四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣地質特征及勘探開發新認識

楊躍明 黃 東

1. 中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

0 引言

四川盆地侏羅系油氣平面上主要分布在該盆地的中部地區（川中地區），縱向上主要分布在侏羅系自流井組大安寨段、涼高山組以及沙溪廟組地層中，其中尤以大安寨段最為重要。川中地區侏羅系油氣鉆探工作始于1956年，首鉆井為蓬基井，勘探開發經歷了“早期勘探起步（1956—1970年）”“滾動勘探開發（1971—1988年）”“30萬噸原油上產（1989—1999年）”“原油調整穩產（2000—2010年）”“科技攻關試驗（2011—2016年）”等5個階段，迄今已發現了5個油田、18個含油氣區塊，累計發現三級石油儲量1.6×108t，累計生產原油超過530×104t。從總體上來看，由于地質條件復雜，川中地區的原油年產量長期徘徊在5×104～10×104t，未能建成更大規模的原油產能。在近半個多世紀的勘探開發實踐和認識過程中，川中地區的石油生產在艱難中創業、在曲折中前進，由于侏羅系含油氣體系具有非常規的特點，對其油氣賦存及聚集特征還需要深化認識，破解目前存在的矛盾： ①油氣資源量大與儲量規模小不匹配，歷次全國油氣資源評價結果揭示，四川盆地侏羅系石油資源量介于10×108～16×108t，但經過60多年的勘探，迄今僅累計發現石油探明儲量0.81×108t，控制＋預測石油儲量0.8×108t，具有石油資源量大、儲量小、資源轉化率低的特點；②致密儲層物性差與油氣的相對高產能不匹配，眾所周知，四川盆地侏羅系大安寨段儲層致密化程度屬于國際罕見，平均孔隙度僅為1.06%，但就是在儲層致密化程度如此高的情況下，卻依然能涌現出逾130口單井累計產量超過1×104t的油井，合計生產原油總量超過350×104t[1-4]。介殼灰巖超致密薄儲層竟然可以產出上萬噸的原油，以簡單的裂縫難以解釋，因此需要對勘探對象重新進行系統的認識。近年來，中石油、中石化、殼牌等國內外能源公司相繼對四川盆地侏羅系大安寨段湖相頁巖開展了探索性的油氣勘探工作[5-11]，勘探中發現了一些新苗頭。為此，本次研究按照頁巖油氣的研究方法，系統開展了湖相頁巖油氣地質特征研究，從勘探開發對象、儲層類型等方面開展研究工作，以期為湖相頁巖油氣的資源發現以及儲量有效動用等提供理論和技術支撐，進而有效地指導四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣勘探開發工作。

1 地質背景

四川盆地是一個大型含油氣疊合盆地，縱向上發育多套含油氣層，侏羅系是盆地內已發現的油氣層中埋藏最淺的地層層位。侏羅系主要為一套以碎屑巖為主夾介殼灰巖的三角洲—內陸湖泊相淡水沉積體系，地層總殘余厚度一般介于2 000～ 3 000 m，地層埋深具有南淺北深、東淺西深的特征（圖1）。縱向上侏羅系自下而上發育自流井組珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段以及涼高山組上段（以下簡稱涼上段）共計4套烴源巖：①珍珠沖段沉積時期為湖泛初期，湖盆面積較小，水體深度較淺，為砂、泥互層沉積，烴源巖以黑色泥巖和碳質泥巖為主；②東岳廟段沉積時期湖盆面積擴張，沉積物以黑色泥巖為主，夾少量砂巖和介殼灰巖，但地層厚度不大；③大安寨段沉積時期，湖盆進入大規模的湖泛期，該時期是侏羅系最為重要的烴源巖發育時段，沉積物主要為黑色泥巖，有機質含量高、生油潛力大；④涼上段沉積期也是侏羅系較大規模的湖泛期，以厚層泥巖夾砂巖沉積為主，黑色泥巖有機質含量高、生油潛力大（圖2）。綜上所述，大安寨段和涼上段是四川盆地侏羅系兩套主力湖相烴源巖，其中后者分布范圍最廣、厚度最大，但其湖盆中心位于川東東北部，而前者的湖盆中心則位于川中地區，因而大安寨段成為川中地區侏羅系致密油最重要的烴源巖；東岳廟段和珍珠沖段是兩套次要的烴源巖，前者分布較廣但厚度較小，后者厚度較大但分布局限。

2 頁巖的油氣地質特征

目前國內對于頁巖油氣與致密油氣的認識尚未達成共識，不同的學者對其的認識還存在著一定的差異。一般認為頁巖油氣是指已生成仍滯留于富有機質泥頁巖地層中微—納米級儲集空間中的油氣，富有機質泥頁巖既是生油巖，又是儲集巖，它具有源儲一體、源儲緊鄰的特點，烴類滯留聚集，頁巖層系含油氣性好，發育微—納米級孔隙與裂縫系統，頁巖層系脆性礦物含量高易于壓裂改造，地層壓力系數高易于流動和開采，大面積分布，油氣資源規模大。按照中石油的劃分方案，可以將頁巖油氣進一步劃分為純頁巖型、薄夾層型、混積巖型。對于此類非常規油氣資源，既要注重對烴源巖的評價，也要重視對儲層含油氣性的評價，源與儲的綜合評價是關鍵。基于四川盆地侏羅系的有關研究資料，結合油氣資源的分布特點，筆者以川中大安寨段湖相頁巖油氣為研究對象，詳細解剖其地質特征。

圖1 四川盆地侏羅系地層分布圖

2.1 沉積背景及巖性組合特征

大安寨段地層沉積時期是四川盆地侏羅系自流井組幾次湖侵中規模最大、湖盆面積最廣的一次，具有十分重要的代表性。大安寨段沉積時期為淡水湖泊沉積，依據巖性組合、電性、沉積旋回等特征，自上而下將其劃分為大一、大一三、大三等亞段，湖盆發展經歷了湖侵期、最大湖泛期、湖退萎縮期等3個階段[12-15]。其中大一亞段、大三亞段主要發育濱—淺湖高能介殼灘體；大一三亞段主要發育淺湖—半深湖泥頁巖，平面上可劃分為濱湖、淺湖和半深湖3個環帶狀亞相區。大一三亞段是頁巖發育的主要層系，從不同沉積相帶巖性組合關系解剖結果看，頁巖層系在大一三亞段均有不同程度的發育，其中以半深湖沉積相頁巖最為發育，巖性相對單一，主要為黑色頁巖，局部夾薄層介殼灰巖條帶，頁巖厚度普遍超過60 m，頁地比大于0.6；其次為淺湖沉積相帶，巖性主要為頁巖與介殼灰巖條帶的不等厚互層，頁巖厚度超過40 m，頁地比大于0.8；濱湖沉積相帶底部主要為紫紅色濱湖泥，中部為濱湖介殼灰巖，上部發育淺湖黑色頁巖與介殼灰巖組合體，頁巖厚度一般介于10～20 m，頁地比大于0.4（圖3）。總體上看，頁巖是主要巖性，由于受沉積微相的控制，大一三亞段湖相頁巖主要分布在半深湖、淺湖地區，平面上湖盆中心主要分布在射洪—蓬溪—南充—蓬安—儀隴—南部—鹽亭一帶，具有明顯的環帶狀分布特征。

2.2 頁巖的儲集特征

2.2.1 頁巖的巖性特征

一般認為頁巖為“細粒碎屑沉積”，其礦物組成主要為黏土、石英和有機質等，雖然為細粒碎屑沉積巖，但它在礦物組成、頁巖結構及構造上卻存在著多樣性。通常頁巖在缺氧的環境下沉積，為富含有機質的巖層，一般分布面積廣、厚度大并且有機質含量高，但是不同地區的頁巖巖性也存在著很大的區別，有的為富含石英的頁巖，比如美國的Lewis頁巖，而有的則為碳質頁巖，如Antrim頁巖等。四川盆地侏羅系大安寨段頁巖以黑色、灰黑色頁巖與生物介殼灰巖不等厚互層為主，普遍含有豐富的瓣鰓、介形蟲、葉肢介等水生生物化石及陸源高等植物化石碎片，黃鐵礦呈分散狀分布。在野外剖面常見到頁巖呈片狀分布，巖心擱置一段時間后頁巖呈千層餅狀。頁巖顏色有黑色、灰色、綠色、紫紅色和雜色等，其中黑色頁巖在顯微鏡下為顯微鱗片結構，微層構造，主要礦物為黏土、石英，含有少量的方解石、氧化鐵、炭屑和黃鐵礦。黏土大部分水云母化，水云母呈鱗片狀，定向分布具微層狀構造，陸源碎屑石英和長石呈星點狀分布（圖4）。

圖2 研究區侏羅系地層綜合柱狀圖

圖3 四川盆地侏羅系大安寨段不同沉積相帶巖性組合關系圖

2.2.2 頁巖的地球化學特征

有機質含量、有機質干酪根類型、有機質熱演化程度是評價頁巖的三大關鍵參數。有機質含量越高，頁巖生烴潛力越大，吸附油氣含量也越高。受地質背景和沉積環境的影響，大安寨段湖相黑色頁巖的有機質含量較四川盆地下古生界志留系龍馬溪組海相黑色頁巖低。根據對該盆地大安寨段618個巖心、野外樣品的分析結果，有機質含量介于0.10%～4.27%，平均為1.15%，91.41%的樣品有機質含量小于2.00%，其中65.96%的樣品有機質含量介于0.50%～1.50%，大于2.00%的樣品僅占9.59%左右。有機質干酪根的類型決定了究竟是生油還是生氣，樣品分析揭示大安寨段烴源巖有機質以殼質組為主，含量介于60%～80%，并且以腐殖無定形體為主；其次是腐泥組和鏡質組，含量一般在20%左右；惰質組含量相對較低，一般不到10%。通過類型指數計算，有機質類型大多為偏腐殖混合型，僅有個別為偏腐泥混合型以及極少量的腐殖型有機質。依據巖石熱解參數最高熱解峰溫—氫指數關系圖版（Tmax—HI）來分析，干酪根類型總體上為混合型。有機質成熟度是衡量有機質向烴類轉化程度的參數，也是評價烴源巖生烴量及資源前景的重要依據。大安寨段鏡質體反射率（Ro）主要介于0.9%～1.5%，表明研究區內的頁巖普遍處于成熟—高成熟階段，總體具有自南往北隨著埋藏深度的增加有機質成熟度不斷增加的趨勢。綜合上述3個方面的地球化學特征后認為，四川盆地大安寨段湖相頁巖有機質含量達到了好烴源巖條件、有機質類型較好、頁巖成熟度絕大部分高于生烴門限，具有較強的生油氣能力，故而形成頁巖油氣資源的潛力大。

圖4 四川盆地侏羅系大一三亞段頁巖段野外剖面、巖心、薄片照片

2.2.3 頁巖的儲集性能特征

對于四川盆地侏羅系大安寨段，近半個多世紀的勘探開發對象都主要是介殼灰巖，前人普遍認為介殼灰巖是其主要的儲集巖，而對頁巖的研究和認識程度則較低。隨著頁巖氣勘探開發工作的不斷深入，頁巖這類特殊巖性的儲集性能，受到國內外學者越來越多的重視[16-20]。根據近年來對研究區頁巖取心井108個樣品的物性分析結果，頁巖孔隙度介于0.35%～13.65%，平均孔隙度為5.80%，孔隙度主要集中分布在4.00%～9.00%之間；頁巖滲透率介于0.084～9.790 mD，平均為1.760 mD。與同區的致密介殼灰巖相比，頁巖的物性明顯優于致密介殼灰巖，甚至是致密介殼灰巖的5倍，因而認為頁巖是四川盆地侏羅系大安寨段地層中最好的儲集巖（表1）。頁巖中發育的頁理、裂縫及后期人工壓裂造縫可以大幅度地改善頁巖儲集層的物性，使其具備頁巖油氣開采價值。根據研究區巖心、野外露頭觀察以及鏡下薄片、場發射掃描電鏡分析等資料確認，區內頁巖微米級以上的原生孔隙大部分已消失；宏觀儲集空間主要以裂縫為主，含少量溶蝕孔、洞；微觀儲集空間尺度較小，主要為微米—納米級孔隙，由于受有機質熱演化程度的控制，頁巖儲集空間無機孔的發育程度優于有機孔（圖5）。

表1 四川盆地侏羅系大安寨段不同巖性巖石物性統計表

2.3 頁巖的工程物理特征

目前多采用X射線衍射礦物分析法對頁巖進行礦物組分鑒定，頁巖的礦物組分可大致分為黏土礦物、碳酸鹽礦物以及其他礦物等三大類。其中黏土礦物包括綠泥石、高嶺石、伊利石以及伊蒙混層；碳酸鹽礦物包括方解石、鐵白云石以及菱鐵礦；其他礦物主要由石英、鉀長石、斜長石、黃鐵礦、重晶石以及磷灰石等組成。各種礦物組成對頁巖氣藏的形成、儲層物性、開采性等都具有重要的影響，其中硅質含量（包括石英、長石類）影響頁巖的脆性及裂縫發育程度，對頁巖氣層的識別和商業化開采十分重要；而黏土礦物對頁巖氣具有良好的吸附能力，進而影響頁巖的含氣量，同時黏土礦物表面含有水分子，對頁巖含水飽和度也有影響；長石易于形成溶蝕孔，是頁巖儲集空間的一種重要形式；國外頁巖中出現較多的黃鐵礦晶間孔，對頁巖的總空隙率也有一定的貢獻。

對四川盆地大安寨段18口井及5條野外剖面共計141個樣品的X射線衍射全巖分析結果表明，黏土含量平均值為36.6%，石英含量平均值為38.6%，方解石含量平均值為16.7%，斜長石含量平均值為4.2%，白云石含量平均值為2.1%，黃鐵礦含量平均值為0.9%，菱鐵礦含量平均值為0.7%，赤鐵礦含量平均值為0.1%，正長石含量平均值為0.1%（圖6），從總體上看，脆性礦物的含量介于37.60%～89.17%，平均為63.40%，脆性礦物含量高，有利于儲層的壓裂改造。此外，區內大安寨段黏土礦物主要由伊利石、綠泥石構成，含少量的伊/蒙間層。從NC7井黏土樣品X射線衍射分析結果可看出，伊利石含量介于40.0%～66.0%、平均為60.5%，綠泥石含量平均為34.9%，而伊/蒙占比為4.4%，高嶺石含量較少。

圖5 四川盆地侏羅系大安寨段頁巖儲集空間鏡下照片

圖6 四川盆地侏羅系大安寨段頁巖全巖礦物分析直方圖

2.4 頁巖的展布特征

頁巖的厚度關乎頁巖油氣能否穩產，是頁巖油氣重要的評價指標之一。受內陸湖相沉積環境影響，四川盆地湖相優質頁巖沉積微相空間變化較快，因而湖相優質頁巖的分布不如海相頁巖穩定。縱向上優質頁巖主要分布在大一三亞段中上部地層中，由頁巖有機質含量與頁巖埋深交匯圖可知，優質頁巖 （TOC＞1.5%）埋深主要介于2 000～2 800 m[21]，在平面上湖相優質頁巖具有環帶狀分布特征，其中厚度較大的地區位于川中地區蓬溪—南充—南部—儀隴一線，累計厚度普遍大于20 m，以該地帶為中心，頁巖厚度逐步往湖盆外圍遞減（圖7）。

由四川盆地大安寨段湖相頁巖的沉積特征、地球化學特征、工程性質特征等可知：①其是一套以頁巖為主的湖相沉積地層；②其有機質含量較高、有機質類型好、熱演化程度適中、生烴能力強，并且頁巖物性好、儲集性能優，源儲配置關系好，頁巖厚度大；③其頁巖脆性礦物含量高、蒙脫石含量低，有利于后期的儲層壓裂改造。綜合上述典型特征不難看出，四川盆地大安寨段是頁巖油氣發育的層系。

3 勘探開發新認識

3.1 實驗室分析揭示頁巖普遍含油氣

對川中大安寨段頁巖排烴效率的模擬結果顯示，該湖相頁巖排烴效率不高，介于40%～77%，平均僅為50%。據此計算大安寨段的生油量為225×108t，頁巖中滯留原油約112.5×108t。此外，從最新取得的2口井現場含氣量數據來看，頁巖含氣量介于0.68～1.52 m3/t、平均為0.95 m3/t。3口井的頁巖抽提氯仿瀝青“A”含量介于0.14～5.72 mg/g，其中半深湖相氯仿瀝青“A”含量平均值為3.36 mg/g，淺湖相氯仿瀝青“A”含量平均值為1.60 mg/g，濱湖相氯仿瀝青“A”含量平均值為0.73 mg/g。取心井鏡下熒光薄片均能見到油滴、油膜等熒光顯示，實物資料進一步證實研究區頁巖具有很好的含油氣性（圖8）。

圖7 川中地區侏羅系大安寨段優質頁巖空間分布圖

圖8 四川盆地侏羅系大安寨段頁巖鏡下熒光照片

3.2 頁巖鉆井過程中油氣顯示頻繁

川中地區大安寨段頁巖鉆井過程中，油氣顯示頻繁，鉆井顯示集中分布在大一三亞段。從1976—1980年川中地區大安寨段專層井資料統計結果看，大一三亞段頁巖鉆井顯示次數為52次，與大一亞段介殼灰巖顯示頻率相當，高于大三亞段。據不完全統計，382口井在大一三亞段鉆遇516處鉆井顯示，顯示類別以油氣侵為主（236次，占46%），其次為井涌（92次，占18%）。鉆井顯示在平面上也大面積分布。此外，C63井于大一三亞段黑色頁巖中發生油氣侵、井涌，見褐黑色原油；C67井于大一三亞段黑色頁巖中發生油氣侵、間歇井涌，槽面見油花；C68井于大一三亞段黑色頁巖中發生油氣侵，并溢出原油15 L；C71井于大一三亞段黑色頁巖中產出原油超過10 t。

3.3 頁巖測試見到工業油氣流

雖然迄今尚未單獨針對四川盆地大安寨段頁巖開展油氣勘探開發工作，但是在該盆地的局部地區已發現少數工業油氣流井。QL19井位于川中中西部的金華—秋林地區，該區處于大安寨段淺湖湖沉積環境，鉆井過程中，在大一三亞段頁巖見到油氣顯示，對大一三亞段上部7 m厚度的頁巖儲層進行單層測試，最高日返排油量達7.2 m3、最高日產氣量為2 336 m3， 證實為油氣層。LQ2井位于川中東北部的龍崗地區，該區處于大安寨段半深湖沉積環境，頁巖發育，在大一三亞段頁巖見到油氣顯示，對大一三亞段上部8 m厚度的頁巖儲層進行單層測試，獲得日產2 659 m3的天然氣產量，證實為低產氣層。上述2口井單層頁巖層系測試證實，頁巖含油氣性良好，并且具備產出能力。

3.4 頁巖有可能是高產能油井重要的儲產層

四川盆地大安寨段油氣勘探開發以往一直是將致密介殼灰巖作為主要目標，區內介殼灰巖儲層厚度薄、物性條件差,屬超致密儲層,平均孔隙度僅為1.06%，但在區內已獲得130余口單井累計原油產量超過1×104t的油井（表2），在如此致密的儲層條件下，累計原油產量上萬噸其必須有足夠的儲集空間。通過對部分生產井的分析,如蓮池油田的J14井，大一三亞段頁巖見到油氣侵顯示，巖心分析大一亞段介殼灰巖儲層孔隙度為0.57%～2.79%、平均孔隙度僅為1.10%，對大一亞段2 430.00～2 460.20 m井段致密介殼灰巖與頁巖段試油，獲得6.08 t/d的工業油流，該井已累計產出原油2.496 4×104t。又如公17井[22]，在大三亞段見氣侵顯示，巖心分析大三亞段介殼灰巖儲層孔隙度介于0.80%～1.85%、平均孔隙度僅為1.25%，對大段頁巖所夾的大三亞段2 658.00～2 664.20 m井段致密介殼灰巖試油，獲得6.15 t/d的工業油流，該井已累計產出原油超過1.952 0×104t（圖9）。分析后認為，能夠持續產出這樣規模的原油，除了致密介殼灰巖儲層的產出外，可能還忽略了頁巖油層的貢獻。

表2 川中地區大安寨段取心井物性與油氣測試產量、累計產量統計表

圖9 四川盆地侏羅系大安寨段典型井生產曲線圖

正如前面對頁巖油氣地質特征的分析，頁巖具有良好的源儲配置關系。從物性上來說，它是目前川中地區大安寨段地層中物性最好的巖性；從烴源巖條件來說，頁巖有機質含量高、有機質類型好、熱演化程度適中、厚度大，源儲一體、源儲緊鄰特征明顯（圖10）；從烴源巖熱解分析結果來看，頁巖含油氣性好，是良好的勘探開發對象。此外，由于致密介殼灰巖致密化程度高，給體積壓裂帶來了巨大的挑戰，前期勘探實踐證實致密介殼灰巖壓裂效果差；較之于致密介殼灰巖，頁巖的可壓性更好，這就為水平井體積壓裂改造提產創造了先決條件，是目前較為理想的勘探開發對象。

圖10 四川盆地侏羅系大安寨段頁巖源儲配置關系圖

4 結論

1）四川盆地侏羅系發育東岳廟段、大安寨段、涼上段共計3套優質頁巖層系，具有源儲一體、源儲緊鄰的特征，是典型的頁巖油氣發育層系，其中又以大安寨段頁巖為其典型代表。

2）對大安寨段頁巖的巖性組合特征、巖石學特征、有機地球化學特征、儲層特征、含油氣特征等的分析結果，進一步揭示出其具有巖性組合好、有機質含量高、有機質類型好、熱演化程度適中、生烴能力強、頁巖物性好、儲集性能優、含油氣性好、頁巖厚度大、源儲一體等優點，具典型的頁巖油氣藏特征。

3）根據對大安寨段萬噸井的解剖以及實驗室對頁巖有機質含量、熱解參數、儲層物性等的分析的數據，認為大安寨段大一三亞段頁巖的源儲一體、源儲配置關系好、生烴能力強、儲集性能優。該頁巖油氣藏存在著頁巖與介殼灰巖兩類儲層的油氣補給，并且前者的油氣補給能力可能更強，因而侏羅系湖相頁巖應該成為油氣資源有效動用的重要對象。

4）基于對研究區頁巖油氣地質特征以及頁巖含油氣性的研究和分析，建議加快頁巖油氣“形成條件”研究、注重頁巖油氣“分布區”分析、加強頁巖油氣“核心區”評選、加大頁巖油氣“試驗區”建設，推進該領域的油氣勘探開發進程，以實現侏羅系頁巖油氣資源的有效動用。