1.   勘探概况

四川盆地发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、下二叠统和上二叠统4套区域性海相泥页岩^[1]。上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气商业开发，陆续探明了涪陵、永川、威荣、威远、长宁、昭通等6个页岩气田，累计探明储量达到18 100×10⁸ m^3[2]，截至2019年底累计产气488×10⁸ m³，证实了页岩气勘探的巨大潜力。四川盆地上二叠统大隆组海相泥页岩主要分布在广元、旺苍、南江、开江一带^[3-4]，以这套泥页岩作为烃源岩，已发现了一系列大、中型油气田^[5-6]。前期实施的多口常规探井在大隆组页岩气层段钻遇厚层暗色泥页岩和良好的油气显示，LB1井钻遇暗色泥页岩27 m，最大全烃42.73%；JX1井暗色泥页岩厚度27.8 m，最大全烃3.855%(图 1)，预示着该区二叠系大隆组具有良好的勘探潜力。

图  1  川北地区大隆组地层对比

Figure  1.  Stratigraphic comparison of Dalong Formation in northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

大隆组作为页岩气勘探的新层系，勘探研究程度相对较低，前期研究成果主要集中在针对常规油气的烃源岩评价方面，而针对页岩气综合评价研究相对较少。二叠系大隆组页岩气勘探潜力如何？能否形成页岩气新的接替领域？目前现实的勘探方向在哪？大量问题亟需解决。笔者在前人研究的基础上，充分利用野外露头、钻测井及地震资料，并结合大量实验测试数据，以页岩气“二元富集”理论^[7]作指导，对中国石化川北探区大隆组页岩沉积相、储层发育及保存条件进行了评价，探讨了大隆组页岩气的勘探潜力，初步指出了下一步的勘探方向，旨在为早日实现页岩气新领域勘探突破提供些许参考。

2.   层序地层特征

四川盆地二叠系包括下二叠统紫松阶和隆林阶，中二叠统栖霞阶和茅口阶，上二叠统吴家坪阶和长兴阶^[8-9]。大隆组海相泥页岩与长兴组碳酸盐岩属同时异相，与长兴阶对应。大隆组按岩性组合可以分为一段和二段(图 1)。

从二级层序特征来看，大隆期整体为一个海侵—海退完整的沉积过程，岩性以泥晶灰岩、硅质、灰质页岩及硅质岩为主，川北地区厚度20~60 m，顶底与三叠系飞仙关组及二叠系吴家坪组均存在岩性转换面。底部深灰色灰质页岩与吴家坪组燧石团块灰岩、灰岩呈整合接触，顶部灰色泥质灰岩与三叠系飞仙关组灰色泥岩、粉砂质泥岩呈平行不整合接触，可以划分为2个三级层序。

大隆组第一层序对应于大隆组一段，厚度15~50 m。包含海侵体系域和高位体系域，海侵体系域对应于大隆组一段下部地层，岩性由下部的灰质页岩过渡到硅质页岩，可见放射虫、骨针等生物化石。测井曲线GR值相对于吴家坪组明显升高，并呈现逐渐增大的趋势，JX1井GR值由92.23 API逐渐增大到299.86 API，反映了海侵导致水体变深的过程。高位体系域主要对应于大隆组一段上部地层，岩性过渡到深灰色泥岩、灰质页岩，GR值渐次减小到104.47 API，反映水体逐渐变浅的过程。

大隆组第二层序对应于大隆组二段，厚度一般小于10 m，岩性为灰色泥晶灰岩、泥质(含泥)灰岩，发育大量保存完整的菊石化石。GR值介于53.97~173.97 API，呈短暂海侵再持续海退的特点。

3.   页岩气地质条件

3.1   沉积特征

有大量学者对川北地区大隆组沉积特征进行了研究，早期认为大隆组沉积受“开江—梁平海槽”沉积模式控制，主要为盆地相，发育灰黑色硅质灰岩、硅质岩组合^[10-13]。随着碳酸盐岩研究的深入，碳酸盐岩沉积模式得到逐步完善^[14-18]，以马永生为代表的学者，通过区域构造背景、地震反射特征、沉积格局、岩石特征等的对比研究，提出了“开江—梁平陆棚”的沉积模式，认为该区大隆组为碳酸盐台地中相对深水的台棚(缓坡)沉积环境^[19]，局部发育盆地相。大隆组黑色页岩主要发育在深水陆棚和盆地相区。通过对荞田村、金银村、明星村、正源、龙洞坝等盆地相野外剖面实测可知，川北地区大隆组盆地相地层厚度薄，介于16.5~24 m，黑色页岩厚度介于8~12 m，页岩气勘探潜力有限。因此，下文将主要评价深水陆棚相页岩气地质条件及勘探潜力。

通过典型露头剖面与钻井岩心观察、岩石薄片与氩离子抛光扫描电镜鉴定，结合全岩X衍射分析，共识别出4类沉积相标志，包括：岩相、层理构造、黄铁矿及古生物化石。综合分析川北地区大隆组深水陆棚相带发育^[20-22](图 2，图 3)，可进一步划分为硅质页岩和灰质页岩2个微相。硅质页岩微相硅质含量较高，常见水平层理及黄铁矿团块，发育了骨针、放射虫等古生物化石。测井GR值介于67~237 API，平均为122 API，密度较低，介于2.3~2.65 g/cm³，平均为2.5 g/cm³，声波时差介于52.78~82.37 μs/ft，平均为65.40 μs/ft，电阻率介于15.82~198.23 Ω·m，平均为69.56 Ω·m，自然伽马能谱测井钍铀比低(小于2)，反映较深水、闭塞、缺氧沉积环境。灰质页岩微相主要岩性为灰质页岩夹薄层泥灰岩条带，钙质含量总体较高，介于14.4%~74.7%，平均为35.39%，测井GR值介于58.84~137.77 API，平均为103.35 API，密度介于2.40~2.62 g/cm³，平均为2.54 g/cm³，声波时差介于55.36~75.82 μs/ft，平均为63.83 μs/ft，电阻率介于11.24~50.39 Ω·m，平均为28.33 Ω·m，总体反映沉积水体较硅质页岩微相略浅。

图  2  川北地区大隆组深水陆棚相沉积特征

a.灰黑色硅质页岩, 大隆组, 长江沟; b.灰黑色硅质页岩, 大隆组, LB1井; c.水平层理发育, 大隆组, 长江沟; d.发育黄铁矿团块, 大隆组, LB1井; e.硅质页岩, 大隆组, HB1井(单偏光); f.灰质页岩, 大隆组, HB1井(单偏光); g.硅质页岩, 含放射虫, 大隆组, 长江沟(单偏光); h.骨针, 大隆组长江沟(单偏光)

Figure  2.  Sedimentary characteristics of deep water shelf facies in Dalong Formation, northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  3  川北地区大隆组沉积相

Figure  3.  Sedimentary facies of Dalong Formation in northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

川北地区大隆组深水陆棚相带沿元坝—通南巴—南江—开江一带呈条带状分布，富有机质泥页岩厚度主要受沉积相带控制，在深水陆棚相区厚度普遍大于20 m，向硅质盆地及浅水陆棚相区厚度均逐渐减薄(图 3)。川北地区大隆组20~40 m厚的深水陆棚相泥页岩大面积展布，为页岩气成烃控储奠定了坚实的基础。

3.2   储层特征

3.2.1   岩石类型与矿物组成

川北地区大隆组泥页岩主要为薄层—块状产出的暗色或黑色细颗粒沉积岩，岩石类型主要为碳质硅质页岩、硅质页岩、灰质页岩、泥质灰岩及硅质岩等。全岩X衍射显示，大隆组泥页岩主要含有硅质矿物、黏土、方解石、白云石、长石和黄铁矿等矿物。

LB1井共完成35个样品的全岩X衍射分析，结果表明以硅质矿物、方解石及黏土为主，含少量黄铁矿、白云石及长石，局部偶见菱铁矿、重晶石、石膏等矿物(图 4)。硅质矿物含量最高，介于4.1%~77.8%，平均值为44.7%；其次为方解石，介于1%~86.3%，平均值为21.5%；黏土含量介于3.6%~65.5%，平均值为17.1%，相比川东南五峰组—龙马溪组页岩较低(表 1)；黄铁矿含量平均值为6.85%；白云石矿物含量平均值为6.24%；长石含量平均值为3.63%。计算脆性矿物含量介于33.4%~96.2%，平均值为82.3%，表明川北大隆组页岩储层具有很好的脆性，易于压裂改造。

图  4  川北地区大隆组页岩矿物组成

Figure  4.  Mineral composition of Dalong Formation shale, northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

表  1  四川盆地大隆组与五峰组—龙马溪组页岩气参数对比

Table  1.  Comparison of shale gas parameters between Dalong and Wufeng-Longmaxi formations in Sichuan Basin

区块	页岩层位	w(TOC)/%	有机质类型	Ro/%	孔隙度/%	硅质矿物含量/%	黏土矿物含量/%	含气量/(m3·t-1)	日产气量/104 m3
川北	大隆组	8.32	腐殖腐泥型	2.43	3.0	44.7	17.1	4.62
川东南	五峰组—龙马溪组	3.54	腐泥型	2.65	4.81	44.4	34.5	2.65	20.3(焦页1井)

下载: 导出CSV 

| 显示表格

黏土X衍射显示，黏土矿物主要为伊蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石等。LB1井黏土矿物以伊利石为主，介于31%~80%，平均值为56.3%；其次为伊蒙混层，介于15%~67%，平均值为41.1%；含少量绿泥石及高岭石，绿泥石含量平均值为1.40%，高岭石含量平均值为1.20%。

3.2.2   地球化学特征

(1) 有机质丰度。LB1井大隆组35个泥页岩样品实测数据揭示，有机碳含量主要介于0.77%~16.95%，平均值为8.32%，其中≥1.0%的样品占到总样品数的97.1%，≥2%的样品数占总样品数的80%。区内长江沟、HB1井、L1井大隆组泥页岩平均有机碳含量介于6.51%~8.46%。反映区内泥页岩有机碳含量高，有利于页岩气藏的形成。

(2) 有机质类型。川北地区大隆组有机质显微组分中腐泥组含量最高，介于67.65%~87.13%(全部为腐泥无定形体)，镜质组含量介于12.54%~30.72%(正常镜质体11.88%~30.72%，富氢镜质体0~5.57%)，惰性体含量介于0~1.63%，壳质体含量介于0~0.33%。通过计算，类型指数为42.97~77.95。干酪根碳同位素检测表明，川北大隆组泥页岩δ¹³C值介于-24.8‰~-27.7‰，主要集中在-26.0‰~-28.0‰之间。综合判断川北地区大隆组有机质类型主要为腐殖腐泥型。

(3) 有机质热演化程度。川北地区大隆组11块样品换算镜质体反射率(R_o)分析结果显示，R_o介于1.49%~2.99%，平均值为2.15%，反映有机质成熟度较高，处于主生气窗范围，有利于干气大量生成。

3.2.3   储集空间及储集特征

(1) 储集空间类型。氩离子抛光扫描电镜可以有效识别泥页岩储集空间类型。川北地区大隆组泥页岩储集空间主要分为孔隙和微裂缝。孔隙根据成因分类可识别出有机质孔和无机孔。有机质孔指赋存于有机质内的孔隙，镜下观察主要为不规则椭圆形—圆形，局部富集呈蜂窝状(图 5a，b)，孔径主要介于2~100 nm，与川东南地区五峰组—龙马溪组页岩特征一致^[23]。无机孔包括黏土矿物孔、晶间孔、次生溶蚀孔等。黏土矿物孔常形成于片状黏土矿物之间(图 5c)，具有形状不规则、吸附性较强、集中发育的特点；次生溶蚀孔常形成于长石、方解石、金红石等易溶矿物中，是被有机质在脱羟基作用下产生的酸性液体溶蚀形成，包括粒间溶孔和粒内溶孔(图 5d，e)；常见的晶间孔主要指黄铁矿晶粒间存在的纳米级孔隙，孔径介于20~200 nm(图 5f)。微裂缝包括矿物或有机质边缘缝和内部缝2种类型。边缘缝一般未见充填，裂缝宽度主要介于0.02~1 μm，裂缝长度与矿物或有机质大小相关(图 5g，h)；内部缝多具有一定的幅度，部分呈平行状或羽列状连续排列分布(图 5i)。

图  5  川北地区大隆组储集空间类型

a.有机质孔，大隆组，HB1井；b.有机质孔，大隆组，LB1井；c.黏土矿物孔，大隆组，HB1井；d.粒间孔，大隆组，LB1井；e.金红石颗粒溶孔，大隆组，HB1井；f.草莓状黄铁矿晶间孔，大隆组，LB1井；g.粒缘缝，大隆组，HB1井；h.微裂缝，大隆组，HB1井；i.微裂缝，大隆组，HB1井

Figure  5.  Porosity types in Dalong Formation, northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

(2) 孔径分布特征。从LB1井18个样品的高压压汞—氮气吸附联合测试分析结果来看，川北地区大隆组页岩孔隙以介孔(孔径2~50 nm)和微孔(孔径 < 2 nm)为主。其中，微孔孔体积占比介于23.4%~48.9%，平均值为41.4%；介孔孔体积占比介于46.4%~63.5%，平均值为53.7%；大孔孔体积占比相对较低，平均值为4.9%(图 6)。

图  6  川北地区LB1井大隆组页岩孔径分布

Figure  6.  Pore size distribution in Dalong Formation shale, well LB1, northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

(3) 物性特征。LB1井13个储层物性样品分析结果表明，川北地区大隆组泥页岩储层物性总体表现出较低孔隙度和特低渗透率特征。孔隙度介于1.3%~5.7%，平均为3.0%；其中孔隙度在区间2%~5%的样品数占比最高，达到了样品总数的53.8%，孔隙度≥5%的样品数占总样品的15.4%。渗透率介于(0.001~3.62)×10^-3 μm²，平均值为0.023×10^-3 μm²。通过样品测试数据分析，大隆组泥页岩孔隙度与有机碳含量呈现良好的正相关性，HB1井10个分析数据，相关系数达到0.94；LB1井8个分析数据，相关系数达到了0.79，表明大隆组泥页岩孔隙度主要受有机碳含量影响，有机质孔贡献了主要的储集空间。

3.2.4   含气性特征

川北地区多口探井在大隆组钻遇良好的油气显示，LB1井在大隆组一段泥页岩中，使用钻井液密度1.85 g/cm³的情况下，最大全烃达到了42.73%。LB1井大隆组取心时开展了13个样品的现场含气量测试，测试解吸气量介于0.27~2.72 m³/t，平均值为1.17 m³/t，恢复损失气量介于0.34~8.78 m³/t，平均值为3.46 m³/t，计算总含气量介于0.601~11.499 m³/t，平均值为4.62 m³/t，显示大隆组良好的含气性。

通过样品测试数据分析，大隆组泥页岩含气量与有机碳含量、孔隙度呈现良好的正相关性，表明含气量主要受有机碳含量及孔隙度影响。LB1井13个含气量与有机碳含量相关性分析数据，相关系数达到0.87，表明高有机碳含量具有良好的生烃潜力；LB1井5个含气量与孔隙度相关性分析数据，相关系数达到0.75，表明高孔隙度具有良好的储集能力。

3.2.5   与五峰组—龙马溪组页岩地质条件对比

通过与川东南地区五峰组—龙马溪组页岩有机地化、储集物性、可压裂性、含气性等关键参数对比^[2]，川北地区大隆组泥页岩在有机碳含量、含气量、黏土矿物含量等关键参数上优于川东南五峰组—龙马溪组页岩；R_o、硅质矿物含量等指标与其相当；有机质类型、孔隙度等指标相对较低(表 1)。分析表明川北地区大隆组具有良好的页岩气勘探潜力，值得重视。

3.3   保存条件

川北地区大隆组页岩主要分布在元坝—通南巴—南江—开江一带，处于盆缘—盆内位置，埋藏深度2 000~8 000 m，埋深适中的地方毗邻山前带，保存条件的评价是关键。

受米仓山推覆作用的影响，山前带构造变形作用强烈，断层较发育，保存条件相对复杂^[24]。平面上，米仓山前带油气保存条件具有明显的分带性。北部由于构造抬升及膏盐岩的淋滤破坏，保存条件较差，向盆内，地层抬升规模逐渐变小，大断层不发育，主要发育区域性的小断层，向上消失于膏盐岩，深埋的保存环境保证了该区保存条件的完整性，有利于天然气藏的保存^[25]。泥页岩大量生烃与大规模油气聚集的时间可能早于或与主变形期同期，但只要区域保存条件未被完全破坏，早期油气经调整仍能被保存下来^[26]。

川北南江地区整体位于米仓山断裂下盘，向抬升方向有断洼相隔，距离露头区较远(大于7 km)，侧向保存条件好，且为盖层滑脱型构造，变形弱，整体保存条件较好(图 7)。同时，大隆组泥页岩大量生烃与大规模油气聚集的时间为晚三叠世—早中侏罗世，早于米仓山隆升强烈造山期(晚侏罗世—晚白垩世)，有利于油气保存。

图  7  川北过南江地区地震剖面(L1800)

Figure  7.  Seismic section across Nanjiang area (L1800), northern Sichuan area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

4.   下一步勘探方向

4.1   中浅—深层领域(1 500~5 000 m)

基于川北地区大隆组富有机质泥页岩发育特征、保存条件、埋深及工程工艺技术适应性的认识，认为川北南江地区北部大隆组富有机质泥页岩发育厚度较稳定，介于20~45 m；埋深适中，主要介于2 000~5 000 m(图 7)；南江地区多口井在大隆组钻遇良好油气显示，具有良好的油气保存条件。综上来看，南江地区北部是当前大隆组页岩气勘探取得突破的最优地区，有望成为四川盆地页岩勘探新的接替阵地。

以“二元”富集理论作指导，以富有机质泥页岩厚度(≥30 m)、埋深(1 500~5 000 m)及良好保存条件为依据，初步优选出南江北部地区为川北地区大隆组页岩气勘探最有利区，有利区面积为221.1 km²，页岩气地质资源量为3 100×10⁸ m³。

4.2   超深层领域(>5 000 m)

在南江南部远离米仓山断裂带的超深层领域(图 7)，大隆组深水陆棚相优质页岩发育，厚度更大，介于30~45 m；同时，远离构造复杂区及露头区，保存条件更好，受地质认识及工程工艺技术的限制，目前尚不能有效勘探及开发。随着地质认识的不断提升，工程工艺技术的不断进步，这个领域将是我们下一步的有利勘探方向。

5.   结论

(1) 四川盆地上二叠统大隆组发育深水陆棚相富有机质页岩，岩性以碳质、硅质页岩及灰质页岩为主，局部夹泥质灰岩薄层或条带。泥页岩平面上展布稳定，厚度介于20~45 m，有向南增厚的趋势。

(2) 上二叠统大隆组富有机质泥页岩硅质矿物含量高、黏土矿物含量低，页岩储层具有高脆性的特征；泥页岩有机碳含量高，干酪根类型以腐殖腐泥型为主，热演化程度适中，为页岩气藏的形成提供了良好的物质基础；泥页岩储集空间以有机质孔为主，孔径以介孔和微孔为主，物性较高，有利于页岩气富集成藏；多口井在大隆组钻遇良好油气显示，现场含气量测试总含气量较高，显示了大隆组页岩具有良好的含气性特征。

(3) 以“二元”富集理论作指导，富有机质泥页岩厚度、页岩埋深及保存条件为依据，初步优选出南江北部地区为川北地区大隆组页岩气勘探最有利区，该有利区面积为221.1 km²，页岩气地质资源量为3 100×10⁸ m³。