孫莎莎，董大忠，李育聰，王紅巖，施振生，黃世偉，昌 燕，拜文華

[1.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.國家能源頁巖氣研發(fā)(實(shí)驗(yàn))中心，河北 廊坊 065007；3.中國石油 西南油氣田分公司，四川 成都 610400；4.中國石油 大慶油田公司，黑龍江 大慶 163714]

四川盆地共發(fā)育6套富有機(jī)質(zhì)頁巖，頁巖油氣資源豐富，但目前僅在下古生界五峰組-龍馬溪組海相頁巖中實(shí)現(xiàn)了規(guī)模開發(fā)。作為陸相頁巖油氣的目的層段，大量學(xué)者在下侏羅統(tǒng)自流井組和上三疊統(tǒng)須家河組的資源潛力[1]、靜態(tài)儲(chǔ)層特征[2-4]、巖相[5]、沉積相[6]及成藏條件[7]等方面開展了研究。

侏羅系作為四川盆地唯一產(chǎn)油層系，其致密灰?guī)r-砂巖儲(chǔ)層油氣資源豐度低、儲(chǔ)量規(guī)模小、單井產(chǎn)量低的“三低”特點(diǎn)已達(dá)成共識(shí)，勘探始終未獲重大突破[8]。中國石油對(duì)其勘探開發(fā)歷經(jīng)了3個(gè)階段：1)常規(guī)油氣勘探(1956—2000年)，構(gòu)造-裂縫型油氣藏中尋找裂縫打裂縫；2)近源油氣勘探(2010—2018年)，大安寨段介殼灰?guī)r、沙溪廟組致密砂巖中尋找致密油氣藏[9-10]；3)進(jìn)源油氣勘探(2019年至今)，大安寨段頁巖層系中尋找大型頁巖油氣田[11-12]。2019年8月在川中射洪縣開鉆的首口頁巖油氣井——南充2井正式拉開四川盆地侏羅系頁巖油氣勘探開發(fā)序幕。中國石化2011年在元壩和涪陵等地區(qū)鉆探的5口井獲得了工業(yè)氣流，興隆101井和元壩21井更是獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流[7]。

以往實(shí)踐揭示了部分油氣井相對(duì)穩(wěn)定的高產(chǎn)能與裂縫油藏發(fā)育特征和灰?guī)r物性不匹配[8]，而“進(jìn)源找油氣”可為侏羅系油氣的勘探開發(fā)提供新的思路。很多學(xué)者提出對(duì)侏羅系裂縫油氣藏的質(zhì)疑以及非常規(guī)油氣資源潛力的再認(rèn)識(shí)。蔣裕強(qiáng)等[13]認(rèn)為侏羅系石油資源量大，建議加大川北-川東地區(qū)向斜區(qū)勘探投入。梁狄剛等[14]認(rèn)為侏羅系為大面積非常規(guī)致密油聚集，需采用壓裂技術(shù)開采。張聞林等[15]認(rèn)為應(yīng)用頁巖油氣開采思路和技術(shù)開發(fā)川中地區(qū)。韓克猷等[16]建議在川中開辟頁巖油開發(fā)試驗(yàn)區(qū)。鄒才能等提出盡快“進(jìn)源找油”，由常規(guī)石油、致密油氣向孔隙型頁巖油氣轉(zhuǎn)變。

侏羅系大安寨段在多構(gòu)造單元多井中均有工業(yè)油氣流產(chǎn)出[17]。中國石油在大安寨段鉆井中普遍見良好氣顯示。龍淺2井大安寨二亞段(大二亞段)7 m段采用射孔加砂方式，測(cè)試日產(chǎn)氣2 659 m3；川68井大二亞段黑色頁巖和介屑灰?guī)r中發(fā)生油氣侵，并溢出原油15L。殼牌公司在川中秋林構(gòu)造鉆探的秋林19井直井壓裂獲日產(chǎn)油2.3～4.1 t和日產(chǎn)氣1 500 m3[18]。川中地區(qū)136處鉆井油氣顯示[16]大二亞段頁巖孔、滲基質(zhì)物性較好，油氣侵(71.5%)和井涌(26.9%)幾率較高。中國石化在元壩和涪陵地區(qū)的21口直井鉆遇侏羅系頁巖，頁巖厚度20～80 m，孔隙度4.3%～5.1%，12口井壓裂后獲單井日產(chǎn)油54～68t、日產(chǎn)氣(1.4～50.7)×104m3，水平井涪頁HF-1井大二亞段試獲頁巖氣1.78×104m3/d[19]。

本文借鑒頁巖油氣研究思路，提出侏羅系勘探應(yīng)由大安寨段“近源型致密灰?guī)r油氣”向“進(jìn)源型高孔隙頁巖油氣”轉(zhuǎn)變。梳理勘探進(jìn)展，系統(tǒng)分析整理頁巖資料，根據(jù)源儲(chǔ)實(shí)驗(yàn)分析，提出侏羅系大安寨段頁巖具備形成大規(guī)模陸相頁巖油氣田的地質(zhì)特征，頁巖油氣的生烴、儲(chǔ)存和富集受3項(xiàng)成藏關(guān)鍵因素控制，可為支撐四川盆地侏羅系“進(jìn)源找油”、開辟大型陸相頁巖油氣田新戰(zhàn)場(chǎng)提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

四川盆地是一個(gè)疊合盆地，自震旦紀(jì)以來經(jīng)歷了多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。中三疊世末期印支運(yùn)動(dòng)后，海水逐漸退出盆地，整個(gè)盆地進(jìn)入“環(huán)形凹陷”演化階段，在早侏羅世由海相碳酸鹽巖前陸盆地向沉降緩慢的陸內(nèi)坳陷盆地轉(zhuǎn)化。四川盆地侏羅系石油主要分布在川中古隆起中斜平緩帶，現(xiàn)今構(gòu)造表現(xiàn)為向西北傾斜的大斜坡，地層傾角小于5°(圖1a)。

四川盆地侏羅系主要是一套以碎屑巖為主夾灰?guī)r的陸相沉積組合，地層在盆內(nèi)廣泛分布，面積約18×104km2，地層厚度在500～4 500 m，呈南薄北厚特征。侏羅系自下而上依次發(fā)育自流井組、涼高山組、沙溪廟組、遂寧組和蓬萊鎮(zhèn)組(圖1b)。盆地內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)保存完整，中侏羅統(tǒng)沙溪廟組及以上地層在盆地內(nèi)遭受不同程度剝蝕，僅在川中地區(qū)保存相對(duì)完整。

下侏羅統(tǒng)自流井組內(nèi)部自下而上分為珍珠沖段、東岳廟段、馬鞍山段和大安寨段4個(gè)層段(圖1b)，盆內(nèi)基本連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育。4套地層沉積中心主體位于川中-川北地區(qū)，呈北厚南薄、東厚西薄的特征。大安寨段巖性主要為深灰色或灰黑色頁巖、灰色泥質(zhì)灰?guī)r、泥質(zhì)粉砂巖及細(xì)砂巖，廣泛發(fā)育淡水雙殼類生物，并沉積大規(guī)模介殼灘[20]。大安寨段自上而下可細(xì)分為3個(gè)亞段，整體為“灰-泥-灰”巖性組合，其中大一亞段為灰色泥灰?guī)r和介殼灰?guī)r，厚度為30～40 m；大二亞段為黑色頁巖夾介殼灰?guī)r條帶，厚度為20～80 m；大三亞段為灰色泥灰?guī)r夾薄層黑色頁巖，厚度為6～10 m。

圖1 四川盆地構(gòu)造位置(a)與侏羅系地層綜合柱狀圖(b)

侏羅系發(fā)育沖積扇-半深湖相沉積體系。早侏羅世水體變深，盆地廣泛發(fā)育湖相沉積；中-晚侏羅世水體逐漸變淺，盆地以河流-三角洲沉積環(huán)境為主[21]，形成了一個(gè)完整的湖進(jìn)-湖退旋回。大安寨段沉積時(shí)構(gòu)造環(huán)境相對(duì)穩(wěn)定，湖盆中心位于川中儀隴—營山一帶，屬少見的大型低鹽度碳酸鹽湖泊[22]，其中大二亞段頁巖沉積于最大湖侵期，相對(duì)湖平面升高，水動(dòng)力弱，沉積物為黑色、灰黑色頁巖與薄層介屑灰?guī)r的不等厚互層。在大三亞段和大一亞段沉積期，相對(duì)湖平面處于較低位置，沿湖岸淺水區(qū)和深水區(qū)古地貌高地部位，水動(dòng)力條件較強(qiáng)，主要發(fā)育介殼灘沉積體系。

2 大安寨段頁巖油氣地質(zhì)特征

近半個(gè)世紀(jì)以來，行業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為大安寨段介殼灰?guī)r是油氣的主要儲(chǔ)集空間，而對(duì)頁巖作為儲(chǔ)集對(duì)象的認(rèn)識(shí)幾乎空白。近期研究證實(shí)，侏羅系頁巖油氣儲(chǔ)層的“甜點(diǎn)段”以大二亞段富有機(jī)質(zhì)頁巖為主，勘探前景良好，大二亞段頁巖優(yōu)越地質(zhì)特征主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

2.1 頁巖累計(jì)厚度大，分布面積大

縱向上大安寨段二亞段為頁巖發(fā)育的主力層段，頁巖單層厚度在0.5～5 m，一般呈厚塊狀，累計(jì)厚度為20～80 m，其中川中-川東地區(qū)頁巖多為30～60 m，占地層總厚度的65%～85%。全盆地內(nèi)大安寨段頁巖段在測(cè)井響應(yīng)上表現(xiàn)為GR大于40 API，AC介于90～120 μs/ft，在地震響應(yīng)上為一套強(qiáng)波組，橫向分布穩(wěn)定。大安寨段頁巖整體上從湖盆邊緣向沉積中心營山—達(dá)州—龍崗一帶呈增加趨勢(shì)(圖2)，分布十分廣泛(圖3a)，厚度大于30 m的頁巖分布面積約為6×104km2。據(jù)80余口鉆井資料統(tǒng)計(jì)，在三臺(tái)—射洪—遂寧—潼南以南區(qū)域大安寨段頁巖累計(jì)厚度一般在10～30 m；在鹽亭—西充—南充—鮮渡河一帶頁巖厚度一般在40～60 m；在儀隴—龍崗—營山一帶最厚，累積厚度達(dá)到60～90 m；而在梁平—云安一帶頁巖厚度逐漸減薄，累計(jì)厚度為20～40 m；涪陵地區(qū)頁巖累計(jì)厚度為38～60 m[23]，元壩地區(qū)頁巖累計(jì)厚度介于30～40 m[19](表 1)。

表1 主要鉆井揭示四川盆地大安寨段黑色頁巖厚度統(tǒng)計(jì)

圖3 四川盆地侏羅系大安寨段黑色頁巖厚度等值線(a)和Ro等值線(b)

2.2 頁巖具有良好的有機(jī)地化條件，資源潛力大

四川盆地大安寨段湖相頁巖有著良好的源巖條件，有機(jī)質(zhì)類型較為合適，頁巖成熟度處于理想生油氣窗口，具有較好的生油氣能力。

收集的6個(gè)地區(qū)454個(gè)大安寨段頁巖有機(jī)碳含量數(shù)據(jù)結(jié)果顯示TOC值介于0.5%～3%，均值為1.5%，其中TOC值大于1.0%的區(qū)域主要分布在川中北部和川東地區(qū)，面積占44%，而大于2%的生烴凹陷區(qū)域面積占全區(qū)10%以上。位于沉積中心龍崗地區(qū)的龍淺2井34個(gè)頁巖樣品實(shí)測(cè)分析TOC值介于0.95%～2.55%，平均為1.53%。公山廟、龍崗及川東云安場(chǎng)地區(qū)51口鉆井測(cè)井解釋TOC均值為1.5%，以1.3%～1.6%為主。

大安寨段頁巖成熟度處于理想生油氣窗口，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.9%～1.5%，處于生油高峰—生氣階段。本次研究收集了川中、川東及川東北等15個(gè)地區(qū)30個(gè)大安寨段頁巖樣品成熟度數(shù)據(jù)，參考前人研究成果，繪制出四川盆地下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段Ro等值線圖(圖3b)，整體上有效頁巖發(fā)育在中部—北部地區(qū)，向西北、東北、東部局部區(qū)域Ro值增大至1.3%以上，從而完全進(jìn)入熱成因濕氣階段。區(qū)域上川中地區(qū)閬中—南部一帶Ro值介于0.97%～1.22%，儀隴一帶Ro平均值為1.12%，公山廟—營山一帶成熟度較低(Ro=0.83%～0.92%)。而平昌—通江一帶成熟度較高(Ro=1.39%～1.50%))，龍崗地區(qū)Ro平均值為1.30%，這些地區(qū)頁巖成熟度有所差異，但均處于頁巖油開發(fā)的理想生油氣窗口。而往東北至閬中—儀隴以北地區(qū)Ro一般大于1.30%，比如元壩一帶Ro為1.44%～1.83%，均值為1.67%，均已進(jìn)入熱成因生氣階段，川東梁平一帶Ro為0.78%～1.11%，而向東涪陵一帶成熟度較高(Ro=1.26%～1.50%)。位于沉積中心龍崗地區(qū)的龍淺2井24個(gè)頁巖樣品實(shí)測(cè)Ro均值為1.40%，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1-Ⅱ2，說明包括龍崗地區(qū)在內(nèi)的有機(jī)質(zhì)成熟度偏高的地區(qū)應(yīng)以生頁巖氣為主，頁巖油為輔。

大安寨頁巖含油性較好，含油層段厚度較大，資源前景良好。統(tǒng)計(jì)龍淺2井、蓬萊103井和蓬萊101井87件樣品結(jié)果顯示，游離烴S1含量為0.05～4.45 mg/g，平均值為1.13 mg/g；生烴潛量(S1+S2)為0.4～14.0 mg/g，平均為3.6 mg/g；氫指數(shù)(HI=S2/TOC)為0.2～4.6 mg/g，平均值為1.8 mg/g，含油飽和指數(shù)(OSI=100S1/TOC)為7～355 mg/g(OSI>100 mg/g指示具有良好的頁巖油生產(chǎn)潛力[24]。龍淺2井OSI均值在110 mg/g的連續(xù)深度段位于2 119.3～2 139.5 m，厚度達(dá)20 m，指示該層段良好可動(dòng)油存在，是部署水平井的理想目標(biāo)層。

2.3 頁巖儲(chǔ)層孔隙度高，無機(jī)孔占比相對(duì)較高

大安寨段頁巖物性好，頁巖平均孔隙度是相鄰介殼灰?guī)r的4～5倍。本次研究統(tǒng)計(jì)了14口井850件大安寨段樣品，其中600件灰?guī)r樣品孔隙度介于0.26%～8.73%，均值為1.24%，179件頁巖孔隙度介于0.31%～10.05%，均值為4.30%。其中龍淺2井89件樣品覆壓氦氣法孔隙度的結(jié)果顯示(圖4)：64件介殼灰?guī)r樣品中孔隙度小于2%的樣品占94%，平均值僅為1%，而25件頁巖樣品中孔隙度大于4%的占比87%，平均值高達(dá)5%。

圖4 四川盆地龍崗地區(qū)龍淺2井灰?guī)r與頁巖孔隙度頻率分布直方圖

利用雙孔隙介質(zhì)孔隙度解釋模型可以定量計(jì)算頁巖基質(zhì)孔隙度構(gòu)成，即脆性礦物、粘土和有機(jī)質(zhì)等3種物質(zhì)單位質(zhì)量孔隙體積(分別表示為VBri，VClay和VTOC)。龍淺2井頁巖基質(zhì)孔隙構(gòu)成以脆性礦物內(nèi)孔隙等無機(jī)孔(21%～55%)、粘土礦物晶間孔(36%～70%)為主，而有機(jī)質(zhì)內(nèi)部孔(3%～12%)及有機(jī)質(zhì)邊緣縫(0～4%)部分發(fā)育。頁巖單位質(zhì)量孔隙體積分別為：VBri值為0.0543 m3/t，VClay為0.110 9 m3/t，VTOC為0.008 4 m3/t，基質(zhì)孔隙度為0.173 6 m3/t。與長(zhǎng)寧地區(qū)長(zhǎng)芯1井海相龍馬溪組頁巖孔隙參數(shù)[25](VBri值為0.007 9 m3/t，VClay為0.039 m3/t，VTOC為0.14 m3/t，基質(zhì)孔隙度為0.186 9 m3/t)相比，龍淺2井大安寨頁巖脆性礦物和粘土礦物對(duì)孔隙的貢獻(xiàn)增加，而有機(jī)質(zhì)產(chǎn)生孔隙能力降低，并且富有機(jī)質(zhì)頁巖基質(zhì)孔隙度小。另外，掃描電鏡實(shí)驗(yàn)雖然可見大安寨頁巖發(fā)育頁理、有機(jī)質(zhì)孔、溶蝕孔、粘土礦物晶間孔及微裂縫等，儲(chǔ)集空間類型多樣(圖5)，但整體上有機(jī)質(zhì)內(nèi)部孔隙較少，無機(jī)孔比有機(jī)質(zhì)孔所占比例更高。

圖5 四川盆地龍崗地區(qū)龍淺2井大安寨段頁巖孔隙掃描電鏡照片

2.4 脆性礦物較高，可壓性較好

礦物組成以石英和粘土礦物為主，其次為碳酸鹽礦物。粘土礦物含量適中，儲(chǔ)層改造條件較好。龍淺2井大安寨段12個(gè)頁巖樣品全巖X-衍射分析表明，脆性礦物含量為54%～77%，平均為67.59%，其中石英含量37%～49%，平均為43%；方解石含量在4%～27%，平均為13.75%。粘土礦物含量為21%～39%，平均為28%，以遇水無明顯膨脹性的伊利石占絕大多數(shù)，平均為47%，其次為綠泥石，伊-蒙混層比含量最低，為10%，此外存在少量長(zhǎng)石、白云石及黃鐵礦等碎屑礦物和自生礦物。

大安寨段整體的礦物組合特征展現(xiàn)了良好的脆性特征，但巖石力學(xué)分析結(jié)果顯示不同巖性的可壓性稍有差距(表2)?；屹|(zhì)含量較高的頁巖雖然具有較高脆性、較低泊松比及較高楊氏模量，但其TOC值、孔隙度明顯較低；而純頁巖具有相對(duì)較高TOC值和高孔隙度，但相比之下由于可壓性有所降低，改造難度變大。因此，未來頁巖油氣的應(yīng)著眼于在純頁巖中尋找良好的脆性層段，長(zhǎng)期的實(shí)踐表明，純頁巖耦合水平層理和微裂縫的巖性組合即能滿足頁巖油氣的儲(chǔ)集和高產(chǎn)，又易于在外力作用下形成天然裂縫與誘導(dǎo)裂縫，從而有利于頁巖油氣的開采。

表2 四川盆地典型井侏羅系大安寨段頁巖巖石力學(xué)分析結(jié)果

2.5 存在較好的保存與輸導(dǎo)條件

頁巖油氣良好的保存條件主要體現(xiàn)在構(gòu)造穩(wěn)定與頂?shù)装宸舛履芰蓚€(gè)方面。四川盆地侏羅系在經(jīng)歷印支、燕山和喜馬拉雅3期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)后，盆緣發(fā)生多期次強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)；盆內(nèi)相對(duì)穩(wěn)定，構(gòu)造活動(dòng)較弱，地層平緩，“通天”斷裂不發(fā)育。盆內(nèi)川中和川東地區(qū)侏羅系斷層多終止在沙溪廟組，很少延伸至地表，地質(zhì)歷史中始終深埋地腹而未被剝蝕。同時(shí)前期介殼灰?guī)r致密油勘探開發(fā)證實(shí)即使具有大型“通天”斷裂，油氣也只在斷裂附近散失，其影響范圍和程度有限。另外，介殼灰?guī)r致密化程度較高，將頁巖有效夾持，形成良好頂、底板，為大安寨段頁巖油氣的保存創(chuàng)造有利條件。

受生烴增壓作用影響，有利頁巖主要分布在盆地中部構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，埋深以1 800～3 500 m為主，雖然埋深較淺，但原始地層壓力一般為9～47 MPa，盆內(nèi)鹽亭—西充—蓬安以北的淺湖和半深湖地區(qū)地層壓力系數(shù)高[11]，為1.2～1.8，地溫梯度為20.7 ℃/km，具有正常溫度的異常高壓油氣藏特征。異常高壓一方面有助于油氣流動(dòng)和產(chǎn)出，為油氣穩(wěn)產(chǎn)提供條件，同時(shí)異常高壓超壓縫還能為頁巖油氣輸導(dǎo)聚集提供空間。

3 成藏控制因素

四川盆地侏羅系自流井組大二亞段暗色頁巖作為頁巖油氣的供應(yīng)源巖，與作為頂?shù)装宸飧舻拇笠?、大三亞段介殼灰?guī)r配置成為頁巖分布廣，連續(xù)穩(wěn)定，儲(chǔ)層厚度大、物性好，處中-高成熟熱演化階段的超壓頁巖油氣藏。半深湖-深湖沉積亞相、致密灰?guī)r頂?shù)装迮c高孔隙頁巖儲(chǔ)層、中-高熱演化程度這3種因素共同控制自流井組大安寨段頁巖油氣的生成、儲(chǔ)存和富集。

3.1 半深湖-深湖亞相富有機(jī)質(zhì)頁巖大面積分布為頁巖油氣的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)

優(yōu)質(zhì)頁巖的發(fā)育是形成規(guī)模頁巖油氣的首要條件，半深湖-深湖亞相有利于黑色頁巖的堆積，控制了黑色頁巖的厚度和空間展布，是優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育的有利相帶。半深湖亞相主要分布于川中-川東北的營山—儀隴—平昌一帶和川東的梁平—石柱—涪陵一帶，面積約5×104km2，發(fā)育純黑色頁巖、頁巖夾灰?guī)r薄層等巖相組合，頁理發(fā)育，橫向分布穩(wěn)定。湖坡亞相位于半深湖亞相的外圍，發(fā)育黑色頁巖與介殼灰?guī)r或灰質(zhì)泥巖不等厚互層組合，連續(xù)厚度減薄，往外圍淺湖方向，灰?guī)r成分增加，發(fā)育厚層塊狀介殼灰?guī)r夾灰色頁巖組合(表3)。大安寨段具備成藏條件的頁巖以半深湖-深湖亞相的薄層狀深色頁巖為主，頁巖中往往含介殼條帶或夾有薄層狀黑色炭泥質(zhì)介殼灰?guī)r，而濱淺湖相的雜色頁巖、粉砂質(zhì)頁巖和鈣質(zhì)頁巖等不具備成藏條件。

沉積相帶不僅影響了的頁巖厚度和空間展布，對(duì)頁巖的有機(jī)質(zhì)豐度同樣有重要的控制作用。下侏羅統(tǒng)頁巖有機(jī)碳呈北高南低趨勢(shì)，總體呈沉積相控制特點(diǎn)，高有機(jī)質(zhì)豐度頁巖主要分布在半深湖亞相沉積區(qū)，根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果半深湖亞相TOC含量為1.4%～3.0%，均值為1.2%(表3)，以川中遂寧—南充—儀隴、川東梁平—涪陵一帶為主，在南部—營山—龍崗一帶達(dá)最高；平面上，TOC值大于1%的富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度高值區(qū)分布在川中北和川東地區(qū)，厚度大于20 m分布面積約4×104km2，并與半深湖-深湖亞相的分布范圍有著良好的吻合關(guān)系。相比之下，湖坡亞相和淺湖亞相中頁巖TOC均值僅為0.9%和0.6%，并不具備頁巖油氣的生烴條件。

表3 四川盆地下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段典型頁巖層系巖相類型

3.2 致密灰?guī)r頂?shù)装迮c高孔隙頁巖儲(chǔ)層是控制頁巖油氣儲(chǔ)集的關(guān)鍵

烴類在頁巖層系中大量滯留是頁巖油氣規(guī)模富集的必要條件，這個(gè)過程需要大面積連續(xù)分布的致密頂?shù)装遄鳛橹苯踊蜷g接封蓋層，從而在垂向或側(cè)向封堵頁巖內(nèi)部生成的油氣。頂?shù)装寰哂卸喾N巖石類型和巖石組合[27]。Appalachian盆地Marcellus頁巖的直接頂?shù)装宸謩e為上覆的中泥盆統(tǒng)Hamilton群頁巖地層和下伏的Onondaga組灰?guī)r；Williston盆地Bakken頁巖的頂板為密西西比系底部的Lodgepole組灰?guī)r和上覆的Madison群灰?guī)r，底板為上泥盆統(tǒng)Three Forks組白云巖；四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣儲(chǔ)層頂?shù)装宸謩e為龍馬溪組上部低TOC的泥巖和下伏的寶塔組灰?guī)r。四川大一亞段與大三亞段致密介殼灰?guī)r[孔隙度為1.0%～3.7%，滲透率為(0.35～0.53)×10-3μm2]相比美國Bakken組灰?guī)r[孔隙度為10%～13%，滲透率為(0.1～2.0)×10-3μm2]，這套特低滲灰?guī)r縱、橫向上與頁巖儲(chǔ)層密切共生，連續(xù)分布在斜坡區(qū)和凹陷區(qū)，可以作為良好頂?shù)装逵行ё柚篃N類縱向散失而滯留聚集，使得侏羅系油井主要沿源巖周邊分布且僅在頂?shù)装逵辛芽p附近出現(xiàn)。

另外，大二亞段頁巖油氣自生自儲(chǔ)，源儲(chǔ)一體，相比頂?shù)装逯旅芑規(guī)r，頁巖儲(chǔ)層具有高孔、高滲特征，物性與四川海相龍馬溪組頁巖相比略好，遠(yuǎn)優(yōu)于中國其他陸相頁巖油氣層系，能夠?yàn)轫搸r油氣的大量?jī)?chǔ)集提供巨量的可容空間。這種高孔隙頁巖+致密頂?shù)装宕瓜蚬采P(guān)系使得大安寨頁巖大面積整體含油，且多數(shù)含油區(qū)塊為異常生烴高壓系統(tǒng)，有利于頁巖油氣的儲(chǔ)集與賦存。

3.3 中-高熱演化程度控制頁巖油氣富集核心區(qū)位置分布

源巖層系熱演化程度控制著頁巖烴類產(chǎn)物的性質(zhì)和頁巖油氣的分布，而中-高成熟度控制頁巖油氣勘探的有利核心區(qū)域。目前美國只在中-高成熟度階段(Eagle Ford)和高過成熟階段(Marcellus)源巖層系中獲得了頁巖油成功開發(fā)[27]，成熟度較高(Ro=0.7%～1.3%)且氣油比大于200 m3/m3的頁巖，不僅含油率高、烴類分子比重低，而且凝析氣藏在開采中常大量析出溶解油，能夠增加頁巖油流動(dòng)性和氣油比，為頁巖油動(dòng)態(tài)運(yùn)聚提供良好條件。但在中-低成熟階段有機(jī)質(zhì)生成的大分子重質(zhì)烴很難在頁巖中流動(dòng)，從而導(dǎo)致開發(fā)性大大降低。

源巖處于不同熱演化階段，有機(jī)質(zhì)生成的烴類產(chǎn)物都不同(圖6)。大安寨段頁巖Ro整體介于0.9%～1.5%，處于生油高峰——凝析油氣階段，與國內(nèi)普遍有機(jī)質(zhì)成熟度偏低的陸相頁巖相比，是唯一在成熟度能夠與美國頁巖相媲美的層系。較高的成熟度能形成較多的輕質(zhì)油，有較高的濕氣含量、一定的氣油比、且油氣同產(chǎn)，帶來較好的產(chǎn)量。研究區(qū)以0.7%≤Ro<1.0%，1.0%≤Ro<1.3%，Ro≥1.3%三個(gè)成熟度區(qū)間劃分大安寨段頁巖油區(qū)、頁巖油氣區(qū)區(qū)和頁巖氣區(qū)的平面分布情況(圖3b)。其中廣元—平昌、石柱—奉節(jié)區(qū)帶為源巖高熟帶(Ro>1.3%)，為陸相頁巖氣的富集有利區(qū)帶；南部—內(nèi)江—瀘州—梁平一帶為陸相頁巖油富集區(qū)域(0.7%≤Ro<1.0%)；其他地區(qū)為源巖成熟帶(1.0%≤Ro<1.3%)，為陸相頁巖油氣富集區(qū)域，主要產(chǎn)與濕氣伴生的輕質(zhì)油和凝析油。

圖6 不同熱成熟時(shí)期對(duì)應(yīng)頁巖油氣分階圖(改自參考文獻(xiàn)[12])

4 對(duì)比與挑戰(zhàn)

4.1 典型頁巖油氣田地質(zhì)特征對(duì)比

將四川盆地侏羅系大安寨段頁巖油氣與美國典型頁巖油氣區(qū)帶Williston 盆地Bakken區(qū)帶、Maverick盆地Eagle Ford區(qū)帶及四川盆地典型頁巖氣(五峰組-龍馬溪組)成藏地質(zhì)參數(shù)對(duì)比(表4)。

表4 典型頁巖油氣藏儲(chǔ)層參數(shù)特征對(duì)比

與美國海相泥盆系-石炭系Bakken頁巖相比，在地層剖面結(jié)構(gòu)上，四川陸相侏羅系大安寨段有類似的源-儲(chǔ)“三明治”結(jié)構(gòu)。在儲(chǔ)層特征上，除有機(jī)碳含量略低和儲(chǔ)集空間以無機(jī)孔為主外，大安寨段頁巖油氣與美國頁巖油氣在頁巖巖性、脆性、孔隙度和石油性質(zhì)等差別不大，是良好的勘探開發(fā)對(duì)象。和四川盆地海相志留系龍馬溪組頁巖相比，侏羅系大安寨段頁巖油氣地質(zhì)特征參數(shù)差異明顯，顯示出陸相與海相頁巖的成因機(jī)理的不同。龍馬溪組海相頁巖發(fā)育于穩(wěn)定的深水陸棚相環(huán)境，同樣為典型的源儲(chǔ)一體式頁巖氣藏。宏觀上沉積相變化較慢、巖性單一、頁巖埋深大、單層厚度較大、分布范圍廣、橫向穩(wěn)定；在微觀尺度上，儲(chǔ)集空間以有機(jī)質(zhì)孔為主，脆性礦物含量高，具有更為優(yōu)越的地質(zhì)與工程條件。相比之下，大安寨頁巖分布范圍較海相規(guī)模更小、相變更快、巖性變化頻繁、單層厚度??；在源儲(chǔ)方面，有機(jī)質(zhì)豐度低、成熟度較低、源儲(chǔ)配置復(fù)雜、儲(chǔ)集空間以礦物粒間殘留無機(jī)孔為主。

4.2 下侏羅統(tǒng)頁巖油氣開采的主要難題

雖然目前在下侏羅統(tǒng)頁巖油氣部分鉆井中獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流，但至今未實(shí)現(xiàn)規(guī)模產(chǎn)建突破。缺乏有機(jī)孔、極為致密的介殼灰?guī)r夾層以及復(fù)雜巖性頁巖油氣水平井壓裂工程工業(yè)關(guān)鍵技術(shù)還未形成可能是侏羅系頁巖油氣難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的3個(gè)原因。有機(jī)質(zhì)孔作為頁巖氣藏區(qū)別常規(guī)油氣藏的重要特征之一，發(fā)育程度決定頁巖氣藏的品質(zhì)。由于陸相頁巖有機(jī)孔發(fā)育較少，以吸附態(tài)和游離態(tài)賦存的天然氣較少，可能導(dǎo)致頁巖油氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。另外，由于介殼灰?guī)r致密化程度極高，給體積壓裂改造帶來巨大挑戰(zhàn)，前期勘探實(shí)踐也證實(shí)了致密介殼灰?guī)r壓裂效果差，因此在后期水平井及壓裂工程工業(yè)關(guān)鍵技術(shù)成熟的前提下，如何尋找到純頁巖型或灰?guī)r夾層薄且少的頁巖段作為湖相頁巖油氣開發(fā)的優(yōu)選層段，從而進(jìn)行壓裂改造為當(dāng)前面對(duì)的主要難題。

5 結(jié)論

1)四川盆地侏羅系自流井組段大二亞段頁巖中油氣顯示豐富，勘探思路應(yīng)由“局部富集、裂縫控藏”向“大面積非常規(guī)連續(xù)型油氣聚集”轉(zhuǎn)變。頁巖儲(chǔ)層分布廣泛，厚度大且橫向連續(xù)穩(wěn)定，生烴凹陷中心有機(jī)地化條件良好，資源潛力大。

2)微觀尺度上頁巖物性較好，孔縫發(fā)育，無機(jī)孔占比相對(duì)較高，脆性礦物含量高；大一、大三亞段介殼灰?guī)r形成了良好的頂?shù)装宸飧舯４鏃l件?？傮w組成了一套中-高成熟熱演化階段的超壓頁巖油氣藏，具備優(yōu)越成藏地質(zhì)條件。

3)研究區(qū)半深湖-深湖亞相富有機(jī)質(zhì)頁巖大面積分布為頁巖油氣的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)，區(qū)域性致密灰?guī)r頂?shù)装迮c高孔隙儲(chǔ)層控制頁巖油氣儲(chǔ)集，中-高成熟熱演化程度控制頁巖油氣富集區(qū)分布。這3種因素共同控制了大安寨段陸相頁巖油氣的生成、儲(chǔ)存和富集。

4)缺乏有機(jī)孔、極為致密的介殼灰?guī)r夾層以及復(fù)雜巖性頁巖油氣水平井壓裂關(guān)鍵技術(shù)還未形成可能是目前侏羅系頁巖油氣難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的3個(gè)原因。