川东北地区平安1 井侏罗系凉高山组页岩油重大突破及意义

2022-03-04何文渊何海清王玉华崔宝文蒙启安郭绪杰白雪峰王有智

中国石油勘探 2022年1期

何文渊何海清王玉华崔宝文蒙启安郭绪杰白雪峰王有智

（1 中国石油大庆油田公司；2 黑龙江省陆相页岩油重点实验室；3 中国石油勘探与生产分公司；4 中国石油大庆油田公司勘探开发研究院）

0 引言

以美国为代表的国家对海相页岩油效益开发取得的成功，掀起了世界范围内非常规油气资源勘探开发的热潮[1-4]。近年来，中国充分利用海相页岩油的研究和勘探实践经验，开展陆相页岩油地质研究，加大勘探攻关、开发试验和产能建设力度，相继在鄂尔多斯盆地[5]、准噶尔盆地[6]、松辽盆地[7]和渤海湾盆地[8]实现了页岩油的重大发现及开发，建立了陆相页岩油富集模式[9-10]、储层评价参数[11-12]，形成了关键的勘探开发技术[13-19]，对支撑中国陆相页岩油“甜点”预测和产能建设具有重要意义。

四川盆地是中国天然气工业的基地，赋存多种类型的天然气资源[20-22]，然而石油勘探开发却步履维艰，近20 年来石油产量逐年萎缩。侏罗系作为四川盆地唯一的产油层系，历经两次石油会战，但均未获得工业性突破，主要原因是砂岩和介壳灰岩储层具有特低孔、特低渗特征[23]，常规油气的勘探方向实现商业开发难度大。2020 年，借鉴大庆古龙页岩油勘探做法，立足“大战略、大场面、规模发现”的勘探思路，系统开展四川盆地侏罗系凉高山组基础地质研究，重新评价侏罗系页岩油勘探潜力，在仪陇—平昌流转区块侏罗系凉高山组部署风险探井——平安1井，获日产油112.8m3、日产气11.45×104m3，目前试采139 天累计产油3206.65m3、累计产气366.39×104m3，具有高产、稳产的特征，实现了侏罗系凉高山组湖相页岩油产量的历史性突破，坚定了四川盆地页岩油气勘探开发的信心，打响了四川盆地侏罗系页岩油勘探“科技战”。本文基于平安1 井页岩油气勘探实践，充分分析岩心、薄片、录井、测井及地球化学资料，系统剖析四川盆地凉高山组页岩油气成藏特征及富集规律，明确凉高山组页岩油气勘探开发潜力，为开拓四川盆地页岩油战场提供理论依据和技术支撑。

1 地质概况

川东北地区在中—新生代经历了米仓山和大巴山向盆地方向的逆冲与推覆，在这种构造背景下，形成了米仓山—大巴山前陆盆地[23]。川东北地区构造走向主要呈北西向，发育挤压性、压扭性逆断层，平面上为“两隆夹一凹”的构造格局（图1）。侏罗系为一套以三角洲—湖泊相为主的典型陆源碎屑岩沉积，厚度为1500～4000m[24]。底部与上三叠统须家河组、顶部与白垩系呈平行不整合接触。川东北地区侏罗系自下而上发育下侏罗统自流井组、凉高山组，中侏罗统沙溪庙组，上侏罗统遂宁组、蓬莱镇组；白垩系及以上地层缺失[25-26]。

川东北地区凉高山组主要为一套细粒沉积，厚度为100～260m，从东北至西南方向地层逐渐减薄，通江—万源一带最厚达260m（图2）。根据岩石组合特征和旋回性，将凉高山组划分为凉上段、凉下段，凉上段进一步分为3 个亚段（图1）。凉下段沉积时期，湖盆处于广盆浅水氧化环境，沉积中心位于中东部，岩性以紫红色泥岩夹灰绿色粉砂岩为主；凉上段沉积时期，前陆盆地形成且前渊坳陷逐渐扩大，沉积中心自下而上逐步向西北迁移，其中凉上1、凉上2 和凉上3 亚段发育3 套富有机质页岩。

图1 川东北地区构造纲要图（左）及平安1 井凉高山组综合柱状图（右）Fig.1 Structural outline of northeastern Sichuan Basin (left) and comprehensive stratigraphic column of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1 (right)

图2 川东北地区凉高山组厚度图Fig.2 Thickness map of Lianggaoshan Formation in northeastern Sichuan Basin

2 平安1 井凉高山组地质特征

2.1 岩性特征

平安1 井完钻井深为3980m，水平段长817m，整体岩性为泥页岩夹粉砂岩，钻遇暗色泥页岩515m、粉砂质泥岩91m、粉砂岩211m。其中，凉上1 亚段厚度为45.4m，凉上2 亚段厚度为71.8m，凉上3 亚段厚度为44.5m，岩性以页岩、纹层状页岩为主，夹不等厚砂岩，局部发育厚层页岩。页岩厚度一般为1～3m，单层厚度最大为9m；夹层厚度一般为0.1～2m，单层厚度最大为6m。

凉上1 亚段页岩黏土矿物平均含量为44.3%、石英含量为46.9%，含少量方解石、黄铁矿（表1），凉上2 亚段页岩黏土矿物平均含量为48.6%、石英含量为45.9%，凉上3 亚段页岩黏土矿物平均含量为48.4%、石英含量为46%，整体具有高长英质特征（图3）。

图3 平安1 井凉高山组页岩全岩矿物组成特征Fig.3 Bulk rock mineral composition of Lianggaoshan Formation shale in Well Ping’an 1

表1 平安1 井凉高山组页岩富集层评价参数表Table 1 Evaluation parameters of shale enrichment layers of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1

2.2 物性特征

凉上1 亚段页岩孔隙度为0.86%～4.66%，平均为2.84%，凉上2 亚段页岩孔隙度为1.26%～1.91%，平均为1.63%，凉上3亚段页岩孔隙度为1.23%～2.61%，平均为1.71%。页岩孔隙以粒间孔（图4a）、黏土矿物晶间孔为主（图4b），局部发育微裂缝（图4c）。通过岩心、薄片观察可见平安1 井凉上段页岩中普遍发育页理缝，页理缝呈连续或断续的平直状或微弱波状平行于层理面分布，在肉眼和显微镜下均可见（图4d、e），镜下显示页理缝宽30～300μm，页理缝线密度为500～1000 条/m。岩心表面可见裂缝呈砖墙缝状，网格直径为1～9cm，顺层缝与斜交缝交织成网状，裂缝局部呈开启状，裂缝长度为1～10cm，宽度为0.1～0.8mm，密度为400～1000 条/m（图4f）。

图4 平安1 井页岩储层孔隙发育特征Fig.4 Pore development characteristics of shale reservoir in Well Ping’an 1

2.3 地球化学特征

从平安1 井页岩取心地球化学分析结果揭示，凉上段3 套页岩均具有较好的含油性（图5）。凉上1亚段页岩TOC 值为0.57%～2.56%，平均为1.35%，凉上2 亚段TOC 值为0.5%～1.88%，平均为0.64%，凉上3 亚段TOC 值为0.50%～0.99%，平均为0.68%；凉上1、凉上2 和凉上3 亚段镜质组反射率分别为1.66%、1.55%和1.51%，整体演化程度较高（表1）。凉上段页岩有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，其中腐泥组含量为43.33%～86%，镜质组含量为4.67%～18.67%，壳质组含量为2.67%～8.33%，惰质组含量为6.67%～32.67%。

图5 平安1 井凉高山组页岩油气综合评价图Fig.5 Comprehensive evaluation of shale oil and gas of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1

2.4 脆性特征

凉上段页岩具有脆性矿物含量较高的优势，凉上1亚段脆性矿物含量为40.6%～74.7%，平均为54.8%，凉上2 亚段脆性矿物含量为42.5%～70.4%，平均为51.3%，凉上3 亚段脆性矿物含量为39.5%～71.3%，平均为50.4%（表1）。黏土矿物以伊利石为主，不含蒙皂石，具有较好的可压裂性。

3 平安1 井页岩油富集高产条件

四川盆地侏罗系具有形成页岩油气藏的地质条件[26]。平安1 井的突破证实了凉高山组3 套页岩具有高产特性，展现了侏罗系页岩油气广阔的勘探前景。

3.1 前陆盆地背景形成的3 期湖盆，为凉高山组广覆式页岩发育奠定了基础

下侏罗统凉高山组沉积时期，川东北地区为大巴山前陆盆地的前渊坳陷区[27]，沉积了一套富有机质页岩。晚侏罗世—早白垩世受大巴山强烈挤压影响，前陆盆地快速沉降，烃源岩埋深大、热演化程度高，大量生成油气。

凉高山组沉积主要受大巴山的控制，该组沉积期为前陆盆地初始形成期，具有幕式压降的特征，凉下段沉积时期为平缓广盆浅水环境，随着前渊坳陷从东北向西南逐渐扩大，凉上段沉积时期水体逐渐变深，表现为深盆深水环境（图6），凉上1 亚段沉积范围较小，为浅湖—半深湖沉积；凉上2 亚段为三角洲—浅湖—半深湖沉积，三角洲主要位于川东地区，半深湖沉积范围扩大；凉上3 亚段为三角洲—滨湖—浅湖—半深湖沉积，湖盆面积最大（图6）。沉积中心具有自东向西迁移特点。3 期较强烈的幕式压降形成了3 套富含有机质的页岩，平面上广覆式分布，为凉高山组页岩油气形成提供了丰富的物质基础。

图6 四川盆地凉高山组凉上段沉积相平面图（a）及剖面图（b）Fig.6 Sedimentary facies map (a) and section (b) of the Upper Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

3.2 凉高山组页岩品质好、成熟度高，是一套有效的烃源岩

富有机质页岩的类型与沉积环境、古水深和古气候密切相关，而沉积环境直接控制富有机质页岩的分布[28]。前人研究表明，随着沉积环境的变迁，富有机质页岩平面上具有分带性、纵向上具有旋回性的特点。

四川盆地凉高山组沉积期湖盆宽且浅，半深湖—深湖沉积范围主要分布在川东北靠近大巴山一带，湖盆水体升降频繁，导致陆源有机质和湖盆有机质在垂向上频繁叠置。平安1 井揭示凉高山组发育多个富有机质页岩段，表现出较好的旋回性，其中凉上1 亚段沉积时，水体相对较深，沉积的页岩质纯、厚度大，各项地球化学指标相对较好；而凉上2、凉上3 亚段沉积时，水体较为动荡，页岩中夹大量薄层粉砂，陆源碎屑生产力较强，陆源母质比例逐渐升高，这两套页岩品质稍差。综合前人研究[24]和钻井资料，平安1 井所处的川东北地区整体演化程度较高，Ro普遍大于1.5%，处于生油高峰阶段，具有较好的生烃能力。

3.3 凉高山组页岩孔隙结构好、裂缝发育，是一套有效的储层

川东北地区现今构造格局受米仓山、大巴山、华蓥山等多期次非同步、异方位的逆冲推覆交替活动控制，盆内各坳陷带的盆—山耦合过程具有强烈的阶段性和迁移性。北东走向的华蓥山在晚三叠世—白垩纪北西向大巴山的挤压作用影响下[29-30]，于华蓥山断裂带西侧形成一系列北西向的褶皱带，受不同方向挤压作用，形成了现今复杂的孔—缝体系，这些复杂的网状裂缝，极大地改善凉高山组页岩的储集能力和渗流能力，是凉高山组页岩油气高产的关键因素。

结合钻井和露头现象，认为川东北地区发育多尺度孔—缝体系，为页岩油气的储集提供了丰富的储集空间。平安1 井岩心分析表明，页岩储层孔隙度为0.86%～4.66%，储集空间以微纳米级无机孔缝为主，占比为78%；大孔和介孔占99%，孔径平均为10.29nm，孔隙结构较好（图7）。

图7 平昌地区平安1 井凉上段页岩孔径分布图Fig.7 Pore size distribution histogram of the Upper Lianggaoshan Formation shale in Well Ping’an 1 in Pingchang area

3.4 凉高山组原油品质好、地层压力系数大，是一套高效的产层

平安1 井揭示凉高山组原油品质较好。平安1 井原油密度为0.7698～0.8367g/cm3，气油比为590～1097m3/m3，显示原油具有较好的流动性。∑C21-/∑C22+烷烃含量为4.06，反映油质较轻，与大庆古龙页岩油相似。

微观含油性研究表明，网状缝发育处见明显原油富集分布（图8a），以轻质组分为主，基质部分也见原油呈零散状分布，含油量为0.73%～2.13%（含油量为单位视域岩石样品中原油体积与岩石体积的比值）。凉上1 亚段页岩及粉砂岩含有原油轻重组分，页岩含油性优于粉砂岩，页岩平均含油量为2.27%，粉砂岩平均含油量为1.33%；原油呈零散状分布于基质或页理缝中，少部分呈团簇状富集（图8b—d）。凉高山组压力系数高，为1.30～1.88，具有超压特征。从油气流动性质到可压裂性，均证实凉高山组页岩具有较好的改造基础和产出能力。

图8 平安1 井油气组分分布特征图Fig.8 Distribution characteristics of oil and gas components in Well Ping’an 1

在精细评价的基础上，基于烃源岩演化程度，首次将川东北地区划分稀油区、轻质油区和凝析油气区。稀油区主要分布在营山构造以西，营浅1 井已证实凉高山组凉上段页岩储层产油效果好，预测有利面积2032km2；轻质油区主要分布在龙岗至大巴山前大部分地区，平安1 井钻探证实凉高山组3 套页岩储层发育且产出能力好，预测有利面积7570km2；凝析油气区主要分布在元坝—通江一带，预测有利面积3380km2。初步估算川东北地区页岩油资源量为26.75×108t、页岩气资源量为1.72×1012m3（图9），展示了四川盆地侏罗系湖相页岩油气的巨大勘探潜力，有望成为页岩油气增储上产的新基地。