四川盆地焦石壩頁巖氣田形成與富集高產(chǎn)模式

郭彤樓，張漢榮

（中國石化勘探南方分公司）

四川盆地焦石壩頁巖氣田形成與富集高產(chǎn)模式

郭彤樓，張漢榮

（中國石化勘探南方分公司）

以四川盆地東南緣焦石壩構(gòu)造龍馬溪組頁巖氣田及鄰區(qū)為例，探討復(fù)雜構(gòu)造區(qū)、高演化程度頁巖層系成藏富集的關(guān)鍵控制因素。焦石壩構(gòu)造為經(jīng)歷多期構(gòu)造運動改造的斷背斜；龍馬溪組頁巖熱演化程度高，Ro值大于2.2%，下部發(fā)育厚35～45 m、TOC值大于2%的優(yōu)質(zhì)頁巖層系；產(chǎn)層超壓，地層壓力系數(shù)為1.55，頁巖氣產(chǎn)量、壓力穩(wěn)定。構(gòu)造類型、構(gòu)造演化及地球化學(xué)分析表明，龍馬溪組存在多期生烴和天然氣運聚過程，兩組斷裂體系與龍馬溪組底部滑脫層的共同作用控制網(wǎng)狀裂縫形成和超壓的保持，是頁巖氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵，龍馬溪組封閉的箱狀體系保證了氣藏的動態(tài)平衡。焦石壩頁巖氣藏的高產(chǎn)富集模式為“階梯運移、背斜匯聚、斷-滑控縫、箱狀成藏”；經(jīng)歷多期構(gòu)造演化的復(fù)雜構(gòu)造和高演化頁巖層系發(fā)育區(qū)，要形成頁巖氣高產(chǎn)富集區(qū)，與常規(guī)氣藏一樣，需要有利的保存和構(gòu)造條件。圖7表4參24

焦石壩構(gòu)造；龍馬溪組；頁巖氣；焦頁1井；網(wǎng)狀裂縫；富集模式；箱狀成藏

0 引言

中國近年來針對四川盆地及周緣地區(qū)志留系龍馬溪組沉積相、儲集層、保存條件、頁巖氣富集因素等方面開展了大量研究[1-9]，也加大了對頁巖氣的勘探開發(fā)力度，然而，經(jīng)過近2～3年的勘探實踐，僅在四川盆地南部地區(qū)取得實質(zhì)性突破，其他地區(qū)勘探效果甚微。原因在于過分強調(diào)了與美國頁巖氣地質(zhì)條件的相似性和頁巖氣成藏的特殊性，而忽略了頁巖氣與常規(guī)氣成藏的共性：對于多期構(gòu)造演化與長期隆升剝蝕背景下的中國南方頁巖層系，構(gòu)造與保存條件是頁巖氣富集高產(chǎn)的首要條件，也是與美國頁巖氣地質(zhì)條件的最大差異[10-11]。

近年來，針對四川盆地東南部龍馬溪組的頁巖氣勘探成效不一。盆地內(nèi)部，自2012年11月焦頁1井在龍馬溪組試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流以來，多口井在焦石壩構(gòu)造連續(xù)試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)了焦石壩頁巖氣田；另外，鉆探4 000～4 500 m深層的兩口探井也見到良好油氣顯示。盆地外部，多口井鉆探均未取得顯著油氣發(fā)現(xiàn)，揭示了南方廣大外圍地區(qū)頁巖氣成藏的復(fù)雜性。本文以四川盆地東南緣焦石壩構(gòu)造龍馬溪組頁巖氣田及鄰區(qū)為例，探討復(fù)雜構(gòu)造區(qū)、高演化程度頁巖層系成藏富集的關(guān)鍵控制因素。

1 焦石壩龍馬溪組頁巖氣基本特征

中國頁巖氣資源主要集中在南方古生界海相頁巖，儲集層具有構(gòu)造改造強、地應(yīng)力復(fù)雜、埋藏較深和地表條件復(fù)雜等特點。焦石壩龍馬溪組頁巖氣田位于四川盆地東部重慶市涪陵區(qū)焦石壩鎮(zhèn)，處于北東向構(gòu)造向近南北向構(gòu)造轉(zhuǎn)化的過渡部位（見圖1a）。

1.1 構(gòu)造類型

焦石壩構(gòu)造位于四川盆地東部川東隔擋式褶皺帶、盆地邊界斷裂齊岳山斷裂以西，是萬縣復(fù)向斜內(nèi)一個特殊的正向構(gòu)造。其特殊性表現(xiàn)在：與其兩側(cè)的北東向或近南北向狹窄高陡背斜不同，焦石壩構(gòu)造為一個受北東向和近南北向兩組斷裂控制的軸向北東的菱形斷背斜，以斷隆、斷凹與齊岳山斷裂相隔（見圖1c）。焦石壩構(gòu)造主體變形較弱，上、下構(gòu)造層形態(tài)基本一致，表現(xiàn)出似箱狀斷背斜形態(tài)，即頂部寬緩、地層傾角小、斷層不發(fā)育，兩翼陡傾、斷層發(fā)育（見圖1c）。

圖1 焦石壩頁巖氣田區(qū)域位置圖

1.2 沉積相

晚奧陶世—早志留世，受多期構(gòu)造作用的影響，形成黔中隆起、川中隆起、雪峰古隆起3個隆起夾持的向北開口的陸棚，早中奧陶世具有廣海特征的海域轉(zhuǎn)變?yōu)楸宦∑鹚鶉薜木窒藓Ｓ颍纬闪舜竺娣e低能、欠補償、缺氧的沉積環(huán)境。奧陶紀末和志留紀初，發(fā)生了兩次全球性海侵，形成了焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖[9]。

焦石壩地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖層系從下向上依次由深水陸棚逐漸過渡為淺水陸棚沉積。從海侵體系域到高位體系域，保持了長時間的深水缺氧環(huán)境，為有機質(zhì)富集、保存提供了有利場所，沉積了巖性較單一、細粒、厚度大、分布廣泛、富含生物化石的富有機質(zhì)泥頁巖。龍馬溪組上部主要為一套淺水陸棚相淺灰色、灰色泥巖，中部發(fā)育一套盆地邊緣上斜坡相的灰色—深灰色泥質(zhì)粉砂巖、灰色粉砂巖，下部為一套深水陸棚相深灰色—黑色炭質(zhì)泥頁巖。

焦頁1井等4口井鉆探表明，焦石壩地區(qū)位于深水陸棚的沉積中心（見圖2）。黑色泥頁巖主要發(fā)育于五峰組—龍馬溪組下部，生物化石以底棲藻類、浮游筆石和硅質(zhì)放射蟲為主，其中筆石化石含量豐富，且局部富集成層；巖性以灰黑色、黑色炭質(zhì)泥（頁）巖為主，水平層理發(fā)育，厚度為35～45 m。

圖2 四川盆地及周緣五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)泥頁巖分布圖

1.3 地球化學(xué)特征

龍馬溪組高豐度烴源巖發(fā)育在龍馬溪組下部，向上隨著含砂量增大，TOC值迅速減小，干酪根類型主要為Ⅰ、Ⅱ1型。以焦石壩地區(qū)焦頁1井為例，龍馬溪組—五峰組大致可分為3段：上部灰色泥質(zhì)砂巖厚116 m，中部灰黑色粉砂質(zhì)泥巖夾泥質(zhì)粉砂巖厚61 m，中上部砂質(zhì)含量高，未進行有機碳含量分析；對下部89 m地層全部進行了取心，主要為含炭質(zhì)硅質(zhì)泥頁巖，有機碳含量全部大于0.5%，平均TOC值為2.54%，TOC值大于2%的優(yōu)質(zhì)泥頁巖厚38 m（平均TOC值為3.50%），Ro值為2.20%～3.06%，有機質(zhì)類型為Ⅰ型。

1.4 含氣性

焦頁1井下部富有機質(zhì)頁巖層段現(xiàn)場巖心含氣量測試為0.89～5.19 m3/t，平均2.96 m3/t，含氣量與殘余有機碳含量、脆性礦物含量呈明顯的正相關(guān)關(guān)系。

焦石壩地區(qū)4口井鉆探過程中，均在龍馬溪組和五峰組鉆遇良好油氣顯示，4口井總含氣量大于2.0 m3/t的頁巖氣層段厚度相近，最大為焦頁C井，達42 m，平均含氣量為2.88 m3/t；最小為焦頁1井，厚38 m，平均含氣量為2.96 m3/t（見表1）。

根據(jù)焦頁1井、焦頁A井、焦頁B井、焦頁C井4口井現(xiàn)場實測含氣量（解吸氣含量），通過回歸方程計算巖心實測過程中損失氣量（游離氣）（見表2）。4口井游離氣含量分別是解吸氣的1.27、1.31、1.12、1.85倍，分別占總含氣量的56%、57%、53%、65%。

表1 焦石壩地區(qū)頁巖氣層段厚度、油氣顯示、實測含氣量對比表

表2 焦石壩地區(qū)五峰組—龍馬溪組泥頁巖層段含氣量測試統(tǒng)計表

1.5 脆性

焦頁1井五峰組—龍馬溪組下部層段（2 330.46～2 413.07 m）巖心樣品全巖X衍射和黏土X衍射分析表明，脆性礦物含量由上而下總體呈升高趨勢（見圖3）。其中龍馬溪組底部優(yōu)質(zhì)頁巖層段（2 337～2 415 m）石英、長石等脆性礦物含量為50.9%～80.3%，平均62.4%。脆性礦物以石英為主，平均含量為44.4%；其次為長石，平均含量8.3%；白云石、方解石平均含量分別為5.9%、3.8%；另有少量的黃鐵礦等。黏土礦物含量為16.6%～49.1%，平均34.6%。黏土礦物以伊蒙混層和伊利石為主，分別占黏土總量的63.5%和31.4%，綠泥石次之，占黏土總量的4.9%；未見蒙脫石和高嶺石。龍馬溪組下部發(fā)育大量的硅化筆石、放射蟲生物化石，是其脆性礦物含量高的一個重要原因。

圖3 焦頁1井五峰組—龍馬溪組巖心樣品全巖X衍射剖面圖

1.6 生產(chǎn)特征

焦石壩構(gòu)造焦頁1井等多口鉆井使用的鉆井液密度為1.28～1.42 g/cm3，在垂深2 385～2 415 m層段進行水平鉆探，測試獲天然氣（11～50）×104m3/d。焦頁1井在井口壓力大于20 MPa的情況下，經(jīng)過1年的試采，日產(chǎn)天然氣6×104m3以上，壓力、產(chǎn)量穩(wěn)定，地層壓力系數(shù)達1.55，氣體組分以甲烷為主，含量高達98.1%。

2 盆地內(nèi)外頁巖層系地質(zhì)特征差異性

目前，在以齊岳山斷裂為界的四川盆地內(nèi)外兩側(cè)，已實施了多口頁巖氣專探井，并有建深1井、五科1井等多口探索下古生界的探井揭示龍馬溪組，為比較盆地內(nèi)外龍馬溪組的構(gòu)造、沉積、地球化學(xué)特征和含氣性等方面的差異提供了依據(jù)。

2.1 構(gòu)造類型

從川東地區(qū)經(jīng)湘鄂西地區(qū)到雪峰山，以華鎣山斷裂、齊岳山斷裂、張家界斷裂為界，可以劃分為川東隔擋式褶皺帶、湘鄂西隔槽式褶皺帶[12]。露頭構(gòu)造樣式分析表明，湘西地區(qū)經(jīng)歷了印支、燕山和喜馬拉雅3期褶皺，湘鄂西地區(qū)經(jīng)歷了燕山和喜馬拉雅2期褶皺，川東地區(qū)僅經(jīng)歷了喜馬拉雅期褶皺[13]。因此，無論構(gòu)造樣式還是構(gòu)造演化過程，齊岳山斷裂兩側(cè)都有很大的差異。盆內(nèi)以焦頁1井鉆探的焦石壩構(gòu)造、陽101井鉆探的川南高陡構(gòu)造傾末端為例，盆外以渝頁1鉆探的鍋廠壩背斜、彭頁1井鉆探的桑柘坪向斜為例，分析構(gòu)造位置、構(gòu)造類型對頁巖氣成藏的控制作用。

焦頁1井位于齊岳山斷裂西部盆地邊緣的焦石壩構(gòu)造，構(gòu)造主體為北東向，為一個受北東向和近南北向斷層控制的斷背斜，構(gòu)造主體傾角平緩，一般小于5°。剖面上，以斷凹與齊岳山斷裂接觸，起到隔水凹陷的作用，對焦石壩構(gòu)造的油氣保存至關(guān)重要。

陽101井位于川南高陡構(gòu)造傾末端，是一個由北東走向、傾向南東逆斷層，和反向調(diào)節(jié)逆斷層組成的斷背斜，向北西方向以斷凹的形式與高陡構(gòu)造主體相連，地表出露侏羅系，二疊系以上地層保存完整。陽101井以龍馬溪組為目的層，完鉆井深3 577 m，試獲日產(chǎn)5.8×104m3頁巖氣，該構(gòu)造隨后鉆探的陽201-H2井試獲日產(chǎn)43×104m3高產(chǎn)頁巖氣流，地層壓力系數(shù)達2.2。

渝頁1井位于齊岳山斷裂東部，在構(gòu)造上位于鍋廠壩背斜的核部，具有地層厚度大、埋藏深度小、垂直裂縫發(fā)育等特點。該背斜的核部主要出露中—下志留統(tǒng)，平面上表現(xiàn)為線狀展布特點[14]。其兩翼地層在剖面上不對稱，北西陡、南東緩，北西翼地層傾角36°～58°，南東翼22°～45°。實鉆見油氣顯示，但沒有工業(yè)氣流。

彭頁1井位于恩施—務(wù)川北東向大型背斜（齊岳山斷裂以東、恩施斷裂以西）中部的桑柘坪向斜，背斜主體出露下古生界（見圖1a）。桑柘坪向斜地表為下三疊統(tǒng)嘉陵江組覆蓋，最大埋深4 000 m，構(gòu)造簡單，斷層不發(fā)育，龍馬溪組從深凹向兩側(cè)以單斜形式出露地表。在龍馬溪組底部優(yōu)質(zhì)頁巖層段進行了水平井鉆探，壓裂測試獲天然氣2×104m3/d，為常壓低產(chǎn)氣藏。

焦頁1井等實鉆表明，盆地內(nèi)外，同一種構(gòu)造類型勘探開發(fā)效果差異很大。焦石壩構(gòu)造、陽高寺構(gòu)造位于盆地內(nèi)部，具有隆起背景，都為背斜，背斜構(gòu)造主體沒有斷裂破壞；而渝頁1井位于齊岳山斷裂東部，雖為背斜但斷裂發(fā)育，地層埋藏淺、傾角大。彭頁1井位于向斜構(gòu)造一翼，沒有反向斷層形成側(cè)向遮擋，龍馬溪組直接以單斜形式出露地表；盆地內(nèi)另已取得勘探突破的長寧地區(qū)，雖為向斜，但與長寧背斜之間有反向斷層隔開。因此，盆地內(nèi)外構(gòu)造類型具有一定的差異性，而這種差異對頁巖氣聚集具有重要影響。

2.2 保存條件

從地層分布與地層壓力系數(shù)來看，齊岳山斷裂以西，盆內(nèi)高陡背斜一般出露三疊系—二疊系，向斜區(qū)一般都保存侏羅系甚至白堊系；龍馬溪組保存完整，大面積分布，實鉆地層壓力系數(shù)基本在1.5以上（五科1井、建深1井、焦頁1井地層壓力系數(shù)分別為1.61、1.61、1.55），說明保存條件良好。而齊岳山斷裂以東，背斜區(qū)多出露前二疊系，多為志留系、奧陶系、寒武系；向斜區(qū)一般保存下三疊統(tǒng)以下地層；背斜分布的地區(qū)斷裂發(fā)育，龍馬溪組被斷層、褶皺破壞，地層埋深小、連片分布的面積??；而向斜發(fā)育的地區(qū)，地層埋藏較深、有一定的連片分布，但向斜狹窄、地層傾角大且多以單斜的形式直接出露地表；無論背斜還是向斜，實鉆地層壓力系數(shù)基本為1.0，甚至更低，保存條件明顯受到破壞。

梅廉夫等[15]利用磷灰石裂變徑跡年齡測定和埋藏?zé)崾纺M等方法，對雪峰山—華鎣山構(gòu)造剖面進行了研究，揭示出自湘鄂西向川東華鎣山構(gòu)造變形發(fā)展的時代為距今165 Ma到95 Ma，具有遞進變新的趨勢。與本文研究關(guān)系密切的幾個地區(qū)抬升時期分別為：①河頁1井位于花果坪復(fù)向斜，最初隆升剝蝕時間應(yīng)大致為或早于距今154 Ma；②彭頁1井所在的桑柘坪向斜與利川復(fù)向斜處在同一構(gòu)造帶，距今約145 Ma時達到最大埋深，之后迅速抬升，早白堊世開始處于持續(xù)隆升剝蝕階段，晚白堊世中期抬升速率減小，緩慢隆升，到喜馬拉雅期再次迅速隆升直至地表；③與焦石壩構(gòu)造相關(guān)的方斗山復(fù)背斜、萬縣復(fù)向斜，達到最大埋深和抬升時期分別為：方斗山復(fù)背斜在早白堊世中期（距今約120 Ma）達到最大埋深，之后進入快速隆升階段，在晚白堊世（距今約80 Ma）處于相對穩(wěn)定的階段，喜馬拉雅晚期再次迅速抬升直到暴露地表；萬縣復(fù)向斜在早白堊世末期（距今約115 Ma）達到最大埋深，之后整個晚白堊世都處于隆升階段，距今約67 Ma以來抬升速率減小，處于相對穩(wěn)定的緩慢隆升階段，喜馬拉雅晚期再次迅速隆升剝蝕直到暴露地表。

焦頁1井表現(xiàn)為3期隆升。①距今約120～80 Ma的快速隆升階段：早白堊世，受雪峰山作用影響，研究區(qū)發(fā)生快速隆升與強烈的構(gòu)造變形。②距今約80～15 Ma的緩慢隆升階段：反映晚燕山—早喜馬拉雅期本區(qū)相對穩(wěn)定的構(gòu)造格局，晚燕山—早喜馬拉雅期中揚子區(qū)的拉張作用對本區(qū)并未產(chǎn)生明顯的影響。③距今15 Ma以來的快速隆升階段：本期的快速隆升作用與四川盆地晚喜馬拉雅期的整體隆升作用有關(guān)。

從地層水和油氣顯示情況來看，盆地內(nèi)以靠近齊岳山斷裂的焦頁1井為例，雖然焦石壩構(gòu)造主體出露下三疊統(tǒng)嘉陵江組與盆外的桑柘坪向斜類似，但鉆探過程中，在二疊系油氣顯示頻繁，氣體組分中含有硫化氫，這與彭頁1井有很大的差別，表明整體保存條件好。由于龍馬溪組沒有地層水資料，以鉆遇下古生界的鉆井為例加以說明。焦頁1井北東方向的建深1區(qū)在志留系韓家店組、小河壩組試獲工業(yè)氣流，而河頁1井產(chǎn)淡水；焦頁1井西南方向的丁山1井和方深1井鉆遇震旦系燈影組，丁山1井位于盆內(nèi)靠近齊岳山斷裂的丁山構(gòu)造，燈影組地層水礦化度為299～367 g/L，方深1井位于齊岳山斷裂以東的隔槽式褶皺帶大方背斜構(gòu)造，燈影組地層水礦化度為2.871 g/L，同樣屬于背斜構(gòu)造，盆地內(nèi)外地層水差別明顯。

綜上，無論從地層的分布連片性、抬升剝蝕歷史，還是從油氣顯示、地層水特征來分析，齊岳山斷裂兩側(cè)保存條件差異明顯。

3 焦石壩構(gòu)造頁巖氣高產(chǎn)富集模式

齊岳山斷裂兩側(cè)，盆內(nèi)盆外頁巖沉積環(huán)境、有機碳含量、熱演化程度、脆性礦物含量、厚度、埋深基本一致，但頁巖氣產(chǎn)量差異明顯。作者曾提出，對于復(fù)雜構(gòu)造區(qū)高演化程度頁巖層系，構(gòu)造與保存條件是頁巖氣富集的關(guān)鍵[10-11]。根據(jù)對焦頁1井、彭頁1井龍馬溪組和鄰區(qū)鉆遇中下志留統(tǒng)的五科1井、建深1井等井天然氣碳同位素組成、流體包裹體均一溫度的對比研究，結(jié)合構(gòu)造類型和構(gòu)造演化，分析油氣生成與運移期次，提出焦石壩頁巖氣富集模式。

3.1 天然氣碳同位素組成

焦頁1井龍馬溪組天然氣甲烷、乙烷碳同位素組成發(fā)生倒轉(zhuǎn)，而且彭頁1井、長寧地區(qū)龍馬溪組頁巖氣甲烷、乙烷碳同位素也出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)，說明碳同位素倒轉(zhuǎn)是龍馬溪組頁巖氣的共有特征（見表3）。四川盆地石炭系黃龍組天然氣、北美一些頁巖氣都具有碳同位素倒轉(zhuǎn)的特征[16]。一般表現(xiàn)為兩類：①部分倒轉(zhuǎn)，δ13C1＞δ13C2，δ13C2＜δ13C3；②完全倒轉(zhuǎn)，δ13C1＞ δ13C2＞δ13C3。關(guān)于有機成因天然氣烷烴的碳同位素倒轉(zhuǎn)，戴金星等[17]通過混源模擬實驗認為有4方面的成因。通過混源模擬實驗，本文認為以龍馬溪組為烴源巖的黃龍組天然氣碳同位素倒轉(zhuǎn)是先期形成的伴生氣與后期形成的裂解氣混合造成的，即同源不同期氣的混合。Tilley B等[18]在研究加拿大西部逆沖帶裂縫氣藏碳同位素倒轉(zhuǎn)的成因時，提出頁巖封閉體系的概念，認為干酪根、油、氣的同時熱變是乙烷碳同位素變輕、甲烷碳同位素組成變重的原因，高成熟度頁巖源巖、烴源巖周圍致密巖石、烴源巖成熟后強烈構(gòu)造影響、烴源巖形變將天然氣擠壓到裂縫性巖石中并起到蓋層作用，這幾種因素的復(fù)合是裂縫性氣藏碳同位素倒轉(zhuǎn)的原因。

表3 研究區(qū)志留系天然氣碳同位素組成

從表3與文獻[17]可以看出：①建深1井、建志1井志留系天然氣碳同位素組成符合戴金星等提出的黃龍組天然氣碳同位素倒轉(zhuǎn)“V”模式[17]，即乙烷碳同位素值輕于甲烷和丙烷，表明同源不同期天然氣的混合可能是龍馬溪組碳同位素倒轉(zhuǎn)的一個重要原因；②以下寒武統(tǒng)為氣源的威遠震旦系氣藏威2井等6口井甲烷、乙烷碳同位素組成均未出現(xiàn)類似黃龍組天然氣的倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象[19]，但川東北地區(qū)下寒武統(tǒng)海相頁巖氣也具有碳同位素倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象[20]；③以龍馬溪組為氣源的天然氣具有幾組不同的碳同位素值，說明經(jīng)歷了不同的演化階段。另外，根據(jù)對丁山1井、林1井筇竹寺組、龍馬溪組圍巖、裂縫充填物87Sr/86Sr值的分析，認為流體僅在本地層中循環(huán)流動，并未實現(xiàn)跨層流動[21]。

綜合分析認為，高演化程度的泥頁巖本身是自成一體的封閉體系，這可能是烷烴碳同位素倒轉(zhuǎn)的主要原因，同源不同期天然氣的混合是龍馬溪組碳同位素倒轉(zhuǎn)的次要因素；其次，在頁巖封閉體系內(nèi)部流體是可以交換的，即在龍馬溪組內(nèi)部存在流體運移；再者，縱向上志留系小河壩組、韓家店組的天然氣應(yīng)是龍馬溪組早期生成天然氣垂向擴散（運移）的結(jié)果，天然氣聚集時間明顯早于現(xiàn)今龍馬溪組的頁巖氣。

3.2 流體包裹體特征

志留系小河壩組、韓家店組氣藏中的天然氣均來自龍馬溪組黑色頁巖，成藏期為燕山晚期[22]。焦頁1井、隆盛2井、建深1井、五科1井奧陶系五峰組、志留系流體包裹體樣品均一溫度分析表明（見表4），研究區(qū)存在3期流體充注活動，分別對應(yīng)印支中期、燕山早中期和燕山晚期—喜馬拉雅早期；以燕山中晚期以來，尤其是燕山晚期—喜馬拉雅早期的流體充注為主，充注范圍廣。

表4 研究區(qū)流體包裹體均一溫度

3.3 構(gòu)造類型與演化

圖4展示了在同一應(yīng)力作用下，淺埋藏寬緩背斜、深埋高陡背斜和向斜滑脫層、斷層發(fā)育的情況，剖面右側(cè)寬緩背斜滑脫層底部出現(xiàn)裂隙，層間體現(xiàn)出拆離作用；而向斜區(qū)拆離作用表現(xiàn)不明顯，但斷層發(fā)育。該剖面構(gòu)造樣式與焦石壩地區(qū)向西進入四川盆地的構(gòu)造樣式完全一致，體現(xiàn)了不同深度斷裂、滑脫層、褶皺的強弱變化，對不同深度、不同構(gòu)造樣式裂縫發(fā)育的預(yù)測具有很好的指導(dǎo)意義。

圖4 軟弱巖層的褶皺-斷裂-滑脫層變形模式

焦石壩構(gòu)造是萬縣復(fù)向斜內(nèi)一個特殊的正向構(gòu)造，位于兩條南北向斷裂（長壽—遵義斷裂、豐都—道真斷裂）之間，這兩條斷裂位于川黔南北向構(gòu)造帶遵義—貴陽斷裂、道真—貴定斷裂[23]的向北延伸方向，現(xiàn)今表現(xiàn)為兩個狹窄的褶皺斷裂帶（見圖1a桐梓至長壽、道真至豐都）。方斗山背斜脊線向西南方向的延伸明顯被上述兩條南北向斷裂所錯斷，具有右旋性質(zhì)，盆地內(nèi)在涪陵、長壽、南川之間形成侏羅系菱形向斜，盆地外在武隆、南川、桐梓、道真形成下古生界菱形背斜，表明古老的南北向斷裂在燕山晚期之后重新活動。兩組斷裂（南北向、北東向）與龍馬溪組下部和五峰組泥頁巖形成的區(qū)域性滑脫面（兩斷一面），（立體式）控制了網(wǎng)狀裂縫的形成。這在焦頁1井的巖心上表現(xiàn)明顯，由圖5可見，巖心發(fā)育水平縫、垂直縫和高角度斜裂縫，部分充填部分未充填；巖心斷面上明顯可見層間滑脫形成的擦痕（見圖6）。燕山晚期的北西向擠壓和其后的南北向走滑作用有利于超壓的形成和保存，對晚期成藏至關(guān)重要。

圖5 焦頁1井巖心裂縫系統(tǒng)（2 405 m）

圖6 焦頁1井巖心擦痕（2 405 m）

3.4 成藏模式

頁巖氣雖然屬于非常規(guī)氣藏，但要高產(chǎn)富集，關(guān)鍵也在于源、儲、蓋及其有效配置。

3.4.1 多期持續(xù)生烴

從烴源的角度，焦頁1井等井甲烷碳同位素可以分成4組，分別為-29.20‰、-34.41‰、-37.60‰和-40.22‰左右（見表3）；以五科1井為代表，流體包裹體均一溫度可分為3組（見表4）。結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化背景，可認為龍馬溪組經(jīng)歷過3期以上的油氣生成和運移。另外，無論盆外的彭頁1井還是盆內(nèi)的焦頁1井、寧201井、五科1井等井，都有1組甲烷碳同位素值為-29.2‰左右，是已發(fā)現(xiàn)志留系氣藏中最重的甲烷碳同位素值，是高演化的結(jié)果。而各井以172～205 ℃流體包裹體最為常見，證明目前龍馬溪組的頁巖氣主要為晚期形成。

3.4.2 斷-滑控縫

前已述及，焦石壩構(gòu)造是一個受北東向和南北向兩組斷裂體系控制形成的菱形斷背斜，在南北向斷裂晚期的右旋過程中，與龍馬溪組底部滑脫層一起，形成3組裂縫體系，構(gòu)成立體網(wǎng)絡(luò)。龍馬溪組頁巖縱向上也存在非均質(zhì)性，宏觀上，存在間互式發(fā)育的微裂縫發(fā)育段，部分滲透率可高達216.6×10-3μm2，有的小于0.001×10-3μm2[10]；微觀上，也存在脆性礦物沿微細層理發(fā)育的現(xiàn)象，圖7是龍馬溪組下部優(yōu)質(zhì)頁巖常見的紋層構(gòu)造，粉砂和白云石聚集呈平行紋層狀與炭質(zhì)頁巖互成條帶。微裂縫發(fā)育段成為高效儲集層，微裂縫相對不發(fā)育段起蓋層作用，與頂?shù)装逡黄饦?gòu)成箱狀封閉體系。

圖7 紋層狀粉砂質(zhì)炭質(zhì)頁巖（焦頁1井，2 397.13 m）

3.4.3 背斜匯聚與階梯式運移

川東南地區(qū)從盆內(nèi)的五科1井、焦頁1井、隆盛2井到盆外的彭頁1井，熱演化程度基本一致，甲烷碳同位素組成也表現(xiàn)出很好的一致性，表明在早白堊世末，各地同時達到最大埋深，現(xiàn)今保存的天然氣主要形成于這一時期。彭頁1井與焦頁1井等盆內(nèi)探井相比，不發(fā)育背斜構(gòu)造，龍馬溪組分布面積有限，保存條件受到破壞，應(yīng)是其未能高產(chǎn)富集的主要原因。而以焦頁1井為代表的焦石壩構(gòu)造能夠高產(chǎn)富集，得益于背斜構(gòu)造、大面積保存的龍馬溪組及構(gòu)造擠壓形成的超壓條件。頁巖氣屬連續(xù)型天然氣聚集，不存在大范圍的運移。但對于受多期構(gòu)造作用強烈影響、以游離氣為主的高演化程度頁巖層系而言，必然有動態(tài)調(diào)整和平衡的過程。美國Barnett頁巖氣藏在裂縫發(fā)育區(qū)產(chǎn)能往往較低，尤其是斷層附近的井，常表現(xiàn)為比斷層不發(fā)育部位頁巖氣井生產(chǎn)能力低、含水率高[24]。焦石壩構(gòu)造天然氣同樣存在散失過程，天然氣在高部位匯聚后存在孔縫的自然散失，相鄰低部位孔縫中天然氣置換式向上微距離運移，保證聚散平衡，一個個相鄰孔縫的階梯式運移，實現(xiàn)了大范圍的頁巖氣向背斜（正向構(gòu)造）的匯聚。

對于復(fù)雜構(gòu)造區(qū)、高演化程度、后期抬升剝蝕的頁巖層系，高產(chǎn)富集的模式可概括為“階梯運移、背斜匯聚、斷-滑控縫、箱狀成藏”。其含義為：①要有大范圍的油氣供給，保證充足的氣源，由于不存在高孔滲條件、區(qū)域性的不整合面等輸導(dǎo)體系，必須靠微裂縫溝通，實現(xiàn)“階梯式運移”；②由于頁巖氣以游離氣為主，經(jīng)歷多期構(gòu)造改造，需要天然氣聚散的動態(tài)平衡，以背斜為主的正向構(gòu)造，最為有利，即“背斜（正向構(gòu)造）有利于天然氣匯聚”；③對于泥頁巖儲集層，要形成高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，需要大范圍發(fā)育相互連通的裂縫，兩組（兩期）斷裂體系與龍馬溪組底部滑脫層的共同作用有利于網(wǎng)狀裂縫形成和超壓的保持，是頁巖氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵，即“斷-滑控縫”；④網(wǎng)狀裂縫體系形成后，要保持氣藏不散失，還必須具備良好的頂?shù)装鍡l件。龍馬溪組中上部泥質(zhì)粉砂巖或粉砂質(zhì)泥巖和五峰組底部澗橋溝組致密灰?guī)r，提供了很好的封隔作用,與側(cè)向逆斷層一起，構(gòu)成了封閉的箱狀體系，即“箱狀成藏”。

4 結(jié)論

焦石壩構(gòu)造已完鉆多口井，測試均獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，表明焦石壩背斜主體是一個頁巖氣高產(chǎn)富集區(qū)，揭示高演化程度、復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的頁巖氣富集成藏有別于美國頁巖氣。由于龍馬溪組、五峰組沉積穩(wěn)定，在深水陸棚范圍內(nèi)，頁巖厚度、TOC、脆性礦物含量等差別不大，因此，高演化程度、復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的頁巖氣聚集，與常規(guī)氣藏一樣，需要有利的構(gòu)造類型和保存條件。

大面積分布的優(yōu)質(zhì)頁巖層系為頁巖氣階梯式運移、背斜（正向構(gòu)造）匯聚提供了充足的氣源。焦石壩構(gòu)造是一個受北東向和南北向兩組斷裂控制形成的菱形斷背斜，南北向基底斷裂的晚期右旋活動，對抬升過程中超壓的形成至關(guān)重要。兩組斷裂與龍馬溪組底部及五峰組滑脫層共同作用，形成了立體網(wǎng)狀裂縫，是頁巖氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵。龍馬溪組封閉的箱狀體系，保證了氣藏的動態(tài)平衡。

在龍馬溪組廣泛分布的南方地區(qū)，要尋找符合上述條件且目前的勘探技術(shù)能實現(xiàn)商業(yè)性發(fā)現(xiàn)的區(qū)域，首先應(yīng)選擇四川盆地東南部的一些正向構(gòu)造區(qū)。

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Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin

Guo Tonglou, Zhang Hanrong
(Exploration Southern Company, Sinopec, Chengdu 610041, China)

The Silurian Longmaxi shale gas play in the Jiaoshiba structure in the southeast margin of the Sichuan Basin is studied to discuss the key control factors of shale gas enrichment in complex tectonic and high evolution zone. The Jiaoshiba structure is a faulted anticline which experienced multiphase tectonic movement. The Longmaxi Formation has high thermal evolution degree with Romore than 2.2%, and has a 35-45 meters thick high-quality shale (TOC ＞ 2%) in its lower part. The reservoir is overpressure with a pressure coefficient of 1.55, and the shale gas production and pressure are stable. Structure type, evolution and geochemical analysis show that there are several stages of hydrocarbon generation, migration and accumulation in the Longmaxi Formation. The joint action of two groups (two stages) of fault systems and the detachment surface at the bottom of the Longmaxi Formation controls the development of reticular cracks and overpressure preservation, and it is the key to the shale gas accumulation and high yield. The closed box system in the Longmaxi Formation ensures the gas reservoir dynamic balance. The model of high yield and enrichment of the Jiaoshiba shale gas play is “l(fā)adder migration, anticline accumulation, fault-slip plane controlling fractures, and box shape reservoir”. Like in conventional gas plays, good preservation and tectonic conditions are also required to form high yield shale plays in areas which have complex structures, experienced multi-stage tectonic movement, and have high evolution shale.

Jiaoshiba; Silurian Longmaxi Formation; shale gas; Jiaoye 1 well; reticular cracks; enrichment model; box reservoir

TE122.1

A

郭彤樓（1965-），男，江蘇邳州人，博士，中國石化勘探南方分公司教授級高級工程師，主要從事構(gòu)造與石油地質(zhì)綜合研究和勘探管理工作。地址：四川省成都市高新區(qū)吉泰路，中國石化西南科研辦公基地勘探南方分公司，郵政編碼：610041。E-mail: guotl.ktnf@sinopec.com

2013-10-27

2013-11-30

（編輯 王大銳 繪圖 劉方方）

1000-0747(2014)01-0028-09

10.11698/PED.2014.01.03

國土資源部油氣專項（2009GYXQ15-06）；中國石化油田部重大導(dǎo)向項目