四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩气地质条件研究

王庆波 刘若冰 李春燕 王明筏 赵正宝

（1.中国石化勘探南方分公司，成都 610041；2.重庆天府矿业有限责任公司，重庆 400704）

四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩气地质条件研究

王庆波1刘若冰1李春燕1王明筏1赵正宝2

（1.中国石化勘探南方分公司，成都 610041；2.重庆天府矿业有限责任公司，重庆 400704）

在对川西南雷波等区块地表出露的上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组观察和取样分析测试的基础上，研究四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩沉积相、空间展布、有机地化、泥页岩物性及岩石物性、成熟度等页岩气地质条件特征。样品分析数据和研究表明，该套泥页岩具有厚度大、有机碳高、成熟度高和含气量高等特点，具备页岩气藏发育的良好地质条件。

四川盆地及周缘；五峰—龙马溪组；页岩气；地质条件；有利区

四川盆地及周缘是中国南方页岩气发育的有利地区，下古生界具有独特的地质条件，是勘探获得突破的有利地区。四川盆地及周缘下古生界上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色泥页岩具有厚度大，有机碳含量高，具备页岩气发育的良好条件。四川盆地及周缘少量的钻井（宁201井，彭页1井，昭104井，渝页1井，丁山1井）钻遇的油气显示就是该套泥岩岩。在钻遇时，出现了气测异常、气侵、槽面升高、井涌等含气现象，显示了很多页岩气存在的证据。在对川西南、川东南、镇巴、南江等区块地表出露的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组观察和取样分析测试的基础上，分析了四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩气藏有利的发育区。

1 样品采集及测试数据

本次样品采集主要分布于四川盆地及周缘5个地区和3口井，为了尽量避免露头样品由于不同程度氧化而导致有机碳含量降低和孔渗扩大等不足，样品采集时选择了新鲜样品（表1、表2、表 3）。

表1 四川盆地周缘露头及钻井五峰—龙马溪组样品TOC、Ro统计表

表2 四川盆地周缘五峰组—龙马溪组剖面泥页岩物性统计表

表3 四川盆地周缘五峰—龙马溪组露头剖面样品全岩及黏土矿物平均百分含量统计表

2 页岩特征

2.1 沉积分布特征

晚奥陶世末的都匀运动，造成黔中隆起及宜昌上升，江南（雪峰）隆起已具雏形。 上、中扬子区O3w—S1l深水陆棚只分布在不受都匀运动影响的地区，发育有川东北、川东鄂西、川西南三个深水陆棚区，夹持在川中、黔中、江南（雪峰）三大古隆起之间［1］，有利的烃源岩主要发育于五峰组—龙马溪组下部层位，为含笔石的深水泥质陆棚环境沉积。五峰组为深水陆棚（或盆地）沉积，岩性为黑色炭质页岩、粉砂质页岩、硅质页岩及硅质岩；龙马溪组主要为一套浅水—深水陆棚相沉积，由深灰－黑色粉砂质页岩、富有机质（碳质）页岩、硅质页岩夹泥质粉砂岩组成［2］，颜色自上而下逐渐加深、砂质减少、有机质含量增高的特征，页岩中普遍含砂质，粉砂石英局部富集，底部多含硅质（硅质页岩），粉状石英局部富集，底部多含硅质，岩石中含丰富的笔石化石，且局部富集成层［2］。

该套五峰—龙马溪组泥页岩主要发育在川东南及川西南地区，川中和川西地区不发育。川西南五指山—美姑—自贡一带厚度 100～178m，埋深1 000～3 500m，宜宾—雷波一带厚度在140m以上；川东南綦江区块暗色泥页岩厚度10～90m，埋深 1 000～3 500m，区块中部至东南部方向埋深变浅；綦江南区块暗色泥页岩厚度60～100m，埋深200～1 500m，总体上往北变深；涪陵东南部区块暗色泥页岩厚度40～100 m，埋深500～3 500m，总体上往盆地北变深。川东北南江区块暗色泥页岩厚度10～40m，埋深1 500～6 500m，往盆地方向埋深迅速增大；镇巴区块暗色泥页岩厚度 40～80m，埋深3 000～6 500m，向区块东南部埋藏变浅。研究区该套暗色泥页岩具有厚度大，分布范围广的特点。

2.2 有机碳含量及类型特征

根据美国页岩气勘探取得的成功经验［3－4］，页岩气藏形成的有利地质条件下泥页岩的有机碳含量一般应大于2%，最好在2.5%～3.0%，甚至可以高达25%，有机质含量往往与页岩的生气率和吸附气量成正比，进而影响页岩气的资源丰度。

四川盆地周缘五峰组—龙马溪组剖面及L1井、LS1井五峰组—龙马溪组泥页岩样品分析的有机碳含量平均为0.52%～5.38%（表1）。研究区大部分地区都在1.5%以上，在一些地区高达5.8%，川东北城口—万县一带最高，TOC可达4.0%以上，川东南涪陵—綦江地区TOC为1.0%～3.0%，川西南雷波—泸州一带相对较高，TOC可达2.0%以上（图1）。

图1 四川盆地及周缘五峰—龙马溪组泥页岩类有机碳等值线图

据梁狄刚研究，四川盆地及周缘下古生界泥质烃源岩成熟度较高，震旦系－志留系烃源岩干酪根元素组成中，H/C原子比基本上在0.7以下，绝大多数样品点处于高成熟－过成熟演化阶段，已经不能反映其原始有机质类型。四川盆地下古生界泥页岩有机质类型的确定以烃源岩干酪根碳同位素或有机岩石学分析为准，δ13C干≤－29‰为Ⅰ型，δ13C 干介于－29‰～－26‰为Ⅱ1 型，δ13C干介于－26‰～－25‰为Ⅱ2 型，δ13C 干≥－25‰为Ⅲ型。

四川盆地及周缘从中上元古界到上古生界二叠系龙潭组，烃源岩干酪根的碳同位素由轻变重，非常有规律。上奥陶—下志留统烃源岩干酪根碳同位素主要分布在－31‰～－28‰之间，有机质类型以Ⅰ型为主，含少量Ⅱ1型，均为生成页岩气的有利类型。

2.3 成熟度

镜质体反射率(Ro）虽是一项国际公认的标定有机质成熟阶段的独立指标，但不适用于下古生界烃源岩［5］。因为下古生界缺乏来源于高等植物的标准镜质组，因此无法直接获得镜质体反射率。为此，国内外学者提出了诸如沥青反射率、镜状体反射率、牙形刺相对荧光强度等成熟度判识指标［5－7］。据干酪根镜鉴和有机显微组分鉴定，本次采集的样品，采用换算过的镜状体反射率（等效镜质体反射率）来评价成熟度。

5个地区和3口井的样品分析数据表明，该套泥页岩的成熟度Ro平均值在1.49%～3.13%（表1），普遍较高。川西南的长宁—赤水和川东北的普光—万县—石柱两地区的Ro值最高（大于3.6%），根据美国页岩气勘探经验，高成熟度条件下同样能发育页岩气藏。

川西南五指山—美姑东部区块Ro值在1.74%～2.83%；南江区块 Ro值在 1.74%～2.83%；镇巴区块 Ro值在 1.19%～1.54%；綦江区块 Ro值在2.2%～3.0%；綦江南区块Ro值在1.8%～2.3%；涪陵东南部区块 Ro值在 2.8%～3.2%之间，这些地区处在高成熟和过成熟阶段，具备生气能力。

2.4 孔隙度和渗透率

一般含气页岩属低孔低渗储层，美国商业规模开发的五大含气页岩系统含气孔隙度在1%～5%（总孔隙度3%～14%）之间。含气页岩的渗透率对页岩气层的识别和商业化开采十分重要，气测显示或测试初期产量一般是游离气（相对吸附气）含量较多。

该套泥页岩样品氦气法分析平均孔隙度2.11%～12.46%，平均渗透率（0.006 3～104.41）×10－3μm2。除川西南外，其他区块物性较好（表2）。

该套泥页岩样品扫描电镜分析显示 （表4），下奥陶统五峰组—上志留统龙马溪组泥页岩样品，同样整体上层间微缝隙及次生微孔隙较发育，缝隙范围为 （0.5～2）μm×（5～60）μm，次生孔径范围为 1～40μm，平均面孔率为8.77%左右。可以初步推定，五峰—龙马溪组泥页岩层系整体上微裂缝发育良好，具有较好的储集空间。

表4 四川盆地周缘下古生界露头泥页岩扫描电镜孔径统计表（8个剖面，39个样品）

2.5 岩石物理特征

脆性矿物含量是泥页岩层可压性评价的一项重要的指标。北美开采的页岩气藏石英含量一般大于40%；黏土矿物中伊蒙混层含量平均为24%～44.5%。

5个地区分析测试数据表明该套暗色泥页岩石英含量平均为29.4%～57%，脆性矿物总含量平均为37.3%～64.9%，黏土含量平均为34.6%～49.6%；黏土中伊蒙混层含量平均为25.4%～59.7%（表3）。

上述测试结果表明，四川盆地周缘下古生界泥页岩脆性矿物含量高，黏土矿物中蒙脱石含量低，整体上具有较好的可压性，有利于压裂改造。

2.6 含气量

从目前页岩气井分析和产能结果看，四川盆地周缘下古生界页岩含气量差异较大，川南宁201井志留系龙马溪组为1.42～2.83m3/t，平均2.08m3/t；川东南渝页1井龙马溪组页岩16块样品现场解吸含气量在0.1m3/t左右，而等温吸附量为1.0～2.1m3/t；川东南彭水区块龙马溪组页岩岩心现场解吸气含量高达1.3m3/t，总含气量达（解吸气与损失气含量之和）2.2m3/t（表5）。另外，川南威201井龙马溪组日产天然气0.3～1.7万m3；川南宁201井志留系龙马溪组下段日产天然气超1万m3，上段日产气近1万m3；宁203井志留系龙马溪组日产天然气0.75～1.5万m3；昭104井龙马溪组日产天然气超1万m3。这些说明四川盆地周缘上奥陶统五峰组－下志留统龙马溪组页岩具有较好的含气性，具备形成页岩气的地质条件。

3 资源潜力分析

在研究区黑色页岩沉积环境、厚度、有机碳含量、成熟度和含气量等指标综合分析基础上，页岩气资源量采用体积法计算,计算公式如下：

式中：Q总—页岩气总资源量，108m3；A—页岩含气面积，km2；h—有效页岩厚度，m；ρ—页岩密度，t/m3；q总—总含气量，m3/t。

根据富有机质泥页岩发育情况、保存条件和埋深，共优选有利勘探区块3个，采用体积法估算其页岩气总资源量 1.556 569×1012m3(表 5)。

表5 四川盆地周缘区块五峰-龙马溪组页岩气资源潜力估算统计表

4 结 论

（1）四川盆地周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有厚度大、有机碳含量高、成熟度高和含气量高等特点，具备形成页岩气的地质条件。

（2）通过与美国主要产页岩气盆地参数类比分析，对四川盆地及周缘该套页岩气藏有利发育区进行了预测，研究结果表明川西南五指山—美姑，川东南涪陵—綦江东南部，川东北地区镇巴东南部为页岩气藏有利的发育区。

（3）在研究区黑色页岩沉积环境、厚度、有机碳含量、成熟度和含气量等指标综合分析基础上，采用体积法计算的资源量为1.556 569×1012m3。

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Abstract：Through observations,sampling and laboratory analyses of five areas and three well black shale outcrops in Sichuan Basin and periphery,we studied shale-gas geologic condition of the upper Ordovician–lower Silurian black shale,such as precipitation facies,distribution,organic,physical property of the black shale etc.Research shows that its periphery is characterized by great thickness,abundance of organic carbon,high maturity and elevated gas content,being capable of good geological conditions for shale-gas reservoir development.

Key words：Sichuan Basin and its periphery；Upper Ordovician-Lower Silurian；shale gas；Geological conditions；favorable area of shale gas

Geologic Condition of the Upper Ordovician-Lower Silurian Shale Gas in the Sichuan Basin and Its Periphery

WANG Qingbo1LIU Ruobing1LI Chunyan1WANG Mingfa1ZHAO Zhengbao2
（1.Exploration South Branch,SINOPEC,Chengdu 610041；2.Chongqing Tianfu Mine Limited Company,Chongqing 400704）

TE122

A

1673－1980(2012)05－0017－05

2012－04－13

中国石化专项基金项目（YYYQ－ZP－13）

王庆波（1982－），男，四川眉山人，硕士，助理工程师，研究方向为页岩气勘探。