川东北地区页岩气地质条件及其勘探潜力
——以峰探1 井上二叠统吴家坪组为例

明 盈 孙豪飞 叶玥豪 王嘉先 宋金民 王宇峰 邱玉超 陈 伟 戴 鑫

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·成都理工大学 3.中国石油西南油气田公司

0 引言

我国南方发育多套海相黑色页岩，黑色页岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高、生烃潜力大，页岩气勘探开发潜力巨大[1-4]。2017 年，四川盆地累计年产页岩气近100×108m3，标志着我国页岩气勘探开发进入到全新的阶段[5]。截至2020 年底，全国已探明地质储量约为1.8×1012m3，在埋深3 500 m 以浅的海相页岩区已经建成200×108m3的页岩气年产规模[6-7]。已经陆续建立了涪陵、威远—荣昌、威远—长宁、泸州—渝西等页岩气区，且勘探深度从3 500 m 以浅逐渐向深层（＞3 500 m）进行勘探[8]，但目前海相页岩气在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组以外层位未取得商业突破。四川盆地上二叠统主要发育龙潭组(吴家坪组)和长兴组（大隆组）两套地层，其龙潭组在川中—川南地区主要发育海陆过渡相页岩，吴家坪组、大隆组在川北以及川东北地区为海相碳酸盐岩与深水陆棚相黑色页岩[9-11]，在川北地区实施的多口常规探井钻遇大隆组厚层暗色泥页岩并有良好的油气显示，LB1 井钻遇暗色泥页岩27.0 m，最大全烃42.73%；JX1 井钻遇暗色泥页岩厚度27.8 m，最大全烃3.86%[12]。湘中地区中国石化华东分公司部署实施的湘页1 井钻遇上二叠统大隆组—龙潭组泥页岩，见页岩气显示，解析含气量介于0.16 ～1.41 m3/t[10]，川东北地区针对吴家坪组的JYx 井取心段显示良好，且现场测试含气量为3.81 m3/t[13]。2022 年底，开江—梁平海槽内部署的大页1H 井在上二叠统深水陆棚相页岩测试获气32.06×104m3/d，向新的层系寻求突破势在必行。展现出四川盆地及周缘上二叠统吴家坪组与大隆组页岩气具有较大的勘探潜力，相关学者对龙潭组研究认为龙潭组海陆过渡相主要为煤系地层，岩性类型多样，页岩气成藏条件复杂[14-16]，但受开江—梁平海槽的影响，吴家坪组和大隆组在川北地区发育深水陆棚相海相页岩，其地质条件与海相龙马溪组页岩有相似性，为下一步页岩气勘探开发与研究的重点层位。因此本文选择峰探1 井上二叠统吴家坪组为研究对象，详细深入开展川东北地区黑色页岩气地质条件评价，对下一步吴家坪组页岩气勘探提供重要的参考作用。

1 区域地质背景

川东北地区包括大巴山褶皱冲断带的双重叠加构造带和川东高陡断褶带，其东、西边界分别为齐岳山断裂和华蓥山断裂，区内构造整体呈北东东向延伸，北侧为大巴山弧形褶皱带[11,17]，构造特征表现为北东向、北北东向高陡背斜带和断裂带组成的隔挡式褶皱，背斜紧闭，向斜宽缓，成排成带平行排列。峰探1 井位于重庆市万州区龙沙镇川东高陡构造带东部大池干构造东北段万州向斜东南翼[18]，整体呈现北东—南西相展布（图1）。中二叠世末期受东吴运动的影响，四川盆地大部分地区隆升剥蚀，晚二叠世四川盆地整体展现为南西高、北东低的古地理格局[16]，受开江—梁平海槽拉张的影响，晚二叠世川东北地区以开阔台地—深水陆棚沉积为主，纵向上以滨岸潮坪—开阔台地—深水陆棚—浅水陆棚相，主要发育两套厚层富有机质泥页岩，一套为海陆过渡相黑色页岩，另一套为海相黑色页岩（图2）。

2 地层及岩性特征

峰探1 井中上二叠统自下而上依次发育茅口组、吴家坪组、长兴组和下三叠统飞仙关组（图2）。茅口组为含生屑泥晶灰岩与泥晶生屑灰岩为主，该套石灰岩在四川盆地稳定分布，中二叠世晚期受东吴运动的影响，吴家坪组底部王坡页岩与下伏茅口组的泥晶生屑灰岩平行不整合接触。吴家坪组一段主要岩性为铝土质泥岩、凝灰质泥岩和玄武岩厚14 m（图3a，d），黑色页岩不发育，在后面的页岩气地质条件评价中就不加以探讨。吴家坪组二段下部主要为暗色含凝灰质泥岩和浅灰色泥灰岩的互层厚约7.4 m（图3b，e，c，f），上部10 m 为浅灰泥晶生屑灰岩，吴一段—吴二段主要为一个缓慢海侵的过程，沉积相为滨岸潮坪—开阔台地相。吴二段黑色页岩主要发育于滨岸潮坪相，其主要岩性为暗色含凝灰质泥岩。吴家坪组三段初期沉积一套硅质页岩、钙质页岩、泥质灰岩、泥晶灰岩与钙质页岩互层（图3g-l），底部为硅质页岩和钙质页岩，向上钙质含量增加，逐渐过渡为泥质灰岩或泥晶灰岩，其中高伽马页岩段厚度约26 m，展现为拉张阶段一个快速海侵缓慢海退的一个沉积过程，主要为深水陆棚相沉积—浅水陆棚沉积；由于海平面持续下降，长兴组主要沉积生屑灰岩、泥晶生屑灰岩，为开阔台地相沉积。

图3 峰探1 井吴家坪组典型岩性照片

3 矿物组分特征

通过对峰探1 井吴家坪组黑色页岩进行X 衍射全岩矿物分析，其主要矿物为石英、长石、碳酸盐岩、黏土矿物和黄铁矿，个别样品见菱铁矿和方沸石。其中吴家坪组二段黑色凝灰质泥岩的黏土矿物含量在8.6%～78.6%，平均48.4%，石英含量在7.9%～78.4%，平均36.4%，黄铁矿含量相对较高平均5.7%，碳酸盐岩含量较低平均在1.0%（图4、图5）。吴家坪组三段黑色页岩矿物石英和碳酸盐岩含量高，石英含量在3.0%～85.8%，平均40.4%，碳酸盐岩含量在1.2%～97.9%，平均46.55%，其两者占岩石矿物含量的87.0%，脆性指数高；黏土矿物含量在0 ～54.6%，平均6.6%，其他矿物含量较低，整体都未超过5%（图4、图5）。

图4 峰探1 井吴家坪组矿物综合柱状图

图5 峰探1 井吴家坪组页岩全岩X 衍射分析矿物含量图

峰探1 井吴家坪组二段黑色页岩黏土矿物含量较高，石英含量次之，在岩相三角图中主要位于黏土质页岩岩相区；吴家坪组三段石英和碳酸盐岩含量较高，主要位于钙质页岩岩相和硅质页岩岩相（图6）；总体吴家坪组三段黑色页岩脆性矿物高于吴家坪组二段黑色页岩，同时也反映了两套黑色页岩的沉积环境的差异，吴家坪组二段黑色页岩为滨岸沼泽沉积，吴家坪组三段黑色页岩为深水陆棚相沉积。与四川盆地川南地区和焦石坝等五峰组—龙马溪组深水泥岩进行三角图投点对比（图6），发现吴家坪组黑色页岩与五峰组—龙马溪组黑色页岩岩相分布区略有差异，吴二段分布于远离碳酸盐岩端元，靠近黏土端元，脆性指数37.5，脆性相对较低。吴三段主要分布在远离黏土端元，靠近碳酸盐岩与石英两个端元，脆性指数为86.9，脆性较高。

图6 峰探1 井吴家坪组矿物特征投点图

4 有机地球化学特征

4.1 有机质丰度

通过对峰探1 井吴家坪组样品进行有机碳测试，吴家坪组二段页岩段样品TOC分布在0.07%～22.34%，平均值为1.41%（图4），其中多数样品的TOC＜1%，整体黑色页岩品质不高（图7），高TOC段分布于玄武岩之上的暗色泥岩夹层，而灰色凝灰岩TOC整体较低（图4），TOC＞2%的黑色页岩厚度约5 m。吴家坪组三段页岩段TOC分布在0.15%～9.34%，平均值为3.52%，TOC含量整体较高，大多样品TOC＞2%（图7）。TOC＞2%的黑色页岩厚度约26 m，黑色页岩段平均TOC可达4.69%（图4），高TOC段主要集中在吴家坪组三段底部硅质页岩和钙质页岩段，向上TOC含量逐渐降低（图7）。

图7 峰探1 井吴家坪组有机地球化学特征图

4.2 有机质类型与成熟度

干酪根组分和碳同位素是烃源岩有机质类型的重要判识手段。通过对峰探1 井吴家坪组样品进行分析测试分析，其中干酪根碳同位素-23.3‰～-28.4‰（图7），其中吴家坪组二段干酪根碳同位素在23.3‰，以Ⅲ型干酪根为主；吴家坪组三段干酪根碳同位素在-25‰～-29‰之间，显示吴家坪组三段干酪根类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，干酪根组分主要以壳质组和镜质组为主，干酪根类型指数在0 ～80%之间，同样显示为Ⅱ1—Ⅱ2为主。吴三段镜质体反射率介于2.71%～2.92%，平均2.81%（图7），达到过成熟阶段，早期生成的原油完全裂解，利于有机质孔的发育。

5 孔隙特征

5.1 孔隙类型

本次研究采用前人提出的页岩孔隙类型的分类标准[19-21]，将黑色页岩孔隙类型划分为有机质孔与无机孔，其中无机孔包括矿物颗粒内部的孔隙、矿物颗粒间的孔隙和裂缝。

吴家坪组二段主要以无机孔为主，有机质孔和裂隙为辅，其中无机孔和裂隙主要类型包括：①黏土矿物之间在随埋深加深过程中成岩转化形成的伊利石和少量绿泥石矿物间的粒间孔，其孔隙主要为长条扁平状（图8 b、c、d）；②草莓状黄铁矿晶粒之间的晶间孔，而草莓状颗粒之间的孔隙大多被有机质充填（图8 a）；③在成岩阶段菱铁矿形成或者暴露阶段在菱铁矿颗粒内形成的少量溶蚀孔隙或者包裹体，其孔隙相对孤立（图8 e、f）；④石英颗粒与黏土矿物之间非定向排列形成的石英颗粒与黏土矿物之间的粒间孔（图8 c）；⑤可能与构造作用相关的黏土矿物之间形成的微裂隙（图8 e）。吴家坪组二段有机质多与黄铁矿伴生，多成块状，其有机质孔不发育（图8 a）。

图8 吴家坪组二段页岩孔隙特征图

吴家坪组三段黑色页岩有机质含量较高，有机质的存在状态主要有三种类型：有机质充填于石英和方解石原生孔中（图9 a、h），形态呈不规则状；有机质充填于微裂隙中呈长条状，其可能与早期油气运移相关（图9 b）；③有机质呈团块状以颗粒的形式存在（图9 g），为一些原生沉积有机质。由于原始沉积的无机孔大多被生烃演化过程中生成的原油（沥青）充填，吴家坪组三段主要发育有机质孔，无机孔和裂隙相对较少，现存无机孔都相对孤立连通性相对较差（图9 d）。有机质发育类型多样，大多呈蜂窝状、孔径在几十到几百纳米（图9 e、f），有机质孔的发育明显受有机质显微组分控制，其中固体沥青有机质孔最为发育，孔隙大多呈气泡状或蜂窝状（图9 e、f），壳质组和腐泥组中有机质孔呈不规则状、在有机质中分布不均呈团簇状（图9 f），还有一部分有机质在扫描电镜尺度下孔隙难以观察到（图9 g）。吴三段中无机孔发育相对较少，原生孔隙大多被沥青充填，主要的无机孔为碳酸盐矿物内部的粒内孔（图9a、c），和少部分矿物之间的粒间孔（图9 d）。

图9 吴家坪组三段黑色页岩扫描电镜下孔隙特征图

5.2 孔隙结构

页岩按孔径分类标准较多[22-23]，但目前应用较多的是国家化学学会分类标准，将孔隙分为微孔（＜2 nm）、介孔（2 ～50 nm）和宏孔（＞50 nm），本文主要应用此分类方案，但为了展示孔隙结构的差异，进一步把介孔分为小介孔（2～5 nm）、与大介孔（5 ～50 nm）。

峰探1 井吴家坪组二段氮气吸附曲线为Ⅳb型吸附等温线，表明吴家坪组二段孔隙以微孔和介孔为主（图10）。吴家坪组二段气体吸附BET法（Brunauer、Emmett 和Teller）比表面积为5.02 m2/g；孔隙体积为0.006 6 cm3/g，其孔径主要分布在1 ～10 nm，平均孔径（4 V/A）为8.4 nm。

图10 峰探1 井吸附曲线图

吴家坪组三段氮气吸附曲线为IIb，具有明显的回滞环，其回滞环类型为H2型与H4型特征（图10），表明孔隙形态为多个片状颗粒组成的墨水瓶孔，该类孔隙为前文扫描电镜观察中的矿物粒间孔以及有机质生烃形成的海绵状孔，表明吴家坪组三段微观孔隙以微孔为主，介孔相对降低。吴家坪组三段BET 比表面积介于4.06 ～47.39 m2/g，平均为18.60 m2/g；孔隙体积介于0.003 6 ～0.034 6cm3/g，平均为0.014 1cm3/g，其孔径主要分布在1 ～5 nm，平均孔径为3.9 nm。

峰探1 井吴家坪组三段和吴家坪组二段页岩储层的储集空间存在一定的差别。吴家坪组三段黑色页岩孔隙直径较吴家坪组二段相对更小，但孔隙体积相对较大。而吴家坪组二段页岩储层储集空间相对较大，大介孔孔隙体积占孔隙比例较大，而吴家坪组三段黑色页岩储集空间相对较小，微孔孔隙体积占比较大（图11）。

图11 峰探1 井吴家坪组页岩孔隙结构特征图

图12 峰探1 井吴家坪组不同孔体积与比表面积相关性图

5.3 有机质孔发育控制因素

近年来国内外学者对黑色页岩纳米孔隙发育控制做了较多探讨[19-20,24]，国内学者对四川盆地下古生界黑色页岩的孔隙结构影响因素研究发现，黑色页岩孔隙结构受有机质丰度、成熟度、有机质类型和矿物含量等因素的控制，其中有机质含量对页岩的孔隙结构起主要控制作用。

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有机质孔是富有机质黑色页岩中重要的一种孔隙类型，也是页岩气赋存的主要孔隙[25-26]。有机质孔是由成熟的干酪根生烃或液态烃类受热裂解而形成[26-28]，主要受盆地的热演化控制。黑色页岩达到高成熟阶段（Ro>1.2%），页岩中干酪根达到生气窗开始生气就会形成有机质孔[27，29-30]。热演化达到过成熟阶段（Ro>2.0%或温度达到170℃），早期生成的原油裂解也会形成机质孔[31]。吴家坪组黑色页岩主要有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主，Ro为2.8%达到过成熟阶段，已经具备发育大量有机质孔的条件。但通过扫描电镜观察发现，固体沥青中存在大量的有机质孔，块状有机质中有机质孔较少，与前人认为Ⅲ—Ⅱ2型干酪根有机质孔欠发育一致[32-33]。

对吴家坪组三段海相黑色页岩孔隙体积和比表面与TOC、石英含量和碳酸盐岩含量进行了相关分析（图13），孔隙体积和比表面积与黑色页岩有机质丰度呈正相关性，且相关性非常好（R2＞0.9），证明有机质丰度对黑色页岩孔隙具有明显的控制作用，且有机质孔对黑色页岩纳米级孔隙贡献较大，而有机质含量与孔径呈负相关关系，且相关性较强（R2=0.56），有机质含量越高孔径越小，在高有机质丰度情况下微孔更发育。石英含量与孔隙体积和表面积呈正相关性，但其相关性非常低（R2＜0.1），表明石英对黑色页岩孔隙体积没有明显控制作用。与四川盆地五峰组—龙马溪组黑色页岩表现出明显的不同，另外石英含量与孔径呈负相关性，相关性较低（R2=0.36），石英含量对孔径大小有一定影响，前人研究其石英主要为成岩石英和同沉积化学沉淀石英[18]，成岩化学沉淀的石英填充孔隙从而降低孔隙度。碳酸盐岩矿物含量与孔隙体积、比表面积和孔径都呈负相关关系，但其相关性非常弱（R2＜0.2），表明碳酸盐岩矿物对页岩孔隙结构没有明显的控制作用。这与扫描电镜观察到的结构具有相似性，吴家坪组三段黑色页岩有机质发育，且大量固体沥青充填石英颗粒和碳酸盐颗粒之间的粒间孔，观察到的无机孔较少，大多不连通相对孤立。

图13 峰探1 井吴家坪组孔体积与比表面积与TOC 含量、石英和黏土矿物含量关系图

总之，有机质丰度主要控制吴家坪组三段黑色页岩的孔隙发育，其孔隙主要以有机质孔为主，为黑色页岩孔隙的体积的主要贡献者；石英与碳酸盐岩对黑色页岩的孔隙没有明显的控制作用。

6 含气性特征

6.1 等温甲烷吸附特征

页岩气在岩石中的赋存状态主要为吸附气、游离气和溶解气等[24，34]。页岩气吸附能力可以通过等温甲烷吸附实验结果来反映，为了真实反映峰探1井黑色页岩的等温吸附能力，本次实验为尽量恢复地层的真实情况，采取实验温度为90℃，其等温甲烷吸附实验测试结果如图14，显示实测过剩吸附量随压力的增加而增大，当压力在12 MPa 左右吸附量达到最大值，当压力再增加其吸附量逐渐降低，这与压力增加过程中吸附相气体密度和气相密度差异有关，并且其下降速度与页岩孔隙结构特征有关[35]。为了更好反映页岩的吸附气能力，基于单层吸附机理的Langmuir 模型，也能达到高精度拟合的效果，计算出兰氏体积（VL）来表征页岩的甲烷吸附能力。所以本文采用兰氏体积来表征页岩的吸附能力大小。吴家坪组二段页岩气量为1.519 cm3/g，吴家坪组三段为0.842 ～4.226 cm3/g，平均为2.307 cm3/g，展现出较强的吸附能力。

图14 峰探1 井吴家坪组黑色页岩甲烷等温吸附曲线图

6.2 现场解析气性特征

页岩含气性直接决定了页岩气资源潜力，因此页岩含气对页岩气潜力分析尤为重要，页岩含气性主要是通过现场含气量测试而获得，其测试主要包括现场解吸气、残余气和损失气三部分组成。通过直线回归进行损失气恢复，吴家坪组二段含气量在0.331 ～0.927 cm3/g，平均0.69 cm3/g，吴家坪组三段含气性在0.967 ～8.02 cm3/g，平均为3.33 cm3/g，吴家坪组三段含气性好，吴家坪组二段含气性相对较差。

6.3 吸附气量控制因素

为了明确吴家坪组黑色页岩吸附能力主控因素，重点从页岩的物质组成和孔隙结构进行相关性分析（图15）。可以看出，页岩组分中有机质丰度、石英与黏土矿物与Langmuir 体积呈正相关性，其中Langmuir 体积与TOC的相关性较强（R2=0.88），与石英含量呈中等相关性（R2=0.23），与黏土矿物含量没有明显的相关性；碳酸盐岩含量与Langmuir体积的呈负相关，相关性中等（R2=0.31）（图15）。Langmuir 体积与有机质丰度、石英与黏土矿物相关性表明在物质组分上，有机质丰度明显控制了页岩气吸附气量，石英和黏土矿物含量对吸附气含量的控制作用不明显，碳酸盐岩矿物含量对吸附气含量具有一定抑制作用，展现出碳酸盐岩含量越高吸附气含量越低。

图15 峰探1 井吴家坪组黑色页岩孔隙结构、矿物组分和TOC 与吸气量的关系图

总之，TOC含量和孔隙结构是控制页岩气吸附能力的主要控制因素，控制了页岩吸附气量，而石英和碳酸盐岩对吸附气含量具有一定控制作用但控制性较差，黏土矿物对吸附气含量没有明显的控制作用。

7 川东北地区吴家坪组勘探潜力分析

通过对峰探1 井和四川盆地五峰组—龙马溪组黑色页岩地质条件和页岩气Ⅰ类储层评价指标[36-38]对比，吴家坪组二段黑色页岩从沉积相、有机质丰度、类型、富有机质页岩厚度、脆性指数、孔隙结构特征和含气性等方面与龙马溪组黑色页岩相比，页岩气地质条件存在差距，显示其页岩气勘探潜力较弱。

吴家坪组三段黑色页岩从沉积相类型、孔隙类型和脆性指数与龙马溪组相比具有相似性，但有机质类型和孔隙结构上存在差异，而有机质丰度和含气性优于龙马溪组，基本都达到了I 类储层的指标，揭示出川东北地区上二叠统吴家坪组三段具有较大的页岩勘探潜力。

表1 峰探1 井吴家坪组页岩与龙马溪组黑色页岩地质条件对比表

8 结论

通过对川东北地区峰探1 井吴家坪组页岩气地质条件的研究，得到以下结论：

1）川东北地区峰探1 井上二叠统吴家坪组发育多套页岩，其中吴家坪组二段发育滨岸潮坪相黑色页岩，其岩性主要为含凝灰质泥岩（页岩），黏土矿物含量高，石英次之，岩相以黏土质页岩岩相为主，脆性指数低，可压裂性弱；吴家坪组三段发育深水陆棚相黑色页岩，其主要岩性为钙质页岩和硅质页岩，石英和碳酸盐岩含量高，黏土矿物含量低，岩相以硅质页岩和硅质页岩相为主，脆性指数高，可压裂性强。

2）峰探1 井吴家坪组二段页岩TOC在0.07% ～22.34 %，平均值为1.41%，TOC＞2%黑色页岩厚度约5 m，有机质类型为Ⅲ型，达到过成熟阶段；吴家坪组三段黑色页岩TOC分布在0.15%～9.34%，平均值为3.52%，黑色页岩（TOC＞2%）厚度约26 m，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，也达到过成熟阶段。

3）吴家坪组二段页岩储集空间主要以黏土矿物之间粒间孔和微裂缝为主，有机质孔相对不发育，孔隙体积较低，以介孔为主和微孔占比较低，且含气性也相对较低；吴家坪组三段页岩储集空间主要以有机质孔为主，无机孔相对较低，孔隙体积中等，孔隙以微孔为主介孔次之，且含气性相对较高，孔隙结构和含气性受有机质丰度控制明显，矿物组分对其没有明显控制作用。

4）综合页岩气地质条件，吴家坪组二段页岩气地质条件相对较差，页岩气资源勘探潜力较弱；吴家坪组三段页岩气地质条件较好，甚至个别参数优于龙马溪组，展示较大页岩气勘探潜力。