川西－川北地区千佛崖组页岩气勘探潜力与方向

马旭杰，周 文，陈洪德，龚 灏，邓虎成，林良彪，宋荣彩

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石化国际勘探开发公司，北京100086）

目前国内陆相页岩气勘探在鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组长7、长9油层组获得了突破［1，2］，而在四川盆地目前主要在海相下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组取得了较大进展［3－5］。但四川盆地陆相地层，如三叠系须家河组、侏罗系自流井组、千佛崖组等也广泛分布着良好的富有机质页岩段，这些页岩段在钻井录井、气测以及新钻井现场取样解析中都表现了一定的含气量［6］；因此四川盆地陆相页岩气也具有一定的勘探潜力。川西—川北地区侏罗系千佛崖组油气地质的研究目前还主要集中于常规油气领域，针对页岩气的研究还很薄弱，地质认识及相关资料欠缺，因此加强页岩气勘探工作，特别是将千佛崖组页岩气与常规油气一起开展综合勘探，有望促进该段页岩气勘探开发的突破。

本文通过对老井复查过程中发现千佛崖组页岩段往往见有气测异常，如普光地区普光3井在3 171～3 189.35m深度钻遇千佛崖组的灰黑色泥岩段时具有良好的气显示，气测全烃值为4.8259%～35.8114%，槽面无色针孔状密集型气泡占槽面20%～30%；另外，在元坝地区元陆4井钻探过程中对千佛崖组页岩段取样进行现场解析获得平均含气量1.365m3／t：表明该套页岩具有一定的页岩气勘探潜力。

1 沉积环境及地质背景

川西—川北地区侏罗系千佛崖组顶部砂岩有介壳层断续岀露，可作为与上覆下沙溪庙组的分层标志之一［7］；底部普遍存在石英砂岩、含砾砂岩或砾岩，与下伏自流井组呈整合或冲刷接触［8］（图1）。川西－川北地区千佛崖组自顶向底可划分为上杂色段、中黑色段、下杂色段（图1）。千佛崖组主要分布在龙门山前缘的彭州、江油、广元一线及米仓山—大巴山前缘的万源一带；地层厚度为30～350m，总体表现为东厚西薄的特点。

图1 千佛崖组岩性柱状图Fig.1 Lithological column of Qianfoya Formation

中侏罗世早期（相当于千佛崖组／新田沟组沉积时期）大体上继承了早侏罗世的沉积格局，沉积和沉降中心仍在北部广元—巴中—万县一带，呈近东西向展布。由于受到燕山运动的影响，四川盆地东部湖盆基底普遍抬升，有一次明显的水退过程，使湖底一度普遍露出水面、遭受侵蚀；随后湖盆相对下降，广大地区处于浅湖—滨湖或滨湖沼泽环境。千佛崖组沉积时期，研究区西部龙门山前缘地区自西向东依次发育冲积扇—冲积平原、三角洲平原—三角洲前缘—前三角洲、滨浅湖沉积；冲积扇沉积主要发育在龙门山前缘的安县地区；冲积平原、三角洲平原沉积主要发育在沿龙门山前缘较窄的带状范围内，该范围以龙门山南段邛崃火井至龙门山中段川鸭92井、龙门山北段的江油地区、广元工农镇地区为界；三角洲前缘沉积以发育水下分流河道微相为主，延伸相对较远，自北向南依次为剑门101井、关基井、川泉171井及金堂、龙泉地区；三角洲前缘朵体之间以发育滨浅湖沉积为主。研究区北部—东北部主要发育3个三角洲前缘朵体，三角洲前缘朵体之间以发育滨浅湖沉积为主，由西向东延伸至元坝1井、川巴88井、川岳83井、天池1井及营山、渠县等地区。研究区南部的三角洲前缘朵体延伸至南充、岳池等地区。千佛崖组的半深湖—深湖沉积相对不发育，大部分地区主要以滨浅湖沉积为主，相对自流井组第四段沉积时期的滨浅湖沉积有所萎缩［9］。

2 富有机质页岩电性特征及分布

千佛崖组页岩以TOC的质量分数（wTOC）＞1.5%作为富有机质页岩段，其测井曲线特征与砂岩相比表现为“三高一低”，即高自然伽马、高声波、高电阻、低密度。页岩自然伽马一般为60～160API，随砂质（或硅质胶结物）含量增加而降低；电阻率一般为20～150Ω·m，且随着泥质含量的增多而降低；声波时差为高幅值，多在210～320μs／m之间，并且随泥质含量增多而增大，少数可高达350μs／m以上；富有机质页岩段密度测井表现为相对低值（图2）。

根据wTOC＞1.5%的富有机质页岩段的电性响应特征，对单井富有机质页岩厚度进行了统计。千佛崖组富有机质页岩在川西—川北地区分布相对稳定，厚度一般为70m；厚度较大区域分布在宣汉、达州北部区域，其中七里21井区富有机质页岩厚度达到361m，达州地区龙会4井区富有机质页岩厚度达到422m（图3）。页岩厚度分布明显受该时期沉积环境的控制。

根据川西—川北钻遇千佛崖组页岩钻井统计来看，该套页岩埋深1.0～3.4km，总体上由南向北埋藏加深，广安、遂宁、达州、德阳南等埋深＜1.5km，绵阳、阆中以北埋深＞3km；但参照目前国内页岩气评价标准（表1），该套页岩从埋藏深度来看在多数地区基本上都达到了评价标准。

表1 川西—川北地区千佛崖组页岩气潜力评价参数标准Table 1 Standard of the shale gas potential evaluation parameters of Qianfoya Formation in western and northern Sichuan Basin

图2 充深2井千佛岩组富有机质页岩地质综合剖面图Fig.2 Organic－rich shales Comprehensive profile of the shale rich in organic mass in Qianfoya Formation in Well Chongshen 2

图3 千佛崖组富有机质页岩厚度分布图Fig.3 Thickness map of the shale rich in organic mass in Qianfoya Formation

3 富有机质页岩储层地球化学特征

3.1 有机质类型

根据千佛崖组富有机质泥页岩干酪根同位素的分析表明，其δ13C值平均为－23.3‰，有机质类型绝大多数为Ⅲ型和Ⅱ2型，局部地区存在Ⅰ型干酪根［10，11］。其中Ⅰ型干酪根主要分布在盐亭至西充地区（即图4中金1井、角13井区周围）；Ⅱ型主要沿成都—阆中—巴中—达州地区以及云和2井—天东12井—门南1井呈北东—南西向分布；其他地区富有机质页岩干酪根类型主要为Ⅲ型［12］（图4）。

3.2 TOC分布

千佛崖组wTOC主要为0.1%～2.1%；wTOC变化特征是由盆地中西部向边部逐渐降低。千佛崖组页岩段有机碳含量总体偏低，相对高值区集中在阆中、南充、成都之间的区域和大竹至梁平区域的天西2井区，这2个分布区wTOC均超过1.5%；而川西地区的德阳至绵阳、江油、剑阁、广元以及川东北部巴中、达州以东地区wTOC多在0.6%以下（图5、图6）。

图4 千佛崖组富有机质页岩有机质类型分布图Fig.4 Distribution of shale type rich in organic mass of Qianfoya Formation

图5 千佛崖组页岩段wTOC统计直方图Fig.5 wTOChistogram of the shale in Qianfoya Formation

3.3 有机质成熟度及演化

千佛崖组页岩有机质成熟度（Ro）主要为0.46%～1.52%，区域上呈现北高南低的变化特征，德阳至绵阳、梓潼、旺苍、仪陇、平昌、通江的页岩有机质演化程度相对高，Ro值一般达到1.0%以上，特别是元坝地区达到了1.5%；而研究区南部的南充、广安以及开江至梁平地区页岩有机质演化程度低，Ro值多数小于0.6%（图7）［11］。

4 勘探潜力及方向

在对千佛崖组富有机质页岩的分布特征、地化指标特征研究的基础上，对其页岩气勘探潜力分析是参照国土资源部油气中心《2013年全国页岩气潜力调查及有利区优选标准》进行（表1）。主要选取了面积、厚度、埋深、有机碳含量、有机质演化程度及地表条件6项指标。其中有利区面积＞100km2；连续厚度≥30m；wTOC平均≥1.5%；根据干酪根类型，对应Ⅰ型干酪根Ro＞1.2%、Ⅱ型干酪根Ro＞0.7%、Ⅲ型干酪根Ro＞0.5%；地形应选择高差较小的区域。

图6 千佛崖组页岩段TOC平均质量分数分布图Fig.6 Average mass fraction of TOC distribution of the shale in Qianfoya Formation

图7 千佛崖组页岩气勘探潜力区分布图Fig.7 Shale gas exploration potential areas in Qianfoya Formation

按照上述评价标准，千佛崖组页岩由于wTOC总体偏小，按照wTOC＞1.5%的标准，仅在研究区中部及东南部区域可以达到；再综合考虑有机质的演化、厚度及地形情况，可选出的千佛崖组页岩气勘探潜力区及方向主要集中在绵阳—阆中—巴中—南充之间呈“L”形展布区域以及德阳至遂宁之间的西充地区。其中西充地区勘探有利区的面积偏小，因此，绵阳—阆中—巴中—南充之间呈“L”形的有利区是千佛崖组页岩气勘探最有利区域（图7）。

5 结论

a.对照千佛崖组页岩段有机质丰度和测井响应特征，分析并获得了富有机质页岩段的测井响应特征，为单井富有机质页岩段的识别、划分和厚度统计提供了基础；在此基础上编制了富有机质页岩厚度分布图，认识到该套页岩具有一定的厚度，且分布稳定，埋藏相对较浅。

b.从该套页岩的有机质类型、有机质丰度、热演化程度方面对页岩品质进行了分析和评价，认为该套页岩主要以Ⅱ型、Ⅲ型干酪根为主，局部存在Ⅰ型干酪根；有机质丰度整体偏低，但在研究区中部及东南部有机质丰度＞2%，为较好的富有机质页岩分布区；热演化程度北高南低，北部Ro普遍 为 0.8% ～1.2%，南 部 一 般 为 0.6% ～0.8%。因此，研究区千佛崖组页岩地球化学品质具有较大差异性，主要体现在有机质丰度和热演化程度上，这2个条件应该是该套页岩气勘探开发评价的关键指标。

c.参照国土资源部油气中心《2013年全国页岩气潜力调查及有利区优选标准》，综合千佛崖组页岩的分布、埋深、地球化学品质，认为绵阳—阆中—巴中—南充之间呈“L”形的区域为千佛崖组页岩气勘探的最有利区域。

［1］刘朋坤，张哨楠，丁晓琪.鄂尔多斯盆地麻黄山地区延10段储层特征研究［J］.石油天然气学报，2008，30（2）：434－436.Liu P K，Zhang S N，Ding X Q.The study of reservoir characteristics at Yanchang 10Formation of the Mahuangshan area in Ordos Basin［J］.Journal of Oil and Gas Technology，2008，30（2）：434－436.（In Chinese）

［2］周文，张哨楠，李良，等.鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界储层裂缝特征及分布评价［J］.矿物岩石，2006，26（4）：54－61.Zhou W，Zhang S N，Li L，et al.The character of Upper Paleozoic reservoir fractures and the evaluation of their distribution in Tabamiao area of Ordos Basin［J］.Journal of Mineralogy and Petrology，2006，26（4）：54－61.（In Chinese）

［3］孙玮，刘树根，冉波，等.四川盆地及周缘地区牛蹄塘组页岩气概况及前景评价［J］.成都理工大学学报：自然科学版，2012，39（2）：170－175.Sun W，Liu S G，Ran B，et al.General situation and prospect evaluation of the shale gas in Niutitang Formation of Sichuan Basin and its surrounding areas［J］.Journal of Chengdu University of Technology （Science ＆ Technology Edition），2012，39（2）：170－175.（In Chinese）

［4］马文辛，刘树根，黄文明，等.四川盆地东南缘下志留统龙马溪组页岩基本特征［J］.地质科学，2012，39（2）：406－421.Ma W X，Liu S G，Huang W M，et al.Basic characteristics of Lower Silurian Longmaxi Formation in SE margin of Sichuan Basin［J］.Chinese Journal of Geology，2012，39（2）：406－421.（In Chinese）

［5］马文辛，刘树根，黄文明，等.鄂西渝东志留系储层特征及非常规气勘探前景［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2012，34（6）：27－37.Ma W X，Liu S G，Huang W M，et al.Reservoir rocks characters of Silurian and its unconventional gas prospection in Western Hubei－Eastern Chongqing［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science＆Technology Edition），2012，34（6）：27－37.（In Chinese）

［6］王炜，刘若冰，倪凯.川东北侏罗系千佛崖组页岩气勘探潜力分析［J］.西安石油大学学报，2012，27（6）：36－41.Wang W，Liu R B，Ni K.Analysis of the exploration potential of shale gas in Jurassic Qianfoya Formation in Northeast Sichuan Basin［J］.Journal of Xi’an Shiyou University，2012，27（6）：36－41.（In Chinese）

［7］李军，陶士振，汪泽成，等.川东北地区侏罗系油气地质特征与成藏主控因素［J］.天然气地球科学，2010，21（5）：732－741.Liu J，Tao S Z，Wang Z C，et al.Characteristics of Jurassic petroleum geology and main factors of hydrocarbon accumulation in NE Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2010，21（5）：732－741.（In Chinese）

［8］丘东洲，付清平.川西坳陷南区侏罗系层序地层与油气［J］.天然气工业，2000，20（4）：5－10.Qiu D Z，Fu Q P.Sequece stratigraphy and hydrocarbon potential of Jurassic in the south part of west Sichuan depression［J］.Natural Gas Industry，2000，20（4）：5－10.（In Chinese）

［9］胡晓强，陈洪德，纪相田，等.川西前陆盆地侏罗系三角洲沉积体系与沉积模式［J］.石油实验地质，2005，27（3）：226－231.Hu X Q，Chen H D，Ji X T，et al.The Jurassic delta deposit system tract and sedimentation model in the western Sichuan Formation Basin，China［J］.Petroleum Geology ＆Experiment，2005，27（3）：226－231.（In Chinese）

［10］蒋裕强，漆麟，邓海波.四川盆地侏罗系油气成藏条件及勘探潜力［J］.天然气工业，2010，30（3）：22－26，127.Jiang Y Q，Qi L，Deng H B.Hydrocarbon accumu－lation conditions and exploration potentials of the Jurassic reservoirs in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2010，30（3）：22－26，127.（In Chinese）

［11］张金川，聂海宽，徐波，等.四川盆地页岩气成藏地质条件［J］.天然气工业，2008，28（2）：151－155.Zhang J C，Nie H K，Xu B，et al.Geological condition of shale gas accumulation in Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2008，28（2）：151－155.（In Chinese）

［12］叶军.川西坳陷侏罗系烃源岩评价［J］.油气地质与采收率，2001，8（3）：11－16.Ye J.Evaluation on hydrocarbon source rocks in Jurassic System of Chuanxi depression［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2001，8（3）：11－16.（In Chinese）