川西南部地区须家河组页岩气资源潜力研究

周道容 (成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

李延钧 (西南石油大学资源与环境学院，四川 成都 610500)

陈义才 (成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

张本健 (中石油西南油气田分公司川西北气矿，四川 江油 621700)

贾学成，刘 林 (西南石油大学资源与环境学院，四川 成都 610500)

川西南部地区须家河组页岩气资源潜力研究

周道容 (成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

李延钧 (西南石油大学资源与环境学院，四川 成都 610500)

陈义才 (成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

张本健 (中石油西南油气田分公司川西北气矿，四川 江油 621700)

贾学成，刘 林 (西南石油大学资源与环境学院，四川 成都 610500)

四川盆地川西南部地区上三叠统须家河组页岩厚度大，分布广，是主力烃源层之一。在烃源岩有机质丰度、母质类型、热演化程度分析基础上，对川西南部地区须家河组页岩气资源潜力进行了分析。研究结果表明，川西南部地区须家河组页岩有机碳含量多数在1.2%～2.5%之间，有机质类型以Ⅲ型为主，处于成熟～高成熟阶段；须家河组页岩脆性矿物平均含量为52.3%，脆性较好，具备页岩气压裂开采的有利条件；须家河组页岩有效页岩厚度大，分布稳定，有效页岩生气强度为(15～100)×108m3/km2，资源量平均约为19.9×1012m3。川西南部地区上三叠统须家河组泥页岩中天然气资源丰富，勘探潜力巨大。

须家河组;页岩气;资源潜力

页岩气为产自极低孔渗、富有机质暗色页岩地层系统中的天然气，是近期可实现经济规模勘探开发、资源丰富的非常规天然气资源[1]。近几年来，我国页岩气勘探开发持续深入，先后在四川盆地南部地区古生界页岩中发现工业气流。除了海相页岩外，中国海陆过渡相页岩也普遍发育，川西南部地区上三叠统须家河组广泛发育煤系页岩，其沉积厚度大，分布稳定，有机碳及热演化程度高，前景广阔。为此，笔者从页岩地球化学特征、有效页岩厚度及脆性矿物等方面，对川西南部地区须家河组页岩气资源潜力进行了研究。

1 地球化学特征

图1 川西南部地区上三叠统须家河组有机碳含量频率图

页岩地球化学性质是页岩气成藏的关键内部因素[2]。

1.1有机质丰度

通过川西南部地区须家河组20口井共300个烃源岩样品进行总有机碳含量(TOC)统计与分析，结果表明，须五段、须三段和须一段页岩TOC主要分布在1.2%～2.0%，其次在0.7%～1.2%和2.0%～3.0%，而TOC大于1.0%的样品占绝大多数(见图1)。

平面上，川西南部须五段页岩在雾中山以北、汉王场与周公山构造以南，TOC相对较低，平均TOC为0.7%～1.0%；而苏码头、龙泉山以及莲花山、汉王场构造，平均TOC为1.5%～2.0%；其余大部分地区，须五段页岩的平均TOC为2.0%～3.5%。须三段页岩除了在大兴场、莲花山、汉王场构造一带有机碳较高(平均值为2.0%～3.0%)，其余地区平均TOC一般为1.0%～1.5%。须一段页岩TOC相对较低的地区分布在苏码头、龙泉山构造以及莲花山构造，平均TOC一般为1.0%～1.5%；在周公山和汉王场构造一带平均TOC在1.5%～2.0%；其余地区页岩平均TOC一般为2.0%～3.5%。

1.2有机质类型

川西南部地区须家河组45个岩心样品干酪根显微组分的分析结果表明，页岩干酪根腐泥组含量一般为45%～55%，惰质组和镜质组含量相对较高，分别为15%～25%和20%～30%，样品中普遍含壳质组。根据干酪根类型指数(Ti值)分类标准，判断约80%的有机质类型为Ⅲ型，其余为Ⅱ2型。

此外，根据页岩干酪根碳同位素分析，须五段和须三段一般为-25.23‰ ～-27.98‰，须一段相对略轻，-25.56‰ ～-29.66‰。总体而言，除了部分须一段样品以外，川西南部地区须家河组页岩干酪根的碳同位素比较重，与干酪根显微组成特征一样，表现为典型的腐殖型有机质。

1.3有机质成熟度

在热成因页岩储层中，当页岩中TOC达到一定指标后，有机质的成熟度则成为页岩气源岩生烃潜力的重要预测指标[3]。干酪根的镜质体反射率是最直观地表征有机质成熟度的参数。根据20口井15个岩心样品分析结果显示，川西南部地区须家河组页岩有机质成熟度普遍较高，Ro绝大多数大于1.3%，局部达到1.5%～1.7%，表明已进入高成熟度阶段。从平面上看，川西南部须家河组页岩在汉王场-大兴西构造-白马寺构造一带的成熟度较高，其中须一段和须三段达到高成熟早期，须五段处于成熟晚期-高成熟早期阶段，往西北和东南方向成熟度呈降低趋势。

2 页岩资源潜力评价

2.1页岩厚度分布特征

页岩气勘探实践表明，页岩的有效厚度是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件[4]。页岩有效厚度越大，页岩的封盖能力越强，有利于气体的保存，从而有利于页岩气成藏[5]。在川西南部地区，受构造作用和沉积作用的控制，须家河组单层厚度超过35m、TOC大于1.0%的有效页岩分布广泛。

通过对川西南部地区不同构造上21口井、6条骨架剖面的须家河组地层岩性变化进行对比分析，认为有效页岩总厚度一般在400～800m，主要分布在须五段，其次为须一段和须三段；须五段页岩分布稳定，而须一段和须三段页岩分布变化相对较大。

平面上，须五段有效页岩分布较广，除西南部莲花山构造的部分地区外，在川西南部的其余大部分地区均有分布，其中盐井沟和油罐顶等构造带的有效页岩总厚度可达600m，在汉王场、龙泉山等构造地区的有效页岩总厚度相对较薄，一般为200～350m。须三段沉积期间，主要为辨状河三角洲前缘和浅湖沉积，地层厚度较薄，砂岩沉积厚度相对较发育，单层页岩厚度相对较小；有效页岩在平面上主要分布在大参、汉王场和盐井沟一带，页岩厚度一般为40～60m。须一段单层厚度大于35m的页岩主要分布在雾中山、白马寺等构造带，总体趋势为西、北厚，向东、南减薄；有效页岩总厚度一般为50～100m，局部地区可达100～150m。

2.2页岩矿物组成及脆性评价

根据36个页岩岩心样品全矿组成分析结果统计，川西南部地区须家河组页岩的硅质矿物(石英+长石)在纵向上分布比较稳定，石英含量普遍较高，一般为48.1%～54.5%，平均52.3%；碳酸盐矿物含量纵向上分布不稳定(0%～46.9%)，平均13%。粘土矿物纵向上含量分布不稳定，含量为6%～42.4%，平均29.8%。总体而言，川西南部地区页岩硅质含量较高，脆性较好。

注：Ⅰ为腐泥型；Ⅱ1为偏腐泥型；Ⅱ2为偏腐植型；Ⅲ为腐植型。

2.3页岩生气强度及资源量概算

1)页岩生气强度 页岩有机质生气强度计算涉及的主要参数为有效页岩厚度、页岩的岩石密度、TOC和有机质的产烃率[6]。根据测井和分析化验资料，页岩的岩石密度一般在2.5～2.65t/m3之间，取平均值为2.6t/m3。

页岩有机质在不同热演化程度下的气产率是生气量计算的关键性参数。研究表明，腐泥型干酪根的累积产气率一般为500～650m3/(t.Toc)，腐质型干酪根的累积产气率在100～150m3/(t.Toc)之间[7]。川西南部地区须家河组页岩的热演化程度相对较高，缺乏未成熟样品的热模拟实验产气率。针对川西南部地区须家河组页岩地球化学特征，建立产气率图版(见图2)。在对川西南部上三叠统须家河组不同层段有效页岩厚度、残余有机碳含量和成熟度等值线进行网格离散化基础上，根据有机碳产气率计算页岩气生气强度[8]：

Q气=H·ρr·K·C残·Dgas·10-4

式中，H为有效页岩厚度，m；ρr为页岩的密度,t/m3；K为原始有机碳的恢复系数；C残为页岩残余有机碳含量,%；Dgas为原始有机质气态烃产率,m3/(t.Toc)；Q气为生气强度，108m3/km2。

川西南部须家河组3500m以内页岩的平均生气强度最高可达(60～100)×108m3/km2，一般在(15～30)×108m3/km2之间。从层位上看，须五段有效页岩生气强度最大(31.79×108m3/km2)，其次是须一段和须三段，分别为8.02×108m3/km2和4.23×108m3/km2。

2)页岩资源量概算 在已知目标层位面积和生气强度的前提下计算生气量时，泥页岩的排烃系数很重要。泥页岩的排烃能力受多种因素的影响，除有机质丰度、类型、热演化程度等内部因素外，生储组合类型，即砂泥比、泥页岩单层厚度等都是影响泥页岩排烃能力的重要外部因素。依据文献[8]，确定川西南部地区泥页岩排烃率为60%。页岩资源量计算公式如下：

Q=Q气×S×(1-V)

式中,Q为资源量,108m3；V为排烃率,%；S为面积,km2。

利用上述公式计算川西南部地区页岩资源量为19.9×1012m3，说明川西南部地区须家河组页岩中蕴藏丰富的天然气资源，其勘探潜力巨大。

3 结 论

(1)须家河组页岩TOC多数在1.2%～2.5%之间，有机质类型以Ⅲ型为主，处于成熟～高成熟阶段。

(2)须家河组页岩硅质含量较高，脆性较好，具备页岩气压裂开采的有利条件。

(3)须家河组页岩有效页岩厚度大，分布稳定，有效页岩生气强度为(15～100)×108m3/km2，资源量平均约为19.9×1012m3,表明川西南部地区上三叠统须家河组泥页岩中天然气资源丰富，勘探潜力巨大。

[1]董大忠，邹才能，李建忠，等.页岩气资源潜力与勘探开发前景[J].地质通报，2011，30(2-3):324-336.

[2]李延钧，刘欢，刘家霞，等.页岩气地质选区及资源潜力评价方法[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2011，3(2)：28-34.

[3]潘仁芳，伍媛，宋争.页岩气勘探的地球化学指标及测井分析方法初探[J].中国石油勘探，2009，14(3):6-9.

[4]朱定伟，丁文龙，邓礼花，等.中扬子地区泥页岩发育特征与页岩气形成条件分析[J].特种油气藏，2012，19(1):34-38.

[5]卢双舫，黄文彪，陈方文，等.页岩油气资源分级评价标准探讨[J].石油勘探与开发，2012，4(1):249-256.

[6]赵鹏飞，余杰，杨磊.页岩气储量评价方法[J].海洋地质前沿，2011，27(7)：57-63.

[7]杨天宇，王涵云. 岩石中有机质高温高压模拟实验[J].石油与天然气地质，1987，8(4)：22-24.

[8]王涵云，杨天宇. 油型气和煤成气判别指标探索[J].天然气工业，1983，7(4)：23-26.

2013-01-23

周道容(1983-)，男，硕士生，现主要从事油气成藏地质学方面的研究工作。

TE121.3

A

1673-1409(2013)10-0043-03

[编辑] 李启栋