王學(xué)軍 周勇水 彭 君 李 進(jìn) 李紅磊 王亞明 周 凱 陳 帆

（ 1中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院 ； 2中國(guó)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(yè)巖氣實(shí)現(xiàn)商業(yè)性規(guī)模開發(fā)后，四川盆地頁(yè)巖油氣勘探逐步向深層—超深層海相頁(yè)巖氣[1]和陸相頁(yè)巖油氣拓展[2-3]，其中侏羅系湖相頁(yè)巖油氣是陸相頁(yè)巖油氣勘探的重點(diǎn)領(lǐng)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(yè)巖油氣流，證實(shí)了川東北侏羅系湖相頁(yè)巖油氣的良好勘探前景[9-10]。關(guān)于侏羅系頁(yè)巖油氣富集的地質(zhì)條件和主控因素，前人已進(jìn)行了十余年的探索。研究方法主要在海相龍馬溪組頁(yè)巖氣“二元富集”等認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上[11-13]，結(jié)合陸相頁(yè)巖油氣地質(zhì)特征開展對(duì)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(rèn)為，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖和石灰?guī)r是四川盆地侏羅系頁(yè)巖油氣富集的有利巖相類型，陸相頁(yè)巖油氣儲(chǔ)層有機(jī)質(zhì)豐度中等，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ型為主，達(dá)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(jī)孔為主且較海相頁(yè)巖儲(chǔ)層具有微孔占比低的特點(diǎn)。頁(yè)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(yè)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(yè)巖油氣的成藏地質(zhì)條件和資源潛力，部署實(shí)施了該區(qū)第一口陸相頁(yè)巖氣探井——普陸頁(yè)1井。2022年1月，通過水平鉆井及分段壓裂測(cè)試，試獲日產(chǎn)氣10.4×104m3、日產(chǎn)油1.3m3，實(shí)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(chǔ)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(yè)巖中油氣共存、以油為主的特點(diǎn)[4-8]不同，普陸頁(yè)1井千佛崖組頁(yè)巖中以氣為主，含少量凝析油，揭示川東北侏羅系新的頁(yè)巖油氣藏類型。本文充分利用普陸頁(yè)1井千佛崖組取心資料，密集地進(jìn)行了泥頁(yè)巖含氣量、地球化學(xué)、巖石礦物學(xué)、儲(chǔ)層特征等分析測(cè)試，基于實(shí)驗(yàn)結(jié)果和地質(zhì)分析，詳細(xì)闡述了該井頁(yè)巖氣成藏的地質(zhì)條件，豐富了川東北侏羅系頁(yè)巖油氣富集高產(chǎn)主控因素等認(rèn)識(shí)，對(duì)該區(qū)頁(yè)巖油氣勘探具有重要的指導(dǎo)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(dá)州市，地貌為復(fù)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(yùn)動(dòng)，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(dòng)陸緣形成，晚古生代主要發(fā)育碳酸鹽臺(tái)地，中生界三疊系須家河組沉積期開始進(jìn)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(dá)到最大湖泛面，沉積了多套暗色泥頁(yè)巖，奠定了侏羅系頁(yè)巖油氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)。

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(xiàn)[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(gè)巖性段，普陸頁(yè)1井在J2q1取得頁(yè)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(duì)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(yè)巖氣藏地質(zhì)特征

普陸頁(yè)1井為J2q1頁(yè)巖氣專探井，導(dǎo)眼井針對(duì)J2q1連續(xù)取心，取心井段為3340.00～3439.04m，累計(jì)進(jìn)尺為99.04m，收獲率為99.8%。本文系統(tǒng)、密集地對(duì)巖心進(jìn)行了含氣量、地球化學(xué)、巖石礦物學(xué)、儲(chǔ)層特征等分析測(cè)試，并基于實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)頁(yè)巖氣藏特征進(jìn)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(yè)1井巖心描述結(jié)果進(jìn)一步證實(shí)J2q1沉積相變化快，砂泥巖頻繁疊置，整體可識(shí)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(gè)小層（圖2）。1號(hào)小層巖性以細(xì)砂巖/粉砂巖與灰色粉砂質(zhì)泥巖互層為特點(diǎn)，該小層累計(jì)厚度為15.9m，為淺湖相沉積。2號(hào)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(yè)巖互層為特點(diǎn)，泥頁(yè)巖單層厚度最大為2.0m，該小層累計(jì)厚度為19.2m，為淺湖相沉積。3號(hào)小層巖性以黑色泥頁(yè)巖為主，夾薄層深灰色泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖，泥頁(yè)巖單層厚度最大為6.3m，夾層厚度多小于0.5m，該小層累計(jì)厚度為23.9m，為半深湖相沉積，是J2q1頁(yè)巖氣“甜點(diǎn)”層段。4號(hào)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(yè)巖頻繁互層為特點(diǎn)，泥頁(yè)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(hào)小層巖性以灰色中砂巖和細(xì)砂巖為主，取心揭示底部灰色中砂巖厚度為6.2m，測(cè)井、錄井巖性顯示該小層累計(jì)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(shí)為致密砂巖氣“甜點(diǎn)”層段。

巖心精細(xì)描述和X-射線衍射礦物組分分析測(cè)試結(jié)果進(jìn)一步顯示，3號(hào)小層和其他小層巖相具有明顯差異，3號(hào)小層巖相以紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)黏土巖為主，頁(yè)理縫發(fā)育，黏土礦物含量為46.36%～68.67%，平均為55.85%，石英+長(zhǎng)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(zhǎng)英質(zhì)黏土巖為主，頁(yè)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(zhǎng)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(yè)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(xué)特征

普光地區(qū)J2q1厚層泥頁(yè)巖主要發(fā)育在3號(hào)小層，泥頁(yè)巖含氣量和地球化學(xué)品質(zhì)整體呈現(xiàn)3號(hào)小層好、其他小層差的特點(diǎn)（圖2）。3號(hào)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。總有機(jī)碳含量（TOC）與泥頁(yè)巖含氣量有較好的正相關(guān)性。3號(hào)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(yè)1井千一段頁(yè)巖氣綜合評(píng)價(jià)剖面圖Fig.2 Comprehensive shale gas evaluation profile of the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

3號(hào)小層泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型也好于其他小層，有機(jī)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(jī)質(zhì)，發(fā)育少量Ⅱ1型和Ⅲ型有機(jī)質(zhì)。除4號(hào)小層少量高TOC樣品外，其他小層泥頁(yè)巖有機(jī)顯微組分鏡質(zhì)組含量與殼質(zhì)組相當(dāng)，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(jī)質(zhì)。根據(jù)干酪根碳同位素值（δ13CPDB）劃分的有機(jī)質(zhì)類型分析結(jié)果與顯微組分鑒定結(jié)果一致。3號(hào)小層泥頁(yè)巖樣品δ13CPDB為-27.64‰～-24.29‰，平均為-26.00‰，主要為Ⅱ1—Ⅱ2型有機(jī)質(zhì)，占總樣品數(shù)的73.3%，少數(shù)樣品為Ⅲ型有機(jī)質(zhì)；除4號(hào)小層3個(gè)高TOC樣品為Ⅱ2型有機(jī)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(jī)質(zhì)（圖2）。

普陸頁(yè)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(yè)巖成熟度整體在高成熟—過成熟演化階段。

2.3 儲(chǔ)集空間特征

普陸頁(yè)1井J2q1孔隙度差異較大，氦氣法孔隙度測(cè)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(hào)小層泥頁(yè)巖孔隙度整體略高于其他小層，測(cè)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(yè)巖段，孔隙度為2.4%～6.2%，平均為4.6%，遠(yuǎn)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(yè)1井J2q1泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間以順層微裂縫、有機(jī)質(zhì)收縮縫和有機(jī)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(jī)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(jī)質(zhì)孔主要以有機(jī)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(yè)1井千一段泥頁(yè)巖儲(chǔ)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(jī)質(zhì)收縮縫、條帶狀黃鐵礦相伴生；（c）有機(jī)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?dú)馕铰?lián)合測(cè)試結(jié)果顯示，普陸頁(yè)1井J2q1泥頁(yè)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(hào)小層的紋層狀泥頁(yè)巖孔徑分布與其他小層略有差異，3號(hào)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(hào)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(diǎn)。

圖5 普陸頁(yè)1井千一段泥頁(yè)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(yè)1井J2q1水平井段垂深為3370m，測(cè)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?dú)夂繛?.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(shí)測(cè)多個(gè)泡點(diǎn)壓力、露點(diǎn)壓力為約束，根據(jù)PR（Peng—Robinson）狀態(tài)方程模擬計(jì)算了壓力—溫度相圖（圖6），地層溫度為82.6℃條件下，露點(diǎn)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(yè)1井J2q1頁(yè)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(yè)巖中油氣并重、以油為主的特點(diǎn)[4-8]不同。

圖6 普陸頁(yè)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(yè)巖氣富集主控因素

普 陸 頁(yè)1井J2q1水 平 段 長(zhǎng)1431m，鉆 遇 泥頁(yè)巖1385m，分23段111簇壓裂，施工排量為8～16m3/min，加砂強(qiáng)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(rèn)識(shí)相符又具該地區(qū)自身的特點(diǎn)，主要體現(xiàn)在以下3個(gè)方面。

3.1 半深湖—深湖相泥頁(yè)巖是頁(yè)巖氣富集的基礎(chǔ)

普陸頁(yè)1井J2q1泥頁(yè)巖TOC和孔隙度、總含氣量、有機(jī)質(zhì)類型（干酪根碳同位素值）均具有較好的正相關(guān)性（圖7），TOC高于1.0%的樣品主要為3號(hào)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(jī)質(zhì)類型好。同時(shí)，J2q1孔隙度與總含氣量也有很好的正相關(guān)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(yè)1井不同相帶泥頁(yè)巖的有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)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(hào)小層）泥頁(yè)巖的各項(xiàng)頁(yè)巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)均優(yōu)于淺湖相泥頁(yè)巖（2號(hào)小層和4號(hào)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(dòng)力條件不同，機(jī)械和化學(xué)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(yè)巖，構(gòu)建頁(yè)巖氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖7 普陸頁(yè)1井千一段頁(yè)巖氣評(píng)價(jià)參數(shù)相關(guān)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(rèn)識(shí)也顯示，頁(yè)巖油氣富集的“甜點(diǎn)”層段均發(fā)育于半深湖—深湖相，相對(duì)于同地區(qū)淺湖相泥頁(yè)巖，整體具有泥頁(yè)巖連續(xù)厚度大、砂質(zhì)含量低且夾層厚度小、有機(jī)質(zhì)豐度整體高（TOC高于1.0%）、有機(jī)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(diǎn)（表1）。

表1 四川盆地千佛崖組不同地區(qū)頁(yè)巖油氣評(píng)價(jià)參數(shù)統(tǒng)計(jì)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(yè)巖氣富集的關(guān)鍵

以往的研究成果認(rèn)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(dá)高成熟演化階段，油氣相態(tài)較為復(fù)雜[4-8]；普陸頁(yè)1井證實(shí)普光地區(qū)向斜區(qū)千佛崖組烴源巖達(dá)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(jìn)一步豐富了四川盆地千佛崖組頁(yè)巖油氣藏類型和相關(guān)的地質(zhì)認(rèn)識(shí)。

熱演化程度既控制了頁(yè)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(yè)巖氣為主，可流動(dòng)性好[3]。普陸頁(yè)1井J2q1泥頁(yè)巖Ro平均為2.03%，烴源巖產(chǎn)氣率已接近高峰[25]；泥頁(yè)巖中各類無機(jī)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(yè)巖中氣油比達(dá)12629.9m3/m3，遠(yuǎn)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(yè)巖氣產(chǎn)量也較高（表1）。由此可以認(rèn)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(yè)巖氣的富集和高產(chǎn)提供了關(guān)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(yè)巖孔隙以無機(jī)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(yè)巖孔隙類型和孔徑分布均有明顯的差異。有機(jī)質(zhì)孔是普光地區(qū)J2q1泥頁(yè)巖孔隙的主要貢獻(xiàn)者[26]，以有機(jī)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(dá)28.8%。究其原因是泥頁(yè)巖進(jìn)入生氣階段后液態(tài)烴開始裂解，各類有機(jī)質(zhì)孔開始發(fā)育，孔隙度也會(huì)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(yè)巖孔隙度較高（表1）。而微孔對(duì)甲烷的吸附能力顯著強(qiáng)于介孔和大孔[29]。因此，高成熟—過成熟演化作用從增加泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間和甲烷吸附能力兩個(gè)方面均利于普陸頁(yè)1井J2q1頁(yè)巖氣的富集。

3.3 裂縫發(fā)育是頁(yè)巖氣高產(chǎn)的重要條件

泥頁(yè)巖中裂縫的發(fā)育利于形成多尺度孔—縫體系，對(duì)頁(yè)巖油氣的富集高產(chǎn)有重要的作用[7-8，30-31]。普陸頁(yè)1井J2q1泥頁(yè)巖發(fā)育多種類型的裂縫，以高角度裂縫、順層微裂縫和頁(yè)理縫為主。巖心剖切面可見大量高角度裂縫交錯(cuò)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(yè)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(shí)別縫寬較大的頁(yè)理縫，掃描電鏡礦物定量掃描（QEMSCAN）結(jié)果進(jìn)一步顯示黏土礦物成分主要為伊利石，頁(yè)理縫中礦物主要為石英和少量鈉長(zhǎng)石，頁(yè)理縫發(fā)育密度約2500條/m。普陸頁(yè)1井3383.4～3393.3m泥頁(yè)巖中各類裂縫最為發(fā)育，孔隙度平均為4.6%，遠(yuǎn)高于其他層段的平均值2.3%，含氣量也明顯較高（圖2），證實(shí)裂縫體系顯著提升了泥頁(yè)巖的儲(chǔ)集空間。巖心出筒后浸水實(shí)驗(yàn)的觀察結(jié)果顯示，頁(yè)巖氣主要沿順層微裂縫和頁(yè)理縫溢出（圖9），進(jìn)一步證實(shí)裂縫體系是頁(yè)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(chǔ)層儲(chǔ)集空間和提高滲流能力方面對(duì)普陸頁(yè)1井J2q1頁(yè)巖氣的富集高產(chǎn)有重要的意義。

圖8 普陸頁(yè)1井千一段泥頁(yè)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(yè)理縫、順層微裂縫、高角度微裂縫發(fā)育；（c）對(duì)應(yīng)（b）中取樣點(diǎn)的QEMSCAN照片，泥頁(yè)巖中石英質(zhì)紋層密集發(fā)育

4 結(jié)論

（1）普陸頁(yè)1井在侏羅系千一段3號(hào)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(yè)巖氣勘探的重大突破。

（2）普陸頁(yè)1井鉆探證實(shí)，相對(duì)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(yè)巖具有TOC略低、有機(jī)質(zhì)孔發(fā)育且孔隙度較高、熱演化程度高等特點(diǎn)。高成熟—過成熟作用使得烴源巖供烴強(qiáng)度大，產(chǎn)物以氣為主，可流動(dòng)性好，形成有機(jī)質(zhì)孔增加儲(chǔ)集空間和甲烷吸附能力，是川東北侏羅系千佛崖組頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵因素。