楊躍明 陳玉龍 劉燊陽 鄧 賓 徐 浩 陳麗清 黎丁源 殷櫻子 李 怡

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 3.成都理工大學能源學院

1 研究背景

中國陸相、海陸過渡相頁巖氣目前勘探開發(fā)程度低，資源評價也存在著較大的不確定性，尤其是受“兩高兩低”（高吸附氣比例、 高黏土礦物含量、低熱演化程度、低地層壓力）的制約，要實現頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)難度較大，現階段僅在我國南方的四川盆地及其周緣實現了埋深3 500 m以淺海相頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)[1-6]。

四川盆地及其周緣廣泛發(fā)育6套海相、海陸過渡相及陸相頁巖地層（圖1-a），其中海相深水陸棚相上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖是該區(qū)最有利的頁巖氣勘探開發(fā)層系[7-10]，優(yōu)質頁巖厚度介于20～80 m、分布穩(wěn)定。對近期數據的統(tǒng)計結果表明，中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）在川南地區(qū)長寧、威遠和昭通區(qū)塊已累計提交淺層（埋深不超過2 500 m）和中淺層（埋深介于2 500～3 500 m）頁巖氣探明地質儲量1.061×1012m3，中國石油化工股份有限公司（以下簡稱中國石化）在永川、涪陵、威榮區(qū)塊已累計提交頁巖氣探明地質儲量9 408×108m3（圖1-b）。截至2020年11月底，川南地區(qū)中國石油區(qū)塊已經累計生產頁巖氣252×108m3，目前日產量已經超過4 000×104m3，其中威遠頁巖氣田和長寧頁巖氣田日產氣量分別為1 010×104m3和1 160×104m3，已經形成川南地區(qū)“萬億立方米儲量、百億立方米產量”頁巖氣大氣區(qū)，四川盆地已經成為繼美國之后的全球第二大頁巖氣生產基地。此外，目前我國頁巖氣勘探開發(fā)主戰(zhàn)場已經向著深層（埋深介于3 500～4 500 m）轉移，繼瀘203井（垂深3 893 m）獲得深層頁巖氣勘探開發(fā)重大突破后，中國石油在威遠、瀘州區(qū)塊多口深井再次獲得20×104～50×104m3/d的高產頁巖氣流，展示出四川盆地深層頁巖氣巨大的勘探開發(fā)潛力。

按照“上部氣層就近接替（雙層立體開發(fā)）、轉向超深層（埋深超過4 500 m）、持續(xù)攻關常壓和低壓區(qū)三者并行”的思路，我國對五峰組—龍馬溪組海相頁巖以上的3個領域也已開展了持續(xù)攻關[11]，目前見到了一些好的苗頭。此外，為了持續(xù)助力中國頁巖氣的發(fā)展，中國石油不局限于五峰組—龍馬溪組海相頁巖，在對上述3個領域開展攻關研究的同時，還對四川盆地及其周緣的3套頁巖氣接替層系（下寒武統(tǒng)筇竹寺組海相頁巖、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖和下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段陸相頁巖）開展了不同程度的勘探評價工作。研究發(fā)現，盡管上述3套頁巖氣接替層系的品質、厚度、脆性和有利區(qū)分布與五峰組—龍馬溪組海相頁巖存在著較大的差異，但仍然具備頁巖氣勘探開發(fā)的潛力。

為了給中國南方頁巖氣勘探開發(fā)提供理論支持，筆者主要基于中國石油的頁巖氣勘探開發(fā)研究與實踐，以四川盆地及其周緣為研究對象，在總結頁巖氣重點勘探開發(fā)領域現狀的基礎上，探討了五峰組—龍馬溪組下一步的頁巖氣勘探開發(fā)攻關方向、評價和梳理了上述3套頁巖氣接替層系的勘探開發(fā)潛力，進而展望了四川盆地及其周緣頁巖氣勘探開發(fā)的前景。

2 五峰組—龍馬溪組頁巖氣勘探開發(fā)現狀與下一步攻關方向

2.1 四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)現狀

2.1.1 淺層—中淺層（埋深不超過2 000 m）頁巖氣勘探開發(fā)現狀

四川盆地南部五峰組—龍馬溪組埋深淺于2 000 m的地區(qū)主要位于昭通國家級頁巖氣示范區(qū)，示范區(qū)內目標地層埋深主體介于500～2 000 m，占該示范區(qū)總面積的80%。古生代以來先后經歷了加里東、海西、印支和喜馬拉雅期四期強烈構造變形作用，表現為“地層淺、強改造、過成熟、雜應力”的山地頁巖氣特點（表1）[12-13]。昭通示范區(qū)頁巖氣資源量為3.78×1012m3，截止到2019年底，該區(qū)塊已累計提交探明頁巖氣地質儲量1 886.66×108m3。截至目前，昭通示范區(qū)黃金壩—紫金壩地區(qū)已完成10×108m3頁巖氣建產，創(chuàng)新川南“山地頁巖氣高效開發(fā)模式，累計生產頁巖氣46×108m3，已經成為繼長寧—威遠、焦石壩之后的我國第三大頁巖氣生產基地。目前昭通示范區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)工作集中在北部，頁巖氣年產能力為18×108m3（圖2）。

2.1.2 中深層（埋深介于2 000～3 500 m）頁巖氣勘探開發(fā)現狀

中國頁巖氣勘探開發(fā)歷經10余年的發(fā)展，現已在四川盆地建成了長寧—威遠、涪陵國家級頁巖氣示范區(qū)。上述示范區(qū)內五峰組—龍馬溪組埋深主體淺于3 500 m的區(qū)域已實現規(guī)模效益開發(fā)，其中川南地區(qū)中國石油礦權區(qū)內廣泛發(fā)育深水陸棚亞相，富有機質頁巖大面積分布，儲層具有熱演化成熟度高、富碳、低黏、高硅、中孔等特征，普遍超壓，頁巖氣保存條件好[14-19]。中國石油目前已基本明確川南地區(qū)目的層埋深介于2 500～3 500 m的可工作面積達2 500 km2，頁巖氣資源量為1.2×1012m3，可實施水平井3 600口以上，可建成年產頁巖氣200×108m3規(guī)模并穩(wěn)產10年以上（圖3）[14]。同時，中國石化涪陵頁巖氣田頁巖氣累計產量也突破了300×1012m3，該氣田日產氣量約1 700×104m3。由此可見，頁巖氣已成為中國天然氣產量新的增長極。

圖1 四川盆地綜合地層柱狀圖與構造演化位置分區(qū)圖

表1 山地淺層頁巖氣地質工程一體化評價選區(qū)地質和工程甜點要素分析表[12]

2.1.3 深層（埋深介于3 500～4 500 m）頁巖氣勘探開發(fā)現狀

隨著海相頁巖氣勘探開發(fā)的深入，川南地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)主戰(zhàn)場正在向深層轉移。四川盆地及周緣深層（五峰組—龍馬溪組埋深介于3 500～4 500 m）地區(qū)主要位于川南瀘州、渝西、威遠南部以及川東南地區(qū)（圖4）。據中國石油西南油氣田公司探區(qū)“十三五”油氣資源評價結果和最新有利區(qū)優(yōu)選標準（中國石油內部標準）（表2），川南深層區(qū)域（扣除不可工作區(qū)后）總面積為6 600 km2，評價頁巖氣資源量為3.7×1012m3，可部署水平井1.5×104口，頁巖氣可采儲量超過2×1012m3，具備建成500×108m3頁巖氣年產規(guī)模并穩(wěn)產20年或1 000×108m3頁巖氣年產規(guī)模并穩(wěn)產10年以上的開發(fā)潛力（表3）[8]。

2019年，中國石油在川南瀘州地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深3 800 m的瀘203井獲得138×104m3/d測試產量（折算1 500 m水平段長產量為202×104m3/d），樹立了頁巖氣單井測試產量的標桿；繼瀘203井獲得高產后，威遠、瀘州區(qū)塊又有5口井獲得40×104～50×104m3/d的頁巖氣高產，展示了深層頁巖氣巨大的勘探開發(fā)潛力。目前中國石油在川南深層區(qū)設置了4個試采區(qū)，共部署了24個平臺75口井——開鉆井30口、完鉆井26口、完成測試井9口、投產井9口，預計“十四五”期間瀘州地區(qū)將建成深層萬億立方米儲量、百億立方米年產量頁巖氣田。中國石化也同步開展了深層頁巖氣勘探工作，在川東南丁山地區(qū)部署實施丁頁2井，導眼井完鉆井深為4 418 m、優(yōu)質頁巖厚度為35.5 m，測試求產日產頁巖氣10.42×104m3，此后持續(xù)部署實施丁頁4、丁頁5井，配套140 MPa壓裂裝備，應用高黏度滑溜水，提高施工能力，分別獲得20.56×104m3/d和16.33×104m3/d的測試效果，揭示出川東南深層頁巖氣良好的勘探潛力。

2. 2 四川盆地周緣頁巖氣勘探情況

2.2.1 渝東北—鄂西地區(qū)

四川盆地外圍構造區(qū)海相頁巖具有“層系多、巖相變化快、熱演化程度高、構造改造強、抬升幅度大”的特點[13]。2017年初，中國地質調查局武漢地質調查中心承擔的鄂宜頁2井在中二疊統(tǒng)棲霞組、下志留統(tǒng)羅惹坪組以及五峰組—龍馬溪組等多個層系都獲得了氣體顯示，發(fā)現了四川盆地外圍志留系頁巖氣的一些好的苗頭。鄂宜頁2井五峰組—龍馬溪組暗色頁巖厚度為89 m，其中富有機質頁巖（TOC＞2%）厚度為33 m，該套頁巖在鉆井液密度為1.29 g/cm3的條件下，氣測全烴含量錄井顯示由0.05%上升至1.12%，現場解析含氣量為0.62～3.29 m3/t，平均為1.63 m3/t，巖心浸水實驗氣泡劇烈并點火成功[20]。

2019年以來，鄂宜頁2井獲得成功之后，按照“積極拓展長江中游”的戰(zhàn)略部署，在該區(qū)再次發(fā)現了頁巖氣好苗頭[21-22]。湖北秭歸地區(qū)鄂秭頁1井五峰組—龍馬溪組鉆遇氣測異常34.6 m/2層，全烴含量最高達12.17%，甲烷含量為11.61%（平均值為4.20%）；頁巖含氣量最高達4.2 m3/t，預測地層壓力系數為1.5。咸豐地區(qū)鄂豐地1井在五峰組—龍馬溪組鉆遇厚度為74 m的黑色頁巖，全烴含量最高達9.62%，解析含氣量（不含殘余氣）為0.20～2.53 m3/t，平均值為1.67 m3/t，呈現出長江經濟帶頁巖氣勘查開發(fā)的新格局。

圖2 昭通地區(qū)構造位置及頁巖氣有利區(qū)分級評價圖[12]

2.2.2 川西南—滇東北地區(qū)

圖3 川南地區(qū)五峰組底埋深以及頁巖氣建產區(qū)、接替區(qū)平面分布圖[14]

2016年中國地質調查局油氣資源調查中心在川西南—滇東北地區(qū)開展了1∶25萬頁巖氣地質調查，部署實施的新地2井獲得了頁巖氣好苗頭。新地2井富有機質頁巖厚度為32 m，現場解析氣量平均值為2.01 m3/t，Ⅱ類黑色頁巖厚度為71 m，現場解析氣量平均為1.19 m3/t。2017年云大地3井進一步揭示其富有機質頁巖厚度為40 m，現場解析氣量平均為0.80～2.23 m3/t，其中解析氣量大于1 m3/t頁巖厚度為36 m，證實木桿向斜為含氣構造，拓展了川西南—滇東北地區(qū)五峰組—龍馬溪組深水陸棚優(yōu)質頁巖的分布范圍，擴大頁巖氣勘查面積6 000 km2[23]。2017年蓮峰向斜云永地3井鉆探揭示五峰組—龍馬溪組富有機質頁巖厚度56 m，總含氣量為0.15～1.58 m3/t，平均為0.63 m3/t，氣測全烴含量最高達4.87%，甲烷含量平均為96.19%，進一步證實了川西南—滇東北頁巖氣有效勘查面積[24]。

2018年滇東北大關縣木桿向斜頁巖氣參數井——云大頁1井鉆探揭示五峰組—龍馬溪組富有機質頁巖段厚度為38 m，現場解析氣量為2.90～9.68 m3/t、平均為4.90 m3/t；2019年云大頁1井地質—工程甜點段井深2 040～2 088 m分成兩段壓裂、射孔7簇并排采試氣，直井含氣性測試12 h穩(wěn)產氣2 640 m3、折算產量為5 280 m3/d，突破了出氣關[25]。中國地質調查局依據“（TOC≥2.0%連續(xù)厚度逾15 m或TOC≥1.0%連續(xù)厚度逾30 m）+Ro＜3.0%+埋深超過1 500 m+構造穩(wěn)定+地形好范圍”編制提交滇東北礦業(yè)權空白區(qū)頁巖氣地質資料包，計算油氣礦業(yè)權空白區(qū)頁巖氣資源潛力，勘查區(qū)塊（木桿+高橋—蓮峰）面積為705 km2，其中可勘查有效面積為519 km2，頁巖氣資源量為2 683×108m3?？傮w上揭示出四川盆地西南周緣復雜構造區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源潛力較好，具良好的勘探開發(fā)前景 。

圖4 川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深4 500 m以淺核心勘探區(qū)分布圖[8]

表2 川南地區(qū)頁巖氣勘探選區(qū)主要評價參數指標表[8]

2.3 五峰組—龍馬溪組頁巖氣勘探下一步的攻關方向

2.3.1 雙層立體開發(fā)

四川盆地五峰組—龍馬溪組Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度大（表4），目前已實施井的最優(yōu)靶體為下部氣層（龍馬溪組最底部高硅低黏富有機碳氣層段，大致相當于 WF2～LM5筆石帶）[27-28]（圖5），但尚未對上部氣層（距龍馬溪組底部30～70 m中硅質富有機質氣層段，大致相當于 LM5～LM8筆石帶）的開發(fā)可行性展開精細研究?？傮w而言，較之于下部氣層，上部氣層除了孔隙度較高以外，TOC、脆性礦物含量、含氣量等參數均略遜；但上部氣層在局部區(qū)域儲層厚度大、品質相對優(yōu)，仍然具備頁巖氣立體開發(fā)的地質基礎（圖6）。

表3 川南地區(qū)核心勘探區(qū)不同埋深頁巖氣開發(fā)潛力統(tǒng)計表[8]

表4 川南地區(qū)頁巖氣儲集層分類評價表[8]

圖5 焦頁1井五峰組—龍馬溪組含氣頁巖小層劃分圖及儲層參數圖[29]

中國石化對五峰組—龍馬溪組上部頁巖氣層的勘探開發(fā)潛力開展了攻關研究[29-30]。截止到2019年4月，中國石化在涪陵頁巖氣田陸續(xù)投產上部氣層評價井5口[29]，其中3口評價井壓裂后放噴的最高測試產量（非無阻流量）雖然均明顯低于鄰井下部氣層，但仍然達到了工業(yè)氣流的標準。值得注意的是，上部氣層評價井間開發(fā)效果存在著明顯的差異，構造高部位含氣量高、壓降緩慢，而構造低部位則含氣量低、壓降快（圖7）。中國石化認為上部氣層孔隙度、滲透率高于下部氣層且紋層發(fā)育，有可能存在著烴源巖內的一次運移，使得上部氣層構造高部位天然氣富集程度高。

圖6 川南地區(qū)上部氣層連續(xù)Ⅰ類儲層厚度分布圖

圖7 涪陵頁巖氣田五峰組—龍馬溪組埋深及上部氣層開發(fā)效果評價圖[29]

結合川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組上部氣層儲層厚度展布規(guī)律，以評價上部氣層在川南地區(qū)的勘探開發(fā)潛力為目的，中國石油目前正在積極對長寧地區(qū)東部和瀘州—渝西地區(qū)五峰組—龍馬溪組的上部氣層開展攻關研究，在已完成的瀘州—渝西的2個試采方案、1個開發(fā)方案及長寧區(qū)塊優(yōu)化調整方案中均安排了上部氣層專層井的先導試驗工作（目前中國石油五峰組—龍馬溪組評價井多集中在向斜區(qū)，在構造高部位暫未部署頁巖氣雙層立體開發(fā)井）。2020年7月，瀘州地區(qū)上部氣層專層井Y101H2-7井獲得10.06×104m3/d測試產量，達到商業(yè)氣流標準，目前正在測算該井頁巖氣EUR，預計介于0.7×108～0.8×108m3。總體認為，雙層立體開發(fā)具備一定的潛力，但其有效開發(fā)范圍還需要根據頁巖氣井的經濟性、穩(wěn)產能力以及可采儲量來圈定，該領域目前仍處于積極探索攻關的過程中。

2.3.2 超深層

四川盆地五峰組—龍馬溪組超深層區(qū)域主要位于川南地區(qū)（重慶—綦江—赤水—長寧—沐川一帶）以及川東、川北地區(qū)。其中川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組超深層面積達9 428 km2，占中國石油川南地區(qū)礦權面積的28%。中國石油和中國石化目前在超深層實施的直井已經證實，超深層頁巖的儲層品質和厚度并沒有隨著埋深增大而受到破壞。例如中國石化在重慶梁平地區(qū)部署實施的普順1井（垂深5 917～5 971 m），該井富有機質頁巖厚度為44 m，TOC介于5%～6%，孔隙度介于4.0%～8.5%，現場解析氣量介于2.0～2.5 m3/t，于2020年8月完成直井儲層改造施工，壓裂成功后持續(xù)放噴多日，放噴口點燃火焰高達5 m；再如中國石油在瀘州南部沙溪溝向斜部署實施的瀘211井（垂深4 900 m），該井富有機質頁巖厚度為18.4 m，TOC介于2.8%～4.4%、平均為2.7%，脆性礦物含量介于68.2%～76.6%、平均為73.4%，測算壓力系數為2.0時總含氣量介于2.2～2.7 m3/t、平均為2.5 m3/t ，現場解析氣含量介于0.15～2.05 m3/t、平均為1.04 m3/t。超深層頁巖各項儲層參數和現場解析氣含量均與中淺層和深層的頁巖氣井無異，表明其勘探開發(fā)潛力巨大。由此可見，制約該領域的瓶頸不在于“儲層品質和厚度”，而在于“水平井儲層改造技術”，目前中國石油正在積極開展攻關研究，已設計了瀘211井的直改平方案，一旦水平井儲層改造后獲得高產，那么頁巖氣的勘探面積必將會進一步擴大。

3 頁巖氣勘探開發(fā)后備目標層系

由原國土資源部《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016—2020年）》可知：中國頁巖氣技術可采資源量達21.8×1012m3，其中海相、海陸過渡相及陸相分別為13.0×1012m3、5.1×1012m3和 3.7×1012m3，開采潛力巨大；尤其是在四川盆地及其周緣地區(qū)，五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣勘探開發(fā)已經取得了較大的突破；此外，寒武系海相頁巖、二疊系海陸過渡相及海相頁巖以及侏羅系自流井組陸相頁巖也是該盆地重要的烴源巖，是四川盆地及其周緣頁巖氣的重要接替領域[31-34]。由此說明，除了現今勘探開發(fā)的五峰組—龍馬溪組海相頁巖以外，四川盆地及其周緣還存在著下寒武統(tǒng)筇竹寺組海相頁巖、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖、上三疊統(tǒng)須家河組及下侏羅統(tǒng)自流井組陸相頁巖4套烴源巖層系，并且皆具有良好的生烴潛力，有可能成為我國頁巖氣發(fā)展的重要后備層系。以下分述之。

3.1 寒武系海相頁巖

早寒武世早期，四川盆地受區(qū)域拉張構造作用與海侵事件的影響，廣泛沉積了筇竹寺組頁巖，尤其是在盆地西緣沿長寧—綿陽拉張槽大面積分布，由于填平補齊作用頁巖沉積厚度大，該地層在槽內厚度為300～700 m、槽外厚度為100～350 m；盆地東緣，受古隆起的影響，渠縣—梁平一帶富有機質頁巖段發(fā)育較差[2,32-33]。筇竹寺組頁巖的沉積環(huán)境，在水體較深的拉張—裂陷槽內為深層陸棚相，而在槽外則為淺水陸棚相；筇竹寺組頁巖的巖性，在槽內多為泥巖、頁巖和粉砂質泥巖，而在槽外則以泥質粉砂巖和粉砂巖為主。有機質類型為腐泥型干酪根，Ro介于3.22%～3.57%且槽內略高于槽外，均處于高—過成熟演化階段?？傮w來說，筇竹寺組頁巖的生烴潛力大，在拉張槽內頁巖TOC介于2.0%～5.9%、生氣強度介于80×108～200×108m3/km2，而在拉張槽外頁巖TOC介于0.5%～2.0%、生氣強度介于20×108～ 60×108m3/km2[2,32-33]（圖 8）。

圖8 四川盆地及其周緣筇竹寺組生氣強度圖

筇竹寺組歷史埋深較大，底界古埋深超過9 000 m，經過后期構造抬升后，四川盆地內部（除了川中威遠古隆起及川南瀘州隆起外）筇竹寺組現今底界埋深仍普遍超過4 000 m[33]。此外，筇竹寺組地層在桐灣期構造抬升劇烈，從而使地層暴露且溶蝕作用加強。因此在下寒武統(tǒng)底部筇竹寺組與燈影組頂部之間形成了一套不整合面，其導致筇竹寺組頁巖的底板封閉性相對較差[35-37]，對筇竹寺組頁巖的保存條件有較大制約作用。筇竹寺組孔隙度介于0.5%～6.9%之間，均值小于2.0%[2]；微孔結構特征研究顯示，筇竹寺組頁巖孔隙發(fā)育比五峰組—龍馬溪組頁巖孔隙差，尤其是有機孔發(fā)育情況相對較差[38]。從區(qū)域上看，拉張槽內有機孔和無機孔均較發(fā)育，有機孔孔徑為100～300 nm、無機孔孔徑為500～800 nm；拉張槽外有機孔發(fā)育較差，而無機孔則整體較發(fā)育?？傮w上來說，較之于五峰組—龍馬溪組頁巖，筇竹寺組頁巖的大埋深、高演化程度以及底部不整合面是制約后者頁巖氣勘探開發(fā)效果的關鍵因素。

2009年以來，圍繞四川盆地及其周緣地區(qū)海相頁巖開展了頁巖氣區(qū)域評價及勘探工作，然而其鉆探效果較差，一直未獲得重大突破。截至目前，中國石油、中國石化在川南威遠、沐川及長寧等地區(qū)已鉆有威201、威207、寧206、寧208、宜210及金頁1HF、金石1等多口筇竹寺組勘探井，頁巖氣測試產量介于0～4.05×104m3/d。需要指出的是，四川盆地筇竹寺組頁巖分布主要受長寧—綿陽拉張槽的控制，在拉張槽內部優(yōu)質頁巖厚度較大、壓力為超壓、孔隙發(fā)育更好，可能存在著含氣性較好的區(qū)域，在埋深適宜的條件下，將有可能形成有利的頁巖氣富集區(qū)，是下一步勘探開發(fā)的重點。

3.2 二疊系海陸過渡相及海相頁巖

中—晚二疊世，四川盆地受東吳運動和峨眉山玄武巖噴發(fā)作用的影響，盆地古地勢呈現出北東低、南西高的地理格局，盆地內北東—南西向依次為開闊臺地相、深水陸棚相、淺水陸棚相、潮坪相、濱岸沼澤相及河流相，巖性組合及泥頁巖層厚度在縱、橫向上變化較大[39]。由于該期海侵規(guī)模相對較小，在該盆地南部形成了以海陸過渡環(huán)境為主，而盆地北部的廣元、旺蒼、宣漢、梁平一帶則發(fā)育海相沉積環(huán)境。因此，龍?zhí)督M海陸過渡相泥頁巖與上二疊統(tǒng)吳家坪組海相頁巖、上二疊統(tǒng)大隆組泥頁巖與中二疊統(tǒng)長興組石灰?guī)r均為同期異相[39-40]。龍?zhí)督M/吳家坪組埋藏深度小于4 500 m范圍主要分布在川南和川東地區(qū)（圖9），川南以低陡構造為主，構造簡單；川東以高陡構造為主，構造相對復雜。從平面分布上看，龍?zhí)督M/吳家坪組泥巖在四川盆地不同區(qū)域分布情況有著較大的差異：川西南地區(qū)主要發(fā)育火山巖，川中地區(qū)發(fā)育海陸過渡相泥頁巖夾煤層，而川東北地區(qū)則發(fā)育海相石灰?guī)r夾灰黑色頁巖。

圖9 四川盆地及其周邊龍?zhí)督M/吳家坪組頁巖底界埋深圖

巖心有機地球化學參數測試分析結果顯示，龍?zhí)督M頁巖的干酪根類型主要為腐殖型，Ro介于1.0%～2.5%，處于高—過成熟生干氣階段；吳家坪組頁巖的干酪根類型主要為偏腐泥混合型，Ro介于1.9%～3.1%，也處于高—過成熟生干氣階段。龍?zhí)督M頁巖TOC介于0.5%～15.0%、平均為3.0%；吳家坪組頁巖TOC介于0.4%～8.4%、平均為4.5%。在縱向上，龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖富有機質頁巖（TOC＞2%）發(fā)育多套，累計厚度介于30～80 m；吳家坪組海相頁巖的富有機質頁巖（TOC＞2%）集中發(fā)育，累計厚度介于20～40 m。巖心物性分析結果表明，龍?zhí)督M頁巖孔隙度介于1.13%～9.00%、平均為5.50%，吳家坪組孔隙度介于2.0%～8.0%，平均為6.7%。因此，龍?zhí)督M及吳家坪組頁巖的物性均較好。礦物含量特征上，龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖礦物組成與龍馬溪組海相頁巖的礦物組成存在著一定的差異，龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖的脆性礦物含量較低（平均小于30%），而吳家坪組海相頁巖的脆性礦物含量則相對較高（50%～60%）。通過統(tǒng)計鉆遇龍?zhí)督M/吳家坪組的油氣顯示資料發(fā)現，大部分龍?zhí)督M/吳家坪組油氣顯示活躍。綜合分析結果表明，龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖有利區(qū)主要分布在川東南瀘州—重慶地區(qū)，吳家坪組海相頁巖有利區(qū)主要位于川東北墊江—云陽地區(qū)（圖10）。

3.3 侏羅系陸相頁巖

四川盆地中生界上三疊統(tǒng)—下侏羅統(tǒng)含油氣系統(tǒng)內發(fā)育多套良好的陸相烴源巖，生烴潛力大，是下一步陸相頁巖氣勘探開發(fā)的重點層位[42-45]。侏羅系共發(fā)育4套湖相富有機質頁巖，自下而上分別為育珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段、涼高山段（圖11），4套頁巖的累計厚度為150～350 m；其中大安寨段泥頁巖單層連續(xù)厚度大（15～45 m），夾層較少，是當前頁巖氣勘探評價的主要對象。湖相頁巖層系巖性組合關系復雜，暗色的泥頁巖與石灰?guī)r、砂巖常以互層或夾層的形式存在。這主要是受沉積環(huán)境及物源供給的影響。在早侏羅世，四川盆地主體為湖泊沉積環(huán)境，湖盆中心位于川中儀隴—萬州一帶，由中向四周依次為半深湖區(qū)—半淺湖區(qū)—淺湖區(qū)—濱湖區(qū)，在盆地北緣及西緣發(fā)育三角洲、沖積扇，有豐富物源供給，其中富有機質頁巖層段主要發(fā)育于半深湖亞相（圖12）。

圖10 四川盆地龍?zhí)督M/吳家坪組頁巖氣甜點區(qū)評價圖[41]

圖11 四川盆地侏羅系地層綜合柱狀圖

大安寨段泥頁巖有機質類型主要為偏腐泥混合型—偏腐殖混合型，TOC主要介于1.2%～2.0%、平均為1.46%，具較強的生烴能力[42]。Ro介于0.8%～1.4%，油氣共生，其中生氣區(qū)主要位于龍崗—平昌地區(qū)。巖心孔隙度主要介于4%～8%、平均為6.8%，儲集物性相對較好。該套湖相頁巖主要的礦物類型為石英、方解石、黏土礦物等，其中脆性礦物含量主要介于54%～77%、平均為68%，有利于壓裂施工改造。此外，根據鉆井資料顯示，川中地區(qū)大安寨段地層壓力系數介于1.01～1.79，大部分地區(qū)大于1.20，普遍具有超壓特征。大安寨段頁巖的主要埋深介于1 400～2 500 m，埋深相對較淺。由此可知，四川盆地侏羅系陸相頁巖層系普遍受沉積相及物源影響，具有石灰?guī)r泥巖頻繁互層、連續(xù)厚度小、黏土礦物含量高、有機質熱演化程度低和層內油氣共存等特征；而較高的孔隙度、較淺的埋藏深度、地層超壓等則是頁巖氣勘探開發(fā)的有利因素。

圖12 四川盆地自流井組大安寨段頁巖油氣有利區(qū)綜合評價圖

侏羅系油氣勘探工作起步早，早期以川中大安寨段介殼灰?guī)r致密油為勘探開發(fā)的重點，當時鉆遇的大安寨段頁巖層段就有良好的油氣顯示。近年來，中國石化在川東及川東北的元壩、涪陵及建南地區(qū)大安寨段泥頁巖中均發(fā)現良好的天然氣顯示，測試產量為0.26×104～50.70×104m3/d。近期，中國石油在川中地區(qū)針對大安寨段頁巖實施風險井鉆探及老井二次開發(fā)，初步結果表明大安寨段具有較好的油氣勘探前景。下一步研究方向為川中地區(qū)以陸相純頁巖型頁巖油為勘探目標，尋找有利區(qū)布置風險勘探井，而川東及川東北地區(qū)則以陸相頁巖氣為有利的勘探目標。

4 結論

1）川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深3 500 m以淺中國石油已經累計提交頁巖氣探明儲量10 610×108m3，占全國頁巖氣探明儲量總數的59%，形成了川南萬億立方米儲量頁巖氣大氣區(qū)。川南深層五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源量為3.7×1012m3，其中可采儲量超過2×1012m3，具備建成1 000×108m3頁巖氣年產規(guī)模并穩(wěn)產10年以上的開發(fā)潛力；預計“十四五”期間，瀘州地區(qū)將建成深層萬億立方米儲量、百億立方米產量頁巖氣田。同時，五峰組—龍馬溪組上部氣層厚度較大，距離下部氣層35～60 m，Ⅰ類儲層厚度介于2～8 m，但儲層非均質性強，與其下部氣層具有一定的雙層立體開發(fā)潛力。

2）四川盆地及其周緣后備層系主要為筇竹寺組海相頁巖、龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖、須家河組及自流井組陸相頁巖4套烴源巖層系。筇竹寺組頁巖（相對于龍馬溪組頁巖而言）具有較大的埋深、較高的熱演化程度和較差有機孔發(fā)育等特征，在綿陽—長寧拉張槽內部其優(yōu)質頁巖厚度較大、壓力為超壓、孔隙發(fā)育更好，有可能存在著含氣性較好的區(qū)域，是下一步頁巖氣勘探開發(fā)的重點。龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖有利區(qū)主要在川東南瀘州—重慶地區(qū)，吳家坪組海相頁巖有利區(qū)主要位于川東北墊江—云陽地區(qū)。自流井組大安寨段陸相頁巖層系普遍受沉積相帶的控制，具有石灰?guī)r泥巖互層頻繁、連續(xù)厚度小、黏土礦物含量高、有機質熱演化程度低和層內油氣共存等特征，川中地區(qū)以陸相純頁巖型頁巖油為勘探目標，而川東及川東北地區(qū)則以陸相頁巖氣為勘探目標。