四川盆地高陡构造区凉高山组页岩油气地质特征

李 楠 洪海涛 李国辉 周红飞 贾 敏 康家豪

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.西南石油大学地球科学与技术学院

0 引言

长期以来，四川盆地下侏罗统凉高山组的油气勘探与开发集中于川中地区，先后发现公山庙、南充、广安等油气田。在川东地区，由于受常规油气构造圈闭勘探思维的限制，认为川东高陡构造区侏罗系保存条件差，油气已遭破坏[1]，油气勘探重点为海相地层，陆相地层勘探重视程度不高，因而侏罗系专层井较少，但在钻井过程中，普遍见良好油气显示[1]。统计表明，凉高山组钻井显示多以气测异常为主（占75.6 %），次见气侵及井涌。近期，中国石化在川东涪陵地区针对TY1井凉高山组页岩段进行测试，获高产油气，展示了川东高陡地区侏罗系凉高山组具有较大的勘探潜力。因此，有必要参考页岩油气“甜点”的评价思路和方法，对凉高山组从空间展布、地化特征、岩石学分析、储层特征、成藏条件等方面对开展页岩油气地质特征研究，以期为支撑研究区陆相页岩油气勘探提供参考。

1 区域地质背景

川东地区位于四川盆地东部，西以华蓥山断裂为界与川中隆起相邻，东至川鄂交界处的齐岳山断裂构造位置隶属于川东高陡断褶带（图1）。受印支、燕山和喜马拉雅三期构造的影响，发育一系列北东向大型隔挡式高陡构造，背斜狭窄，向斜宽缓[2]。背斜核部出露三叠系，向斜区主要出露中侏罗统。

图1 研究区区域构造位置图

早—中侏罗世是大巴山前陆盆地发育、发展到顶峰的过程，而早侏罗世晚期的凉高山组沉积期是这一过程的快速发展阶段。受地壳均衡作用控制，强烈的推覆负载必然伴随前陆坳陷的进一步沉降[3-4]，湖盆水体亦逐渐加深，这一时期整体表现为欠补偿的饥饿型沉积环境，以黑色页岩为主，凉高山组沉积晚期，随着构造活动强度的减弱，物源体系供应量逐渐增加，砂质碎屑含量亦相应增多[5]，但沉积环境始终处于缺氧的还原环境，形成黑色页岩夹砂岩的岩石组合。

根据岩性、电性和沉积旋回特征，将凉高山组自下而上划分为凉一段、凉二段和凉三段。其中川东地区凉一段顶部为最大湖泛面，该时期水域广，水体深，发育灰黑色泥页岩，厚度20余米，凉一段整体表现为灰黑色泥页岩、粉砂质泥岩夹薄层灰色泥质粉砂岩的岩性特征；凉二段湖盆水体缓慢下降，沉积水体由半深湖—深湖逐渐演变为滨浅湖，粉砂质泥岩厚度渐增，页岩厚度减小，顶部砂岩厚度也明显增厚；凉三段湖平面持续下降，湖盆范围逐渐萎缩，沉积物供给量大于可容空间增加量，砂岩占比明显增高，形成砂、泥（页）岩互层的特征，砂体单层厚度增大，泥页岩厚度变小，泥页岩平均厚度仅为4.4 m。凉高山组从凉一段到凉三段，页岩厚度逐渐减小，页岩有机质含量却逐渐增高，砂质含量也逐渐增多（图 2）。

图2 川东地区侏罗系凉高山组综合柱状图

2 页岩油气地质特征

2.1 沉积特征

川东地区凉高山组主要为一套黑色—灰黑色泥页岩、粉砂岩与砂岩互层沉积，反映其沉积早期可能存在局部氧化环境、大部分沉积时期研究区主要为还原环境。

受前陆盆地前渊带控制，川东高陡构造区凉高山组以发育三角洲—湖泊沉积体系为特征（图3），湖盆发育经历了湖扩、萎缩的过程，但平面上相变较快，且沉积相带具有不对称特征，即向冲断带方向侧变相对于向前陆隆起带较快；纵向上，受湖平面升降及前陆盆地演化的影响，岩石组合具韵律性，沉积相表现为三角洲相和湖泊相的频繁转换。岩心观察可知，凉高山组砂岩、粉砂岩中见大量脉状、波状层理、透镜状层理，部分生物扰动与生物潜穴，局部见变形构造（图4）。页岩发育页理构造，泥岩中发育水平砂纹层，偶见形态完整腕足类化石，表明沉积水动力相对较弱。其中，凉一段主要发育三角洲前缘亚相和半深湖亚相，凉二、三段主要发育半深湖、浅湖及三角洲前缘亚相。

图3 川东地区侏罗系凉高山组沉积相图

图4 川东地区凉高山组不同岩性及沉积构造图

2.2 地球化学特征

2.2.1 有机碳含量

有机碳含量（TOC）是定量评价烃源岩的重要参数，国内外学者认可的是泥质烃源岩TOC下限为0.4%～0.6%[6]，对于页岩油气，由于其具有“自生自储”的成藏特点，下限要求更高，陆相页岩TOC通常大于1%认为是有利页岩[7]。TOC的大小直接影响了页岩生烃潜力及其吸附油气含量的高低，是页岩油气的重要评价指标[8]。

基于川东地区36口井岩心、岩屑及露头资料共110件样品的总有机碳含量实验数据可知：凉高山组烃源岩的有机质丰度较高，主要分布于0.50%～3.86%，平均为1.40%。其中，有机碳含量TOC在大于1.00%的样品占64.54 %，在1.00%～2.00%的样品占46.36 %，大于2.00%的样品占18.18%。TOC的高值区主要分布在川东北部开江—梁平—忠县地区，平均值大于1.60%，其余地区TOC略低（表1）。

表1 川东地区凉高山组页岩有机碳含量统计表

2.2.2 有机质类型

凉高山组有机质干酪根类型Ⅱ型为主，少量Ⅲ型。实验分析表明，页岩有机质壳质组含量70.2%～78.0%，平均72.44%，镜质组含量20%～27%，平均24.6%，惰质组含量2%～4%，平均2.96%。由岩石热解参数最高热解温度Tmax和氢指数对有机质类型判别可知，川东地区凉高山组页岩Ⅱ型、Ⅲ型干酪根均有分布，但以Ⅱ型干酪根为主（图5）。

图5 川东地区凉高山组烃源岩热解参数类型划分图

2.2.3 有机质热演化成熟度

有机质热演化程度是反映其在地质历史时期生烃有效性及产物相态的重要参数，其处于生油窗内时有利于页岩油的形成，高于生油窗时为页岩油气形成的有利条件。北美页岩油勘探实践认为页岩干酪根镜质组反射率（Ro）在0.7%～1.1%时具有较好的页岩油勘探开发潜力。该区页岩有机质干酪根类型以Ⅱ型为主，少量Ⅲ型，生烃模式反映生油高峰期相对Ⅰ型干酪根滞后，Ro值在1.0%～1.3%达到生油高峰期。通过对凉高山组野外及单井共计18个样测试分析，宣汉—平昌地区埋深大于2 500 m，PA1井热演化程度较高，Ro大于1.5%，其余地区Ro分布在1.0%～1.4%，埋深约1 800～2 200 m，反映凉高山组烃源岩整体处于成熟阶段，具备生成大量油气的能力。

2.3 储集特征

2.3.1 岩石组分

凉高山组主要发育黑色、灰黑色页岩、粉细砂岩及介壳灰岩。页岩中矿物组分主要包括四大类：黏土矿物、碳酸盐类、粉砂质及有机质，黏土矿物主要包括伊利石、绿泥石、高岭石、伊蒙混层等；碳酸盐类矿物主要为方解石、白云石；粉砂质矿物主要包括石英、正长石、斜长石、云母、黄铁矿等。

据川东地区凉高山组7口井207个页岩样品进行X衍射全岩分析，凉高山组页岩具有高脆性矿物、较低黏土特征。脆性矿物含量平均为61.3%，其中石英含量平均为51.5%，方解石含量平均为3.3%， 斜长石含量平均为9.8%。7口井207个样品黏土矿物X衍射分析表明，伊/蒙间层含量分布在15.0%～69.0%之间，平均为46.8%，间层比分布在15.0%～30.0%之间，平均为20.0%；伊利石含量分布在7.0%～66.0%之间，平均为28.0%；高岭石分布在2.0%～68.0%之间，平均为9%；绿泥石含量分布在0～36.0%之间，平均为14.0%。

2.3.2 储集空间类型

页岩的储集空间类型多样，识别出有机质孔、无机孔和微裂缝3种类型，无机孔包含晶间孔，粒间孔，溶蚀孔（图6）。有机质孔来源于有机质成藏和热演化过程，由于地质环境改变而发育众多微小的孔隙和裂缝，是吸附页岩油气的重要存储空间[9-10]。无机孔在凉高山组页岩中广泛存在，黏土矿物的比表面积大于石英矿物，粒间孔越发育，气体的吸附能力就越强，而且页岩有机碳含量较低时，黏土矿物的吸附作用就十分显著[11]。凉高山组页岩中发育大量缺氧环境所形成的莓状黄铁矿，黄铁矿晶体中发育晶间孔，孔径为几十至数百纳米。

图6 川东地区凉高山组页岩微观孔隙结构特征图

低温氮气吸附—脱附（氮气吸附）测试是分析页岩孔隙表面积和揭示微小孔分布特征的有效方法。根据吸附和凝聚理论，氮气吸附迟滞回线反映了页岩主要发育孔隙形态。据国际理论与应用化学联合会（IUPAC）划分标准[12]，凉高山组页岩滞回环曲线呈现H3型特征（图7），推断凉高山组页岩主要发育中孔（2～50 nm）及宏孔（＞50 nm），孔隙形态以片状颗粒形成的楔形孔为主，孔径多分布于 10～100 nm（图8），与海相页岩相比，大孔占比明显高于海相页岩，有利于储层空间沟通及大分子液态烃的运移和产出。

图7 页岩氮气吸附—脱附特征图

图8 氮气吸附孔径分布图

微裂缝在页岩油气的渗流中具有重要的作用[13]，是连接微观孔隙与宏观裂缝的桥梁，观测表明，微裂缝长度在3～20 mm。微裂缝分有机缝和无机缝，有机缝主要为有机质收缩缝，无机缝主要为矿物粒缘缝和解理缝、脆性矿物受外力作用（压实及构造应力）产生的变形缝等。

相对较大的裂缝表现为页岩页理和构造裂缝，凉高山组页岩页理发育，局部发育裂缝，可有效沟通基质孔隙，在页岩油气的渗流和运移中发挥重要作用。如涪陵地区凉高山组高角度缝、低角度缝普遍发育，同时大量发育微裂缝，有利于增加储集空间、提高渗流能力[14]；巫山坎地区YT1井凉高山组钻探过程中反复井漏，累计漏失钻井液300 m3，地震资料显示凉高山组裂缝发育，岩心观察暗色泥页岩中除大量发育页理缝（密度为10～50条/m）外，还发育高角度构造裂缝，为页岩油气的运移提供了良好的条件。

通过对薄片、扫描电镜、X衍射三维显微成像等综合观察，川东地区凉高山组砂岩孔隙类型主要为粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及微裂缝。砂岩整体较致密，镜下观察发现局部绿泥石发育，叶片状绿泥石集合体充填于粒间孔隙中，形成粒间溶蚀孔隙；此外，石英颗粒次生加大，长石颗粒被溶蚀破碎杂基化，形成次生溶蚀微孔隙。孔径变化较大，较小的孔径为 200～300 nm，较大的为1～10 μm。

2.3.3 物性

川东地区凉高山组现有取心主要集中于凉二段、凉三段，凉一段取心较少。36个页岩样品物性分析表明，孔隙度在1.27%～3.25%之间，平均为3.49%，其中，56%样品孔隙度分布在2.0%～3.0%之间，孔隙度大于3.0%～5.0%的样品占26%，大于5.0%达到18%，孔渗交会表现出裂缝—孔隙的特征。渗透率介于0.002～7.460 mD之间，平均为0.2 mD，属特低孔、特低渗储层。

凉高山组砂岩整体致密，实测孔隙度为2%～10%，平均值约3.8%。但在开江—梁平地区，凉高山组砂岩局部存在高孔，主要分布在凉二段、凉三段，万州张家湾及五福村野外露头剖面29个实测数据表明，约44.8%样品砂岩孔隙度大于6.0%。开江五百梯地区多发育高孔砂岩，ZX1井、TD021-X8井凉三段约52%样品砂岩孔隙度大于6.0%，孔隙度最高可达7.9%，凉二段ZX1约42%样品砂岩孔隙度大于6.0%，孔隙度最高可达11.6%。

2.4 含油气性

2.4.1 实验检测

近期川东新钻井现场含气量数据表明，页岩含气量介于0.8～3.7 mL/g，平均为1.93 mL/g，表明凉高山组泥页岩具有较强的吸附能力；实测页岩氯仿沥青“A”含量介于0.01～0.29 mg/g，平均为0.12 mg/g，其中大于0.1 mg/g约占57%，主要集中于凉一段。

岩心可见页岩层间残留沥青质，有明显油味，见油迹。岩心扫描及镜下观测可见，裂缝中充填油，页岩页理缝普遍见荧光，矿物晶间孔可见荧光，砂岩也可见荧光显示，充分说明该区凉高山组页岩、砂岩储层均具有较好的含油气性。

2.4.2 油气显示

在钻井过程中，凉高山组普遍能见油气显示。据该区141口井统计，凉高山组页岩显示井为32口，以气测异常为主（占63%），也见井喷、井涌、油侵、气侵等显示。如成1井在凉高山组（827～858 m）发生井喷，气带水喷高8 m，后间歇（20～30 min）喷1次，每次喷3～5 min，喷高8～10 m，出口管处见天然气浪，具较浓的芳香味和H2S味。

2.4.3 测试

目前，中石油、中石化均对川东地区凉高山组砂岩、页岩储层进行了一定的探索，充分证实了其具有较好的含油气性。中国石油PA1井在凉高山组页岩油气层水平段优选21段82簇，采用“定方位向下射孔+穿层压裂+密集切割”进行压裂改造，测试产气11.45×104m3/d、产油112.8 m3/d；TD002-X18井老井上试侏罗系凉高山组砂岩，测试产气1.29×104m3/d；中国石化TY1井凉高山组通过水平井钻井及分段压裂测试，产气7.5×104m3/d、产油9.8 m3/d。

3 勘探潜力探讨

3.1 烃源条件

分布广泛、厚度大的优质页岩。半深湖—深湖相有利于黑色页岩沉积，控制着黑色页岩的厚度及空间的展布，而厚层优质的页岩是页岩油气富集的基础。前人通过油源对比分析认为，TOC大于1%的暗色泥页岩是凉高山组的主力烃源岩。目前四川盆地凉高山组工业油井就主要集中分布在TOC大于1.2%的富有机质烃源岩分布区内[15]。川东高陡地区高有机质丰度优质（TOC＞1）页岩大范围分布，厚度为12～69 m，其中凉一段优质页岩厚度最大，为10～48 m，高值区分布在万州、忠县地区（表2）。

表2 川东地区凉高山组页岩厚度统计表

川东地区凉高山组Ro主要分布于1.0%～1.4%，处于成熟—高成熟阶段，与渤海湾盆地沙三下亚段及沙四上亚段具有相似性，前人分析认为，渤海湾盆地Ro值与页岩油气产量呈明显的正相关关系，热演化程影响了页岩油气的流动性[16]，由此认为，川东地区凉高山组高Ro的富有机质优质页岩具有较大勘探潜力。

3.2 烃源与储层关系

优质页岩与砂岩频繁互层，油气富集条件较优越。世界各大盆地页岩储层研究表明，混合沉积中的有利混合层系对页岩油的富集有重要控制作用，如北美已经商业开采的威利斯顿Bakken组合海湾盆地EaglrFord组[17]，从单井生产曲线看，互层式源储配置关系的单井初始产量和最终估算可采储量明显较高。川东地区凉高山组为粉—细砂岩与富有机质泥页岩的混合沉积，砂岩粒度整体偏细，长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩中发育残余粒间孔、粒内溶孔等，微裂缝发育。实验分析表明，孔隙度分布在1.27%～7.80%，平均2.60%，总体物性条件较页岩储层差，属于特低孔、特低渗的致密储层。凉高山组纵向上存在多套砂体组合，平面上砂体叠合连片。优质页岩与砂岩频繁互层组合，烃源和储层配置关系良好，为油气富集提供了重要条件，钻井资料表明，分布于富有机质泥页岩中的细粒砂岩，普遍含油。平昌地区PA1井砂岩与页岩互层段油气产量均较高，产油占比高达70%。

砂岩与页岩互层型可使孔隙结构配置更合理，储集性能较好，泥质含量较纯页岩型储层略低，但脆性矿物含量更高，工程品质更好，易于压裂改造，YT1井、TY1井页岩三轴抗压实验结果，泊松比在0.16～0.27之间，杨氏模量在5.7～38.5之间，反映川东地区凉高山组页岩段泊松比、杨氏模量更高，可压性更强。凉高山组最大水平主应力为57.2～61.6 MPa，最小水平主应力为50.1～55.2 MPa，水平应力差异系数为0.12～0.14，应力差值小，有利于形成网状裂缝，储层容易被压裂，可改造性好。

3.3 裂缝

裂缝较发育，为油气富集奠定了有利条件。川东高陡构造区褶皱强度较大，尽管在宽缓向斜区构造形变程度较低，但在同一构造应力场下，可形成发育的裂缝体系，大大改善了储层的渗透性，利于油气运移成藏，为油气富集奠定了有利条件。如涪陵地区凉高山组8口井14回次共计124.55 m的岩心，F1井发育低角度缝5条，高角度缝1条；F4井发育低角度缝2条，层理缝1条；F3-2井发育低角度缝3条，层理缝23条，高角度缝10条，缝长度为几厘米至几米，宽度为几十微米至几厘米，灰白色灰质充填、半充填。TY1井凉高山组裂缝发育，有利于页岩油气的富集高产，目前该井已获得日产页岩气7.5×104m3、页岩油9.8 m3[18-20]。

此外，在泥页岩层段见丰富水平页理缝，它形成于沉积作用，由一系列薄层细粒沉积物沉积成岩而成，主要是富有机质的暗色黏土矿物纹层和含有机质的砂质纹层交互叠置。巫山坎地区YT1井，在4 m的灰黑色页岩段，可识别页理缝上百条。

天然裂缝的发育有利于通过体积压裂形成复杂的缝网体系，实现页岩油工业的规模开发。庆城油田长7段天然裂缝发育，既发育宏观大、中尺度裂缝，同时微—小裂缝也普遍存在，生产实践发现，天然裂缝是页岩油“甜点”富集的主要因素，天然裂缝发育有利于通过体积压裂形成复杂的缝网体系，实现页岩油工业规模开发[21-23]。

3.4 保存条件

宽缓向斜区保存条件好，有利于页岩油气成藏。川东地区由于褶皱强烈而形成了多排北东—南西向的狭长形高陡构造带，核部多出露上三叠统—上二叠统碳酸盐岩，侏罗系已被剥蚀殆尽。然而，在高陡带的背斜翼部以及其间宽缓的向斜区，广泛分布着沙溪庙组砂、泥岩，残厚为1 000～2 000 m，同时，凉高山组底部发育大安寨段石灰岩，厚度为10～30 m，对侏罗系凉高山组页岩油气层具有良好的封隔保存作用。统计表明，川东地区凉高山组随着埋藏深度的增加，油气显示逐渐增加，埋深1 000 m以深有利于天然气聚集成藏，500 m以深有利于油藏形成。水侵主要集中在距离断裂带5 km以内或1 000 m以浅，远离高陡构造区具有较大埋深区具有较好的保存条件。

地层压力系数是反映页岩油气保存条件的综合判别指标[24]，影响着吸附气和游离气的含量[25]。页岩生烃造成孔隙压力增大而形成异常高压，在异常压力和烃浓度差的作用下，烃类的运移总是指向外面，如果气藏封闭性不好，页岩油气排出过快会造成压力大幅度降低，甚至形成低压，反之，则保持较高的地层压力。川东地区宽缓向斜区普遍为常压，压力系数为1.0左右，局部地区（万州、忠县）地层压力系数大于1.2，高压地区地层能量充足，油气保存条件好，有利于页岩油气的产出。

川东地区凉高山组发育优质页岩，具有源储一体的特点，是典型的页岩油气发育层系。页岩油气分布主要受烃源、储层、埋深、地层压力等多项参数控制。分析认为富有机质页岩TOC大于1.0%，页岩厚度大于15 m、Ro大于1.0%，脆性矿物含量大于50%、压力系数大于1.0、埋深大于1 000 m作为有利区优选的评价指标，同时，结合优质砂岩发育区，优选微断裂发育区，确定开江、涪陵、忠县地区为川东地区凉高山组页岩油气的勘探有利区，其中开江地区凉二、凉三段发育优质砂岩储层（孔隙度大于6%），凉一段发育优质页岩储层（孔隙度大于3.6%，厚度大于20 m），可进行立体勘探；涪陵、忠县地区凉一段发育优质页岩储层，且厚度较大（孔隙度大于4%，厚度大于40 m），凉一段应作为勘探的重点。

4 结论

1）川东地区凉高山组页岩有机碳含量较高，演化程度适中、厚度大、储集性能较好、整体含油气性较好，具备良好的页岩油气地质条件，同时，页岩具有高杨氏模量、低泊松比、脆性矿物含量高的特点，有利于页岩油气的压裂改造。

2）川东地区凉高山组为粉—细砂岩与富有机质泥页岩的混合沉积，发育砂岩及页岩两种储层，烃储搭配良好，利于页岩油气富集。

3）根据烃源、储层及工程条件，川东地区凉高山组页岩油勘探潜力大，确定开江、涪陵及忠县地区为勘探有利区。