西昌盆地米市凹陷上三叠统白果湾组页岩气地质条件及勘探潜力

何 伟 陈 杨 方 坤 刘治成 牟必鑫 魏洪刚 雷玉雪 董雪洁

（1 四川省煤田地质工程勘察设计研究院；2 页岩气评价与开采四川省重点实验室；3 四川省国土科学技术研究院 ）

0 引言

根据泥页岩发育的沉积环境，中国富有机质泥页岩可划分为海相泥页岩、海陆过渡相泥页岩和陆相泥页岩3 种类型[1-2]。中国自2009 年开展页岩气勘探开发以来，在不同地区不同页岩层系开展了大量页岩气选区评价和开发试验工作，已在四川盆地及周缘成功实现龙马溪组海相页岩气工业化开采。然而，中国陆相页岩层系也十分发育且资源潜力巨大，是页岩气勘探开发的重要接替领域之一，陆相页岩气可采资源量占中国页岩气总资源量30%以上。中国陆相泥页岩具有地层巨厚，泥页岩与砂质薄层呈韵律发育，单层厚度薄、夹层数量多、累计厚度大、侧向变化快，有机质成熟度普遍不高的特点[3-8]。近年来，陆相页岩气勘探开发也取得了一定的突破，在鄂尔多斯盆地三叠系、渤海湾盆地古近系和四川盆地侏罗系的多口钻井已获得陆相页岩气的工业发现，但与海相泥页岩相比产气量明显偏低，迄今为止尚未实现规模商业开发。陆相页岩气的勘探与研究程度相比于海相页岩气整体较低，目前还处于起步阶段[9]。

白果湾组是西昌盆地米市凹陷重要的油气勘探层系，以往主要将其作为烃源岩和储层进行评价，针对白果湾组的5 口探井都有不同程度的油气显示，但均未获得工业油气，导致米市凹陷常规油气勘探处于停滞状态。钻井揭示，白果湾组作为重要的页岩层系，其富有机质泥页岩段主要发育在白二段、白三段，泥岩颜色以灰黑色、黑色居多，即有机质含量高、炭屑多。其中，喜德3井白果湾组钻厚571m，泥页岩厚400.5m，泥地比达70.1%。有机质丰度较高，TOC平均为1.57%，有机质类型为腐殖型，其中黑色含沥青页岩的TOC 达到27.96%。有机质成熟度较高，Ro为1.12%～2.15%，相应Tmax在440～530℃，均已进入成熟—过成熟阶段，证实白果湾组具有页岩气资源前景。目前对白果湾组页岩气尚未系统开展工作，其页岩气地质条件及勘探开发潜力不明。本文针对米市凹陷白果湾组开展了野外地质调查，对5 口老井和10 个实测剖面开展了系统取心和分析测试等工作，重点对富有机质泥页岩展布特征、有机地球化学特征、岩矿特征、物性特征、储集空间、含气性和保存条件等进行综合分析，同时与已经取得良好页岩气发现或商业开发的页岩层系开展对比，旨在揭示米市凹陷白果湾组页岩气地质条件及勘探潜力，以期西昌盆地陆相页岩气早日实现勘探突破。

1 地质概况

米市凹陷是西昌盆地内规模最大的凹陷，其上三叠统及以上地层覆盖区面积达5500km2以上，西侧以安宁河断裂为界、西南侧以则木河断裂为界、东侧以普雄—四开断裂为界，构成了西昌盆地西部的次级构造单元（图1）[10]。米市凹陷是西昌盆地内最重要、最有利的油气勘探区块，至今地震勘探和钻井勘探均集中于该凹陷内。米市凹陷整体表现为一个北东向的大型复式向斜，因而也常习惯称为“米市复式向斜”，向斜核部出露地层主要是上白垩统，再往西北、东南两侧，分别依次出露下白垩统、侏罗系、上三叠统。

图1 米市凹陷构造位置图Fig.1 Structural location map of Mishi Sag

晚三叠世晚期，西昌盆地的应力背景由拉张为主转入以挤压为主，区内强烈下陷进入前陆盆地演化阶段[11]。根据露头剖面测量和钻探结果揭示，米市凹陷白果湾组整体以湖泊相和河流三角洲相沉积为主，局部发育扇三角洲相沉积。白一段主要为湖泊相沉积，与四川盆地西南部的浅湖相连成一片，在米市凹陷西北部喜德一带白一段发育扇三角洲相沉积（图2a），与距物源区较近有关系。白二段主要为湖泊相和河流三角洲相沉积，米市凹陷内白二段发育两个河流三角洲前缘沉积，其中一个来自四川盆地南部，凹陷中部白二段为湖泊相沉积，与四川盆地西南部的湖盆相连（图2b）。白三段主要为湖泊相，在普格和喜德等局部地区发育河流三角洲沉积，以远沙坝沉积为主（图2c）。白四段以湖泊相为主，在普格1井、七坝1井发育河流三角洲前缘沉积（图2d）。

图2 米市凹陷白果湾组沉积相图Fig.2 Sedimentary facies map of Baiguowan Formation in Mishi Sag

白果湾组在现今米市凹陷边缘基本出露地表。凹陷内已施工5 口探井，普格1井顶界埋藏最小，为480m;七坝1井顶界埋藏最大，为3649m[12]。白果湾组顶、底界线清楚，与上覆地层下侏罗统益门组呈整合接触，与下伏地层呈明显角度不整合接触，与白果湾组直接接触地层有中—下三叠统、二叠系、志留系、奥陶系、寒武系、震旦系等，如七坝1井白果湾组下伏地层为中二叠统栖霞组，喜德1井白果湾组下伏地层为志留系。不同区域白果湾组厚度差别较大，一般介于500～900m，如喜德1井为715m、喜德3井为581m、七坝1井为759m（图3）。

图3 米市凹陷白果湾组地层划分对比图Fig.3 Stratigraphic division and correlation of Baiguowan Formation in Mishi Sag

米市凹陷白果湾组主要为一套碎屑岩沉积，不同区域岩性不同。喜德3井主要为深灰色—灰黑色页岩、粉砂质页岩、黑色碳质页岩，夹深灰色—灰色粉砂岩、细粒岩屑砂岩，底部夹灰白色含砾中粒岩屑石英砂岩，下部夹黑色煤线。本文主要通过岩性和电性特征，将白果湾组划分为4 个岩性段，例如，喜德1井白一段厚度为107m，下部为浅灰色粗砂岩夹薄层灰黑色页岩，上部为深灰色中砂岩、灰黑色砂质页岩与页岩互层;白二段厚度为175m，以深灰色中砂岩为主，夹少量薄层灰黑色页岩;白三段厚度为298m，主要为灰黑色砂质泥岩、深灰色泥岩、灰黑色页岩，夹灰色细砂岩和粉砂岩;白四段厚度为239m，主要为浅灰色中砂岩和灰黑色泥岩互层[12]。七坝1井白一段厚度为80m，主要为灰黑色泥岩，夹薄层灰色粉砂岩;白二段厚度为126m，主要为灰色厚层状粗砂岩、灰黑色泥岩，夹薄层灰色粉—细砂岩;白三段厚度为300m，主要为深灰色—灰黑色泥岩，夹灰色中厚层含泥质粉—细砂岩;白四段厚度为250m，主要为深灰色—灰黑色泥岩，夹灰色中厚层含泥质粉—细砂岩。

2 页岩气地质条件

2.1 富有机质泥页岩展布

结合白果湾组岩性组合和地球化学测试分析，白果湾组富有机质泥页岩主要分布在白二段和白三段。米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩厚度较大，受古陆和盆地地形控制，厚度介于50～400m 之间，平均厚度达71.3m，分布极为不均，厚度变化较大（图4）。富有机质泥页岩沉积环境变化较大，大部分富有机质泥页岩富含大量的植物化石且部分夹煤线，反映出富有机质泥页岩以湖泊相沉积为主，具有煤系泥岩的特点。

图4 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩厚度等值线图Fig.4 Thickness contour map of organic-rich mud shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

米市凹陷白果湾组底界现今埋藏深度介于500～8000m 之间，主要埋藏在2000～5000m，现今西昌盆地内表现为“向斜成山，背斜成谷”特征。背斜区埋深相对较小，且由背斜两翼向其轴部埋深逐渐变小;向斜区埋深较大，从向斜两翼到其轴部埋深逐渐增大，凹陷内白果湾组底界最大埋深均为向斜构造的中心位置（图5）。

图5 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩底界埋深等值线图Fig.5 Contour map of burial depth at the base of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.2 富有机质泥页岩有机地球化学特征

2.2.1 有机质类型

白果湾组采集的16 件干酪根有机显微组分结果显示，白果湾组泥页岩有机质类型主要为Ⅲ型，仅个别为Ⅱ2型，镜质组均为正常镜质体，未见富氢镜质体，正常镜质体含量较高，分布在70%～93%之间，平均为84.5%;惰质组以丝质体为主，含量为7%～30%，平均为15.4%，类型指数为-82.5～-76.75。

参照黄第藩用δ13C=-26‰和δ13C=-27.5‰作为区分Ⅲ、Ⅱ、Ⅰ型干酪根的两个指标界限，米市凹陷白果湾组干酪根碳同位素（δ13C）值为-27.4‰～-23.2‰，平均为-24.5‰，普遍高于-26‰，均划分为Ⅲ型有机质，只有极个别样品干酪根碳同位素（δ13C）值略低于-26‰，为Ⅱ型有机质。川西南乐地1井须家河组泥岩及含煤系泥岩，碳同位素（δ13C）值总体介于-26.8‰～-23.2‰，平均为-24.6‰，其中煤碳同位素（δ13C）值为-25‰～-23.5‰，平均为-24.3‰。米市凹陷白果湾组与乐地1井须家河组均具有较重的干酪根碳同位素值，具有相似的有机质类型，大部分灰黑色泥岩与煤系地层具有相似的干酪根碳同位素，反映沉积有机质以陆源高等植物为主（图6）。

图6 干酪根碳同位素与有机质类型划分Fig.6 Kerogen carbon isotopes and classification of organic matter types

2.2.2 有机碳含量

国内外页岩气勘探开发的成功经验表明，有机碳含量（TOC）是衡量页岩含气性能的重要指标，富有机质页岩在TOC 达到一定下限值时才具有经济价值[13-14]。从白果湾组富有机质泥页岩TOC 等值线图(图7)来看，凹陷中心喜德1井、喜德3井、七坝1井、新建1井平均有机碳含量相对最高，在1.4%～1.68%之间，其中靠近七坝1井的凹陷中心最高可达1.68%;由TOC 高值中心向北至普雄一带，平均有机碳含量均逐渐减小，普遍介于1.1%～1.4%之间;由TOC 高值中心向南至普格一带，平均有机碳含量均逐渐减小，普遍介于0.9%～1.3%之间。凹陷西缘靠近西昌附近，白果湾组泥页岩平均有机碳含量小于1%，介于0.5%～0.9%之间;凹陷西南缘，白果湾组泥页岩平均有机碳含量小于0.5%;凹陷东缘，白果湾组泥页岩的TOC 平均值变化幅度相对较大，普遍介于1.2%～1.6%之间。

图7 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩TOC 等值线图Fig.7 TOC contour map of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.2.3 有机质成熟度

为满足商业开发的需求，页岩中有机质成熟度至少应处于成熟阶段[15]。实验测试分析表明:米市凹陷白果湾组泥页岩有机质成熟度主要呈现北高南低、西高东低的分带特征。在米市凹陷南部，如普格1井、海子河坝白果湾组Ro仅为1.78%和1.65%，仍处于生气高峰阶段，米市凹陷东部边缘，沿乌科乡—阿俄几乃—特洛莫—白日算—烈日第—达布村，Ro稳定在1.79%～2.09%之间，无明显变化，向东至昭觉凹陷，Ro进一步降低至1.1%左右。在米市凹陷北部，从落布卜西—三河口—烈日地—依木拉达，Ro分别为1.50%、2.20%、2.80%和3.85%，显示出由东向西、由南向北逐渐增大的趋势（图8）。在无大套白垩系覆盖的条件下，显示了米市凹陷异常高的地温梯度，区域地质资料分析表明，米市凹陷西北缘泸沽—冕山一带二叠纪分布众多小范围的辉长岩、辉绿岩，到了三叠纪，热液向西北冕宁一带活动，形成大范围的冕宁花岗岩，该区白果湾组热演化异常与该区三叠纪异常的古地温背景是有关的。

图8 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩Ro 等值线图Fig.8 Ro contour map of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.3 储集条件

2.3.1 岩矿特征

白二段、白三段泥页岩矿物成分统计表明，泥页岩总体具有高黏土矿物、中等石英含量、低长石含量的特征（图9），普遍不含或只含少量碳酸盐矿物及铁质，黏土矿物以伊利石为主。其中，石英含量介于6%～62%，平均含量为34%，黏土矿物含量介于37%～89%，平均含量为60%，含少量长石、碳酸盐矿物及菱铁矿。

图9 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩矿物组分三角图Fig.9 Triangle map of mineral composition of organicrich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

黏土矿物类型包含伊利石、伊/蒙混层、绿泥石和高岭石。伊利石含量介于40%～67%，伊/蒙混层含量介于8%～30%，绿泥石含量介于15%～22%，高岭石含量介于1%～8%。埋藏成岩环境下，可发生蒙脱石和高岭石的绿泥石化与伊利石化作用，所有样品中均无绿/蒙混层矿物，表明在米市凹陷内蒙脱石的绿泥石化作用不发育。蒙脱石具有很好的悬浮力，常与伊利石相伴沉积，蒙脱石的伊利石化过程是埋藏成岩的常见特征。伊/蒙混层矿物作为蒙脱石发生伊利石化的间层矿物，凹陷内伊/蒙混层中的蒙脱石含量较少，总体以伊利石为主，表明蒙脱石的伊利石化作用十分发育。一般而言，伊利石是黏土矿物中最稳定的物相，伊利石含量增加，有机质成熟度亦表现为升高的趋势，高岭石含量与有机质成熟度的关系则表现为相反的趋势，伊/蒙混层与绿泥石的含量与有机质成熟度的相关性不明显（图10）。

图10 主要黏土矿物与有机质成熟度关系Fig.10 Relationship between main clay minerals and Ro of organic matter

2.3.2 储集物性

米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩样品孔渗实验分析结果显示，孔隙度主要分布在2.48%～9.37%之间（图11）。渗透率则主要分布在0.001～0.1mD之间，没有超过1mD 的样品（图12）。根据NBT 14001—2015 页岩气藏描述技术规范及GB/T 31483—2015页岩气地质评价方法来看，白果湾组泥页岩孔隙度较高，渗透率较低，综合来看属于较好的储层。

图11 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩孔隙度分布图Fig.11 Porosity distribution of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

图12 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩渗透率分布图Fig.12 Permeability distribution of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.3.3 孔隙结构

泥页岩的显微孔隙结构是影响页岩气赋存状态和储气性能的关键因素[16-17]。富有机质泥页岩的孔径结构分布是从微孔（1～10nm）、小孔（10～100nm）、中孔（100～1000nm）到大孔（大于1000nm）的连续分布。压汞分析资料表明白果湾组富有机质泥页岩储层孔隙具双峰分布特点，以微孔—小孔和大孔为主，尤以微孔—小孔占优势（图13），压汞曲线上表现为进汞和退汞整体重合较好，仅在低压情况下存在曲线不重合现象，由此指示了泥岩中较大孔隙主要为开放孔，这与泥岩中存在少量的微裂隙也有一定的关系，较小孔隙主要为半封闭孔，细颈瓶孔较少。

图13 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩压汞曲线图Fig.13 Mercury-injection curve of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.3.4 储集空间

页岩作为致密储层，由于其原生孔隙提供的储集空间相对有限，主要的储集空间由不同演化阶段发育的次生孔隙所提供[18-21]。对米市凹陷样品进行氩离子抛光—扫描电镜分析，结果表明，白果湾组富有机质泥页岩中微孔隙十分发育，主要的微孔隙类型为粒缘缝、溶蚀孔、层间缝、有机质孔和有机质裂缝。其中有机质孔和有机质裂缝占7%～9%，有机质孔孔径为5～100nm（图14a、b）。黏土矿物层间缝和粒缘缝占37%～48%，层间缝、粒缘缝孔径一般在0.5～1.5μm，且连通性较好（图14c、d）。粒间孔、溶蚀孔占40%～48%，直径多在0.1～2.5μm（图14e、f）。广泛发育的有机质孔、有机质裂缝和层间缝由于连通性好，可以形成相互连通的孔隙网络，为页岩气提供大量的储集空间。

图14 米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩扫描电镜分析Fig.14 Scanning electron microscope photos of organic-rich shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.4 含气性

页岩气聚集的一个重要参数是含气丰度，即每吨页岩的含气量[22-23]，含气量主要包括吸附含气量与游离含气量，其大小直接影响着页岩气藏的经济可采价值。米市凹陷内钻井均为老井，由于缺乏现场解析资料，本文利用等温吸附实验分析白果湾组富有机质泥页岩的含气性。

等温吸附实验结果显示（图15），在温度60℃、压力20MPa 下（相当于埋深2000m，压力系数1.0），不同地区页岩吸附量变化范围较大，在1.17～4.25m3/t之间，这主要与地表样品岩溶孔隙发育不均有关，况且各样品有机碳含量变化较大，原本的吸附性能本就有所差异。但总体上，米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩具有较好的含气性特征。

图15 米市凹陷白果湾组页岩等温吸附实验Fig.15 Isothermal adsorption curve of shale of Baiguowan Formation in Mishi Sag

2.5 保存条件

西昌盆地位于大凉山地区，地貌上总体表现为高山峡谷地貌。西昌盆地的区域构造演化和地质背景与四川盆地西部有较大的相似性。盆地自基底形成以来经历了多阶段构造运动，现今主要发育南北向构造，以低缓开阔褶皱为主，是喜马拉雅期构造产物。因此，西昌盆地并非地貌盆地，而是受后期构造强烈改造、隆升剥露形成的中生代残留盆地。各凹陷主要由走滑—冲断带相隔，地层缓倾（凹陷中心常呈近水平发育），构造样式表现为宽缓—开阔褶皱[24]。

米市凹陷地下构造继承了地表构造复杂性，受盆缘断裂冲断作用的影响，米市凹陷边缘构造变形强烈，构造发育，断层较多（图16a），褶皱常表现为紧闭—闭合褶皱，地层近于直立，局部发生倒转。凹陷西侧受安宁河断裂影响，构造相对发育，背斜分布零星，规模较小;凹陷中心构造相对简单，断层相对较少;米市复式向斜东侧，因受普雄—四开断裂的影响，构造十分发育，背斜分布较多，规模大且结构复杂。从米市凹陷西昌—昭觉构造剖面平衡恢复来看，评估的最小缩短率约为8%（图16b），凹陷主要的构造缩短由盆缘的逆冲带贡献，构造变形较弱的区域主要集中于凹陷内部。总体上看，米市凹陷内虽然发育多条断层，但整个米市复式向斜的形态尚完整，保存条件仍然较好。

图16 米市凹陷西昌—昭觉构造剖面及平衡恢复图（剖面位置见图1）Fig.16 Structural section and balanced restoration section of Xichang-Zhaojue in Mishi Sag (section location is in Fig.1)

3 陆相气层特征对比

通过与国内主要陆相页岩气勘探开发地区鄂尔多斯盆地延长探区长7段、长9段和山西组，四川盆地元坝、涪陵地区大安寨段和东岳庙段，阜新盆地沙海组的富有机质泥页岩厚度、埋深、TOC、Ro、有机质类型、脆性矿物含量和含气量等关键参数对比，分析认为，米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩的有机碳含量、有机质类型、含气量等参数与山西组、长7段、大安寨段及东岳庙段富有机质泥页岩相近，但厚度、有机质成熟度和脆性矿物含量等关键参数占优（表1），目前，山西组、大安寨段及东岳庙段等陆相富有机质泥页岩均已获得工业气流，表明米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩也具备良好的页岩气勘探潜力，是下一步值得勘探的重点层系之一。

表1 典型陆相盆地页岩气基本地质特征参数对比表Table 1 Comparison of basic geological parameters of typical continental shale gas

4 勘探潜力

4.1 有利区优选

依据中国页岩气地质评价方法，结合米市凹陷实际情况，利用富有机质泥页岩发育条件、地球化学条件、储层条件、含气性、保存条件和开发条件等参数[42-44]，采用多因素叠加法开展西昌盆地米市凹陷上三叠统白果湾组页岩气有利区优选和评价（表2）。根据选区标准，优选出白果湾组页岩气有利区5 个（图17）。

图17 米市凹陷白果湾组页岩气有利区优选图Fig.17 Favorable area for shale gas exploration of Baiguowan Formation in Mishi Sag

表2 中国陆相页岩气选区参考标准（据文献[42-44]修改）Table 2 Reference standard for continental shale gas screening in China (modified after reference[42-44])

4.2 资源量

资源量计算采用概率体积法[45]。计算公式为

式中Q——页岩气地质资源量，108m3;

A——页岩分布面积，km2;

h——页岩有效厚度，m;

ρ——页岩密度，t/m3;

q——页岩总含气量，m3/t。

根据条件概率取值原则，主要获得各参数P50概率下的赋值，然后利用蒙特卡罗软件实现概率乘积运算，得到各有利区白果湾组页岩气资源量。

特尔果有利区面积为123km2，P50资源量为732×108m3;七里坝有利区面积为217km2，P50资源量为1128×108m3;乐伍有利区面积为150km2，P50资源量为153×108m3;四开有利区面积为427km2，P50资源量为447×108m3;西昌北有利区面积为109km2，P50资源量为231×108m3。

米市凹陷白果湾组有利区总面积为1026km2，P50总资源量为2691×108m3，其中，特尔果和七里坝有利区为米市凹陷页岩气勘探开发潜力最大的区块。

5 结论

（1）米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩较发育，有机碳含量适中、有机质类型主要为Ⅲ型、热演化程度适中、脆性矿物含量较高、孔隙度较高、含气性较好，具备页岩气形成的有利地质条件。

（2）较之于国内已获得工业气流的陆相泥页岩，米市凹陷白果湾组富有机质泥页岩在厚度、热演化程度和脆性矿物含量等关键参数上优于山西组、长7段、大安寨段及东岳庙段富有机质泥页岩，TOC、有机质类型、含气量等参数类似，表明米市凹陷白果湾组具有良好的页岩气勘探潜力，是实现米市凹陷页岩气勘探开发突破的重点层系之一。

（3）米市凹陷白果湾组页岩气资源丰富，有利区总面积为1026km2，P50总资源量为2691×108m3，其中，特尔果和七里坝有利区勘探开发潜力最大，是下一步页岩气勘探开发的重点区块。