四川盆地石柱地区自流井组页岩气成藏条件与勘探前景

2020-02-09余江浩赵雪松黄佳琪

岩性油气藏 2020年1期

王登，余江浩，赵雪松，陈威，黄佳琪，徐聪

（1.湖北省地质调查院，武汉 430034；2.湖北省地质局第四地质大队，湖北咸宁 437100）

0 引言

页岩气是指以吸附、游离或溶解状态赋存于泥页岩中的一种非常规天然气［1-4］。截至2017 年，陆续在扬子地区陡山沱组、牛蹄塘组、龙马溪组、大隆组等海相地层中发现页岩气，并在重庆涪陵、四川长宁—威远等地获得勘探突破，仅涪陵地区累计生产页岩气超过50 亿m3。湖相页岩气的勘探潜力同样巨大，也是非常值得关注的重要领域。已有研究成果显示，四川盆地下侏罗统自流井组暗色泥页岩发育，具备页岩气形成的基础条件［5-7］。郭彤楼等［8］对四川盆地元坝地区自流井组页岩气成藏条件进行了分析，认为该地区具备页岩气形成和勘探的基本条件，是页岩气勘探的有利层系；王良军等［9］分析了四川盆地涪陵地区自流井组不同层段泥页岩的沉积相分布、地球化学特征、储层特征、保存条件等，认为东岳庙段和大安寨段成藏条件良好，为有利的勘探层位；周德华等［10］初次建立了页岩气“甜点”评价体系，并应用该评价体系对四川盆地侏罗系“甜点”分布规律进行了预测，部署的评价井取得了良好的勘探效果。

21 世纪初以来，中国石化江汉油田分公司在石柱地区部署了一系列页岩气资料井和探井，如建111 井、建页HF-1 井等，主要勘探目的层为下侏罗统自流井组，多口井见到良好的页岩气显示，其中建页HF-1 井获得工业气流，日产气约12 万m3，预示着该地区具有较好的勘探前景。总体上，石柱地区页岩气勘探程度尚较低，现有研究主要集中于沉积、储层等方面［11-13］，而页岩气成藏特征方面的研究还不够深入。本次研究以野外调查为基础，结合最新的钻井资料，对研究区自流井组东岳庙段页岩气成藏条件进行综合分析，以期为下一步的页岩气勘探部署提供参考。

1 地质背景

石柱地区位于四川盆地东部，行政区划上包括湖北省利川市和重庆市石柱县，面积约为2.65 万km2。构造上位于中上扬子地台石柱复向斜区，东临齐岳山复背斜，西临方斗山复背斜，主要由北东—南西向展布的褶皱和断裂组成，其中齐岳山断裂（F1）、方斗山断裂（F2）为区域性大断裂，前者也是四川盆地东部边界（图1）。

图1 四川盆地石柱地区地质简图Fig.1 Geological map of Shizhu area in Sichuan Basin

研究区地表主要出露中、新生代地层，包括下三叠统大冶组、嘉陵江组、巴东组、须家河组，侏罗系自流井组、千佛崖组、沙溪庙组、遂宁组等。其中，下侏罗统自流井组为一套陆相碎屑岩沉积［14］，其在石柱地区沉积厚度多为600～640 m，自上而下可分为5 段，分别为大安寨段、马鞍山段、东岳庙段、珍珠冲段和凉高山段（图2）。本次研究涉及到的谋道剖面、鱼池坝剖面分别位于石柱复向斜东西两翼，地层出露情况较好；钻井多位于建南—黄水坝一带，其中2012 年钻探的建页HF-1 井为评价井，在东岳庙段钻遇了一套厚度较大的灰黑色泥页岩，累计连续取心85 m。

自上而下依次为分别为凉高山段、大安寨段、马鞍山段、东岳庙段和珍珠冲段。凉高山段以灰黑色页岩、灰色石英砂岩及灰绿色泥岩互层为特征；大安寨组以灰黑色页岩夹灰色介壳灰岩为特征；马鞍山组以紫红色泥岩、紫红色粉砂岩为主；其中本研究的目标层段东岳庙段顶部以灰色泥岩为主，夹薄层介壳灰岩或泥灰岩，中部为深灰色含灰泥岩和黑色页岩为主，下部为深灰色、黑色页岩夹介壳灰岩；珍珠冲段以浅灰色、灰色中粒石英砂岩、深灰色泥质粉砂岩夹深灰色砂质泥岩、砂质页岩为主。

图2 石柱地区地层综合柱状图Fig.2 Stratigraphic column of Shizhu area

2 页岩气成藏条件

2.1 泥页岩厚度及分布特征

早侏罗世—中侏罗世早期，由于印支运动的影响，四川盆地由三叠纪的前陆盆地演变为拗陷盆地，形成了大面积的湖泊环境［8-9，14］。下侏罗统自流井组东岳庙段的沉积为继承性发育于珍珠冲段之上，相对于珍珠冲段沉积时期，其湖侵作用得到了进一步增强，水体范围明显扩大，石柱地区主体为半深湖亚相沉积（图3），形成了一套分布范围广、厚度大的黑色泥页岩系，厚度约为110～162 m，岩性顶部以灰色泥岩为主，夹薄层介壳灰岩或泥灰岩，中部以深灰色含灰泥岩和灰黑色页岩为主，底部为深灰色—灰黑色泥页岩夹介壳灰岩。

图3 石柱地区自流井组东岳庙段沉积相与泥岩厚度分布Fig.3 Sedimentary facies and mudstone distribution of Dongyuemiao member of Ziliujing Formation in Shizhu area

据露头剖面、钻井资料统计，石柱地区东岳庙段暗色泥页岩厚度多为30～95 m，占地层总厚度的65%～85%（图4），从石柱—箭竹溪—谋道镇一带往建南镇方向，沉积厚度逐渐增大，在建南镇附近泥页岩厚度可达90 m 以上。其中，建35-3 井钻遇的东岳庙段泥页岩厚度为75.6 m，占地层厚度的74.1%；建111 井和建页HF-1 井钻遇泥页岩厚度分别为93.6 m 和106.8 m，分别占地层厚度的78.3%和85.4%。整体上，石柱地区东岳庙段泥页岩厚度较大，沉积中心位于建南—临溪场一带。

图4 石柱地区自流井组东岳庙段地层对比剖面Fig.4 Stratigraphic correlation profile of Dongyuemiao member of Ziliujing Formation in Shizhu area

2.2 有机化学特征

2.2.1 有机质丰度

无论是生物成因还是热成因页岩气，拥有足够数量的有机质是形成页岩气藏的物质基础［17-19］。同时，有机质含量也是影响其吸附气量的重要因素［18-19］。石柱地区自流井组东岳庙段144 个泥页岩样品分析数据表明（表1），TOC 质量分数为0.49%～2.02%，平均为1.08%。以建页HF-1 井为例，其TOC质量分数为0.19%～2.87%，平均为1.05%，大于1%的样品占总样品数的45.6%；生烃潜量（S1+S2）为0.09～8.13 mg/g，平均为1.51 mg/g，主要分布在1.0～6.0 mg/g；氯仿沥青“A”为0.011%～0.466%，平均为0.176%，主要分布区间为0.1%～0.3%。由此可见，石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩有机质丰度较高，具有较好的生烃能力，达到了“好烃源岩”标准。

表1 石柱地区自流井组东岳庙段有机质丰度数据Table 1 Organic matter abundance of shale of Dongyuemiao member of Ziliujing Formation in Shizhu area

纵向上，石柱地区东岳庙段泥页岩有机质丰度的高值主要分布在中、下部，且从下到上具有逐渐降低的趋势（图4），TOC 质量分数大于1%的泥页岩厚度为32～52 m，如建32-3 井为36 m，建111 井和建页HF-1 井分别为40 m 和44.5 m。平面上，东岳庙段TOC 质量分数多为1.0%左右［图5（a）］，从茶园坪—黄水坝—带往建南方向略有增大趋势，其中建111 井的TOC 质量分数平均值为1.02%，建1井的平均值为1.25%。

2.2.2 有机质类型

建页HF-1 井自流井组东岳庙段有机质类型以腐泥型为主，体积分数为54.1%～78.3%，平均为70.7%；其次为镜质组，体积分数为21.7%～44.7%，平均为29.1%；少量惰质组、壳质组，体积分数多小于1.0%。干酪根类型指数为20.7～61.5，主要为Ⅱ1型，少量Ⅱ2型，分别占样品总数的87.5%和12.5%。HI为58.3～157.1 mg/g，平均为101.4；D为6.23%～16.10%，平均为10.4。上述参数均表明东岳庙段主要为Ⅱ1型，少量为Ⅱ2型。

2.2.3 成熟度

有机质丰度和类型决定了油气生成的物质基础，而有机质的成熟度则是油气生成的关键［15-16］。建页HF-1 井自流井组东岳庙段泥页岩Ro值为1.01%～1.44%，平均为1.27%；岩石热解最高峰温（Tmax）值为419～482 ℃，平均为460 ℃；二者均表明建页HF-1 井自流井组东岳庙段泥页岩处于成熟阶段。建111 井和建35-2 井的岩心分析资料显示，其东岳庙段Ro值为0.84%～1.44%，平均为1.01%［图5（b）］。由此可见，石柱地区东岳庙段泥页岩处于成熟阶段，为生油气高峰期。

2.3 储层特征

2.3.1 矿物组成

脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、含气性及压裂改造方式的重要因素［17-19］。建页HF-1 井自流井组东岳庙段48 个样品的X 射线衍射分析结果表明，石英质量分数为15.5%～66.8%，平均为41.8%；长石质量分数为1.7%～12.5%，平均为4.8%；方解石质量分数为0～56.4%，平均为13.5%；黏土矿物质量分数为17.1%～56.2%，平均为39.1%，并含少量黄铁矿等。黏土矿物中以伊蒙混层和伊利石为主，相对质量分数分别为21%～41%和20%～43%，高岭石相对质量分数为13%～31%，绿泥石相对质量分数为11%～27%。总体上，东岳庙段矿物成分以石英和黏土为主，同时脆性矿物含量较高，质量分数为43.6%～81.5%，平均为58.8%，与北美Barnett 页岩相当，具有较好的压裂改造潜力。

2.3.2 储层物性

49 个样品的物性分析结果表明，建页HF-1 井自流井组东岳庙段孔隙度为0.52%～6.85%，平均为2.17%，孔隙度大于2%的样品占总样品数的53.15%，高峰为1%～3%，占样品总数的69.38%；渗透率为0.005～3.460 mD，平均为0.34 mD，渗透率大于0.01 mD 的样品数占总样品数的89.7%，高峰为0.01～0.10 mD，占样品总数的55.1%。总体上，石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩属于“低孔—特低孔、特低渗型”储层。

2.3.3 孔隙类型

石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩中可识别出多种孔隙类型。有机质孔隙相对较发育，呈气泡状、斑点状分布于有机质内部［图6（a），（b）］，孔径为55～120 nm。粒内孔隙多为石英、长石溶孔，孔径为130～260 nm，个别可达800 nm［图6（c），（d）］。微裂缝主要发育于有机质内部或泥质层界面，裂缝一般宽约25～50 nm，最大缝宽约为100～200 nm［图6（e），（f）］。粒间孔隙分布在颗粒边缘，为颗粒间或颗粒与黏土间孔隙，孔径为30～200 nm。岩心上局部可见裂缝发育，角度约为65°～72°，最长缝可达1.4～2.1 m，缝宽0.3～0.5 cm，但多被方解石半充填或完全充填，偶极声波测井可见快慢横波时差的差异明显，微电阻率成像测井也可见明显的裂缝响应。已有研究结果表明［22-23］，在生油阶段，随着可溶有机质的大量生成，其会堵塞孔隙吼道，抑制低成熟页岩孔隙的发育及气体吸附能力，而东岳庙段处于生油高峰期，可溶有机质的生成同样会导致其物性变差。

2.3.4 比表面积

石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩比表面积为5.32～12.42 m2/g，平均为8.22 m2/g；孔径为8.90～12.42 nm，平均为11.5 nm。据Chalemers 等［22］的分类方法（孔径＞50 nm 为宏孔；孔径2～50 nm 为中孔，孔径＜2 nm为小孔），可将研究区多数泥页岩样品的孔隙体积划分为“中孔”级别，约占总样品数的65.1%，其次为宏孔，约占总样品数的31.2%；样品的比表面积组成中，微孔和中孔的比表面积占总比表面积的98.52%。总体上，东岳庙段泥页岩的比表面积较大，可为页岩气提供充足的储集和吸附空间，中孔和大孔提供了主要的孔隙体积，微孔和中孔提供了主要的比表面积。

2.4 含气性特征

石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩中，气显示活跃，在建111 井、建深1 井、建页HF-1 井等多口钻井中均可见气显示，现场解析气质量体积平均为1.4 m3/t。其中，建111 井在东岳庙段共发现气测异常显示27 m，共2 层，最大单层厚度25 m，测井解释含气层厚度42 m，共计5 层，压裂后测试结果为日均产气3 164 m3，单日最高产量为6 848 m3；建页HF-1 井在东岳庙段取心钻进过程中见到良好的气显示，厚度为58.45 m，井段为584.55～643.00 m，气显示段的岩心浸水试验结果显示，普遍见气泡逸出，多为针孔串珠状，气显示点平均为15～55点/m，气显示主要集中在灰白色介壳体的边缘缝、介壳富集成层的层面缝以及少量的页岩层理缝中，水平段测试获得1.2 万m3/d 的工业气流。

通过选取建页HF-1 井的3 个页岩样品进行了等温吸附实验，结果表明，钻井实测东岳庙段的平均地层压力为5.56 MPa 时，东岳庙段页岩的吸附气质量体积为2.63～3.02 m3/t，平均为2.78 m3/t，显示了研究区的泥页岩具有较强吸附气体的能力（图7）。

2.5 保存条件

2.5.1 构造形态及埋深条件

石柱地区为一宽缓向斜，地表被侏罗系连片覆盖，构造变形较弱，地层产状平缓，倾角为10°～12°。勘探实践证明，在宽缓构造样式下，随着埋深的增加，页岩气保存条件越好。因此，向斜核部附近具有较好的保存条件。石柱地区下侏罗统东岳庙段泥页岩总体埋藏较浅，石柱北部建南地区埋深多小于1 000 m，南部地区埋深约为1 500～2 000 m。其中，建111 井、建页HF-1 井东岳庙段中下部页岩气集中显示段的埋深均小于700 m，整个石柱地区埋深均未超过2 500 m。

图7 建页HF-1 井泥页岩等温吸附气模拟曲线Fig.7 Isothermal adsorption graph of Dongyuemiao member of Ziliujing Formation in Shizhu area

2.5.2 断裂及裂缝条件

断裂和裂缝对页岩气保存具有双重作用。地震资料显示，石柱地区断裂不发育，无开启性大断裂切穿东岳庙段。建111 井、建页HF-1 井的钻探结果证实了这一结论，打穿东岳庙段的钻井大多未发生泥浆漏失等现象，仅在建页HF-1 井的深度85.3 m 处发生了约10.3 m3的泥浆漏失，表明东岳庙段没有大断裂或大溶洞发育，具有较好的保存条件。岩石的脆性矿物质量分数为50.1%～60.9%，易发育裂缝，裂缝发育段的气测异常明显，浸水试验见气泡从裂缝中冒出，表明东岳庙段的裂缝未与地表连通，且有效改善了页岩的物性。

2.5.3 顶底板条件

顶底板条件是阻碍页岩气垂向运移和散失的关键因素，也影响着压裂改造效果［2］。石柱地区自流井组顶板为千佛崖组，岩性主要为紫红色、绿黄色泥岩、粉砂岩、细粒石英砂岩，夹介壳灰岩，平均厚度约为160 m，孔隙度为0.51%～3.03%，突破压力为9.71～11.36 MPa，中值半径为4.6～6.5 nm，其封盖性能较好。底板为须家河组，岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩，夹页岩和4～6 层煤线，厚度约为211～371 m，孔隙度为1.83%，突破压力为9.11～9.49 MPa，中值半径为5.0～6.1 nm。按照邓德文［23］的盖层等级划分标准，石柱地区自流井组顶底板的封盖性属于“较好”级别。

3 页岩气资源前景

将石柱地区东岳庙段页岩与四川盆地龙马溪组、北美典型含气页岩［24］进行比较（表2），结果表明，石柱地区东岳庙段页岩的总有机碳含量低于龙马溪组和北美典型含气页岩；干酪根类型与北美页岩也存在差异，而与四川盆地龙马溪组页岩相同；成熟度方面，东岳庙段Ro值与北美地区较一致，而明显低于四川盆地龙马溪组Ro值；含气量方面，东岳庙段与美国圣胡安Lewis 页岩相近，而低于其他页岩。孔隙度方面，东岳庙段与四川盆地龙马溪组相近，低于北美地区页岩。

表2 石柱地区东岳庙段页岩与其他页岩气系统主要地质参数对比Table 2 Comparisons of other shale gas with Dongyuemiao member of Ziliujing Formation in Shizhu area

总体上，石柱地区自流井组东岳庙段泥页岩厚度大，生烃能力良好，具备形成页岩气藏的物质基础。参考相关页岩气资源评价方法，选取泥页岩厚度，TOC，Ro等参数，采取叠合法预测石柱地区页岩气勘探有利区。结果表明，桥头坝—建南—上水坝一带为页岩气勘探有利区（图8），面积约为0.212万km2，有效泥页岩厚度平均为51.6 m，岩石密度为2.55 g/m3，页岩吸附气质量体积为1.4 m3/t，估算页岩气地质资源量为3 905 亿m3。