陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析——以元坝地区为例

王庆波，刘若冰，魏祥峰，倪楷，高红贤

（中国石化勘探南方分公司，四川成都 610041）

陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析
——以元坝地区为例

王庆波，刘若冰，魏祥峰，倪楷，高红贤

（中国石化勘探南方分公司，四川成都 610041）

元坝地区在下侏罗统泥页岩层段获得高产页岩油气流。其中，千佛崖组页岩气水平井产量稳定，油气并产；自流井组大安寨段直井常规测试单井气产量最高达21×104m3/d。文中通过分析总结元坝陆相页岩气特点和勘探开发成果认为：元坝地区泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带，具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好，以及可压性等特点，具备陆相页岩气形成的有利地质条件；沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布，岩相控制了物性特征及可压裂性，裂缝和超压控制了页岩气的高产。同时，初步建立了陆相页岩气有利区选区标准：半深湖—浅湖相带，暗色泥页岩累计厚度不小于30m，TOC不小于1%，Ro不小于1.1%，孔隙度不小于2%，含气量不小于0.5m3/t，埋深在500～4 200m，裂缝发育，地层压力系数不小于1.3。

陆相页岩气；富集高产；主控因素；有利区标准；元坝地区

0 引言

页岩气作为一种蕴藏量巨大的非常规天然气资源，在北美地区已取得良好的勘探开发效益[1-3]。虽然目前北美工业性开发的页岩气资源均在海相沉积地层，但我国元坝、涪陵、建南、新场、延长探区已在陆相泥页岩中获得了页岩气勘探开发的重要突破，陆相页岩气资源潜力也随着勘探实践的深入而被逐步揭示[4-16]。我国陆相页岩气富集，具有累计厚度大、有机质类型多样、储集空间丰富、保存条件好、资源丰度高、地表条件好等6个方面的有利条件[17-18]，而且陆相富有机质泥页岩发育区多与常规油气勘探开发成熟区重叠，具有资料和基础设施等方面的优势；因此，陆相页岩气具有更好的经济可采性。本文以四川盆地元坝地区千佛崖组和自流井组为研究重点，在对页岩气地质条件和勘探开发成果研究的基础上，借鉴国内外海相页岩气勘探经验[4]，总结探索了陆相页岩气富集高产的主控因素，初步建立了陆相页岩气有利区选区标准，对我国陆相页岩气勘探开发具有积极的推动作用。

1 研究区页岩气地质条件

元坝地区位于四川盆地东北部，矿权面积3 251.48 km2，行政区划上隶属四川省巴中和广元市，构造上位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，处于川北坳陷与川中隆起的过渡带，区内大部分属于向斜区，具低缓构造特征。近年来，该区浅层、中层、深层常规天然气勘探不断取得突破。目前，该地区在大安寨段6井获工业气流，最高达50.70×104m3/d；千佛崖组2井获工业油气流，其中，页岩气专探井产气0.71×104m3/d，产油14 m3/d，预示着元坝地区页岩气勘探具有良好前景。

1.1 沉积与地层分布

侏罗纪由于周缘造山带的形成，晚三叠世晚期形成的与海相连的湖盆逐渐消失，四川盆地四周全部被古陆所包围，中心地区演变为内陆湖泊。自流井组自上而下可分为大安寨段、马鞍山段、东岳庙段和珍珠冲段。珍珠冲段沉积早期，由于印支晚期构造运动的作用，米仓山隆起强烈，使得湖水大面积退却而在山前形成冲积扇沉积，元坝地区此时为三角洲平原沉积环境，物源主要来自米仓山。东岳庙段早期，湖水范围达到最大，由于受珍珠冲时期扇三角洲砂体形成湖底隆起，以及滨浅湖相带砂坝、砂嘴的阻隔，元坝地区发育湖湾沉积，形成了半封闭的静水环境，沉积了灰黑色页岩，有的地方发育煤线，此后，又开始湖退的过程（见图1a）。到马鞍山段时期，湖水范围缩小，元坝地区发育滨浅湖沉积，此后，随着湖侵的持续变化，至大安寨段沉积中期，为最大湖泛期，暗色泥页岩发育，厚度一般在30～ 60m。大安寨段沉积晚期，随着湖水逐渐退却，发育浅湖环境下的生物介壳滩（见图1b）。

千佛崖组继承了自流井组的沉积格局，地层可分为3个岩性段（千一段、千二段、千三段），千二段时期为最大湖泛期，为浅湖—半深湖沉积，暗色泥页岩发育，厚度一般为30～80m（见图1c）。

图1 元坝地区沉积相平面展布

1.2 地化特征

泥页岩中有机碳质量分数（TOC）决定生烃量大小，也与含气量有良好的正相关性[19]。元坝地区千佛崖组富有机质泥页岩主要集中在千二段，TOC介于0.33%～ 8.87%，平均值为1.21%；大安寨段，TOC介于0.30%～ 3.64%，平均值为1.06%；东岳庙段，TOC介于0.30%～ 9.95%，平均值为1.77%。其值比北美地区认可的具有商业价值的页岩气藏TOC标准要低[20]。

由于陆相页岩气现今实测的有机碳为岩石中的残余有机碳，随着埋深的增加，烃源岩进入生烃门限后，有机质的生烃和排烃活动不断增强，致使残留在岩石中的有机碳不断降低，因此，根据陆相页岩气TOC低的特点，参照Barnett页岩系统具有商业价值的页岩气藏TOC在1.00%～4.50%的标准，具有商业价值的陆相页岩气藏TOC应大于1.00%。由此可以认为，千二段以及自流井组大安寨段、东岳庙段泥页岩都是较好的烃源岩。

有机碳质量分数较高，为形成有利的页岩气藏提供了良好的物质基础，而有机质类型决定了烃源岩有机质的质量，不同的成油母质类型通常具有不同的油气生成能力。Ⅱ型干酪根以壳质组和镜质组为主，Ⅲ型以壳质组、镜质组和惰质组为主。根据井下样品干酪根镜检分析，元坝地区千佛崖组、自流井组干酪根类型以Ⅱ2型为主（见图2）。

图2 YL4井干酪根显微组分

元坝地区镜质体反射率测定结果表明，千佛崖组在1.38%～1.82%，平均为1.52%，东岳庙段、大安寨段相对略大，分别在1.56%～2.02%和1.44%～1.83%，平均值分别为1.76%，1.67%，均处于凝析油-湿气的高成熟阶段，现今处于生气高峰期。元坝地区地层由老到新，热演化程度逐渐减小，这可能是由埋藏深度决定的，埋藏深度越深，热演化程度越高。

1.3 泥页岩储集空间及裂缝发育情况

页岩中基质孔隙包括残余原生孔隙、有机质生烃体积缩小形成的微米孔、黏土矿物伊利石化形成的微裂隙及不稳定矿物溶蚀作用形成的微裂隙。泥页岩岩心扫描照片显示，有机质孔、黏土矿物间微孔及次生溶孔发育（见图3），且各层系微裂缝发育，成为良好的油气运移和储集场所，有利形成页岩气高产富集区。

通过对YL4井系统取心及YB102井等9口井陆相泥页岩段取心样品进行常规氦气法测试发现，泥页岩孔隙度和渗透率总体相对较高。千佛崖组二段孔隙度介于2.41%～6.28%，平均值为4.08%；渗透率介于（0.013 8～9.613 6）×10-3μm2。大安寨段孔隙度介于0.95%～8.42%，平均值为3.21%；渗透率介于（0.001 8～ 223.993 8）×10-3μm2，平均值为1.724 5×10-3μm2。东岳庙段孔隙度介于1.01%～6.76%，平均值为3.10%；渗透率介于（0.003 6～48.7136）×10-3μm2，平均值为1.724 5× 10-3μm2。总体来说，与北美开采的页岩相比，该3套泥页岩层系物性适中。

图3 YL4井岩心孔隙、裂缝发育特征电镜扫描照片

1.4 岩石矿物学特征

元坝地区全岩、黏土矿物X衍射分析结果表明，自流井组—千佛崖组泥页岩矿物成分以黏土矿物、石英为主，方解石次之，含少量长石、白云石及黄铁矿等碎屑矿物和自生矿物。脆性矿物质量分数总体适中，千二段、大安寨段、东岳庙段3层段平均分布于48.3%～59.4%；黏土矿物平均分布在40.5%～51.3%，其中，大安寨段、东岳庙段相对较低，分别为40.5%，40.8%，千二段相对较高为47.3%。与北美主产页岩气盆地泥页岩相比，矿物分布范围和趋势总体相似，黏土矿物质量分数总体略高[13]，这可能会对泥页岩的压裂改造产生一定的影响；但元坝地区岩性组合有一个非常特殊的特征，即页岩油气层段中常夹较多的灰岩或砂岩薄层或条带，这样的岩性组合总体上有利于页岩气气井完井及压裂施工作业。

1.5 泥页岩含气性和测试成果

YL4井岩心现场含气量实测显示，千佛崖组、大安寨段和东岳庙段平均含气量分别为1.365，1.374，1.320 m3/t（见表1），而北美地区盆地页岩含气量为1.100～ 9.910m3/t，平均为3.810m3/t。

对于陆相地层来说，元坝地区具有良好的含气性。在元坝陆相专探井钻探过程中，10口井均在自流井组、千佛崖组钻遇良好油气显示。千佛崖组钻遇显示层为13层/60m，大安寨段钻遇显示层为12层/38m，马鞍山段钻遇显示层为5层/10m，东岳庙段钻遇显示层为12层/32m。

表1 YL4井泥页岩含气量实测数据

优选了海相兼探井和陆相井部分井进行了试气测试。其中，YB9井千佛崖组获气1.232 4×104m3/d、油16.31m3/d，东岳庙段获气1.154 6×104m3/d；YB2井东岳庙段获气0.282 9×104m3/d；多口井大安寨段获得工业油气流，YB21井获气50.70×104m3/d，YB102井获气23.78×104m3/d，YB11井获气14.44×104m3/d，YB101井获气13.97×104m3/d，YB5-侧1井获气14.08×104m3/d，YB161井获气10.80×104m3/d、油1.58m3/d。页岩气专探水平井yyHF-1井，在千佛崖组分10段进行大型水力压裂测试，获气0.71×104m3/d，油14.00m3/d。这预示着元坝地区侏罗系页岩油气良好的勘探前景。

2 陆相页岩气主控因素

世界上没有2套完全相同的页岩，各公司都有独特的评价页岩气的指标和体系，评价方法种类繁多[21]。科罗拉多大学教授Curtis认为，有机质丰度、成熟度及页岩层的厚度、原始含气量、渗透率、孔隙压力、脆度、矿物成分等8个因素控制了页岩气的产能[22]。我国页岩气勘探开发虽时间不长，但在吸收国外经验的基础上，结合元坝陆相页岩气地质特点，也总结提出了自己的评价标准和指标，主要可归纳为2个方面:1）页岩气资源潜力及储量的多少；2）页岩气能否经济地开采出来，以及产量的高低。针对陆相页岩气勘探开发实践，本文总结出陆相页岩气富集高产的3种控制因素。

2.1 沉积相带

与海相沉积相比，陆相明显受水深、物源、古地貌等方面的影响，沉积变化快，沉积相带明显控制了富有机质泥页岩的空间展布。元坝地区大安寨段沉积物形成于滨湖、浅湖、半深湖等不同的沉积环境。通过对比分析发现:水体相对较深、相对缺氧的浅湖、半深湖是富有机质泥页岩分布的有利相带，富有机质泥页岩厚度大，TOC高，大多处于0.5%以上；滨湖亚相虽然也有一定厚度的泥页岩分布，但TOC明显偏低，大多小于1.0%，尤以小于0.5%最多（见图4）。

图4 大安寨段不同相区的TOC分布

2.2 岩相

2.2.1 对物性特征的控制

在元坝地区大二亚段地层中，浅湖、半深湖相带由于水体频繁升降变化形成的多韵律型富有机质泥页岩夹薄层（条带）灰岩的岩性组合油气显示活跃，而在滨湖相带中则相对较差。造成油气显示差异性的原因，一方面是由于富有机质泥页岩或富有机质泥页岩夹薄层（条带）灰岩的岩性组合具有源储共生的特征，而相对厚层的砂岩、灰岩中的油气则主要是二次运移形成的，虽然也相对近源，但仍有一定的差异性；另一个决定性的因素则是不同岩性的储集物性。研究发现，岩性组合明显控制了物性特征。其中，富有机质泥页岩或富有机质泥页岩夹薄层（条带）灰岩的岩性组合物性较好。分析其原因，除了受页岩层理以及页岩与薄层灰岩之间的层间缝影响之外，另一个影响因素就是有机质。通常，富有机质泥页岩TOC比浅色泥页岩、砂岩和灰岩高，造成了有机质孔隙的大量发育，而相比厚层的砂岩或灰岩，则相对致密，孔隙度、渗透率明显偏小，微孔、微缝相对不发育。

2.2.2 对可压性的控制

元坝地区大安寨段地层中不同岩性的岩石，具有不同质量分数的脆性矿物、泊松比和弹性模量（见表2）。

表2 X l101井大安寨段岩心岩石力学特性参数测试结果

对Xl101井Terra Tek岩石力学三轴应力的测试结果表明:纯泥页岩泊松比略高，弹性模量略低，因此，可压性总体相对较差；富有机质泥页岩夹薄层（条带）灰岩或砂岩不仅具有页岩气生成和聚集的良好条件，同时该岩性组合提高了脆性指数和弹性模量，并降低了泊松比，泊松比更接近纯灰岩，因此，有利于后期的压裂改造。

2.3 裂缝和超压

与常规油气勘探规律相似，对于非常规页岩气藏来说，超压与裂缝是其富集和高产的关键因素。压力与页岩气藏的规模、气井产能成正比，压力越高，气藏规模越大，气井越容易形成高产。对元坝地区测试高产井的统计显示，其压力系数在1.30～2.07，这也反映该地区保存条件较好。

裂缝的发育不仅有助于泥页岩层中游离气体积的增加，还有助于吸附气的解吸；其发育程度是决定页岩气藏品质的重要因素，并控制着页岩气的产量。YB21井位于构造应力高的构造转折端地区，构造缝相对发育（见图5），同时层间缝和构造缝的发育为页岩气的富集提供了更大的储集空间和更为开阔的运移通道。该井射孔位置为大二亚段，岩性特征为富含有机质泥页岩夹薄层或条带灰岩、砂岩，层间页理缝更发育。该井常规测试获气50.7×104m3/d，充分证明了裂缝发育对页岩气高产起着关键性的作用。

图5 大安寨段富有机质泥页岩裂缝预测与沉积相叠合

3 陆相页岩气选区评价标准探讨

目前，我国页岩气勘探开发研究工作刚刚起步，还处在探索阶段，页岩气选区综合评价标准很大程度上需要借鉴国外产气页岩盆地的成功经验[14]。元坝地区陆相页岩气地质条件与美国5大页岩气盆地相比，具有其自身独特的特征。结合该地区页岩气勘探开发实践，本文初步确立了“源控选层—相控定带—裂缝定区”的评价思路。首先，评价富有机质泥页岩厚度以及泥页岩TOC，确定页岩气富集的有利层系；在此基础上，以半深湖相带和有利的埋深选出有利相带；然后，研究裂缝发育程度、矿物成分、可压性及本地区本层系勘探效果，评价选出有利区及目标区。核心评价参数见表3。

表3 元坝地区浅湖相页岩气有利区评价指标

4 结论

1）对元坝地区千佛崖组、自流井组大安寨段和东岳庙段陆相页岩的研究结果表明，与海相页岩相比，具有累计厚度大、有机质类型多、储集空间丰富、保存条件好、资源丰度高、地表条件好、易开采等特点。

2）元坝地区有利层系富有机质泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带，具备陆相页岩气形成的有利地质条件。中国石化资源评价显示，该地区页岩油气资源量约1.2万亿m3，资源潜力巨大。

3）沉积相带、岩相、裂缝发育程度是元坝地区大安寨段页岩气富集高产的主控因素。其中，浅湖—半深湖相带控制了富有机质泥页岩的空间展布，进而控制着TOC和含气量；富有机质泥页岩夹薄层（条带）灰岩或砂岩控制了物性特征及可压裂性；裂缝控制了页岩油气的产量。

4）元坝地区勘探实践证明，直井和页岩气专探水平井均获得了较大突破，中国陆相页岩气具有良好的勘探前景，随着工艺技术的发展，陆相页岩气的勘探将会取得更大突破。

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（编辑 李宗华）

Geologic condition of shale gasaccumulation in continental facies and main controlling factors of enrichment and high production:Taking Yuanba District asan examp le

Wang Qingbo,Liu Ruobing,W ei Xiangfeng,Ni Kai,Gao Hongxian

(Exp loration Southern Com pany,SINOPEC,Chengdu 610041,Ch ina)

High shale oil and gas flows are found in Lower Jurassic shale interval in Yuanba District.Gas production of horizontal wellwith shale gas in Qianfuya Formation is stable with oiland gas.The production of verticalwell in Ziliujing Formation Daanzhai interval is up to 21×104m3/d.This paper analyzes shale gas characteristics and exploration achievements.It is considered that the shale in Yuanba District ismostly developed in shallow lake and semi-deep lake sedimentary faciesbelts and has the characteristics of large thickness,high abundanceof organicmatter,good type oforganicmatter,moderate thermalevolution degree,good reservoir properties,good gasbearing property and compressibility,which are good conditions of shale gas accumulation and development in this area.Sedimentary facies control the distribution of organic-rich shale.Lithofacies control the physical properties and compressibility.Fracture and overpressure controlhigh production ofshalegas.The standard of favorablearea for continental facies shale gas is established,which are sem i-deep to lake-shallow sedimentary facies belt,dark shale thickness is not less than 30 m, TOC isnot less than 1%,Rois not less than 1.1%,porosity is not less than 2%,gas content is not less than 0.5m3/t.Depth is from 500 to 4,200m with fractures.Formation pressure coefficient isnot less than 1.3.

continental facies shale gas;enrichment and high production;main controlling factors;standard of favorable area; Yuanba District

国土资源部油气战略研究中心全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目“四川盆地侏罗系、兰坪-思茅盆地、松潘阿坝地区页岩气资源调查评价与选区”（2009GYXQ15-06）

TE122.1+11；P618.130.1

A

2013-06-19；改回日期：2013-09-06。

王庆波，男，1982年生，硕士，2011年毕业于西南石油大学矿产普查与勘探专业,主要从事页岩气领域的地质研究。E-mail:wqb20@qq.com。

王庆波，刘若冰，魏祥峰，等.陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析:以元坝地区为例[J].断块油气田，2013，20（6）:698-703.

Wang Qingbo，Liu Ruobing，Wei Xiangfeng，et al.Geologic condition of shale gas accumulation in continental facies and main controlling factors of enrichmentand high production:Taking Yuanba Districtasan example[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:698-703.

10.6056/dkyqt201306005