川東地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M頁巖氣勘探潛力

劉光祥，金之鈞，鄧 模，翟常博，管宏林，張長江

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

川東地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M頁巖氣勘探潛力

劉光祥1，金之鈞2，鄧 模1，翟常博1，管宏林1，張長江1

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

根據(jù)前人資料，并結(jié)合野外地質(zhì)調(diào)查和鉆井資料分析研究表明，川東地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M富有機質(zhì)泥頁巖厚度均大于50 m，最厚可達140 m。巖性組合縱橫向變化較大：北部云陽-通江一帶以泥質(zhì)巖為主夾灰?guī)r，中部區(qū)廣安一帶為泥頁巖夾煤層和灰?guī)r，南部區(qū)為泥頁巖夾砂巖及煤層。泥頁巖有機質(zhì)豐度一般大于2%；泥頁巖干酪根碳同位素及有機巖石學研究表明，有機質(zhì)類型主體以Ⅱ型為主，生烴潛力優(yōu)越。泥頁巖X-衍射、鏡質(zhì)體反射率分析揭示出石英等脆性礦物含量高，演化程度高，具較好的可壓裂性。鉆進過程中龍?zhí)督M泥頁巖氣測異常明顯，反映了良好的含氣性。頁巖氣資源預測表明具有良好的頁巖氣資源潛力和勘探前景。綜合分析認為，北部萬縣—儀隴—通江—奉節(jié)一帶以及南部宜賓—永川—綦江—赤水一帶具有較好的頁巖氣勘探前景。

頁巖氣；勘探潛力；龍?zhí)督M；川東地區(qū)

頁巖氣是潛力巨大的非常規(guī)天然氣資源[1]。美國頁巖氣成功的商業(yè)開發(fā)，使得頁巖氣資源在全世界受到了廣泛的重視[2]。目前在中國南方針對上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組以及下寒武統(tǒng)筇竹寺組已進行了系統(tǒng)的頁巖氣基礎研究[3-12]，對于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M則相對關(guān)注較少[13-14]。川東地區(qū)大量鉆井鉆遇龍?zhí)督M時普遍具有強烈的氣測異常，預示著川東地區(qū)龍?zhí)督M頁巖氣的巨大勘探潛力。本文在前人大量研究成果基礎上，結(jié)合野外地質(zhì)調(diào)查以及鉆井資料，以龍?zhí)督M泥頁巖的縱橫向展布研究為切入點，分別從地化特征、賦存條件、保存條件和可壓性等要素分析了龍?zhí)督M頁巖氣的形成條件，結(jié)合龍?zhí)督M底面的埋藏深度，討論了川東龍?zhí)督M頁巖氣勘探的有利地區(qū)。

1 地質(zhì)背景

川東地區(qū)包括川南中-低緩斷褶帶和川東高陡斷褶帶，其東、西邊界分別為齊岳山斷裂和華鎣山斷裂[15]，構(gòu)造特征表現(xiàn)為北東向、北北東向高陡背斜帶和斷裂帶組成的隔擋式褶皺，往南呈帚狀撒開，背斜緊閉，向斜寬緩，成排成帶平行排列。

中二疊世末期的東吳運動使四川盆地大部分地區(qū)上升成陸，晚二疊世初四川盆地呈現(xiàn)南西高、北東低的古地理格局[16-17]。晚二疊世早期(龍?zhí)镀?海水從南東和北東方向侵入，盆地北部達州—云陽一帶水體較深，龍?zhí)督M沉積厚度為40～300 m，龍?zhí)督M厚度展布趨勢與沉積前的古地形相吻合，表現(xiàn)出往南西方向減薄、往北東方向逐漸增厚的趨勢(圖1)。龍?zhí)督M富有機質(zhì)泥頁巖層段除川西綿陽—德陽、川東南涪陵—石柱一帶厚度相對較小(小于50 m)外，其余大部分地區(qū)厚度在50～140 m，其中盆地北部的深水陸棚相區(qū)和南部的潮坪潟湖相區(qū)厚度相對較大，均大于100 m。

2 龍?zhí)督M頁巖縱橫向展布

晚二疊世龍?zhí)镀冢拇ㄅ璧匕l(fā)生強烈拉張，之后整體沉降，陸內(nèi)裂陷-坳陷內(nèi)沉積了一套富有機質(zhì)泥頁巖，隨著川西南康滇古陸的上升擴大，四川盆地呈現(xiàn)南西高、北東低的古地理格局，自南西向北東由陸過渡為海，沉積相變明顯，從河流—沼澤—潮坪—淺水陸棚—深水陸棚，相帶呈弧形帶狀依次排列(圖2)。從龍?zhí)督M有機碳含量與沉積相關(guān)系來看，深水陸棚和潮坪潟湖兩種沉積環(huán)境有利于富有機質(zhì)泥頁巖的發(fā)育[18]。

受龍?zhí)镀诔练e相的控制，龍?zhí)督M巖性組合縱橫向變化較為明顯。四川盆地自南西向北東，陸源碎屑不斷減少，水體不斷加深，巖性組合上從砂、泥巖夾煤層—灰?guī)r夾泥頁巖—泥頁巖夾灰?guī)r，表現(xiàn)出煤層(線)逐漸減少，灰質(zhì)和硅質(zhì)含量逐漸增高的特點(圖3)[18-19]。

3 龍?zhí)督M頁巖氣形成條件

3.1 龍?zhí)督M頁巖有機質(zhì)豐度與類型

沉積相研究表明龍?zhí)督M富有機質(zhì)泥頁巖主要發(fā)育于生物繁茂的深水陸棚和潮坪潟湖相帶。川東石柱六塘龍?zhí)督M剖面的碳、氧同位素和微量元素分析結(jié)果表明，富有機質(zhì)層段主要發(fā)育于最大海泛期，磷、鋇、硫元素含量高，反映為還原環(huán)境，具有較高的古生物生產(chǎn)率和較好的有機質(zhì)保存環(huán)境[20]。

圖1 四川盆地二疊系龍?zhí)督M地層厚度

圖2 四川盆地晚二疊世龍?zhí)镀诔练e相與龍?zhí)督M殘余有機碳含量等值線

圖3 四川盆地晚二疊世龍?zhí)镀诔练e相變化

龍?zhí)督M泥頁巖的有機碳含量(TOC)普遍高于碳酸鹽巖，特別是TOC大于2.0%的高豐度層段，主體以泥頁巖為主。付孝悅等對黔北習水良村淺3井研究表明，龍?zhí)督M巖性組合以泥巖、碳質(zhì)泥巖為主夾薄煤層。泥巖、碳質(zhì)泥巖TOC普遍大于2.0%，厚度65 m左右。

龍?zhí)督M有機質(zhì)豐度整體較高，TOC主體大于2.0%，四川盆地存在兩個豐度高值區(qū)(TOC>3.0%)，分別是北部的巴中—達州—萬縣一帶和南部的內(nèi)江—瀘州—赤水一帶，與深水陸棚相和潮坪潟湖相的分布一致(圖2)。

此外，沉積環(huán)境還控制了有機質(zhì)的類型，龍?zhí)镀谟捎诔练e相差異較大，導致有機質(zhì)類型較為復雜。龍?zhí)督M干酪根碳同位素變化范圍較寬，從-22.2‰～-29.6‰的均有分布，其中δ13C干酪根≤-28‰的腐泥型干酪根占17.24%，所占比例較低，但-28‰<δ13C干酪根≤-26‰的腐殖-腐泥型干酪根所占比例較高，為48.28%，較Ⅰ型干酪根所占比例高得多，-26‰<δ13C干酪根≤-24‰的腐泥-腐殖型干酪根占24.14%，腐殖型干酪根所占比例最低(10.34%)；另外有機顯微組分組成上主要呈現(xiàn)以鏡質(zhì)組+惰質(zhì)組為主和腐泥組+藻類組為主的兩種組合面貌，前者以道真剖面為代表，鏡質(zhì)體含量達48.50%，后者以新場2井、黃金1井上二疊統(tǒng)泥質(zhì)巖為代表，腐泥組+藻類組約占90%(圖4)。朱揚明等通過龍?zhí)督M烴源巖沉積環(huán)境變化的分子標志(甲基二苯并噻吩系列和二甲基菲異構(gòu)體)也反映了上述變化特征[21]。綜合干酪根碳同位素、有機巖石學特征和地球化學特征認為，龍?zhí)督M有機質(zhì)類型主體以Ⅱ型(混合型)為主，具有較高的生烴能力。

3.2 龍?zhí)督M頁巖熱演化程度

國內(nèi)外頁巖氣勘探開發(fā)經(jīng)驗表明，具有相對較高的熱演化程度對于熱成因頁巖氣的生成以及有機質(zhì)孔的形成都是非常必要的。一方面證實了在富有機質(zhì)頁巖中滯留烴類的客觀存在，另一方面也肯定了滯留烴熱裂解氣對于頁巖氣的貢獻作用。國外近兩年大量文獻報道特別強調(diào)鏡質(zhì)體反射率(Ro)值在1.3%～3.5%時對形成頁巖氣的重要性[22-23]。

龍?zhí)督M現(xiàn)今熱演化程度較高，大量Ro實測數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果表明，Ro值主體分布于1.6%～3.0%，處于主生氣期，對頁巖氣的形成十分有利。其中,川東北宣漢—開縣和川西德陽—綿陽以及川南赤水—習水一帶演化程度相對較高，Ro值在2.5%以上，處于過成熟演化階段。

3.3 龍?zhí)督M頁巖生烴強度及演化特征

富有機質(zhì)泥頁巖的生烴潛力是頁巖氣的物質(zhì)基

礎，生烴強度是烴源巖發(fā)育規(guī)模(厚度和分布)、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型、有機質(zhì)成熟度及轉(zhuǎn)化程度的綜合反映，可用來對生烴潛力進行評價。由圖5可見，龍?zhí)督M富有機質(zhì)泥頁巖現(xiàn)今累積生烴強度在四川盆地大部分地區(qū)大于10×108m3/km2。其中，川北平昌—川東云陽和川東南的江津—綦江一帶生烴強度大于40×108m3/km2，生烴條件最好；盆地西南邊緣區(qū)生烴強度小于10×108m3/km2，生烴條件較差。

結(jié)合龍?zhí)督M的生烴史，對龍?zhí)督M階段生烴量研究表明，龍?zhí)督M生烴作用主要發(fā)生于晚侏羅世—白堊紀，因此燕山期—喜馬拉雅期的構(gòu)造運動會對龍?zhí)督M已生成天然氣的保存產(chǎn)生一定的影響，尤其是盆緣地區(qū)。

3.4 龍?zhí)督M頁巖礦物組成特征

對四川盆地13個剖面點龍?zhí)督M泥頁巖的全巖X-衍射數(shù)據(jù)分析后表明，龍?zhí)督M脆性礦物含量普遍較高(圖6)，其中石英、長石和黃鐵礦的平均含量大于80%，有利于壓裂形成網(wǎng)狀裂縫滲流系統(tǒng)；粘土總量普遍低于20%，以伊利石和伊蒙混層為主，其中伊利石平均含量為62%，伊/蒙混層平均含量為19.7%，不含蒙脫石，表明龍?zhí)督M已達到高成巖作用階段。

3.5 龍?zhí)督M頁巖埋深與保存條件

對于國外穩(wěn)定分布的富有機質(zhì)泥頁巖而言，保存條件不是決定頁巖氣富集的主要因素，但是對于遭受中-新生代多期構(gòu)造疊加改造的中國南方古生代盆地來說，具有良好的頁巖氣保存條件是富集的關(guān)鍵因素之一[24-26]。目前盆內(nèi)和盆緣具相似沉積環(huán)境的龍馬溪組頁巖氣勘探效果顯示出較大的差異，可以看出頁巖氣也是需要一定保存條件。

已有的研究表明，華鎣山斷裂與齊岳山斷裂之間的川東高陡褶皺帶具有典型的隔擋式褶皺特征，寬向斜和窄背斜平行排列，除部分背斜核部變形較強、通天斷裂發(fā)育之外，其余寬緩的向斜內(nèi)變形較弱，通天大斷裂不發(fā)育，構(gòu)造穩(wěn)定性好。

由上二疊統(tǒng)底面現(xiàn)今埋藏深度可見(圖7)，川西—川北區(qū)埋深大(大于4 000 m)，川東和川南較淺(普遍小于4 000 m)，其中華鎣山斷裂與齊岳山斷裂之間寬緩的向斜區(qū)埋藏相對較深，一般大于3 000 m，部分地區(qū)大于4 000 m；同時川東地區(qū)二疊系—下三疊統(tǒng)壓力系數(shù)1.6～1.8，普遍存在異常高壓[27]，有利于頁巖氣的保存。盆地內(nèi)區(qū)域連片分布的三疊系—侏羅系上覆蓋層，特別是中三疊統(tǒng)膏鹽巖的存在，不僅有利于龍?zhí)督M較高的壓力系統(tǒng)維持，還確保了含氣泥頁巖系統(tǒng)不會因抬升過淺而發(fā)生破裂。從四川盆地二疊系的巖性組合來看，龍?zhí)督M的頂板和底板分別為長興組灰?guī)r和茅口組灰?guī)r，頂?shù)装寤規(guī)r的厚度大，如焦頁1井長興組和茅口組的厚度分別達到194 m和197 m。良好的頂?shù)装鍡l件確保了在水平井壓裂施工中地層的穩(wěn)定性，不會造成地下水的溝通。

圖4 川東地區(qū)龍?zhí)督M典型樣品有機顯微組分

圖5 四川盆地龍?zhí)督M現(xiàn)今累積生烴強度等值線

圖6 四川盆地龍?zhí)督M礦物組成特征三角圖

圖7 四川盆地龍?zhí)督M底面現(xiàn)今埋藏深度等值線

3.6 龍?zhí)督M頁巖鉆井氣測顯示

四川盆地及周緣大量鉆井在龍?zhí)督M均有不同程度的氣測顯示，說明龍?zhí)督M具有普遍含氣的特征，其中泥頁巖層段及煤層顯示最為活躍，如赤水西門1井鉆揭龍?zhí)督M厚度80.4 m，其中煤14層23.55 m，占地層總厚29.3%，其余為碳質(zhì)頁巖、泥巖，底部為薄層砂巖、凝灰?guī)r及淺灰色鋁土質(zhì)泥巖，煤層及頁巖氣測異常明顯(全烴最高55.85%)。碳酸鹽巖層段氣測顯示較差，如三星1井龍?zhí)督M碳酸鹽巖層段氣測顯示微弱，建深1井龍?zhí)督M泥頁巖層段的顯示情況明顯好于碳酸鹽巖層段。

3.7 資源潛力

根據(jù)宋國奇等人建立的上古生界煤系烴源巖成熟度與排烴系數(shù)之間的對應關(guān)系，認為四川盆地龍?zhí)督M的排烴系數(shù)大致為89.4%，說明還有10.6%左右的天然氣仍滯留在龍?zhí)督M泥頁巖層系之中，根據(jù)前期研究成果，四川盆地龍?zhí)督M總生氣量為493.87×1012m3，滯留的天然氣量為52.35×1012m3，具有較大的頁巖氣勘探潛力。

4 結(jié)論

1) 四川盆地龍?zhí)督M富有機質(zhì)泥頁巖具有厚度較大、TOC含量高、熱演化程度適中、高脆性礦物含量及高成巖程度的特點，具有較好的可壓裂性，整體含氣，天然氣滯留量大，具有良好的頁巖氣資源潛力和勘探前景。

2) 綜合考慮泥頁巖分布、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)成熟度、有機質(zhì)類型、累積生烴強度、礦物組成特征、超壓系統(tǒng)發(fā)育與分布、埋深、氣測顯示等因素，認為北部萬縣—儀隴—通江—奉節(jié)一帶以及南部宜賓、永川—綦江—赤水一帶具有較大的頁巖氣勘探前景，中部略差。

3) 與龍馬溪組泥頁巖相比而言，四川盆地龍?zhí)督M的非均質(zhì)性較強，沉積相橫向變化較大，導致縱向上巖性組合具有較大的差異性， 煤層以及碳酸鹽巖含量變化較為復雜，給頁巖氣的綜合評價帶來一定不確定性。

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(編輯 張玉銀)

Exploration potential for shale gas in the Upper Permian Longtan Formation in eastern Sichuan Basin

Liu Guangxiang1,Jin Zhijun2,Deng Mo1,Zhai Changbo1,Guan Honglin1,Zhang Changjiang1

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,ExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China;2.ExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

Based on the previous studies and in combination with field geological investigation and drilling data analysis,the research indicates that the thickness of the organic rich shale in the Upper Permian Longtan Formation in the eastern Sichuan Basin is generally over 50 m with the maximum thickness of 140 m.Lithological association varies significantly in both vertical and horizontal direction：there mainly developed shale with limestone interbed in the Yunyang-Tongjiang area in the north,shale with coal seam and limestone interbeds in the Guang'an area in the central,as well as shale with sandstone and coal seam interbeds in the south.The total organic carbon contents(TOC)are generally higher than 2%;Research on carbon isotopic composition of the shale kerogen and the organic petrology indicates that the organic matters are mainly of type Ⅱ with excellent hydrocarbon generation potential.Analysis of X-ray diffraction and vitrinite reflectance indicates that the shale has a high content of brittle minerals such as quartz and displays a high evolution degree with favorable fracturability.The gas logging during drilling inthe Longtan Formation shale displays significant abnormity,reflecting the favorable gas potential.The prediction of shale gas resource suggests largeresource potential and exploration prospect for shale gas.A comprehensive analysis indicates that there have favorable exploration prospect for shale gas in Wanxian-Yilong-Tongjiang-Fengjie area in the north and the Yibin and Yongchuan-Xijiang-Chishui area in the south.

shale gas，exploration potential，Longtan Formation，eastern Sichuan Basin

2015-02-21;

2015-04-29。

劉光祥(1969—)，男，教授級高級工程師，盆地分析與勘探選區(qū)。E-mail:liugx.syky@sinopec.com。

國家科技重大專項(2011ZX05005-001-003)。

0253-9985(2015)03-0481-07

10.11743/ogg20150317

TE122.1

A