川東北普光地區(qū)侏羅系千佛崖組頁巖氣重大突破

王學軍 周勇水 彭 君 李 進 李紅磊 王亞明 周 凱 陳 帆

（ 1中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院 ； 2中國石化中原油田分公司博士后工作站 ）

0 引言

繼海相龍馬溪組頁巖氣實現(xiàn)商業(yè)性規(guī)模開發(fā)后，四川盆地頁巖油氣勘探逐步向深層—超深層海相頁巖氣[1]和陸相頁巖油氣拓展[2-3]，其中侏羅系湖相頁巖油氣是陸相頁巖油氣勘探的重點領域，先后在川東北元壩[4-5]、涪陵[6-7]、儀隴—平昌[8]等地區(qū)取得勘探突破，多口井獲中高產(chǎn)頁巖油氣流，證實了川東北侏羅系湖相頁巖油氣的良好勘探前景[9-10]。關于侏羅系頁巖油氣富集的地質(zhì)條件和主控因素，前人已進行了十余年的探索。研究方法主要在海相龍馬溪組頁巖氣“二元富集”等認識基礎上[11-13]，結(jié)合陸相頁巖油氣地質(zhì)特征開展對比性研究[4，14-16]；研究層位早期以侏羅系自流井組為主[4，17-20]，近年來逐步轉(zhuǎn)向千佛崖組（又名涼高山組）并取得了一系列的勘探突破[4-8]。已有成果認為，富有機質(zhì)泥頁巖和石灰?guī)r是四川盆地侏羅系頁巖油氣富集的有利巖相類型，陸相頁巖油氣儲層有機質(zhì)豐度中等，有機質(zhì)類型以Ⅱ型為主，達到成熟—高成熟演化階段，脆性礦物含量約為50%，普遍發(fā)育異常高壓，孔隙類型以無機孔為主且較海相頁巖儲層具有微孔占比低的特點。頁巖油氣勘探開發(fā)的地質(zhì)條件整體良好，富集高產(chǎn)的主控因素為半深湖—深湖相發(fā)育的優(yōu)質(zhì)泥頁巖、良好保存條件形成的異常高壓、利于油氣富集和后期改造的微裂縫。

為了探索普光地區(qū)侏羅系千佛崖組頁巖油氣的成藏地質(zhì)條件和資源潛力，部署實施了該區(qū)第一口陸相頁巖氣探井——普陸頁1井。2022年1月，通過水平鉆井及分段壓裂測試，試獲日產(chǎn)氣10.4×104m3、日產(chǎn)油1.3m3，實現(xiàn)普光氣田新層系、新類型天然氣勘探的重大突破，為已穩(wěn)產(chǎn)15年的普光氣田開辟了增儲穩(wěn)產(chǎn)規(guī)模陣地。與川東北元壩、涪陵和儀隴—平昌地區(qū)侏羅系千佛崖組頁巖中油氣共存、以油為主的特點[4-8]不同，普陸頁1井千佛崖組頁巖中以氣為主，含少量凝析油，揭示川東北侏羅系新的頁巖油氣藏類型。本文充分利用普陸頁1井千佛崖組取心資料，密集地進行了泥頁巖含氣量、地球化學、巖石礦物學、儲層特征等分析測試，基于實驗結(jié)果和地質(zhì)分析，詳細闡述了該井頁巖氣成藏的地質(zhì)條件，豐富了川東北侏羅系頁巖油氣富集高產(chǎn)主控因素等認識，對該區(qū)頁巖油氣勘探具有重要的指導意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

普光地區(qū)地理上位于四川省達州市，地貌為復雜山地；構(gòu)造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶東北部，處于大巴山推覆帶前緣斷褶帶與川中平緩褶皺帶交接部，其形成演化歷經(jīng)了晉寧、加里東、海西、印支、燕山和喜馬拉雅6次構(gòu)造運動，形成了現(xiàn)今的構(gòu)造格局[21]。區(qū)內(nèi)早古生代南秦嶺被動陸緣形成，晚古生代主要發(fā)育碳酸鹽臺地，中生界三疊系須家河組沉積期開始進入前陸盆地演化階段。早—中侏羅世，四川盆地整體為陸內(nèi)坳陷湖相沉積，川東北地區(qū)主要發(fā)育湖泊相、河流相沉積[5，22]，普光地區(qū)處于淺湖—半深湖相區(qū)（圖1），在自流井組大安寨段至千佛崖組二段沉積期達到最大湖泛面，沉積了多套暗色泥頁巖，奠定了侏羅系頁巖油氣藏的物質(zhì)基礎。

圖1 四川盆地中侏羅統(tǒng)千佛崖組沉積相及鉆井位置圖（沉積相據(jù)文獻[5]修改）Fig.1 Sedimentary facies map of the Middle Jurassic Qianfoya Formation in Sichuan Basin with well locations(sedimentary facies modified after reference [5])

普光地區(qū)中侏羅統(tǒng)千佛崖組（J2q）整體為一套湖侵湖退的完整沉積旋回[5]，可劃分為千一段（J2q1）、千二段（J2q2）和千三段（J2q3）3個巖性段，普陸頁1井在J2q1取得頁巖氣重大勘探突破。該井位于普光東向斜北部，向斜兩翼較陡、軸部平緩，目的層J2q1相對平緩穩(wěn)定，地層傾角為0°～7°，鉆遇地層自上而下依次為：上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組；中侏羅統(tǒng)上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組；下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段（未見底），其中千佛崖組底界埋深為3441.0m。

2 頁巖氣藏地質(zhì)特征

普陸頁1井為J2q1頁巖氣專探井，導眼井針對J2q1連續(xù)取心，取心井段為3340.00～3439.04m，累計進尺為99.04m，收獲率為99.8%。本文系統(tǒng)、密集地對巖心進行了含氣量、地球化學、巖石礦物學、儲層特征等分析測試，并基于實驗結(jié)果對頁巖氣藏特征進行研究。

2.1 沉積環(huán)境與巖性特征

普光地區(qū)J2q1宏觀上處于半深湖和淺湖過渡區(qū)，普陸頁1井巖心描述結(jié)果進一步證實J2q1沉積相變化快，砂泥巖頻繁疊置，整體可識別出淺湖、半深湖、辮狀河三角洲前緣3種沉積相類型，取心段依據(jù)巖性組合可劃分出5個小層（圖2）。1號小層巖性以細砂巖/粉砂巖與灰色粉砂質(zhì)泥巖互層為特點，該小層累計厚度為15.9m，為淺湖相沉積。2號小層巖性以灰色泥質(zhì)粉砂巖與深灰色粉砂質(zhì)泥巖/泥頁巖互層為特點，泥頁巖單層厚度最大為2.0m，該小層累計厚度為19.2m，為淺湖相沉積。3號小層巖性以黑色泥頁巖為主，夾薄層深灰色泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖，泥頁巖單層厚度最大為6.3m，夾層厚度多小于0.5m，該小層累計厚度為23.9m，為半深湖相沉積，是J2q1頁巖氣“甜點”層段。4號小層巖性以灰色泥質(zhì)粉砂巖/粉砂巖與深灰色粉砂質(zhì)泥巖/深灰色泥頁巖頻繁互層為特點，泥頁巖單層厚度最大為2.0m，泥質(zhì)粉砂巖/粉砂巖單層厚度最大為3.7m，為淺湖相沉積。5號小層巖性以灰色中砂巖和細砂巖為主，取心揭示底部灰色中砂巖厚度為6.2m，測井、錄井巖性顯示該小層累計厚度為24.1m，為辮狀河三角洲前緣沉積，緊鄰的普陸3、普陸4等井證實為致密砂巖氣“甜點”層段。

巖心精細描述和X-射線衍射礦物組分分析測試結(jié)果進一步顯示，3號小層和其他小層巖相具有明顯差異，3號小層巖相以紋層狀長英質(zhì)黏土巖為主，頁理縫發(fā)育，黏土礦物含量為46.36%～68.67%，平均為55.85%，石英+長石含量為20.72%～57.73%，平均為39.56%，含少量碳酸鹽，常見黃鐵礦；其他小層巖相以長英質(zhì)黏土巖為主，頁理縫不甚發(fā)育，黏土礦物含量為18.79%～76.44%，平均為51.89%，石英+長石含量為16.91%～63.02%，平均為43.59%，含少量碳酸鹽和黃鐵礦（圖3）。

圖3 普陸頁1井千一段巖相礦物組成三角圖Fig.3 Ternary diagram of mineral composition of samples from the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

2.2 地球化學特征

普光地區(qū)J2q1厚層泥頁巖主要發(fā)育在3號小層，泥頁巖含氣量和地球化學品質(zhì)整體呈現(xiàn)3號小層好、其他小層差的特點（圖2）。3號小層解析氣含量為0.24～0.92m3/t，平均為0.58m3/t，總含氣量（直線法）為0.53～3.38m3/t，平均為1.58m3/t；其他小層解析氣含量為0.12～0.69m3/t，平均為0.31m3/t，總含氣量為0.36～1.91m3/t，平均為0.79m3/t?？傆袡C碳含量（TOC）與泥頁巖含氣量有較好的正相關性。3號小層TOC為0.40%～2.39%，平均為1.13%；其他小層TOC為0.07%～2.88%，平均為0.52%。

圖2 普陸頁1井千一段頁巖氣綜合評價剖面圖Fig.2 Comprehensive shale gas evaluation profile of the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

3號小層泥頁巖有機質(zhì)類型也好于其他小層，有機顯微組分以殼質(zhì)組為主，含量為56.95%～86.80%，平均為68.81%；其次為鏡質(zhì)組，含量為10.23%～37.87%，平均為25.00%；腐泥組和惰質(zhì)組含量低；主要為Ⅱ2型有機質(zhì)，發(fā)育少量Ⅱ1型和Ⅲ型有機質(zhì)。除4號小層少量高TOC樣品外，其他小層泥頁巖有機顯微組分鏡質(zhì)組含量與殼質(zhì)組相當，鏡質(zhì)組含量為43.85%～66.36%，平均為54.79%；殼質(zhì)組含量為29.63%～52.49%，平均為42.41%；腐泥組和惰質(zhì)組含量低；偶見植物炭屑，整體屬Ⅲ型有機質(zhì)。根據(jù)干酪根碳同位素值（δ13CPDB）劃分的有機質(zhì)類型分析結(jié)果與顯微組分鑒定結(jié)果一致。3號小層泥頁巖樣品δ13CPDB為-27.64‰～-24.29‰，平均為-26.00‰，主要為Ⅱ1—Ⅱ2型有機質(zhì)，占總樣品數(shù)的73.3%，少數(shù)樣品為Ⅲ型有機質(zhì)；除4號小層3個高TOC樣品為Ⅱ2型有機質(zhì)外，其他小層樣品δ13CPDB為-25.81‰～-23.54‰，平均為-24.71‰，整體屬Ⅲ型有機質(zhì)（圖2）。

普陸頁1井J2q1干酪根鏡質(zhì)組反射率（Ro）分布在1.95%～2.09%，平均為2.03%，指示泥頁巖成熟度整體在高成熟—過成熟演化階段。

2.3 儲集空間特征

普陸頁1井J2q1孔隙度差異較大，氦氣法孔隙度測試結(jié)果分布在0.2%～6.2%，平均為2.7%，多數(shù)樣品孔隙度高于2.0%（圖2）。3號小層泥頁巖孔隙度整體略高于其他小層，測試結(jié)果分布在0.8%～6.2%，平均為3.8%，其中3383.4～3393.3m厚層泥頁巖段，孔隙度為2.4%～6.2%，平均為4.6%，遠高于其他小層。其他小層孔隙度在0.2%～5.6%，平均為2.3%。

掃描電鏡觀察結(jié)果顯示，普陸頁1井J2q1泥頁巖儲集空間以順層微裂縫、有機質(zhì)收縮縫和有機質(zhì)孔為主（圖4）。微裂縫發(fā)育，縫寬主要為1～5μm（圖4a），常與有機質(zhì)收縮縫和條帶狀黃鐵礦相伴生，收縮縫縫寬主要為50～200nm（圖4b）。有機質(zhì)孔主要以有機質(zhì)內(nèi)部微孔隙和瀝青內(nèi)部微孔隙為主，孔徑主要為20～200nm（圖4c、d）。鏡下可見大量黏土礦物片間孔、石英顆粒粒間孔和黃鐵礦粒間孔，但均被瀝青充填，瀝青內(nèi)發(fā)育大量微孔隙（圖4e、f）。

圖4 普陸頁1井千一段泥頁巖儲集空間特征Fig.4 Reservoir space characteristics of shale reservoir in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1（a）微裂縫發(fā)育；（b）微裂縫與有機質(zhì)收縮縫、條帶狀黃鐵礦相伴生；（c）有機質(zhì)內(nèi)部微孔隙發(fā)育；（d）瀝青內(nèi)部微孔隙發(fā)育；（e）綠泥石片間孔發(fā)育，充填瀝青；（f）黃鐵礦粒間孔發(fā)育，充填瀝青

壓汞—氮氣吸附聯(lián)合測試結(jié)果顯示，普陸頁1井J2q1泥頁巖孔隙孔徑分布整體以介孔（孔徑為2～50nm）為主，占總孔隙體積的52.1%～82.1%，平均為70.3%；其次為微孔（孔徑小于2nm），占總孔隙體積的8.6%～34.3%，平均為21.2%；大孔（孔徑大于50nm）不甚發(fā)育，占總孔隙體積的2.5%～17.1%，平均為8.5%（圖5）。3號小層的紋層狀泥頁巖孔徑分布與其他小層略有差異，3號小層孔隙中微孔、介孔、大孔的平均占比分別為28.8%、60.5%、10.7%，其他小層微孔、介孔、大孔平均占比分別為16.5%、76.3%、7.2%，兩者相比，3號小層整體具有微孔占比較高、介孔占比較小、大孔占比略高的特點。

圖5 普陸頁1井千一段泥頁巖孔隙孔徑分布圖Fig.5 Pore size distribution diagram of shale reservoir in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

2.4 地層溫度、壓力條件與流體性質(zhì)

普陸頁1井J2q1水平井段垂深為3370m，測試地層溫度為82.6℃，地層壓力為40.77MPa，壓力系數(shù)為1.21，為高壓低溫氣藏。井下地層流體取樣的分析結(jié)果顯示，地層流體組分以甲烷為主，二氧化碳含量低（0.26%），不含硫化氫，甲烷含量為89.02%，乙烷含量為5.85%，丙烷含量為1.51%，C4+組分含量為2.26%，氮氣含量為1.10%，氣油比為12629.9m3/m3。單脫油20℃密度為0.757g/cm3，全烴色譜分析結(jié)果顯示C21-組分含量為96.5%，其中輕組分含量高。以實測多個泡點壓力、露點壓力為約束，根據(jù)PR（Peng—Robinson）狀態(tài)方程模擬計算了壓力—溫度相圖（圖6），地層溫度為82.6℃條件下，露點壓力pd為34.4MPa，反映地層中流體為油溶氣相，至地表溫壓條件降低，凝析油析出形成油氣兩相。綜合上述分析判斷，普陸頁1井J2q1頁巖氣藏為低含凝析油凝析氣藏—濕氣藏，與鄰近的元壩、涪陵和儀隴—平昌地區(qū)J2q1頁巖中油氣并重、以油為主的特點[4-8]不同。

圖6 普陸頁1井千一段地層流體壓力—溫度相圖Fig.6 p-T phase diagram of formation fluid in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

3 頁巖氣富集主控因素

普 陸 頁1井J2q1水 平 段 長1431m，鉆 遇 泥頁巖1385m，分23段111簇壓裂，施工排量為8～16m3/min，加砂強度為3.63t/m，入井總液量為51886.09m3，總 砂量為3252.43m3。自2022年2月10日開始試采，試采90日平均日產(chǎn)氣5.6×104m3、日產(chǎn)油4.5m3，展現(xiàn)出高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的特征。分析該井富集高產(chǎn)的主控因素，既與前人認識相符又具該地區(qū)自身的特點，主要體現(xiàn)在以下3個方面。

3.1 半深湖—深湖相泥頁巖是頁巖氣富集的基礎

普陸頁1井J2q1泥頁巖TOC和孔隙度、總含氣量、有機質(zhì)類型（干酪根碳同位素值）均具有較好的正相關性（圖7），TOC高于1.0%的樣品主要為3號小層樣品，其孔隙度總體高于3.0%，總含氣量高于其他小層，干酪根δ13CPDB小于-25.5‰，指示其有機質(zhì)類型好。同時，J2q1孔隙度與總含氣量也有很好的正相關性，孔隙度高于4.0%的樣品，總含氣量總體高于1.5m3/t。由此說明，普陸頁1井不同相帶泥頁巖的有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型、孔隙度和總含氣量存在明顯的差異，半深湖相帶（3號小層）泥頁巖的各項頁巖氣地質(zhì)評價參數(shù)均優(yōu)于淺湖相泥頁巖（2號小層和4號小層）。這一現(xiàn)象的形成原因在于湖相沉積不同相帶的水動力條件不同，機械和化學分異作用也不同，半深湖—深湖相的安靜、較深的水體環(huán)境才能沉積品質(zhì)好的泥頁巖，構(gòu)建頁巖氣富集的物質(zhì)基礎。

圖7 普陸頁1井千一段頁巖氣評價參數(shù)相關性分析圖Fig.7 Correlation analysis chart of shale gas evaluation parameters of the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

四川盆地已取得千佛崖組勘探突破的涪陵、儀隴—平昌、元壩等地區(qū)的認識也顯示，頁巖油氣富集的“甜點”層段均發(fā)育于半深湖—深湖相，相對于同地區(qū)淺湖相泥頁巖，整體具有泥頁巖連續(xù)厚度大、砂質(zhì)含量低且夾層厚度小、有機質(zhì)豐度整體高（TOC高于1.0%）、有機質(zhì)類型好（Ⅱ型為主）、孔隙度高（總體高于3.0%）、總含氣量高（高于1.5m3/t）的特點（表1）。

表1 四川盆地千佛崖組不同地區(qū)頁巖油氣評價參數(shù)統(tǒng)計表Table 1 Statistics of shale oil and gas evaluation parameters of Qianfoya Formation in different areas in Sichuan Basin

3.2 熱演化程度高是頁巖氣富集的關鍵

以往的研究成果認為四川盆地千佛崖組烴源巖整體處于成熟階段[23-24]；近年的勘探成果揭示千佛崖組烴源巖在涪陵、儀隴—平昌、元壩等地區(qū)的向斜區(qū)達高成熟演化階段，油氣相態(tài)較為復雜[4-8]；普陸頁1井證實普光地區(qū)向斜區(qū)千佛崖組烴源巖達高成熟—過成熟演化階段，發(fā)育低含凝析油凝析氣藏—濕氣藏，進一步豐富了四川盆地千佛崖組頁巖油氣藏類型和相關的地質(zhì)認識。

熱演化程度既控制了頁巖油氣的生成，也控制著油氣的性質(zhì)，高成熟—過成熟演化階段的烴源巖產(chǎn)率高，產(chǎn)物以頁巖氣為主，可流動性好[3]。普陸頁1井J2q1泥頁巖Ro平均為2.03%，烴源巖產(chǎn)氣率已接近高峰[25]；泥頁巖中各類無機孔多被瀝青充填，瀝青已裂解成氣留下大量微孔隙（圖4e、f），說明早期生成的原油已充分裂解成氣；J2q1泥頁巖中氣油比達12629.9m3/m3，遠高于涪陵、儀隴—平昌、元壩等地區(qū)，地層中流體為油溶氣相，頁巖氣產(chǎn)量也較高（表1）。由此可以認為，高成熟—過成熟演化作用在供烴和油氣相態(tài)方面為普光地區(qū)J2q1頁巖氣的富集和高產(chǎn)提供了關鍵性地質(zhì)條件。

涪陵、儀隴—平昌、元壩等地區(qū)J2q1處于成熟—高成熟階段，泥頁巖孔隙以無機孔為主，孔徑分布以介孔和大孔為主，微孔占比低[4-8]，與普光地區(qū)J2q1泥頁巖孔隙類型和孔徑分布均有明顯的差異。有機質(zhì)孔是普光地區(qū)J2q1泥頁巖孔隙的主要貢獻者[26]，以有機質(zhì)內(nèi)部微孔隙、瀝青內(nèi)部微孔隙為主；孔徑分布也以介孔為主，但微孔占比明顯較高，平均達28.8%。究其原因是泥頁巖進入生氣階段后液態(tài)烴開始裂解，各類有機質(zhì)孔開始發(fā)育，孔隙度也會隨成熟度升高而逐漸增大[27-28]，這也使得普光地區(qū)J2q1泥頁巖孔隙度較高（表1）。而微孔對甲烷的吸附能力顯著強于介孔和大孔[29]。因此，高成熟—過成熟演化作用從增加泥頁巖儲集空間和甲烷吸附能力兩個方面均利于普陸頁1井J2q1頁巖氣的富集。

3.3 裂縫發(fā)育是頁巖氣高產(chǎn)的重要條件

泥頁巖中裂縫的發(fā)育利于形成多尺度孔—縫體系，對頁巖油氣的富集高產(chǎn)有重要的作用[7-8，30-31]。普陸頁1井J2q1泥頁巖發(fā)育多種類型的裂縫，以高角度裂縫、順層微裂縫和頁理縫為主。巖心剖切面可見大量高角度裂縫交錯形成的網(wǎng)狀，多數(shù)裂縫已被方解石充填，局部呈開啟狀（圖8a）。頁理縫（圖8b）和順層微裂縫（圖8c）均密集發(fā)育，巖心剖切面可識別縫寬較大的頁理縫，掃描電鏡礦物定量掃描（QEMSCAN）結(jié)果進一步顯示黏土礦物成分主要為伊利石，頁理縫中礦物主要為石英和少量鈉長石，頁理縫發(fā)育密度約2500條/m。普陸頁1井3383.4～3393.3m泥頁巖中各類裂縫最為發(fā)育，孔隙度平均為4.6%，遠高于其他層段的平均值2.3%，含氣量也明顯較高（圖2），證實裂縫體系顯著提升了泥頁巖的儲集空間。巖心出筒后浸水實驗的觀察結(jié)果顯示，頁巖氣主要沿順層微裂縫和頁理縫溢出（圖9），進一步證實裂縫體系是頁巖氣的主要滲流通道。由此說明，各類裂縫的發(fā)育在增加儲層儲集空間和提高滲流能力方面對普陸頁1井J2q1頁巖氣的富集高產(chǎn)有重要的意義。

圖8 普陸頁1井千一段泥頁巖微裂縫發(fā)育特征Fig.8 Micro fracture characteristics of shale in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1（a）高角度裂縫發(fā)育，充填方解石；（b）頁理縫、順層微裂縫、高角度微裂縫發(fā)育；（c）對應（b）中取樣點的QEMSCAN照片，泥頁巖中石英質(zhì)紋層密集發(fā)育

4 結(jié)論

（1）普陸頁1井在侏羅系千一段3號小層試獲日產(chǎn)氣10.4×104m3、日產(chǎn)油1.3m3，氣油比12629.9m3/m3，地層流體為油溶氣相，屬低含凝析油凝析氣藏—濕氣藏，已展現(xiàn)出高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的特征，獲得川東北侏羅系千佛崖組頁巖氣勘探的重大突破。

（2）普陸頁1井鉆探證實，相對于涪陵、儀隴—平昌、元壩等地區(qū)，普光地區(qū)千佛崖組千一段泥頁巖具有TOC略低、有機質(zhì)孔發(fā)育且孔隙度較高、熱演化程度高等特點。高成熟—過成熟作用使得烴源巖供烴強度大，產(chǎn)物以氣為主，可流動性好，形成有機質(zhì)孔增加儲集空間和甲烷吸附能力，是川東北侏羅系千佛崖組頁巖氣富集高產(chǎn)的關鍵因素。