四川盆地侏罗系湖相页岩油气地质特征及勘探开发新认识

杨跃明 黄 东

1. 中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地侏罗系油气平面上主要分布在该盆地的中部地区（川中地区），纵向上主要分布在侏罗系自流井组大安寨段、凉高山组以及沙溪庙组地层中，其中尤以大安寨段最为重要。川中地区侏罗系油气钻探工作始于1956年，首钻井为蓬基井，勘探开发经历了“早期勘探起步（1956—1970年）”“滚动勘探开发（1971—1988年）”“30万吨原油上产（1989—1999年）”“原油调整稳产（2000—2010年）”“科技攻关试验（2011—2016年）”等5个阶段，迄今已发现了5个油田、18个含油气区块，累计发现三级石油储量1.6×108t，累计生产原油超过530×104t。从总体上来看，由于地质条件复杂，川中地区的原油年产量长期徘徊在5×104～10×104t，未能建成更大规模的原油产能。在近半个多世纪的勘探开发实践和认识过程中，川中地区的石油生产在艰难中创业、在曲折中前进，由于侏罗系含油气体系具有非常规的特点，对其油气赋存及聚集特征还需要深化认识，破解目前存在的矛盾： ①油气资源量大与储量规模小不匹配，历次全国油气资源评价结果揭示，四川盆地侏罗系石油资源量介于10×108～16×108t，但经过60多年的勘探，迄今仅累计发现石油探明储量0.81×108t，控制＋预测石油储量0.8×108t，具有石油资源量大、储量小、资源转化率低的特点；②致密储层物性差与油气的相对高产能不匹配，众所周知，四川盆地侏罗系大安寨段储层致密化程度属于国际罕见，平均孔隙度仅为1.06%，但就是在储层致密化程度如此高的情况下，却依然能涌现出逾130口单井累计产量超过1×104t的油井，合计生产原油总量超过350×104t[1-4]。介壳灰岩超致密薄储层竟然可以产出上万吨的原油，以简单的裂缝难以解释，因此需要对勘探对象重新进行系统的认识。近年来，中石油、中石化、壳牌等国内外能源公司相继对四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩开展了探索性的油气勘探工作[5-11]，勘探中发现了一些新苗头。为此，本次研究按照页岩油气的研究方法，系统开展了湖相页岩油气地质特征研究，从勘探开发对象、储层类型等方面开展研究工作，以期为湖相页岩油气的资源发现以及储量有效动用等提供理论和技术支撑，进而有效地指导四川盆地侏罗系湖相页岩油气勘探开发工作。

1 地质背景

四川盆地是一个大型含油气叠合盆地，纵向上发育多套含油气层，侏罗系是盆地内已发现的油气层中埋藏最浅的地层层位。侏罗系主要为一套以碎屑岩为主夹介壳灰岩的三角洲—内陆湖泊相淡水沉积体系，地层总残余厚度一般介于2 000～ 3 000 m，地层埋深具有南浅北深、东浅西深的特征（图1）。纵向上侏罗系自下而上发育自流井组珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段以及凉高山组上段（以下简称凉上段）共计4套烃源岩：①珍珠冲段沉积时期为湖泛初期，湖盆面积较小，水体深度较浅，为砂、泥互层沉积，烃源岩以黑色泥岩和碳质泥岩为主；②东岳庙段沉积时期湖盆面积扩张，沉积物以黑色泥岩为主，夹少量砂岩和介壳灰岩，但地层厚度不大；③大安寨段沉积时期，湖盆进入大规模的湖泛期，该时期是侏罗系最为重要的烃源岩发育时段，沉积物主要为黑色泥岩，有机质含量高、生油潜力大；④凉上段沉积期也是侏罗系较大规模的湖泛期，以厚层泥岩夹砂岩沉积为主，黑色泥岩有机质含量高、生油潜力大（图2）。综上所述，大安寨段和凉上段是四川盆地侏罗系两套主力湖相烃源岩，其中后者分布范围最广、厚度最大，但其湖盆中心位于川东东北部，而前者的湖盆中心则位于川中地区，因而大安寨段成为川中地区侏罗系致密油最重要的烃源岩；东岳庙段和珍珠冲段是两套次要的烃源岩，前者分布较广但厚度较小，后者厚度较大但分布局限。

2 页岩的油气地质特征

目前国内对于页岩油气与致密油气的认识尚未达成共识，不同的学者对其的认识还存在着一定的差异。一般认为页岩油气是指已生成仍滞留于富有机质泥页岩地层中微—纳米级储集空间中的油气，富有机质泥页岩既是生油岩，又是储集岩，它具有源储一体、源储紧邻的特点，烃类滞留聚集，页岩层系含油气性好，发育微—纳米级孔隙与裂缝系统，页岩层系脆性矿物含量高易于压裂改造，地层压力系数高易于流动和开采，大面积分布，油气资源规模大。按照中石油的划分方案，可以将页岩油气进一步划分为纯页岩型、薄夹层型、混积岩型。对于此类非常规油气资源，既要注重对烃源岩的评价，也要重视对储层含油气性的评价，源与储的综合评价是关键。基于四川盆地侏罗系的有关研究资料，结合油气资源的分布特点，笔者以川中大安寨段湖相页岩油气为研究对象，详细解剖其地质特征。

图1 四川盆地侏罗系地层分布图

2.1 沉积背景及岩性组合特征

大安寨段地层沉积时期是四川盆地侏罗系自流井组几次湖侵中规模最大、湖盆面积最广的一次，具有十分重要的代表性。大安寨段沉积时期为淡水湖泊沉积，依据岩性组合、电性、沉积旋回等特征，自上而下将其划分为大一、大一三、大三等亚段，湖盆发展经历了湖侵期、最大湖泛期、湖退萎缩期等3个阶段[12-15]。其中大一亚段、大三亚段主要发育滨—浅湖高能介壳滩体；大一三亚段主要发育浅湖—半深湖泥页岩，平面上可划分为滨湖、浅湖和半深湖3个环带状亚相区。大一三亚段是页岩发育的主要层系，从不同沉积相带岩性组合关系解剖结果看，页岩层系在大一三亚段均有不同程度的发育，其中以半深湖沉积相页岩最为发育，岩性相对单一，主要为黑色页岩，局部夹薄层介壳灰岩条带，页岩厚度普遍超过60 m，页地比大于0.6；其次为浅湖沉积相带，岩性主要为页岩与介壳灰岩条带的不等厚互层，页岩厚度超过40 m，页地比大于0.8；滨湖沉积相带底部主要为紫红色滨湖泥，中部为滨湖介壳灰岩，上部发育浅湖黑色页岩与介壳灰岩组合体，页岩厚度一般介于10～20 m，页地比大于0.4（图3）。总体上看，页岩是主要岩性，由于受沉积微相的控制，大一三亚段湖相页岩主要分布在半深湖、浅湖地区，平面上湖盆中心主要分布在射洪—蓬溪—南充—蓬安—仪陇—南部—盐亭一带，具有明显的环带状分布特征。

2.2 页岩的储集特征

2.2.1 页岩的岩性特征

一般认为页岩为“细粒碎屑沉积”，其矿物组成主要为黏土、石英和有机质等，虽然为细粒碎屑沉积岩，但它在矿物组成、页岩结构及构造上却存在着多样性。通常页岩在缺氧的环境下沉积，为富含有机质的岩层，一般分布面积广、厚度大并且有机质含量高，但是不同地区的页岩岩性也存在着很大的区别，有的为富含石英的页岩，比如美国的Lewis页岩，而有的则为碳质页岩，如Antrim页岩等。四川盆地侏罗系大安寨段页岩以黑色、灰黑色页岩与生物介壳灰岩不等厚互层为主，普遍含有丰富的瓣鳃、介形虫、叶肢介等水生生物化石及陆源高等植物化石碎片，黄铁矿呈分散状分布。在野外剖面常见到页岩呈片状分布，岩心搁置一段时间后页岩呈千层饼状。页岩颜色有黑色、灰色、绿色、紫红色和杂色等，其中黑色页岩在显微镜下为显微鳞片结构，微层构造，主要矿物为黏土、石英，含有少量的方解石、氧化铁、炭屑和黄铁矿。黏土大部分水云母化，水云母呈鳞片状，定向分布具微层状构造，陆源碎屑石英和长石呈星点状分布（图4）。

图2 研究区侏罗系地层综合柱状图

图3 四川盆地侏罗系大安寨段不同沉积相带岩性组合关系图

2.2.2 页岩的地球化学特征

有机质含量、有机质干酪根类型、有机质热演化程度是评价页岩的三大关键参数。有机质含量越高，页岩生烃潜力越大，吸附油气含量也越高。受地质背景和沉积环境的影响，大安寨段湖相黑色页岩的有机质含量较四川盆地下古生界志留系龙马溪组海相黑色页岩低。根据对该盆地大安寨段618个岩心、野外样品的分析结果，有机质含量介于0.10%～4.27%，平均为1.15%，91.41%的样品有机质含量小于2.00%，其中65.96%的样品有机质含量介于0.50%～1.50%，大于2.00%的样品仅占9.59%左右。有机质干酪根的类型决定了究竟是生油还是生气，样品分析揭示大安寨段烃源岩有机质以壳质组为主，含量介于60%～80%，并且以腐殖无定形体为主；其次是腐泥组和镜质组，含量一般在20%左右；惰质组含量相对较低，一般不到10%。通过类型指数计算，有机质类型大多为偏腐殖混合型，仅有个别为偏腐泥混合型以及极少量的腐殖型有机质。依据岩石热解参数最高热解峰温—氢指数关系图版（Tmax—HI）来分析，干酪根类型总体上为混合型。有机质成熟度是衡量有机质向烃类转化程度的参数，也是评价烃源岩生烃量及资源前景的重要依据。大安寨段镜质体反射率（Ro）主要介于0.9%～1.5%，表明研究区内的页岩普遍处于成熟—高成熟阶段，总体具有自南往北随着埋藏深度的增加有机质成熟度不断增加的趋势。综合上述3个方面的地球化学特征后认为，四川盆地大安寨段湖相页岩有机质含量达到了好烃源岩条件、有机质类型较好、页岩成熟度绝大部分高于生烃门限，具有较强的生油气能力，故而形成页岩油气资源的潜力大。

图4 四川盆地侏罗系大一三亚段页岩段野外剖面、岩心、薄片照片

2.2.3 页岩的储集性能特征

对于四川盆地侏罗系大安寨段，近半个多世纪的勘探开发对象都主要是介壳灰岩，前人普遍认为介壳灰岩是其主要的储集岩，而对页岩的研究和认识程度则较低。随着页岩气勘探开发工作的不断深入，页岩这类特殊岩性的储集性能，受到国内外学者越来越多的重视[16-20]。根据近年来对研究区页岩取心井108个样品的物性分析结果，页岩孔隙度介于0.35%～13.65%，平均孔隙度为5.80%，孔隙度主要集中分布在4.00%～9.00%之间；页岩渗透率介于0.084～9.790 mD，平均为1.760 mD。与同区的致密介壳灰岩相比，页岩的物性明显优于致密介壳灰岩，甚至是致密介壳灰岩的5倍，因而认为页岩是四川盆地侏罗系大安寨段地层中最好的储集岩（表1）。页岩中发育的页理、裂缝及后期人工压裂造缝可以大幅度地改善页岩储集层的物性，使其具备页岩油气开采价值。根据研究区岩心、野外露头观察以及镜下薄片、场发射扫描电镜分析等资料确认，区内页岩微米级以上的原生孔隙大部分已消失；宏观储集空间主要以裂缝为主，含少量溶蚀孔、洞；微观储集空间尺度较小，主要为微米—纳米级孔隙，由于受有机质热演化程度的控制，页岩储集空间无机孔的发育程度优于有机孔（图5）。

表1 四川盆地侏罗系大安寨段不同岩性岩石物性统计表

2.3 页岩的工程物理特征

目前多采用X射线衍射矿物分析法对页岩进行矿物组分鉴定，页岩的矿物组分可大致分为黏土矿物、碳酸盐矿物以及其他矿物等三大类。其中黏土矿物包括绿泥石、高岭石、伊利石以及伊蒙混层；碳酸盐矿物包括方解石、铁白云石以及菱铁矿；其他矿物主要由石英、钾长石、斜长石、黄铁矿、重晶石以及磷灰石等组成。各种矿物组成对页岩气藏的形成、储层物性、开采性等都具有重要的影响，其中硅质含量（包括石英、长石类）影响页岩的脆性及裂缝发育程度，对页岩气层的识别和商业化开采十分重要；而黏土矿物对页岩气具有良好的吸附能力，进而影响页岩的含气量，同时黏土矿物表面含有水分子，对页岩含水饱和度也有影响；长石易于形成溶蚀孔，是页岩储集空间的一种重要形式；国外页岩中出现较多的黄铁矿晶间孔，对页岩的总空隙率也有一定的贡献。

对四川盆地大安寨段18口井及5条野外剖面共计141个样品的X射线衍射全岩分析结果表明，黏土含量平均值为36.6%，石英含量平均值为38.6%，方解石含量平均值为16.7%，斜长石含量平均值为4.2%，白云石含量平均值为2.1%，黄铁矿含量平均值为0.9%，菱铁矿含量平均值为0.7%，赤铁矿含量平均值为0.1%，正长石含量平均值为0.1%（图6），从总体上看，脆性矿物的含量介于37.60%～89.17%，平均为63.40%，脆性矿物含量高，有利于储层的压裂改造。此外，区内大安寨段黏土矿物主要由伊利石、绿泥石构成，含少量的伊/蒙间层。从NC7井黏土样品X射线衍射分析结果可看出，伊利石含量介于40.0%～66.0%、平均为60.5%，绿泥石含量平均为34.9%，而伊/蒙占比为4.4%，高岭石含量较少。

图5 四川盆地侏罗系大安寨段页岩储集空间镜下照片

图6 四川盆地侏罗系大安寨段页岩全岩矿物分析直方图

2.4 页岩的展布特征

页岩的厚度关乎页岩油气能否稳产，是页岩油气重要的评价指标之一。受内陆湖相沉积环境影响，四川盆地湖相优质页岩沉积微相空间变化较快，因而湖相优质页岩的分布不如海相页岩稳定。纵向上优质页岩主要分布在大一三亚段中上部地层中，由页岩有机质含量与页岩埋深交汇图可知，优质页岩 （TOC＞1.5%）埋深主要介于2 000～2 800 m[21]，在平面上湖相优质页岩具有环带状分布特征，其中厚度较大的地区位于川中地区蓬溪—南充—南部—仪陇一线，累计厚度普遍大于20 m，以该地带为中心，页岩厚度逐步往湖盆外围递减（图7）。

由四川盆地大安寨段湖相页岩的沉积特征、地球化学特征、工程性质特征等可知：①其是一套以页岩为主的湖相沉积地层；②其有机质含量较高、有机质类型好、热演化程度适中、生烃能力强，并且页岩物性好、储集性能优，源储配置关系好，页岩厚度大；③其页岩脆性矿物含量高、蒙脱石含量低，有利于后期的储层压裂改造。综合上述典型特征不难看出，四川盆地大安寨段是页岩油气发育的层系。

3 勘探开发新认识

3.1 实验室分析揭示页岩普遍含油气

对川中大安寨段页岩排烃效率的模拟结果显示，该湖相页岩排烃效率不高，介于40%～77%，平均仅为50%。据此计算大安寨段的生油量为225×108t，页岩中滞留原油约112.5×108t。此外，从最新取得的2口井现场含气量数据来看，页岩含气量介于0.68～1.52 m3/t、平均为0.95 m3/t。3口井的页岩抽提氯仿沥青“A”含量介于0.14～5.72 mg/g，其中半深湖相氯仿沥青“A”含量平均值为3.36 mg/g，浅湖相氯仿沥青“A”含量平均值为1.60 mg/g，滨湖相氯仿沥青“A”含量平均值为0.73 mg/g。取心井镜下荧光薄片均能见到油滴、油膜等荧光显示，实物资料进一步证实研究区页岩具有很好的含油气性（图8）。

图7 川中地区侏罗系大安寨段优质页岩空间分布图

图8 四川盆地侏罗系大安寨段页岩镜下荧光照片

3.2 页岩钻井过程中油气显示频繁

川中地区大安寨段页岩钻井过程中，油气显示频繁，钻井显示集中分布在大一三亚段。从1976—1980年川中地区大安寨段专层井资料统计结果看，大一三亚段页岩钻井显示次数为52次，与大一亚段介壳灰岩显示频率相当，高于大三亚段。据不完全统计，382口井在大一三亚段钻遇516处钻井显示，显示类别以油气侵为主（236次，占46%），其次为井涌（92次，占18%）。钻井显示在平面上也大面积分布。此外，C63井于大一三亚段黑色页岩中发生油气侵、井涌，见褐黑色原油；C67井于大一三亚段黑色页岩中发生油气侵、间歇井涌，槽面见油花；C68井于大一三亚段黑色页岩中发生油气侵，并溢出原油15 L；C71井于大一三亚段黑色页岩中产出原油超过10 t。

3.3 页岩测试见到工业油气流

虽然迄今尚未单独针对四川盆地大安寨段页岩开展油气勘探开发工作，但是在该盆地的局部地区已发现少数工业油气流井。QL19井位于川中中西部的金华—秋林地区，该区处于大安寨段浅湖湖沉积环境，钻井过程中，在大一三亚段页岩见到油气显示，对大一三亚段上部7 m厚度的页岩储层进行单层测试，最高日返排油量达7.2 m3、最高日产气量为2 336 m3， 证实为油气层。LQ2井位于川中东北部的龙岗地区，该区处于大安寨段半深湖沉积环境，页岩发育，在大一三亚段页岩见到油气显示，对大一三亚段上部8 m厚度的页岩储层进行单层测试，获得日产2 659 m3的天然气产量，证实为低产气层。上述2口井单层页岩层系测试证实，页岩含油气性良好，并且具备产出能力。

3.4 页岩有可能是高产能油井重要的储产层

四川盆地大安寨段油气勘探开发以往一直是将致密介壳灰岩作为主要目标，区内介壳灰岩储层厚度薄、物性条件差,属超致密储层,平均孔隙度仅为1.06%，但在区内已获得130余口单井累计原油产量超过1×104t的油井（表2），在如此致密的储层条件下，累计原油产量上万吨其必须有足够的储集空间。通过对部分生产井的分析,如莲池油田的J14井，大一三亚段页岩见到油气侵显示，岩心分析大一亚段介壳灰岩储层孔隙度为0.57%～2.79%、平均孔隙度仅为1.10%，对大一亚段2 430.00～2 460.20 m井段致密介壳灰岩与页岩段试油，获得6.08 t/d的工业油流，该井已累计产出原油2.496 4×104t。又如公17井[22]，在大三亚段见气侵显示，岩心分析大三亚段介壳灰岩储层孔隙度介于0.80%～1.85%、平均孔隙度仅为1.25%，对大段页岩所夹的大三亚段2 658.00～2 664.20 m井段致密介壳灰岩试油，获得6.15 t/d的工业油流，该井已累计产出原油超过1.952 0×104t（图9）。分析后认为，能够持续产出这样规模的原油，除了致密介壳灰岩储层的产出外，可能还忽略了页岩油层的贡献。

表2 川中地区大安寨段取心井物性与油气测试产量、累计产量统计表

图9 四川盆地侏罗系大安寨段典型井生产曲线图

正如前面对页岩油气地质特征的分析，页岩具有良好的源储配置关系。从物性上来说，它是目前川中地区大安寨段地层中物性最好的岩性；从烃源岩条件来说，页岩有机质含量高、有机质类型好、热演化程度适中、厚度大，源储一体、源储紧邻特征明显（图10）；从烃源岩热解分析结果来看，页岩含油气性好，是良好的勘探开发对象。此外，由于致密介壳灰岩致密化程度高，给体积压裂带来了巨大的挑战，前期勘探实践证实致密介壳灰岩压裂效果差；较之于致密介壳灰岩，页岩的可压性更好，这就为水平井体积压裂改造提产创造了先决条件，是目前较为理想的勘探开发对象。

图10 四川盆地侏罗系大安寨段页岩源储配置关系图

4 结论

1）四川盆地侏罗系发育东岳庙段、大安寨段、凉上段共计3套优质页岩层系，具有源储一体、源储紧邻的特征，是典型的页岩油气发育层系，其中又以大安寨段页岩为其典型代表。

2）对大安寨段页岩的岩性组合特征、岩石学特征、有机地球化学特征、储层特征、含油气特征等的分析结果，进一步揭示出其具有岩性组合好、有机质含量高、有机质类型好、热演化程度适中、生烃能力强、页岩物性好、储集性能优、含油气性好、页岩厚度大、源储一体等优点，具典型的页岩油气藏特征。

3）根据对大安寨段万吨井的解剖以及实验室对页岩有机质含量、热解参数、储层物性等的分析的数据，认为大安寨段大一三亚段页岩的源储一体、源储配置关系好、生烃能力强、储集性能优。该页岩油气藏存在着页岩与介壳灰岩两类储层的油气补给，并且前者的油气补给能力可能更强，因而侏罗系湖相页岩应该成为油气资源有效动用的重要对象。

4）基于对研究区页岩油气地质特征以及页岩含油气性的研究和分析，建议加快页岩油气“形成条件”研究、注重页岩油气“分布区”分析、加强页岩油气“核心区”评选、加大页岩油气“试验区”建设，推进该领域的油气勘探开发进程，以实现侏罗系页岩油气资源的有效动用。