四川盆地南部深层海相页岩气地质特征及资源前景

张素荣 董大忠 廖群山 孙莎莎 黄生松管全中 张晨晨 郭 雯 蒋 珊 史鹏宇

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气集团有限公司非常规油气重点实验室 3.国家能源页岩气研发（实验）中心

4.中国石油天然气集团有限公司咨询中心 5.中国石油集团长城钻探工程有限公司 6.成都理工大学

7.中铁第六勘察设计院集团有限公司 8.中国石化集团经济技术研究院有限公司 9.中国石油大学（北京）

0 引言

四川盆地南部（以下简称川南地区）上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是我国唯一一套实现了页岩气商业开发的经济性页岩气层系。川南地区中浅层页岩气已实现勘探开发突破，并建成了长宁、威远、昭通等页岩气商业开发区，页岩气勘探开发工作正向川南地区中部泸州、渝西等深层（埋深大于3 500 m）页岩气区推进[1-2]。目前，泸州、渝西地区共有探井超过50口，其中，深层页岩气井L203井和H202井分别获得137.9×104m3/d和22.37×104m3/d的高产工业气流，显示出深层页岩气巨大的资源潜力。

前人曾对川南地区深层页岩气的富集高产主控因素[3-5]、储层特征与评价[6-10]、勘探开发前景[11]等方面进行过研究。初步勘探成果显示，川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩分布广泛、有效厚度大，泸州、渝西地区的探井均揭示具有较高的页岩气产能，具有进一步勘探的价值[12-13]。但从目前的研究程度来看，川南地区深层页岩气地质特征研究存在着较强的区域性，尚缺乏全面的认识，需要进一步深化和细化。同时，尽管该区页岩气资源潜力巨大，但资源量估算还很笼统，未能准确计算出页岩气资源量及明确勘探有利区。针对上述问题，笔者基于川南地区地质、钻井及分析测试数据等资料，分析了该区五峰组—龙马溪组深层页岩沉积环境、有机地球化学、储层物性、脆性矿物含量、含气性等地质特征的差异，深入剖析了深层页岩气资源富集程度，优选细化评价参数，应用多种方法综合计算深层页岩气资源量，明确了深层页岩气资源潜力和页岩气勘探开发有利区，以期为该区深层海相页岩气资源评价、勘探选区和立体开发提供参考。

1 研究区地质概况

川南地区主要指四川盆地南部及其周缘地区，总面积约4.6×104km2（图1）。研究区位于川南低陡构造带，发育雁行排列的梳状构造，构造稳定[15]。四川盆地在晚奥陶世—早志留世沉积了五峰组—龙马溪组海相页岩。龙马溪组自下而上划分为龙一段和龙二段，其中龙一段又分为龙一1和龙一2两个亚段，根据岩性变化规律，龙一1亚段自下而上又细为4个层（龙一11—龙一14）（图1）。龙一1亚段总体为深水陆棚亚相，龙一11层—龙一13层主要发育富有机质硅质泥棚、粉砂质泥棚微相，岩性主要为富有机质碳质或硅质页岩，龙一14层主要发育深水粉砂质泥棚微相，岩性主要为凝灰质页岩和粉砂质页岩等。川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩分布广泛，3 500 m以深页岩分布在川南大部分地区，分布面积大，面积约为38 417 km2，占川南地区页岩面积的83.0%，其中埋深3 500～4 500 m页岩面积分布最大，为24 395 km2，为深层页岩面积的63.5%，五峰组—龙一1亚段是笔者的主要研究对象（图1）。

2 深层页岩气地质特征

2.1 沉积环境与有效厚度特征

五峰期—龙马溪期，受广西运动影响，华夏地块与扬子地块碰撞拼合作用减缓，四川盆地及邻区形成了“三隆夹一坳”的古地理沉积格局，使得盆地及其周缘沉积环境为古隆起带半包围的水体相对安静的陆棚环境，沉积了一套全盆地分布广、沉积厚度大的低能、高沉积速率、古生物保存较完整的海相页岩地层。龙马溪组沉积早期（龙一1亚段沉积时期），川南地区处于低能、缺氧和欠补偿的深水陆棚沉积环境，沉积中心位于泸州地区，并发育了黑色碳质或硅质页岩、黑色页岩、灰黑色页岩、黑色粉砂质页岩，为页岩气储层发育的有利相带[16]。

深层页岩远离古陆，页岩沉积较厚，五峰组—龙一1亚段页岩厚度介于32～81 m，平均值为61 m。垂向上，五峰组—龙一13层厚度较薄，介于0～16 m，平均值为6 m，其中龙一11层页岩厚度最小，介于1～6 m，平均值为3 m，龙一14层页岩厚度最大，介于7～65 m，平均值为37 m。平面上，页岩厚度分布上与页岩埋深具有较好的一致性，即在南部盆地边部和北部地层尖灭线附近，页岩厚度较薄，普遍小于50 m，中部厚度较大，普遍大于60 m（图2）。五峰组页岩厚度介于0.5～11.0 m，在泸县—长宁地区、永川—重庆地区厚度最大，普遍大于6 m，向北部、南部减小；龙一1—龙一311层均表现为中部泸县地区为厚度最小地区，向北部威远、东部重庆和南部长宁地区厚度增大；龙一41层页岩在泸州地区最厚，可达60 m，沿北西—南东向，向北东、南西方向减薄，与深层页岩总厚度展布特征趋势相似。

2.2 有机地球化学特征

2.2.1 总有机碳含量

川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩总有机碳含量（TOC）较高，介于2.5%～4.0%，平均值为3.0%。平面分布上，川南地区中部富顺—泸州—赤水地区，TOC＜2.6%，为TOC低值区；向北东—南西方向TOC逐渐增大，东部永川—重庆地区和西南部长宁—绥江地区的TOC介于2.8%～4.0%，为深层页岩TOC高值区（图3）。纵向上，五峰组—龙一14各层页岩TOC具有差异性，龙一1层TOC最高，龙一411层TOC最低。五峰组页岩TOC介于2.4%～4.3%，平均值为3.1%，NX202井—W204井为低值区，TOC＜2.8%，向北、向南增大，重庆地区为高值区，TOC普遍大于3.8%；龙一11层TOC介于3.8%～7.0%，平均值为5.4%，威远南部TOC＜4.0%，威远东部、泸县和永川—重庆以南TOC＞6.0%；龙一2、

1龙一13层TOC相近，均介于2.0%～5.5%，分布趋势亦具有一致性，L203井为高值区，TOC普遍大于3.5%，永川、威远—泸县地区为低值区，TOC＜2.6%。龙一14层TOC介于2.2%～3.0%，平均值为2.5%，只在泸县、永川—重庆TOC普遍大于2.6%。测井TOC与岩心TOC具有较好的一致性，介于0～6%，自上而下（龙一14层—龙一11层—五峰组），TOC呈现先增大后减小的趋势（图1）。

2.2.2 有机质类型

不同类型的干酪根在相同热演化程度下，有机质的转化率有所不同。根据干酪根显微组分（腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组）不同，可以将有机类型划分为腐泥型（类型指数TI≥80）、偏腐泥混合型（TI介于40～80）、偏腐殖混合型（TI介于0～40）和腐殖型（TI＜0）[17]。川南地区五峰组—龙马溪组页岩为早古生代沉积地层，缺乏高等植物，干酪根主要来源于低等水生生物，有机质组分中腐泥组含量大于90%，从Y101井干酪根显微组分数据表可以看出，干酪根类型为典型的腐泥型（表1）。

表1 Y101井干酪根显微组分数据表

2.2.3 有机质成熟度

有机质成熟度是评价有机质热演化程度的一项指标，镜质体反射率（Ro）为最常用和最可靠的参数。五峰组—龙马溪组页岩沉积时期，缺乏植物来源的镜质体组分，可利用残余的沥青反射率求取Ro[18]。川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩Ro介于2.0%～3.5%，处于高—过成熟生干气阶段。

2.3 储层物性及岩石脆性特征

2.3.1 储层物性特征

页岩的储集空间类型包括有机孔、无机孔（粒间孔和粒内孔）及各种微裂缝。川南地区深层页岩中有机孔发育，孔径大，以介孔和宏孔为主，大部分介于50～300 nm，孔隙呈椭圆状和不规则状，孔隙连通性较好（图4-a）。相比有机质孔，碳酸盐矿物溶蚀孔等无机孔更为发育，矿物镶嵌疏松，粒间孔极其发育，孔径可达微米级（图4-b）。深层页岩天然裂缝较发育，以微裂缝为主，裂缝缝长可达几十微米至几百微米，缝宽较宽，从几微米到十几微米，裂缝多被有机质充填（图4-c）。由于较高的地层压力系数，深层页岩有机孔和无机孔均得以有效保存，孔隙受成岩作用影响小，孔隙度与浅层相当，微裂缝更为发育，使其具有更好的物性特征。测井和岩心实测显示，深层页岩孔隙度介于2.3%～8.1%，平均值为5.2%，渗透率介于0.01～0.20 mD，平均值为0.06 mD，表明深层页岩储层物性较好。

2.3.2 岩石脆性特征

深层页岩岩性以黑色碳质或硅质页岩、粉砂质页岩为主。X射线衍射测试分析结果显示，川南地区深层页岩的主要矿物为石英和黏土矿物，含有少量长石、方解石、白云石和黄铁矿等，石英含量介于20%～88%，平均值为46%，主要介于33%～56%，黏土矿物含量变化较大，介于6%～61%，平均值为32%。以石英、长石和黄铁矿矿物作为脆性矿物，其脆性矿物含量主要介于51%～74%，平均值为63%，具有较好的可压裂性，有利于储层改造。

五峰组—龙一1亚段深层页岩脆性矿物含量具有自上而下逐渐增大又减小的趋势。L201井与L204井龙一14层长英质矿物含量介于40%～75%，而龙一11—龙一13层长英质矿物含量介于63%～85%，明显较龙一14层脆性矿物含量高，至五峰组，脆性矿物含量具有减小的趋势，L201井与L204井的长英质矿物含量介于40%～65%。

2.4 含气性特征

前人研究结果表明，页岩气随地温升高，在某一特定压力之后储层吸附能力降低，在含气量增加的同时，游离气占比增大[6]。川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩埋深较大，具有较高的地层温度和地层压力，压力系数普遍大于2。高温高压条件不仅使深层页岩具有较好的保存条件，还可以使得深层页岩储层总含气量增大，游离气量增高。

对川南地区42口页岩气评价井的游离气量、吸附气量和总含气量的数据统计发现（图5），川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气游离气量平均值为3.0 m3/t，游离气占总含气量的60%；浅层页岩气游离气量平均值为2.7 m3/t，游离气占总含气量的54%。埋深小于3 000 m的12口井总体含气量为4.5 m3/t，游离气占比平均值为49%；埋深3 000～3 500 m的7口井页岩含气量为5.3 m3/t，游离气占比64%，与3 000 m以浅相比有显著增大；埋深3 500～4 000 m的16口井页岩含气量为5.0 m3/t，游离气占比61%；埋深4 000～4 500 m的7口井页岩含气量为4.8 m3/t，游离气占比57%，含气量有所降低，但游离气占比依然很高。页岩总含气量和游离气占比从3 200 m开始显著增大，且吸附气含量几乎保持稳定，页岩总含气量的高低由游离气含量决定，故深层页岩具有含气量和游离气量“双高”的优势。

3 深层页岩气资源量

3.1 评价单元划分

页岩气储层具有较强的非均质性，导致其地质参数在纵向和横向上分布差异大。为了减小页岩地质特征的非均质性对资源量计算结果影响，对评价区进行纵向评价单元划分和横向评价分区[19]。纵向评价单元划分以“含气泥页岩系统”为基础，含气层段连续厚度大于30 m，以富含有机质的泥页岩为主，内部可以有砂岩、碳酸盐岩夹层（厚度小于1 m），泥页岩TOC＞0.5%，Ro＞0.5%[20]。川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩厚度介于32～81 m，平均值为61 m，五峰组页岩与龙马溪组页岩之间有厚度小于1 m的观音桥段石灰岩，龙一1亚段页岩地层连续，TOC平均值为3.1%，Ro介于2.0%～3.0%，纵向上可将五峰组—龙一1亚段深层页岩归为一个评价单元。

川南地区页岩地质特征复杂，考虑将评价区按储层参数好坏进行分区，尽可能减少页岩气储层非均质性的影响，更精确的估算页岩气资源量。影响页岩气储层好坏及气体富集程度的关键参数包括有效页岩厚度、TOC、脆性矿物含量、有效孔隙度、含气量等，将各参数分布图进行叠加，可将川南地区分为Ⅰ类区、Ⅱ类区和Ⅲ类区（表2），储层综合参数为Ⅰ类区＞Ⅱ类区＞Ⅲ类区[21-23]。

表2 川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气分级储层参数标准表

3.2 资源量计算

页岩气资源量的计算方法可归纳为类比法、统计法和成因法3大类方法[24-25]，国外常用FORSPAN法[26]、递减曲线法[27-28]，我国较常用统计法中的体积法/概率体积法、类比法[29]。川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩已进入区域性开发阶段，根据已掌握的地质、钻井及生产动态资料，利用单井最终可采储量（EUR）类比法、资源丰度类比法和小面元法计算川南地区深层页岩气资源量[30]，所需的关键参数包括页岩的含气面积、有效厚度、密度、含气量、单井EUR值、资源丰度刻度区、地质参数类比标准、相似系数等。

3.2.1 关键参数选取

3.2.1.1 含气页岩面积

根据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》，页岩气资源量的起算标准为含气量大于1.0 m3/t，TOC大于1.0%[31]。研究区页岩含气量高，介于3.6～7.5 m3/t，平均值为5.0 m3/t；页岩TOC介于2.7%～7.0%，平均值为3.1%。根据已有标准，川南地区有效页岩面积与深层页岩分布面积重合，深层有效页岩面积约为38 417 km2。

3.2.1.2 有效页岩厚度

通过露头剖面实测、钻井资料等方法获得评价区参数井有效页岩厚度，并绘制有效页岩厚度等值线图（图2）。考虑到页岩的非均质性，采用小面元法将评价单元细分为足够多个小面元，最后采用最小曲率面插值法，保证插值严格尊重数据，确保计算有效页岩厚度的准确性。根据最小曲率法得到川南地区深层海相页岩有效页岩厚度为56 m。

3.2.1.3 页岩密度

川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩矿物组分和结构特征相似，页岩密度变化不大，大致相近，因此页岩密度可通过测井和岩心测试数据的平均值求得，密度平均值为2.58 t/m3。

3.2.1.4 页岩含气量

页岩总含气量可以通过计算、统计、类比、实验等多种方法获得。根据川南地区已有评价井含气量数据情况，利用面积加权平均法，计算出川南地区页岩平均含气量为4.55 m3/t。

3.2.1.5 单井EUR

单井EUR值反映了单口页岩气生产井最终可采页岩气量，根据生产递减规律评估得到。估算未开发地区页岩气井单井EUR值，可通过分析类比区生产井单井EUR值获得。有研究表明，EUR分布规律符合对数正态分布，在对数正态坐标轴下，EUR与其累计概率值大致呈一条直线分布，根据直线的分布特征可以更加简单快捷地认识一个地区EUR的分布情况。利用P10/P90来表征数据的离散程度[32-33]，P10/P90值越大，表明该区EUR数据离散性越强，该区页岩气地质非均质性也越强。不同的样本容量，对应不容的P10/P90，常见值介于3.0～8.0[32]。

根据川南地区EUR分布特征，绘制单井EUR对数正态分布累积概率曲线图版，并将生产时间大于1年的W204井区90口井、泸州与渝西地区9口井EUR值投至图版中（图6）。W204井区EUR累积概率曲线分布大致呈一条直线，其P10/P90值为4.7，在推荐钻井数范围内（推荐P10/P90值为5.0，钻井数必须超过75口），可作为评价区EUR估算依据。泸州与渝西地区深层页岩气井投产时间大于1年的生产井较少，虽然其P10/P90值为4，但是其钻井较少（少于60口），不能作为评价区EUR估算依据。利用修正系数法，获得川南地区深层页岩气井平均单井EUR为 0.70×108m3。

3.2.1.6 资源丰度刻度区

资源丰度类比法的前提是选择与评价区地质特征相似的一个或多个刻度区，通过解剖选择的刻度区，获得资源丰度类比参数[34]。通过研究川南地区深层页岩气地质特征，将已有刻度区和开发成熟地区地质参数相比[35-36]，比较美国6套经济页岩气层系和我国四川盆地龙马溪组6个页岩气生产区地质参数，可以看出川南地区深层页岩气地质特征与美国Haynesville页岩，我国四川盆地威远、泸州和威荣地区页岩相似。故选取Haynesville、威远、泸州和威荣地区页4个典型岩气区作为类比刻度区。

3.2.1.7 页岩气地质参数类比标准

地质参数类比标准是评价区与刻度区类比的纽带，利用类比标准分别为刻度区和评价区打分，建立它们之间定量关系，得出评价区与刻度区的相似程度，从而估算评价区资源量。页岩的地质条件的好坏直接影响页岩气的资源富集，因此考虑选取页岩气的储集条件、地球化学条件、含气特征及保存条件作为类比项。结合前人经验[21-23]以及川南地区页岩气地质特征、勘探开发经验，笔者优化了川南地区页岩气储层地质参数类比标准（表3）。

表3 川南地区五峰组—龙一1亚段页岩气储层地质参数类比标准表

3.2.1.8 相似系数

相似系数为评价区评分结果与相对应刻度区评分结果的比值，即：

式中ai表示评价区与刻度区的相似程度，无量纲；Re表示评价区评价结果，无量纲；Rc表示评价区对应的刻度区的评价结果，无量纲。ai＜1表示评价区地质条件较刻度区差，相反则表示评价区地质条件优于刻度区。评价结果显示，川南地区深层页岩Ⅰ类区、Ⅱ类区和Ⅲ类区相似系数分别为1.18、1.00和0.89。

3.2.2 资源量计算结果

先利用EUR类比法、资源丰度类比法和小面元法分别计算川南地区深层页岩气资源量，最后再利用特尔菲法综合计算，川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气资源量为25.62×1012m3，根据川南地区生产实践与经验，核定页岩气的采收率为24%，则可采资源量为6.14×1012m3（表4）。

表4 川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气地质资源量计算结果表

3种方法计算结果均有所不同。资源丰度类比法和小面元法计算结果相近，资源量接近30.00×1012m3，可采资源量约为6.70×1012m3；而EUR类比法计算结果则较小，计算结果是资源丰度类比法和小面元法的1/2。究其原因有二：①EUR类比法中所选刻度区单一，刻度井井数量较少，且刻度井单井EUR较小，实际泸州、渝西等地区单井EUR值均大于1×108m3，但由于生产时间较短，不能作为刻度井；②EUR类比法计算时需要考虑工程等不确定因素，加密井网和立体井网可以大大增加页岩气资源量。

4 深层页岩气勘探方向

4.1 资源潜力

川南地区页岩气储层评价分区的有利区主要分布于深层页岩地区（图7）。Ⅰ类区面积为11 174 km2，占深层页岩总面积的29.1%，主要分布于自贡—富顺—长宁、泸县、内江—永川—綦江等地区；Ⅱ类区面积为24 420 km2，占深层页岩面积的63.6%，主要分布在西南部绥江以东长宁以西地区、泸州地区及其以南地区、重庆以及合川西南地区；Ⅲ类区面积为2 823 km2，占深层页岩面积7.3%，主要分布在合川地区和叙永地区。类比法计算结果显示，Ⅰ类区页岩具有最高的资源丰度，为7.85×108m3/km2，Ⅱ类区和Ⅲ类区的资源丰度分别为5.75×108m3/km2、4.34×108m3/km2，与储层参数分区相吻合。小面元法分层计算结果显示，五峰组—龙一14层页岩资源丰度分别为0.79 m3/km2、0.54 m3/km2、0.95 m3/km2、1.24 m3/km2、3.55 m3/km2，五峰组—龙一13层资源丰度和与龙一14层资源丰度相当（表5），表明川南地区深层页岩龙一14层与五峰组—龙一13层具有相当的资源潜力。

表5 川南地区五峰组—龙一1亚段各深层页岩气资源丰度表

4.2 勘探有利区

为了进一步确定川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气勘探有利区，以深层边界和二维地震工区所围限的区域为页岩分布范围，应用小面元法计算资源量，得到川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气资源丰度分布图（图8）。结果显示，川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气资源富集程度高，资源丰度普遍介于5.72×108～11.44×108m3/km2，平均资源丰度为6.71×108m3/km2。页岩气资源丰度以泸县—泸州等高资源丰度区为中心向西、向北、向东逐渐降低。泸县—泸州的页岩气资源丰度为全区最高，大于10.30×108m3/km2，最高可达11.44×108m3/km2；长宁地区页岩气资源丰度介于8.01×108～9.15×108m3/km2；合川、重庆等地区的资源丰度较低，普遍低于 3.43×108m3/km2。

结合高资源丰度区和Ⅰ类区分布，川南地区五峰组—龙马溪组深层页岩气有利勘探区为富顺—自贡—长宁、泸县—泸州和内江—永川地区。结合页岩埋深，考虑工程技术和经济评价，应优先勘探开发有利勘探区中埋深4 500 m以浅的地区，故下一步的勘探开发应以埋深小于4 500 m的自贡—富顺、泸县—泸州和内江—永川3个地区为目标地区。

5 结论

1）川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩沉积环境为深水陆棚相，富有机质碳质或硅质页岩厚度大，平均厚度为61 m；页岩TOC含量高，有机质类型好，处于原油裂解的高—过成熟生干气阶段，具有较好的生气潜力；有机质孔、无机孔和微裂缝均发育，无机孔和微裂缝尤为发育，孔隙度高，储层物性较好；脆性矿物含量高，储层可压裂性好；地层压力系数高，使得页岩含气量高，游离气占比大。

2）川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气资源量为25.62×1012m3，可采资源量为6.14×1012m3。其中Ⅰ类区资源丰度最高，为7.85×108m3/km2，五峰组—龙一13层和龙一14层资源丰度相近，资源潜力相当。

3）川南地区五峰组—龙一1亚段深层页岩气高资源丰度区与评价分区中的Ⅰ类区较吻合，埋深4 500 m以浅的自贡—富顺、泸县—泸州和内江—永川3个地区可以作为下一步深层页岩气勘探有利区。