四川盆地页岩气成藏地质条件

  四川是目前我国天然气探明储量、气田发现数量和天然气累计产出数量最多的盆地(戴金星等,2001 ;李德生, 2005)。但由于四川盆地经历了古生代以来长期的构造演化(金之钧等, 2006 、2007), 具有从克拉通盆地到前陆盆地复杂的地质条件, 天然气勘探工作难度大, 目前的探明率仍然不足20 %。

 

  四川盆地古生界泥/页岩(美国研究者所指的页岩包括了我国研究者所指的泥岩和页岩)烃源岩发育, 天然气资源丰富, 是一个高复杂、高难度、高风险的勘探领域(马力等, 2004)。美国天然气勘探程度高、开发技术成熟, 目前已主要在古生界地层中勘探并开发了数量不菲的页岩气(Curt is , 2002), 与美国东部页岩气发育盆地具有许多地质相似性的四川盆地无疑也是一个页岩气勘探开发值得高度重视的领域。

 

  一、页岩气地质

 

  许多国外研究者(如Curti s , 2002 ;Matt Mavo r ,2003 等)都对页岩气进行了研究, 其基本特征可以归纳为:页岩气是在页岩孔隙和天然裂缝中以游离方式存在、在干酪根和黏土颗粒表面上以吸附状态存在、甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在的天然气, 是连续生成的生物化学作用气、热裂解作用气或两者的混合, 在成藏及分布上具有运移距离短、多种封闭机理、聚集成藏隐蔽、地层饱含气等地质特殊性(张金川等, 2003)。基于页岩气成藏及赋存上的地质特殊性, 页岩气又被描述为主体上以吸附和游离状态同时赋存于暗色泥/页岩、高碳泥/页岩及其间夹层状发育的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、甚至砂岩中, 以自生自储为成藏特点的天然气聚集(张金川等, 2003 、2004)。因此, 自生自储、吸附作用机理及由此所产生的大规模聚集是页岩气的重要地质特点。

 

  (1)在成因来源方面, 页岩中的天然气生成具有有机成因的几乎所有可能, 包括了生物气、低熟—未熟气、热解气、裂解气、高—过成熟气、二次生气、过渡带作用气(生物再作用气)以及沥青生气等多种,覆盖了生物化学、热解及裂解等几乎所有可能的有机生气作用模式, 它们分别可以在美国不同的页岩盆地中找到存在实例。

 

  (2)在赋存相态特征上, 页岩中的天然气具有几乎所有可能的存在方式, 主体上包括了游离态(大量存在于页岩孔隙和裂缝中)、吸附态(大量存在于黏土矿物、有机质、干酪根颗粒及孔隙表面上)、溶解态(微量存在于干酪根、沥青质、残留水以及液态原油中)以及其他可能相态, 其中吸附相存在的天然气(Curtis , 2002)可占天然气赋存总量的20 %(Barnett Shale)～ 85 %(Lew is Shale)。

 

  (3)在成藏特征方面, 页岩所生成的天然气就近聚集, 其成藏机理复杂, 吸附、溶解、活塞式推进、置换式运移均有不同程度发生, 页岩内聚集的天然气仅发生了初次运移及有限的二次运移(砂质岩类夹层内), 因此页岩既是源岩又是储层和盖层, 具有典型的“自生自储”成藏模式和原地性特点。结合天然气成藏机理序列(张金川等, 2003), 页岩气具有从根状气(初次运移和聚集成藏的煤层气和页岩气)到根缘气(与气源岩紧邻的致密砂岩底部含气, 短距离的二次运移)的连续过渡, 即当地层主体为具有生气能力的泥/页岩(泥岩多、砂岩少)时, 天然气主要为多种方式存在的页岩气;而当地层以致密砂岩为主(砂岩多、泥岩少)时, 天然气主要以活塞式整体推进为主要运移及聚集方式。

 

  (4)在成藏分析及勘探地质研究方面, 尽管页岩气具有吸附作用机理和自生自储特点, 二次运移不再成为页岩气成藏的主要影响因素和分布预测的主要研究内容, 但页岩气分布的隐蔽性特点不可忽视,泥/页岩发育厚度、有机碳含量、有机质丰度、孔隙度、渗透率、裂缝发育程度、古构造配合以及后期保存条件等, 均是影响页岩含气量、天然气赋存状态并决定是否具有工业勘探开发价值的主要因素。

 

  作为天然气聚集的特殊类型, 吸附作用的存在导致页岩气的成藏条件和要求比其他类型气藏低,即成藏门限(庞雄奇等, 2004)降低, 导致页岩气能够大面积存在和分布。参考前人研究成果(Cui tis ,2002), 页岩气成藏需要具备如下主要地质条件:沉积地层以泥/页岩为主, 单层厚度大于(大于等于10m), 泥质含量高(泥/页岩地层中的纯泥岩厚度大于10 %), 有机质丰度(TOC ≥0 .3 %)及成熟度底限条件要求相对较低(Ro ≥0 .4 %), 孔隙度低(Υ<12 %)等。对于具有工业勘探价值的页岩气, 则更要求埋藏深度小(小于3 km)、裂缝发育、吸附气含量高(大于等于20 %)等, 现今仍然处于生气作用阶段的泥/页岩具有更好的成藏有利性。

 

  二、四川盆地页岩气发育地质背景

 

  四川盆地位于扬子地台西北缘, 四周被龙门山、米仓山、大巴山等造山带所围, 盆地内中、古生界页岩厚度大而分布广泛, 在剖面上构成了北西方向地层时代新、埋藏深度大、构造保存条件好而南东方向地层时代老、埋藏深度小、构造破坏强的盆地结构特点。

 

  四川盆地是一个特提斯构造域内长期发育、不断演进的古生代—中新生代海陆相复杂叠合盆地(刘树根等, 2004), 大致可以分为从震旦纪到中三叠世的克拉通和晚三叠世以来的前陆盆地两大演化阶段, 克拉通盆地阶段又可进一步划分为早古生代及其以早的克拉通内坳陷和晚古生代以后的克拉通裂陷盆地阶段(汪泽成等, 2002 ;魏国齐等, 2005)。在克拉通盆地演化阶段, 大型隆坳格局控制形成了分布面积广、沉积厚度大且以海相碳酸盐岩和页岩等为主的下构造层, 一般厚4 ～ 7 km , 最大累计厚度10km , 构成了盆地内天然气广泛分布的基础;前陆盆地演化阶段, 盆地沉降—沉积中心由川东转移至川西并发生了跷跷板式的区域构造运动, 打破了长期以来的构造发展格局及演化轨迹, 除盆地西部山前带(如川西坳陷)地层保存完好并继续接受上构造层的陆相沉积(最大厚度6 km)以外, 盆地东部地区构造逆冲及回返强烈、沉积盖层抬升及剥蚀严重, 大面积区域内发生构造隆升作用并导致古生界地层浅埋, 沉积环境发生重要改变并形成了现今的盆地构造格局和剖面结构特点。

 

  基于基底及沉积盖层差异, 可将盆地划分为北东—南西走向的三大基本单元(图1)。盆地西部地区(川西)古生界地层埋深较大并以中、新生代前陆盆地发育为特点, 晚三叠世以来陆相碎屑岩发育, 区域构造表现平缓, 泥/页岩与致密砂岩广泛互层, 具有典型陆相根缘气发育地质特点;盆地中部地区(包括川北—川中—川西南)以区域构造隆升为特点, 下构造层埋深较浅而上构造层厚度较薄, 区域构造相对低缓平坦。由于该区长期处于相对抬升部位, 有机质热演化程度相对较轻, 是油气同时产出的有利区, 也是页岩气和根缘气(张金川等, 2006)研究值得关注的地区;盆地东部地区(包括川东—川南)以区域构造高幅抬升及强烈挤压为特点, 古生界地层埋藏浅、变形严重、改造强烈, 现今构造形态表现为高陡状褶皱, 中生界地层部分残留, 因此大套存在的海相页岩有利于页岩气的发育和勘探研究。

 

  三、四川盆地页岩气成藏条件

 

  1 .泥/页岩的有效性及分布

 

  根据前人研究(黄籍中等, 1995 ;朱光有等,2006), 四川盆地主要发育了六套有效烃源岩层系,自下而上分别是古生界的下寒武统、上奥陶统、下志留统、二叠系及中生界的上三叠统和中下侏罗统。

 

  在古生界, 黑色页岩分布广泛(图2)。下寒武统(筇竹寺和九老洞组等)黑色页岩全盆发育, 尤其在川北、川东、川南和川西南等地区多见, 川西地区虽然也有较大厚度, 但埋藏深度较大。下寒武统烃源岩有机碳含量为0 .5 %～ 9 .0 %, 平均0 .7 %, 成熟度(Ro )为2 .0 %～ 5 .0 %, 普遍大于2 .5 %, 有效厚度50～ 600 m(黄籍中, 2000 ;戴金星等, 2001 ;徐世琦等,2002 ;马力等, 2004 ;魏国齐等, 2005 ;李德生, 2005 ;朱光有等, 2006);上奥陶统五峰组黑色页岩有机碳含量为0 .6 %～ 2 .0 %, 虽然一般厚度不足20 m , 但作为盆地的区域性烃源岩, 其生气潜力大, 多为好或较好级别的烃源岩(胡书毅等, 2001 ;马力等, 2004 ;刘若冰等, 2006);下志留统(龙马溪组)黑色页岩有机碳含量为0 .5 %～ 4 %, 平均1 .0 %, 目前的Ro 值为2 .0 % ～ 4 .5 %, 一般大于2 .5 %(尹亚辉等,2000), 平均厚度300 m , 主要分布在川东及川南等地区, 其中在川东厚度达500 ～ 1250 m , 是川东石炭系天然气的主要来源(黄籍中, 2000 ;戴金星等,2001 ;马力等, 2004 ;王兰生等, 2004 ;魏国齐等,2005 ;李德生, 2005);二叠系泥/页岩烃源岩热演化程度高, Ro 达1 .3 %～ 3 %, 其中下二叠统主要分布在川中、川东、川南及川西南等地区, 有机质类型主要为Ⅲ 型, 有机碳丰度为0 .24 % ～ 1 .76 %, 平均0 .4 %, 厚度100 ～ 350 m(戴金星等, 2001 ;马力等,2004 ;魏国齐等, 2005 ;朱光有等, 2006 ;马永生等,2007)。上二叠统主要分布在川东、川南及川西南地区, 有机碳含量为0 .2 %～ 12 .5 %, 平均2 .6 %, 成熟度1 .0 %～ 3 .4 %, 厚度20 ～ 60 m , 局部可达120 m(黄籍中, 2000 ;戴金星等, 2001 ;马力等2004 ;魏国齐等, 2005)。古生界地层有机质以Ⅰ 型为主, 但成熟度普遍较高, 主体处于高过成熟生气阶段, 有利于页岩气藏的形成。其中, 由于上奥陶统厚度较小, 上、下二叠统分别以煤系和碳酸盐岩烃源岩为主, 泥/页岩发育厚度较薄, 故形成页岩气藏的古生界有利层段主要是下志留和下寒武统, 其次为上奥陶统和上、下二叠统。

 

  上三叠统烃源岩主要分布于川中和川西地区。

 

  川西坳陷上三叠统为海陆交互相暗色泥岩和碳质泥岩, 富含Ⅲ型干酪根的暗色泥岩一般厚300 ～ 1000m , 平均250 m , 最厚可达1400 m , 有机碳含量1 .6 %～ 14 .2 %, 平均1 .95 %, 成熟度为1 .2 %～ 2 .0 %(宋岩等, 2001), 有利于页岩气藏的形成。中、下侏罗统以Ⅱ干酪根为主, 有机碳含量变化幅度较大, 生气能力相对较差, 所生成的烃类只够满足饱和储层岩石的吸附量需要。

 

  区(川西)古生界地层埋深较大并以中、新生代前陆盆地发育为特点, 晚三叠世以来陆相碎屑岩发育, 区域构造表现平缓, 泥/页岩与致密砂岩广泛互层, 具有典型陆相根缘气发育地质特点;盆地中部地区(包括川北—川中—川西南)以区域构造隆升为特点, 下构造层埋深较浅而上构造层厚度较薄, 区域构造相对低缓平坦。由于该区长期处于相对抬升部位, 有机质热演化程度相对较轻, 是油气同时产出的有利区, 也是页岩气和根缘气(张金川等, 2006)研究值得关注的地区;盆地东部地区(包括川东—川南)以区域构造高幅抬升及强烈挤压为特点, 古生界地层埋藏浅、变形严重、改造强烈, 现今构造形态表现为高陡状褶皱, 中生界地层部分残留, 因此大套存在的海相页岩有利于页岩气的发育和勘探研究。

 

  三、四川盆地页岩气成藏条件

 

  1 .泥/页岩的有效性及分布

 

  根据前人研究(黄籍中等, 1995 ;朱光有等,2006), 四川盆地主要发育了六套有效烃源岩层系,自下而上分别是古生界的下寒武统、上奥陶统、下志留统、二叠系及中生界的上三叠统和中下侏罗统。

 

  在古生界, 黑色页岩分布广泛。下寒武统(筇竹寺和九老洞组等)黑色页岩全盆发育, 尤其在川北、川东、川南和川西南等地区多见, 川西地区虽然也有较大厚度, 但埋藏深度较大。下寒武统烃源岩有机碳含量为0 .5 %～ 9 .0 %, 平均0 .7 %, 成熟度(Ro )为2 .0 %～ 5 .0 %, 普遍大于2 .5 %, 有效厚度50～ 600 m(黄籍中, 2000 ;戴金星等, 2001 ;徐世琦等,2002 ;马力等, 2004 ;魏国齐等, 2005 ;李德生, 2005 ;朱光有等, 2006);上奥陶统五峰组黑色页岩有机碳含量为0 .6 %～ 2 .0 %, 虽然一般厚度不足20 m , 但作为盆地的区域性烃源岩, 其生气潜力大, 多为好或较好级别的烃源岩(胡书毅等, 2001 ;马力等, 2004 ;刘若冰等, 2006);下志留统(龙马溪组)黑色页岩有机碳含量为0 .5 %～ 4 %, 平均1 .0 %, 目前的Ro 值为2 .0 % ～ 4 .5 %, 一般大于2 .5 %(尹亚辉等,2000), 平均厚度300 m , 主要分布在川东及川南等地区, 其中在川东厚度达500 ～ 1250 m , 是川东石炭系天然气的主要来源(黄籍中, 2000 ;戴金星等,2001 ;马力等, 2004 ;王兰生等, 2004 ;魏国齐等,2005 ;李德生, 2005);二叠系泥/页岩烃源岩热演化程度高, Ro 达1 .3 %～ 3 %, 其中下二叠统主要分布在川中、川东、川南及川西南等地区, 有机质类型主要为Ⅲ 型, 有机碳丰度为0 .24 % ～ 1 .76 %, 平均0 .4 %, 厚度100 ～ 350 m(戴金星等, 2001 ;马力等,2004 ;魏国齐等, 2005 ;朱光有等, 2006 ;马永生等,2007)。上二叠统主要分布在川东、川南及川西南地区, 有机碳含量为0 .2 %～ 12 .5 %, 平均2 .6 %, 成熟度1 .0 %～ 3 .4 %, 厚度20 ～ 60 m , 局部可达120 m(黄籍中, 2000 ;戴金星等, 2001 ;马力等2004 ;魏国齐等, 2005)。古生界地层有机质以Ⅰ 型为主, 但成熟度普遍较高, 主体处于高过成熟生气阶段, 有利于页岩气藏的形成。其中, 由于上奥陶统厚度较小, 上、下二叠统分别以煤系和碳酸盐岩烃源岩为主, 泥/页岩发育厚度较薄, 故形成页岩气藏的古生界有利层段主要是下志留和下寒武统, 其次为上奥陶统和上、下二叠统。

 

  上三叠统烃源岩主要分布于川中和川西地区。

 

  川西坳陷上三叠统为海陆交互相暗色泥岩和碳质泥岩, 富含Ⅲ型干酪根的暗色泥岩一般厚300 ～ 1000m , 平均250 m , 最厚可达1400 m , 有机碳含量1 .6 %～ 14 .2 %, 平均1 .95 %, 成熟度为1 .2 %～ 2 .0 %(宋岩等, 2001), 有利于页岩气藏的形成。中、下侏罗统以Ⅱ干酪根为主, 有机碳含量变化幅度较大, 生气能力相对较差, 所生成的烃类只够满足饱和储层岩石的吸附量需要。

 

  四、页岩气勘探地质讨论

 

  1 .页岩气发育有利区

 

  四川盆地与美国东部地区页岩气发育盆地具有相似的地质条件, 均是古生代海相沉积背景下形成的富含有机碳页岩, 后期大幅度的构造抬升和强烈的地质改造程度也大致相当, 富含腐殖型干酪根的泥/页岩直接产气及高演化程度下的原油裂解气导致盆地具有页岩气勘探的良好前景。整体分析, 四川盆地东部和南部以下寒武统和下志留统页岩为主, 层位老但埋深浅, 是现今工业技术和经济背景条件下开展页岩气勘探研究的重点目标。

 

  (1)川东地区古生代长期处于沉降—沉积中心,烃源岩发育层数多且质量好, 厚度大且埋藏浅, 构成了四川盆地页岩气勘探的主体方向。古生界主要发育了寒武、奥陶、志留及二叠系深灰—黑色页岩, 其中的下志留统页岩烃源岩厚度100 ～ 700 m , 平均400 m , 最大823 m , 有机碳含量0 .2 %～ 3 .13 %, Ro为2 .2 %～ 4 .0 %(刘若冰等, 2006), 可作为页岩气勘探的主要目标。其次, 下寒武统黑色泥/页岩有机碳含量1 %～ 3 %, 平均厚度大于200 m , 成熟度一般在3 .5 以上;上二叠统页岩厚度20 ～ 120 m , 平均60 m ,有机碳含量高达3 % ～ 7 .54 %, 成熟度1 .6 % ～3 .1 %(王兰生等, 2004), 也是潜力良好的页岩气目的层。

 

  (2)川中地区下侏罗统泥岩有机碳含量0 .07 %～ 4 .51 %, 平均1 .19 %, 成熟度Ro 为0 .70 % ～1 .12 %(陈盛吉等, 2005), Ⅱ型为主的干酪根影响了天然气的大量生成;上三叠统富含Ⅲ型干酪根的泥岩有机碳含量0 .5 %～ 1 .5 %, 平均1 .14 %(陈义才等, 2005), 平均厚度20 ～ 350 m , 分布稳定, Ⅲ型干酪根构建了页岩气的良好基础;古生界主体发育了下寒武统的筇竹寺组和下志留统的龙马溪组页岩烃源岩, 龙马溪组厚度可达1000 m , 有机碳含量为1 .0 %～ 4 .9 %。筇竹寺组厚度数百米, 尤其在川中南部可达200 ～ 400 m , 有机碳含量0 .20 % ～9 .98 %, 平均0 .97 %。由于埋藏深度原因, 该区下志留统(龙马溪组)页岩气成藏条件优于下寒武统。此外, 川中南部地区(川南)的上、下二叠统页岩也值得关注。

 

  (3)川西地区整体属于前陆坳陷, 三叠及二叠系泥质气源岩与大套致密砂岩频繁互层, 更显示了根缘气发育的优越性。该区古生界地层埋深普遍偏大, 局部浅埋地区也显示了优良的生气能力, 如上二叠统泥质烃源岩厚度25 ～ 100 m , 有机碳含量0 .5 %～ 1 .5 %;下二叠统页岩厚度10 m , 有机碳含量为1 %～ 2 %(张永刚等, 2007), 具有良好的生气能力。

 

  因此, 局部埋藏相对较浅的高碳泥/页岩是页岩气勘探的潜在领域。

 

  (4)除上述主要层位以外, 上奥陶统、二叠系及其他具有较高有机碳含量、一定的连续厚度及较浅埋藏深度的泥/页岩段均应视为页岩气勘探的考虑目标。此外, 四川盆地围缘抬升较高, 古生界泥/页岩气源岩广泛出露或近地表发育, 也可作为页岩气勘探的潜在领域。

 

  2 .页岩气勘探思考

 

  四川盆地页岩气的勘探将是中国南方油气勘探的一个重要步骤和方向, 对丰富和发展中国的天然气地质理论极具重要意义。四川盆地具有与美国盆地相似的地质条件和构造演化特点, 泥/页岩不仅是盆地内常规气藏的烃源岩, 而且还具备了页岩气成藏的地质条件(刘丽芳等, 2005)。四川盆地具有发育页岩气的良好地质条件, 按照构造演化及地层发育特点, 大致可分为三个基本层次, 即川东、川南及川西南工业性页岩气成藏条件最好, 川中及部分盆地围缘相对较差, 川西主体宜进行根缘气勘探。

 

  按照常规勘探思路, 四川盆地已经发现了一大批天然气田, 但结合盆地页岩发育地质特点及美国页岩气勘探经验, 四川盆地具有以下寒武和下志留统为主形成区域性页岩气发育的良好地质条件, 平面上侧重于盆地的东半部, 包括川东、川中、川南、川西南等。勘探过程中宜与常规天然气勘探研究相结合, 重视经济深度范围内的吸附及游离含气量变化,重点通过页岩有机碳含量、综合含气量、裂缝发育、埋藏深度及勘探有利性等方面研究, 将游离与吸附、裂缝与圈闭、含气量与埋藏深度等因素结合分析, 指导页岩气勘探快速起步和高速发展。