[1-2]。其中，海陸過渡相泥頁巖主要分布于鄂爾多斯盆地、沁水盆地及南華北盆地的上石炭統本溪組—下二疊統太原組、山西組和南方揚子地區上二疊統龍潭組內。海陸過渡相頁巖氣的勘探與研究程度相比于海相頁巖氣的勘探與研究程度整體較低，還處于起步階段。目前，鄂爾多斯盆地海陸過渡相頁巖氣勘探取得了較好的成果，由地質礦產部門、陜西延長石油（集團）有限責任公司、中聯煤層氣有限責任公司等先后實施的鄂頁1井、云頁平1井和SM0-5井分別獲得1.95×104m3/d、2.00×104m3/d及 0.67×104m3/d的頁巖氣流；沁水盆地鉆探的SX-306、SY-Y-01、WY-001等3口頁巖氣參數井，見到良好的頁巖氣顯示。其中SX-306井現場樣品解析含氣量介于0.79～4.03 m3/t；南華北盆地中牟區塊部署的牟頁1井獲得1 256 m3/d穩定頁巖氣流；湘中地區中國石化華東分公司部署實施的湘頁1井鉆遇上二疊統大隆組—龍潭組泥頁巖，見頁巖氣顯示，10個樣品解析含氣量介于0.16～1.41 m3/t。但是，四川盆地內未實施專層針對龍潭組頁巖氣的勘探井。鑒于此，中國石化勘探分公司在川東南地區東溪實施東頁深1井的鉆探過程中，針對龍潭組開展了系統取心、采樣工作，旨在揭示四川盆地內龍潭組頁巖氣地質條件及勘探潛力。筆者通過對東頁深1井龍潭組取心段地球化學特征、巖礦特征、物性及含氣性等的綜合分析，研究龍潭組頁巖氣形成地質條件，同時開展其他與龍潭組具有相似沉積背景且已經取得商業開發頁巖層系間的對比，進一步明確龍潭組頁巖氣的勘探潛力，以期四川盆地內海陸過渡相頁巖氣早日實現勘探突破。

1 區域沉積背景

晚二疊世，四川盆地受東吳運動影響，呈現出南西高、北東低的地理格局，隨之海水也呈現出向北東方向退卻[3-4]。由于古地理格局及沉積環境的差異變化，同期異相特征明顯，整個四川盆地的沉積相帶從南西到北東依次由玄武巖噴發區—河湖相—濱岸/沼澤相—潮坪/潟湖相—臺地相—斜坡/陸棚相—陸棚相，呈弧形帶狀展布（圖1）。其中，川西南地區西昌—美姑—甘洛一帶為玄武巖噴發區，雅安—樂山—馬邊—雷波一帶為上二疊統宣威組下部近物源的河流相沉積區；川中—川東南地區為龍潭組海陸交互相含煤碎屑巖沉積區，依據砂和泥巖的比例差異可進一步劃分為濱岸—沼澤相和潮坪—潟湖相兩個沉積區；川東—川北地區主要為上二疊統吳家坪組海相碳酸巖鹽混積臺地沉積區（圖1）。

從龍潭組有機碳含量與沉積相關系來看，濱岸—沼澤相、潮坪相（泥炭沼澤相）和斜坡—陸棚相這3種沉積環境最有利于富有機質泥頁巖的發育[3-5]。總體來看，四川盆地吳家坪階發育川東北地區吳家坪組泥頁巖和川中—川東南地區龍潭組泥頁巖兩個發育區，厚度介于60～100 m（圖2）。吳家坪組泥頁巖主要發育在川東地區宣漢—廣元一帶的斜坡—陸棚沉積區，埋深主要介于5 000～6 000 m；龍潭組泥頁巖主要發育在川中—川東南地區，川中地區埋深主要介于3 000～4 500 m；川東南地區埋深主要介于1 000～3 500 m。根據現階段頁巖氣壓裂工程施工技術水平，認為川東南地區龍潭組泥頁巖厚度、埋深適中，是四川盆地龍潭組頁巖氣勘探最有利的地區。

2 頁巖氣地質特征

2.1 巖性組合及泥頁巖分布

龍潭組是一套海陸過渡沉積環境下的產物，巖性組合復雜，泥巖類、煤巖類、石灰巖類及砂巖類均有發育（圖3）。總的來看，川東南地區龍潭組橫向展布基本穩定，地層厚度介于70～80 m。但是不同巖性厚度在橫向上展布差異較大。其中，龍潭組富有機質泥巖類厚度普遍大于40 m，主要分布于潮坪相帶（泥炭沼澤相帶），往西北方向具增厚趨勢（圖4-a）；煤巖類厚度介于10～20 m，在靠近綦江—赤水一帶的盆緣區厚度相對較大（圖4-b）；石灰巖類往北東向臺地沉積相帶具有增厚趨勢，厚度介于0～100 m（圖4-c）；砂巖類主要發育在川東南地區綦江西北部及赤水以西的河流相中，厚度介于0～30 m（圖 4-d）。

2.2 地球化學特征

圖1 四川盆地及周緣龍潭組沉積相平面展布圖

圖2 四川盆地龍潭組/吳家坪組富有機質頁巖厚度等值線圖

圖3 川東南地區綦江—赤水龍潭組地層對比圖

圖4 川東南地區龍潭組不同巖性厚度等值線圖

圖5 東頁深1井龍潭組頁巖氣綜合剖面圖

龍潭組黑色富有機質泥頁巖總體顯示出較高有機碳含量（TOC）和適中的熱演化程度特征。東頁深1井龍潭組取心段的分析化驗資料揭示，龍潭組泥頁巖TOC主要介于0.57%～18.37%，平均值為3.23%，TOC＞1%的占比總樣數的83.3%（圖5）。鏡質體反射率（Ro）測試分析結果顯示，樣品有機質成熟度較高，Ro介于1.96%～2.40%，平均值為2.22%，處于主生氣窗范圍，有利于干氣大量生成。有機顯微組分及碳同位素分析表明，龍潭組泥頁巖有機質類型以腐殖型為主，其顯微組分以殼質組和鏡質組為主，含少量固體瀝青，類型指數為－6.0～－92.5；干酪根碳同位素δ13C值介于－22.6‰～－24.1‰。

2.3 儲集空間及物性特征

通過氬離子拋光掃描電鏡觀察發現，龍潭組儲集空間以無機孔隙為主，有機質孔隙發育程度較低（圖6）。其中，無機孔隙類型主要是黏土礦物孔和微裂隙（圖6-a、6-b、6-c）。另外，在部分高等植物殘片、有機質中可見有生物結構孔或少量微孔隙（圖6-d、6-e、6-f）。

研究區儲層物性樣品分析結果表明，川東南地區龍潭組泥頁巖儲層物性總體表現出較高孔隙度和較低滲透率特征。其中，泥頁巖類孔隙度在1.13%～9.00%，平均值為5.53%；滲透率一般小于0.10 mD，平均值為0.015 mD（圖5）。

2.4 儲層礦物組成與脆性特征

東頁深1井龍潭組取心段99個樣品的X射線衍射分析（全巖樣）結果表明，龍潭組具有較高黏土礦物含量和石英含量較低的特征。其中，石英含量介于0.3%～71.9%，平均值為22.1%，黏土礦物含量介于6.2%～90.6%，平均值為48.3%；碳酸鹽巖礦物含量介于0.2%～82.0%，平均值為13.9%（圖5）。

脆性指數是頁巖氣儲層評價中一個重要的參數，北美地區頁巖一般采用的脆性指數計算公式為：脆性指數1 =石英/（石英＋方解石＋黏土礦物）×100%[6]。鑒于龍潭組頁巖礦物組成復雜，筆者采用計算公式為：脆性指數2 =（石英＋長石＋碳酸鹽巖）/（石英＋長石＋方解石＋白云石＋黏土礦物）×100%。通過計算得出，龍潭組硅質脆性指數為22.1%，脆性礦物指數為51.7%，表現出龍潭組頁巖儲層具有較高的脆性特征。

2.5 含氣性特征

東頁深1井龍潭組現場泥頁巖樣品含氣量測試17個，測試解吸氣量介于0.24～2.77 m3/t，平均值為0.77 m3/t，總含氣量介于0.56～8.78 m3/t，平均值為2.02 m3/t，顯示龍潭組具有較好的含氣性特征（圖5）。在川東南地區部署的宋7井、桐6井鉆遇龍潭組時均發生了后效顯示和井涌，表明龍潭組泥頁巖具有良好的含氣性。

圖6 東頁深1井龍潭組氬離子拋光掃描電鏡照片

2.6 頂底板條件

良好的頂底板條件是頁巖氣在儲層內得以封存的重要保障，而影響其好壞的關鍵因素之一主要取決于上覆及下伏地層的巖性及接觸關系[6-7]。龍潭組泥頁巖上覆頂板地層為長興組致密石灰巖、泥質灰巖，厚度大于50 m，且橫向展布穩定；龍潭組泥頁巖下伏底板為該組底部一套厚1～2 m的致密鋁土質泥巖和該組下伏茅口組致密泥晶灰巖、生物屑泥晶灰巖，厚度大于50 m，橫向展布穩定。總體表現出龍潭組泥頁巖頂底板條件良好。

3 海陸過渡相頁巖氣層特征對比

通過對川東南地區龍潭組與南華北盆地太原組—山西組、沁水盆地太原組—山西組、鄂爾多斯盆地山西組及美國San Juan盆地Lewis頁巖TOC、孔隙度、含氣性及礦物含量等關鍵參數對比[8-16]，分析認為，川東南地區龍潭組泥頁巖在TOC、熱演化程度、含氣量、孔隙度等關鍵參數上優于太原組、山西組及Lewis泥頁巖；有機質類型、黏土礦物含量類似，均以腐殖型干酪根為主，呈現高黏土礦物含量的特征（表1）。太原組、山西組及Lewis泥頁巖已獲得工業氣流，且Lewis頁巖已成為北美地區5大頁巖氣產層之一，表明川東南地區龍潭組具有良好的頁巖氣勘探潛力，是下一步值得勘探的層系之一。

4 討論

4.1 有機質類型是影響龍潭組泥頁巖中有機質孔隙發育程度的主要原因

川東南地區龍潭組有機質類型為腐殖型，該類型干酪根熱解生烴過程中有機質生油量介于50～100 mg/g，產烴率介于5%～10%。相比于腐泥型干酪根有機質生油量360～400 mg/g、產烴率36%～40%和混合型干酪根有機質生油量200 mg/g、產烴率20%[17-18]，川東南地區龍潭組的生油能力弱。前期研究認為，有機質孔主要是來源于滯留在頁巖層中的原油熱裂解生氣形成，頁巖中滯留的原油越多，在后期熱裂解過程中有機質孔隙就越發育[19]。由于川東南地區龍潭組中生油量少，在后期熱裂解成氣的過程中，有機質孔的發育程度相應減小。

4.2 龍潭組頁巖氣勘探選層應避開煤層富集段

川東南地區龍潭組含有一定的煤巖夾層，且煤層在橫向上展布不穩定，對于其分布規律還需深入研究。另外，煤層彈性模量小、抗壓強度低，存在裂隙和巨大的比表面，對機械和物理化學的外力作用敏感，極易在水平井鉆探過程中造成垮塌，堵塞井眼[20]。在實際的勘探過程中選層應避開富煤層段或含煤層多的層段，此外，還需提高鉆井工程、壓裂等工藝水平。

表1 國內外海陸過渡相頁巖氣參數對比表[8-16]

5 下一步的勘探方向

基于對川東南地區龍潭組富有機質泥頁巖發育特征、埋深的認識，認為綦江—赤水一帶龍潭組巖性較純，富有機質泥頁巖厚度發育較穩定，厚度介于40～80 m，石灰巖類和砂巖類等夾層厚度薄或者不發育；龍潭組底界埋深適中，主要介于1 000～3 500 m；另外，綦江一帶進行油氣鉆探過程中，當鉆遇龍潭組時氣測顯示活躍，全烴最大值可達80%，顯示出良好的油氣保存條件。綜上來看，綦江—赤水一帶是龍潭組有望取得勘探突破的最優地區。

以1類地震資料品質、富有機質泥頁巖厚度大于40 m、頁巖埋深介于1 500～3 500 m及良好保存條件為依據，初步優選出川東南地區綦江—赤水一帶為川東南地區海陸過渡相龍潭組泥頁巖最有利區，該有利區埋深介于1 500～3 500 m、面積為514 km2，頁巖氣地質資源量為1 259.3×108m3。

6 結論

1）川東南地區龍潭組海陸過渡相泥頁巖發育且厚度較大，泥頁巖品質具有“高黏土礦物、高孔隙度、高TOC、高含氣量”四高特征，泥頁巖頂底板條件良好，具備良好頁巖氣形成的地質條件。

2）相比國內外其他海陸過渡相泥頁巖，川東南地區龍潭組泥頁巖TOC、熱演化程度、含氣量、孔隙度優于太原組、山西組及Lewis泥頁巖，有機質類型、黏土礦物含量與之類似，即以腐殖型干酪根為主，礦物含量呈現高黏土礦物特征。

3）川東南地區綦江—赤水一帶龍潭組富有機質泥頁巖發育且夾層少，埋深適中，保存條件良好，是下一步實施頁巖氣勘探的最優有利區，該有利區埋深介于1 500～3 500 m、面積為514 km2、頁巖氣地質資源量為1 259.3×108m3。