继海相龙马溪组页岩气实现商业性规模开发后，四川盆地页岩油气勘探逐步向深层—超深层海相页岩气^[1]和陆相页岩油气拓展^[2-3]，其中侏罗系湖相页岩油气是陆相页岩油气勘探的重点领域，先后在川东北元坝^[4-5]、涪陵^[6-7]、仪陇—平昌^[8]等地区取得勘探突破，多口井获中高产页岩油气流，证实了川东北侏罗系湖相页岩油气的良好勘探前景^[9-10]。关于侏罗系页岩油气富集的地质条件和主控因素，前人已进行了十余年的探索。研究方法主要在海相龙马溪组页岩气“二元富集”等认识基础上^[11-13]，结合陆相页岩油气地质特征开展对比性研究^{[4, 14-16]}；研究层位早期以侏罗系自流井组为主^{[4, 17-20]}，近年来逐步转向千佛崖组（又名凉高山组）并取得了一系列的勘探突破^[4-8]。已有成果认为，富有机质泥页岩和石灰岩是四川盆地侏罗系页岩油气富集的有利岩相类型，陆相页岩油气储层有机质丰度中等，有机质类型以Ⅱ型为主，达到成熟—高成熟演化阶段，脆性矿物含量约为50%，普遍发育异常高压，孔隙类型以无机孔为主且较海相页岩储层具有微孔占比低的特点。页岩油气勘探开发的地质条件整体良好，富集高产的主控因素为半深湖—深湖相发育的优质泥页岩、良好保存条件形成的异常高压、利于油气富集和后期改造的微裂缝。

为了探索普光地区侏罗系千佛崖组页岩油气的成藏地质条件和资源潜力，部署实施了该区第一口陆相页岩气探井——普陆页1井。2022年1月，通过水平钻井及分段压裂测试，试获日产气10.4×10⁴m³、日产油1.3m³，实现普光气田新层系、新类型天然气勘探的重大突破，为已稳产15年的普光气田开辟了增储稳产规模阵地。与川东北元坝、涪陵和仪陇—平昌地区侏罗系千佛崖组页岩中油气共存、以油为主的特点^[4-8]不同，普陆页1井千佛崖组页岩中以气为主，含少量凝析油，揭示川东北侏罗系新的页岩油气藏类型。本文充分利用普陆页1井千佛崖组取心资料，密集地进行了泥页岩含气量、地球化学、岩石矿物学、储层特征等分析测试，基于实验结果和地质分析，详细阐述了该井页岩气成藏的地质条件，丰富了川东北侏罗系页岩油气富集高产主控因素等认识，对该区页岩油气勘探具有重要的指导意义。

普光地区地理上位于四川省达州市，地貌为复杂山地；构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带东北部，处于大巴山推覆带前缘断褶带与川中平缓褶皱带交接部，其形成演化历经了晋宁、加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅6次构造运动，形成了现今的构造格局^[21]。区内早古生代南秦岭被动陆缘形成，晚古生代主要发育碳酸盐台地，中生界三叠系须家河组沉积期开始进入前陆盆地演化阶段。早—中侏罗世，四川盆地整体为陆内坳陷湖相沉积，川东北地区主要发育湖泊相、河流相沉积^{[5, 22]}，普光地区处于浅湖—半深湖相区（图 1），在自流井组大安寨段至千佛崖组二段沉积期达到最大湖泛面，沉积了多套暗色泥页岩，奠定了侏罗系页岩油气藏的物质基础。

图 1

图 1 四川盆地中侏罗统千佛崖组沉积相及钻井位置图（沉积相据文献[5]修改） Fig. 1 Sedimentary facies map of the Middle Jurassic Qianfoya Formation in Sichuan Basin with well locations (sedimentary facies modified after reference [5])

普光地区中侏罗统千佛崖组（J₂q）整体为一套湖侵湖退的完整沉积旋回^[5]，可划分为千一段（J₂q₁）、千二段（J₂q₂）和千三段（J₂q₃）3个岩性段，普陆页1井在J₂q₁取得页岩气重大勘探突破。该井位于普光东向斜北部，向斜两翼较陡、轴部平缓，目的层J₂q₁相对平缓稳定，地层倾角为0°~7°，钻遇地层自上而下依次为：上侏罗统蓬莱镇组、遂宁组；中侏罗统上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组；下侏罗统自流井组大安寨段（未见底），其中千佛崖组底界埋深为3441.0m。

普陆页1井为J₂q₁页岩气专探井，导眼井针对J₂q₁连续取心，取心井段为3340.00~3439.04m，累计进尺为99.04m，收获率为99.8%。本文系统、密集地对岩心进行了含气量、地球化学、岩石矿物学、储层特征等分析测试，并基于实验结果对页岩气藏特征进行研究。

普光地区J₂q₁宏观上处于半深湖和浅湖过渡区，普陆页1井岩心描述结果进一步证实J₂q₁沉积相变化快，砂泥岩频繁叠置，整体可识别出浅湖、半深湖、辫状河三角洲前缘3种沉积相类型，取心段依据岩性组合可划分出5个小层（图 2）。1号小层岩性以细砂岩/粉砂岩与灰色粉砂质泥岩互层为特点，该小层累计厚度为15.9m，为浅湖相沉积。2号小层岩性以灰色泥质粉砂岩与深灰色粉砂质泥岩/泥页岩互层为特点，泥页岩单层厚度最大为2.0m，该小层累计厚度为19.2m，为浅湖相沉积。3号小层岩性以黑色泥页岩为主，夹薄层深灰色泥质粉砂岩和粉砂岩，泥页岩单层厚度最大为6.3m，夹层厚度多小于0.5m，该小层累计厚度为23.9m，为半深湖相沉积，是J₂q₁页岩气“甜点”层段。4号小层岩性以灰色泥质粉砂岩/粉砂岩与深灰色粉砂质泥岩/深灰色泥页岩频繁互层为特点，泥页岩单层厚度最大为2.0m，泥质粉砂岩/粉砂岩单层厚度最大为3.7m，为浅湖相沉积。5号小层岩性以灰色中砂岩和细砂岩为主，取心揭示底部灰色中砂岩厚度为6.2m，测井、录井岩性显示该小层累计厚度为24.1m，为辫状河三角洲前缘沉积，紧邻的普陆3、普陆4等井证实为致密砂岩气“甜点”层段。

图 2

图 2 普陆页1井千一段页岩气综合评价剖面图 Fig. 2 Comprehensive shale gas evaluation profile of the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

岩心精细描述和X-射线衍射矿物组分分析测试结果进一步显示，3号小层和其他小层岩相具有明显差异，3号小层岩相以纹层状长英质黏土岩为主，页理缝发育，黏土矿物含量为46.36%~68.67%，平均为55.85%，石英+长石含量为20.72%~57.73%，平均为39.56%，含少量碳酸盐，常见黄铁矿；其他小层岩相以长英质黏土岩为主，页理缝不甚发育，黏土矿物含量为18.79%~76.44%，平均为51.89%，石英+长石含量为16.91%~63.02%，平均为43.59%，含少量碳酸盐和黄铁矿（图 3）。

图 3

图 3 普陆页1井千一段岩相矿物组成三角图 Fig. 3 Ternary diagram of mineral composition of samples from the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

普光地区J₂q₁厚层泥页岩主要发育在3号小层，泥页岩含气量和地球化学品质整体呈现3号小层好、其他小层差的特点（图 2）。3号小层解析气含量为0.24~0.92m³ /t，平均为0.58m³ /t，总含气量（直线法）为0.53~3.38m³ /t，平均为1.58m³ /t；其他小层解析气含量为0.12~0.69m³ /t，平均为0.31m³ /t，总含气量为0.36~1.91m³ /t，平均为0.79m³ /t。总有机碳含量（TOC）与泥页岩含气量有较好的正相关性。3号小层TOC为0.40%~2.39%，平均为1.13%；其他小层TOC为0.07%~2.88%，平均为0.52%。

3号小层泥页岩有机质类型也好于其他小层，有机显微组分以壳质组为主，含量为56.95%~ 86.80%，平均为68.81%；其次为镜质组，含量为10.23%~37.87%，平均为25.00%；腐泥组和惰质组含量低；主要为Ⅱ₂型有机质，发育少量Ⅱ₁型和Ⅲ型有机质。除4号小层少量高TOC样品外，其他小层泥页岩有机显微组分镜质组含量与壳质组相当，镜质组含量为43.85%~66.36%，平均为54.79%；壳质组含量为29.63%~52.49%，平均为42.41%；腐泥组和惰质组含量低；偶见植物炭屑，整体属Ⅲ型有机质。根据干酪根碳同位素值（δ¹³C_PDB）划分的有机质类型分析结果与显微组分鉴定结果一致。3号小层泥页岩样品δ¹³C_PDB为-27.64‰~-24.29‰，平均为-26.00‰，主要为Ⅱ₁—Ⅱ₂型有机质，占总样品数的73.3%，少数样品为Ⅲ型有机质；除4号小层3个高TOC样品为Ⅱ₂型有机质外，其他小层样品δ¹³C_PDB为-25.81‰~-23.54‰，平均为-24.71‰，整体属Ⅲ型有机质（图 2）。

普陆页1井J₂q₁干酪根镜质组反射率（R_o）分布在1.95%~2.09%，平均为2.03%，指示泥页岩成熟度整体在高成熟—过成熟演化阶段。

普陆页1井J₂q₁孔隙度差异较大，氦气法孔隙度测试结果分布在0.2%~6.2%，平均为2.7%，多数样品孔隙度高于2.0%（图 2）。3号小层泥页岩孔隙度整体略高于其他小层，测试结果分布在0.8%~6.2%，平均为3.8%，其中3383.4~3393.3m厚层泥页岩段，孔隙度为2.4%~6.2%，平均为4.6%，远高于其他小层。其他小层孔隙度在0.2%~5.6%，平均为2.3%。

扫描电镜观察结果显示，普陆页1井J₂q₁泥页岩储集空间以顺层微裂缝、有机质收缩缝和有机质孔为主（图 4）。微裂缝发育，缝宽主要为1~5μm（图 4a），常与有机质收缩缝和条带状黄铁矿相伴生，收缩缝缝宽主要为50~200nm（图 4b）。有机质孔主要以有机质内部微孔隙和沥青内部微孔隙为主，孔径主要为20~200nm（图 4c、d）。镜下可见大量黏土矿物片间孔、石英颗粒粒间孔和黄铁矿粒间孔，但均被沥青充填，沥青内发育大量微孔隙（图 4e、f）。

图 4

图 4 普陆页1井千一段泥页岩储集空间特征 Fig. 4 Reservoir space characteristics of shale reservoir in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1 （a）微裂缝发育；（b）微裂缝与有机质收缩缝、条带状黄铁矿相伴生；（c）有机质内部微孔隙发育；（d）沥青内部微孔隙发育；（e）绿泥石片间孔发育，充填沥青；（f）黄铁矿粒间孔发育，充填沥青

压汞—氮气吸附联合测试结果显示，普陆页1井J₂q₁泥页岩孔隙孔径分布整体以介孔（孔径为2~50nm）为主，占总孔隙体积的52.1%~82.1%，平均为70.3%；其次为微孔（孔径小于2nm），占总孔隙体积的8.6%~34.3%，平均为21.2%；大孔（孔径大于50nm）不甚发育，占总孔隙体积的2.5%~17.1%，平均为8.5%（图 5）。3号小层的纹层状泥页岩孔径分布与其他小层略有差异，3号小层孔隙中微孔、介孔、大孔的平均占比分别为28.8%、60.5%、10.7%，其他小层微孔、介孔、大孔平均占比分别为16.5%、76.3%、7.2%，两者相比，3号小层整体具有微孔占比较高、介孔占比较小、大孔占比略高的特点。

图 5

图 5 普陆页1井千一段泥页岩孔隙孔径分布图 Fig. 5 Pore size distribution diagram of shale reservoir in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

普陆页1井J₂q₁水平井段垂深为3370m，测试地层温度为82.6℃，地层压力为40.77MPa，压力系数为1.21，为高压低温气藏。井下地层流体取样的分析结果显示，地层流体组分以甲烷为主，二氧化碳含量低（0.26%），不含硫化氢，甲烷含量为89.02%，乙烷含量为5.85%，丙烷含量为1.51%，C₄₊组分含量为2.26%，氮气含量为1.10%，气油比为12629.9m³ /m³。单脱油20℃密度为0.757g/cm³，全烃色谱分析结果显示C_21-组分含量为96.5%，其中轻组分含量高。以实测多个泡点压力、露点压力为约束，根据PR（Peng—Robinson）状态方程模拟计算了压力—温度相图（图 6），地层温度为82.6℃条件下，露点压力p_d为34.4MPa，反映地层中流体为油溶气相，至地表温压条件降低，凝析油析出形成油气两相。综合上述分析判断，普陆页1井J₂q₁页岩气藏为低含凝析油凝析气藏—湿气藏，与邻近的元坝、涪陵和仪陇—平昌地区J₂q₁页岩中油气并重、以油为主的特点^[4-8]不同。

图 6

图 6 普陆页1井千一段地层流体压力—温度相图 Fig. 6 p-T phase diagram of formation fluid in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

普陆页1井J₂q₁水平段长1431m，钻遇泥页岩1385m，分23段111簇压裂，施工排量为8~16m³ /min，加砂强度为3.63t/m，入井总液量为51886.09m³，总砂量为3252.43m³。自2022年2月10日开始试采，试采90日平均日产气5.6×10⁴m³、日产油4.5m³，展现出高产稳产的特征。分析该井富集高产的主控因素，既与前人认识相符又具该地区自身的特点，主要体现在以下3个方面。

普陆页1井J₂q₁泥页岩TOC和孔隙度、总含气量、有机质类型（干酪根碳同位素值）均具有较好的正相关性（图 7），TOC高于1.0%的样品主要为3号小层样品，其孔隙度总体高于3.0%，总含气量高于其他小层，干酪根δ¹³C_PDB小于-25.5‰，指示其有机质类型好。同时，J₂q₁孔隙度与总含气量也有很好的正相关性，孔隙度高于4.0%的样品，总含气量总体高于1.5m³ /t。由此说明，普陆页1井不同相带泥页岩的有机质丰度、有机质类型、孔隙度和总含气量存在明显的差异，半深湖相带（3号小层）泥页岩的各项页岩气地质评价参数均优于浅湖相泥页岩（2号小层和4号小层）。这一现象的形成原因在于湖相沉积不同相带的水动力条件不同，机械和化学分异作用也不同，半深湖—深湖相的安静、较深的水体环境才能沉积品质好的泥页岩，构建页岩气富集的物质基础。

图 7

图 7 普陆页1井千一段页岩气评价参数相关性分析图 Fig. 7 Correlation analysis chart of shale gas evaluation parameters of the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

四川盆地已取得千佛崖组勘探突破的涪陵、仪陇—平昌、元坝等地区的认识也显示，页岩油气富集的“甜点”层段均发育于半深湖—深湖相，相对于同地区浅湖相泥页岩，整体具有泥页岩连续厚度大、砂质含量低且夹层厚度小、有机质丰度整体高（TOC高于1.0%）、有机质类型好（Ⅱ型为主）、孔隙度高（总体高于3.0%）、总含气量高（高于1.5m³ /t）的特点（表 1）。

表 1

表 1 四川盆地千佛崖组不同地区页岩油气评价参数统计表 Table 1 Statistics of shale oil and gas evaluation parameters of Qianfoya Formation in different areas in Sichuan Basin 项目 普陆页1 泰页1[6] 平安1[8] 元页3[5] 层位 千佛崖 凉高山 凉高山 千佛崖 优质段沉积相 半深湖 半深湖 半深湖—深湖 半深湖 优质段岩性 泥页岩 泥页岩 泥页岩 泥页岩 优质段厚度/m 23.9 25.2 17.7 14.1 埋深/m 3380~3403.9 2500~2600 3000 3500 优质段平均TOC/% 1.13 1.6 1.4 1.7 有机质类型 Ⅱ1—Ⅱ2 Ⅱ Ⅱ1—Ⅱ2 Ⅱ Ro/% 2.03 1.14 1.55 1.25 平均孔隙度/% 3.8 3.52 2.84 5.43 储集空间类型 有机质孔、微裂缝 无机孔、有机质孔 无机孔、微裂缝 无机孔、有机质孔 压力系数 1.21 1.20 1.30~1.88 1.80 水平段长/m 1431 1502 817 1533 平均总含气量/（m3·t-1） 1.58 1.81 — 1.51 试气日产量/m3 气10.4×104，油1.3 气7.5×104，油9.8 气7.5×104，油9.8 气1.2×104，油15.6 气油比/（m3·m-3） 12629.9 7111 590~1097 756

表 1 四川盆地千佛崖组不同地区页岩油气评价参数统计表 Table 1 Statistics of shale oil and gas evaluation parameters of Qianfoya Formation in different areas in Sichuan Basin

以往的研究成果认为四川盆地千佛崖组烃源岩整体处于成熟阶段^[23-24]；近年的勘探成果揭示千佛崖组烃源岩在涪陵、仪陇—平昌、元坝等地区的向斜区达高成熟演化阶段，油气相态较为复杂^[4-8]；普陆页1井证实普光地区向斜区千佛崖组烃源岩达高成熟—过成熟演化阶段，发育低含凝析油凝析气藏—湿气藏，进一步丰富了四川盆地千佛崖组页岩油气藏类型和相关的地质认识。

热演化程度既控制了页岩油气的生成，也控制着油气的性质，高成熟—过成熟演化阶段的烃源岩产率高，产物以页岩气为主，可流动性好^[3]。普陆页1井J₂q₁泥页岩R_o平均为2.03%，烃源岩产气率已接近高峰^[25]；泥页岩中各类无机孔多被沥青充填，沥青已裂解成气留下大量微孔隙（图 4e、f），说明早期生成的原油已充分裂解成气；J₂q₁泥页岩中气油比达12629.9m³ /m³，远高于涪陵、仪陇—平昌、元坝等地区，地层中流体为油溶气相，页岩气产量也较高（表 1）。由此可以认为，高成熟—过成熟演化作用在供烃和油气相态方面为普光地区J₂q₁页岩气的富集和高产提供了关键性地质条件。

涪陵、仪陇—平昌、元坝等地区J₂q₁处于成熟—高成熟阶段，泥页岩孔隙以无机孔为主，孔径分布以介孔和大孔为主，微孔占比低^[4-8]，与普光地区J₂q₁泥页岩孔隙类型和孔径分布均有明显的差异。有机质孔是普光地区J₂q₁泥页岩孔隙的主要贡献者^[26]，以有机质内部微孔隙、沥青内部微孔隙为主；孔径分布也以介孔为主，但微孔占比明显较高，平均达28.8%。究其原因是泥页岩进入生气阶段后液态烃开始裂解，各类有机质孔开始发育，孔隙度也会随成熟度升高而逐渐增大^[27-28]，这也使得普光地区J₂q₁泥页岩孔隙度较高（表 1）。而微孔对甲烷的吸附能力显著强于介孔和大孔^[29]。因此，高成熟—过成熟演化作用从增加泥页岩储集空间和甲烷吸附能力两个方面均利于普陆页1井J₂q₁页岩气的富集。

泥页岩中裂缝的发育利于形成多尺度孔—缝体系，对页岩油气的富集高产有重要的作用^{[7-8, 30-31]}。普陆页1井J₂q₁泥页岩发育多种类型的裂缝，以高角度裂缝、顺层微裂缝和页理缝为主。岩心剖切面可见大量高角度裂缝交错形成的网状，多数裂缝已被方解石充填，局部呈开启状（图 8a）。页理缝（图 8b）和顺层微裂缝（图 8c）均密集发育，岩心剖切面可识别缝宽较大的页理缝，扫描电镜矿物定量扫描（QEMSCAN）结果进一步显示黏土矿物成分主要为伊利石，页理缝中矿物主要为石英和少量钠长石，页理缝发育密度约2500条/m。普陆页1井3383.4~ 3393.3m泥页岩中各类裂缝最为发育，孔隙度平均为4.6%，远高于其他层段的平均值2.3%，含气量也明显较高（图 2），证实裂缝体系显著提升了泥页岩的储集空间。岩心出筒后浸水实验的观察结果显示，页岩气主要沿顺层微裂缝和页理缝溢出（图 9），进一步证实裂缝体系是页岩气的主要渗流通道。由此说明，各类裂缝的发育在增加储层储集空间和提高渗流能力方面对普陆页1井J₂q₁页岩气的富集高产有重要的意义。

图 8

图 8 普陆页1井千一段泥页岩微裂缝发育特征 Fig. 8 Micro fracture characteristics of shale in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1 （a）高角度裂缝发育，充填方解石；（b）页理缝、顺层微裂缝、高角度微裂缝发育；（c）对应（b）中取样点的QEMSCAN照片，泥页岩中石英质纹层密集发育

图 9

图 9 普陆页1井千一段泥页岩中页岩气沿裂缝溢出照片 Fig. 9 Photo of shale gas emission from micro fractures of shale in the first member of Qianfoya Formation in Well Puluye 1

（1）普陆页1井在侏罗系千一段3号小层试获日产气10.4×10⁴m³、日产油1.3m³，气油比12629.9m³ /m³，地层流体为油溶气相，属低含凝析油凝析气藏—湿气藏，已展现出高产稳产的特征，获得川东北侏罗系千佛崖组页岩气勘探的重大突破。

（2）普陆页1井钻探证实，相对于涪陵、仪陇—平昌、元坝等地区，普光地区千佛崖组千一段泥页岩具有TOC略低、有机质孔发育且孔隙度较高、热演化程度高等特点。高成熟—过成熟作用使得烃源岩供烃强度大，产物以气为主，可流动性好，形成有机质孔增加储集空间和甲烷吸附能力，是川东北侏罗系千佛崖组页岩气富集高产的关键因素。