四川盆地陆相页岩油气富集主控因素及类型

朱 彤

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083)

我国在多旋回的构造演化与沉积过程中，发育了海相、海陆过渡相和陆相多套富有机质泥页岩层系[1-2]。其中陆相页岩气可采资源量7.92×1012m3，占31.6%，与海相页岩气可采资源量(8.97×1012m3，占35.8%)基本相当，主要分布于四川盆地上三叠统—下侏罗统、鄂尔多斯盆地上三叠统等[3-4]。四川盆地陆相页岩气勘探虽然在元坝、涪陵、建南地区下侏罗统自流井组大安寨段、东岳庙段获得良好页岩油气显示和工业气流[5-7], 但随后探井试采和开发评价均未见到理想的效果。分析原因，除了陆相页岩复杂岩性适应性压裂工程技术尚待突破外，陆相与海相页岩气富集地质条件的差异，也是影响陆相页岩气勘探开发效果的重要因素。

四川盆地下侏罗统陆相页岩气具有地层时代新(200 Ma)、构造改造弱、压力系数高(>1.2)的特点[8-9]。特别是由于陆相湖盆分布范围较海相规模小，受周缘构造山系(物源)影响大，沉积相变快，泥页岩岩性组合类型多样(互层、夹层)，有机质丰度相对海相低，储集非均质性强，因此陆相富有机质泥页岩沉积环境与海相深水陆棚沉积的优质页岩相比存在较大的差异[10-13]，导致陆相页岩气形成的物质基础较海相差，陆相页岩气形成的源—储配置关系复杂，可压裂性差异大[14-17]。此外，四川盆地下侏罗统仅经历了燕山期和喜马拉雅期构造运动，富有机质泥页岩热演化程度相对海相页岩低，有机质孔的发育程度及页岩油气的生成状况也不相同，对陆相页岩油气富集的主控因素及类型还缺乏清晰的认识。本文通过对四川盆地元坝、涪陵、建南地区大安寨段和东岳庙段典型页岩油气区富集控制因素解剖研究，对影响该区下侏罗统陆相页岩油气富集的主控因素进行探讨。

1 岩性组合对页岩源、储和可压性控制

1.1 岩性组合类型

四川盆地早侏罗世为印支晚幕运动后的扇三角洲—湖泊环境沉积，经历了东岳庙期、大安寨期2次不同规模的湖侵[18-19]。但由于不同时期构造活动的差异，受周缘山系物源的影响，湖侵范围存在较大的差异，导致不同时期的沉积相也不相同，主要发育了碳酸盐湖泊和陆源碎屑湖泊2种沉积模式[20-23]。碳酸盐湖泊沉积发育于盆缘构造相对稳定的大安寨湖侵期，沉积受陆源碎屑物源的影响较小，湖盆范围相对较大，主要分布于川中—川东北地区，以滨湖—碳酸盐岩浅湖—湖坡—半深湖沉积亚相为特征，微相及岩性组合主要包括介屑滩沉积的厚层介屑灰岩夹薄层泥页岩、湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层、半深湖泥沉积的厚层页岩夹薄层介壳灰岩3种类型(表1，图1)；而陆源碎屑湖泊沉积发育于盆缘构造相对活跃的东岳庙局限湖侵期，沉积受盆地西南缘陆源碎屑物源的影响较大，湖盆收缩于川东地区，以扇三角洲—滨湖—碎屑岩浅湖—半深湖沉积亚相为特征，微相及岩性组合主要包括滨湖砂坝沉积的厚层粉砂岩夹薄层泥岩、浅湖砂泥坪沉积的纹层状泥页岩与粉砂岩不等厚互层、半深湖泥沉积的厚层泥页岩夹薄层粉砂岩3种类型(表1)。

1.2 不同泥页岩岩性组合的源、储和可压裂性特征

泥页岩品质是页岩油气形成的物质基础，兼具生烃和储集的双重角色[24-27]，并对页岩可压裂性的工程技术造成影响[28-30]。针对具有生烃条件的厚层页岩夹薄层介壳灰岩、页岩与介屑灰岩不等厚互层、厚层泥页岩夹薄层粉砂岩和纹层状泥页岩与粉砂岩不等厚互层4种岩性组合类型，采用X衍射矿物组分、有机地化、氩离子抛光—扫描电镜、压汞—吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、含气性测试等方法技术，对不同岩性组合的生烃、储集、含气性和可压裂性等地质特征进行对比(图2)。

表1 四川盆地下侏罗统岩性组合类型沉积特征对比

Table 1 Comparison of sedimentary characteristics of lithologiccombination types of Lower Jurassic in Sichuan Basin

图1 四川盆地涪陵地区FY3井大安寨二段页岩气形成条件综合柱状图

1.2.1 生烃条件对比

以碳酸盐湖泊占主导的页岩与介屑灰岩不等厚互层和厚层页岩夹薄层介壳灰岩，因受陆源碎屑物源的影响较小，水体清澈，浮游生物丰富，富含黄铁矿、菱铁矿等还原性自生矿物，表明为较深水的还原环境，利于有机质的富集和保存，具有较好的生烃条件；TOC分布于0.6%～3.7%，平均值分别为1.4%和1.0%(图2)，有机质类型主要为Ⅱ2型，兼有Ⅱ1型。而以陆源碎屑湖泊沉积占主导的厚层泥页岩夹薄层粉砂岩和纹层状泥页岩与粉砂岩不等厚互层，因受陆源碎屑物源的影响较大，入湖水系带入的含氧水体造成水体浑浊，为弱氧化环境，泥岩中有机质含量低且不易保存，TOC主要分布于0.5%～1.9%，平均值为0.8%和0.9%(图2)；有机质类型主要为Ⅱ2和Ⅲ型，岩心中可见植物炭屑，生烃条件较差。

图2 四川盆地涪陵、元坝地区下侏罗统不同岩性组合地质特征参数对比

1.2.2 储集条件及含气性对比

国内外海相页岩气研究均表明，有机质孔的大量发育是页岩气能够持续稳产的关键[31]。对于以碳酸盐湖泊沉积占主导的页岩与介屑灰岩不等厚互层和厚层页岩夹薄层介壳灰岩，虽然有机质丰度相对较高(TOC为0.6%～3.7%)，但较海相龙马溪组优质页岩有机质丰度(TOC为2%～5%)偏低，因此氩离子抛光—扫描电镜下观察统计的孔隙类型以无机质孔为主，包括黏土矿物间线状孔隙、残余粒间孔隙、少量方解石相关溶蚀孔(图3a-d)；有机质孔仅局部少量发育于无机矿物粒间沥青内和富氢、结构镜质体内，以及无结构镜质体边缘和内生缝(图3e)；微裂缝普遍发育，多为机械成因，呈波状、微齿状(图3f)，是潜在的储集空间和渗滤通道。基质孔隙度平均3.3%(图2)，压汞—吸附联合测定孔径以中—大孔为主，中值孔径24.42 nm，以中孔占比最高，为50%～70%；基质渗透率因岩性组合方式不同存在明显的差异。页岩与介屑灰岩不等厚互层页理、纹理较发育，有利于水平微裂隙的形成，岩心上在泥、灰岩性转换处可见水平微裂隙，扫描电镜下可观察到水平微缝和粒缘缝发育。据纳米CT实验分析结果对比，页岩与介屑灰岩不等厚互层孔隙连通体积为6.65×1011nm3，基质渗透率为0.02×10-3μm2，是厚层页岩夹薄层介壳灰岩孔隙连通体积(3.84×1011nm3)的近2倍、基质渗透率(0.002 7×10-3μm2)的10倍，具有良好的连通性和渗透性。因此，页岩与介屑灰岩不等厚互层中介壳灰岩薄夹层虽未具备生烃能力，孔隙度也不高，但介壳灰岩薄夹层对与之相邻的页岩具有较好的封隔性，可形成良好的顶底板条件，有效遏制烃类运移，一定程度上保存了页岩中的流体和孔隙，录井气测多出现异常高值，基质含气量普遍较高，平均2.3%～2.6%(图2)。对于陆相以陆源碎屑湖泊沉积占主导的泥页岩夹薄层粉砂岩和纹层状泥页岩与粉砂岩不等厚互层，储集性较差，基质孔隙度平均2.6%，含气量较低，平均1.2%～1.4%。

1.2.3 可压性对比

页岩矿物组成中的硅质和钙质作为脆性矿物的主体，其含量跟压裂工程密切相关。不同的沉积环境沉积的页岩，其脆性矿物组成类型和岩石力学性质存在较大差异。据X衍射矿物组分分析和岩石力学性质测定表明，碳酸盐湖泊较碎屑岩湖泊沉积的岩性组合钙质含量高，黏土含量较低，特别是页岩与介屑灰岩不等厚互层脆性矿物硅质含量平均26%，钙质脆性矿物含量20.2%～47.16%，平均36%(图4)，矿物脆性指数可达0.61，岩石力学测定计算的脆性指数可达0.67～0.76，具有较好的可压裂性。据任岚等[32]、赵文韬等[33]研究表明，该高频互层岩性组合，除了脆性矿物含量较高外，页理、纹理发育，层间岩性差异大，应力薄弱面增多，受外力作用易形成大量水平缝，从而促进了水力裂缝的径向延伸，工程上将互层发育频率作为表征页岩压裂形成缝网能力的重要因素之一。此外，在压裂过程中，对裂缝尖端施加应力，与层厚存在负幂指数关系，即层厚越小，层理越发育，越有利于裂缝的形成；对层理、层理缝相对较发育的储层进行改造，能获得较大SRV和较高产能。由此表明，高频互层中的薄层灰岩可压裂性好，可沿页理水平裂缝发育并延伸，较块状泥页岩更具良好的可压裂性[34-35]。而厚层页岩夹薄层介壳灰岩、薄层粉砂岩，黏土含量高，近于50%，矿物脆性指数仅为0.46～0.49，岩石力学测定计算的脆性指数为0.52，显示可压性较差。

图3 四川盆地下侏罗统泥页岩与介壳灰岩孔隙类型特征

图4 四川盆地涪陵、元坝地区下侏罗统不同岩性组合矿物组成对比

综上所述，页岩与介屑灰岩不等厚互层具有较好页岩气生烃、储集和可压裂的配置条件，含气性较好，有利于页岩气的形成和改造，为最有利的岩性组合；厚层页岩夹薄层介壳灰岩虽具有良好页岩气生烃和储集条件，但渗透性和可压裂性较差，为较有利岩性组合；泥页岩夹薄层粉砂岩和纹层状泥页岩与粉砂岩不等厚互层，页岩气生烃、储集和可压裂条件均差，为不利岩性组合。

2 成熟度对有机孔和油气生成的控制

2.1 成熟度对储层有机孔发育的控制

前人[36]在海相页岩成熟度对有机质孔发育的控制研究表明，随着成熟度增大，有机质孔隙呈现出先逐渐增加、再逐步减少的趋势。针对有机质孔发育的成熟度下限，国内外学者虽开展了一些研究，但众说不一，如REED等[37]认为Barnett和Haynesville海相页岩中有机质孔形成始于成熟度Ro=0.8%，而CURTIS等[38]、HILL等[39]和薛莲花等[40]研究均发现，有机质Ro<0.90%时有机质孔不发育，进入生气窗以后液态烃开始裂解，有机质孔开始发育，孔体积开始增加。

通过对四川盆地下侏罗统不同成熟度的页岩氩离子抛光—扫描电镜下有机质孔的发育特征研究表明，当泥页岩Ro=1.1%时，处于生气初期，有机质孔不发育(图5a)；当Ro=1.3%时，处于生气阶段，有机质孔才开始发育(图5b)；当Ro=1.6%～2%时，处于大量生气阶段，有机质孔较发育(图5c)，由此有机质孔发育过程也表现随成熟度增加而逐渐发育的特点。但四川盆地下侏罗统有机质孔开始发育的成熟度下限要高于国外学者提出的Ro值，分析其原因，可能与陆相和海相有机质类型差异有关。四川盆地下侏罗统陆相泥页岩有机质类型主要为腐泥—腐殖型(Ⅱ2)，兼有腐殖型(Ⅲ)，而海相有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。CHALMERS等[41-43]认为，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根比Ⅱ2、Ⅲ型干酪根更容易裂解生烃和产生有机质孔，主要原因是Ⅱ2、Ⅲ型干酪根转化为油气的能力远低于Ⅰ型和Ⅱ1型。

图5 四川盆地涪陵地区下侏罗统不同成熟度泥页岩有机质孔发育情况

2.2 成熟度对油气生成的控制

四川盆地中下侏罗统泥页岩成熟度在平面和纵向上存在着较大差异。平面上，成熟度自西南向北东逐渐增大[44]，油气类型也自西南向北东呈现出生油区—凝析油—凝析气+湿气—干气分布；纵向上，埋深分布于500～4 500 m，成熟度随着埋深的增加呈增加的趋势(图6)，由此控制着川东涪陵和川东北元坝地区页岩油气的生成。川东涪陵地区凉高山组和大安寨段埋深较浅，多小于2 300 m，成熟度较低，Ro多为0.9%～1.3%，处于成熟阶段，以油为主，同时有凝析气，XL101井、FS1井在大一亚段测试获日产气11～12 m3、日产油54～68 m3，通过原油流体性质测定，原油密度(0.783 g/cm3)、黏度(动力黏度2.952 mPa·s)均较低，为高成熟到过成熟原油，气油比1 751 m3/m3，凝析油含量445.35 g/m3,属高含油凝析气藏[45-46]；东岳庙段泥页岩随着埋深增大，成熟度也增大，Ro在1.36%～1.6%，处于高成熟阶段，以干气为主。川东北元坝地区中下侏罗统(千佛崖组和大安寨段—东岳庙段)埋深更大(>3 500 m)，处于高成熟度阶段，泥页岩成熟度Ro在1.38%～2.02%，平均1.62%，以干气为主，测试获日产(14～50)×104m3工业气流。

3 异常高压对页岩气富集高产的控制

页岩气藏不仅具有自生自储、连续聚集的特点，其异常高压的形成也具有特殊性。页岩中有机质深埋生烃造成孔隙压力增大，以及页岩自身封闭性是泥页岩异常高压形成的关键。在异常压力和烃浓度差的作用下，烃类向外运移，如果气藏封闭性不好，页岩气排出过快造成压力大幅降低，甚至形成低压，反之则会保持较高的地层压力。因此地层压力对页岩气的保存和富集具有良好的指示作用。页岩气的高产层往往都具有较高的压力系数[47-50]。四川盆地下侏罗统泥页岩层段普遍为超压，总体保存条件较好，但在不同地区，地层压力变化较大。川东涪陵大安寨段和建南地区东岳庙段埋深较浅，多小于2 300 m，成熟度较低，以油为主，为超压，压力系数1.1～1.4；元坝地区千佛崖组和大安寨段埋深大于3 500 m，成熟度高，主要以生气为主，为超压—超高压，压力系数1.33～2.07。统计发现，压力系数与测试产量具有一定的正相关性，超压使岩石破裂产生大量微裂缝，增大储集空间，也为页岩气的高产提供了足够的能量，有利于陆相页岩气的富集高产。

4 陆相页岩油气富集类型

在陆相页岩气富集主控因素分析的基础上，从有利岩性组合、构造和生烃演化、孔隙演化、压力、油气生成相态等方面，将四川盆地下侏罗统页岩油气划分为超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型。这2种类型均形成于有利的碳酸盐湖坡风暴滩页岩与介屑灰岩不等厚互层组合，因经历的燕山期和喜马拉雅期构造运动的强弱差异，导致构造和生烃、孔隙、压力、油气生成相态的协同演化过程不同。

4.1 超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型

以川东北元坝大安寨段为代表，受燕山期构造运动较强、喜马拉雅期构造运动较弱的影响，富集过程具早期快埋压实、中期深埋生烃、晚期微抬调整的特点(图7)。特别是中期(早—中白垩世)深埋生烃阶段，川东北地区邻近燕山晚期米仓山—大巴山构造带，泥页岩层快速深埋至6 000 m[51]，有机质成熟度随之增大，Ro最大可达2.0%高成熟阶段，液态烃逐渐向气态烃转化，直至大量干气生成。在上述成烃演化过程中，无机孔快速减少，有机质孔隙逐步发育，生烃增压作用明显，孔隙压力增高。晚白垩世—第四纪晚期, 川东北地区受喜马拉雅期龙门山构造运动的影响较弱，整体抬升幅度较小，仅为1 500～2 000 m，地层仍保持超高压状态(压力系数1.6～2.1)，呈现出成熟度较高(Ro为1.5%～2%)、埋深较大(3 800～4 300 m)、保存较好、以干气产出的特点。

图6 四川盆地涪陵(a)、元坝(b)地区中下侏罗统泥页岩成熟度与深度关系

图7 四川盆地下侏罗统超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型富集模式

4.2 超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型

以川东南涪陵大安寨段为代表，受燕山期构造运动较弱、喜马拉雅期构造运动较强的影响，富集过程具早期快埋压实、中期缓埋生烃、晚期快抬调整的特点。中期(早—中白垩世)缓埋生烃阶段，川东南地区受燕山晚期构造运动的影响较弱，泥页岩层埋深幅度小，仅至4 500 m[51]，有机质成熟度相对较低，Ro由0.7%仅增大至1.3%，处于凝析油气阶段，有机质孔隙不发育，生烃增压有限；晚白垩世—第四纪晚期，川东南地区受喜马拉雅期川东华蓥山高陡构造运动的影响，整体抬升幅度较大(2 000～2 500 m)，地层压力降低，呈现出成熟度较低(Ro为1.1%～1.4%，平均1.27%)、埋深较浅(2 000～2 500 m)、超压(压力系数1.1～1.3)、油气同产的特点。

4.3 页岩气有利目标优选

在上述陆相页岩气富集控制因素和富集类型分析的基础上，依据有利目标优选原则，即有利的碳酸盐湖坡风暴滩(页岩与介屑灰岩不等厚互层)沉积相区、不同的成熟度区间(Ro>1.3%和Ro=1%～1.3%)、超压(Pi>1.2)三因素，对四川盆地中下侏罗统不同区块陆相页岩油气目标进行评价(表2)，优选出元坝大安寨段和涪陵北东岳庙段为页岩气勘探有利目标；涪陵北和阆中—平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气勘探较有利目标。

5 结论

(1)四川盆地陆相页岩油气富集受控于泥页岩岩性组合、成熟度和压力3个主控因素。以碳酸盐湖泊沉积占主导的碳酸盐湖坡风暴滩沉积的页岩与介屑灰岩不等厚互层，具有良好页岩气生烃、储集、渗透和可压裂性配置条件，有利于页岩气的形成和改造，是最有利的岩性组合类型。成熟度控制着泥页岩储层有机质孔的发育和页岩油气的生成，有机质孔随成熟度增加而逐渐发育，油气产出自南西向北东随着成熟度增大呈现出生油区—凝析油—凝析气+湿气—干气的分布。超压有利于陆相页岩油气的富集高产，使岩石破裂产生大量微裂缝，增大储渗空间，为页岩气的高产提供足够的能量。

表2 四川盆地下侏罗统页岩油气有利目标评价

注：表中数值意义为最小值～最大值/平均值。

(2)四川盆地下侏罗统页岩油气具有超高压高成熟页岩与灰岩互层页岩气型和超压低成熟页岩与灰岩互层页岩油气型2种富集类型。元坝大安寨段和涪陵北东岳庙段为页岩气勘探有利目标，涪陵北和阆中—平昌大安寨段、建南东岳庙段、元坝千佛崖组二段为页岩油气勘探较有利目标。