0 引言
随着四川盆地志留系海相页岩气稳产难度日益增大，积极寻找页岩油气勘探接替领域对于保障四川盆地非常规油气增储上产具有重要意义［1-3］。复兴地区侏罗系自流井组和凉高山组陆相暗色富有机质泥页岩具有分布稳定、厚度大，页岩油气资源丰富的特征［4-5］。2020年中国石化在复兴地区实施东岳庙段页岩油气专探井涪页10井并获得了日产油17.6 m3、日产气5.58×104 m3的工业油气流，标志着东岳庙段陆相页岩油气的重大突破［6］。2020年中国石油在仪陇—平昌地区钻探的平安1井在侏罗系凉高山组获日产油112.8 m3、日产气11.45×104 m3，实现了侏罗系凉高山组陆相页岩油气开发的商业突破［7］。2021年中国石化在复兴地区钻探泰页1井，水平井测试获得日产油9.8 m3、日产气7.5×104 m3，取得了该地区侏罗系凉高山组陆相页岩油气的勘探突破［8］。这一系列勘探成果极大地提升了我国陆相页岩油气勘探开发信心，也展现了四川盆地侏罗系页岩油气良好的勘探前景。
四川盆地复兴地区在中侏罗统—下侏罗统沉积时期湖盆沉积中心频繁迁移，下侏罗统东岳庙一亚段、大安寨二亚段及中侏罗统凉高山组二段沉积时期分别发生3次湖侵，发育了3套半深湖亚相泥页岩［9-10］。凉高山组继承了自流井组的沉积格局，主要发育滨浅湖和浅湖—半深湖亚相沉积，半深湖泥页岩连续厚度大、夹层少、有机质丰度高、孔隙度和含气量高，是油气大规模原位富集的重点领域［8］。目前针对复兴地区凉高山组陆相泥页岩烃源岩品质和储层品质研究相对薄弱，页岩油富集条件不清楚，页岩油资源潜力不明确，直接制约了该地区凉高山组陆相页岩油勘探部署。本文研究以Z1井为例，通过岩石热解及有机岩石学等有机地球化学方法查明了凉高山组页岩生烃潜力，综合储层物性、孔隙类型及微观结构、储层含油气性及烃类可动性表征，明确了凉高山组页岩储层品质，在此基础上探讨了复兴地区凉高山组页岩油勘探有利层段及勘探潜力，以期为开拓四川盆地陆相页岩油勘探领域提供理论依据。
1 地质概况
复兴地区主要位于川东高陡构造带复兴地区，属典型川东高陡构造带隔挡式构造样式，主要由一系列北东—南西向延伸的隔挡式大型复背斜和复向斜构成，向斜宽缓，背斜窄陡，东至大池干背斜，西至梁平向斜，中部被黄泥塘和苟家场背斜分割为大堡场向斜、拔山寺向斜和梁平向斜，向斜区变形较弱。Z1井位于拔山寺向斜内，钻井揭示侏罗系凉高山组自下而上可以划分为凉一段、凉二段和凉三段［图1（b）］。凉一段下部为棕红色泥岩夹砂质岩，上部主要为泥岩、粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩。凉二段下部发育灰黑色页岩，上部为泥岩与泥质砂岩频繁互层。凉三段以灰色块状细砂岩为主，夹泥质砂岩和泥岩。岩性特征和沉积构造特征反映凉高山组沉积时期水体深度变化较快，水体由浅变深再变浅，依次发育滨湖—浅湖—半深湖—浅湖—三角洲的沉积序列，反映了一次完整的湖侵—湖退沉积旋回［8］。凉一段和凉二段中上部主要为滨浅湖沉积，凉二段下部主要为半深湖沉积，凉三段主要发育三角洲沉积。凉高山组纵向上可以进一步划分为8个小层。富有机质泥页岩主要发育在凉一段的②—③小层和凉二段的④小层。Z1井凉高山组②小层和③小层厚度分别为18.84 m和33.37 m，主要发育灰色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及粉砂岩，泥页岩中发育砂质纹层或条带，局部可见介壳纹层或条带。④小层厚度为35.57 m，主要发育灰黑色页岩、灰色泥岩夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩或泥质灰岩，页岩中可见大量粉砂质纹层或条带，以及少量的介壳纹层或条带，其中2 512.88~2522.56 m和2 528.25~2 547.60 m分别发育9.68 m和19.35 m灰黑色泥页岩。⑤—⑥小层主要发育粉砂岩、粉砂质泥岩和灰色页岩。
2 源岩条件
2.1 有机质丰度及热成熟度
61块样品的测试结果表明，凉高山组页岩有机碳含量（TOC）介于0.51%~3.03%之间，平均值为1.19%，TOC值超过2.00%的占比8.20%，1.00%~2.00%之间的占比40.98%。受沉积相的影响，纵向上不同小层TOC变化较大，②小层页岩TOC值介于0.35%~0.89%之间，平均值为0.58%；③小层页岩TOC值介于0.47%~2.30%之间，平均值为1.10%；④小层页岩TOC值介于0.27%~3.03%之间，平均值为1.21%（图2）。④小层中2 513~2 521.7 m和2 528.2~2 541.2 m深度的泥页岩TOC均值分别为2.06%和1.97%，为中等—好烃源岩，与复兴地区东岳庙段优质烃源岩有机碳含量（TOC均值为2.04%）基本相当。4个凉高山组页岩样品干酪根镜质体反射率（R O）测试结果表明（为保证准确性，每个样品均测试20个以上的样点），镜质体反射率介于0.94%~1.44%之间，平均值为1.29%（图2），说明凉高山组页岩处于成熟阶段，以生凝析油—轻质油为主。
2.2 生烃潜力
本文研究采用前人提出的生烃潜力指数［（S 1+S 2）/TOC×100］（单位有机碳的生烃潜力）客观评价凉高山组烃源岩生烃能力及纵向变化规律［11］。④小层的生烃潜力指数最高，介于234.03~148.83 mg/g TOC之间，平均值为202.70 mg/g TOC；③小层的生烃潜力指数最大值为172.72 mg/g TOC，平均值为121.76 mg/g TOC；②小层的生烃潜力指数最大值为122.32 mg/g TOC，平均值为106.11 mg/g TOC（图2）。凉高山组页岩生烃潜力指数的大小依次为：④小层>③小层>②小层。氢指数（I H）是单位有机碳内剩余生烃潜力，是评价烃源岩品质的重要参数之一［12］。凉高山组页岩剩余生烃潜力与原始生烃潜力具有相似的变化规律（图2）。④小层泥页岩I H值最高，平均值为139.57 mg/g TOC，③小层次之，平均值为81.57 mg/g TOC，②小层最低，平均值为65.5 mg/g TOC。
2.3 干酪根类型及有机显微组分
为系统分析Z1井凉高山组页岩纵向上不同层段有机质类型的变化特征，本文研究选取23个样品开展干酪根碳同位素测试。实测干酪根碳同位素δ13C值主要介于-28‰~-26‰之间（图2），表明凉高山组页岩以II1型干酪根为主，④小层部分样品δ13C<-28‰，表现为Ⅰ型干酪根特征，②—③小层局部δ13C值介于-26‰~-24‰之间，表现为Ⅱ2型干酪根特征。川东地区自流井组东岳庙段泥页岩和大安寨段泥页岩干酪根碳同位素表明有机母质以II2型为主。相比之下，凉高山组干酪根类型较好，即同等条件下，凉高山组页岩有机质生烃潜力较高，具有更好的生油气能力。
21个页岩岩心样品的全岩有机岩石学鉴定显示，凉高山组页岩有机质显微组分包括镜质组、惰质组、腐泥组和壳质组等（图4）。镜质组平均含量为24.18%，主要由富氢镜质体和正常镜质体组成；惰性组平均含量为21.79%，主要为惰屑体和丝质体；次生组分含量为6.9%~53.7%，平均值为28.8%，腐泥组平均含量值为28.05%，主要以无定型腐泥组和沥青质体为主，壳质组含量平均值为16.38%，以孢子体和壳屑体为主。
图4 中侏罗统凉高山组泥页岩有机显微组分（a）深度2 520.87 m，孢子体，长条状或者弯曲状，结构较清晰，反射光；（b）深度2 512.05 m，壳屑体，油浸反射光下褐黄色，具有内反射，呈碎屑状、无固定的形态，反射光；（c）深度2 531.65 m，富氢镜质体，具有一定的颗粒形态，颗粒表面具有一定的突起，形状不规则，在油浸反射光下主要为灰黑色；（d）深度2 535.92 m，无结构镜质体，与富氢镜质体在形态上无明显差异，颗粒边缘无内反射，反射光；（e）深度2 513.08 m，惰质体碎屑，无固定形态，反射光；（f）深度2 515.52 m，残留丝质体结构，油浸反射光；（g）深度2 512.05 m，无定型腐泥组，反射光；（h）深度2 577.15 m，固体沥青，无固定颗粒形状，形态轮廓清晰，细条带状顺层分布，反射光 Fig.4 Organic macerals of Middle Jurassic Lianggaoshan shale |
3 储层条件
3.1 页岩物性及微观结构特征
物性测试结果表明，凉高山组泥页岩孔隙度介于1.44%~4.90%之间，平均值为3.30%［图5（a）］。②小层页岩孔隙度介于2.50%~3.95%之间，平均值为3.49%；③小层页岩孔隙度介于1.45%~4.90%之间，平均值为3.03%；④小层页岩孔隙度介于2.74%~4.82%之间，平均值为3.55%。各小层泥页岩物性整体无明显差异，但比涪陵地区下侏罗统自流井组页岩孔隙度低。与孔隙度相似，各小层样品的孔径分布特征基本一致［图5（b）］，以介孔为主，大孔次之：介孔（2~50 nm）平均占比为51.77%，大孔（>50 nm）均占比为36.17%，微孔（<2 nm）平均占比为12.06%。介孔对总孔容的贡献介于42.04%~52.08%之间，大孔和微孔的贡献分别为26.00%~49.28%和7.01%~26.60%。前人在研究以鄂尔多斯盆地延安地区延长组页岩油过程中认为页岩油多赋存在介孔当中，在<3 nm孔隙中以吸附态为主，>3 nm的孔隙中以游离态为主［15］。因此，凉高山组页岩储层的微观结构特征有利于游离态页岩油富集。
3.2 页岩储集空间类型
3.2.1 黏土矿物孔
3.2.2 有机质孔
场发射扫描电镜观察表明，有机质孔隙主要发育在有机质—黏土复合体中或者是充填于脆性矿物的固体沥青中。部分有机质—黏土复合体中有机质内部可见大量的有机质孔隙，孔隙整体以蜂窝状发育，单个孔隙形状多样，可见圆形、椭圆形、不规则形状等，以纳米级孔隙为主，孔径均一且较小［图6（c）］。根据凉高山组页岩镜下有机显微组分推断［17］，该类有机质主要以腐泥组、壳质组或者富氢镜质组为主。此外，固体沥青中有机质孔隙普遍发育［图6（d）］。大部分页岩样品镜下观察可见沥青充填在无机矿物粒间（石英颗粒或者黄铁矿颗粒间），形态多受矿物粒间孔形状的控制。沥青内有机质孔隙密度较高，孔隙形态多样，圆形、椭圆形、不规则形及狭缝形孔隙均有发育，整体呈蜂窝状，以纳米级孔隙为主，但大小不均一，数十纳米至数百纳米（孔径长轴）均有发育，局部样品可见有机质孔隙彼此连通形成微米级大孔。
3.2.3 有机质相关微裂缝
此外，页岩样品有机质多以条带状或块状富集，有机质结构紧密，其内部不发育有机质孔隙，但有机质与无机矿物（黏土矿物）边缘可见一定规模的有机质收缩［图6（f）］，缝宽基本为百纳米—微米级裂缝，断面较为平整，裂缝宽度均匀，无明显的变化。该裂缝主要与腐殖型有机质在生烃过程中整体收缩有关。
4 含油性及可动性特征
Z1井钻井揭示凉二段页岩油气显示良好，全烃含量为6.07%~49.46%，甲烷含量为0.35%~20.25%，④小层页岩全烃和甲烷含量较高，向下③小层和②小层页岩全烃和甲烷含量逐渐降低（图7）。④小层内2 513~2 521.7 m和2 528.2~2 541.2 m深度的泥页岩内游离烃含量（S 1）达到3~4 mg/g，个别样品的游离烃含量接近10 mg/g，说明该套半深湖相富有机质泥页岩具有较好的含油气性。但是与已经实现商业开发的松辽盆地古龙页岩相比，复兴地区凉高山组中—高碳（纹层状）黏土质页岩有机质丰度低，游离烃含量相对较低，页岩含油性相对较低。
烃类流体在页岩内流动性是影响页岩油气能否高产的重要因素之一［19］，单位有机碳含量中的游离烃S 1含量（即S 1/TOC，OSI）可以刻画烃类流体在富有机质泥页岩中的可动性 。通过Bakken、Eagle Ford、Marcellus及Montney等国外典型页岩研究认为，泥页岩中烃类流动的OSI阈值为100 mg/gTOC ［20-21］。复兴地区凉高山组页岩OSI值纵向变化较大（图8），④小层OSI值介于8.59~490.75 mg/gTOC之间，平均值为140.49 mg/gTOC；③小层OSI值介于0.08~62.40 mg/gTOC之间，平均值为23.72 mg/gTOC；②小层OSI值介于0.05 ~104.98 mg/gTOC之间，平均值为23.14 mg/gTOC。④小层内2 513~2 521.7 m和2 528.2 m~2 541.2 m深度的泥页岩烃类流体流动性较好，与北美鹰滩页岩油（OSI值为100~200 mg/g）和松辽盆地龙页岩油（OSI 值100~400 mg/g）具有一定的相似性［22-23］。凉高山组页岩储层以介孔—大孔为主、与有机质相关的微裂缝较发育及黏土矿物颗粒表面的亲水性等因素决定了储层中吸附态烃类含量较低，游离态烃类含量较高，提高了页岩油可动潜力［24］。此外，凉高山组页岩具有较高的黏土矿物含量，实测黏土矿物含量介于29.7%~62.9%之间，平均值为50.6%，其中伊/蒙间层的相对含量平均值为42.67%，伊利石的相对含量平均值为28.89%。黏土矿物所带来的高表面活性可促进轻质烃类组分的转化，有助于泥页岩内部烃类流体的可流动性［25］。实测的复兴地区凉高山组地层压力较高（压力系数介于1.3~1.4之间），对于提高油气在纳米孔隙中的渗流能力具有积极的作用。凉高山组页岩具有热演化程度适中，原油品质较好，原油密度和黏度较低，地面原油密度为0.78 g/cm3，黏度为9.97 mPa·s（50 ℃），气油比为6 917，处于凝析油—湿气阶段。实测的含硫量为0.04%，含蜡量为2.77%，胶质+沥青质含量为0.16%，属低含硫轻质油范围说明该套页岩内流体可动能力较强。与古龙页岩油相比［23］，凉高山组页岩油具有原油密度低、气油比高的特征，页岩油可动潜力大。
5 页岩油富集条件及勘探潜力
陆相沉积的旋回性导致涪陵北部中侏罗统—下侏罗统湖盆沉积中心频繁地迁移，燕山早幕运动在米仓山前缘影响不明显，复兴地区周边山系处于相对稳定时期，拔山寺向斜内中侏罗统凉高山组继承了下侏罗统自流井组的沉积格局，凉二段④小层沉积时期达到最大湖泛，大面积发育一套半深湖相优质页岩，随后开始湖退，发育分流河道砂岩。对比四川盆地不同地区中侏罗统凉二段页岩可以发现，凉高山组优质页岩在矿物组成、地球化学特征、储层条件以及含油气特征等方面无明显差异（表1）。钻井揭示的复兴地区凉高山组灰黑色泥页岩（TOC>1.0%）厚度介于20~30 m之间，比元坝等地区优质页岩厚度较大，这主要是由于复兴地区凉高山组沉积时期水体较深、分布范围广，沉积中心离物源较远，沉积环境更为稳定，为灰黑色泥页岩沉积创造了良好环境。此外，受沉积环境的控制，复兴地区凉高山组半深湖相页岩有机质丰度相对较高，与自流井组东岳庙段优质页岩的烃源岩品质相当。松辽盆地古龙页岩是在古海洋缺氧事件作用下发育的一套富有机质页岩，有机质丰度高、有机质类型好（Ⅰ—Ⅱ1型），出产轻质原油的页岩R O值介于1.3%~1.6%之间，目前已取得页岩油勘探突破。与古龙页岩相似［26］，复兴地区凉高山组页岩也是大规模湖侵时期沉积的一套灰黑色泥页岩层系，二者有机质类型相似，热演化程度接近。因此与国内典型陆相页岩油富集层系相比，复兴地区凉高山组具备形成大型原位的凝析油—轻质油藏的物质条件。复兴地区南部大堡场向斜较窄，宽约为8~10 km，地层倾角为8°，北部拔山寺向斜地层宽缓，宽约为8~20 km，地层倾角<5°，构造变形相对较弱，保存条件更优越。拔山寺向斜内凉高山组页岩埋深为2 000~3 000 m，具有地应力低且水平应力差异系数小的特征，易于压裂改造。但是凉高山组页岩黏土矿物含量高、脆性矿物含量低，具有中—高杨氏模量及高泊松比的特征，④小层泥页岩泊松比平均值为0.27，杨氏模量平均值为33.5 GPa［8，27-28］，由此造成泥页岩可压性较差，难以形成复杂缝网，可能是制约该套页岩油气后期开发的重要因素。
表1 四川盆地凉高山组页岩气富集条件对比(古页油平1井数据据文献[7,23])Table 1 Comparison of shale gas enrichment conditions at Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin （data of the Well Guyeyouping 1 from Refs. [7,23]） |
| Z1井 | T1井 | Y3井 | L1井 | 平安1井 | 古页油平1井 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 层位 | 中侏罗统凉高山组 | 中侏罗统千佛崖组（凉高山组） | 中侏罗统凉高山组 | 白垩统青山口组 | ||
| 位置 | 四川盆地复兴地区 | 四川盆地元坝地区 | 四川盆地在仪陇—平昌地区 | 松辽盆地古龙凹陷 | ||
| 优质页岩厚度/m | 28.1 | 25.2 | 14.2 | 13.29 | 17.7 | 50~60 |
| TOC/% | 2.02 | 1.89 | 1.68 | 1.76 | 1.24 | 2.4 |
| R O/% | 1.3 | 1.34 | 1.3 | 1.01 | 1.55 | 1.3~1.6 |
| 孔隙度/% | 3.55 | 2.17 | 4.5 | 2.5 | 3.4 | 6.2 |
| 孔隙类型 | 黏土矿物孔为主，有机质孔隙发育 | |||||
| OSI/（mg/gTOC） | 140.49 | / | / | 139.6 | 135.4 | 100~400 |
| S 1/（mg/g） | 3.29 | / | 2.63 | 2.89 | / | >8 |
| 硅质矿物/% | 37.18 | 35.9 | 36.2 | / | 45.9 | / |
| 黏土矿物/% | 50.6 | 48.9 | 55.2 | 50.0 | 48.6 | 35.6 |
| 碳酸盐矿物/% | 1.29 | 3.9 | 5.4 | 6.0 | / | / |
|
6 结论
四川盆地复兴地区凉高山组发育浅湖—半深湖相富有机质泥页岩，泥页岩具有较高的有机质丰度和较好的生烃潜力，目前处于成熟阶段，以生凝析油—轻质油为主，但是纵向地球化学指标变化较大，其中④小层半深湖相泥页岩有机质丰度高、干酪根类型好（II1型）及生烃潜力较大，具备形成大型原位凝析油—轻质油藏的物质条件。该套半深湖相泥页岩储层孔隙度中等，储层内黏土矿物孔发育，与有机质相关的微裂缝较丰富，可见有机质孔隙，但孔隙以介孔—大孔为主，具有含油气性好且烃类可流动潜力大的特征。与四川盆地其他地区凉高山组相比，复兴地区拔山寺向斜内凉高山组半深湖相泥页岩具有良好的页岩油气富集条件及勘探前景。
甘公网安备 62010202000678号
