四川盆地古生界页岩气潜在勘探区预测

李 芳

（成都理工大学，成都 610059）



四川盆地古生界页岩气潜在勘探区预测

李 芳

（成都理工大学，成都 610059）

摘要：四川盆地古生界主要发育三套海相烃源岩，分别是下寒武统筇竹寺组泥页岩，下志留统龙马溪组泥页岩和上二叠系龙潭组泥页岩。通过收集分析前人对于四川盆地这三套烃源岩的厚度、有机质含量（TOC）、有机质类型、有机质成熟度（R o）的综合对比研究，得出下寒武统筇竹寺组页岩气的有利勘探区域为乐山-威远-资阳一线；下志留统龙马溪组页岩气的有利勘探区域为纂江-自贡一带；上二叠系龙潭组的有利勘探区域为川东南的纂江-宜宾-自贡一带和川东北的万县-达州一带。

关键词：页岩气；古生界; 勘探区；四川盆地

页岩气作为十分重要的非常规能源在近几十年内异军突起。2006～2010年美国页岩气产量已从1万亿立方英尺升至4.8万亿立方英尺，占其天然气总量的23%。据BP数据显示因为页岩气的大发展，使美国在2009年已经超越俄罗斯，成为全球第一大天然气生产国[1]。页岩气在未来能源领域具有的广阔前景，加强页岩气的研究与开发已经成为我国石油地质工作者的重要工作。

页岩气概念是从美国引入我国。我国在早期也曾发现泥页岩中可丰富的油气资源，但多用“泥质岩类油气藏”[2]、“裂缝型油气藏”[3]、“泥岩裂缝型油气藏”等术语来描述，认为这一类型油气藏主要以游离态聚集在泥页岩发育的微裂缝中，与近年来国内外所说的页岩气在概念上有很大的差别。目前，通用的页岩概念主要有以下的几点来厘定：①储存介质主要为富含有机质的黑色或者灰黑色页岩或者页岩与薄层粉砂岩互层；②孔隙度、渗透率极低，具有致密物性，气流阻力大，因此不同于裂缝型油气藏，有低产、稳产、回收率低、生产周期长的特点[4]；③页岩既是烃源岩，又是储集层，也是封盖层，三位一体；④页岩有机碳含量一般在1.5%～20%，Ro>0.4%[5]；⑤天然气以游离态和吸附态同时存在，约各占50%，其余极小部分以溶解态存在[6]，游离态气体主要存在于页岩微裂缝中，吸附态气体主要吸附在干酪根及粘土矿物颗粒表面[7]；⑥成因以生物化学作用气与热裂解作用气为主或者二者混合；⑦在成藏后运移距离短[8]。

近年来，通过国内有关专家学者的研究表明我国也具有极其丰富的页岩气资源，其中四川盆地的页岩气储量非常可观，四川南部地区下古生界海相页岩气资源丰富,初步估算寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩气资源量在4×1012m3以上。另据徐波、李敬含等人（2011）采用特尔菲综合法对四川盆地页岩气资源量经过计算得到其约为7.7 ×1012m3，成因法计算约为21.4× 1012m3，极具开发价值。

图1　四川盆地大地构造位置（据四川石油志修改）

1　区域地质背景

四川盆地四面环山，分别由西北部的龙门山，东北部的米仓山、大巴山，南部的大凉山、娄山所界定，面积约26×104km2。盆地似一菱形，因此也有学者将其称为信封盆地。

四川盆地位于太平洋构造体系域与特提斯构造体系域交汇处的扬子地块西缘，整体上是由克拉通盆地和边缘前陆盆地演化阶段构成（王华等，1999）。四川盆地具有明显多旋回特点，经历了前震旦纪基底形成、震旦至中三叠纪克拉通盆地阶段、上三叠前陆盆地阶段、侏罗纪-中新世坳陷盆地阶段及第四纪盆地定型阶段的构造演化[16]。盆地克拉通阶段，也是海相碳酸盐岩台地发展的阶段，形成了分布广泛、厚度巨大的碳酸盐岩，厚4 000～7 000m，中间夹有部分陆源碎屑沉积物。震旦世晚期受桐湾运动影响四川盆地开始拉张，至早寒武世海水从东南方向大规模入侵，使盆地处于广海陆棚沉积，形成黑色页岩、碳酸盐及硅质岩。四川盆地中重要的烃源岩下寒武统筇竹寺组页岩就是在这次海侵过程中形成。

晚三叠世联合大陆开始裂解，扬子板块内克拉通盆地也随之变形和分解，四川盆地西缘由于受青藏地区影响微板块及板块相继拼合,形成挤压构造特征,发育成复合前陆盆地（郑荣才等，2008）。此时盆地大部分地区上升为陆地，海盆转变为湖盆。沉积物的纵向相序以浅海碳酸盐岩和泥质岩（马鞍塘组）开始，经海陆过渡相（小塘子组）至粗碎屑岩的陆相（须家河组）[17]。晚白垩世盆地开始萎缩，喜山运动使前陆盆地周缘造山带进一步隆升，龙门山链中基底杂岩体大规模推覆上隆，构造格局基本形成，四川盆地最终定型。

图2　四川盆地下寒武统烃源岩厚度、成熟度（Ro）、有机碳质量分数（TOC）等值线图（据程克明，2007；洪峰，2001修改）

2　四川盆地古生界主要烃源岩层页岩气勘探潜力分述

2.1下寒武统筇竹寺组

四川盆地下寒武统发育有筇竹寺组、沧浪铺组和龙王庙组3套含页岩地层，其中筇竹寺组为重要的烃源岩，除在雅安-天全-大邑一带缺失外，在整个盆地分布广泛，但埋深一般在4～5km，川东地区可达5km以上[9]。层厚在川南、川北、川东北地区较大，厚40～140m，在川西成都至广元一线厚小于20m[19]，在纂江、宜宾、自贡一带最厚，可达360～400m，厚度变化在区域显示从川东向川西南不断增加趋势。其上覆地层为下寒武统沧浪铺组石英砂岩、砂质页岩，下伏地层为震旦系灯影组白云岩。四川盆地筇竹寺组大的沉积环境为广海陆棚，岩性具有明显的三分性，底部为一套含磷硅质条带白云岩、磷块岩、砂质白云岩及碳质页岩。中下部为黑色页岩及碳质页岩并见球状泥灰岩结核。中部为深灰-灰黑色砂质或粉砂质页岩为主,偶夹钙质砂岩、细砂岩及白云岩。上部为灰-灰黑色砂岩、云质粉砂质并夹绿-紫红色粉砂岩、细砂岩、紫红色白云岩[20]。筇竹寺组页岩的有机碳含量在区域上基本稳定大致在0.36%～5.2%之间，主要以大于2%为主，具有明显的高有机质特征，有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，其次为Ⅱ1型[7]；Ro值在2%～6%，在区域上表现出从乐山-威远-资阳一带向外成熟度（Ro）逐渐升高，盆地内大多数地区有机质成熟度过高，不利于页岩气的成藏。

众多学者和专家对于四川盆地内下寒武统筇竹寺组页岩厚度、TOC、Ro数据的统计和研究表明这一层位页岩气有潜力开发的区域应当为乐山-威远-资阳一带。首先，这一区域具有页岩厚度大的优势，平均厚度在300m左右；其次，这一区域有机碳质量分数（TOC）较高，平均约为1%～2.5%，满足TOC>0.5%即为有潜力的页岩气源岩；最后，在这一区域上成熟度（Ro）相对于其他区域较低，平均为1%～3%，未达到世界公认的3%的页岩气死亡线。而其他区域如纂江-宜宾-自贡一带虽然页岩厚度大，部分地区可达到400m以上，有机质质量分数（TOC）也较高，在0.5%～1.5%之间，但是其成熟度（Ro）过高，达到4%～6%，进入了过成熟期，不利于页岩气的生成。基于以上理由，我们今后在对四川盆地下寒武统筇竹寺组的页岩气进行勘探时，重点的区域应当放在乐山-威远-资阳一线。

2.2上奥陶系五峰组

上奥陶系五峰组主要为一套局限盆地相的沉积物，该组在四川分布广泛，层位稳定，一般多见硅质页岩，富产笔石。其厚度不大，在南川、华蓥一带厚1～13m， 酉阳、秀山一带厚2～14m，城口、巫溪一带厚8m，石柱一带厚0.2～2.2m；有机质含量较高，一般在2%～3%之间，在川南可达5%；有机质成熟度适中，约为1.5%～2.0%，属于高成熟期，但未达到过成熟期。

图3　四川盆地上奥陶统五峰组烃源岩厚度、成熟度（Ro）、有机碳质量分数（TOC）等值线图（据周燕，付海龙等修改，2005）

通过以上数据分析，我们认为虽然五峰组黑色碳质页岩厚度较薄，平均只有10m左右，但是其上覆地层下志留系龙马溪组也为一套黑色含炭质泥页岩且其厚度巨大，一般可达数百名米以上，可以将他们看做是一套有效的页岩气储层，而且五峰组有机质含量较高，有机质类型较好，以Ⅰ型有机质为主，其次为Ⅱ1型，具有十分巨大的生烃潜力。

因此我们通过有关钻井资料研究得出，纂江-宜宾-自贡一带将是上奥陶系五峰组页岩气的有利的勘探开发区域。

2.3下志留统龙马溪组

下志留统龙马溪组主要为一套深水陆棚相沉积，主要岩性为灰黑色炭质页岩、黑色硅质页岩夹条带状粉砂岩，该组在华蓥山一带砂泥质增多，在二郎山、雷波本组以黑色炭质页岩为主，夹深灰色泥灰岩，多产笔石化石[21]。龙马溪组在盆地内乐山-龙女寺古隆起处被剥蚀殆尽，在古隆起区以外广泛发育，分布稳定[10]，且厚度巨大，在古隆起南部纂江-宜宾-自贡一带龙马溪组厚度可达350～500m以上，形成了四川盆地内继下寒武统筇竹寺组页岩之后又一重要的烃源岩。龙马溪组在盆地内有两个沉积中心，一个即为川西南的宜宾-自贡之间，沉积了厚度达500m以上的黑色富有机质的页岩，另外一个位于川东万县-石柱之间，沉积了厚达500m以上的含笔石黑色页岩，从这两个沉积中心向四周龙马溪组厚度逐渐减小。

图4　四川盆地下志留统龙马溪组烃源岩厚度、成熟度（Ro）、有机碳质量分数（TOC）等值线图（据洪峰，2001修改）

龙马溪组页岩的有机碳含量较的高，一般在0.2%～6.7%之间（刘树根等，2011），有机质类型以Ⅱ型干酪根为主。其在区域上分布较规律，具有在川西南地区有机碳含量（TOC）高，纂江-宜宾一带可达2.8%以上，而向川东有逐渐减小的趋势。龙马溪组页岩有机质的成熟度（Ro）较高，大部分区域有机质成熟度（Ro）大于3%，属于过成熟期，不利于页岩气的生成。在盆地内其变化规律较为明显，自乐山-龙女寺古隆起向南有机质的成熟度不断升高，至重庆-涪陵-石柱一带Ro可达5%以上。

通过以上分析，我们大致可以确定四川盆地下志留统龙马溪组页岩气有勘探潜力的地区主要位于纂江-自贡一带，因为这一地区具有页岩厚度巨大（可达500m以上），有机碳含量高（2.0%

2.4上二叠统龙潭组

上二叠统龙潭组为一套海陆交互相的含煤地层，岩性在都江堰-芦山一带下部为紫灰色铁铝质粘土岩夹透镜状、似层状铝土矿，局部夹薄的煤层，上部灰色粘土质页岩；威远地区为灰绿色凝灰质砂岩和黑色页岩互层；重庆-叙永一带以深灰色砂质粘土岩为主。龙潭组在盆地内分布广泛，厚度较大，最大厚度可达120m以上，该地层在盆地边缘较薄只有20m左右。从区域上看，上二叠统龙潭组有三个沉积中心，分别为资阳、自贡和万县，这三个区域中的龙潭组地层厚度较大，向四周厚度逐渐减小。

龙潭组的有机质含量（TOC）较高，峰值可达到6%，而具有页岩气生成潜力的页岩的有机质含量只需大于0.5%，这大大超出了其最低限度，十分有利于龙潭组页岩气的生成。其中川中和川东北地区龙潭组有机质含量最高，约为3%～6%，其余地区较低。干酪根主要为Ⅲ型[22]。

对于整个盆地内龙潭组有机质成熟度的研究资料较少，主要研究区域集中在川东北和川东南。就整个盆地而言，龙潭组页岩中有机质成熟度约为1.5%～3.5%，属于高成熟期-过成熟期，但在川东南地区相对较低，只有2%左右（刘树根等，2011），在川东北达州-宣汉一带Ro值约为1.9%～2.79%，没有达到3%的生气死亡线。

综合前人的资料，我们认为四川盆地上二叠统龙潭组页岩气潜力巨大，有勘探开发潜力的区域主要为川东南的纂江-宜宾-自贡一带和川东北的万县-达州一带。

图5　四川盆地上二叠系龙潭组烃源岩厚度、成熟度（Ro）、有机碳质量分数（TOC）等值线图（据陈宗清，2011修改）

3　结论

通过对国内外不同学者对于页岩气的研究和认识，收集和整理了前人有关四川盆地页岩气的研究资料，主要得出以下结论：

1）页岩气是赋存于泥页岩微孔隙和微裂缝中的一种非常规天然气，其以游离态和吸附态同时存在，各个部分约占50%，其余极小部分以溶解态存在，它具有自生、自储的特点。

2）国内外较为公认的页岩气评价标准认为：具有页岩气勘探开发潜力的页岩应具有平面展布大于30m2，连续厚度大于10m；有机质含量（TOC）最低要大于0.5%，有机质成熟度（Ro）小于3%。

3）四川盆地古生界是重要的页岩气勘探开发层位，其中下寒武统筇竹寺组页岩气的有利勘探区域为乐山-威远-资阳一线；下志留统龙马溪组页岩气的有利勘探区域为纂江-自贡一带；上二叠系龙潭组的有利勘探区域为川东南的纂江-宜宾-自贡一带和川东北的万县-达州一带。

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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

作者简介：李芳（1986-），女，宁夏固原人，研究生在读，主要研究方向为矿床学

收稿日期：2015-3-16

DOI：10.3969/j.issn.1006-0995.2016.01.016

中图分类号：P618.130

文献标识码：A

文章编号：1006-0995（2016）01-0071-05