四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣優質儲層成因機制

聶海寬 何治亮 劉光祥 杜 偉 王濡岳 張光榮

1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室 2.中國石油化工集團有限公司頁巖油氣勘探開發重點實驗室3.中國石化石油勘探開發研究院 4.中國石油化工股份有限公司科技部 5.中國地質大學（北京）能源學院

0 引言

上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組頁巖是四川盆地及其周緣頁巖氣勘探開發的重點層系[1]，現已建成涪陵、威榮、長寧、昭通和太陽等頁巖氣商業開發區[2-5]。儲層作為頁巖氣研究的重要內容一直備受關注，目前已明確了頁巖氣儲層的孔隙類型主要包括有機孔、礦物質孔和微裂縫[6-7]，并認識到有機質孔是頁巖氣賦存的主要空間，也是頁巖氣藏區別于其他類型氣藏的主要特征之一[8-10]；在頁巖礦物組成研究方面，明確了頁巖的主要礦物類型[11]，認識到生物成因硅的存在，并探討了生物成因硅對頁巖總有機碳含量（TOC）[12-13]和頁巖儲層發育[14]的控制作用；在孔隙形成演化歷史[15]、頁巖氣儲層表征方法[16-17]、脆性評價[18]、不同類型孔隙對含氣性控制[19-20]等方面也取得了重要認識。盡管如此，目前對于頁巖巖石類型對儲集空間類型和特征的控制、礦物成巖演化對頁巖氣儲層發育的控制等的認識仍然不夠充分明晰，導致頁巖氣優質儲層的成因機制不夠明確，制約了對頁巖氣優質儲層的評價和預測。

為此，筆者針對四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組頁巖氣儲層研究中存在的理論問題和頁巖氣儲層評價中的技術問題，通過巖石學、礦物學和有機地球化學分析，結合盆地模擬和頁巖氣勘探開發實踐，分析了四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組有機質孔隙演化歷史和礦物成巖演化過程，探討了頁巖氣優質儲層的類型和成因機制，明確了頁巖氣優質儲層的發育層段，以期有助于該盆地頁巖氣優質儲層的評價和預測。

1 地質背景

圖1 四川盆地及其周緣下志留統龍馬溪組沉積相和主要頁巖氣田分布圖

四川盆地為一個在上揚子克拉通基礎上發展起來的疊合盆地，在上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組沉積時期主要發育淺水陸棚相和深水陸棚相沉積，受古隆起和水下高地的影響，頁巖巖石類型在區域上有較大差異（圖1）。五峰組沉積時期，四川盆地南部和鄂西—渝東地區發育深水陸棚，巖石類型主要為硅質頁巖、含灰硅質頁巖和黏土質頁巖等，在靠近古隆起的淺水陸棚巖石類型主要為灰質頁巖、含灰硅質頁巖、粉砂質頁巖和粉砂巖等，厚度一般小于10 m[21]；五峰組頂部的觀音橋段為淺水沉積，巖石類型主要為富含赫南特貝的石灰巖、泥質灰巖和灰質泥巖等，厚度僅為幾十厘米，部分地區甚至缺失；龍馬溪組深水陸棚相沉積的頁巖巖石類型為硅質頁巖、含灰硅質頁巖、黏土質頁巖、含灰黏土質頁巖和粉砂質頁巖等，其中LM1—LM4筆石帶頁巖的最大厚度超過20 m[21]，頁巖厚度與目前已發現頁巖氣藏具有良好的對應關系[22-23]。五峰組—龍馬溪組筆石帶的劃分在四川盆地頁巖氣勘探中起到精細刻畫地層的作用[24]，筆者對五峰組—龍馬溪組頁巖各筆石帶的名稱仍使用陳旭等[25-26]的筆石帶劃分表中的代碼。

2 頁巖巖石類型特征

四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組頁巖巖石類型主要包括硅質頁巖、含灰硅質頁巖、含黏土硅質頁巖、黏土質頁巖、含灰黏土質頁巖、粉砂質頁巖、泥質粉砂巖、灰質頁巖和含介殼泥質灰巖/灰質頁巖等，目前勘探開發的頁巖巖石類型主要為硅質頁巖、含灰硅質頁巖和黏土質頁巖，其中硅質頁巖是川東、川東南和川東北地區主要勘探開發的頁巖巖石類型，含灰硅質頁巖是川南和川中地區主要勘探開發的頁巖巖石類型，黏土質頁巖主要為焦石壩背斜頁巖氣勘探開發探索的巖石類型。

2.1 硅質頁巖

五峰組—龍馬溪組底部硅質頁巖的平均石英含量大于50%，平均黏土礦物含量小于40%，碳酸鹽礦物含量小于10%，抗壓實能力強，形成漂浮接觸的顆粒支撐結構?？紫额愋鸵怨栀|格架內的有機質孔為主，以黏土礦物間的有機質孔為輔，并包含少量礦物質孔和微裂縫，具有良好的儲集性能（圖2-a、表1）。成烴生物以多細胞藻類為主，是有機孔發育的主要載體[27]。多細胞藻類有明顯的生物形貌特征，繼承了原始生物的結構，發育的有機質孔隙的孔徑多為數百納米，個別可達2 μm，面孔率介于50%～80%[28]。此類頁巖主要發育在川東、川東南和川東北地區五峰組—下志留統底部，在等時地層格架下主要分布在WF2—LM4筆石帶。

圖2 不同頁巖巖石類型的主要礦物組合特征和孔隙類型照片

表1 不同頁巖巖石類型主要參數對比表

2.2 含灰硅質頁巖

含灰硅質頁巖的石英含量一般介于40%～50%，黏土礦物含量多介于25%～30%，碳酸鹽含量介于10%～20%，抗壓實能力較強，形成以點接觸和線接觸為主的顆粒支撐結構。孔隙類型以硅質格架和黏土格架內的有機質孔為主，發育部分溶蝕孔隙（圖2-b，表1）。與硅質頁巖類似，含灰硅質頁巖的有機質孔主要發育在多細胞藻類中[29]。此類頁巖主要發育在川南威遠、長寧和昭通地區的五峰組至下志留統底部，在等時地層格架下主要分布在WF2—LM4筆石帶。

2.3 黏土質頁巖

黏土質頁巖的平均石英含量小于35%，黏土礦物含量多介于40%～55%，碳酸鹽礦物含量小于10%，黏土礦物和碳酸鹽礦物總含量較高，抗壓實能力較弱，形成以線接觸和凹凸接觸為主的顆粒支撐結構，孔隙類型以脆性礦物和黏土格架內的有機質孔為主（圖2-c，表1）。有機質孔主要為單細胞藻類的排列間隙[28]，孔徑介于100～200 nm，面孔率介于5%～10%。瀝青載體的有機質孔發育差，具隨機、零星、孤立的分布特征，孔徑介于500 nm～3 μm，面孔率介于5%～10%。此類頁巖主要發育在焦石壩背斜龍馬溪組一段上部，在等時地層格架下主要分布在LM5—LM8筆石帶。

以四川盆地主要頁巖氣探井的五峰組—龍馬溪組底部頁巖（WF2—LM5）筆石帶為統計對象，其中WF2—LM4筆石帶（含灰）硅質頁巖孔隙度較高，在川東地區盆內超壓頁巖氣藏硅質頁巖的孔隙度介于5%～8%，平均值為4.8%，水平滲透率介于0.001～0.010 mD；盆外常壓頁巖氣藏硅質頁巖的孔隙度介于3%～6%，平均值為4.1%，水平滲透率介于0.010～6.000 mD。LM5筆石帶黏土質頁巖的孔隙度介于2%～7%，在川東地區JY1井和NY1井普遍小于5%，在川南地區WY1井和YY1井普遍大于5%，水平滲透率介于0.010～0.100 mD。該筆石帶盆外常壓頁巖氣藏的孔隙度小于盆內超壓頁巖氣藏。在川南地區WY1井和YY1井中龍馬溪組孔隙度略大于川東地區JY1井和NY1井，主要是前者碳酸鹽礦物含量高、溶蝕孔隙發育所致（圖3）。

圖3 四川盆地五峰組—龍馬溪組底部頁巖主要儲層參數連井圖

3 有機質孔的演化歷史

在有機質孔演化方面，國內外許多學者進行了頁巖的成烴演化模擬，并通過觀察不同成熟度（Ro）頁巖的掃描電鏡微觀特征來研究有機質孔的發育情況[30-32]。隨成熟度增加，有機質生成孔隙。一般認為，Ro＞0.7%時，有機孔開始生成，但這一時期的有機質孔主要為干酪根生排烴所形成，由于Ro較低，原油尚賦存在干酪根內部[32-33]，因此，可觀察到的有機質孔數量有限；Ro＞1.2%時[33-34]，干酪根和頁巖內殘留的原油均進入大量生氣階段，有機質孔大量發育，由于天然氣為氣態并較易排出，在掃描電鏡觀察過程中可見到大量有機質孔（圖4）。

圖4 不同成熟度的頁巖有機質孔演化歷史與模式圖

在熱模擬實驗中，由于壓實作用較難實現，多數模擬實驗并未考慮壓實作用的影響和礦物成巖作用對有機質孔發育的控制作用。實際上，在地下頁巖埋藏過程中由于強烈的壓實作用，JY1井五峰組—龍馬溪組頁巖的埋藏史和熱模擬結果顯示，Ro從0.6%升至1.5%，埋深增加至5 000 m，頁巖急劇壓實，孔隙度降低至5%（圖5）?；谇叭舜罅繜崮M實驗結果[30-32,34]，通過對盆地模擬與鏡下有機質孔觀察綜合分析，認為有機質孔的發育和保存需要剛性格架支撐和保護，剛性格架的堅固程度，決定了有機質孔的保存程度，反之，無論干酪根還是瀝青，其中的有機質孔都可能被完全壓實破壞，形成無孔的條帶狀有機質。

4 主要礦物及其成巖序列

圖5 涪陵頁巖氣田JY1井孔隙度演化圖

礦物組成及其成巖演化對頁巖氣儲層類型和特征具有重要控制作用，控制著礦物質孔的類型、形態、孔隙度和滲透率等[35]。受成巖作用的控制，各類孔隙有不同的演化史，孔隙特征各不相同，具有很強的非均質性[36]。從無機孔隙演化的角度，對成巖作用和孔隙演化進行匹配，可將成巖作用劃分為溶蝕作用、黏土礦物脫水作用等建設性成巖作用和壓實作用、膠結作用等破壞性成巖作用[37]。五峰組—龍馬溪組頁巖的主要礦物為石英、黃鐵礦、碳酸鹽礦物和黏土礦物等，筆者主要討論這4種主要礦物的演化及其對孔隙形成的控制。

4.1 石英

五峰組—龍馬溪組頁巖的石英主要包括碎屑石英和生物成因石英，后者是主要硅質類型。根據蛋白石A→蛋白石CT→石英的演化歷史[38]、氧同位素特征[39]、微晶石英的形成溫度60～70 ℃[40]，綜合分析認為五峰組—龍馬溪組生物成因硅主要在早成巖A期生成、最晚至早成巖B期形成，早于烴源巖生油高峰期（圖6）。在縱向上，WF2—LM4筆石帶頁巖的生物成因硅含量介于22%～50%。

4.2 黃鐵礦

黃鐵礦的類型主要包括草莓狀單體及集合體、自形晶體及集合體、他形晶體及集合體、交代結構等，黃鐵礦含量介于2%～10%，平均值為5%，其中草莓狀黃鐵礦含量最高。草莓狀黃鐵礦是同沉積時期和成巖早期作用的產物，多與生物成因硅共生且被生物成因硅膠結，綜合分析認為草莓狀黃鐵礦主要形成于同生成巖階段和早成巖階段（圖6），早于烴源巖最大生油期。

4.3 碳酸鹽礦物

與碳酸鹽礦物有關的成巖作用主要包括早期碳酸鹽礦物膠結和晚期碳酸鹽礦物膠結。早期碳酸鹽礦物膠結形成于同生、早成巖階段（圖6），主要表現為紋層狀、微晶方解石充填粒間孔隙，顆粒形狀不規則，局部方解石呈基底式膠結。晚期碳酸鹽礦物膠結形成的時間晚于中成巖階段早期（圖6），以交代或次生加大的形式發育，主要是鐵白云石交代白云石，顆粒自形程度好；次生加大鐵白云石在川東地區一般不發育溶蝕孔，在威遠、永川地區溶蝕作用強烈，溶蝕孔較發育。

4.4 黏土礦物

黏土礦物主要包括伊利石、伊蒙混層和少量的蒙脫石、綠泥石等，黏土礦物孔隙主要為發育在伊利石和伊/蒙混層的黏土礦物片間的少量孔隙，對頁巖氣儲層孔隙度的貢獻較小。

生物成因硅多以微晶聚集體的形式和少量草莓狀黃鐵礦作為膠結物充填在原生晶間和晶內孔隙中，和陸源碎屑石英一起形成剛性的、三維連通的顆粒支撐格架，抗壓實能力強，從而有效地抑制了壓實作用，且形成時間早于干酪根最大生油時期，保存大量原生孔隙。早期碳酸鹽礦物膠結的形成時間略早于生物成因硅，由于其抗壓實作用弱，易形成接觸膠結或鑲嵌膠結，但在原油最大生氣期之前，由于大量有機酸的生成，這一類碳酸鹽礦物發生溶蝕，形成一定量的溶蝕孔隙，對原油的殘留起到積極作用[41]。在碳酸鹽礦物含量低的層段，亦能形成生物成因硅—陸緣碎屑硅聯合形成的支撐格架，如永川地區YY1井五峰組含灰硅質頁巖（圖2-b）。顆粒支撐格架的形成時間（生物成因硅的量）和堅固程度控制了干酪根的保存程度和原油殘留量，對頁巖氣優質儲層的形成至關重要。

5 頁巖氣優質儲層

5.1 優質儲層形成機制

頁巖地層在埋藏過程中經歷了無機和有機成巖作用的共同改造，無機作用主要為壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和交代作用，有機成巖作用為有機質的生烴演化，二者相互影響?；陧搸r巖石類型特征、有機質類型和有機質孔的演化史[27-32]以及礦物類型和主要礦物的成巖演化序列綜合分析，認為WF2—LM4筆石帶（五峰組—龍馬溪組底部）硅質頁巖和含灰硅質頁巖為優質儲層，其成因機制可以概括為“多藻控烴源、生硅控格架、協同演化控儲層”。

5.1.1 多藻控烴源

WF2—LM4筆石帶硅質頁巖的成烴生物以多細胞藻類為主、單細胞藻類為輔（圖7），多細胞藻類有較強的生烴能力和生成有機質孔的能力[13]，豐富的多細胞藻類決定了該頁巖段具有較高的TOC，生成較多的有機質孔，并形成三維連通的孔隙網絡，有利于頁巖氣的賦存和產出。

5.1.2 生硅控格架

圖6 涪陵頁巖氣田JY1井五峰組—龍馬溪組頁巖成巖序列圖

圖7 涪陵頁巖氣田JY1井單細胞藻類和多細胞藻類照片

WF2—LM4筆石帶硅質頁巖中生物成因硅的含量最高可達50%，呈微晶聚集體的形式充填在陸緣碎屑硅中間[14]，雖然降低了頁巖的原生孔隙，但起到抗壓實的作用。大量生物成因硅和少量草莓狀黃鐵礦與碎屑石英一起形成顆粒支撐格架，具有較強的抗壓實能力，保存了大量原始生孔隙，保證了干酪根的保存程度、充足的原油殘留量和天然氣裂解量，也為有機孔的保存提供了有效的格架保護，避免了其由于強烈壓實作用塌陷失孔。

5.1.3 協同演化控儲層

WF2—LM4筆石帶硅質頁巖中多細胞藻類與生物成因硅具有良好的匹配關系，同時具備了豐富的多細胞藻類和具有強抗壓實能力的顆粒支撐格架，由于顆粒支撐格架的形成時間早于干酪根的最大生油期，在生油窗期，生成的原油在干酪根賦存或從干酪根中排出并運移到相鄰的粒間和粒內的礦物質孔隙中，在油裂解階段，天然氣生成與有機孔的形成具有協同性和繼承性，這些因素共同決定了該段硅質頁巖具有較高的有機質孔發育能力和儲氣能力。在威遠和永川地區的含灰硅質頁巖中，由于含有一定比例的碳酸鹽礦物，抗壓實能力弱，優質儲層發育的有利層段為低碳酸鹽礦物含量層段。硅質頁巖中有機質孔孔隙度介于4.4%～6.4%，約占總孔隙度（6%～8%）的55%～80%。

黏土質頁巖主要發育在LM5—LM8筆石帶，具有生物成因硅含量低、黏土礦物含量高等特征，由于黏土礦物抗壓實能力弱，在原油最大生油期之前，未形成類似WF2—LM4筆石帶硅質頁巖中由生物成因硅、黃鐵礦和碎屑石英組成的顆粒支撐格架，原生孔隙保存較少，干酪根壓實嚴重且原油殘留少。LM5及以上筆石帶黏土質頁巖的成烴生物以單細胞藻類為主，單細胞藻類的生烴能力和生成有機質孔的能力較低。黏土質頁巖中有機質孔隙度介于0.4%～3.5%，約占總孔隙度（4%～6%）的6%～58%。

WF2—LM4筆石帶硅質頁巖、黏土質頁巖在最大生氣時期生成大量有機質孔，總孔隙度較大；而LM5及其以上筆石帶黏土質頁巖在大量生氣階段有機質孔發育差，總孔隙度亦較低，導致兩段頁巖總孔隙度差異較大，后者成為非優質頁巖氣儲層。LM5及其以上筆石帶黏土質頁巖在長寧和威遠地區多為直接蓋層，但在背斜構造頁巖地層中，由于背斜核部的拉張膨脹和黏土礦物中伊利石含量的增加，增加了頁巖中黏土礦物晶間孔，總孔隙度也略有增加，對頁巖氣賦存和產出有利，如涪陵頁巖氣田焦石壩背斜高部位LM5—LM8筆石帶黏土質頁巖氣藏具有一定的勘探開發潛力。

5.2 典型地區優質儲層的差異

在焦石壩、彭水和武隆等深水陸棚沉積區，五峰組—龍馬溪組底部頁巖（WF2—LM4筆石帶頁巖）碳酸鹽礦物含量低，在同生成巖階段和早成巖階段生物成因硅和黃鐵礦大量生成，并與陸源碎屑石英一起早于干酪根最大生油期形成顆粒支撐格架，保存了大量的原生孔隙，為干酪根和原油提供了大量賦存空間，保證了后期較多的頁巖氣和有機質孔的生成，已被涪陵頁巖氣田的勘探開發所證實。

彭水地區和武隆地區由于抬升時間較早，遭受表生成巖作用改造，頁巖氣散失較早，儲層也遭受一定程度的改造，在彭水地區可見碳酸鹽礦物溶蝕孔，說明遭受大氣淡水淋濾作用較強，但由于碳酸鹽礦物含量較低，溶蝕作用不強，并未形成碳酸鹽礦物溶蝕進一步加劇大氣淡水淋濾的“惡性循環”。五峰組—龍馬溪組底部硅質頁巖厚度較大，形成的頁巖優質儲層亦較厚，有一定的抗破壞能力，但由于抬升導致的裂縫開啟且裂縫封閉時間較晚，頁巖氣散失時間較長[42]，導致現今成常壓狀態，但仍具備一定儲氣和產氣能力，為常壓頁巖氣藏，如武隆向斜LY1井累計生產頁巖氣0.3h108m3（截至2019年12月，累計生產4 年），預測最終累計采氣量（EUR）大于0.5h108m3。

平橋地區、丁山地區和南川地區處于深水沉積區邊緣，雖然早期膠結物生物成因硅和黃鐵礦與川東地區具有類似的演化特征，但由于五峰組—龍馬溪組底部優質頁巖層段（WF2—LM4筆石帶）的厚度較?。↗Y8井厚度為12 m，JY1井厚度為25 m），單井測試產量一般較高，但EUR較低（JY8井的預測EUR為0.5h108m3，低于JY1井的預測EUR為1.2h108m3），整體開發效果略差。

與焦石壩背斜WF2—LM4硅質頁巖比，威榮、永川等地區的頁巖層段生物成因硅含量略低，碳酸鹽礦物含量略高，剛性礦物主要為陸緣碎屑石英和碳酸鹽礦物，碳酸鹽礦物的抗壓實能力弱，加之在成巖早期黏土礦物和碳酸鹽礦物生成，頁巖膠結程度強，原生粒間孔隙保存有限，頁巖生油期提供的賦存空間較少，滯留液態烴較少，后期裂解的天然氣量和有機質孔發育數量亦較少。因此，頁巖氣勘探要尋找低碳酸鹽礦物、高生物硅含量的層段。雖然該地區五峰組—龍馬溪組底部優質頁巖的厚度（WF2—LM4筆石帶含灰硅質頁巖）比JY1井?。╓Y1井小于5 m，YY1井為16 m），但由于位于四川盆地內，保存條件較好，該地區頁巖氣井的測試產量均較高，但最終產量不高。如，WY1井和YY1井投產4年的累計產量分別為0.25h108m3和0.38h108m3。

6 結論

1）頁巖巖石類型和礦物成巖演化對頁巖氣儲層儲集空間類型、特征和儲層演化具有重要的控制作用，生物成因硅在早成巖階段形成，有利于頁巖優質儲層的形成，其中硅質頁巖、含灰硅質頁巖的有機質孔隙最為發育，儲集能力也最強，是目前勘探開發的主要頁巖巖石類型。

2）WF2—LM4筆石帶（五峰組—龍馬溪組底部）硅質頁巖和含灰硅質頁巖具有“多藻控烴源、生硅控格架、協同演化控儲層”的優質儲層成因機制：①多藻控烴源：以多細胞藻類為主的成烴生物，控制了生烴量和有機質孔生成量；②生硅控格架：大量生物成因硅、少量草莓狀黃鐵礦與陸源碎屑石英一起形成顆粒支撐格架，保存了大量原生孔隙，并保證了原油殘留量和天然氣裂解量，也為有機孔的保存提供了有效的保護格架；③協同演化控儲層：多細胞藻類與生物成因硅良好的匹配和演化關系，決定了較高的有機質孔發育能力和賦氣能力。

3）五峰組—龍馬溪組的頁巖氣勘探開發應尋找WF2—LM4筆石帶中硅質頁巖、含灰硅質頁巖厚度大的優質儲層較發育的地區。同時，還需考慮保存條件的影響，優選保存條件較好的地區。

致謝：文章中引用了中國石化石油勘探開發研究院、中國石化勘探分公司、中國石化江漢油田分公司和中國石化華東油氣分公司等單位的寶貴資料，在此深表謝意！