以美国为代表的国家对海相页岩油效益开发取得的成功，掀起了世界范围内非常规油气资源勘探开发的热潮^[1-4]。近年来，中国充分利用海相页岩油的研究和勘探实践经验，开展陆相页岩油地质研究，加大勘探攻关、开发试验和产能建设力度，相继在鄂尔多斯盆地^[5]、准噶尔盆地^[6]、松辽盆地^[7]和渤海湾盆地^[8]实现了页岩油的重大发现及开发，建立了陆相页岩油富集模式^[9-10]、储层评价参数^[11-12]，形成了关键的勘探开发技术^[13-19]，对支撑中国陆相页岩油“甜点”预测和产能建设具有重要意义。

四川盆地是中国天然气工业的基地，赋存多种类型的天然气资源^[20-22]，然而石油勘探开发却步履维艰，近20年来石油产量逐年萎缩。侏罗系作为四川盆地唯一的产油层系，历经两次石油会战，但均未获得工业性突破，主要原因是砂岩和介壳灰岩储层具有特低孔、特低渗特征^[23]，常规油气的勘探方向实现商业开发难度大。2020年，借鉴大庆古龙页岩油勘探做法，立足“大战略、大场面、规模发现”的勘探思路，系统开展四川盆地侏罗系凉高山组基础地质研究，重新评价侏罗系页岩油勘探潜力，在仪陇—平昌流转区块侏罗系凉高山组部署风险探井——平安1井，获日产油112.8m³、日产气11.45×10⁴m³，目前试采139天累计产油3206.65m³、累计产气366.39× 10⁴m³，具有高产、稳产的特征，实现了侏罗系凉高山组湖相页岩油产量的历史性突破，坚定了四川盆地页岩油气勘探开发的信心，打响了四川盆地侏罗系页岩油勘探“科技战”。本文基于平安1井页岩油气勘探实践，充分分析岩心、薄片、录井、测井及地球化学资料，系统剖析四川盆地凉高山组页岩油气成藏特征及富集规律，明确凉高山组页岩油气勘探开发潜力，为开拓四川盆地页岩油战场提供理论依据和技术支撑。

川东北地区在中—新生代经历了米仓山和大巴山向盆地方向的逆冲与推覆，在这种构造背景下，形成了米仓山—大巴山前陆盆地^[23]。川东北地区构造走向主要呈北西向，发育挤压性、压扭性逆断层，平面上为“两隆夹一凹”的构造格局（图 1）。侏罗系为一套以三角洲—湖泊相为主的典型陆源碎屑岩沉积，厚度为1500~4000m^[24]。底部与上三叠统须家河组、顶部与白垩系呈平行不整合接触。川东北地区侏罗系自下而上发育下侏罗统自流井组、凉高山组，中侏罗统沙溪庙组，上侏罗统遂宁组、蓬莱镇组；白垩系及以上地层缺失^[25-26]。

图 1

图 1 川东北地区构造纲要图（左）及平安1井凉高山组综合柱状图（右） Fig. 1 Structural outline of northeastern Sichuan Basin (left) and comprehensive stratigraphic column of Lianggaoshan Formation in Well Ping'an 1 (right)

川东北地区凉高山组主要为一套细粒沉积，厚度为100~260m，从东北至西南方向地层逐渐减薄，通江—万源一带最厚达260m（图 2）。根据岩石组合特征和旋回性，将凉高山组划分为凉上段、凉下段，凉上段进一步分为3个亚段（图 1）。凉下段沉积时期，湖盆处于广盆浅水氧化环境，沉积中心位于中东部，岩性以紫红色泥岩夹灰绿色粉砂岩为主；凉上段沉积时期，前陆盆地形成且前渊坳陷逐渐扩大，沉积中心自下而上逐步向西北迁移，其中凉上1、凉上2和凉上3亚段发育3套富有机质页岩。

图 2

图 2 川东北地区凉高山组厚度图 Fig. 2 Thickness map of Lianggaoshan Formation in northeastern Sichuan Basin

平安1井完钻井深为3980m，水平段长817m，整体岩性为泥页岩夹粉砂岩，钻遇暗色泥页岩515m、粉砂质泥岩91m、粉砂岩211m。其中，凉上1亚段厚度为45.4m，凉上2亚段厚度为71.8m，凉上3亚段厚度为44.5m，岩性以页岩、纹层状页岩为主，夹不等厚砂岩，局部发育厚层页岩。页岩厚度一般为1~3m，单层厚度最大为9m；夹层厚度一般为0.1~2m，单层厚度最大为6m。

凉上1亚段页岩黏土矿物平均含量为44.3%、石英含量为46.9%，含少量方解石、黄铁矿（表 1），凉上2亚段页岩黏土矿物平均含量为48.6%、石英含量为45.9%，凉上3亚段页岩黏土矿物平均含量为48.4%、石英含量为46%，整体具有高长英质特征（图 3）。

表 1

表 1 平安1井凉高山组页岩富集层评价参数表 Table 1 Evaluation parameters of shale enrichment layers of Lianggaoshan Formation in Well Ping'an 1 亚段 TOC/% 孔隙度/% 黏土矿物/% 石英/% 脆性矿物/% Ro/% 凉上3 0.68 1.71 48.4 46 50.4 1.51 凉上2 0.64 1.63 48.6 45.9 51.3 1.55 凉上1 1.35 2.84 44.3 46.9 54.8 1.66 注：孔隙度样品数量为16样次；Ro样品数量为8样次，其他分析样品为71样次。

表 1 平安1井凉高山组页岩富集层评价参数表 Table 1 Evaluation parameters of shale enrichment layers of Lianggaoshan Formation in Well Ping'an 1

图 3

图 3 平安1井凉高山组页岩全岩矿物组成特征 Fig. 3 Bulk rock mineral composition of Lianggaoshan Formation shale in Well Ping'an 1 Ⅰ—长英质页岩；Ⅱ—黏土质页岩；Ⅲ—钙质页岩；Ⅳ—混合页岩。样品数量为48样次

凉上1亚段页岩孔隙度为0.86%~4.66%，平均为2.84%，凉上2亚段页岩孔隙度为1.26%~1.91%，平均为1.63%，凉上3亚段页岩孔隙度为1.23%~2.61%，平均为1.71%。页岩孔隙以粒间孔（图 4a）、黏土矿物晶间孔为主（图 4b），局部发育微裂缝（图 4c）。通过岩心、薄片观察可见平安1井凉上段页岩中普遍发育页理缝，页理缝呈连续或断续的平直状或微弱波状平行于层理面分布，在肉眼和显微镜下均可见（图 4d、e），镜下显示页理缝宽30~300μm，页理缝线密度为500~1000条/m。岩心表面可见裂缝呈砖墙缝状，网格直径为1~9cm，顺层缝与斜交缝交织成网状，裂缝局部呈开启状，裂缝长度为1~ 10cm，宽度为0.1~0.8mm，密度为400~1000条/m（图 4f）。

图 4

图 4 平安1井页岩储层孔隙发育特征 Fig. 4 Pore development characteristics of shale reservoir in Well Ping'an 1 （a）2904.02 m，凉上段，灰黑色页岩发育粒间孔；(b) 3001.38m，凉上段，片状黏土矿物晶间孔发育；（c）2858.45m，凉上段，不规则网状裂缝；（d）3001.2m，凉上段，页理缝；（e）2865.4m，凉上段，交叉微裂缝；（f）3006.59m，网状裂缝

从平安1井页岩取心地球化学分析结果揭示，凉上段3套页岩均具有较好的含油性（图 5）。凉上1亚段页岩TOC值为0.57%~2.56%，平均为1.35%，凉上2亚段TOC值为0.5%~1.88%，平均为0.64%，凉上3亚段TOC值为0.50%~0.99%，平均为0.68%；凉上1、凉上2和凉上3亚段镜质组反射率分别为1.66%、1.55%和1.51%，整体演化程度较高（表 1）。凉上段页岩有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主，其中腐泥组含量为43.33%~86%，镜质组含量为4.67%~18.67%，壳质组含量为2.67%~8.33%，惰质组含量为6.67%~32.67%。

图 5

图 5 平安1井凉高山组页岩油气综合评价图 Fig. 5 Comprehensive evaluation of shale oil and gas of Lianggaoshan Formation in Well Ping'an 1

凉上段页岩具有脆性矿物含量较高的优势，凉上1亚段脆性矿物含量为40.6%~74.7%，平均为54.8%，凉上2亚段脆性矿物含量为42.5%~70.4%，平均为51.3%，凉上3亚段脆性矿物含量为39.5%~71.3%，平均为50.4%（表 1）。黏土矿物以伊利石为主，不含蒙皂石，具有较好的可压裂性。

四川盆地侏罗系具有形成页岩油气藏的地质条件^[26]。平安1井的突破证实了凉高山组3套页岩具有高产特性，展现了侏罗系页岩油气广阔的勘探前景。

下侏罗统凉高山组沉积时期，川东北地区为大巴山前陆盆地的前渊坳陷区^[27]，沉积了一套富有机质页岩。晚侏罗世—早白垩世受大巴山强烈挤压影响，前陆盆地快速沉降，烃源岩埋深大、热演化程度高，大量生成油气。

凉高山组沉积主要受大巴山的控制，该组沉积期为前陆盆地初始形成期，具有幕式压降的特征，凉下段沉积时期为平缓广盆浅水环境，随着前渊坳陷从东北向西南逐渐扩大，凉上段沉积时期水体逐渐变深，表现为深盆深水环境（图 6），凉上1亚段沉积范围较小，为浅湖—半深湖沉积；凉上2亚段为三角洲—浅湖—半深湖沉积，三角洲主要位于川东地区，半深湖沉积范围扩大；凉上3亚段为三角洲—滨湖—浅湖—半深湖沉积，湖盆面积最大（图 6）。沉积中心具有自东向西迁移特点。3期较强烈的幕式压降形成了3套富含有机质的页岩，平面上广覆式分布，为凉高山组页岩油气形成提供了丰富的物质基础。

图 6

图 6 四川盆地凉高山组凉上段沉积相平面图（a）及剖面图（b） Fig. 6 Sedimentary facies map (a) and section (b) of the Upper Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

富有机质页岩的类型与沉积环境、古水深和古气候密切相关，而沉积环境直接控制富有机质页岩的分布^[28]。前人研究表明，随着沉积环境的变迁，富有机质页岩平面上具有分带性、纵向上具有旋回性的特点。

四川盆地凉高山组沉积期湖盆宽且浅，半深湖—深湖沉积范围主要分布在川东北靠近大巴山一带，湖盆水体升降频繁，导致陆源有机质和湖盆有机质在垂向上频繁叠置。平安1井揭示凉高山组发育多个富有机质页岩段，表现出较好的旋回性，其中凉上1亚段沉积时，水体相对较深，沉积的页岩质纯、厚度大，各项地球化学指标相对较好；而凉上2、凉上3亚段沉积时，水体较为动荡，页岩中夹大量薄层粉砂，陆源碎屑生产力较强，陆源母质比例逐渐升高，这两套页岩品质稍差。综合前人研究^[24]和钻井资料，平安1井所处的川东北地区整体演化程度较高，R_o普遍大于1.5%，处于生油高峰阶段，具有较好的生烃能力。

川东北地区现今构造格局受米仓山、大巴山、华蓥山等多期次非同步、异方位的逆冲推覆交替活动控制，盆内各坳陷带的盆—山耦合过程具有强烈的阶段性和迁移性。北东走向的华蓥山在晚三叠世—白垩纪北西向大巴山的挤压作用影响下^[29-30]，于华蓥山断裂带西侧形成一系列北西向的褶皱带，受不同方向挤压作用，形成了现今复杂的孔—缝体系，这些复杂的网状裂缝，极大地改善凉高山组页岩的储集能力和渗流能力，是凉高山组页岩油气高产的关键因素。

结合钻井和露头现象，认为川东北地区发育多尺度孔—缝体系，为页岩油气的储集提供了丰富的储集空间。平安1井岩心分析表明，页岩储层孔隙度为0.86%~4.66%，储集空间以微纳米级无机孔缝为主，占比为78%；大孔和介孔占99%，孔径平均为10.29nm，孔隙结构较好（图 7）。

图 7

图 7 平昌地区平安1井凉上段页岩孔径分布图 Fig. 7 Pore size distribution histogram of the Upper Lianggaoshan Formation shale in Well Ping'an 1 in Pingchang area

平安1井揭示凉高山组原油品质较好。平安1井原油密度为0.7698~0.8367g/cm³，气油比为590~1097m³/m³，显示原油具有较好的流动性。∑C_21-/∑C₂₂₊烷烃含量为4.06，反映油质较轻，与大庆古龙页岩油相似。

微观含油性研究表明，网状缝发育处见明显原油富集分布（图 8a），以轻质组分为主，基质部分也见原油呈零散状分布，含油量为0.73%~2.13%（含油量为单位视域岩石样品中原油体积与岩石体积的比值）。凉上1亚段页岩及粉砂岩含有原油轻重组分，页岩含油性优于粉砂岩，页岩平均含油量为2.27%，粉砂岩平均含油量为1.33%；原油呈零散状分布于基质或页理缝中，少部分呈团簇状富集（图 8b—d）。凉高山组压力系数高，为1.30~1.88，具有超压特征。从油气流动性质到可压裂性，均证实凉高山组页岩具有较好的改造基础和产出能力。

图 8

图 8 平安1井油气组分分布特征图 Fig. 8 Distribution characteristics of oil and gas components in Well Ping'an 1 (a) 2858.1m，轻质组分1.36%，重质组分0.77%，总含油量为2.13%；(b) 2866.1m，总含油量为0.91%，原油呈零散状富集分布于基质中；(c) 3002.9m，总含油量为3.16%，轻质组分呈零散状分布于基质中，重质组分呈团簇状富集；(d) 3005.6m，总含油量为1.37%，轻质组分在页理缝和基质均有富集

在精细评价的基础上，基于烃源岩演化程度，首次将川东北地区划分稀油区、轻质油区和凝析油气区。稀油区主要分布在营山构造以西，营浅1井已证实凉高山组凉上段页岩储层产油效果好，预测有利面积2032km²；轻质油区主要分布在龙岗至大巴山前大部分地区，平安1井钻探证实凉高山组3套页岩储层发育且产出能力好，预测有利面积7570km²；凝析油气区主要分布在元坝—通江一带，预测有利面积3380km²。初步估算川东北地区页岩油资源量为26.75×10⁸t、页岩气资源量为1.72×10¹²m³（图 9），展示了四川盆地侏罗系湖相页岩油气的巨大勘探潜力，有望成为页岩油气增储上产的新基地。

图 9

图 9 川东北地区页岩油气类型分布图 Fig. 9 Distribution of shale oil and gas in northeastern Sichuan Basin

（1）平安1井首次在凉高山组获日产油112.8m³、日产气11.45×10⁴m³的高产突破，证实了川东北地区页岩油气的巨大勘探潜力，这是大庆古龙页岩油的观点、技术和工艺在四川盆地陆相页岩油的具体实践和成功复制。

（2）平安1井钻探证实凉高山组凉上段发育3套优质页岩。凉高山组页岩富含有机质、成熟度高、转化率高，是一套有效的烃源岩；凉高山组页岩孔隙结构好，裂缝发育，是一套有效的储层；凉高山组原油品质好、气油比高、压力系数大，是一套高效的产层。

（3）综合评价川东北地区凉高山组页岩有利面积近13000km²，估算页岩油资源量为26.75×10⁸t、页岩气资源量为1.72×10¹²m³，资源前景广阔，是今后页岩油气高质量发展的现实领域。