四川盆地元坝地区千佛崖组页岩油气富集特征与主控因素

2021-11-01郭旭升赵永强张文涛李宇平魏祥峰申宝剑

石油实验地质 2021年5期

郭旭升，赵永强，张文涛，李宇平，魏祥峰，申宝剑

(1.中国石化油气成藏重点实验室，江苏无锡 214126；2.中国石油化工股份有限公司，北京 100020；3.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126；4.中国石化勘探分公司，成都 610041)

四川盆地中下侏罗统发育三套优质暗色泥岩，从上至下分别为千佛崖组(凉高山组)、自流井组大安寨段和东岳庙段，是继海相页岩气开发之后的另一重要页岩油气勘探领域[1-7]。近年来加大了千佛崖组(凉高山组)陆相页岩油气的勘探力度，并在元坝、涪陵地区的多口钻井都获得了工业油气流。涪陵地区泰页1井在凉高山组测试日产气7.5×104m3，日产油9.8 m3[2]；元坝地区元坝9井千佛崖组日产油16.6 m3，气1.2×104m3，元页HF-1井试采日产油6.2 t，日均产气0.2×104m3，元页3井测试日产气1.18×104m3，油15.6 m3，证实该层系具有较大的勘探潜力。

元坝地区千佛崖组属于湖相地层，与海相页岩相比具有分布面积小、岩性变化快、有机质丰度不高的特点[5-9]，页岩油气富集条件存在较大的差异，勘探潜力有待进一步探索。本文以元页3井等千佛崖组页岩层系为例，分析其成藏地质条件，并通过与其他地区和层位的对比，探讨该区千佛崖组页岩油气富集规律和主控因素。

1 研究区地质概况

元坝地区位于扬子板块北缘，处于川中隆起与川北坳陷的过渡带，构造上位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧[6]。该区侏罗系主要发育湖泊、河流相沉积，在早、中侏罗世主要为湖泊沉积环境，并在自流井组大安寨段和千佛崖组中下部沉积期达到最大湖泛面(图1)，沉积了多套暗色泥岩层系。

图1 四川盆地元坝地区千佛崖组沉积相分布及元坝地区位置Fig.1 Sedimentary facies of Qianfoya Formationin Sichuan Basin and location of Yuanba area

千佛崖组属于中侏罗统，可划分为千一段、千二段和千三段3个岩性段，并细分为8个小层(图2)，沉积环境从浅湖到半深湖再到浅湖和滨湖，整体表现为一套先湖侵再湖退的沉积旋回。在岩性组合上，千三段为⑦—⑧小层，上部岩性为棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色粉砂岩、细砂岩；下部岩性以棕红色、灰色泥岩为主，夹少量灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。千二段又可分为3个小层，上部为⑥小层，岩性以灰色、黑灰色的泥岩、黑灰色粉砂质泥岩为主，夹灰色粉砂岩、细砂岩；中部⑤小层以黑灰色粉砂质泥岩和深灰色粉砂岩互层为主，夹灰色细砂岩及薄层介壳灰岩；下部④小层岩性主要为深灰色、灰黑色泥页岩，是暗色泥岩的主要分布层段。千一段为①～③小层，上部为灰色、深灰色、黑灰色泥页岩与粉砂岩、细砂岩互层，下部为灰色泥岩、灰质泥岩、粉砂岩及含介壳灰岩，下伏地层为自流井组大安寨段灰岩。元坝地区千佛崖组的埋深在3 500～4 000 m，暗色泥页岩累计厚度普遍在50～140 m[7]，成熟度适中。

图2 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组页岩油气综合评价剖面图Fig.2 Comprehensive evaluation of shale oil and gas in Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

2 页岩油气成藏条件

2.1 富有机质泥岩厚度

元坝地区在千二段沉积期达到最大湖泛期，沉积了一套浅湖—半深湖沉积，岩性为暗色泥页岩夹粉砂岩、细砂岩和薄层灰岩，厚度一般为30～80 m。根据元页3井的统计结果，千二段总厚度为100.9 m，其中④小层的暗色泥岩连续厚度最大，见两段厚度分别为9.3 m和4.8 m的暗色泥岩段夹一条厚0.06 m的薄层介壳灰岩，泥地比为95.6%；其次为千二段⑥小层和千一段③小层，连续泥岩厚度最大均为3～4 m左右，但泥岩中的粉砂质含量较高，而其他层段泥岩比例则不高。

2.2 页岩有机地球化学特征

元坝地区千佛崖组暗色泥岩段有机质丰度较高，成熟度适中。以元页3井岩心样品测试结果为例，该井千佛崖组TOC分布范围为0.10%～3.01%，平均值为0.98%，其中千二段下部④小层泥岩段有机质含量最高，在0.46%～3.01%之间，平均为1.72%(图2)。泥岩及部分粉砂质泥岩的热解测试结果显示，千二段④小层平均S1+S2值最高，为3.88 mg/g，其次为千二段⑥小层和千一段，分别为2.29 mg/g和1.97 mg/g，而千二段⑤小层S1+S2值在0.5 mg/g以下。根据前人提出的陆相烃源岩有机质丰度评价标准[10]，千二段④小层生烃品质好，其次为千二段⑥小层。

前人研究认为，该区千佛崖组干酪根为Ⅱ1—Ⅱ2型[11]，本研究对元页3井26块样品的有机显微组分及干酪根碳同位素分析表明，元坝千佛崖组泥页岩有机质类型在不同深度差异较大。如图2所示，取心段干酪根碳同位素δ13CPDB值为-28.2‰～-22.0‰，包括了Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型干酪根。其中，千二段④小层和千一段③小层下部的δ13C最低，有机质以Ⅱ1型为主，其他层段则为Ⅱ2—Ⅲ型。有机岩石学分析显示，镜质组在各层段均见发育，说明存在较多来源于陆生高等植物的母质，其次为丝质体及部分固体沥青，在暗色泥岩发育的层段，固体沥青含量明显增加。

元页3井千佛崖组镜质体反射率Ro为1.23%～1.29%，热解Tmax值平均为472 ℃，处于成熟—高成熟阶段，有利于油气生成和富集。

2.3 储集空间特征

氦气法孔隙度测试结果显示，元坝千佛崖组孔隙度从1.0%～6.4%变化，具有很强的非均质性，其中千二段④小层泥岩段孔隙度最高，平均为5.1%。千佛崖组岩性组合复杂，不同岩性之间的孔隙度差异较大。为了分析其差异，按照岩性的不同，统计了元页3井千佛崖组的孔隙度(图3)。可以看到，泥页岩的孔隙度最高，范围在1.8%～6.4%，平均4.1%；粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩除个别样品外，多数样品孔隙度在1%～4%之间，平均值分别为2.9%，2.7%，2.2%，随粉砂质含量增加有降低的趋势。含灰泥岩孔隙度在4%左右，而泥质灰岩的孔隙度则较低，一般小于2%。细砂岩孔隙度在1.5%～4.1%，大部分样品则小于4%。总的来说，泥页岩的物性最好，而粉砂岩、细砂岩和灰岩夹层的物性则相对较差。

图3 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组不同岩性孔隙度范围Fig.3 Porosity of samples with different lithologies in QianfoyaFormation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

与海相页岩不同，元坝地区千佛崖组页岩中无机孔非常发育，是主要的孔隙类型。扫描电镜观察可知，无机孔主要是黏土矿物孔，该类型孔隙形态主要为狭缝型孔，孔隙密度较高(图4a)；其次还含有部分粒间孔，主要见于黄铁矿内部或者颗粒矿物边缘(图4b)。元坝地区千佛崖组页岩中的有机质孔隙部分发育，有机孔的发育主要受有机显微组分类别的影响。通常认为，有机质孔隙主要分布在Ⅰ型、Ⅱ型干酪根及沥青质中，而Ⅲ型干酪根通常不发育孔隙或仅见少量原生孔隙[12-16]。扫描电镜下可以看到，沥青质常见与黏土矿物混杂在一起，孔隙非常发育(图4c-e)，而镜质体中通常不发育孔隙(图4f)。利用孔隙度与矿物含量及总有机碳含量之间的数据关系，通过多元拟合的方法可以估算页岩中不同类型孔隙所占的比例[17-18]。本文在前人多元拟合方法的基础上进行了改进，并计算了千佛崖组页岩中有机孔和无机孔的占比，得到有机孔平均占比为26.6%%，无机孔占比为73.4%，而千二段④小层的有机孔占比最高，达到40%。对元页3井的岩心观察结果显示，其裂缝整体不发育，仅见少量的水平缝及高角度缝，主要发生在泥岩段，且被方解石或泥质充填。

图4 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组泥岩孔隙发育特征

页岩孔隙结构的表征对于页岩储集性能的评价至关重要。通过氮气吸附—压汞联合测定法分析了元页3井千佛崖组页岩的孔径结构特征，其孔径主要以介孔为主，介孔孔容占总孔容的48%～69%，其次为大孔和微孔(图5)。与海相奥陶系五峰组—志留系龙马溪组相比，本区千佛崖组大孔占比相对更高，利于页岩气的采出。

图5 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组泥页岩压汞—吸附联合孔径分布特征Fig.5 Pore size distribution of shale by the means of mercury intrusion and adsorption,Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

2.4 矿物组成及可压性

图6为元页3井千佛崖组矿物组成三角图。可以看出，该段岩石主要组成矿物为黏土、石英和长石，而碳酸盐类矿物含量较少，其中黏土和石英+长石的含量基本相当，多数样品集中在40%～60%之间。千佛崖组黏土矿物主要由伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石几类组成，其中伊/蒙混层含量最高，占黏土总量的35%～55%；其次为伊利石和绿泥石。从纵向分布上来看(图2)，元页3井千佛崖组矿物含量变化不大，泥岩段黏土含量相对较高；普遍含斜长石，含量多在10%以内，但在少数层段的细砂岩、粉砂岩中，其含量可接近20%。

图6 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组岩石矿物组成三角图Fig.6 Mineral composition of samples from QianfoyaFormation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

与海相页岩不同，千佛崖组页岩中的黏土含量与TOC呈正相关关系。最为有利的富有机质泥岩段往往黏土含量也最高，不利于压裂的开展。利用矿物组成可计算岩石的脆性指数，以此来反映其可压性特征，本文采用的计算公式为：脆性指数BI=(石英+碳酸盐矿物)/(石英+长石+碳酸盐矿物+黏土)×100%。计算得到千佛崖组脆性指数为22.3%～71%(图2)，其中千二段④小层平均为34.8%。较高的黏土含量增加了压裂的难度。

2.5 含油气性特征

根据热演化程度和气油比(元页1井气油比为908 m3/m3，元页3井气油比为756 m3/m3)判断，元坝千佛崖组为含有较高凝析油的凝析气藏。现场含气量测试结果在0.223～2.376 m3/t之间，千二段④小层含气量最高，平均为1.51 m3/t。图7左图显示了含气量与TOC的相关性，可以看到整体来说含气量与TOC呈正相关关系，但有部分数据偏离较大，如图中圈出的a区里的数据。分析后发现这部分样品的岩性基本为泥岩与粉砂岩互层，具有较强的非均质性，因此开展TOC测试时的取样位置非常重要，泥岩层和粉砂岩层的TOC值会有较大差别，这可能是造成数据偏离较远的原因。此外，图中含气性最好的b点岩性为细砂岩，样品位置紧邻④小层的富有机质层段，这说明紧邻的砂岩夹层也有一定的储气能力，但烃类运移的距离非常有限，主要影响最近的砂岩夹层。

图7 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组现场测试含气量、冷冻热解数据与TOC相关性Fig.7 Gas content, pyrolysis result and TOC of samplesfrom Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

采用现场冷冻热解分析方法来评价其含油性，该方法通过将岩心样品进行冷冻碎样，可以尽量降低制样过程中的轻烃损失[19]。测试结果显示(图2)，元页3井千二段④小层S1值和S2值最高，平均值分别为2.63 mg/g和2.77 mg/g，热解计算TOC含量平均为1.78%。从岩性来说，富有机质泥岩的热解数值最高，而粉砂岩、细砂岩和灰岩数值最低，热解S1和S2值均与TOC含量呈正相关关系(图7右)，说明该层位的油气为原地富集，基本未发生运移。

2.6 “甜点”层段优选

通过比较(表1)，元页3井千二段下部的④小层泥岩连续厚度最大，泥地比高(99.6%)，孔隙度高(平均5.43%)，TOC含量高(平均1.72%)，现场冷冻碎样热解的S1和S2值均较高(分别为2.63 mg/g和2.77 mg/g)，含气量也最高(平均1.51 m3/t)，因此应将该小层作为主要的勘探目标层；不足之处是④小层黏土含量偏高，脆性相对较低，不利于压裂。

表1 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组不同小层主要参数对比

3 油气富集主控因素

3.1 不同层位钻井的对比

表2中列出了元页3井与其他几口钻井地质参数的对比。与焦页1井五峰组—龙马溪组海相页岩相比，其他湖相沉积地层从岩性、地层厚度、孔隙类型、地球化学指标、含油气等方面均有较大差异。湖相地层由于沉积环境变化快，因此分布有限，连续泥岩厚度小于海相地层，常见粉砂质或灰质夹层。在地球化学参数方面，湖相页岩与海相页岩相比具有TOC含量低、成熟度低、干酪根类型为Ⅱ—Ⅲ型的特点。地化特征与矿物组成的差异也造成了陆相页岩中的孔隙类型既有无机孔也有有机质孔，且无机孔含量更高。本文及前人计算的陆相页岩中有机质孔占比通常在20%～40%之间[4]，而海相页岩中这一比例可达到40%～80%[17-18]。有机质孔对甲烷的吸附能力更强[21]，因而在孔隙度接近的情况下，海相页岩的含气量更高，吸附气比例也更高。另一方面来看，陆相页岩中的甲烷气相比海相更容易流动和溢出，有利于开采。

表2 四川盆地不同层系页岩气评价参数对比

自流井组大安寨段岩性为泥岩夹灰岩，属于“夹层型”页岩油气藏，而千佛崖组(凉高山组)优质层段的岩性主要为暗色泥岩，仅夹少量的薄层灰岩或粉砂岩，为“纯页岩型”页岩油气藏。千佛崖组(凉高山组)的TOC含量、孔隙度、有机质类型、埋深要优于元坝地区大安寨段，但前者富有机质层段黏土含量高、脆性低，而后者优质段为泥岩夹薄层介壳灰岩的岩性组合，这增大了岩石的脆性，降低了泊松比，有利于后期的压裂改造[5]。

元坝地区的元页3井与涪陵地区的泰页1井的产层为同一套地层，二者在岩性组合和地球化学参数上也较为接近，但元页3井的孔隙度要优于泰页1井。从二者的测试日产量来看，泰页1井日产气7.5×104m3，明显好于元页3井的日产气1.18×104m3。对比两口井的成藏条件，元页3井产气量低于泰页1井的原因可能有以下2个方面：一是泰页1井的沉积环境更加稳定，因而无论是暗色泥岩累计厚度还是连续厚度都大于元页3井，物质基础更好；二是元坝地区现今埋深相对更大，脆性相对低，地层抬升幅度小，使得裂缝整体发育程度较低，不利于压裂。元页3井FMI测井显示其裂缝整体不太发育，以高阻缝为主，基本不发育高导缝和微断层，岩心观察也显示出了同样的结果；泰页1井的岩心观察和FMI测井结果都表明，其富有机质层段微裂缝非常发育。

3.2 半深湖相沉积是油气富集的基础条件

陆相地层的沉积相带变化快、分布范围小，不同沉积相带的岩石组成、有机质含量和储层物性等特征也有显著的差异，因此沉积相带对油气富集有明显的控制作用。通过对比认为，水体相对较深的半深湖相沉积是最为有利的沉积相带。

(1)半深湖相沉积提供了有利的生烃物质条件。元坝地区千佛崖组存在半深湖、浅湖和滨湖多种沉积环境，各种沉积环境下均可见泥页岩沉积。滨湖环境沉积的泥岩厚度较薄，有机质含量普遍不高，多在0.5%以下，难以作为有效的烃源岩；浅湖环境下沉积的泥岩尽管有一部分具有较高的TOC值，但难以保持较大的连续厚度，很快就由于相变而转变为低TOC的泥岩或粉砂岩、砂岩等其他岩性。相比较而言，半深湖相沉积环境相对较为稳定，水深较深，处于偏还原环境，能够沉积一套厚度相对较大的富有机质泥岩，有机质类型也较好，为页岩油气富集提供了必要的物质基础。

(2)半深湖相沉积是储层的主要发育层段。前文可知，千佛崖组泥页岩的孔隙度最高，而粉砂岩、砂岩及灰岩等夹层的孔隙度相对较低，即泥页岩是储层发育的有利岩相。扫描电镜观察可知，泥页岩中无机孔和有机孔均发育，其中有机孔的发育和有机质丰度及有机质类型有关，统计结果显示千佛崖组泥页岩的孔隙度与TOC含量呈正相关关系(图8)。半深湖相沉积有机质丰度高，有机质类型以Ⅱ1型为主，有机显微组分中含较多的沥青组分，这部分有机质孔隙最为发育。而滨浅湖相沉积干酪根中含有较高比例的镜质体组分，这些组分中通常孔隙不太发育，因而该沉积环境下有机孔的贡献很少。元坝地区泥页岩的孔隙度与黏土矿物含量呈正相关关系(图8)，这是由于无机孔主要为黏土矿物间孔隙，蒙脱石、伊蒙混层及绿泥石比表面积较大，微孔隙发育。而黏土矿物的含量受沉积相的影响，在半深湖环境下，距离物源相对较远，水体动力弱，易于黏土矿物沉积成岩。由此可知，半深湖相沉积环境下的泥岩具有较高的TOC含量、有利的有机质类型和较高的黏土含量，使得其有机孔和无机孔均较发育，从而具有较高的孔隙度。

图8 四川盆地元坝地区元页3井千佛崖组泥岩孔隙度与TOC和黏土的相关性Fig.8 Correlation between porosity and TOC & clay content of shalein Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

3.3 较高的成熟度是油气富集的有利因素

热演化程度控制了页岩油气的资源类型，在干酪根生烃过程中，随着热演化程度的增大，有机大分子不断发生裂解，烃类分子量逐渐减小，得到的原油也从重质油向轻质油转变。元坝地区千佛崖组页岩Ro在1.2%～1.7%之间，处于高成熟阶段，主要为凝析油和湿气。相对于我国东部地区的陆相页岩油来说，千佛崖组较高的成熟度使得油的黏度较低，油和气的混合也增加了烃类整体的流动性。元页3井千佛崖组④小层的热解S1值和S2值基本相当，与其他地区陆相页岩油相比具有较高的可动油比例。

另一方面，千佛崖组较高的成熟度增加了页岩中的储集空间。研究认为，当Ro>0.6%～0.9%时，有机质孔隙开始逐渐形成，成熟度越高，有机孔也越发育[12,22-24]。千佛崖组“甜点”层段有机质孔较发育，这部分孔隙对甲烷的吸附能力强，有利于页岩油气的富集成藏。

3.4 裂缝发育是油气富集高产的重要条件

千佛崖组页岩油气具有源储一体的性质，含气量测试及现场含油性分析结果均表明，油气未发生长距离的运移，而主要以滞留烃的方式赋存在富有机质泥岩段，而砂岩和灰质夹层中的含油气性相对较弱。因此，压裂改造效果是富集高产的重要条件。微裂缝的发育能够提高烃类的渗流能力，有利于湖相页岩油气的富集高产。泰页1井凉高山组及同地区YB21井大安寨段的微裂缝均发育较好，相对来说，元页3井千佛崖组的微裂缝发育程度不高，影响了其产量的提高。建议元坝地区的下一步勘探，应在半深湖相沉积范围内寻找应力条件较好、裂缝更为发育的区域。