何文淵 何海清 王玉華 崔寶文 蒙啟安 郭緒杰 白雪峰 王有智

（1 中國石油大慶油田公司；2 黑龍江省陸相頁巖油重點實驗室；3 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；4 中國石油大慶油田公司勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

以美國為代表的國家對海相頁巖油效益開發(fā)取得的成功，掀起了世界范圍內(nèi)非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)的熱潮[1-4]。近年來，中國充分利用海相頁巖油的研究和勘探實踐經(jīng)驗，開展陸相頁巖油地質(zhì)研究，加大勘探攻關(guān)、開發(fā)試驗和產(chǎn)能建設(shè)力度，相繼在鄂爾多斯盆地[5]、準(zhǔn)噶爾盆地[6]、松遼盆地[7]和渤海灣盆地[8]實現(xiàn)了頁巖油的重大發(fā)現(xiàn)及開發(fā)，建立了陸相頁巖油富集模式[9-10]、儲層評價參數(shù)[11-12]，形成了關(guān)鍵的勘探開發(fā)技術(shù)[13-19]，對支撐中國陸相頁巖油“甜點”預(yù)測和產(chǎn)能建設(shè)具有重要意義。

四川盆地是中國天然氣工業(yè)的基地，賦存多種類型的天然氣資源[20-22]，然而石油勘探開發(fā)卻步履維艱，近20 年來石油產(chǎn)量逐年萎縮。侏羅系作為四川盆地唯一的產(chǎn)油層系，歷經(jīng)兩次石油會戰(zhàn)，但均未獲得工業(yè)性突破，主要原因是砂巖和介殼灰?guī)r儲層具有特低孔、特低滲特征[23]，常規(guī)油氣的勘探方向?qū)崿F(xiàn)商業(yè)開發(fā)難度大。2020 年，借鑒大慶古龍頁巖油勘探做法，立足“大戰(zhàn)略、大場面、規(guī)模發(fā)現(xiàn)”的勘探思路，系統(tǒng)開展四川盆地侏羅系涼高山組基礎(chǔ)地質(zhì)研究，重新評價侏羅系頁巖油勘探潛力，在儀隴—平昌流轉(zhuǎn)區(qū)塊侏羅系涼高山組部署風(fēng)險探井——平安1井，獲日產(chǎn)油112.8m3、日產(chǎn)氣11.45×104m3，目前試采139 天累計產(chǎn)油3206.65m3、累計產(chǎn)氣366.39×104m3，具有高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的特征，實現(xiàn)了侏羅系涼高山組湖相頁巖油產(chǎn)量的歷史性突破，堅定了四川盆地頁巖油氣勘探開發(fā)的信心，打響了四川盆地侏羅系頁巖油勘探“科技戰(zhàn)”。本文基于平安1 井頁巖油氣勘探實踐，充分分析巖心、薄片、錄井、測井及地球化學(xué)資料，系統(tǒng)剖析四川盆地涼高山組頁巖油氣成藏特征及富集規(guī)律，明確涼高山組頁巖油氣勘探開發(fā)潛力，為開拓四川盆地頁巖油戰(zhàn)場提供理論依據(jù)和技術(shù)支撐。

1 地質(zhì)概況

川東北地區(qū)在中—新生代經(jīng)歷了米倉山和大巴山向盆地方向的逆沖與推覆，在這種構(gòu)造背景下，形成了米倉山—大巴山前陸盆地[23]。川東北地區(qū)構(gòu)造走向主要呈北西向，發(fā)育擠壓性、壓扭性逆斷層，平面上為“兩隆夾一凹”的構(gòu)造格局（圖1）。侏羅系為一套以三角洲—湖泊相為主的典型陸源碎屑巖沉積，厚度為1500～4000m[24]。底部與上三疊統(tǒng)須家河組、頂部與白堊系呈平行不整合接觸。川東北地區(qū)侏羅系自下而上發(fā)育下侏羅統(tǒng)自流井組、涼高山組，中侏羅統(tǒng)沙溪廟組，上侏羅統(tǒng)遂寧組、蓬萊鎮(zhèn)組；白堊系及以上地層缺失[25-26]。

川東北地區(qū)涼高山組主要為一套細(xì)粒沉積，厚度為100～260m，從東北至西南方向地層逐漸減薄，通江—萬源一帶最厚達(dá)260m（圖2）。根據(jù)巖石組合特征和旋回性，將涼高山組劃分為涼上段、涼下段，涼上段進(jìn)一步分為3 個亞段（圖1）。涼下段沉積時期，湖盆處于廣盆淺水氧化環(huán)境，沉積中心位于中東部，巖性以紫紅色泥巖夾灰綠色粉砂巖為主；涼上段沉積時期，前陸盆地形成且前淵坳陷逐漸擴(kuò)大，沉積中心自下而上逐步向西北遷移，其中涼上1、涼上2 和涼上3 亞段發(fā)育3 套富有機(jī)質(zhì)頁巖。

圖1 川東北地區(qū)構(gòu)造綱要圖（左）及平安1 井涼高山組綜合柱狀圖（右）Fig.1 Structural outline of northeastern Sichuan Basin (left) and comprehensive stratigraphic column of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1 (right)

圖2 川東北地區(qū)涼高山組厚度圖Fig.2 Thickness map of Lianggaoshan Formation in northeastern Sichuan Basin

2 平安1 井涼高山組地質(zhì)特征

2.1 巖性特征

平安1 井完鉆井深為3980m，水平段長817m，整體巖性為泥頁巖夾粉砂巖，鉆遇暗色泥頁巖515m、粉砂質(zhì)泥巖91m、粉砂巖211m。其中，涼上1 亞段厚度為45.4m，涼上2 亞段厚度為71.8m，涼上3 亞段厚度為44.5m，巖性以頁巖、紋層狀頁巖為主，夾不等厚砂巖，局部發(fā)育厚層頁巖。頁巖厚度一般為1～3m，單層厚度最大為9m；夾層厚度一般為0.1～2m，單層厚度最大為6m。

涼上1 亞段頁巖黏土礦物平均含量為44.3%、石英含量為46.9%，含少量方解石、黃鐵礦（表1），涼上2 亞段頁巖黏土礦物平均含量為48.6%、石英含量為45.9%，涼上3 亞段頁巖黏土礦物平均含量為48.4%、石英含量為46%，整體具有高長英質(zhì)特征（圖3）。

圖3 平安1 井涼高山組頁巖全巖礦物組成特征Fig.3 Bulk rock mineral composition of Lianggaoshan Formation shale in Well Ping’an 1

表1 平安1 井涼高山組頁巖富集層評價參數(shù)表Table 1 Evaluation parameters of shale enrichment layers of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1

2.2 物性特征

涼上1 亞段頁巖孔隙度為0.86%～4.66%，平均為2.84%，涼上2 亞段頁巖孔隙度為1.26%～1.91%，平均為1.63%，涼上3亞段頁巖孔隙度為1.23%～2.61%，平均為1.71%。頁巖孔隙以粒間孔（圖4a）、黏土礦物晶間孔為主（圖4b），局部發(fā)育微裂縫（圖4c）。通過巖心、薄片觀察可見平安1 井涼上段頁巖中普遍發(fā)育頁理縫，頁理縫呈連續(xù)或斷續(xù)的平直狀或微弱波狀平行于層理面分布，在肉眼和顯微鏡下均可見（圖4d、e），鏡下顯示頁理縫寬30～300μm，頁理縫線密度為500～1000 條/m。巖心表面可見裂縫呈磚墻縫狀，網(wǎng)格直徑為1～9cm，順層縫與斜交縫交織成網(wǎng)狀，裂縫局部呈開啟狀，裂縫長度為1～10cm，寬度為0.1～0.8mm，密度為400～1000 條/m（圖4f）。

圖4 平安1 井頁巖儲層孔隙發(fā)育特征Fig.4 Pore development characteristics of shale reservoir in Well Ping’an 1

2.3 地球化學(xué)特征

從平安1 井頁巖取心地球化學(xué)分析結(jié)果揭示，涼上段3 套頁巖均具有較好的含油性（圖5）。涼上1亞段頁巖TOC 值為0.57%～2.56%，平均為1.35%，涼上2 亞段TOC 值為0.5%～1.88%，平均為0.64%，涼 上3 亞 段TOC 值 為0.50%～0.99%， 平 均 為0.68%；涼上1、涼上2 和涼上3 亞段鏡質(zhì)組反射率分別為1.66%、1.55%和1.51%，整體演化程度較高（表1）。涼上段頁巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，其中腐泥組含量為43.33%～86%，鏡質(zhì)組含量為4.67%～18.67%，殼質(zhì)組含量為2.67%～8.33%，惰質(zhì)組含量為6.67%～32.67%。

圖5 平安1 井涼高山組頁巖油氣綜合評價圖Fig.5 Comprehensive evaluation of shale oil and gas of Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1

2.4 脆性特征

涼上段頁巖具有脆性礦物含量較高的優(yōu)勢，涼上1亞段脆性礦物含量為40.6%～74.7%，平均為54.8%，涼上2 亞段脆性礦物含量為42.5%～70.4%，平均為51.3%，涼上3 亞段脆性礦物含量為39.5%～71.3%，平均為50.4%（表1）。黏土礦物以伊利石為主，不含蒙皂石，具有較好的可壓裂性。

3 平安1 井頁巖油富集高產(chǎn)條件

四川盆地侏羅系具有形成頁巖油氣藏的地質(zhì)條件[26]。平安1 井的突破證實了涼高山組3 套頁巖具有高產(chǎn)特性，展現(xiàn)了侏羅系頁巖油氣廣闊的勘探前景。

3.1 前陸盆地背景形成的3 期湖盆，為涼高山組廣覆式頁巖發(fā)育奠定了基礎(chǔ)

下侏羅統(tǒng)涼高山組沉積時期，川東北地區(qū)為大巴山前陸盆地的前淵坳陷區(qū)[27]，沉積了一套富有機(jī)質(zhì)頁巖。晚侏羅世—早白堊世受大巴山強(qiáng)烈擠壓影響，前陸盆地快速沉降，烴源巖埋深大、熱演化程度高，大量生成油氣。

涼高山組沉積主要受大巴山的控制，該組沉積期為前陸盆地初始形成期，具有幕式壓降的特征，涼下段沉積時期為平緩廣盆淺水環(huán)境，隨著前淵坳陷從東北向西南逐漸擴(kuò)大，涼上段沉積時期水體逐漸變深，表現(xiàn)為深盆深水環(huán)境（圖6），涼上1 亞段沉積范圍較小，為淺湖—半深湖沉積；涼上2 亞段為三角洲—淺湖—半深湖沉積，三角洲主要位于川東地區(qū)，半深湖沉積范圍擴(kuò)大；涼上3 亞段為三角洲—濱湖—淺湖—半深湖沉積，湖盆面積最大（圖6）。沉積中心具有自東向西遷移特點。3 期較強(qiáng)烈的幕式壓降形成了3 套富含有機(jī)質(zhì)的頁巖，平面上廣覆式分布，為涼高山組頁巖油氣形成提供了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖6 四川盆地涼高山組涼上段沉積相平面圖（a）及剖面圖（b）Fig.6 Sedimentary facies map (a) and section (b) of the Upper Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

3.2 涼高山組頁巖品質(zhì)好、成熟度高，是一套有效的烴源巖

富有機(jī)質(zhì)頁巖的類型與沉積環(huán)境、古水深和古氣候密切相關(guān)，而沉積環(huán)境直接控制富有機(jī)質(zhì)頁巖的分布[28]。前人研究表明，隨著沉積環(huán)境的變遷，富有機(jī)質(zhì)頁巖平面上具有分帶性、縱向上具有旋回性的特點。

四川盆地涼高山組沉積期湖盆寬且淺，半深湖—深湖沉積范圍主要分布在川東北靠近大巴山一帶，湖盆水體升降頻繁，導(dǎo)致陸源有機(jī)質(zhì)和湖盆有機(jī)質(zhì)在垂向上頻繁疊置。平安1 井揭示涼高山組發(fā)育多個富有機(jī)質(zhì)頁巖段，表現(xiàn)出較好的旋回性，其中涼上1 亞段沉積時，水體相對較深，沉積的頁巖質(zhì)純、厚度大，各項地球化學(xué)指標(biāo)相對較好；而涼上2、涼上3 亞段沉積時，水體較為動蕩，頁巖中夾大量薄層粉砂，陸源碎屑生產(chǎn)力較強(qiáng)，陸源母質(zhì)比例逐漸升高，這兩套頁巖品質(zhì)稍差。綜合前人研究[24]和鉆井資料，平安1 井所處的川東北地區(qū)整體演化程度較高，Ro普遍大于1.5%，處于生油高峰階段，具有較好的生烴能力。

3.3 涼高山組頁巖孔隙結(jié)構(gòu)好、裂縫發(fā)育，是一套有效的儲層

川東北地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造格局受米倉山、大巴山、華鎣山等多期次非同步、異方位的逆沖推覆交替活動控制，盆內(nèi)各坳陷帶的盆—山耦合過程具有強(qiáng)烈的階段性和遷移性。北東走向的華鎣山在晚三疊世—白堊紀(jì)北西向大巴山的擠壓作用影響下[29-30]，于華鎣山斷裂帶西側(cè)形成一系列北西向的褶皺帶，受不同方向擠壓作用，形成了現(xiàn)今復(fù)雜的孔—縫體系，這些復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫，極大地改善涼高山組頁巖的儲集能力和滲流能力，是涼高山組頁巖油氣高產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

結(jié)合鉆井和露頭現(xiàn)象，認(rèn)為川東北地區(qū)發(fā)育多尺度孔—縫體系，為頁巖油氣的儲集提供了豐富的儲集空間。平安1 井巖心分析表明，頁巖儲層孔隙度為0.86%～4.66%，儲集空間以微納米級無機(jī)孔縫為主，占比為78%；大孔和介孔占99%，孔徑平均為10.29nm，孔隙結(jié)構(gòu)較好（圖7）。

圖7 平昌地區(qū)平安1 井涼上段頁巖孔徑分布圖Fig.7 Pore size distribution histogram of the Upper Lianggaoshan Formation shale in Well Ping’an 1 in Pingchang area

3.4 涼高山組原油品質(zhì)好、地層壓力系數(shù)大，是一套高效的產(chǎn)層

平安1 井揭示涼高山組原油品質(zhì)較好。平安1 井原油密度為0.7698～0.8367g/cm3，氣油比為590～1097m3/m3，顯示原油具有較好的流動性。∑C21-/∑C22+烷烴含量為4.06，反映油質(zhì)較輕，與大慶古龍頁巖油相似。

微觀含油性研究表明，網(wǎng)狀縫發(fā)育處見明顯原油富集分布（圖8a），以輕質(zhì)組分為主，基質(zhì)部分也見原油呈零散狀分布，含油量為0.73%～2.13%（含油量為單位視域巖石樣品中原油體積與巖石體積的比值）。涼上1 亞段頁巖及粉砂巖含有原油輕重組分，頁巖含油性優(yōu)于粉砂巖，頁巖平均含油量為2.27%，粉砂巖平均含油量為1.33%；原油呈零散狀分布于基質(zhì)或頁理縫中，少部分呈團(tuán)簇狀富集（圖8b—d）。涼高山組壓力系數(shù)高，為1.30～1.88，具有超壓特征。從油氣流動性質(zhì)到可壓裂性，均證實涼高山組頁巖具有較好的改造基礎(chǔ)和產(chǎn)出能力。

圖8 平安1 井油氣組分分布特征圖Fig.8 Distribution characteristics of oil and gas components in Well Ping’an 1

在精細(xì)評價的基礎(chǔ)上，基于烴源巖演化程度，首次將川東北地區(qū)劃分稀油區(qū)、輕質(zhì)油區(qū)和凝析油氣區(qū)。稀油區(qū)主要分布在營山構(gòu)造以西，營淺1 井已證實涼高山組涼上段頁巖儲層產(chǎn)油效果好，預(yù)測有利面積2032km2；輕質(zhì)油區(qū)主要分布在龍崗至大巴山前大部分地區(qū)，平安1 井鉆探證實涼高山組3 套頁巖儲層發(fā)育且產(chǎn)出能力好，預(yù)測有利面積7570km2；凝析油氣區(qū)主要分布在元壩—通江一帶，預(yù)測有利面積3380km2。初步估算川東北地區(qū)頁巖油資源量為26.75×108t、頁巖氣資源量為1.72×1012m3（圖9），展示了四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣的巨大勘探潛力，有望成為頁巖油氣增儲上產(chǎn)的新基地。

圖9 川東北地區(qū)頁巖油氣類型分布圖Fig.9 Distribution of shale oil and gas in northeastern Sichuan Basin

4 結(jié)論

（1）平安1 井首次在涼高山組獲日產(chǎn)油112.8m3、日產(chǎn)氣11.45×104m3的高產(chǎn)突破，證實了川東北地區(qū)頁巖油氣的巨大勘探潛力，這是大慶古龍頁巖油的觀點、技術(shù)和工藝在四川盆地陸相頁巖油的具體實踐和成功復(fù)制。

（2）平安1 井鉆探證實涼高山組涼上段發(fā)育3 套優(yōu)質(zhì)頁巖。涼高山組頁巖富含有機(jī)質(zhì)、成熟度高、轉(zhuǎn)化率高，是一套有效的烴源巖；涼高山組頁巖孔隙結(jié)構(gòu)好，裂縫發(fā)育，是一套有效的儲層；涼高山組原油品質(zhì)好、氣油比高、壓力系數(shù)大，是一套高效的產(chǎn)層。

（3）綜合評價川東北地區(qū)涼高山組頁巖有利面積近13000km2，估算頁巖油資源量為26.75×108t、頁巖氣資源量為1.72×1012m3，資源前景廣闊，是今后頁巖油氣高質(zhì)量發(fā)展的現(xiàn)實領(lǐng)域。