随着全球油气需求的不断增加以及水平井、体积压裂技术的进步，从成熟源岩中开采油气成为非常规油气增长的重要部分，同时因其巨大的资源潜力而备受瞩目，全球页岩油气产量逐年递增。近年来，我国页岩油气勘探理论及开发技术飞速发展，海相页岩气的成功开发创新了我国页岩油气富集理论，随着评价及开发技术的进步，我国逐渐向着分布范围更广的陆相页岩层进军，并迅猛发展，使得陆相页岩油气成为我国未来重要的接替能源^[1-4]。随着勘探的持续深入，在鄂尔多斯、松辽、柴达木、渤海湾、塔里木、苏北和四川等盆地16套页岩层系获得页岩油气重大突破，并建设形成吉木萨尔、古龙和胜利济阳等3个国家级页岩油示范区^[5-6]。根据源—储关系差异，可以将页岩油分为基质型页岩油、混合型页岩油和裂缝型页岩油。早期研究认为基质型页岩油因其低孔、低渗、可压性差的特点，勘探潜力低。中国石化勘探分公司在四川盆地复兴地区部署实施了泰页1井^[7]，属侏罗系凉高山组中低有机碳(TOC)含量基质型陆相页岩储层，并成功压裂开发且高产，不仅证实了凉高山组淡水湖盆中低TOC基质型陆相页岩储层可以实现良好的勘探效果，也极大拓展了页岩油勘探领域。

随着泰页1井勘探的成功，围绕复兴地区凉高山组页岩油生烃、成储及孔隙结构的研究逐渐深入。胡东风^[7]等结合岩心、岩石薄片及含油性研究后认为，复兴地区凉高山组平面分布广，埋藏深度适中，微裂缝发育，勘探潜力巨大；魏志红等^[8-9]研究后认为，复兴地区具有“沉积控源、保存控藏、裂缝控产”的特点；付小平等^[10-12]研究了页岩岩相与储集性能及含油性关系，指出纹层型黏土质页岩相为优势岩相，优势岩相是压裂开发的关键，适度的热演化有利于后期稳产，指出“低孔低渗湖相页岩亦可以具有良好的勘探前景”。上述研究进一步明确复兴地区凉高山组基质型陆相页岩油地质特征及成藏规律，也为四川盆地綦江等相似地区页岩油的勘探提供了借鉴。

近期，中国石化在綦江地区部署的多口过路井在凉高山组页岩段钻遇良好的油气显示，展示了该区页岩油气勘探良好苗头。本文在总结复兴地区陆相页岩油气勘探认识和实践的基础上，综合利用过路井测录井资料、有机地化、氩离子抛光—扫描电镜、氦气孔隙度、全岩矿物X衍射以及等温吸附测试等分析手段，初步明确该区页岩油气基本地质特征，结合优质页岩地震预测、构造保存条件评价，落实了勘探潜力，指明了下一步勘探方向。以期能够进一步扩大四川盆地陆相页岩油气勘探成果，为四川盆地其他层系和地区陆相页岩油气勘探提供研究思路。

1.   区域地质背景

綦江地区位于四川盆地东南缘，构造主体位置跨越川东弧形高陡褶皱带和川南帚状褶皱带，主要指北与华蓥山褶皱带相接，西界綦江断裂、东界南川—遵义断裂和南界齐岳山隐伏断裂所围限的多边形区域。川东南綦江褶皱带是在经历了加里东期—印支期的大隆大坳的构造演化阶段后，经过燕山期—喜马拉雅期挤压褶皱和断裂作用形成的。燕山期，受太平洋板块自东向西俯冲的影响，齐岳山断裂自南东向北西方向强烈逆冲，处于断裂下盘的东溪构造形成雏形；喜马拉雅期进一步挤压褶皱、发育断裂，形成帚状隔档式背斜构造带。綦江褶皱带包括石龙峡、中梁山、丁山—东溪、石油沟背斜带以及关圣场、扶欢及石滩等负向构造单元(图 1)。

图  1  川东南綦江地区构造单元划分、采样井位置及地层柱状图

Figure  1.  Division of tectonic units, location of sampling wells, and stratigraphic histogram in Qijiang area of southeastern Sichuan

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研究区内发育上震旦统至侏罗系，除缺失中上志留统到石炭系外，其余地层发育齐全。中侏罗统包括凉高山组、下沙溪庙组、上沙溪庙组。上沙溪庙组区域地层厚度为800~1 250 m，主要为紫红、棕红色泥岩，砂质泥岩与灰色砂岩略等厚互层，底部见黑色页岩，富含“叶肢介”化石；下沙溪庙组区域地层厚度为200~280 m，主要为紫红色砂质泥岩夹泥质粉砂岩、砂岩^[13-15]；凉高山组区域地层厚度为40~140 m，主要为深灰、灰黑色泥页岩及灰色砂岩。受中侏罗世湖侵控制，凉高山组中部发育浅湖—半深湖相富有机质泥页岩，为研究区陆相页岩油气富集提供了较为有利的物质基础(图 1)。

2.   基本地质特征

2.1   沉积特征及岩石类型

綦江地区凉高山组按照岩性组合及测井资料，可分为凉一段、凉二段、凉三段，凉二段—凉三段可进一步划分为5个亚段(图 1)。从层序特征来看，凉高山组发育了3个完整的四级层序，层序顶底界面均为岩性转换面。由下向上第一个四级层序对应于凉一段，发育了滨浅湖相砂泥岩，整体沉积水体较浅；第二个四级层序对应于凉高山组二段，包含了湖侵体系域和高位体系域，湖侵体系域对应于凉高山组二段下亚段(凉二下亚段)，由于湖侵的影响，凉二下亚段主要沉积了一套半深湖相灰黑色页岩夹粉砂质泥岩，到下亚段沉积晚期达到最大湖泛期，随后开始湖退；第三个四级层序对应于凉三段，此时由于持续湖退及物源供给影响，发育了三角洲前缘砂泥组合。綦江地区凉高山组二段下亚段半深湖相页岩具有暗色泥页岩发育、泥地比高、自然伽马值高等特点，是凉高山组页岩油气最有利勘探层段，与复兴地区一致^[9]。从连井剖面来看，半深湖相泥页岩在研究区内大面积分布，厚度介于20~39 m，平均厚度为30.8 m，其中DY8井钻遇泥页岩厚度为32.9 m(图 2)。

图  2  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段沉积相连井剖面

Figure  2.  Cross-well profile showing sedimentary facies in the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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通过岩心观察，綦江地区凉高山组二段下亚段岩石类型主要为灰色—灰黑色泥岩、含粉砂泥岩、含粉砂碳酸盐质泥岩、含粉砂碳质泥岩、泥质粉砂岩等(图 3a-b)。泥岩主要矿物为黏土、石英，黏土矿物大部分为隐晶状、显微鳞片状，呈定向分布(图 3c-d)；陆源碎屑颗粒以石英、长石等为主，次圆—次棱状，粒径普遍小于0.10 mm，不均匀星散分布；有机质呈粒状、不规则状、斑块状、弯曲短隙状，不均匀分布于黏土晶粒间，局部混杂黄铁矿。另外，可见不均匀分布似藻团块，切割黏土矿物呈似斑块状，藻团块主要由泥晶状碳酸盐矿物组成，局部粘连碎屑颗粒(图 3e-f)。DY8井16个全岩X衍射样品分析结果表明，矿物成分主要为黏土矿物、碳酸盐矿物、长英质。其中，黏土矿物含量介于33.4%~58.5%，平均为49%；长英质含量介于33.3%~56.2%，平均为42.91%；碳酸盐矿物含量介于0.1%~21.4%，平均为3.31%；除此之外，菱铁矿平均含量为0.96%，黄铁矿平均含量为0.91%，辉石平均含量为1.73%(图 4)。总体来看，脆性矿物的含量介于35.2%~63.3%，平均为46.22%，具有较好的脆性。黏土矿物中伊蒙混层含量高，平均为41.6%，次为伊利石和绿泥石，平均值分别为27.8%、18.5%，高岭石含量相对较少；伊蒙混层和高岭石含量在53.7%左右，可能对含水饱和度产生一定影响；相对发育的长石(5.38%)易于形成溶蚀孔，有利于储集。另外实钻证实，间隔发育的泥质粉砂岩，可能增加页岩层段的可压裂性^[16]。

图  3  川东南綦江地区DY8井凉高山组二段下亚段岩心及岩石薄片照片

Figure  3.  Photos of cores and rock slices from the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic, taken from well DY8 in Qijiang area of southeastern Sichuan

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图  4  川东南綦江地区DY8井中侏罗统凉高山组二段下亚段全岩矿物分布

Figure  4.  Distribution of whole-rock minerals in the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic, observed in well DY8 in Qijiang area of southeastern Sichuan

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2.2   有机地球化学特征

2.2.1   有机质丰度

泥页岩中有机质类型、有机质含量、有机质热演化程度是评价页岩生烃的重要指标^[17]。一般来说，有机质含量越高，生烃潜力越大。四川盆地陆相页岩油气勘探实践证实，有机质含量大于1%，就具备较好的生烃潜力。根据綦江地区8口井125块样品分析结果表明，凉二下亚段泥页岩总有机碳含量介于0.66%~3.02%，平均为1.35~1.5%。其中，16.8%的样品总有机碳含量小于1.0%，68.0%的样品总有机碳含量介于1.0%~1.5%，15.2%的样品总有机碳含量大于1.5%(图 5)，揭示了綦江地区凉二下亚段泥页岩具备良好的生烃潜力。

图  5  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段下亚段有机碳含量和干酪根类型

Figure  5.  Distribution of organic carbon content and kerogen types in the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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2.2.2   有机质类型及成熟度

綦江地区凉二下亚段干酪根碳同位素测试分析表明，17块样品中29%的样品碳同位素小于-28‰，47%的样品碳同位素介于-28‰~-24‰，24%的样品碳同位素大于-24‰。有机质以无定形体、镜质体为主，见少量丝质体，结果表明凉高山组有机质类型以Ⅱ₂型为主，同时含少量的Ⅱ₁型和Ⅲ型(图 5)。纵向上，从凉一段—凉二下亚段具有自下而上有机质类型由Ⅱ₂—Ⅲ型向Ⅱ₁—Ⅱ₂转变的趋势，反映随沉积水体逐渐变深有机质类型变好。

有机质成熟度是衡量有机质向烃类转化的重要参数，也是评价生烃量和资源前景的依据，可以用镜质体反射率来表征^[18]。綦江地区凉高山组换算镜质体反射率(R_o)分析结果显示，R_o介于1.08%~1.29%，表明研究区内的页岩普遍处于成熟—高成熟阶段。

综上，綦江地区凉高山组陆相页岩有机质含量较高，有机质类型较好，页岩成熟度处于成熟—高成熟阶段，与复兴地区泰页1井特征基本一致^[8-9]，具备较强的生油气能力和页岩油勘探潜力。

2.3   储层特征

2.3.1   储集空间类型

氩离子抛光扫描电子显微镜技术是对孔隙进行高分辨率观察，主要针对纳米级孔隙(直径小于10 μm)进行研究^[19-20]，识别出的孔隙主要有黏土矿物层间孔、粒(晶)间孔、粒内(溶蚀)孔、有机质孔等类型。通过DY8井泥页岩样品氩离子抛光扫描电镜观察分析表明，凉二下亚段页岩气储层储集空间主要为孔隙和裂缝两大类，孔隙又划分为有机质孔和无机孔，其中无机孔是主要的储集空间，仅局部发育有机质孔，主要受热演化程度及有机质分布的影响。

无机矿物质孔隙类型丰富，包括黏土矿物层间孔、收缩孔(缝)、粒(晶)间孔、粒内(溶蚀)孔等(图 6a-c)。其中黏土矿物层间孔、收缩孔(缝)最发育，其次为粒(晶)间孔、粒内孔，在菱铁矿、长石颗粒内局部发育溶蚀孔(图 6d)。这类微孔隙孔径约0.1 μm×0.86 μm~0.51 μm×3.22 μm之间，孔隙形态以狭长型、丝缕型为主，具备较好的储集空间，孔隙中常见沥青痕迹。有机质一般发育于无定形固体沥青内部，其外边界形状受早期无机矿物颗粒间孔隙形态控制，应为液态油运移充注—裂解—固化后的产物，即油后沥青，少见于高等植物碎屑内部，因此，有机质孔隙主要为沥青孔。有机孔形态多样，常见蜂窝状、椭圆形、不规则形及狭缝形，孔径大小不一，几十纳米至几百纳米(孔径长轴)均有发育，主要介于0.1 μm×0.4 μm~0.2 μm×0.8 μm，个别样品可见微米级有机质孔与纳米级有机质孔共生(图 6a-b，f)。有机质孔中可见绿泥石和伊利石充填。

图  6  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段下亚段页岩储集空间类型

Figure  6.  Shale reservoir space types in the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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綦江地区凉高山组二段下亚段泥页岩微裂缝较为发育，包括有机质边缘缝、介壳边缘缝隙、层间微裂缝，裂缝长度为1~50 μm(图 6c，e)。通过岩心观察，綦江地区凉高山组宏观裂缝同样发育，裂缝种类多样，主要有页理缝、层间缝、滑动缝和高角度构造缝，页理缝和层间水平缝及滑动缝多贯穿岩心，高角度缝长度数十厘米，裂缝密度1.8条/m，断面见镜面及擦痕(图 6g-i)。这种不同尺度的裂缝都有利于页岩油气储集及后期压裂改造^[21]，在裂缝发育段常可见明显的气测显示异常。

2.3.2   孔径分布

目前，定量测定页岩孔径大小主要采用流体注入法，包括低温氮气吸附法、二氧化碳吸附法和高压压汞法^[22]。其中，低温氮气吸附法可以有效反映页岩中纳米孔隙的分布^[23]。根据凉高山组页岩氮气吸附实验测试分析，綦江地区陆相页岩孔径主要介于2~50 nm之间，以介孔为主，占比74%；其次为微孔，占比19%；大孔占比最低，为7%(图 7)。泥页岩比表面积为1.12~8.68 m²/g，平均为5.64 m²/g；孔径为3.8~10.5 nm，平均6.2 nm，表征以介孔为主；样品孔容介于0.003 6~0.015 1 mL/g，其中介孔孔容介于0.002 75~0.011 27 mL/g，占总孔容的64.4%~82%。总体上，凉二段泥页岩的比表面积较大，可为页岩油气的储集提供充分的吸附空间，微孔和介孔提供了主要的孔隙体积及比表面积。

图  7  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段页岩孔径分布

Figure  7.  Pore size distribution of shale in the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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2.3.3   物性特征

綦江地区凉高山组二段下亚段泥页岩储层物性总体表现为低孔特低渗特征。DY8井完成了14个岩心样品的孔隙度、渗透率分析。结果表明，凉高山组二段下亚段页岩段储层物性整体较好，孔隙度介于1%~5.2%，平均值为3.93%。其中孔隙度介于1%~2%的样品数占总样的14.3%；孔隙度介于2%~3%的样品数占总样的14.3%；孔隙度介于3%~4%的样品数占总样的35.7%；孔隙度大于4%的样品数占总样的35.7%。DY8井样品分析渗透率主要分布区间介于(0.003 89~0.030 4)×10^-3 μm²，平均为0.008 38×10^-3 μm²。

2.4   含油气特征

綦江地区五峰组—龙马溪组海相页岩气井进入凉高山组均钻遇较厚连续性暗色泥页岩，厚度20~40 m，尤其是凉二下亚段暗色泥岩段整体油气显示活跃，全烃介于1.8%~9.8%(图 8)。DY8井凉二下亚段的岩心可见沥青及油显示，进一步证实研究区内泥页岩具有很好的含油气性。

图  8  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段连井剖面

Figure  8.  Cross-well profile of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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QYS1井为綦江地区五峰组—龙马溪组超深层页岩气重点探井，与DY8井相邻，为进一步落实凉高山组页岩油气勘探潜力和含油气性，进一步开展了系统的兼探取心工作。QYS1井凉高山组取心39.24 m，岩性以灰黑色页岩为主，TOC含量大于1.0%的优质页岩厚29.6 m，TOC含量平均1.47%；复兴地区典型井为泰页1(TY1)井，其TOC含量大于1.0%优质页岩厚38.8 m，TOC含量平均为1.41%(图 9)。页岩层含气性较好，总含气量平均可达1.32 m³/t；岩心可见明显的油浸及沥青，具荧光显示；热解S₁介于0.52~1.47 mg/g，平均0.71 mg/g，略高于复兴TY1井。总体揭示綦江地区凉高山组页岩层在埋深较浅(小于1 500 m)情况下，依然具有较好的含油气性，埋深更大的构造稳定区，页岩油气基础地质条件更优越。同时，在岩心精细描述的基础上，细化岩相认识，半深湖相带整体具有高泥地比(92.9%)特征，测井曲线呈箱型，高GR、高声波、低密度；粉砂纹层型黏土页岩为有利勘探岩相，具有高TOC含量、高含油气量、高孔隙度的特征，与复兴地区含油气性特征相一致(表 1)，对比性好^[10-12]。

图  9  川东南綦江地区QYS1井和复兴地区TY1井含油性对比综合剖面

Figure  9.  Comprehensive profile of oil content comparison between well QYS1 in Qijiang area and well TY1 in Fuxing area of southeastern Sichuan

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表  1  四川盆地綦江地区、复兴地区典型钻井含油气性统计

Table  1.  Statistics of oil and gas contents of typical wells in Qijiang and Fuxing area in Sichuan Basin

井名	优质页岩厚度/m	ω(TOC)/%	孔隙度/%	解析气量/(m3/t)	总含气量/(m3/t)	热解S1/(mg/g)
DYS1井	29.6	1.47	3.13	0.51	1.32	0.71
TY1井	38.8	1.41	3.20	0.44	1.82	0.43

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3.   页岩油气资源潜力分析

3.1   优质页岩分布面积大

綦江地区凉高山组在凉二段沉积早期达到最大湖泛期，凉二下亚段发育一套连续性暗色粉砂纹层型页岩，半深湖相带大面积分布。钻井揭示，綦江地区凉高山组二段下亚段优质页岩平面上稳定分布，厚度介于20~39 m。结合典型钻井及地震响应，进一步明确沉积相带及优质页岩展布特征。

QYS1井凉二段为半深湖相，凉二下亚段优质页岩厚度29.6 m，波阻抗值低，平均值为9 822 g/cm³·m/s，表现为底界及最大湖泛双波峰响应特征；SY1井凉二段为半深湖相，凉二下亚段优质页岩厚度19 m，波阻抗值低，平均值为9 653 g/cm³·m/s，表现为复波反射特征；XT1井凉二段以滨浅湖相沉积为主，底部页岩不发育，最大湖泛优质页岩较薄，仅6.5 m，波阻抗值较高，平均值为11 248 g/cm³·m/s，表现为单峰反射特征；ZY1井凉二段以滨浅湖相沉积为主，底部页岩不发育，底界为波谷反射，最大湖泛优质页岩较薄，仅7.1 m，波阻抗值较高，平均值为11 887 g/cm³·m/s，表现为凉二下亚段内部波峰振幅减弱特征。根据已钻井精细标定明确綦江地区凉二下亚段优质页岩的地震响应特征，半深湖相主要有QYS1井“双峰型”以及SY1井“复波型”两种地震响应特征，浅湖相呈现“两谷一峰”响应特征(图 10，图 11a)。根据半深湖相地震响应特征、波形分类及波阻抗反演结果(图 11)，预测凉二下亚段半深湖相带主要分布在石龙峡—丁山—东溪—隆盛一带，面积4 569 km²。凉二下亚段由官渡—太和地区到丁山—东溪—隆盛，逐渐由“滨浅湖”过渡为“半深湖”相，优质页岩厚度逐渐增大，波阻抗变低(图 11b-c)，同时可以看出，波阻抗值较低的井均表现出实测GR高、U/Th值高的特征(图 11d)，为半深湖相。结合反演预测，半深湖相带内优质页岩发育，TOC含量平均为1.3%~1.6%，厚度20~33 m，丁山—东溪—关圣场地区最厚，大于25 m(图 12)。

图  10  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段地震相分析

Figure  10.  Seismic facies analysis of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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图  11  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二下亚段地震相及波阻抗

Figure  11.  Seismic facies and impedance map of the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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图  12  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段下亚段优质页岩厚度预测平面

Figure  12.  Predicted fine shale thickness of the lower subsection of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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3.2   发育大型宽缓向斜、保存条件好

綦江地区凉二段顶底板封盖条件好，顶板为凉二中上亚段，这一时期水位下降，湖盆萎缩，沉降速率相对下亚段增加，沉积物仍以细粒沉积为主，为一套致密的滨浅湖相砂泥互层，在研究区内广泛分布，形成了良好的盖层；底板为凉一段灰色—紫红色泥岩，在区内连续大面积分布，孔缝均不发育，能有效阻止页岩油气纵向逸散。

綦江地区凉高山组具有良好的构造—保存条件。从区域构造背景来看，綦江地区主要受雪峰山推覆影响形成连排近南北向的高陡构造，呈“五隆四凹”构造格局(图 1)，整体表现为“背斜窄陡，向斜宽缓”的特征。向斜核部地层平缓，地层倾角小于10°，侏罗系相对完整，仅在盆缘构造带凉高山组有剥蚀，相比复兴地区(图 13)，其构造应力更单一，向斜更宽缓；背斜凉高山组多未出露剥蚀，区域保存条件更好。綦江地区凉高山组断裂整体发育程度低，向斜内部断层不发育，仅在靠近剥蚀区及高陡构造翼部，发育少量北西—南东向断裂，断距小、延伸较短，主体以逆掩断层为主；且正向构造埋深主要介于500~1 500 m，负向构造埋深主要介于1 000~3 500 m，远离剥蚀区且构造上倾沿剥蚀区方向发育反向断层封挡，具备有利的保存条件。区域钻井也进一步证实该区具有良好的保存条件，高陡构造及盆缘构造区的钻井在凉二下亚段富有机质泥页岩层段均钻遇良好油气显示，埋深500~800 m左右时仍具有良好显示；随着远离盆缘地层出露区3 km以上，埋深增大，油气显示变好，压力系数增大(大于1.2)，保存条件变好。评价綦江地区远离凉二段出露区5 km以上且凉二段埋深大于1 500 m为保存有利区，面积3 227.7 km²；远离凉二段出露区3 km以上、埋深介于800~1 500 m为保存较有利区，面积1 043.4 km²。

图  13  四川盆地綦江地区(a)、复兴地区(b)区域地震剖面

Figure  13.  Regional seismic profile of Qijiang(a) and Fuxing(b) area in Sichuan Basin

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3.3   有利区面积大、资源潜力大

整体看，綦江地区凉二段半深湖区富有机质页岩厚度大、TOC含量高、显示好、含油气性好，具有良好的页岩油气物质基础。发育宽缓稳定向斜，主体埋深1 000~3 500 m，构造应力单一，背斜凉高山组多未剥蚀，构造更为宽缓稳定，普遍见良好油气显示，保存条件好；预测地应力较小，最小水平主应力整体小于70 MPa，向斜宽缓，水平应力差小于8 MPa，有利于压裂形成复杂缝网。

依据“优质页岩发育、保存条件好、构造变形程度弱、埋深适中”等条件进行綦江地区凉二段有利区目标优选，综合评价綦江地区凉二段共计10个有利目标(图 14)，总有利区面积为2 822.8 km²，根据资源量技术方法，评价总资源量油为5.07亿吨、气1 299.37亿立方米，油当量为6.1亿吨。按照半深湖相优质页岩厚度大于25 m、埋深大于1 500 m、距离剥蚀区大于5 km的为宽缓复向斜、向斜的评价原则，落实关圣场复向斜、扶欢向斜、石滩向斜和石龙峡西复向斜4个有利区。其中关圣场复向斜优质页岩发育，保存条件好，裂缝发育，页岩油气富集条件最优越，有利面积大、资源潜力大，为最有利的部署目标。

图  14  川东南綦江地区中侏罗统凉高山组二段有利区评价

Figure  14.  Favorable area evaluation of the second member of Lianggaoshan Formation of Middle Jurassic in Qijiang area of southeastern Sichuan

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3.4   具备大规模立体勘探开发的有利条件

綦江地区构造形态成排成带平行排列，正向构造与负向构造间隔分布，变形强度总体较弱，有利于页岩油气富集成藏。微裂缝较发育，为油气充注提供了优势通道，可有效改善储集性能，使其具备商业开采价值。从泰页1井、平安1井凉二下亚段页岩油气勘探实效来看，高产井普遍具有裂缝密度高值。岩性转换面的层理缝以及岩性段内间隔发育的低应力粉砂质泥岩、泥质粉砂岩对复杂缝的形成起促进作用，易于在后期压裂改造中形成复杂缝网体系，这是陆相页岩油气高产的关键因素。而綦江地区向斜宽缓稳定，也兼具微幅正向潜伏构造的有利特征(图 13)，具备微裂缝发育的有利条件。

同时，綦江地区五峰组—龙马溪组、二叠系龙潭组、侏罗系凉高山组页岩油气纵向叠置发育(图 15)，志留系、二叠系勘探主要位于高陡构造背斜以及翼部，侏罗系页岩油气主要位于宽缓向斜区，分布面积大，突破后可快速横向展开，与龙马溪组页岩气、龙潭组煤层气/页岩气纵向互补，最大程度实现优质矿权保护。总体来看，綦江地区构造形态、微裂缝、埋深条件优越、多目标叠置，具备大规模立体勘探开发的有利条件。

图  15  川东南綦江地区页岩油气成藏模式

剖面位置见图 14。

Figure  15.  Shale oil and gas reservoir model of Qijiang area of southeastern Sichuan

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4.   结论

(1) 綦江地区凉高山组二段下亚段优质页岩分布面积大，受半深湖相控制，面积达4 569 km²，厚度为20~39 m，TOC含量平均为1.3%~1.6%，有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂为主，镜质体反射率介于1.0%~1.29%，生烃潜力大，实测含油气性好。

(2) 优质页岩为明显的高GR、高声波、低密度特征，结合地震波形分类和波阻抗反演技术，明确平面上丁山—东溪—关圣场地区最厚。

(3) 发育宽缓稳定向斜，钻井普遍见良好油气显示，保存条件整体较好，主体埋深1 000~3 500 m，构造应力单一，可压性好。

(4) 评价綦江地区凉高山组页岩油气有利区面积为2 822.8 km²，总资源量油为5.07亿吨、气为1 299.37亿立方米，是扩大四川盆地页岩油气勘探规模的有利新区带。同时，五峰组—龙马溪组页岩气、二叠系龙潭组煤层气纵向叠置发育，具备立体勘探开发的有利条件。