川西坳陷中江斜坡大安寨段陆相页岩油气地质特征

李强 杨映涛 颜学梅 王玲辉 卓俊驰

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041）

0 引言

随着中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）川西探区陆相常规油气藏勘探开发的不断推进，勘探目标越来越复杂、隐蔽，要保证天然气产量的稳产、增储难度不断加大。陆相页岩油气是源岩油气重要的组成类型之一［1］，作为一种非常规油气资源也是目前中国石化川西探区重要的突破目标之一。1997年，中国石化在川西坳陷中江斜坡回龙场鼻状构造高点上钻探的HL2井在下侏罗统自流井组大安寨段页岩＋介屑灰岩测试获得工业油气流，发现了该区大安寨段油气藏。近年来，多口探井在大安寨段测试获得良好的油气成果，其中HL6H井测试取得20.24×104m3／d的工业产能，证实了研究区侏罗系自流井组大安寨段具有良好的油气勘探潜力。笔者根据钻井、页岩地球化学实验等资料探讨了川西坳陷中江斜坡自流井组大安寨段页岩油气形成的地质特征，优质页岩测井特征及展布，以及页岩油气勘探潜力，以期为支撑研究区陆相页岩油气勘探提供参考。

1 沉积背景及页岩平面展布特征

研究区位于四川盆地西部、川西坳陷中江斜坡地区，东临川中古隆起，西临成都凹陷，南接龙泉山构造带，北接梓潼凹陷。四川盆地早侏罗世大安寨时期主要发育内陆大型淡水湖泊沉积，该时期是盆地侏罗系自流井组三次湖侵中规模最大、范围最广的一次［2］，从盆地周缘向中部逐渐演化为浅湖—半深湖亚相沉积。川西坳陷下侏罗统具有同期异相性，主要以文星—东泰—金堂为界，龙门山前带至成都凹陷区为白田坝组相区，主要为三角洲—滨浅湖沉积，到川西坳陷中江斜坡则变为自流井组相区。从该地区开始往盆地中心，由于相对远离物源区，为较为安静的水体环境，为大型内陆湖泊相沉积环境，尤其是在自流井组大安寨段沉积时期，是侏罗系烃源岩发育的重要层位，此时中江斜坡主要为浅湖滩沉积，局部发育半深湖沉积，主要发育灰色—黑灰色介屑灰岩和深灰—黑色泥页岩（图1）。

图1川西坳陷中部下侏罗统沉积相图

研究区大安寨段（J1z4）厚度为46～67 m，自下而上进一步可划分为大三亚段、大二亚段及大一亚段，各亚段表现为明显的非均质性。下部大三亚段以薄层介屑灰岩与暗色泥页岩薄互层为主；大二亚段底部为厚层灰岩夹泥页岩，向上渐变为平面稳定发育的厚层暗色泥页岩；大一亚段为中厚层灰岩夹薄层暗色泥页岩。实钻证实大安寨段暗色泥页岩厚度横向分布广泛且厚度较大，合兴场、中江以东地区厚度在20 m以上，回龙场以东地区厚度可超过30 m（图2），空间上暗色泥页岩的广泛分布为页岩油气的生储组合提供了良好的物质基础。

图2川西坳陷中江斜坡大安寨段暗色泥页岩厚度分布图

2 大安寨段页岩油气地质特征

为明确川西坳陷中江斜坡大安寨段陆相页岩油气资源潜力，笔者基于研究区现有的实验分析数据，结合四川盆地侏罗系大安寨段的相关资料，重点开展了页岩地球化学特征、页岩储层特征、页岩工程物理特征、页岩含气量特征，以及页岩埋藏深度与地层压力特征等页岩油气地质特征分析。

2.1 页岩地球化学特征

1）页岩有机碳含量及平面展布

有机碳含量（TOC）是定量评价烃源岩的重要参数，国内外学者认可的泥质烃源岩TOC下限为0.4%～0.6%［3］，而对于页岩油气，由于其“自生自储”的成藏特点，对其TOC下限的要求更高，陆相页岩TOC通常大于1.0%就被认为是有利页岩［4］。TOC的高低直接影响了页岩生烃潜力及其吸附油气含量的高低，因此TOC是页岩油气重要的评价指标。四川盆地自流井组大安寨段TOC主要分布在0.1%～4.3%，平均为1.15%［2］2。本次研究收集到研究区大安寨段114个TOC数据，TOC分布在0.22%～2.66%，平均值为1.12%，基本与四川盆地自流井组大安寨段TOC相当。从研究区TOC分布频率直方图来看（图3），TOC分布在0.6%～1.0%的中等烃源岩占总样品数的39.8%，TOC分布在1%以上的样品占总样品数的32.8%。根据页岩评价标准判定，研究区大安寨段页岩TOC总体为中等—好。

图3研究区侏罗系自流井组大安寨段TOC分布频率直方图

TOC平面分布特征对研究区页岩油气有利区预测、资源评价及潜力分析至关重要。由于研究区页岩TOC实验分析样品相对有限、分布不均，较难直接开展TOC平面展布预测，因此本次研究开展了页岩TOC测井评价工作。前人在TOC测井预测方面方法较多，例如体积密度法、自然伽马能谱法、△lgR法等［3，5-6］，而针对研究区大安寨段页岩TOC数据分散不均的情况，利用这样一些单线性预测方法难以准确预测研究区TOC分布。因而，本次主要采用多元线性回归的方法进行预测［7］，利用研究区大安寨段TOC样本点与测井曲线进行交会分析，最终选取自然伽马（GR）、补偿声波（AC）、深侧向电阻率对数值（LGRD）与TOC建立多元线性回归分析（图4），建立了研究区大安寨段TOC测井多元回归预测模型：

TOC测井多元回归预测模型回判精度达到0.719 7，模型精度可靠（图5）。利用该模型对研究区30口单井进行TOC测井评价，大安寨段泥页岩TOC平面分布呈现西低东高的特征，大部分地区TOC大于1.0%，中江—回龙场以东地区TOC相对较高，在1.2%以上（图6）。

2）页岩有机质类型

图4测井曲线与TOC交会图

图5 TOC预测模型回判结果交会图

图6研究区TOC等值线、地层压力系数、页岩油气综合评价图

有机质类型是确定烃源岩生烃特性的重要参数，主要通过有机质干酪根类型来决定生油或者是生气。笔者共收集了研究区大安寨段7个干酪根显微组分数据，样品大部分以镜质组＋惰质组为主，腐泥组含量较低，壳质组含量最低（表1），有机质类型主要以Ⅲ型为主，有少量的Ⅱ2型。岩石热解参数也是用来划分泥页岩有机质类型的重要指标之一［8］。从岩石热解实验资料有机质类型Tmax-HI判别图分析（图7）可知，研究区干酪根总体为Ⅲ型，含一定量的Ⅱ2型，与干酪根显微组分数据结果基本一致。说明研究区页岩主要以生气为主，同时具备生油潜力。

表1大安寨段J1z4层位干酪根显微组分数据表

图7大安寨段页岩有机质类型Tmax-HI判别图

3）页岩有机质成熟度

页岩有机质成熟度是确定有机质生气量的重要指标，一般来说，页岩有机质成熟度高，产气量和含气量越高［9］。笔者收集了研究区大安寨段29个镜质体反射率值（Ro）数据，主要分布在0.80%～1.52%，平均值为1.13%，有机质最大热解温度Tmax值分布在382～501℃，平均为450℃，表明研究区的页岩处于成熟“凝析油气”阶段。结合页岩有机质类型分析，研究区大安寨段页岩生烃主要以湿气、晚熟油为主。

综合研究区页岩TOC、有机质类型及有机质成熟度特征分析认为，川西坳陷中江斜坡自流井组大安寨段页岩TOC部分达到了好烃源岩的条件、有机质类型较好、页岩有机质成熟度达到了生烃门限，具有较好的生油气能力。因此研究区具备形成一定页岩油气资源的潜力。

2.2 页岩储层特征

四川盆地侏罗系自流井组大安寨段勘探前期主要以介屑灰岩为主要目标，研究工作也主要围绕介屑灰岩开展，而较为缺乏对大安寨段当中的页岩进行研究。随着近年来陆相页岩油气勘探研究工作的加大，页岩储集性能特征越来越受到科研人员的重视［10］。研究区大安寨段岩性以黑色、灰黑色页岩以及介屑灰岩不等厚互层为主，页岩以厚层、中层状为主，页理较为发育，见方解石脉、灰质条带、团块，黄铁矿斑块发育。介屑灰岩中以双壳类、瓣鳃类、藻类、介形类、腕足类等生物碎屑为特征。

通过分析研究区45个页岩实验物性资料可知，其孔隙度最大值为6.62%，最小值为0.75%，主要分布在2%～4%，平均值为3.25%。根据研究区65个介屑灰岩实验物性资料可知，其孔隙度最大值为4.19%，最小值为0.71%，主要分布在1%～3%，平均值为1.68%（图8）。页岩物性整体好于介屑灰岩，为后期页岩储层压裂改造提供了有利的条件。

图8大安寨段页岩、介屑灰岩孔隙度分布直方图

2.3 页岩工程物理特征

针对页岩工程物理特征，可压性分析主要采用X射线衍射全岩矿物分析法确定页岩的脆性矿物含量来判断页岩储层的压裂改造性能。页岩中主要的脆性矿物为硅质矿物，包括长石、石英、方解石等。根据研究区53个页岩样品的X射线衍射全岩矿物分析结果表明，黏土矿物含量平均值为40.0%，石英含量平均值为35.9%，方解石含量平均值为19.1%，斜长石含量平均值为2.0%，白云石含量平均值为1.2%，黄铁矿含量平均值为1.4%。与四川盆地大安寨段页岩岩石矿物含量对比可知（图9），研究区大安寨段页岩矿物含量与四川盆地基本相当。研究区脆性矿物含量介于35%～95%，平均值为60%，较高的脆性矿物含量有利于储层的压裂改造。

图9川西坳陷中江斜坡与四川盆地大安寨段页岩岩石矿物对比分析直方图

2.4 页岩含气量特征

页岩含气量特征是页岩油气潜力分析的关键参数，对页岩油气资源储量预测具有重要意义［11］。根据研究区YT2井大安寨段页岩实测含气量随深度变化图（图10）表明，大一亚段（3 080～3 090 m）页岩实测含气量相对较低，介于0.17～0.41 m3／t，平均值为0.25 m3／t；大二段顶部（3 099.5～3 113.3 m）页岩实测含气量最高，介于0.21～1.00 m3／t，平均值为0.56 m3／t；大二段下部到大三亚段（3 113.5～3 144.6 m）页岩实测含气量有逐渐下降的特征，介于0.12～0.45 m3／t，平均值为0.27 m3／t。总体来看，大安寨段页岩含气量一般，大二段顶部相对较高，具备一定的勘探潜力。

2.5 页岩埋藏深度及地层压力特征

埋深是页岩气商业开发的重要参数，一般要求埋深小于4 000 m［12］。研究区自流井组大安寨段埋藏深度较浅，介于2 500～3 200 m，相应勘探开发成本较低，有利于后期有效的商业开发。虽然埋藏深度较浅，但是其顶板为千佛崖组泥岩、粉砂岩，厚度30～50 m；底板为马鞍山段泥页岩、粉砂岩，夹薄层细砂岩，厚80～100 m，对页岩油气层具有良好的封隔保存作用。

图10 YT2井大安寨段页岩实测含气量随深度变化图

地层压力系数是反映页岩油气保存条件的综合指标，影响着吸附气和游离气的含量［13］。页岩生烃造成孔隙压力增大而形成异常高压，在异常压力和烃浓度差的作用下，烃类的运移总是指向外面，如果气藏封闭性不好，页岩油气排出过快会造成压力大幅度降低，甚至形成低压，反之则会保持较高的地层压力［14］。研究区地层压力系数普遍大于1.4，研究区西南部由于构造形变较强，断裂复杂，大安寨段保存条件相对较差，地层压力系数一般低于1.4。研究区主体部位中江—回龙场、福兴、合兴场—新盛地区大安寨段地层压力系数为1.4～1.8，研究区中部永太地区由于位于较深的凹陷中，缺乏断裂，大安寨段地层压力系数最高能大于1.8（图6）。总体来说，研究区大安寨段的异常高压有利于页岩油气的产出及流动，为页岩油气的稳产提供了较好的条件。

3 页岩油气勘探开发潜力分析

结合以上综合分析川西坳陷中江斜坡自流井组大安寨段页岩分布特征、页岩地球化学特征、页岩储层特征、页岩工程物理特征、页岩埋藏深度及地层压力特征等研究成果，参考页岩厚度、TOC、有机质成熟度、埋藏深度、地层压力系数等多项评价参数［15］。以富有机质泥页岩厚度大于20 m、TOC大于1.0%、Ro大于0.7%、压力系数大于1.4作为有利区优选标准，同时避开断裂发育的南北向断裂区，最终确定研究区东部—东南部为页岩油气有利目标区，主要位于福兴、回龙场、永太地区（图6）。

川西坳陷中江斜坡自流井组大安寨段页岩油气勘探才刚刚起步，相信通过地质、工程的联合创新攻关，该地区陆相页岩油气会成为未来陆相油气勘探、天然气增储上产的新领域。

4 结论

1）大安寨段暗色泥页岩发育，横向分布广泛且厚度较大，合兴场、中江以东地区厚度在20 m以上，回龙场以东地区厚度可超过30 m。

2）大安寨段页岩TOC平均值为1.12%，平面分布呈现西低东高的特征，有机质类型为Ⅲ型和Ⅱ2型，Ro平均值为1.13%，演化程度适中，表明具有良好的生烃潜力。页岩储层孔隙度平均值为3.25%，脆性矿物含量平均为60%，有利于页岩储层的压裂改造。大安寨段良好的埋藏深度以及异常高压有利于页岩油气的保存和产出，为页岩油气的稳产提供了较好的条件。

3）综合考虑大安寨段页岩分布、地球化学、储层特征、页岩工程物理、埋深以及地压特征，确定研究区东部—东南部为页岩油气有利目标区，主要位于福兴、回龙场、永太地区。