四川盆地二叠系海陆过渡相页岩气地质条件及勘探潜力

郭旭升 胡东风 刘若冰 魏祥峰 魏富彬

中国石化勘探分公司

0 引言

根据页岩发育的沉积环境，我国富有机质泥页岩可划分为海相、海陆过渡相和陆相泥页岩3种类型[1-2]。其中，海陆过渡相泥页岩主要分布于鄂尔多斯盆地、沁水盆地及南华北盆地的上石炭统本溪组—下二叠统太原组、山西组和南方扬子地区上二叠统龙潭组内。海陆过渡相页岩气的勘探与研究程度相比于海相页岩气的勘探与研究程度整体较低，还处于起步阶段。目前，鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探取得了较好的成果，由地质矿产部门、陕西延长石油（集团）有限责任公司、中联煤层气有限责任公司等先后实施的鄂页1井、云页平1井和SM0-5井分别获得1.95×104m3/d、2.00×104m3/d及 0.67×104m3/d的页岩气流；沁水盆地钻探的SX-306、SY-Y-01、WY-001等3口页岩气参数井，见到良好的页岩气显示。其中SX-306井现场样品解析含气量介于0.79～4.03 m3/t；南华北盆地中牟区块部署的牟页1井获得1 256 m3/d稳定页岩气流；湘中地区中国石化华东分公司部署实施的湘页1井钻遇上二叠统大隆组—龙潭组泥页岩，见页岩气显示，10个样品解析含气量介于0.16～1.41 m3/t。但是，四川盆地内未实施专层针对龙潭组页岩气的勘探井。鉴于此，中国石化勘探分公司在川东南地区东溪实施东页深1井的钻探过程中，针对龙潭组开展了系统取心、采样工作，旨在揭示四川盆地内龙潭组页岩气地质条件及勘探潜力。笔者通过对东页深1井龙潭组取心段地球化学特征、岩矿特征、物性及含气性等的综合分析，研究龙潭组页岩气形成地质条件，同时开展其他与龙潭组具有相似沉积背景且已经取得商业开发页岩层系间的对比，进一步明确龙潭组页岩气的勘探潜力，以期四川盆地内海陆过渡相页岩气早日实现勘探突破。

1 区域沉积背景

晚二叠世，四川盆地受东吴运动影响，呈现出南西高、北东低的地理格局，随之海水也呈现出向北东方向退却[3-4]。由于古地理格局及沉积环境的差异变化，同期异相特征明显，整个四川盆地的沉积相带从南西到北东依次由玄武岩喷发区—河湖相—滨岸/沼泽相—潮坪/潟湖相—台地相—斜坡/陆棚相—陆棚相，呈弧形带状展布（图1）。其中，川西南地区西昌—美姑—甘洛一带为玄武岩喷发区，雅安—乐山—马边—雷波一带为上二叠统宣威组下部近物源的河流相沉积区；川中—川东南地区为龙潭组海陆交互相含煤碎屑岩沉积区，依据砂和泥岩的比例差异可进一步划分为滨岸—沼泽相和潮坪—潟湖相两个沉积区；川东—川北地区主要为上二叠统吴家坪组海相碳酸岩盐混积台地沉积区（图1）。

从龙潭组有机碳含量与沉积相关系来看，滨岸—沼泽相、潮坪相（泥炭沼泽相）和斜坡—陆棚相这3种沉积环境最有利于富有机质泥页岩的发育[3-5]。总体来看，四川盆地吴家坪阶发育川东北地区吴家坪组泥页岩和川中—川东南地区龙潭组泥页岩两个发育区，厚度介于60～100 m（图2）。吴家坪组泥页岩主要发育在川东地区宣汉—广元一带的斜坡—陆棚沉积区，埋深主要介于5 000～6 000 m；龙潭组泥页岩主要发育在川中—川东南地区，川中地区埋深主要介于3 000～4 500 m；川东南地区埋深主要介于1 000～3 500 m。根据现阶段页岩气压裂工程施工技术水平，认为川东南地区龙潭组泥页岩厚度、埋深适中，是四川盆地龙潭组页岩气勘探最有利的地区。

2 页岩气地质特征

2.1 岩性组合及泥页岩分布

龙潭组是一套海陆过渡沉积环境下的产物，岩性组合复杂，泥岩类、煤岩类、石灰岩类及砂岩类均有发育（图3）。总的来看，川东南地区龙潭组横向展布基本稳定，地层厚度介于70～80 m。但是不同岩性厚度在横向上展布差异较大。其中，龙潭组富有机质泥岩类厚度普遍大于40 m，主要分布于潮坪相带（泥炭沼泽相带），往西北方向具增厚趋势（图4-a）；煤岩类厚度介于10～20 m，在靠近綦江—赤水一带的盆缘区厚度相对较大（图4-b）；石灰岩类往北东向台地沉积相带具有增厚趋势，厚度介于0～100 m（图4-c）；砂岩类主要发育在川东南地区綦江西北部及赤水以西的河流相中，厚度介于0～30 m（图 4-d）。

2.2 地球化学特征

图1 四川盆地及周缘龙潭组沉积相平面展布图

图2 四川盆地龙潭组/吴家坪组富有机质页岩厚度等值线图

图3 川东南地区綦江—赤水龙潭组地层对比图

图4 川东南地区龙潭组不同岩性厚度等值线图

图5 东页深1井龙潭组页岩气综合剖面图

龙潭组黑色富有机质泥页岩总体显示出较高有机碳含量（TOC）和适中的热演化程度特征。东页深1井龙潭组取心段的分析化验资料揭示，龙潭组泥页岩TOC主要介于0.57%～18.37%，平均值为3.23%，TOC＞1%的占比总样数的83.3%（图5）。镜质体反射率（Ro）测试分析结果显示，样品有机质成熟度较高，Ro介于1.96%～2.40%，平均值为2.22%，处于主生气窗范围，有利于干气大量生成。有机显微组分及碳同位素分析表明，龙潭组泥页岩有机质类型以腐殖型为主，其显微组分以壳质组和镜质组为主，含少量固体沥青，类型指数为－6.0～－92.5；干酪根碳同位素δ13C值介于－22.6‰～－24.1‰。

2.3 储集空间及物性特征

通过氩离子抛光扫描电镜观察发现，龙潭组储集空间以无机孔隙为主，有机质孔隙发育程度较低（图6）。其中，无机孔隙类型主要是黏土矿物孔和微裂隙（图6-a、6-b、6-c）。另外，在部分高等植物残片、有机质中可见有生物结构孔或少量微孔隙（图6-d、6-e、6-f）。

研究区储层物性样品分析结果表明，川东南地区龙潭组泥页岩储层物性总体表现出较高孔隙度和较低渗透率特征。其中，泥页岩类孔隙度在1.13%～9.00%，平均值为5.53%；渗透率一般小于0.10 mD，平均值为0.015 mD（图5）。

2.4 储层矿物组成与脆性特征

东页深1井龙潭组取心段99个样品的X射线衍射分析（全岩样）结果表明，龙潭组具有较高黏土矿物含量和石英含量较低的特征。其中，石英含量介于0.3%～71.9%，平均值为22.1%，黏土矿物含量介于6.2%～90.6%，平均值为48.3%；碳酸盐岩矿物含量介于0.2%～82.0%，平均值为13.9%（图5）。

脆性指数是页岩气储层评价中一个重要的参数，北美地区页岩一般采用的脆性指数计算公式为：脆性指数1 =石英/（石英＋方解石＋黏土矿物）×100%[6]。鉴于龙潭组页岩矿物组成复杂，笔者采用计算公式为：脆性指数2 =（石英＋长石＋碳酸盐岩）/（石英＋长石＋方解石＋白云石＋黏土矿物）×100%。通过计算得出，龙潭组硅质脆性指数为22.1%，脆性矿物指数为51.7%，表现出龙潭组页岩储层具有较高的脆性特征。

2.5 含气性特征

东页深1井龙潭组现场泥页岩样品含气量测试17个，测试解吸气量介于0.24～2.77 m3/t，平均值为0.77 m3/t，总含气量介于0.56～8.78 m3/t，平均值为2.02 m3/t，显示龙潭组具有较好的含气性特征（图5）。在川东南地区部署的宋7井、桐6井钻遇龙潭组时均发生了后效显示和井涌，表明龙潭组泥页岩具有良好的含气性。

图6 东页深1井龙潭组氩离子抛光扫描电镜照片

2.6 顶底板条件

良好的顶底板条件是页岩气在储层内得以封存的重要保障，而影响其好坏的关键因素之一主要取决于上覆及下伏地层的岩性及接触关系[6-7]。龙潭组泥页岩上覆顶板地层为长兴组致密石灰岩、泥质灰岩，厚度大于50 m，且横向展布稳定；龙潭组泥页岩下伏底板为该组底部一套厚1～2 m的致密铝土质泥岩和该组下伏茅口组致密泥晶灰岩、生物屑泥晶灰岩，厚度大于50 m，横向展布稳定。总体表现出龙潭组泥页岩顶底板条件良好。

3 海陆过渡相页岩气层特征对比

通过对川东南地区龙潭组与南华北盆地太原组—山西组、沁水盆地太原组—山西组、鄂尔多斯盆地山西组及美国San Juan盆地Lewis页岩TOC、孔隙度、含气性及矿物含量等关键参数对比[8-16]，分析认为，川东南地区龙潭组泥页岩在TOC、热演化程度、含气量、孔隙度等关键参数上优于太原组、山西组及Lewis泥页岩；有机质类型、黏土矿物含量类似，均以腐殖型干酪根为主，呈现高黏土矿物含量的特征（表1）。太原组、山西组及Lewis泥页岩已获得工业气流，且Lewis页岩已成为北美地区5大页岩气产层之一，表明川东南地区龙潭组具有良好的页岩气勘探潜力，是下一步值得勘探的层系之一。

4 讨论

4.1 有机质类型是影响龙潭组泥页岩中有机质孔隙发育程度的主要原因

川东南地区龙潭组有机质类型为腐殖型，该类型干酪根热解生烃过程中有机质生油量介于50～100 mg/g，产烃率介于5%～10%。相比于腐泥型干酪根有机质生油量360～400 mg/g、产烃率36%～40%和混合型干酪根有机质生油量200 mg/g、产烃率20%[17-18]，川东南地区龙潭组的生油能力弱。前期研究认为，有机质孔主要是来源于滞留在页岩层中的原油热裂解生气形成，页岩中滞留的原油越多，在后期热裂解过程中有机质孔隙就越发育[19]。由于川东南地区龙潭组中生油量少，在后期热裂解成气的过程中，有机质孔的发育程度相应减小。

4.2 龙潭组页岩气勘探选层应避开煤层富集段

川东南地区龙潭组含有一定的煤岩夹层，且煤层在横向上展布不稳定，对于其分布规律还需深入研究。另外，煤层弹性模量小、抗压强度低，存在裂隙和巨大的比表面，对机械和物理化学的外力作用敏感，极易在水平井钻探过程中造成垮塌，堵塞井眼[20]。在实际的勘探过程中选层应避开富煤层段或含煤层多的层段，此外，还需提高钻井工程、压裂等工艺水平。

表1 国内外海陆过渡相页岩气参数对比表[8-16]

5 下一步的勘探方向

基于对川东南地区龙潭组富有机质泥页岩发育特征、埋深的认识，认为綦江—赤水一带龙潭组岩性较纯，富有机质泥页岩厚度发育较稳定，厚度介于40～80 m，石灰岩类和砂岩类等夹层厚度薄或者不发育；龙潭组底界埋深适中，主要介于1 000～3 500 m；另外，綦江一带进行油气钻探过程中，当钻遇龙潭组时气测显示活跃，全烃最大值可达80%，显示出良好的油气保存条件。综上来看，綦江—赤水一带是龙潭组有望取得勘探突破的最优地区。

以1类地震资料品质、富有机质泥页岩厚度大于40 m、页岩埋深介于1 500～3 500 m及良好保存条件为依据，初步优选出川东南地区綦江—赤水一带为川东南地区海陆过渡相龙潭组泥页岩最有利区，该有利区埋深介于1 500～3 500 m、面积为514 km2，页岩气地质资源量为1 259.3×108m3。

6 结论

1）川东南地区龙潭组海陆过渡相泥页岩发育且厚度较大，泥页岩品质具有“高黏土矿物、高孔隙度、高TOC、高含气量”四高特征，泥页岩顶底板条件良好，具备良好页岩气形成的地质条件。

2）相比国内外其他海陆过渡相泥页岩，川东南地区龙潭组泥页岩TOC、热演化程度、含气量、孔隙度优于太原组、山西组及Lewis泥页岩，有机质类型、黏土矿物含量与之类似，即以腐殖型干酪根为主，矿物含量呈现高黏土矿物特征。

3）川东南地区綦江—赤水一带龙潭组富有机质泥页岩发育且夹层少，埋深适中，保存条件良好，是下一步实施页岩气勘探的最优有利区，该有利区埋深介于1 500～3 500 m、面积为514 km2、页岩气地质资源量为1 259.3×108m3。