王 威，石文斌，付小平，陳 超

(中國石化 勘探分公司 物探研究院，成都 610041)

1 勘探概況

四川盆地發(fā)育下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)、下二疊統(tǒng)和上二疊統(tǒng)4套區(qū)域性海相泥頁巖[1]。上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組實現(xiàn)了頁巖氣商業(yè)開發(fā)，陸續(xù)探明了涪陵、永川、威榮、威遠、長寧、昭通等6個頁巖氣田，累計探明儲量達到18 100×108m3[2]，截至2019年底累計產(chǎn)氣488×108m3，證實了頁巖氣勘探的巨大潛力。四川盆地上二疊統(tǒng)大隆組海相泥頁巖主要分布在廣元、旺蒼、南江、開江一帶[3-4]，以這套泥頁巖作為烴源巖，已發(fā)現(xiàn)了一系列大、中型油氣田[5-6]。前期實施的多口常規(guī)探井在大隆組頁巖氣層段鉆遇厚層暗色泥頁巖和良好的油氣顯示，LB1井鉆遇暗色泥頁巖27 m，最大全烴42.73%；JX1井暗色泥頁巖厚度27.8 m，最大全烴3.855%(圖1)，預示著該區(qū)二疊系大隆組具有良好的勘探潛力。

大隆組作為頁巖氣勘探的新層系，勘探研究程度相對較低，前期研究成果主要集中在針對常規(guī)油氣的烴源巖評價方面，而針對頁巖氣綜合評價研究相對較少。二疊系大隆組頁巖氣勘探潛力如何？能否形成頁巖氣新的接替領域？目前現(xiàn)實的勘探方向在哪？大量問題亟需解決。筆者在前人研究的基礎上，充分利用野外露頭、鉆測井及地震資料，并結合大量實驗測試數(shù)據(jù)，以頁巖氣“二元富集”理論[7]作指導，對中國石化川北探區(qū)大隆組頁巖沉積相、儲層發(fā)育及保存條件進行了評價，探討了大隆組頁巖氣的勘探潛力，初步指出了下一步的勘探方向，旨在為早日實現(xiàn)頁巖氣新領域勘探突破提供些許參考。

圖1 川北地區(qū)大隆組地層對比Fig.1 Stratigraphic comparison of Dalong Formation in northern Sichuan area

2 層序地層特征

四川盆地二疊系包括下二疊統(tǒng)紫松階和隆林階，中二疊統(tǒng)棲霞階和茅口階，上二疊統(tǒng)吳家坪階和長興階[8-9]。大隆組海相泥頁巖與長興組碳酸鹽巖屬同時異相，與長興階對應。大隆組按巖性組合可以分為一段和二段(圖1)。

從二級層序特征來看，大隆期整體為一個海侵—海退完整的沉積過程，巖性以泥晶灰?guī)r、硅質、灰質頁巖及硅質巖為主，川北地區(qū)厚度20～60 m，頂?shù)着c三疊系飛仙關組及二疊系吳家坪組均存在巖性轉換面。底部深灰色灰質頁巖與吳家坪組燧石團塊灰?guī)r、灰?guī)r呈整合接觸，頂部灰色泥質灰?guī)r與三疊系飛仙關組灰色泥巖、粉砂質泥巖呈平行不整合接觸，可以劃分為2個三級層序。

大隆組第一層序對應于大隆組一段，厚度15～50 m。包含海侵體系域和高位體系域，海侵體系域對應于大隆組一段下部地層，巖性由下部的灰質頁巖過渡到硅質頁巖，可見放射蟲、骨針等生物化石。測井曲線GR值相對于吳家坪組明顯升高，并呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，JX1井GR值由92.23 API逐漸增大到299.86 API，反映了海侵導致水體變深的過程。高位體系域主要對應于大隆組一段上部地層，巖性過渡到深灰色泥巖、灰質頁巖，GR值漸次減小到104.47 API，反映水體逐漸變淺的過程。

大隆組第二層序對應于大隆組二段，厚度一般小于10 m，巖性為灰色泥晶灰?guī)r、泥質(含泥)灰?guī)r，發(fā)育大量保存完整的菊石化石。GR值介于53.97～173.97 API，呈短暫海侵再持續(xù)海退的特點。

3 頁巖氣地質條件

3.1 沉積特征

有大量學者對川北地區(qū)大隆組沉積特征進行了研究，早期認為大隆組沉積受“開江—梁平海槽”沉積模式控制，主要為盆地相，發(fā)育灰黑色硅質灰?guī)r、硅質巖組合[10-13]。隨著碳酸鹽巖研究的深入，碳酸鹽巖沉積模式得到逐步完善[14-18]，以馬永生為代表的學者，通過區(qū)域構造背景、地震反射特征、沉積格局、巖石特征等的對比研究，提出了“開江—梁平陸棚”的沉積模式，認為該區(qū)大隆組為碳酸鹽臺地中相對深水的臺棚(緩坡)沉積環(huán)境[19]，局部發(fā)育盆地相。大隆組黑色頁巖主要發(fā)育在深水陸棚和盆地相區(qū)。通過對蕎田村、金銀村、明星村、正源、龍洞壩等盆地相野外剖面實測可知，川北地區(qū)大隆組盆地相地層厚度薄，介于16.5～24 m，黑色頁巖厚度介于8～12 m，頁巖氣勘探潛力有限。因此，下文將主要評價深水陸棚相頁巖氣地質條件及勘探潛力。

通過典型露頭剖面與鉆井巖心觀察、巖石薄片與氬離子拋光掃描電鏡鑒定，結合全巖X衍射分析，共識別出4類沉積相標志，包括：巖相、層理構造、黃鐵礦及古生物化石。綜合分析川北地區(qū)大隆組深水陸棚相帶發(fā)育[20-22](圖2，圖3)，可進一步劃分為硅質頁巖和灰質頁巖2個微相。硅質頁巖微相硅質含量較高，常見水平層理及黃鐵礦團塊，發(fā)育了骨針、放射蟲等古生物化石。測井GR值介于67～237 API，平均為122 API，密度較低，介于2.3～2.65 g/cm3，平均為2.5 g/cm3，聲波時差介于52.78～82.37 μs/ft，平均為65.40 μs/ft，電阻率介于15.82～198.23 Ω·m，平均為69.56 Ω·m，自然伽馬能譜測井釷鈾比低(小于2)，反映較深水、閉塞、缺氧沉積環(huán)境?；屹|頁巖微相主要巖性為灰質頁巖夾薄層泥灰?guī)r條帶，鈣質含量總體較高，介于14.4%～74.7%，平均為35.39%，測井GR值介于58.84～137.77 API，平均為103.35 API，密度介于2.40～2.62 g/cm3，平均為2.54 g/cm3，聲波時差介于55.36～75.82 μs/ft，平均為63.83 μs/ft，電阻率介于11.24～50.39 Ω·m，平均為28.33 Ω·m，總體反映沉積水體較硅質頁巖微相略淺。

圖2 川北地區(qū)大隆組深水陸棚相沉積特征

圖3 川北地區(qū)大隆組沉積相Fig.3 Sedimentary facies of Dalong Formation in northern Sichuan area

川北地區(qū)大隆組深水陸棚相帶沿元壩—通南巴—南江—開江一帶呈條帶狀分布，富有機質泥頁巖厚度主要受沉積相帶控制，在深水陸棚相區(qū)厚度普遍大于20 m，向硅質盆地及淺水陸棚相區(qū)厚度均逐漸減薄(圖3)。川北地區(qū)大隆組20～40 m厚的深水陸棚相泥頁巖大面積展布，為頁巖氣成烴控儲奠定了堅實的基礎。

3.2 儲層特征

3.2.1 巖石類型與礦物組成

川北地區(qū)大隆組泥頁巖主要為薄層—塊狀產(chǎn)出的暗色或黑色細顆粒沉積巖，巖石類型主要為碳質硅質頁巖、硅質頁巖、灰質頁巖、泥質灰?guī)r及硅質巖等。全巖X衍射顯示，大隆組泥頁巖主要含有硅質礦物、黏土、方解石、白云石、長石和黃鐵礦等礦物。

LB1井共完成35個樣品的全巖X衍射分析，結果表明以硅質礦物、方解石及黏土為主，含少量黃鐵礦、白云石及長石，局部偶見菱鐵礦、重晶石、石膏等礦物(圖4)。硅質礦物含量最高，介于4.1%～77.8%，平均值為44.7%；其次為方解石，介于1%～86.3%，平均值為21.5%；黏土含量介于3.6%～65.5%，平均值為17.1%，相比川東南五峰組—龍馬溪組頁巖較低(表1)；黃鐵礦含量平均值為6.85%；白云石礦物含量平均值為6.24%；長石含量平均值為3.63%。計算脆性礦物含量介于33.4%～96.2%，平均值為82.3%，表明川北大隆組頁巖儲層具有很好的脆性，易于壓裂改造。

圖4 川北地區(qū)大隆組頁巖礦物組成Fig.4 Mineral composition of Dalong Formation shale, northern Sichuan area

表1 四川盆地大隆組與五峰組—龍馬溪組頁巖氣參數(shù)對比Table 1 Comparison of shale gas parameters between Dalong and Wufeng-Longmaxi formations in Sichuan Basin

黏土X衍射顯示，黏土礦物主要為伊蒙混層、伊利石、高嶺石和綠泥石等。LB1井黏土礦物以伊利石為主，介于31%～80%，平均值為56.3%；其次為伊蒙混層，介于15%～67%，平均值為41.1%；含少量綠泥石及高嶺石，綠泥石含量平均值為1.40%，高嶺石含量平均值為1.20%。

3.2.2 地球化學特征

(1)有機質豐度。LB1井大隆組35個泥頁巖樣品實測數(shù)據(jù)揭示，有機碳含量主要介于0.77%～16.95%，平均值為8.32%，其中≥1.0%的樣品占到總樣品數(shù)的97.1%，≥2%的樣品數(shù)占總樣品數(shù)的80%。區(qū)內(nèi)長江溝、HB1井、L1井大隆組泥頁巖平均有機碳含量介于6.51%～8.46%。反映區(qū)內(nèi)泥頁巖有機碳含量高，有利于頁巖氣藏的形成。

(2)有機質類型。川北地區(qū)大隆組有機質顯微組分中腐泥組含量最高，介于67.65%～87.13%(全部為腐泥無定形體)，鏡質組含量介于12.54%～30.72%(正常鏡質體11.88%～30.72%，富氫鏡質體0～5.57%)，惰性體含量介于0～1.63%，殼質體含量介于0～0.33%。通過計算，類型指數(shù)為42.97～77.95。干酪根碳同位素檢測表明，川北大隆組泥頁巖δ13C值介于-24.8‰～-27.7‰，主要集中在-26.0‰～-28.0‰之間。綜合判斷川北地區(qū)大隆組有機質類型主要為腐殖腐泥型。

(3)有機質熱演化程度。川北地區(qū)大隆組11塊樣品換算鏡質體反射率(Ro)分析結果顯示，Ro介于1.49%～2.99%，平均值為2.15%，反映有機質成熟度較高，處于主生氣窗范圍，有利于干氣大量生成。

3.2.3 儲集空間及儲集特征

(1)儲集空間類型。氬離子拋光掃描電鏡可以有效識別泥頁巖儲集空間類型。川北地區(qū)大隆組泥頁巖儲集空間主要分為孔隙和微裂縫?？紫陡鶕?jù)成因分類可識別出有機質孔和無機孔。有機質孔指賦存于有機質內(nèi)的孔隙，鏡下觀察主要為不規(guī)則橢圓形—圓形，局部富集呈蜂窩狀(圖5a，b)，孔徑主要介于2～100 nm，與川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖特征一致[23]。無機孔包括黏土礦物孔、晶間孔、次生溶蝕孔等。黏土礦物孔常形成于片狀黏土礦物之間(圖5c)，具有形狀不規(guī)則、吸附性較強、集中發(fā)育的特點；次生溶蝕孔常形成于長石、方解石、金紅石等易溶礦物中，是被有機質在脫羥基作用下產(chǎn)生的酸性液體溶蝕形成，包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔(圖5d，e)；常見的晶間孔主要指黃鐵礦晶粒間存在的納米級孔隙，孔徑介于20～200 nm(圖5f)。微裂縫包括礦物或有機質邊緣縫和內(nèi)部縫2種類型。邊緣縫一般未見充填，裂縫寬度主要介于0.02～1 μm，裂縫長度與礦物或有機質大小相關(圖5g，h)；內(nèi)部縫多具有一定的幅度，部分呈平行狀或羽列狀連續(xù)排列分布(圖5i)。

圖5 川北地區(qū)大隆組儲集空間類型

(2)孔徑分布特征。從LB1井18個樣品的高壓壓汞—氮氣吸附聯(lián)合測試分析結果來看，川北地區(qū)大隆組頁巖孔隙以介孔(孔徑2～50 nm)和微孔(孔徑<2 nm)為主。其中，微孔孔體積占比介于23.4%～48.9%，平均值為41.4%；介孔孔體積占比介于46.4%～63.5%，平均值為53.7%；大孔孔體積占比相對較低，平均值為4.9%(圖6)。

(3)物性特征。LB1井13個儲層物性樣品分析結果表明，川北地區(qū)大隆組泥頁巖儲層物性總體表現(xiàn)出較低孔隙度和特低滲透率特征。孔隙度介于1.3%～5.7%，平均為3.0%；其中孔隙度在區(qū)間2%～5%的樣品數(shù)占比最高，達到了樣品總數(shù)的53.8%，孔隙度≥5%的樣品數(shù)占總樣品的15.4%。滲透率介于(0.001～3.62)×10-3μm2，平均值為0.023×10-3μm2。通過樣品測試數(shù)據(jù)分析，大隆組泥頁巖孔隙度與有機碳含量呈現(xiàn)良好的正相關性，HB1井10個分析數(shù)據(jù)，相關系數(shù)達到0.94；LB1井8個分析數(shù)據(jù)，相關系數(shù)達到了0.79，表明大隆組泥頁巖孔隙度主要受有機碳含量影響，有機質孔貢獻了主要的儲集空間。

3.2.4 含氣性特征

川北地區(qū)多口探井在大隆組鉆遇良好的油氣顯示，LB1井在大隆組一段泥頁巖中，使用鉆井液密度1.85 g/cm3的情況下，最大全烴達到了42.73%。LB1井大隆組取心時開展了13個樣品的現(xiàn)場含氣量測試，測試解吸氣量介于0.27～2.72 m3/t，平均值為1.17 m3/t，恢復損失氣量介于0.34～8.78 m3/t，平均值為3.46 m3/t，計算總含氣量介于0.601～11.499 m3/t，平均值為4.62 m3/t，顯示大隆組良好的含氣性。

通過樣品測試數(shù)據(jù)分析，大隆組泥頁巖含氣量與有機碳含量、孔隙度呈現(xiàn)良好的正相關性，表明含氣量主要受有機碳含量及孔隙度影響。LB1井13個含氣量與有機碳含量相關性分析數(shù)據(jù)，相關系數(shù)達到0.87，表明高有機碳含量具有良好的生烴潛力；LB1井5個含氣量與孔隙度相關性分析數(shù)據(jù)，相關系數(shù)達到0.75，表明高孔隙度具有良好的儲集能力。

3.2.5 與五峰組—龍馬溪組頁巖地質條件對比

通過與川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖有機地化、儲集物性、可壓裂性、含氣性等關鍵參數(shù)對比[2]，川北地區(qū)大隆組泥頁巖在有機碳含量、含氣量、黏土礦物含量等關鍵參數(shù)上優(yōu)于川東南五峰組—龍馬溪組頁巖；Ro、硅質礦物含量等指標與其相當；有機質類型、孔隙度等指標相對較低(表1)。分析表明川北地區(qū)大隆組具有良好的頁巖氣勘探潛力，值得重視。

3.3 保存條件

川北地區(qū)大隆組頁巖主要分布在元壩—通南巴—南江—開江一帶，處于盆緣—盆內(nèi)位置，埋藏深度2 000～8 000 m，埋深適中的地方毗鄰山前帶，保存條件的評價是關鍵。

受米倉山推覆作用的影響，山前帶構造變形作用強烈，斷層較發(fā)育，保存條件相對復雜[24]。平面上，米倉山前帶油氣保存條件具有明顯的分帶性。北部由于構造抬升及膏鹽巖的淋濾破壞，保存條件較差，向盆內(nèi)，地層抬升規(guī)模逐漸變小，大斷層不發(fā)育，主要發(fā)育區(qū)域性的小斷層，向上消失于膏鹽巖，深埋的保存環(huán)境保證了該區(qū)保存條件的完整性，有利于天然氣藏的保存[25]。泥頁巖大量生烴與大規(guī)模油氣聚集的時間可能早于或與主變形期同期，但只要區(qū)域保存條件未被完全破壞，早期油氣經(jīng)調(diào)整仍能被保存下來[26]。

圖6 川北地區(qū)LB1井大隆組頁巖孔徑分布Fig.6 Pore size distribution in Dalong Formation shale, well LB1, northern Sichuan area

圖7 川北過南江地區(qū)地震剖面(L1800)Fig.7 Seismic section across Nanjiang area (L1800), northern Sichuan area

川北南江地區(qū)整體位于米倉山斷裂下盤，向抬升方向有斷洼相隔，距離露頭區(qū)較遠(大于7 km)，側向保存條件好，且為蓋層滑脫型構造，變形弱，整體保存條件較好(圖7)。同時，大隆組泥頁巖大量生烴與大規(guī)模油氣聚集的時間為晚三疊世—早中侏羅世，早于米倉山隆升強烈造山期(晚侏羅世—晚白堊世)，有利于油氣保存。

4 下一步勘探方向

4.1 中淺—深層領域(1 500～5 000 m)

基于川北地區(qū)大隆組富有機質泥頁巖發(fā)育特征、保存條件、埋深及工程工藝技術適應性的認識，認為川北南江地區(qū)北部大隆組富有機質泥頁巖發(fā)育厚度較穩(wěn)定，介于20～45 m；埋深適中，主要介于2 000～5 000 m(圖7)；南江地區(qū)多口井在大隆組鉆遇良好油氣顯示，具有良好的油氣保存條件。綜上來看，南江地區(qū)北部是當前大隆組頁巖氣勘探取得突破的最優(yōu)地區(qū)，有望成為四川盆地頁巖勘探新的接替陣地。

以“二元”富集理論作指導，以富有機質泥頁巖厚度(≥30 m)、埋深(1 500～5 000 m)及良好保存條件為依據(jù)，初步優(yōu)選出南江北部地區(qū)為川北地區(qū)大隆組頁巖氣勘探最有利區(qū)，有利區(qū)面積為221.1 km2，頁巖氣地質資源量為3 100×108m3。

4.2 超深層領域(>5 000 m)

在南江南部遠離米倉山斷裂帶的超深層領域(圖7)，大隆組深水陸棚相優(yōu)質頁巖發(fā)育，厚度更大，介于30～45 m；同時，遠離構造復雜區(qū)及露頭區(qū)，保存條件更好，受地質認識及工程工藝技術的限制，目前尚不能有效勘探及開發(fā)。隨著地質認識的不斷提升，工程工藝技術的不斷進步，這個領域將是我們下一步的有利勘探方向。

5 結論

(1)四川盆地上二疊統(tǒng)大隆組發(fā)育深水陸棚相富有機質頁巖，巖性以碳質、硅質頁巖及灰質頁巖為主，局部夾泥質灰?guī)r薄層或條帶。泥頁巖平面上展布穩(wěn)定，厚度介于20～45 m，有向南增厚的趨勢。

(2)上二疊統(tǒng)大隆組富有機質泥頁巖硅質礦物含量高、黏土礦物含量低，頁巖儲層具有高脆性的特征；泥頁巖有機碳含量高，干酪根類型以腐殖腐泥型為主，熱演化程度適中，為頁巖氣藏的形成提供了良好的物質基礎；泥頁巖儲集空間以有機質孔為主，孔徑以介孔和微孔為主，物性較高，有利于頁巖氣富集成藏；多口井在大隆組鉆遇良好油氣顯示，現(xiàn)場含氣量測試總含氣量較高，顯示了大隆組頁巖具有良好的含氣性特征。

(3)以“二元”富集理論作指導，富有機質泥頁巖厚度、頁巖埋深及保存條件為依據(jù)，初步優(yōu)選出南江北部地區(qū)為川北地區(qū)大隆組頁巖氣勘探最有利區(qū)，該有利區(qū)面積為221.1 km2，頁巖氣地質資源量為3 100×108m3。