目前页岩气已经逐渐成为中国天然气产业核心增长点[1-4]。国内在四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩先后发现了长宁、涪陵、威远、威荣等多个页岩气田[5-6]，探明地质储量超2×1012m3。为进一步加快落实中国页岩气资源规模，新领域、新层系的勘探研究尤为重要[7]。在新领域方面，2020年，中国页岩气产量超过200×108m3，大部分产自埋深3500m以浅的海相页岩区[8-9]，对于深层页岩气的勘探仍然较为薄弱[10-11]。在新层系方面，四川盆地二叠系是中国南方常规天然气的烃源岩层，发现了普光、元坝等大型常规天然气田，展现出二叠系页岩良好的生烃潜力，但由于该套页岩相变快、厚度薄、分布相对局限，一直未被作为非常规页岩气进行勘探，导致二叠系页岩的勘探和研究程度较薄弱[12]。
“十三五”以来，逐步明确川东地区二叠系页岩具有分布面积广、原生品质好等优势，同时存在厚度薄、非均质性强、埋藏深度大等不利因素。通过对老井、露头资料的系统复查，持续深化鄂西渝东、湘鄂西区块二叠系页岩气的基础研究，评价认为在中二叠世晚期—晚二叠世，区域内普遍发育泥页岩，并且原生品质较好。建立了选区评价参数，落实了红星地区石柱复向斜为勘探优选有利区，吴家坪组二段（吴二段）为有利层系。川东红星地区针对二叠系茅口组—吴家坪组部署钻探的HY-1井2020年10月25日导入管网进行试采，截至2022年2月28日累计生产485天，井口套压为5.75MPa，日产气3.06×104m3，累计产气2221×104m3。HY-2井2022年1月1日导入管网进行试采，截至2022年2月21日累计生产51天，井口套压为12.10MPa，日产气6.026×104m3，累计产气732.32×104m3。实现了川东红星地区二叠系新层系页岩气勘探的重大突破，拉开了中国南方二叠系页岩气勘探与开发的序幕。
本文基于红星地区二叠系吴家坪组页岩气勘探实践，系统分析了吴二段的页岩地质特征及富集主控因素，丰富了中国南方海相页岩气的勘探认识与实践，以期对整个四川盆地二叠系实现高效勘探开发提供借鉴和指导。
1 区域地质背景二叠纪是地质历史中构造活动最活跃的时期之一，其中，峨眉山玄武岩的喷发、东吴运动以及海平面的剧烈变化，对二叠纪的构造格局和沉积环境产生了重要影响[13-14]。华南板块整体在二叠纪受南北向伸展构造的控制，发育了一系列的大陆边缘裂陷和陆内裂陷[15]。川东红星及周缘地区自二叠纪中期开始由克拉通内坳陷演化为台内裂陷[16-18]。晚二叠世，受东吴运动的影响，四川盆地在峨眉地幔柱活动的作用下，古地理格局总体表现为西南高、东北低[19-21]。中上扬子地区北缘发育北东向及北西向的裂陷，裂陷内的川东区红星、复兴、恩施一带以及川北区广元、旺苍、南江一带为深水陆棚相区，暗色泥页岩广泛发育。
红星地区地理位置上位于重庆市石柱县和湖北省利川市境内，在构造上隶属川东隔挡式褶皱带石柱复向斜中部，夹持在齐岳山复背斜和方斗山复背斜之间，两个高陡褶皱带呈北东—北东东走向，为狭长的“S”状弧形展布。复向斜比复背斜更加宽缓，使得该区构造形态更具有“隔挡式”构造的典型特征（图 1）。平面上，自北向南发育3排北东—北东东走向的高陡背斜，依次是龙驹坝背斜、建南背斜和盐井背斜。其中位于石柱复向斜中部的建南背斜以二叠系构造为主体，主要受太平镇断层所控制，为一个保存较完整的箱状背斜。吴家坪组底界埋深在3000~4800m之间，为多层次滑脱的阶梯状断层传播褶皱的构造样式，主控断层向上消失在嘉陵江组膏岩地层中。
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图 1 川东地区构造图（左）和二叠系综合柱状图（右） Fig. 1 Structural map (left) and comprehensive stratigraphic column (right) of the Permian of eastern Sichuan Basin |
中国南方二叠纪时期构造运动复杂，泥页岩热演化程度高，保存条件的好坏是该地区页岩气富集高产的关键因素。页岩气藏形成的地质条件及评价要素包括页岩厚度、埋藏深度、有机碳及吸附气含量、有机质类型及成熟度、脆性矿物含量、地层压力与温度、储层物性、天然裂缝发育程度及含气量等[22]。
2.1 二叠系吴家坪组沉积特征川东二叠系与下伏泥盆系—石炭系呈平行不整合接触，上覆地层为三叠系飞仙关组[23]。研究区内二叠系保存完整，自下而上发育梁山组、栖霞组、茅口组、吴家坪组和长兴组（图 1）。
在四川盆地西南部至中部一带，吴家坪组也被称为龙潭组，发育海陆过渡相页岩，属于同期异相。吴家坪组纵向上可划分为两个亚段，目的层段吴二段（以HY-1井为例），依据岩性、电性、矿物成分等资料，自下而上分为5个小层，总厚度为19.1m。岩性主要以灰黑色硅质页岩夹泥质页岩、泥质灰岩为主。纵向上②小层厚1.2~1.5m，分布较为稳定，为致密泥质灰岩层；①、③、④、⑤小层为黑色硅质页岩及泥质页岩，③小层厚度最大（图 2）。
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图 2 红星地区HY-1井二叠系综合评价图 Fig. 2 Comprehensive evaluation graph of the Permian in Well HY-1 in Hongxing area |
二叠系吴家坪组形成了明显的构造沉积分异现象，由西南向东北方向，由海陆过渡相演变为深水陆棚相，不同沉积相带的岩相组合存在明显差异。受控于西高东低的古地貌以及海水西侵作用，川西、川中主要为滨岸沼泽煤系沉积，川东为浅水—深水陆棚相沉积（图 3）。
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图 3 中上扬子上二叠系吴家坪组沉积相图 Fig. 3 Sedimentary facies map of the Upper Permian Wujiaping Formation in the Middle-Upper Yangtze region |
根据页岩发育的沉积环境，可以将有机质页岩划分为陆相、海相和海陆过渡相[24-26]。红星地区二叠系吴二段页岩为海相页岩，沉积环境为深水陆棚。根据HY-1井等钻井揭示，吴二段页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气量、高碳酸盐含量，且页岩储层厚度薄（小于20m）的“四高一薄”特征。
2.2.1 地球化学特征通过对HY-1井37个样品及HY-2井41个样品进行有机碳分析测试，结果显示，HY-1井吴二段页岩有机碳含量在0.63%~13.17%之间，平均为8.77%（表 1），其中①小层TOC最高，③、④、⑤小层TOC相对较小，②小层由于是石灰岩层段，所以TOC低。HY-2井吴二段页岩TOC平均为6.59%，其中③、④、⑤小层TOC较高，分别为8.85%、7.15%和5.60%。相比HY-2井，除③小层基本一致外，HY-1井其他各小层的平均TOC均高于HY-2井，平面上TOC有由南向北增大的趋势。
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表 1 HY-1井、HY-2井吴二段各小层TOC统计表 Table 1 TOC statistics of each thin layer in the second member of the Wujiaping Formation in Well HY-1 and Well HY-2 |
HY-1井吴二段的干酪根碳同位素（δ13C）介于-28.0‰~-26.0‰，有机质类型以Ⅱ1型为主；镜质组反射率（Ro）介于2.0%~2.6%，处于过成熟阶段。综合上述地球化学特征认为，川东红星地区吴二段具有良好的有机地球化学条件和生烃基础。
2.2.2 页岩物性特征研究区HY-1井吴二段页岩整体孔隙度较大，平均为5.58%，有机质孔发育，孔径相对较小。从孔隙结构来看，介孔与微孔占据绝大多数，大孔则相对较少（表 2）。这与同为海相页岩的涪陵地区五峰组—龙马溪组的孔隙类型不一致，但有机质孔和微裂缝均较发育，孔隙结构以介孔为主[27]。HY-1井吴二段页岩段采用氦气法测定岩石孔隙度样品共16块，从测试结果来看，吴二段页岩储集物性整体较好，孔隙度在3.03%~9.88%之间，其中③小层的孔隙度在3.96%~9.88%之间，平均为6.40%（表 2）。
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表 2 HY-1井吴二段各小层孔隙度及孔隙类型统计表 Table 2 Statistics of porosity and pore type of each thin layer in the second member of Wujiaping Formation in Well HY-1 |
氩离子抛光扫描电镜结果显示，吴二段页岩总体发育5种孔隙类型（图 4），分别为有机质孔、黏土矿物孔、颗粒粒内孔、颗粒边缘孔和微裂缝，其中有机质孔为主要的孔隙类型。无机孔和微裂缝发育较少，仅见少量的颗粒边缘孔、粒内孔和黏土矿物孔和微裂缝。
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图 4 HY-1井纳米级孔隙氩离子抛光扫描电镜照片 Fig. 4 Argon ion polishing scanning electron microscope image of nano-scale pores in Well HY-1 |
HY-1井吴二段的岩心解析气含气量测定结果显示（表 3），含气量为2.82~4.35m3/t，平均为3.74m3/t，除⑤小层泥质灰岩段含气量较低外，其他各小层均大于3.0m3/t，其中①、③小层含气量较高，最高达到4.35m3/t。HY-2井含气量在2.14~5.49m3/t，平均为3.99m3/t，高于HY-1井。两口井的含气量普遍较高，总体含气性好。
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表 3 HY-1井及HY-2井吴二段各小层含气性评价表 Table 3 Evaluation of gas-bearing properties of the second member of Wujiaping Formation in Well HY-1 and Well HY-2 |
HY-1井吴二段全烃为1.78%~4.98%，其中③、④小层相对更高，平均值分别为4.98%和4.80%，甲烷含量平均值分别为4.70%和4.41%（表 3）。HY-2井吴二段气测显示活跃，全烃在6.18%~13.83%之间，平均为10.5%；甲烷含量在4.93%~11.83%之间，平均为8.27%，总体含气性较高。
2.4 岩石矿物特征红星地区吴二段元素测井、全岩衍射等数据表明，矿物组分以石英为主，其次为碳酸盐和黏土，另见黄铁矿和长石（图 5）。页岩段31个样品的实测黏土矿物含量在5.0%~57.2%之间，平均为20.4%；石英含量在12.5%~83.2%之间，平均为44.2%；斜长石含量为0~8.7%，平均为3.8%；方解石含量为2.1%~63.5%，平均为18.0%；白云石含量为0~17.8%，平均为3.8%；黄铁矿含量为1.0%~20.5%，平均为8.4%。总体来看，相较于五峰组—龙马溪组，红星地区吴二段页岩具有石英、碳酸盐、黄铁矿含量相对较高，黏土矿物含量相对较低的特征，纵向上除⑤小层上部灰质含量较高外，其他小层组分含量差异不大。黏土矿物主要为伊/蒙混层和伊利石，占比分别为59%、41%。
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图 5 红星地区HY-1井吴二段矿物含量图 Fig. 5 Mineral composition of the second member of the Wujiaping Formation in Well HY-1 in Hongxing area |
HY-1井吴二段主要发育硅质页岩，部分夹泥质灰岩及凝灰岩，有菊石等生物化石，是典型的深水环境指标。岩性组合由泥页岩夹煤层、砂泥灰互层，向泥页岩夹石灰岩转变，整体上表现为煤层不断减少，硅质和灰质含量逐渐增加。吴二段整体处于深水陆棚相，主要发育硅质页岩。HY-1井除②小层外，还发育灰质泥岩及泥质灰岩，所以整体TOC较高。各段TOC、孔隙度、含气量具有良好正相关性（图 6）。页岩品质是产气贡献的内在决定因素，③小层页岩品质最好，因此产气贡献率相对较高。
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图 6 HY-1井有机碳—孔隙度—含气量交会图 Fig. 6 Crossplot of TOC-porosity-gas content in Well HY-1 |
吴家坪组纵向上慢速海侵、慢速海退，表现为一个完整的沉积旋回。同时，普遍具有干酪根碳同位素值逐渐变轻的规律，由下往上，有机质类型从Ⅲ型变化为Ⅱ型。吴二段生烃母质以藻类为主，有机质类型为Ⅱ1型，腐泥组含量增加。镜质组反射率（Ro）是反映有机质热演化程度的重要指标，吴二段镜质组反射率平均为2.3%，处于干气生成阶段。
在吴二段的页岩薄片中普遍可见放射虫，这是深水陆棚相的典型特征。同时扫描电镜照片上普遍显示草莓状黄铁矿，微量元素指示水体安静，处于还原环境，古盐度和古生产力指标均很高，以上证据均指示吴二段处于深水还原沉积环境。有机质页岩厚度介于5~30m，整体呈现西薄东厚的变化特征。
平面上，上二叠统吴家坪组（龙潭组）是发育在东吴运动剥蚀夷平面之上的一套陆相、海陆过渡相、浅水—深水陆棚相（有机质类型相应为Ⅲ、Ⅱ2、Ⅱ1型）、沉积类型多样、岩石组合类型复杂的沉积地层（图 7）[28]。滨岸沼泽一带的SY-1井吴二段页岩有机质类型以Ⅲ型为主，TOC含量较高，碳质页岩较发育，黏土含量普遍较高。潮坪相（SYX井）和深水陆棚相（HY-1井）的吴二段有机质类型主体为Ⅱ1—Ⅱ2型，TOC由浅水陆棚到深水陆棚逐渐升高。斜坡相的SX1井有机质类型以Ⅱ1型为主，TOC与深水区的HY-1井保持一致（表 4），这也表现出从西向东水体逐渐加深的过程。
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图 7 四川盆地东缘吴二段沉积相平面图 Fig. 7 Sedimentary facies map of the second member of Wujiaping Formation in the eastern margin of Sichuan Basin |
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表 4 川东地区不同类型吴家坪组（龙潭组）页岩基本特征对比 Table 4 Comparison of basic shale characteristics with different facies types in Wujiaping Formation (Longtan Formation) in eastern Sichuan Basin |
深层页岩气的保存条件与构造位置、构造活动期次、断裂特征及流体的活动强度、期次等密切相关。一般情况下，由于深层页岩气所经历的构造抬升剥蚀较少，所以保存条件相对较好[29-30]。
红星及周缘地区的地表核部出露中侏罗统沙溪庙组，两翼出露上侏罗统遂宁组砂岩，保存条件最好。北部的龙驹坝构造处于齐岳山复背斜和方斗山复背斜交会处，地层高陡、断层通天，地表多出露三叠系，保存条件差。南部的盐井区域靠近沙子关断层，保存条件也较差（图 8）。
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图 8 红星及周缘地区构造剖面图 Fig. 8 Structural section of Hongxing and its peripheral areas |
从实钻井显示和含气性特征来看，HY-1井吴二段平均含气量为3.74m3/t，GD1井吴二段平均含气量为2.20m3/t。综上所述，位于建南背斜构造稳定带的HY-1井吴二段与茅四段的含气量，均明显好于逆冲带上构造复杂带的GD1井（图 8）。从顶底板条件来看，吴二段上部为长兴组石灰岩，区域厚度为150~200m；底板是茅口组顶部致密石灰岩，区域厚度为30~50m，更有利于页岩气的保存。
3.3 良好的可压裂性是页岩气富集高产的控制因素裂缝及层理缝发育情况与纵向岩性具有一定关系，岩性变化段易发育裂缝，同时伴有地层倾角变化，微幅挠曲段易发育构造缝。HY-1井测井解释构造缝主要发育在水平井压裂分段的第11和第32—33段，裂缝发育段产气贡献率普遍较低。第11段测井解释裂缝发育，产气贡献率仅为0.56%；第32—33段裂缝发育，贡献率小于3%。
从HY-1井产能测试情况来看，影响产气贡献的主要因素有穿行层位、应力性质和裂缝发育情况，通过实钻井统计，吴二段③小层主要为硅质页岩，其TOC、孔隙度、含气量最高，页理最发育，是最优质的甜点层位。从压裂施工效果来看，穿行在吴二段中部天然裂缝相对不发育区，初期裂缝破裂压力高，形成裂缝以后延伸顺利，提升砂比过程中压力小幅波动爬升，稳定排量，控制中砂砂比，能够保证裂缝顺利延伸。穿行在顶底板石灰岩和页岩界面处，初期破裂压力高，加砂后地层压力上升至限压，裂缝起裂难度大，改造困难。
对比不同埋深（3300~4200m）的3口井（HY-1井、HY-2井、HY-3井），HY-3井相同小层含气性差异小（表 5）。平面上从南往北水体加深，碳酸盐含量降低，HY-3井位于最北边（图 7），页岩厚度最大，吴二段③小层页理最发育，杨氏模量均比HY-1井、HY-2井低，说明后期压裂改造更加困难。
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表 5 HY-1井、HY-2井、HY-3井吴二段各小层岩石力学参数表 Table 5 Rock mechanical parameters of the second member of Wujiaping Formation in wells HY-1, HY-2 and HY-3 |
不同构造区也会造成施工难度的差异，影响压裂效果。其中挤压应力区开井压力及延伸压力升高，压裂难度增加。靠近断层和天然裂缝发育区，近井筒裂缝复杂，延伸过程中动态滤失大，难以形成优势主缝，会增加施工压裂难度。
4 勘探开发启示 4.1 二叠系页岩气勘探开发前景良好四川盆地二叠系页岩气资源丰富，其中川东红星地区的页岩气有利区带主要集中在龙驹坝、建南及三星区块（图 9），红星地区二叠系吴二段页岩构造变形程度弱，裂缝发育程度低，顶底板封隔条件优良，埋深较大。吴二段面积分布广，资源量较为丰富，总资源量达到了6985.96×108m3，平均资源丰度达到了2.51×108m3/km2（表 6），是下一步页岩气勘探开发的重点区域及层系。
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图 9 红星地区吴二段页岩气有利区评价图 Fig. 9 Evaluation of favorable areas for shale gas exploration in the second member of Wujiaping Formation in Hongxing area |
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表 6 红星地区吴二段资源量统计表 Table 6 Statistics of shale gas resources in the second member of Wujiaping Formation in Hongxing area |
红星地区海相页岩气的成功试采，打破了北美对页岩厚度在30m以下不具备工业开发价值的认识[31]。因此，页岩层能否商业开发，应该是受有机质页岩厚度、孔隙度、含气量等多因素乘积的影响。当页岩孔隙度及含气量足够大时，厚度略小也能有效开发。美国五大含气页岩的有机碳含量均较高[32]，其中Barnett页岩TOC介于2.0%~7.0%，平均为4.5%，而红星地区钻井的目的层段TOC平均值（8.77%）则远高于此。根据北美地区统计资料，页岩气成藏要求Ro＞1.3%，而红星地区SXY井吴家坪组页岩Ro的最小值（1.9%）也高于此标准。美国主要产气页岩储层总孔隙度分布在2.0%~14.0%之间，平均为4.22%~6.51%，这一点也与红星地区平均孔隙度（5.32%）相当。基于以上参数，北美提出有机质页岩的厚度应大于30m。但是对于红星地区的海相页岩来说，以上各方面参数与之持平，甚至优于北美页岩储层，页岩厚度并不是能否商业开采的唯一标准。
综上所述，针对四川盆地二叠系厚度不足30m的有机质页岩，亟待提出一套新的、更加完善的二叠系页岩储层评价体系。
4.3 高钙高硅页岩储层可有效减小压裂难度根据前期五峰组—龙马溪组深层海相页岩气的开采情况，与浅层页岩气相比，深层覆压的增大使储层孔隙度降低、渗透率降低，裂缝对渗透性的贡献显著下降。并且随着地层温度升高，地应力变大且应力差值变高，页岩的塑性变强，导致裂缝起裂及延伸困难。
但是，硅质页岩段的石英含量高，抗压实作用强，有利于储层的形成和保存[33]。富有机质硅质页岩相、富有机质碳酸盐质—硅质页岩相及富有机质硅质—碳酸盐质页岩相因具有高TOC和高脆性特征，不仅保证了页岩良好的生气能力也兼顾了较好的可压裂性，是最优质的岩相类型[34]。随着石英含量增加，杨氏模量增加，泊松比减小，表明脆性越来越强[35]。同时，碳酸盐矿物中方解石含量高的层段更易于溶蚀产生溶孔。当硅质、钙质矿物成分越高，在页岩储层加砂压裂时，更易发生脆性断裂从而形成网状裂缝，即更有利于压裂改造。
综上所述，红星地区二叠系海相页岩储层具有富硅、富碳酸盐、整体脆性矿物含量高、相对易改造等优点。
5 结论川东红星地区二叠系吴家坪组具备极高的资源丰度，吴二段③小层集优质的“高硅、高碳”的富有机质页岩，以及良好的保存条件、可压裂性为一体，是极好的页岩气富集“甜点”层段。川东龙驹坝、建南及三星区块由于页岩分布范围广、原生品质好、资源规模大，是红星地区二叠系页岩的有利勘探区。明确了红星地区吴二段主要发育深水陆棚相沉积而非海陆过渡相沉积，同时，打破了薄层页岩不具备商业开采的固有认识。
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