涪陵海相页岩气和元坝——兴隆场湖相页岩气富集条件差异性分析

肖继林 魏祥峰 李海军

1.中国石油化工股份有限公司勘探分公司 2.西南石油大学地球科学与技术学院

页岩气作为一种资源量非常巨大的非常规天然气清洁能源，在北美地区已经取得了良好的勘探开发效益[1-2]。2012年中石化在四川盆地川东南涪陵地区发现了中国第一个大型商业开发的海相页岩气田，页岩气层为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组，是中国海相页岩气田的典型代表[3-5]。截至2017年7月，累计提交页岩气探明地质储量6 008.14×108m3；同时元坝地区多口井在大安寨段测试获得不同程度的天然气流，尤其YB21井常规测试获得50.7×104m3/d的高产工业气流，多口井大安寨段实测压力系数高，普遍具有超压特征，含气性好，初步证实了四川盆地涪陵海相、元坝湖相页岩气均具有良好的勘探开发前景。虽然相关众多专家学者针对海、湖相页岩气从不同角度进行了研究[6-10]，但未对海、湖相两大领域页岩气富集条件的差异性进行系统对比，在一定程度上制约了国内页岩气理论的进一步发展以及海、湖相页岩气快速、规模化产能建设。因此，笔者针对四川盆地典型层位五峰—龙马溪组和自流井组大安寨段，对海、湖相页岩气富集条件差异性进行了精细对比研究，明确了2类页岩气富集条件及富集高产的主控因素。

1 地质背景

图1 四川盆地构造单元分区图（据中国石油地质志，1989）

元坝区块位于四川省东北部广元、南充和巴中市境内，区域构造上属于米仓山、大巴山弧形构造带与川东弧形褶皱带叠加区块，北为九龙山背斜构造带南端，南为阆中—平昌低缓构造带，北东与通南巴背斜构造带相邻（图1）；兴隆场区块行政区划隶属于重庆市梁平县、忠县和万州市管辖，区域构造位置位于川东弧形高陡构造带上，东临大池干井构造—寨沟湾构造带，西以南门场构造—大天池构造带为界，属于万县复向斜焦石坝—苟家场—黄泥塘斜列背斜带中的拔山寺向斜，构造呈北东向延伸。大安寨段二亚段中部以黑灰色、黑色页岩为主，夹薄层、纹层状灰色、深灰色介屑灰岩、砂岩，暗色泥页岩厚度一般30～50 m，主要为陆地湖泊沉积形成，结合区域相带特征，根据岩性变化特征可划分出滨湖亚相、浅湖亚相和半深湖亚相。

涪陵南部区块（图1）位于重庆市涪陵区、南川区和武隆县境内，构造位于四川盆地川东隔档式褶皱带南段石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜等多个构造单元的结合部，盆地边界断裂齐岳山断裂以西。涪陵地区在晚奥陶世五峰期—早志留世龙马溪期，发育了大套的暗色碳质页岩、碳质笔石页岩夹薄层泥质粉砂岩，沉积厚度介于40～120 m，富有机质泥页岩较为发育，厚度介于28～40 m，属浅海滨外陆棚相沉积。纵向上，依据岩性、岩相及生物特征的变化，可进一步将焦石坝地区滨外陆棚相细分为深水陆棚亚相和浅水陆棚亚相。

2 海、湖相页岩气富集条件对比

2.1 页岩气储层规模及非均质性差异

2.1.1 五峰—龙马溪组早期古构造环境有利于大规模的富有机质泥页岩形成

五峰—龙马溪组早期陆内拗陷深水陆棚滞留闭塞页岩发育模式，有利于大规模的富有机质泥页岩形成（图2）。四川盆地五峰组—龙马溪组一段有机质显微组分测定显示，显微组分中腐泥组含量最高，含量介于82.5%～95.0%（其中腐泥无定型体50.0%～72.0%，藻类体12.0%～25.0%），未见壳质组、镜质组和惰质组。在显微镜下，腐泥组多以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，见少量的动物碎屑，利用TI值对其源岩干酪根类型进行的划分表明，龙马溪组烃源岩有机质类型主要为Ⅰ型；同时，上扬子地区“三隆夹一拗”的古构造格局对海水的循环起到了阻隔作用[11]，与海侵初期的相对海平面快速上升、水体的快速加深共同使海洋水体底部处于低能、滞留、缺氧的环境，有利于有机质的聚集和保存。另外，扬子板块与华夏板块的汇聚和碰撞作用，造成了在扬子板块东南缘形成了前陆盆地，在前陆盆地发育的初期阶段，前渊凹陷的沉降速率大于或远远大于其沉积速率（大约为6～60 m/Ma）[12-13]，处于欠补偿或饥饿沉积状态，有利于深水陆棚相大规模的富有机质泥页岩沉积。川东南地区五峰—龙马溪组含气泥页岩层段（TOC≥0.5%）厚度一般40～120 m，焦石坝地区JY1井为89 m，富有机质（优质）泥页岩（TOC≥2.0%）较为发育，厚度达到 38 m。

图2 五峰—龙马溪组优质烃源岩发育的古构造环境模式图

四川盆地自流井组大安寨段的沉积开始于印支晚幕运动后，主要是一套暗色泥岩与介壳灰岩不等厚互层的浅湖、半深湖—深湖相带沉积（图3）。与海相沉积相比，湖相受沉积环境等方面的影响较大，纵横向沉积变化快[14]，富有机质泥页岩在沉积规模上相对海相环境较小，虽然在盆地稳定沉降阶段同样能形成分布广泛的湖相页岩气层，但其空间展布明显受到沉积相带的控制。其中在离物源较近、水体能量相对较大的滨湖相带，由于受到陆源碎屑的破坏和稀释，不利于有机质后期的形成和保存；而在水体相对较深且安静的浅湖、半深湖—深湖相带，水体相对缺氧，总体有利于富有机质泥页岩的形成，累计暗色泥页岩厚度介于30～50 m。

2.1.2 五峰—龙马溪组海相页岩岩相单一、页理发育，大安寨段湖相页岩岩相丰富、页理不发育

四川盆地五峰—龙马溪组从下至上，表现为海退序列，纵向上岩性具有一定的渐变性，整体上岩相相对单一。尤其在五峰组—龙马溪组早期沉积时期，沉积水体相对安静、缺氧，处于深水陆棚的沉积物主要呈毫米级纹层状或片状页理构造产出的暗色含碳质、含笔石泥页岩岩相（图4-a），其中含放射虫碳质笔石页岩，笔石含量达30%（图4-b），见少量放射虫（图4-c）和硅质海绵骨针；局部层段受季节性海水的影响，泥页岩中含少量的粉砂，岩性为含碳质含笔石含粉砂泥页岩岩相（图4-d）[15]。

四川盆地川东北地区自流井组大安寨段沉积时期，经历了早侏罗世中期的最大一次湖侵，可划分为水进扩展期、最大水进期，水退萎缩期3个阶段，分别对应大三亚段、大二亚段、大一亚段3个沉积时期。造成了大二亚段处于浅湖、半深湖—深湖相带中的泥页岩与薄层或条带状的灰岩、砂岩互层沉积，岩相类型丰富，包含了含介壳泥岩岩相（图4-e）、水平层理泥页岩岩相（图4-f）、水平层理含粉砂泥岩岩相（图4-g）、块状层理含泥介壳灰岩岩相、块状层理结晶灰岩岩相（图4-h）以及平行层理粉砂岩岩相等类型[15]。

从岩心观察和样品实验数据分析来看，五峰—龙马溪组海相页岩较大安寨段湖相页岩页理发育（图4-a、图4-e）。

图3 四川盆地大安寨段沉积模式图

图4 元坝、涪陵地区五峰—龙马溪组和大安寨段主要岩相类型特征

海相和湖相在岩相上的差异也造成了页岩气静态评价参数上的不同。其中五峰—龙马溪组深水陆棚相优质泥页岩表现为“高TOC、高物性、高孔隙度、富硅质”特征；以焦石坝地区JY1井为例，底部38 m的优质泥页岩层段TOC介于1.0%～5.9%，平均为 3.5%，大于2.0%的样品所占比例达到95%；孔隙度介于2.78%～7.08%，平均为4.66%，大于3.0%的样品所占比例达到97%；石英含量介于31.0%～70.6%，平均为44.4%，介于30.0%～60.0%的样品所占比例达到93.0%（图5-a～c）。相对于五峰—龙马溪组，大安寨段湖相页岩气储层表现为TOC、物性、硅质含量总体较低，且不同岩相各参数分异性高，表现为非均质性相对较强的特征（图5-d～5-f）。

2.2 有机孔隙发育程度及含气量差异

海相页岩与湖相页岩相比，具有TOC高、有机质孔隙发育、含气量高的特点。

泥页岩作为页岩气的储层，其纳米级孔隙的发育程度是影响其储集能力和页岩气勘探开采的主要因素[16-17]。海相、湖相泥页岩的储集空间类型基本一致，主要为有机孔隙和无机孔隙（包含晶间孔、粒间孔和溶蚀孔等），其中有机孔隙对页岩气的储集能力具有更大的贡献；这不仅是因为泥页岩的比表面积与TOC呈一定程度的正相关关系（图6、图7），反映了有机孔隙能够为页岩气提供更多的储集空间；另外有机孔隙具备亲烃性，更有利于页岩气的吸附和储集。

有机质孔为岩石中保存下来的有机物质（如低等藻类絮团），后期埋藏成岩时受地下温度、压力升高的影响，有机质在裂解生烃的转化过程中内部逐渐变得疏松多孔，这些孔隙就成了生成气体的保存场所。研究发现在相同演化程度情况下随着TOC增加，有机孔隙更发育[18]，且在同等情况下随温度增加，孔隙也更加发育[19]，间接反映了有机孔隙随热演化程度的增高而更发育。但在相近TOC和相同成熟度情况下，元坝地区自流井组大安寨段湖相有机质类型为Ⅱ型干酪根的泥页岩比Ⅲ型的有机孔隙发育（图7-a～7-d）。

川东南地区五峰—龙马溪组海相优质页岩气储层相对于湖相，多具备高TOC、高Ro和良好的有机质类型， 以JY1井为例，TOC＞2.0%的优质泥页岩厚度为 38 m， TOC 平均为 3.5%；Ro为2.20%～3.06%，有机质类型为Ⅰ型，其有机孔隙更发育，能够为生成的页岩气提供更多吸附和储集空间；而YL4井大安寨湖相泥页岩平均TOC为1.1%；Ro为1.44%～1.60%；有机质类型为Ⅱ2或Ⅲ型，在氩离子抛光扫描电镜下，有机质孔隙发育程度总体比海相差，但无机孔隙相对发育，总孔隙度相对较小，平均为3.55%。因此，其比表面积较小，平均仅为 0.994 1 m2/g。

图5 涪陵地区JY1井五峰—龙马溪组和Xl101井大安寨段评价参数统计直方图

图6 JY1井TOC与比表面积相关关系图

同时具有高TOC且有机孔隙更加发育的五峰—龙马溪组海相泥页岩相对于湖相泥页岩具备更高的含气量，JY9井五峰组—龙马溪组页岩层段页岩气层总含气量为 1.10 ～ 6.99 m3/t，平均值 3.73 m3/t，且总含气量与TOC呈明显的正相关关系，相关系数0.88（图8）。而XL101井大安寨段湖相泥页岩含气量介于 0.52 ～ 2.29 m3/t，平均仅为 1.48 m3/t，在TOC和有机孔隙发育程度上的差异，导致含气量与TOC有一定的正相关关系，但相关系数低、相关性较差（图8），这可能与湖相页岩中夹较多的薄层砂岩、石灰岩以及发育更多的无机孔隙有关。

2.3 保存条件的差异

四川盆地下古生界海相页岩原始生烃条件虽然优越，但在整个地质历史过程中经历了多期次复杂的构造演化、热演化和页岩气的聚集、散失，在一系列过程中页岩气藏遭受了多次的改造或破坏，关键时期包括2个阶段： ①中晚侏罗世至早燕山期的页岩气集中大量生成阶段；②燕山晚期到喜山晚期页岩气生成后的长期逸散阶段。前一个阶段以页岩气的生成为主要特征，由于泥页岩埋深较深，页岩气的运移逸散量相对较低；后一个阶段以页岩气的逸散为主要特征，特别是在泥页岩储层埋深达到3500 m 以浅的时候，常规地质因素的影响逐渐增强，页岩气的运移特征趋于复杂化。目前勘探上受页岩气藏埋深及压裂工程工艺的限制，海相页岩气的勘探取得重大突破的区域位于四川盆地盆缘及盆内高陡构造等复杂构造带，构造活动较强。近年来勘探实践证明，对于海相页岩气来说，需寻找构造活动相对较弱，保存条件优越的地区进行页岩气勘探研究。

四川盆地自晚印支构造事件后，盆缘发生了多其次强烈的构造运动[20]，但盆内的元坝-通江地区则是相对稳定的拗陷内，构造活动较弱，地层平缓，“通天”断裂不发育，顶底板为石灰岩，同时湖相侏罗系自流井组泥页岩埋深介于1 000～4 500 m，覆盖着巨厚中新生代地层，区域盖层封盖条件良好；在以上条件的共同作用下自流井组湖相页岩气具有良好的保存条件。此外，川东北地区自流井组地压系数介于1.4～2.0，普遍存在的超压特征，进一步佐证了湖相页岩气具有良好的保存条件。

图7 五峰—龙马溪组和自流井组泥页岩有机孔隙发育特征

图8 JY9井五峰—龙马溪组和Xl101井自流井组泥页岩含气量与TOC关系图

2.4 脆性差异

页岩储层具有低孔、低渗的特征，在自然条件下很难产出油气，要取得商业勘探开发效果，需要对水平段页岩储层进行大规模压裂改造，同时要保证水平段方位与最小水平主应力有一定夹角（30°左右的扇区），从而容易产生开启的网状裂缝使天然气顺利排出，才能形成工业产能，因此对页岩气层可压裂性评价就显得尤为重要。

总体上，五峰—龙马溪组海相优质页岩具有硅质矿物含量高、黏土矿物含量低、脆性指数高的特征，而大安寨段湖相页岩硅质矿物含量低、黏土矿物含量高、脆性指数低。

四川盆地川东南地区JY8井五峰组—龙马溪组一段一亚段矿物脆性指数最高，硅质矿物脆性指数为22.6%～66.8%，平均达到43.5%；硅质矿物＋长石＋碳酸盐脆性指数为50.7～80.2%，平均达到65.0%。龙马溪组一段二亚段硅质矿物脆性矿物指数为21.7%～41.1%，平均为33.4%；硅质矿物＋长石＋碳酸盐脆性指数为40.2%～60.4%，平均达到53.6%。龙马溪组一段三亚段硅质矿物脆性矿物指数为27.1%～38.9%，平均达到32.4%；硅质矿物＋长石＋碳酸盐脆性指数为33.7%～62.9%，平均达到42.9%。总体反映出五峰组—龙马溪组一段下部岩石比上部岩石具有更好的可压裂性。而Xl101井大安寨段泥页岩黏土矿物含量为30.0%～68.2%，平均值51.2%；脆性矿物含量为30.1%～68.4%，平均值47.4%，脆性矿物以石英和方解石为主，平均含量为22.1%和21.4%，长石含量较少，平均含量为3.4%。研究发现，五峰—龙马溪组海相泥页岩脆性矿物含量不仅比湖相泥页岩高11.2%，同时，二者另一个明显的区别为五峰—龙马溪组底部优质页岩气层段表现为硅质矿物脆性指数与TOC相关性好，相关系数(R2)为0.6342，而硅质矿物＋长石＋碳酸盐脆性指数与TOC相关性较差，相关系数(R2)为0.4772，这意味着硅质脆性指数更能反映五峰组—龙马溪组一段页岩高TOC、高脆性耦合的特征。（图9），而湖相泥页岩则与之相反，表现为TOC与黏土矿物成明显正相关关系（图10）。另外五峰—龙马溪组底部优质页岩气层段石英含量高达44.4%，相对于世界各地页岩平均34%石英含量还要高10%左右，分析其石英除来自陆源碎屑外，生物成因以及黏土矿物的转化造成石英的析出也具有较大的贡献。

图9 JY8井五峰—龙马溪组TOC与硅质矿物含量关系图

3 海、湖相页岩气高产主控因素对比

3.1 有利相带暗色泥页岩的发育是海、湖相页岩气高产的基础

图10 Yl4、XL101井自流井组TOC与黏土矿物含量关系图

勘探实践表明，中石油Y201-H2井、N201-H1井以及中石化JY1井、YY、WY1井、DY4井5口商业性高产井均位于五峰组—龙马溪组深水陆棚沉积相带，有机碳含量高、厚度稳定，厚度在80～120 m之间。其中焦石坝地区JY1井富有机质泥页岩厚度在89 m，TOC含量大于1.0%，底部龙马溪一亚段优质页岩段TOC含量普遍大于2.0%，平均达到3.5%，这说明泥页岩具有能生成页岩气良好的烃源条件；另外深水陆棚泥页岩有机孔隙更发育，孔隙度较高，平均达到了4.52%，这为大量生成的油气在泥页岩中自生自储提供较充足的储集空间。因此，我们认为有利相带富有机质泥页岩的发育为页岩气的生成和储集提供了丰富的物质基础。

与海相沉积相比，四川盆地自流井组大安寨段湖相纵横向沉积变化复杂，沉积微相控制了优质泥页岩的空间展布规律。通过四川盆地元坝、涪陵地区研究发现，水体能量较弱、相对较深且缺氧的浅湖、半深湖—深湖是优质泥页岩分布的有利相带，优质泥页岩累计厚度大，多介于30～50 m，但TOC含量相对海相略低，但大多处于0.5%以上[21]。

3.2 良好的保存条件是海相页岩气富集高产的关键

2012年，中国石化在川东南涪陵焦石坝地区JY1井的勘探取得重大突破以及开发水平井良好的试采效果，充分诠释了川东南地区海相页岩气层总体具有良好的油气保存条件、较高的压力系数，证明了川东南地区是当前五峰—龙马溪组海相页岩气规模化、效益化勘探开发最现实的地区。中石化川中YY1井、WY1井在盆内高陡构造弱变形区的突破和中石油川中Y201-H2井、川南N201-H1井两口高产井处于盆内构造活动、变形程度相对较弱地区，埋深适中（2 400 ～ 3 600 m），断裂不发育，五峰—龙马溪组海相页岩气层同样具备良好的保存条件、较高的压力系数；而HY1、YQ1、YY1等井虽然具有相似泥页岩发育特征，但由于地处构造复杂区，断裂相对发育，造成保存条件相对较差、地层压力系数较低的，产气量不高（表1）。表现出四川盆地下古生界海相页岩气钻井产量与地层压力系数呈正相关关系。以上现象和规律启示良好保存条件、较高压力系数是四川盆地及周缘下古生界页岩气富集高产的关键因素。

3.3 有利的岩相叠加微裂缝有利于湖相页岩气高产

湖相泥页岩岩相较多，不同岩相具有不同的岩石物理特点，如表2，块状层理含泥介壳灰岩岩相、结晶灰岩岩相以及平行层理粉砂岩岩相等类型虽然具有较高脆性、较低泊松比及较高杨氏模量的特点，但其TOC、孔隙度明显较低，油气显示差。而水平层理泥页岩岩相、水平层理含介壳泥岩岩相具有相对较高TOC和高孔隙度，有利于页岩气的生成和储存，总体含气量高；但由于其黏土矿物总体较高，并具有相对略高的泊松比以及略低的杨氏模量的特点，可压性总体相对海相较差。目前研究发现，以水平层理发育的优质泥页岩岩相为主、夹介壳泥岩、夹灰岩或砂岩岩相条带不仅具有页岩气良好的生成和聚集条件，同时该种岩相组合提高了岩石脆性指数和杨氏模量、改善了岩石力学参数值，有利于后期的压裂改造。另外，该岩相组合不仅使层间页理缝相对更发育，配以其他成因较发育的微裂缝，有利于页岩气的储集和高产。

表1 四川盆地五峰—龙马溪组页岩气探井钻探成果表

表2 Xl101井大安寨段岩心岩石力学特性参数测试结果展示表

川东北元坝地区YB21井自流井组大安寨段黑色泥页岩夹薄层介壳（屑）灰岩互层仅做了常规的射孔测试，就获得了50.7×104m3/d的高产工业气流，分析这口井高产的因素：①YB21井大安寨段大二亚段岩相类型为半深湖相带水平层理泥页岩、含介壳泥岩夹灰岩或砂岩条带岩相类型，有利于页岩气的富集；②其位于构造应力高的构造转折端地区，构造缝相对发育，有利于页岩气的高产。而对Xl101井大二亚段两个层段进行了测试，虽然与Yb21井具有相似的沉积背景，同处于浅湖、半深湖—深湖相带，具有页岩气形成的良好的物质基础（TOC1.54%，孔隙度4.80%，含气量3.77 m3/t），但即使进行了大型水力加砂压裂也仅仅获得了79.0 m3/d气产量。分析其原因：①测试井段黏土矿物较高（平均含量为51.2%），不利于后期的压裂改造；②Xl101井处于构造裂缝相对不发育的背斜翼部，不利于页岩气的产出。

4 结论

1）五峰—龙马溪组早期陆内拗陷深水陆棚滞留闭塞页岩发育模式，有利于大规模的富有机质泥页岩的形成，富有机质泥页岩具有“高TOC、高孔隙度、富硅质”的特点，同时表现出“高TOC、富有机孔、高含气量”以及“高TOC、高硅质含量”良好的耦合关系，但由于受限于勘探条件的限制对保存条件要求严格；

2）自流井组大安寨段湖相页岩气主要分布于浅湖、半深湖—深湖相带，但富有机质泥页岩连续性差、岩相丰富，TOC、物性、脆性矿物含量总体较低，且不同岩相的TOC、物性以及矿物成分等参数值分异性高，非均质性强；加之有机孔隙总体不发育，含气量较低，TOC与黏土矿物呈明显的正相关关系，使其页岩气富集条件相对于海相总体不利。但湖相页岩气普遍具有异常高压的特征，总体保存条件好。

3）有利相带暗色泥页岩的发育是海、湖相页岩气富集高产的基础；良好的保存条件是海相页岩气富集高产的关键；有利的岩相耦合微裂缝发育更有利于湖相页岩气的富集高产。