四川盆地下古生界海相页岩气
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发布时间：2022-04-23 18:18
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时间：2023-09-18 04:08
1.基本概况
四川盆地位于中国西南地区（图10-21），面积达19×104km2，是中国陆上大型沉积盆地之一及重要天然气产区，目前已发现含气层系21个、气田136个。四川盆地经历了古生代—中三叠世海相克拉通和晚三叠世—新生代陆相前陆盆地沉积，早古生代沉积岩厚1400～3600m，发育了上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组、下志留统龙马溪组4套海相黑色页岩（图10-22）。
图10-21 四川盆地区域位置与构造单元划分
图10-22 四川盆地下古生界地层综合柱状图
2005年以来，中国开始在四川盆地开展页岩气地质评价与选区、勘探开发先导试验。2010～2011年，威远构造钻探的威201井、长宁构造的宁201井、昭通地区的昭104井以及富顺-永川地区的阳101井经大型水力压裂后，在筇竹寺组、龙马溪组海相页岩中测试获商业性气流，发现了威远-长宁、昭通和富顺-永川等页岩气田，实现了中国页岩气的工业性突破。2012年，涪陵地区焦石坝构造钻探的焦页1 HF测试获高产，发现了涪陵页岩气田。截至2014年5月底，已钻探100余口页岩气井（70%水平井），80余口井经过水力压裂改造后，测试单井日产天然气（0.3～54.7）×104m3，页岩气累计产量超过6.0×108m3。
2.页岩气地质特征
四川盆地下古生界海相页岩气区位于川南、川东地区，构造位置为川南低陡构造带、川东高陡构造带（图10-21），地表地形相对平坦，海拔200～750m，长江干流及支流贯穿整个地区，水资源丰富，是四川盆地常规天然气的主产区，地面设施和油气管网完善。
下古生界海相页岩气区产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组（O3w-S1ι）（图1023）和下寒武统筇竹寺组（
）（图1024）底部黑色页岩，岩性以海相富有机质黑色页岩为主，厚20～100m，TOC含量为0.8%～6%，Ro主体为2.0%～3.6%，孔隙度主要为1.5%～8.2%，渗透率为1×10-8～9×10-6μm2，含气量为0.07～6m3/t，压力系数为1.0～2.3，埋藏深度为900～5000m，平均深3000m。两套海相页岩气均以游离气为主，占50%～80%，不含液态烃。气体组分以甲烷为主，甲烷含量97.8%，乙烷含量1.16%，C3—C5含量为0.29%，含微量CO2、N2，不含H2S，乙烷碳同位素具有倒转特征，与北美典型热成因页岩气特征相似（表10-12）。
图10-23 四川盆地志留系龙马溪组岩性综合柱状图
目前，四川盆地下古生界海相页岩气有利区面积约3.8×104km2，预测可采资源量4.4×1012m3。初步确定了威远、长宁、富顺-永川、涪陵等核心区，控制面积约1.65×104km2，预测单井可采储量为0.42×108～1.13×108m3。2013年已初步形成年产5×108m3的能力，年产页岩气量2.0×108m3，预计未来5～10年，随着地质认识的深化与适用勘探开发配套技术的形成，页岩气年产量可能达到300×108m3。
表10-12 四川盆地古生界海相页岩气特征与美国海相页岩气对比
3.页岩气形成与富集规律
深水陆棚相有利于富有机质、富硅质页岩发育。早寒武世和早志留世两个时期，全球海平面快速上升，四川盆地整体为克拉通背景下的半深水—深水陆棚，与北美主要产气页岩具有相似的沉积环境。筇竹寺组岩性以黑色页岩及深灰色含砂质页岩为主，下部为深灰—黑色炭质页岩及深灰色、灰色粉砂质页岩和粉砂岩，向上颜色逐渐变浅，为灰、灰绿色含钙质细砂岩、粉砂岩，富有机质页岩（TOC＞2%）集中段主要为筇竹寺组底部的黑色页岩段。筇竹寺组页岩厚度受继承性发育的德阳-安岳古裂陷槽控制，厚度一般为300～450m，黑色页岩厚度可达140～160m（图10-25），富有机质页岩（TOC＞2%）厚度一般为20～80m，其中高石梯地区最厚可达100m。龙马溪组下部由深灰—黑色硅质页岩、炭质页岩、钙质页岩、笔石页岩夹生物碎屑灰岩组成，上部为灰绿、黄绿色页岩及砂质页岩夹粉砂岩及泥灰岩。龙马溪组因加里东运动抬升遭受区域性剥蚀，在盆地西南部缺失，向南、东部逐渐增厚，地层最厚400～600m，龙马溪组富有机质页岩（TOC＞2%）集中段主要发育于底部，一般厚20～100m，其中宜宾—泸州—荣昌一带厚度最大为120m，涪陵地区厚度为38～45m，长宁地区厚20～40m（图10-26）。
图10-24 四川盆地寒武系筇竹寺组岩性综合柱状图
图10-25 四川盆地下寒武统筇竹寺组黑色页岩等厚图
高有机质丰度为页岩气形成提供了物质基础。四川盆地下古生界寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩均是盆地内主力烃源岩层系之一，筇竹寺组页岩TOC含量主要为1.7%～3.6%、平均2.8%；龙马溪组页岩TOC含量为1.5%～6%、平均3.8%。页岩热成熟度较高，均已达高—过成熟裂解成气阶段，以生成干气或油型裂解气为主。筇竹寺组Ro值为2.5%～4.5%，龙马溪组Ro值为1.5%～3%。筇竹寺组和龙马溪组埋深由盆地西北部向东南缘逐渐增大，Ro值也相应由西北部向东南缘逐渐增高。页岩有机质类型较好，均为腐泥型，母质以水生浮游生物为主。
图10-26 四川盆地下志留统龙马溪组富有机质页岩等厚图
微-纳米孔隙和微裂缝发育为页岩气提供了重要的储集空间。筇竹寺组页岩孔隙度为0.4%～3.0%、平均2.0%，渗透率为（11～955）×10-6μm2、平均为147×10-6μm2；龙马溪组页岩孔隙度为3%～10%，渗透率最小为1×10-8μm2、最大为0.009×10-3μm2。上述两套富有机质页岩主要发育无机矿物基质微-纳米孔、有机质纳米孔和微裂缝3种孔隙类型，其中无机矿物基质孔隙类型为粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物层间孔等，孔隙直径一般小于2μm，以0.1～1μm孔隙为主，部分小于0.1μm，孔隙结构复杂，比表面积大，是页岩气主要储集空间；有机质纳米孔包括有机质内孔、有机质间孔及有机质与无机矿物颗粒间孔3种类型，形态以圆形、椭圆形、不规则多边形、复杂网状、线状或串珠状为主，孔隙直径5～750nm，平均100nm；微裂缝在三维空间成网状分布，部分被方解石、沥青等次生矿物充填。区域上，不同构造部位裂缝发育程度不一，盆地边缘褶皱背斜带有利于裂缝发育，如涪陵焦石坝构造高部位发育丰富的高角度缝和层间缝，构成复合网状缝，而长宁构造翼部层间缝丰富，高角度缝发育程度相对较低。
脆性矿物含量高有利于页岩储层压裂改造。下古生界两套海相页岩储层脆性较高，脆性矿物含量一般为30%～85%，其中，石英含量21%～56%；黏土矿物含量一般为21.1%～56.4%，以伊利石、绿泥石为主，易于压裂。区域上，筇竹寺组和龙马溪组页岩的矿物成分变化不明显。层系上，筇竹寺组页岩脆性矿物含量高于龙马溪组页岩。筇竹寺组页岩脆性矿物含量一般为32%～80%，平均62.5%；黏土矿物含量一般为26.2%～39.5%，平均35.9%。龙马溪组页岩脆性矿物含量为30%～85%，平均56.3%；黏土矿物含量为25.6%～51.5%，平均42.1%。在脆性矿物构成中，两套页岩储层的石英含量相当，其差异主要来自长石、碳酸盐含量的不同。
构造稳定、保存条件好、地层超压有利于页岩气富集高产。自震旦纪以来，四川盆地周边构造活动频繁，导致盆地周缘下古生界地层大面积抬升剥蚀，断裂发育，改造区页岩气聚集条件遭到破坏，而位于盆地内的下古生界海相页岩气核心区构造相对稳定，保存条件较好，有利于页岩气的富集。从层位上看，下古生界两套页岩由于地层结构的不同，导致保存条件具有一定差异性（图10-27）。五峰-龙马溪组页岩集中段上覆巨厚且裂缝欠发育的黏土质页岩，下伏致密泥灰岩，自身封盖能力强，页岩气在构造活动中得到有效保存，页岩含气性好；而筇竹寺组页岩上覆为裂缝较发育的砂质页岩，下伏为白云岩，页岩气在多次构造活动中可能遭到破坏，导致筇竹寺组页岩在局部地区含气性不佳，增加了一定的资源风险。
图10-27 四川盆地与北美地区典型页岩气富集模式对比
地层超压是控制页岩含气量、页岩气井单井产量的重要因素。经钻探证实，龙马溪组页岩普遍见气，在初步确定的核心区内（即盆地斜坡和向斜区），存在异常高压，压力系数为1.4～2.2，超压区面积超过25000km2。异常高压区中长宁区块龙马溪组含气量平均为4.1m3/t，涪陵地区龙马溪组含气量平均为4.6m3/t，水平井单井测试产量普遍高于5×104m3/d；盆地边缘区地层压力系数为1.0（正常压力），含气量为2.3～2.92m3/t，水平井单井测试产量一般为2.2×104m3/d左右。盆地内筇竹寺组页岩钻井较少，仅在威远、犍为等区块钻探获气，地层压力系数为1.0左右，页岩平均含气量为2.8m3/t，水平井单井产量平均2.0×104m3/d。
