四川盆地元壩地區千佛崖組頁巖油氣富集特征與主控因素

郭旭升，趙永強，張文濤，李宇平，魏祥峰，申寶劍

(1.中國石化 油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126；2.中國石油化工股份有限公司，北京 100020；3.中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126；4.中國石化 勘探分公司，成都 610041)

四川盆地中下侏羅統發育三套優質暗色泥巖，從上至下分別為千佛崖組(涼高山組)、自流井組大安寨段和東岳廟段，是繼海相頁巖氣開發之后的另一重要頁巖油氣勘探領域[1-7]。近年來加大了千佛崖組(涼高山組)陸相頁巖油氣的勘探力度，并在元壩、涪陵地區的多口鉆井都獲得了工業油氣流。涪陵地區泰頁1井在涼高山組測試日產氣7.5×104m3，日產油9.8 m3[2]；元壩地區元壩9井千佛崖組日產油16.6 m3，氣1.2×104m3，元頁HF-1井試采日產油6.2 t，日均產氣0.2×104m3，元頁3井測試日產氣1.18×104m3，油15.6 m3，證實該層系具有較大的勘探潛力。

元壩地區千佛崖組屬于湖相地層，與海相頁巖相比具有分布面積小、巖性變化快、有機質豐度不高的特點[5-9]，頁巖油氣富集條件存在較大的差異，勘探潛力有待進一步探索。本文以元頁3井等千佛崖組頁巖層系為例，分析其成藏地質條件，并通過與其他地區和層位的對比，探討該區千佛崖組頁巖油氣富集規律和主控因素。

1 研究區地質概況

元壩地區位于揚子板塊北緣，處于川中隆起與川北坳陷的過渡帶，構造上位于九龍山構造南翼、通南巴背斜西南側[6]。該區侏羅系主要發育湖泊、河流相沉積，在早、中侏羅世主要為湖泊沉積環境，并在自流井組大安寨段和千佛崖組中下部沉積期達到最大湖泛面(圖1)，沉積了多套暗色泥巖層系。

圖1 四川盆地元壩地區千佛崖組沉積相分布及元壩地區位置Fig.1 Sedimentary facies of Qianfoya Formationin Sichuan Basin and location of Yuanba area

千佛崖組屬于中侏羅統，可劃分為千一段、千二段和千三段3個巖性段，并細分為8個小層(圖2)，沉積環境從淺湖到半深湖再到淺湖和濱湖，整體表現為一套先湖侵再湖退的沉積旋回。在巖性組合上，千三段為⑦—⑧小層，上部巖性為棕紅色、灰色泥巖、粉砂質泥巖夾灰色粉砂巖、細砂巖；下部巖性以棕紅色、灰色泥巖為主，夾少量灰色粉砂巖、泥質粉砂巖。千二段又可分為3個小層，上部為⑥小層，巖性以灰色、黑灰色的泥巖、黑灰色粉砂質泥巖為主，夾灰色粉砂巖、細砂巖；中部⑤小層以黑灰色粉砂質泥巖和深灰色粉砂巖互層為主，夾灰色細砂巖及薄層介殼灰巖；下部④小層巖性主要為深灰色、灰黑色泥頁巖，是暗色泥巖的主要分布層段。千一段為①～③小層，上部為灰色、深灰色、黑灰色泥頁巖與粉砂巖、細砂巖互層，下部為灰色泥巖、灰質泥巖、粉砂巖及含介殼灰巖，下伏地層為自流井組大安寨段灰巖。元壩地區千佛崖組的埋深在3 500～4 000 m，暗色泥頁巖累計厚度普遍在50～140 m[7]，成熟度適中。

圖2 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組頁巖油氣綜合評價剖面圖Fig.2 Comprehensive evaluation of shale oil and gas in Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

2 頁巖油氣成藏條件

2.1 富有機質泥巖厚度

元壩地區在千二段沉積期達到最大湖泛期，沉積了一套淺湖—半深湖沉積，巖性為暗色泥頁巖夾粉砂巖、細砂巖和薄層灰巖，厚度一般為30～80 m。根據元頁3井的統計結果，千二段總厚度為100.9 m，其中④小層的暗色泥巖連續厚度最大，見兩段厚度分別為9.3 m和4.8 m的暗色泥巖段夾一條厚0.06 m的薄層介殼灰巖，泥地比為95.6%；其次為千二段⑥小層和千一段③小層，連續泥巖厚度最大均為3～4 m左右，但泥巖中的粉砂質含量較高，而其他層段泥巖比例則不高。

2.2 頁巖有機地球化學特征

元壩地區千佛崖組暗色泥巖段有機質豐度較高，成熟度適中。以元頁3井巖心樣品測試結果為例，該井千佛崖組TOC分布范圍為0.10%～3.01%，平均值為0.98%，其中千二段下部④小層泥巖段有機質含量最高，在0.46%～3.01%之間，平均為1.72%(圖2)。泥巖及部分粉砂質泥巖的熱解測試結果顯示，千二段④小層平均S1+S2值最高，為3.88 mg/g，其次為千二段⑥小層和千一段，分別為2.29 mg/g和1.97 mg/g，而千二段⑤小層S1+S2值在0.5 mg/g以下。根據前人提出的陸相烴源巖有機質豐度評價標準[10]，千二段④小層生烴品質好，其次為千二段⑥小層。

前人研究認為，該區千佛崖組干酪根為Ⅱ1—Ⅱ2型[11]，本研究對元頁3井26塊樣品的有機顯微組分及干酪根碳同位素分析表明，元壩千佛崖組泥頁巖有機質類型在不同深度差異較大。如圖2所示，取心段干酪根碳同位素δ13CPDB值為-28.2‰～-22.0‰，包括了Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型干酪根。其中，千二段④小層和千一段③小層下部的δ13C最低，有機質以Ⅱ1型為主，其他層段則為Ⅱ2—Ⅲ型。有機巖石學分析顯示，鏡質組在各層段均見發育，說明存在較多來源于陸生高等植物的母質，其次為絲質體及部分固體瀝青，在暗色泥巖發育的層段，固體瀝青含量明顯增加。

元頁3井千佛崖組鏡質體反射率Ro為1.23%～1.29%，熱解Tmax值平均為472 ℃，處于成熟—高成熟階段，有利于油氣生成和富集。

2.3 儲集空間特征

氦氣法孔隙度測試結果顯示，元壩千佛崖組孔隙度從1.0%～6.4%變化，具有很強的非均質性，其中千二段④小層泥巖段孔隙度最高，平均為5.1%。千佛崖組巖性組合復雜，不同巖性之間的孔隙度差異較大。為了分析其差異，按照巖性的不同，統計了元頁3井千佛崖組的孔隙度(圖3)。可以看到，泥頁巖的孔隙度最高，范圍在1.8%～6.4%，平均4.1%；粉砂質泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖除個別樣品外，多數樣品孔隙度在1%～4%之間，平均值分別為2.9%，2.7%，2.2%，隨粉砂質含量增加有降低的趨勢。含灰泥巖孔隙度在4%左右，而泥質灰巖的孔隙度則較低，一般小于2%。細砂巖孔隙度在1.5%～4.1%，大部分樣品則小于4%。總的來說，泥頁巖的物性最好，而粉砂巖、細砂巖和灰巖夾層的物性則相對較差。

圖3 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組不同巖性孔隙度范圍Fig.3 Porosity of samples with different lithologies in QianfoyaFormation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

與海相頁巖不同，元壩地區千佛崖組頁巖中無機孔非常發育，是主要的孔隙類型。掃描電鏡觀察可知，無機孔主要是黏土礦物孔，該類型孔隙形態主要為狹縫型孔，孔隙密度較高(圖4a)；其次還含有部分粒間孔，主要見于黃鐵礦內部或者顆粒礦物邊緣(圖4b)。元壩地區千佛崖組頁巖中的有機質孔隙部分發育，有機孔的發育主要受有機顯微組分類別的影響。通常認為，有機質孔隙主要分布在Ⅰ型、Ⅱ型干酪根及瀝青質中，而Ⅲ型干酪根通常不發育孔隙或僅見少量原生孔隙[12-16]。掃描電鏡下可以看到，瀝青質常見與黏土礦物混雜在一起，孔隙非常發育(圖4c-e)，而鏡質體中通常不發育孔隙(圖4f)。利用孔隙度與礦物含量及總有機碳含量之間的數據關系，通過多元擬合的方法可以估算頁巖中不同類型孔隙所占的比例[17-18]。本文在前人多元擬合方法的基礎上進行了改進，并計算了千佛崖組頁巖中有機孔和無機孔的占比，得到有機孔平均占比為26.6%%，無機孔占比為73.4%，而千二段④小層的有機孔占比最高，達到40%。對元頁3井的巖心觀察結果顯示，其裂縫整體不發育，僅見少量的水平縫及高角度縫，主要發生在泥巖段，且被方解石或泥質充填。

圖4 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組泥巖孔隙發育特征

頁巖孔隙結構的表征對于頁巖儲集性能的評價至關重要。通過氮氣吸附—壓汞聯合測定法分析了元頁3井千佛崖組頁巖的孔徑結構特征，其孔徑主要以介孔為主，介孔孔容占總孔容的48%～69%，其次為大孔和微孔(圖5)。與海相奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組相比，本區千佛崖組大孔占比相對更高，利于頁巖氣的采出。

圖5 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組泥頁巖壓汞—吸附聯合孔徑分布特征Fig.5 Pore size distribution of shale by the means of mercury intrusion and adsorption,Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

2.4 礦物組成及可壓性

圖6為元頁3井千佛崖組礦物組成三角圖。可以看出，該段巖石主要組成礦物為黏土、石英和長石，而碳酸鹽類礦物含量較少，其中黏土和石英+長石的含量基本相當，多數樣品集中在40%～60%之間。千佛崖組黏土礦物主要由伊/蒙混層、伊利石、高嶺石、綠泥石幾類組成，其中伊/蒙混層含量最高，占黏土總量的35%～55%；其次為伊利石和綠泥石。從縱向分布上來看(圖2)，元頁3井千佛崖組礦物含量變化不大，泥巖段黏土含量相對較高；普遍含斜長石，含量多在10%以內，但在少數層段的細砂巖、粉砂巖中，其含量可接近20%。

圖6 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組巖石礦物組成三角圖Fig.6 Mineral composition of samples from QianfoyaFormation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

與海相頁巖不同，千佛崖組頁巖中的黏土含量與TOC呈正相關關系。最為有利的富有機質泥巖段往往黏土含量也最高，不利于壓裂的開展。利用礦物組成可計算巖石的脆性指數，以此來反映其可壓性特征，本文采用的計算公式為：脆性指數BI=(石英+碳酸鹽礦物)/(石英+長石+碳酸鹽礦物+黏土)×100%。計算得到千佛崖組脆性指數為22.3%～71%(圖2)，其中千二段④小層平均為34.8%。較高的黏土含量增加了壓裂的難度。

2.5 含油氣性特征

根據熱演化程度和氣油比(元頁1井氣油比為908 m3/m3，元頁3井氣油比為756 m3/m3)判斷，元壩千佛崖組為含有較高凝析油的凝析氣藏。現場含氣量測試結果在0.223～2.376 m3/t之間，千二段④小層含氣量最高，平均為1.51 m3/t。圖7左圖顯示了含氣量與TOC的相關性，可以看到整體來說含氣量與TOC呈正相關關系，但有部分數據偏離較大，如圖中圈出的a區里的數據。分析后發現這部分樣品的巖性基本為泥巖與粉砂巖互層，具有較強的非均質性，因此開展TOC測試時的取樣位置非常重要，泥巖層和粉砂巖層的TOC值會有較大差別，這可能是造成數據偏離較遠的原因。此外，圖中含氣性最好的b點巖性為細砂巖，樣品位置緊鄰④小層的富有機質層段，這說明緊鄰的砂巖夾層也有一定的儲氣能力，但烴類運移的距離非常有限，主要影響最近的砂巖夾層。

圖7 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組現場測試含氣量、冷凍熱解數據與TOC相關性Fig.7 Gas content, pyrolysis result and TOC of samplesfrom Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

采用現場冷凍熱解分析方法來評價其含油性，該方法通過將巖心樣品進行冷凍碎樣，可以盡量降低制樣過程中的輕烴損失[19]。測試結果顯示(圖2)，元頁3井千二段④小層S1值和S2值最高，平均值分別為2.63 mg/g和2.77 mg/g，熱解計算TOC含量平均為1.78%。從巖性來說，富有機質泥巖的熱解數值最高，而粉砂巖、細砂巖和灰巖數值最低，熱解S1和S2值均與TOC含量呈正相關關系(圖7右)，說明該層位的油氣為原地富集，基本未發生運移。

2.6 “甜點”層段優選

通過比較(表1)，元頁3井千二段下部的④小層泥巖連續厚度最大，泥地比高(99.6%)，孔隙度高(平均5.43%)，TOC含量高(平均1.72%)，現場冷凍碎樣熱解的S1和S2值均較高(分別為2.63 mg/g和2.77 mg/g)，含氣量也最高(平均1.51 m3/t)，因此應將該小層作為主要的勘探目標層；不足之處是④小層黏土含量偏高，脆性相對較低，不利于壓裂。

表1 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組不同小層主要參數對比

3 油氣富集主控因素

3.1 不同層位鉆井的對比

表2中列出了元頁3井與其他幾口鉆井地質參數的對比。與焦頁1井五峰組—龍馬溪組海相頁巖相比，其他湖相沉積地層從巖性、地層厚度、孔隙類型、地球化學指標、含油氣等方面均有較大差異。湖相地層由于沉積環境變化快，因此分布有限，連續泥巖厚度小于海相地層，常見粉砂質或灰質夾層。在地球化學參數方面，湖相頁巖與海相頁巖相比具有TOC含量低、成熟度低、干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型的特點。地化特征與礦物組成的差異也造成了陸相頁巖中的孔隙類型既有無機孔也有有機質孔，且無機孔含量更高。本文及前人計算的陸相頁巖中有機質孔占比通常在20%～40%之間[4]，而海相頁巖中這一比例可達到40%～80%[17-18]。有機質孔對甲烷的吸附能力更強[21]，因而在孔隙度接近的情況下，海相頁巖的含氣量更高，吸附氣比例也更高。另一方面來看，陸相頁巖中的甲烷氣相比海相更容易流動和溢出，有利于開采。

表2 四川盆地不同層系頁巖氣評價參數對比

自流井組大安寨段巖性為泥巖夾灰巖，屬于“夾層型”頁巖油氣藏，而千佛崖組(涼高山組)優質層段的巖性主要為暗色泥巖，僅夾少量的薄層灰巖或粉砂巖，為“純頁巖型”頁巖油氣藏。千佛崖組(涼高山組)的TOC含量、孔隙度、有機質類型、埋深要優于元壩地區大安寨段，但前者富有機質層段黏土含量高、脆性低，而后者優質段為泥巖夾薄層介殼灰巖的巖性組合，這增大了巖石的脆性，降低了泊松比，有利于后期的壓裂改造[5]。

元壩地區的元頁3井與涪陵地區的泰頁1井的產層為同一套地層，二者在巖性組合和地球化學參數上也較為接近，但元頁3井的孔隙度要優于泰頁1井。從二者的測試日產量來看，泰頁1井日產氣7.5×104m3，明顯好于元頁3井的日產氣1.18×104m3。對比兩口井的成藏條件，元頁3井產氣量低于泰頁1井的原因可能有以下2個方面：一是泰頁1井的沉積環境更加穩定，因而無論是暗色泥巖累計厚度還是連續厚度都大于元頁3井，物質基礎更好；二是元壩地區現今埋深相對更大，脆性相對低，地層抬升幅度小，使得裂縫整體發育程度較低，不利于壓裂。元頁3井FMI測井顯示其裂縫整體不太發育，以高阻縫為主，基本不發育高導縫和微斷層，巖心觀察也顯示出了同樣的結果；泰頁1井的巖心觀察和FMI測井結果都表明，其富有機質層段微裂縫非常發育。

3.2 半深湖相沉積是油氣富集的基礎條件

陸相地層的沉積相帶變化快、分布范圍小，不同沉積相帶的巖石組成、有機質含量和儲層物性等特征也有顯著的差異，因此沉積相帶對油氣富集有明顯的控制作用。通過對比認為，水體相對較深的半深湖相沉積是最為有利的沉積相帶。

(1)半深湖相沉積提供了有利的生烴物質條件。元壩地區千佛崖組存在半深湖、淺湖和濱湖多種沉積環境，各種沉積環境下均可見泥頁巖沉積。濱湖環境沉積的泥巖厚度較薄，有機質含量普遍不高，多在0.5%以下，難以作為有效的烴源巖；淺湖環境下沉積的泥巖盡管有一部分具有較高的TOC值，但難以保持較大的連續厚度，很快就由于相變而轉變為低TOC的泥巖或粉砂巖、砂巖等其他巖性。相比較而言，半深湖相沉積環境相對較為穩定，水深較深，處于偏還原環境，能夠沉積一套厚度相對較大的富有機質泥巖，有機質類型也較好，為頁巖油氣富集提供了必要的物質基礎。

(2)半深湖相沉積是儲層的主要發育層段。前文可知，千佛崖組泥頁巖的孔隙度最高，而粉砂巖、砂巖及灰巖等夾層的孔隙度相對較低，即泥頁巖是儲層發育的有利巖相。掃描電鏡觀察可知，泥頁巖中無機孔和有機孔均發育，其中有機孔的發育和有機質豐度及有機質類型有關，統計結果顯示千佛崖組泥頁巖的孔隙度與TOC含量呈正相關關系(圖8)。半深湖相沉積有機質豐度高，有機質類型以Ⅱ1型為主，有機顯微組分中含較多的瀝青組分，這部分有機質孔隙最為發育。而濱淺湖相沉積干酪根中含有較高比例的鏡質體組分，這些組分中通常孔隙不太發育，因而該沉積環境下有機孔的貢獻很少。元壩地區泥頁巖的孔隙度與黏土礦物含量呈正相關關系(圖8)，這是由于無機孔主要為黏土礦物間孔隙，蒙脫石、伊蒙混層及綠泥石比表面積較大，微孔隙發育。而黏土礦物的含量受沉積相的影響，在半深湖環境下，距離物源相對較遠，水體動力弱，易于黏土礦物沉積成巖。由此可知，半深湖相沉積環境下的泥巖具有較高的TOC含量、有利的有機質類型和較高的黏土含量，使得其有機孔和無機孔均較發育，從而具有較高的孔隙度。

圖8 四川盆地元壩地區元頁3井千佛崖組泥巖孔隙度與TOC和黏土的相關性Fig.8 Correlation between porosity and TOC & clay content of shalein Qianfoya Formation, well Yuanye 3, Yuanba area, Sichuan Basin

3.3 較高的成熟度是油氣富集的有利因素

熱演化程度控制了頁巖油氣的資源類型，在干酪根生烴過程中，隨著熱演化程度的增大，有機大分子不斷發生裂解，烴類分子量逐漸減小，得到的原油也從重質油向輕質油轉變。元壩地區千佛崖組頁巖Ro在1.2%～1.7%之間，處于高成熟階段，主要為凝析油和濕氣。相對于我國東部地區的陸相頁巖油來說，千佛崖組較高的成熟度使得油的黏度較低，油和氣的混合也增加了烴類整體的流動性。元頁3井千佛崖組④小層的熱解S1值和S2值基本相當，與其他地區陸相頁巖油相比具有較高的可動油比例。

另一方面，千佛崖組較高的成熟度增加了頁巖中的儲集空間。研究認為，當Ro>0.6%～0.9%時，有機質孔隙開始逐漸形成，成熟度越高，有機孔也越發育[12,22-24]。千佛崖組“甜點”層段有機質孔較發育，這部分孔隙對甲烷的吸附能力強，有利于頁巖油氣的富集成藏。

3.4 裂縫發育是油氣富集高產的重要條件

千佛崖組頁巖油氣具有源儲一體的性質，含氣量測試及現場含油性分析結果均表明，油氣未發生長距離的運移，而主要以滯留烴的方式賦存在富有機質泥巖段，而砂巖和灰質夾層中的含油氣性相對較弱。因此，壓裂改造效果是富集高產的重要條件。微裂縫的發育能夠提高烴類的滲流能力，有利于湖相頁巖油氣的富集高產。泰頁1井涼高山組及同地區YB21井大安寨段的微裂縫均發育較好，相對來說，元頁3井千佛崖組的微裂縫發育程度不高，影響了其產量的提高。建議元壩地區的下一步勘探，應在半深湖相沉積范圍內尋找應力條件較好、裂縫更為發育的區域。

4 結論

(1)元壩地區千佛崖組富有機質泥巖孔隙度高、含油氣性好，是主要的儲層巖相類型，而灰巖及砂巖夾層物性相對較差；孔隙類型以無機孔為主，有機質孔僅占總孔隙的20%～40%。與海相頁巖相比，千佛崖組泥巖微孔占比降低而大孔含量更高，游離氣含量更高，有利于頁巖油氣的采出。

(2)千二段下部的④小層全段以富有機質泥巖為主，泥地比高，孔隙度高，TOC含量高，冷凍碎樣熱解S1和測試含氣量顯示其含油氣性好，是有利的甜點層段，具備陸相頁巖油氣形成的有利地質條件。

(3)對元壩地區千佛崖組來說，半深湖相沉積是最為有利的沉積相帶，為油氣富集提供了生烴物質基礎，也是儲層發育的主要巖相；較高的熱演化程度有利于有機孔的形成，同時該階段形成的凝析油和氣具有很好的流動性。對于元壩地區千佛崖組的“純頁巖型”油氣藏來說，裂縫的發育是油氣富集高產的重要條件。