四川盆地东部复兴地区侏罗系自流井组东岳庙段陆相页岩凝析气藏地质特征及勘探开发前景

舒志国，周 林，李 雄，刘皓天，曾 勇，谢洪光，姚明君，王艳春

(中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，湖北 武汉 430070)

自2012年焦页1HF井实现五峰组-龙马溪组页岩气的商业开发以来[1-3]，中国陆续发现了涪陵、长宁、昭通、威远、威荣和永川等海相页岩气田[4-8]。页岩气的储量和产量的大幅增长，极大地改变了国内能源格局，也有效缓解了中国长期以来面临的油气供应短缺的问题[9-11]。然而，当下中国页岩气勘探开发的成功仅局限于四川盆地及周缘志留系的海相页岩，随着勘探开发的不断深入，页岩气稳产、增储的压力日趋急迫[9-13]。这不仅需要我们进一步深化志留系页岩地质工程一体化评价，扩大志留系海相页岩气的勘探开发战果[14-16]，更需要我们解放思想、放开视野，尽快实现志留系向新领域、新层系的拓展[9,17-19]。

中、新生界以来中国四川盆地侏罗系自流井组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组、渤海湾盆地古近系沙河街组和松辽盆地白垩系青山口组等均沉积了大套的陆相暗色泥页岩，具有分布面积广、资源规模大等特点[9,20-23]，是页岩气勘探开发的重要接替领域。早在2011年前后川东北的元坝地区、川东的复兴地区(中国石化涪陵北区块及周缘，下文统称复兴地区)和建南地区就在自流井组东岳庙段、大安寨段和千佛崖组(凉高山组)的页岩段见到良好油气显示并测试获得了一定产量的油气流[24-27]，但陆相页岩粘土矿物含量高，纵横向非均质性强，热演化程度差异大，普遍呈现油气同出等特征成为了一直制约四川盆地侏罗系陆相页岩迈出有效开发步伐的关键问题[28-31]。

2018年3月，中国石化充分借鉴涪陵海相页岩气田的勘探开发经验，组织各下属分公司加大新区新层系页岩气勘探力度[9]，江汉油田积极响应集团公司号召，迅速开展了复兴地区侏罗系的资料复查与潜力评价工作，于2018年9月份部署实施了复兴地区第一口专门针对东岳庙段陆相页岩气的风险探井——涪页10井。2019年初涪页10井完钻，对东岳庙段“穿鞋戴帽”获取了75.6 m的岩心，钻井过程中东岳庙段油气显示活跃，测井解释各类页岩气层50余米。2019年6月，优选东岳庙段东一亚段④小层(厚度6.5 m，有机碳含量TOC2.11%，孔隙度6.11%，渗透率0.127×10-3μm2，含气性好)为穿行靶窗开展水平井钻探工作，同年底完成了水平井钻探和1 531 m水平段的压裂。2020年3月底完成涪页10HF井放喷测试，获得了日产气5.58×104m3，日产油17.6 m3的工业油气流，取得了复兴地区东岳庙段陆相页岩气勘探的重大突破。涪页10HF井的钻探意义不仅仅在于取得了东岳庙段陆相页岩气的勘探突破、极大推进了四川盆地陆相页岩气的勘探开发进程，更为重要的是获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数、揭示了一种特殊油气藏类型——页岩凝析气藏、探索了一套高粘土矿物含量陆相页岩的压裂改造工艺、极大地丰富了中国页岩气勘探的理论和实践。本文旨在通过对复兴地区东岳庙段页岩沉积分布、原生品质、含气性以及流体性质和气藏特征等的分析，以期明确东岳庙段陆相页岩凝析气藏的地质特征，并从地质条件、地表条件、保存特征、可改造性、压裂工艺和排采制度等方面探讨复兴地区陆相页岩气的勘探开发前景，以期为复兴地区、乃至国内外相似地质背景的陆相页岩气的勘探开发提供依据与借鉴。

1 区域地质背景

四川盆地的侏罗系是一套既含油又含气的重要含油气层系，其油气发现始于20世纪50年代末期[24-25,28-31]，至今经历了源外找油、近源找油和进源找油3个阶段[21]。早中侏罗世，四川盆地主体以滨浅湖-半深湖相沉积为主，纵向上经历了4次湖侵，自下而上形成了自流井组珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段和凉高山组凉二段4套富有机质页岩。其中自流井组大安寨段发育介壳灰岩和灰黑色页岩，源储配置关系好，被普遍认为勘探潜力最大，勘探程度也相对最高[32-34]。东岳庙段时期四川盆地的沉积中心主要位于川东的梁平—广安—涪陵一带，暗色泥页岩有机质丰度较高，分布面积相对较广，但因整体厚度不大，且缺少常规油气藏的储层条件，而较少得到关注。近年来，随着非常规油气勘探的持续火热，江汉油田调整思路、转变方向，从页岩油气勘探角度出发通过近十年来持续不断地在侏罗系陆相页岩油气中的实践探索，最终获得了复兴地区东岳庙段陆相页岩油气的勘探突破。复兴地区位于四川盆地东部，主体处于重庆梁平、垫江和丰都境内，在构造上隶属四川盆地川东高陡断褶带万县复向斜，主要处于被北东向大天池背斜带和方斗山背斜带所夹持的区域内，发育梁平、高安、拔山寺、大堡场和忠县5个向斜和黄泥塘、芶家场和大池干3个背斜，背斜高陡核部主要出露二叠系和三叠系，向斜宽缓主要出露侏罗系(图1，图2)

图1 川东复兴地区构造位置(a)和地层出露情况(b)

图2 川东复兴地区万县复向斜过涪页10井剖面

2 气藏地质特征

2.1 岩性组合特征

东岳庙段沉积时期复兴地区经历了一次较大规模的湖侵，沉积了一套滨浅湖-半深湖相灰黑色泥页岩夹薄层介壳灰岩，区域厚度为60～70 m[27-28]。结合岩心观察、测井响应和全岩分析等资料，区内东岳庙段地层可进一步细分为3个亚段7个小层，其中：东一亚段为灰黑色页岩夹薄层的介壳灰岩，厚28 m，包括①，②，③和④ 4个小层；东二亚段为灰黑色泥质灰岩，厚6.5 m，对应第⑤小层；东三亚段为深灰色和灰黑色的块状泥岩，厚27 m，包括⑥和⑦ 2个小层(图3)。总体上研究区东岳庙段沉积水体经历了由浅至深再至浅的变化过程，东一亚段自下而上水体环境逐渐变深，介壳灰岩夹层的规模和数量逐渐较少，至④小层水体深度达到最大(图4)，随后水体环境迅速变浅，沉积了东二亚段的泥质灰岩和东三亚段的泥岩。平面上东岳庙段半深湖区主要位于复兴地区北部，页岩厚度在25～30 m左右。

图3 川东复兴地区自流井组东岳庙段地层综合柱状图

图4 川东复兴地区东一亚段页岩岩心及薄片显微照片

2.2 有机地化特征

评价页岩的地化指标主要有3个：有机质类型、有机质丰度和有机质成熟度。烃源岩的有机质类型是有机质的质量指标，决定了其生油气能力[35]。复兴地区6口井30余块样品的干酪根碳同位素测试分析和显微组分分析资料表明东岳庙段有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，同时含量少量的Ⅰ和Ⅲ型。32块样品中3.1%的样品碳同位素δ13C小于-28‰，34.4%的样品δ13C介于-28‰～-26‰，50.0%的样品δ13C介于-26‰～-24‰，12.5%的样品δ13C大于-24‰。有机质显微组分整体以镜质体为主，平均含量在62%左右；惰性组次之平均为26%左右；贫氢次生组分含量平均值为12%左右。

有机质碳含量是表征有机质丰度最直接参数，有机碳含量越高，有机质丰度越大，其生烃潜力越大。84块样品的测试结果表明东岳庙段有机碳含量最低为0.16%，最高为4.04%，含量超过2.00%的占比10.60%，1.00%～2.00%的占比53.00%(图5)，纵向上，受沉积环境控制，有机碳含量表现出与岩性的明显相关性：东一亚段页岩有机碳含量高，各小层平均有机碳含量均超过1.50%，且自①至④小层随着水体深度的增大有机碳含量增大；东二亚段泥质灰岩有机碳含量明显低于东一亚段页岩，一般为1.00%～1.50%，平均1.23%；东三亚段的泥岩有机碳含量进一步减小，普遍在0.50%左右(图5)。有机质成熟度是描述有机质向油气转化的热力反应程度，达到一定的热演化阶段后有机质才开始降解生烃，且在不同热演化阶段，其产烃能力和产物有所不同[36]。东岳庙段泥页岩镜质体反射率介于1.23%～2.09%间，整体上有机质演化至高成熟阶段，处于凝析油-湿气的生成阶段。

图5 川东复兴地区自流井组东岳庙段有机碳分布(a)和平均值(b)

2.3 岩石矿物学特征

泥页岩的矿物组成不仅对页岩储集物性、油气的赋存状态，还对后期的压裂和排采有着重要影响[37]。长英质类的脆性矿物含量影响着页岩可改造性和压裂缝网的复杂性[37-39]；粘土矿物含量具有较好的吸附性，是页岩含气性主要控制因素之一[40-41]；长石、碳酸盐类矿物易被有机酸溶蚀形成次生溶蚀孔隙，对储层的储集性能起到关键作用[40-41]。综合岩心观察描述、显微镜下观察、全岩及粘土矿物衍射等资料：东一亚段页岩矿物组分以粘土矿物和石英为主，其次为碳酸盐矿物，见少量长石和黄铁矿(表1)；41个样品的实测粘土矿物含量46.1%～68.4%，平均为60.3%，石英含量16.1%～35.2%，平均为25.7%，钾长石含量0～2.2%，平均为1.0%，斜长石含量2.1%～4.2%，平均为3.1%，方解石含量0～23.8%，平均为6.5%，白云石含量0～8.7%，平均为0.7%，黄铁矿含量0～5.1%，平均1.0%。纵向上来看，各小层矿物类型及组分含量差异不大，自下而上从①小层—④小层粘土矿物和长英质矿物含量略有减小，碳酸盐含量和黄铁矿含量略有增加(表1)。

表1 川东复兴地区东岳庙段矿物成分含量统计

东二亚段岩性以灰黑色泥质灰岩为主，矿物组分以碳酸盐为主，其次为粘土矿物和石英，见少量长石和黄铁矿(表1)。8个样品的实测粘土矿物含量16.3%～37.3%，平均26.6%，石英含量17.8%～26.1%，平均为20.8%，长石类型主要为斜长石，含量在1.3～2.6%，平均2.0%，方解石含量34.0%～59.6%，平均为44.8%，白云石含量为1.9%～5.7%，平均3.7%，黄铁矿含量0～3.3%，平均1.4%。

东三亚段岩性为深灰色和灰黑色块状泥岩，矿物组分以粘土矿物和石英为主，其次为碳酸盐岩，长石含量较低，不含黄铁矿(表1)，26个样品的实测粘土矿物含量39.5%～67.0%，平均55.4%，石英含量18.0%～34.3%，平均29.9%，长石主要为斜长石，含量2.0%～4.8%，平均为2.5%，方解石含量1.2%～27.8%，平均9.8%，白云石含量0～9.9%，平均2.2%。

2.4 储集特征

储集物性和孔隙类型对页岩油气的赋存和渗流有着重要影响[42]。50余个样品饱和流体法测定的东岳庙段孔隙度最小值1.64%，最大值7.67%，各小层平均值3.84%～6.98%，渗透率最小值0.044×10-3μm2，最大值0.376×10-3μm2，各小层平均值(0.083～0.219)×10-3μm2(图6)，整体表现出较好的储集性能。30余块样品的氩离子扫描电镜观察发现：东岳庙段泥页岩孔隙类型多样，无机孔、有机孔和裂缝均见发育。有机质孔主要见于无定形固体沥青内部，孔径在数个纳米至数百纳米(图7a—c)。无机孔主要包括粘土矿物间线状孔隙、黄铁矿晶间孔、方解石溶蚀孔和少量长石溶蚀孔，其中，尤以粘土矿物间线状孔隙和方解石溶蚀孔最为典型。粘土矿物层间线状孔隙主要有两种存在形式，一是见于层状、丝缕状粘土矿物与有机质集合体的边缘(图7e，i)，二是以粘土矿物层间孔、缝的形式出现(图7h，i)，孔径在数个纳米至数个微米之间；方解石溶蚀孔在东一亚段页岩中普遍可见，③和④小层最为发育，主要是因方解石矿物被有机酸部分或全部溶蚀而形成，电镜下菱形方解石的形态清晰可见，孔径一般数百纳米至数微米，大者十几微米(图7d—f)。泥页岩中裂缝对页岩油气富集和运移起着至关重要的作用，复兴地区构造相对稳定，东岳庙段泥页岩中宏观裂缝不发育，仅在镜下见到少量微米级张性裂缝与纳米级的有机质收缩缝(图7d，e，h)。

图6 川东复兴地区自流井组东岳庙段孔隙度(a)和渗透率(b)特征

图7 川东复兴地区东一亚段储集空间类型

从总体储集特征来看，东三亚段泥岩储集物性要略优于东一亚段页岩，但从储集空间类型来看，东三亚段泥岩有机质丰度低，有机孔欠发育，主要是以粘土矿物层间孔和缝为主，而东一亚段页岩中有机质孔普遍发育，且微米级的方解石溶蚀孔(有机质含量高和有机酸溶蚀作用强)普遍可见，更有利于页岩气的赋存和富集。

2.5 含气性特征

含气性评价是评估泥页岩是否具有商业开采价值的最直接参数，包括定性和定量两个方面[34]。定性评价主要基于钻井过程中使用的钻井液性能、油气显示、井涌和溢流等事件，以及钻井取心时岩心表面气泡溢出情况和浸水实验的情况来定性判断含气性好坏；定量评价主要是针对岩心开展现场解析气的测定和损失气的恢复进而计算含气量[43]。涪页10HF井水平段钻进时使用的钻井液密度为(1.80～1.94)g/cm3，1 531 m水平段全烃值平均9.26%，甲烷平均6.41%，水平段钻进过程中，多次发生气侵，期间节流循环35次，且均点火成功，火焰高度1～10 m不等，展示出东一亚段页岩具有较好的含气性(图8)。然而借鉴海相页岩解析气的测定和损失气的恢复方法实测的东岳庙段含气量较低，与气测显示涪页10HF测试产量等数据并不匹配，实测含气量最小为0.27 m3/t，最大仅1.61 m3/t，初步分析认为这可能与东岳庙段陆相页岩大孔和介孔占比多，以及渗透性较好有关，岩心出筒过程中损失气量要高于海相页岩所致，适用于陆相页岩含气性定量测试方法可能还需要进一步开展探索。

图8 川东复兴地区涪页10HF井浸水实验(a)及放喷点火照片(b)

2.6 流体性质与气藏特征

流体与油气藏的形成和演化密切相关，流体的物理化学性质和动力学特征决定了油气藏性质，是油气藏开发方案和开采策略编制的重要依据[44]。中国海相页岩产出层系古老，热演化程度高，均已达到过成熟演化阶段，表现为干气气藏的特征[3,7,44]。而四川盆地侏罗系陆相页岩热演化程度低，生产过程中大多油气同出，相态复杂，给陆相页岩油气的开采带来较大挑战[21,24-25]。复兴地区东岳庙段前期仅在兴隆3侧1井进行了中途试气，相关资料较少，流体性质和气藏特征等不甚明朗。此次在涪页10HF井东岳庙段测试过程中进行了系统的取样分析，对流体性质和气藏类型等进行了初步研究。涪页10HF井井下6个保压取样样品的气体组分分析结果表明，东岳庙段天然气组分中CH4含量81.9%，C4+含量小于3.0%，不含H2S；20 ℃时，原油密度0.775 2 g/cm3，50.6 ℃时动力粘度为1.68 mPa·s，原油石蜡指数4.59，庚烷35.26%，原油全烃色谱分析表明，正构烷烃分布范围nC2—nC36，呈单峰型分布，无奇偶优势，主峰碳为nC11，OEP值为1，∑nC21-/∑nC22+值为8.12，∑nC8-/∑nC(2—36)值为0.25，明显具有凝析油的特征。井底取得流体的露点压力为46.07MPa，p-t相图符合常规凝析气藏特征(图9)，这也与放喷求产时的气油比(1 243～3 142 m3/m3)，以及依据流体特征所判别的气藏类型一致。涪页10HF井压裂改造后求得的地层压力系数在1.93左右，推测其原始地层压力系数在1.70左右，为异常高压系统，综合分析认为复兴地区东岳庙段为中深层、高压及不含硫化氢的页岩凝析气藏。

图9 川东复兴地区东岳庙段页岩凝析气藏p-t相

3 勘探开发前景

3.1 复兴地区东岳庙段具有形成大型油气藏的物质基础

涪页10钻揭东岳庙段含气泥页岩厚度为61.5 m，其中东一亚段优质页岩为28.0 m，平面上复兴地区东一亚段页岩厚度稳定，一般为25.0～30.0 m。有机地化研究表明，东岳庙段页岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，以生油为主，并具有一定的生气潜力[45]，岩石热解分析测定的生烃潜量均在2 mg/g 以上，实测有机质含量基本在1%以上，最大可达4.04%，显示出较大的生烃潜力。页岩中无机孔和有机孔均见发育，且相对于海相页岩，具有以方解石溶蚀孔和粘土矿物层为典型特征的无机孔占比相对较高、介孔和大孔占比相比较高的特征，实测孔隙度平均值超过4%，渗透率平均值超过0.1×10-3μm2，具备较好的储集性和渗透性。多口钻井揭示复兴地区东岳庙段整体油气显示活跃，涪页10浸水实验测试岩心表面气泡持续密集溢出，水平井钻进多次节流循环点火成功，均指示东岳庙段具有较好的含气性。初步分析表明东岳庙段陆相页岩有机碳含量低，微孔占比少，储层中游离气的占比接近80%，且主要储集在无机孔中。

综合评价认为，东岳庙段泥页岩原生品质好，含气性好，其中东一亚段为最有利的勘探层段，④小层有机质丰度最高、物性和含气性最好为最优甜点层。目前初步估算复兴及周缘地区东岳庙段有利勘探开发区面积近3 000 km2，资源量1.5×1012m3，同时该区侏罗系大安寨段和凉高山组沉积环境与东岳庙段类似，发育一定厚度的暗色泥页岩，具备多层系立体勘探的潜力和形成大型陆相页岩油气藏的物质基础。

3.2 复兴地区具备开展大规模页岩气开发的有利条件

构造方面，复兴地区主体位于川东隔挡式褶皱带，呈北东向展布，包括梁平向斜、拔山寺向斜、大堡场向斜、高安向斜、忠县向斜、黄泥塘背斜、芶家场背斜和大池干背斜8个次级构造单元，总体呈现“背斜窄陡、向斜宽缓”的特征[26-27]，背斜核部侏罗系出露地表(图1b)，向斜核部地层平缓，倾角在0°～5°，区内整体构造稳定，仅在拔山寺向斜北部发育一系列北西向小断层，断距一般小于50 m，向上断至侏罗系凉高山组顶部，向下消失于三叠系雷口坡组。

地表条件方面，复兴地区为低山、丘陵地貌，地面海拔300～600 m，区内交通便利、水系发达。埋深方面，向斜主体区东岳庙段埋深介于2 200～2 950 m。总体上，复兴地区构造稳定保存条件好、地表和埋深条件优越，具有开展大规模页岩油气开发的有利条件。

4 面临的挑战和对策

4.1 东岳庙段粘土矿物含量高,可压性较差

基于41块样品的全岩X衍射资料，东一亚段页岩粘土矿物含量平均在60%左右，远远高于五峰组-龙马溪组的30%，且从28块样品的粘土矿物组分来看，东一亚段粘土矿物中以敏感性的伊蒙间层和伊利石为主，两者占粘土矿物的相对含量超过60%，占绝对含量的36%左右(图10)。力学实验研究表明东岳庙段陆相页岩岩石破坏强度较弱，破坏形式单一，往往呈单一斜面剪切破坏，未见层理面的开启，而五峰龙马溪组海相页岩多呈现一条主剪切裂缝+若干层理缝的破裂模式，裂缝形态相对较复杂[46-47]。总的来看，相对于海相页岩，东岳庙段陆相页岩粘土矿物含量高，塑性强，可压性较差，难以形成复杂缝网。针对以上特征，主要采用以“扩体积、增密度、强支撑、抑膨胀”手段，以“缝控储量最大化”为核心的“高密布缝体积改造” 的压裂工艺，对涪页10HF井1 531 m水平段进行压裂改造(图11)，压后评估认为：涪页10HF井压裂施工顺利，各项施工参数符合预期，改造强度高；微地震检测表明水平段改造缝长平均在170 m左右，改造缝宽在50 m左右，改造逢高在60 m左右；从改造效果和最终的试气结果来看，基本到达了预期目标，实现了对东岳庙段陆相页岩的有效改造。

图10 川东复兴地区东岳庙段粘土矿物组成

图11 川东复兴地区东岳庙段陆相页岩压裂改造思路

4.2 页岩凝析气藏合理的开发方式需要开展探索

凝析气藏是指在原始高温高压条件下的烃类气体，会因压力降低而凝结出液态石油的一种特殊的油气藏类型[48-49]。中国此类油气藏主要见于雅克拉、大涝坝、白庙、雅哈和春晓等几个常规砂岩储层中[48-50]，未见有页岩层系中的凝析气藏的报道，国外页岩层系中的凝析气藏也仅在伊格福特、都沃内和马塞勒斯等少数几个层系中有所发现[51-53]。目前无论是常规储层中的凝析气藏还是页岩中的凝析气藏，采用的开发方式主要有衰竭式开发和保压式开发两种[48-49,53]，衰竭式开发要求原始地层压力要远高于露点压力且凝析油的含量较低，而当凝析油含量较高时一般采取保压的方式开发，其开发早期的投入相对较大[48-49,53]。从涪页10HF井保压取样分析结果来看，复兴地区东岳庙段原始地层压力和露点压力的差值仅为2.41 MPa，试气过程中压力下降较快，测得凝析油的含量高达538.2 g/m3，可能并不适合采用衰竭式开采。但考虑到涪页10HF井长水平段水平井规模压裂后放喷初期油、气和水三相同出，产量、压力与含水率变化大，受压力和流态等的影响，关于地层流体相态认识的可靠性还有待进一步评估，且目前复兴地区东岳庙段页岩凝析气藏还未正式投入试采，油、气产出规律并不清楚，合理的开发方式和生产制度等还有待持续探索。

5 结论

1)复兴地区侏罗系自流井组东岳庙段发育滨浅湖-半深湖相暗色泥页岩，其中东一亚段发育25～30 m厚的灰黑色页岩夹薄层的介壳灰岩，基于有机地球化学、岩石矿物学、储集特征和含气性特征分析表明，东一亚段页岩具有有机质类型好、有机质丰度高、储集物性好、介孔和大孔发育、油气显示活跃、粘土矿物含量高和可压性差等特征。东岳庙段热演化程度在1.23%～2.09%，整体处于凝析油-湿气的生成演化阶段，试气过程中油气同出，基于埋深、压力和井下样品的流体性质分析、气油比等资料判断东岳庙段为中深层、高压及不含硫化氢的页岩凝析气藏。

2)复兴地区东岳庙段陆相页岩原生品质好、资源规模大，具有形成大型油气藏的物质基础；区内为低山和丘陵地貌，东岳庙段埋深适中，地层平缓，断裂不发育，具备开展大规模页岩气开发的有利条件；东岳庙段粘土矿物含量高，可压性较差，“高密布缝体积改造” 的压裂工艺技术已基本实现对东岳庙段陆相页岩的有效改造；东岳庙段为高压力系数的页岩凝析气藏，油、气产出规律不清，合理高效的开发方式需要持续开展探索。

3)基于对复兴地区东岳庙段页岩地质特征等的研究和分析，建议加强区内陆相页岩气赋存特征和富集主控因素研究，注重页岩凝析气藏原始流体特征与气藏动态特征分析，优化钻井和压裂试气工程工艺实现提速降本增效，加快推进陆相页岩凝析气藏的试采进度探索合理的排采制度。