湖相页岩油气富集主控因素与勘探潜力——以四川盆地涪陵地区侏罗系为例

胡东风 魏志红 刘若冰 魏祥峰 陈斐然 刘珠江

中国石化勘探分公司

0 引言

近年来，我国在不同层系、不同领域的页岩油气勘探开发取得积极进展[1-3]，其中，四川盆地及周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气已实现了商业性开发[4-5]；湖相页岩油气勘探开发工作从2010年开始起步，主要集中在四川盆地侏罗系和鄂尔多斯盆地三叠系，多口钻井获得了工业气流，但尚未实现规模性商业开发[6-8]。

2010—2013年，中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）针对四川盆地元坝地区和涪陵地区北部下侏罗统自流井组大安寨段、建南地区下侏罗统自流井组东岳庙段等目标开展了油气勘探评价，并取得积极进展[9-14]。目前，在前期的勘探生产实践过程中，四川盆地多口井在侏罗系湖相页岩层段钻遇良好的油气显示，且多口兼探井在侏罗系湖相页岩层段测试获中—高产工业气流，展现了良好的勘探前景。2021年1月，中国石化在四川盆地涪陵北部拔山寺向斜针对中侏罗统凉高山组实施的第一口页岩油气探井——泰页1井，通过水平井钻井及分段压裂测试，获得日产天然气7.5×104m3、日产原油9.8 m3，实现了凉高山组湖相页岩油气勘探重大突破，极大地增强了湖相页岩油气商业开发的信心[15]。

湖相页岩气发育层系多，分布区块较广，勘探潜力大，但是目前仍然面临着赋存机理和富集主控因素不清等问题。笔者通过对富集主控因素的研究，明确涪陵地区湖相页岩油气勘探开发潜力，优选有利勘探目标，以期推进四川盆地湖相页岩油气的勘探开发进程、实现湖相页岩油气高效规模开发。

1 区域地质背景

涪陵地区隶属川东高陡构造带，受龙门山、齐岳山断裂的影响，构造呈现北东向展布的格局，发育一系列北东—南西向延伸的隔档式分布的大型复背斜和复向斜（图1）。涪陵地区发育晚震旦世至侏罗纪地层，除晚志留世到早石炭世地层外，各时代地层发育齐全。受四川盆地侏罗系3次大规模湖侵影响，涪陵地区沉积发育下侏罗统自流井组东岳庙段、大安寨段及中侏罗统凉高山组3套富有机质页岩[16]。

涪陵地区凉高山组主要为湖泊—三角洲沉积，根据岩性变化及组合特征自下而上划分为3段8小层（图1）。涪陵地区凉高山组经历了一次完整的湖侵—湖退旋回。从凉一段开始，持续湖侵，在凉二段早期达到了最大湖泛期，对应④小层，发育以半深湖相为主的黑色页岩，页岩品质较好，此后开始湖退。涪陵地区凉高山组富有机质泥岩和页岩主要集中在②～④小层，岩性主要以灰黑色泥岩和页岩为主，夹少量粉砂岩、细砂岩。

图1 涪陵地区构造划分与泰页1井地质综合柱状图

2 页岩油气成藏地质条件

泰页1井岩心观察揭示，凉高山组暗色泥岩和页岩主要发育在凉一段上—凉二段下，即②～④小层，3个小层之间被厚度介于3～5 m的致密泥质粉砂岩或粉砂岩分隔，其中④小层页岩连续厚度最大（25.20 m）。

有机地球化学分析结果显示，④小层富有机质页岩总体表现出厚度大、有机质丰度较高、有机质热演化程度适中的特征。其中，总有机碳含量（TOC）介于0.47%～3.06%，平均值为1.56%，明显比②小层、③小层高；有机质显微组分主要为壳质组和镜质组，有机质类型为混合型；镜质组反射率（Ro）介于1.29%～1.43%，平均值为1.34%，处于成熟—高成熟演化阶段。

④小层富有机质页岩黏土矿物含量平均值为48.9%；长英质含量平均值为40.3%；碳酸盐岩矿物含量平均值为3.43%；其中黏土矿物中伊蒙混层含量较高，平均值为47.24%，混层比介于20%～30%；总体具有低石英、高黏土矿物含量的特征。

④小层富有机质页岩相对于其他小层，具有孔隙度高、含气性好的特征，测井解释平均孔隙度为3.52%，平均含气量为1.81 m3/t；②、③小层孔隙度及含气量较低，孔隙度分别为2.90%、3.05%，平均含气量分别为0.48 m3/t、1.28 m3/t（图1）。页岩储集空间类型以无机孔（黏土矿物孔）为主，有机质孔局部发育，微裂缝是重要储集空间，多表现为水平页理缝、粒缘缝及黏土矿物收缩缝，具有典型湖相页岩微观孔隙结构特征（图2）。

图2 涪陵地区凉高山组泥页岩储层孔隙特征照片

综上所述，④小层富有机质页岩厚度较大，相对②、③小层表现出TOC、孔隙度、黏土矿物含量及含气量均较高的特征，为典型的半深湖相优质页岩，为陆相页岩油气富集提供了物质基础（表1）。

表1 涪陵地区泰页1井凉高山组泥页岩主要参数表

3 湖相页岩油气富集主控因素

3.1 半深湖相优质页岩具有高TOC、高孔隙度、高含气量的特征，是页岩油气富集的基础

借鉴经典的页岩气“二元富集”理论，优质的烃源岩是页岩气富集高产的物质基础[17]。前期研究认识到湖相富有机质页岩发育受沉积相带控制明显，平面分布非均质性较强[18]。

从沉积过程来看，湖盆沉积水动力条件所产生的机械和化学分异作用，制约着陆源碎屑及有机质的迁移和聚集。一方面体现在岩性组合上，滨湖—浅湖—半深湖，砂质含量逐渐降低，黏土矿物含量逐渐增加（图3-a）；另一方面陆源母质的富集常具有明显的分带性，其中滨湖三角洲相主要富集惰质组和镜质组，浅湖及半深湖相多受重力流沉积体系控制富集壳质组，深湖相则主要富集超显微组分[19]。

受陆源碎屑及生烃母质的差异控制，不同相带页岩品质存在较大差异，其中半深湖相—深湖相页岩TOC、孔隙度、含气量均高于滨湖相、浅湖相页岩（图3-b），具备形成大量页岩油气富集的物质基础及储集空间。另外，综合现场含气量测试、岩性扫描及电成像测井等特殊测井解释结果，泰页1井凉高山组不同岩性段孔隙度和含气性差异较大，总体表现为TOC高的暗色泥岩和页岩孔隙度、含气量最高，TOC低的粉砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩的物性和含气性则相对较差（图3-c）。

图3 涪陵地区湖相沉积特征图

3.2 发育大型宽缓向斜、保存条件好，是富集高产的关键

涪陵地区位于典型川东高陡构造带隔档式构造区带，呈“三隆两凹”构造格局（图1），其中黄泥塘背斜、苟家场背斜为高陡背斜，翼部地层倾角较大，介于10°～30°；拔山寺向斜（宽度介于8～20 km）、梁平向斜（宽度为13 km）宽缓，断层欠发育，地层倾角小，多介于1°～2°。

研究区纵向上以滑脱层为界，可分为上构造层（侏罗系—下三叠统嘉陵江组）、中构造层（二叠系—寒武系）和下构造层（震旦系—基底）。其中，侏罗系湖相页岩埋藏较浅，属于上构造层。上构造层的变形较为简单，受构造运动改造的影响主要表现为：①晚燕山期时（距今约70 Ma），受雪峰山推覆以及川中古陆回弹的影响，涪陵地区开始发育北东走向的三级断层，该级断层主要控制了高陡背斜区的隆起，导致目标层接受长期剥蚀，早期形成的保存单元遭到破坏；②喜马拉雅期时（距今约30 Ma），涪陵地区在三级断裂的控制下继续隆升，受大巴山挤压的影响，局部地区形成北西走向的层间小断层；③越远离剥蚀区，三级断层对地层变形的控制就越小，一般剥蚀区的距离大于4 km时，主控断层的影响可以忽略不计。因此，涪陵地区宽缓向斜地带页岩油气保存条件几乎不受断层的影响。

前人的研究结果表明，页岩测试产气量与压力系数具有一定的正相关性，超压为页岩气的高产提供了充足的能量[20-21]。地层压力实测发现，涪陵地区多口井凉高山组和自流井组的压力系数大于1.20，如泰页1井凉二段地层压力系数为1.20，涪页10井东岳庙段压力系数达1.75，福石1井大安寨段压力系数为1.38。这些井区有一个共同的特点：地层倾角小于10°，距离剥蚀区的距离大于4 km。由此可见，地层抬升幅度小，距离剥蚀区越远，含气量越高。拔山寺向斜和梁平向斜为大型宽缓向斜，地层抬升剥蚀小，构造平缓稳定，具备良好的保存条件。

3.3 凉高山组湖相页岩微裂缝普遍发育，有利于页岩油气富集及后期压裂改造

前期关于微裂缝对于页岩油气富集成藏及压裂改造的影响研究较少，且主要集中在海相页岩气领域[22-23]。对湖相页岩微裂缝发育特征、形成机制及其对压裂改造作用的影响仍缺乏研究。

笔者从宏观与微观两方面详细刻画湖相页岩微裂缝发育特征。通过对泰页1井凉高山组系统取心与详细的岩心描述，发现该地区凉高山组高角度缝普遍发育，且在页岩段见丰富水平页理缝；结合高分辨率扫描电镜及高压压汞—氮气吸附联合实验，进一步明确微观裂缝主要以水平页理缝、粒缘缝及黏土矿物收缩缝为主，微裂缝宽度介于100～10 000 nm，分布范围较广。同时，与五峰组—龙马溪组海相页岩相比，凉高山组湖相页岩大孔（大于50 nm）占比明显较高，可达到31%，究其原因是：一方面湖相页岩大于50 nm的粒间孔较多，另一方面主要受微裂缝相对较发育影响，导致大孔占比较高（图4）。利用微米CT、全视域薄片及图像法统计面孔率等多种方法，通过在多个视域人工识别微裂缝，分别统计陆相页岩总孔隙度与裂缝孔隙度，得到微裂缝约占总孔体积20%。微裂缝发育不仅增加了储集空间，而且纵横向沟通了无机孔隙和有机孔隙，有利于陆相页岩油气富集[12-15]。

图4 涪陵地区泰页1井凉二段页岩孔径分布图

通过系统分析湖相页岩微裂缝发育控制因素，认为主要受构造与岩性两方面因素影响。首先，构造因素又可分为区域构造运动与局部构造位置两方面，从区域构造运动背景来看，泰页1井位于川东高陡构造带拔山寺向斜南部，受大巴山、雪峰山隆起推覆及四川盆地反冲作用3个方向构造应力的影响，整体构造变形作用较强；另一方面该井位于向斜东翼，受构造作用影响较大，抬升幅度高，因此易产生微裂缝。而涪陆1井位于拔山寺向斜核部，受构造作用影响较小，抬升幅度相对较低，微裂缝相对欠发育。其次，在相同的构造运动背景下，对比泰来601井不同层段微裂缝发育特征，凉高山组相对东岳庙段微裂缝明显更发育，东岳庙段泥岩和页岩黏土矿物含量较高（达56.5%），更偏塑性，局部可见少量层间滑脱面，高角度构造成因微裂缝相对欠发育。

另外，为了深入探讨微裂缝对压裂改造作用的影响，笔者将泰页1井与涪页10井的压裂施工情况及改造效果方面进行了详细对比研究，发现涪页10井位于拔山寺向斜北部中心位置，构造变形作用相对较弱，受构造运动及岩性的影响，东岳庙段一亚段目的层页岩岩心及扫描电镜观察发现微裂缝欠发育。在目的层埋深及压裂改造工艺基本相同的条件下，泰页1井加砂量、加砂强度及综合砂液比相对涪页10井高，受微裂缝发育程度及岩性特征影响，泰页1井目的层改造体积达2 737×104m3，加砂改造效果较好，为该井页岩油气效益开发奠定了基础（表2）。

表2 泰页1井与涪页10井压裂施工参数对比表

4 凉高山组湖相页岩油气勘探潜力

4.1 优质页岩大面积展布，埋深适中，勘探潜力大

泰页1井等钻井揭示凉高山组优质页岩单层厚度多大于20 m，TOC平均值大于1.5%，展布面积大于2 000 km2（图5）；有机质类型以混合型为主，生烃潜力好；Ro多大于1.3%，已进入高成熟阶段。页岩中无机孔与有机质孔均较发育，微裂缝为重要储集空间，测井解释孔隙度基本大于3.5%。

图5 涪陵地区凉二段④小层优质页岩厚度与沉积相、TOC叠合厚度图

研究区整体位于向斜核部，地层平缓，压力系数高，保存条件好；现场浸水实验测试显示气泡密集、含气性好。综合分析认为，研究区凉高山组页岩单层厚度大，页岩品质好且地层埋深适中，多介于2 000～2 800 m，勘探有利区面积为1 200 km2，初步评价页岩气资源量为1 922×108m3、页岩油资源量为2 800×104t，勘探潜力较大。

4.2 适中的热演化程度及微裂缝发育有利于页岩油气产出

前期勘探实践表明，研究区湖相页岩成熟度相对海相页岩较低，油气相态及流体性质相对海相页岩复杂，有效开发及高效动用是湖相页岩油气能否获得高产并实现商业开发的关键，而页岩油气自身的可流动性及页岩气储层的渗透性特征对开发起到至关重要的作用[24-30]。

涪陵地区凉高山组页岩实测Ro主要介于1.20%～1.50%，泰页1井凉二段④小层优质页岩层段实测Ro平均值为1.34%，处于高成熟阶段；地层流体压力—温度模拟计算分析地层压力（pf）为31.45 MPa，露点压力（pd）为 27.54 MPa，20 ℃条件下测定原油密度为0.776 8 g/mL，气油比达6 917 m3/m3，主要为近临界态凝析气兼挥发性轻质油藏，流动性较好，有利于后期流动和产出（图6）。

图6 涪陵地区泰页1井凉二段地层流体压力—温度相图

同时，受构造运动及岩性的影响，涪陵地区凉高山组页岩发育层段微裂缝普遍发育，结合前文分析结果认为，微裂缝发育对页岩油气富集成藏及高效开发主要存在3个方面的有利作用：①微裂缝明显增加了页岩大孔径储集空间占比，且有利于微纳米级无机孔与有机孔沟通，有利于页岩油气富集成藏；②微裂缝发育在一定程度上对增强页岩压裂改造效果起到了积极作用；③在页岩油气排采阶段，相对大孔径微裂缝发育的页岩渗透性明显提升，有利于页岩油气流动和产出。

目前，我国已在湖相页岩气储层压裂缝网形成机理、分段多簇压裂技术等方面的技术方法上有一些探索，压裂工艺技术不断改进完善[31-32]。因此，在研究区埋深适中（2 000～2 800 m）的凉高山组湖相页岩油气领域，有望实现页岩气高产并实现商业开发。

5 结论

1）四川盆地涪陵地区凉高山组二段④小层半深湖相富有机质页岩具备良好页岩油气成藏条件，单层厚度大，TOC、孔隙度及含气量较高，泰页1井在该层段获得高产工业油气流取得了四川盆地侏罗系湖相页岩油气重大突破。

2）侏罗系页岩油气富集高产主控因素为：半深湖相优质页岩具有高TOC、高孔隙度、高含气量的特征，是页岩油气富集的基础；发育大型宽缓向斜、保存条件好，是富集高产的关键；湖相页岩微裂缝发育，有利于页岩油气富集与后期压裂改造。

3）涪陵地区凉高山组湖相页岩气资源量为1 922×108m3、页岩油资源量为2 800×104t，页岩油气勘探潜力较大，是下一步油气增储上产的重要领域。