石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 6: 1211 - 1226

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230616

油气勘探

四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气“槽-隆”富集规律及勘探前景

  • 雍锐 , 1, 2 ,
  • 石学文 1, 2 ,
  • 罗超 , 1, 2 ,
  • 钟可塑 1 ,
  • 吴伟 1 ,
  • 郑马嘉 1 ,
  • 杨雨然 1 ,
  • 李彦佑 1 ,
  • 徐亮 1 ,
  • 朱逸青 1 ,
  • 何一凡 1 ,
  • 陈丽清 1 ,
  • 于魏铭 1
展开
  • 1 中国石油西南油气田公司，成都 610051
  • 2 页岩气评价与开采四川省重点实验室，成都 610051
罗超（1982-），男，四川隆昌人，博士，中国石油西南油气田公司页岩气研究院高级工程师，主要从事页岩气勘探开发研究工作，地址：四川省成都市成华区建设北路一段83号，邮政编码：610051。Email：

雍锐（1977-），男，四川遂宁人，中国石油大学（北京）在读博士研究生，中国石油西南油气田公司教授级高级工程师，主要从事石油天然气（非常规油气）勘探开发研究及技术管理工作。地址：四川省成都市成华区府青路一段2号，邮政编码：610051。E-mail：

Copy editor: 魏玮

收稿日期: 2023-11-07

  修回日期: 2024-11-12

  网络出版日期: 2024-12-10

基金资助

国家自然科学基金青年科学基金项目“长宁—威远地区筇竹寺组和五峰组—龙马溪组页岩储层特征对比及含气性控制因素研究”(41502150)

中国石油天然气股份有限公司科技项目“新区新层系有利区优选与勘探评价关键技术研究”(2023ZZ21YJ04)

收起

Aulacogen-uplift enrichment pattern and exploration prospect of Cambrian Qiongzhusi Formation shale gas in Sichuan Basin, SW China

  • YONG Rui , 1, 2 ,
  • SHI Xuewen 1, 2 ,
  • LUO Chao , 1, 2 ,
  • ZHONG Kesu 1 ,
  • WU Wei 1 ,
  • ZHENG Majia 1 ,
  • YANG Yuran 1 ,
  • LI Yanyou 1 ,
  • XU Liang 1 ,
  • ZHU Yiqing 1 ,
  • HE Yifan 1 ,
  • CHEN Liqing 1 ,
  • YU Weiming 1
Expand
  • 1 PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610051, China
  • 2 Sichuan Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation, Chengdu 610051, China

Received date: 2023-11-07

  Revised date: 2024-11-12

  Online published: 2024-12-10

Fold

摘要

针对寒武系筇竹寺组页岩埋深大、成熟度高及页岩气富集规律认识不清的问题，通过德阳—安岳裂陷槽的精细刻画、沉积环境分析、乐山—龙女寺古隆起背景下页岩气成烃富集演化恢复，揭示了“槽-隆”富集规律。研究表明，德阳—安岳裂陷槽控制筇竹寺组沉积环境，裂陷槽内具有沉积相带优和地层厚度大的特点；此外，乐山—龙女寺古隆起控制筇竹寺组的页岩成熟度演化，古隆起位于高部位且热演化程度适中、电阻率高。“槽-隆”叠合区在沉积、生油、生气和油气调整阶段均有利于页岩气富集，共同控制储层发育，叠合区储层品质优、储层套数多、厚度大。根据“槽-隆”富集规律及槽-隆组合关系，优选4类页岩气有利区带，并建立筇竹寺组甜点区评价标准，优选8 200 km2的槽内甜点区勘探面积，进而指导资201井的部署，获得73.88×104 m3/d的高产工业气流。“槽-隆”富集规律的地质新认识，为寒武系深层—超深层页岩气勘探和突破提供了重要理论依据，并揭示该领域具有良好的勘探前景。

关键词： 四川盆地; 寒武系; 筇竹寺组; 槽-隆; 页岩气; 富集规律; 勘探突破

本文引用格式

雍锐 , 石学文 , 罗超 , 钟可塑 , 吴伟 , 郑马嘉 , 杨雨然 , 李彦佑 , 徐亮 , 朱逸青 , 何一凡 , 陈丽清 , 于魏铭 . 四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气“槽-隆”富集规律及勘探前景[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(6) : 1211 -1226 . DOI: 10.11698/PED.20230616

Abstract

The shale of the ancient Cambrian Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin is characterized by large burial depth and high maturity, but the shale gas enrichment pattern is still unclear. Based on the detailed characterization of Deyang-Anyue aulacogen, analysis of its depositional environments, together with reconstruction of shale gas generation and enrichment evolution against the background of the Leshan-Longnüsi paleouplift, the enrichment patterns of aulacogen-uplift system have been elucidated. It is revealed that the Deyang-Anyue aulacogen controls the depositional environment of the Qiongzhusi Formation, where high-quality sedimentary facies and thick strata are observed. Meanwhile, the Leshan-Longnüsi paleouplift controls the maturity evolution of the shale in the Qiongzhusi Formation, with the uplift located in a high position and exhibiting a moderate degree of thermal evolution and a high resistivity. The aulacogen-uplift overlap area is conducive to the enrichment of shale gas during the deposition, oil generation, gas generation, and oil-gas adjustment stage, which also has a joint control on the development of reservoirs, resulting in multiple reservoirs of high quality and large thickness. Based on the aulacogen-uplift enrichment pattern and its combination relationship, four types of shale gas play are identified, and the sweet spot evaluation criteria for the Qiongzhusi Formation is established. Accordingly, a sweet spot area of 8 200 km2 in the aulacogen is determined, successfully guiding the deployment of Well Zi 201 with a high-yield industrial gas flow of 73.88×104 m3/d. The new geological insights into the enrichment patterns of aulacogen-uplift system provide a significant theoretical basis for the exploration and breakthrough of deep to ultra-deep Cambrian shale gas, highlighting the promising exploration prospect in this domain.

Key words： Sichuan Basin; Cambrian; Qiongzhusi Formation; aulacogen-uplift; shale gas; enrichment pattern; exploration breakthrough

0 引言

四川盆地是中国最早进行页岩气商业性勘探开发含油气盆地[1-2]。目前，盆地内页岩气主力产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，已在泸州、长宁、威远、涪陵等地区均取得了商业性突破和规模效益开发。针对盆地内中深层（2 500~3 500 m）五峰组—龙马溪组海相页岩已形成了一系列页岩气勘探开发主体技术，并建成了国内首个“万亿储量、百亿产量”的页岩气大气田[3]。同时，各大油田公司、科研机构以及相关政府部门也针对深层（3 500~4 500 m）五峰组—龙马溪组页岩，积极建设中国第2个“万亿储量、百亿产量”的页岩大气田。相比之下，同样作为深层页岩层系的典型代表，寒武系筇竹寺组虽然在包括四川盆地的整个上扬子地区广泛分布，并且具有极佳的生烃潜力[4]，但一直以来未能实现商业突破，面临着页岩气富集规律尚未揭示、建产有利区尚不明确等现实问题。2009年，中国石油在埋深较浅、构造稳定的威远背斜部署威201井勘探筇竹寺组潜力，直井压裂后测试产量1.08×104 m3/d，突破了筇竹寺组“出气关”。但后续部署在威远背斜、长宁背斜的6口专层井的效果均不佳，不符合前人提出的富有机质页岩在一定的埋深和保存条件下大面积连续稳定富气的认识[5-6]。
因此，对比五峰组—龙马溪组页岩气勘探的成功经验，认为筇竹寺组页岩气勘探研究存在以下3大问题：①优势沉积相带不明确。前人对德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩岩相和沉积相特征开展了初步研究[7-8]，但对裂陷槽不同构造部位的相带划分仍不够精细，不同微相之间的差异及主控因素尚不明确。②成熟度适宜的区域不明确。筇竹寺组年代古老、埋深较大、热演化程度较高，多数井的Ro值大于3.5%[9]，高成熟度导致有机质石墨化程度较高，出现电阻率降低的情况。对于页岩气的勘探开发，热演化程度适中的分布范围不明确，热演化程度上限不明确。③页岩气富集区带不明确。孔隙度和总含气量是评价页岩气有利区带的重要参数。页岩气主要以吸附和游离两种方式赋存在页岩纳米级孔隙中，有机孔的发育程度主要影响页岩孔隙度的大小[10⇓⇓-13]。而筇竹寺组页岩有机孔欠发育，发育少量无机孔，孔隙度为1.2%~3.7%，平均为2.3%，总含气量为0.7~3.0 m3/t，平均为1.56 m3/t，均远低于龙马溪组。相比于龙马溪组，筇竹寺组页岩存在高孔隙度和高含气性有利区带分布不清、孔隙发育类型及成因尚不明确、含气性主控因素未被揭示等3大问题，制约了筇竹寺组页岩气的勘探开发。
本文系统开展了四川盆地寒武系筇竹寺组构造演化和页岩气富集主控因素研究，通过岩心观察、测井资料、地震解释、热模拟实验、地球化学分析、物性分析和含气量测定等手段，明确了德阳—安岳裂陷槽和乐山—龙女寺古隆起对筇竹寺组页岩气富集的控制作用，提出了“槽-隆富集”规律，并通过对裂陷槽和古隆起的精细刻画划分出筇竹寺组页岩气的富集有利区带。结合热模拟实验和电阻率下限等方法，将进一步探讨筇竹寺组页岩气的建产有利区。这一研究旨在为筇竹寺组页岩的资源评价与有利区评价部署提供理论依据，推动筇竹寺组页岩气勘探开发。

1 区域地质背景

罗迪尼亚超大陆在南华纪开始裂解，开启了原特提斯洋演化阶段，该时期，四川盆地位于上扬子地块西北缘，处于伸展构造背景[14⇓⇓⇓⇓-19]。震旦纪—早寒武世，由于多幕次桐湾运动差异隆升，盆地内震旦系灯影组受到不同程度的抬升和剥蚀，在盆内长宁—内江—德阳一线地区形成了近南北向的德阳—安岳裂陷槽（又称绵阳—长宁拉张槽），奠定了盆地内的沉积格局。奥陶系沉积前，乐山—龙女寺古隆起初具雏形，经过加里东期的调整，最终在海西早期定型，与德阳—安岳裂陷槽共同影响古、今油气藏的形成、调整和保存[7,14 -15]。
筇竹寺组在裂陷槽内与下伏寒武系麦地坪组整合接触，东侧与下伏灯影组不整合接触，在西侧威远地区与灯影组不整合接触，在威远以西地区由于差异剥蚀，残留部分麦地坪组，在金石构造以西，筇竹寺组与麦地坪组整合或不整合接触[16]。岩性主要包括泥页岩、凝灰岩、粉砂岩等，厚100~600 m，主体埋深在3 000~5 000 m。筇竹寺组可分为筇一段和筇二段，前者又可细分两个亚段，即筇一1亚段和筇一2亚段。其中筇一段伽马值较高，为120~300 API，发育1至3个高伽马段；筇二段伽马值较筇一段低，主要为60~240 API，发育1个高伽马段，裂陷槽南段该高伽马段甚至不明显[17]。根据岩性、古生物、测井曲线响应等特征，初步将筇竹寺组分为8个小层（见图1），其中1、3、5和7小层为黑色页岩段，2、4、6和8小层为粉砂质页岩或粉—细砂岩段，筇一1亚段包括1至4小层，筇一2亚段包括5小层和6小层，筇二段包括7小层和8小层，区域上，地层具有可对比性，仅金石地区由于岩相变化，分层略有差异。
图1 资201井地层综合柱状图（据文献[17]修改，GR—自然伽马；Δt—声波时差；ϕCNL—中子孔隙度；ρ—密度；Rlld—深侧向电阻率；TOC—测井有机碳含量）

2 寒武系筇竹寺组“槽-隆”富集规律

2.1 德阳—安岳裂陷槽控制富有机质页岩发育

灯影组沉积末期，受桐湾运动Ⅱ幕隆升作用影响，德阳—安岳一带地区遭受抬升，灯影组遭受强烈剥蚀；随后，在拉张作用下，初步形成了裂陷槽，裂陷槽沿中心向两侧下降，以裂陷槽为中心，沉积形成了麦地坪组；后期，由于桐湾运动Ⅲ幕的影响，裂陷槽再次被挤压抬升，裂陷槽外麦地坪组遭受剥蚀，随后拉张作用加剧，以裂陷槽为中心，充填与沉积了巨厚的麦地坪组和筇竹寺组[18⇓-20]。在早寒武世沧浪铺期—龙王庙期萎缩与消亡。德阳—安岳裂陷槽剖面平面上整体呈现为南北宽、中间窄的哑铃状[21-22]。
本文针对不同时期裂陷槽及周缘地层厚度变化开展了精细刻画，明确了裂陷槽具有东西分带和南北分段的特征，裂陷槽控制了筇竹寺组优质页岩的沉积。裂陷槽东西向地貌整体控制筇竹寺组平面相带差异，裂陷槽南北向地貌控制了筇竹寺组厚度分布差异。

2.1.1 裂陷槽是筇竹寺组细粒沉积中心

裂陷槽控制地层展布，裂陷槽向北地层厚度显著增大。在灯影组沉积末期，受桐湾运动影响，德阳—安岳裂陷槽初具雏形，北部受侵蚀作用强，整体灯影组厚度呈北薄南厚特征（见图2a）。因此在后期麦地坪组和筇竹寺组沉积时期，整体在裂陷槽北段古地貌较低，南段古地貌较高，麦地坪组和筇竹寺组在裂陷槽北段沉积厚度大，发育广泛，南区地貌起伏，局部地层遭受剥蚀（见图2b、图2c）。
图2 四川盆地灯影组、麦地坪组、筇竹寺组厚度等值线图
裂陷槽区古地貌整体呈现东陡西缓、北低南高的格局。受裂陷槽沉积构造分异影响，麦地坪组—筇竹寺组厚度由槽内向槽外、由槽北向槽南逐渐减薄（见图3）。裂陷槽内地层沉积厚度大，均发育筇竹寺组和麦地坪组。在裂陷槽北段，整体古地貌较低，形成深水安静还原环境，有利于黑色页岩沉积，整体沉积较为稳定，地层厚度大，筇竹寺组厚度570~830 m，麦地坪组厚度35~205 m，筇竹寺组发育4套黑色页岩和4套粉砂质页岩。在裂陷槽南段，整体古地貌较高，筇竹寺组黑色页岩套数减少、厚度大幅减薄，宁208井筇竹寺组厚度仅251 m，麦地坪组厚度0~75 m。从槽内到槽外，槽内筇竹寺组厚度超过500 m，且底部发育厚层的麦地坪组；槽外筇竹寺组厚度薄于350 m，一般麦地坪组顶部遭受剥蚀，甚至局部地区遭受缺失（见图4）。
图3 德阳—安岳裂陷槽地震剖面解释图（剖面位置见图2）
图4 德阳—安岳裂陷槽南北向（a）和东西向（b）地层厚度连井图（b图据文献[17]修改，剖面位置见图2，KTH—无铀伽马，API）

2.1.2 裂陷槽是筇竹寺组黑色页岩沉积的最有利相带

裂陷槽控制相带及环境，槽内深水区最优。筇一2亚段沉积期，裂陷槽处于壮年期，此时沉积地层分布范围广，平面差异较大。本文重点针对裂陷槽中段筇竹寺组5小层沉积前古地貌特征和沉积微相开展了研究。基于层序地层和地球物理方法开展地震层位追踪，结合钻井地质特征，将裂陷槽划分为槽外高地、槽缘斜坡、槽内中心3个地貌单元（见图3）。裂陷槽中段整体也呈现东陡西缓特征，东侧存在“陡坎”，整体地貌和地层沉积变化快；西侧为缓坡，根据斜坡的坡度及地震响应特征可大致划分槽内中心和槽缘斜坡界限。筇竹寺组在筇二段沉积时期基本填平补齐，采用印模法，结合地震和实钻井筇一2亚段—筇二段厚度来反应筇一2亚段沉积前古地貌。整体槽内中心位于中江2井—高石17井一带，槽缘斜坡位于威201井—威页1H井，槽外高地位于金页1井一带。
以岩石学特征和测井相特征为基础，将研究区筇一2亚段裂陷槽沉积微相主要划分为深水泥棚相、深水泥质粉砂棚相。裂陷槽控制了古地貌的展布，进一步控制沉积微相的展布。裂陷槽中心位置主要分布深水泥棚相，裂陷槽边缘斜坡沉积微相主要为深水含粉砂质泥棚相，槽外高地主要为和深水泥质粉砂棚相（见图5）。
图5 筇竹寺组5小层古地貌与沉积微相平面分布图
槽内中心深水泥棚相主要发育黑色硅质页岩，常见水平层理，为强还原环境，U/Th值大于1.25；槽缘斜坡粉砂质泥棚相主要发育黑灰色（含）粉砂硅质页岩；槽外高地泥质粉砂棚相主要发育粉砂质页岩、泥质粉砂岩和粉砂岩（见图6）。
图6 研究区不同地貌单元筇竹寺组岩石特征对比图

（a）金石103井，3 463.97 m，槽外高地，岩心，灰色含粉砂质页岩；（b）威页1H井，4 320.78 m，槽缘斜坡，岩心，灰黑色页岩；（c）资201井，4 606.10 m，槽内中心，岩心，黑色页岩；（d）金石103井，3 463.97 m，槽外高地，镜下薄片，粉砂级颗粒为主，单偏光；（e）威页1H，4 320.98 m，镜下薄片，泥级—粉砂级颗粒为主，单偏光；（f）资201井，4 606.10 m，镜下薄片，泥级颗粒为主，单偏光

槽内和槽缘比槽外整体页岩颜色更深，颗粒更细小、还原条件也更好。槽内资201井岩心颜色深于槽缘威201井，前者黑色、灰黑色为主，粒径约15~20 μm，而后者以灰黑色为主，粒径约30~45 μm（见图6）。
裂陷槽内的古地貌控制了水体的氧化还原环境。利用U/Th值来指示筇竹寺组的氧化还原程度，以U/Th>1.25为强还原环境和U/Th<1.25为弱还原环境为标准[23]，明确了裂陷槽内筇竹寺组强还原环境段的分布特征（见图7）。强还原环境段主要集中于槽内，其中，资201井整体属于强还原环境，U/Th值整体大于1.25，最高为4.9；筇竹寺组整体强还原环境段累计厚度达151.5 m。高石17井强还原环境段累计厚度达115 m，且槽内还原程度远高于槽外。槽缘至槽外的威201井和金页1井氧化还原环境总体减弱，局部强还原环境有利于页岩沉积和有机质大量富集，在埋藏过程中也有利于有机质生烃。
图7 德阳—安岳裂陷槽中段强还原环境段连井剖面图（剖面位置见图5a）

2.2 乐山—龙女寺古隆起延缓页岩热演化进程

乐山—龙女寺古隆起自沧浪铺组沉积期初具雏形，加里东运动使裂陷槽中段抬升，裂陷槽西侧和东侧相连成为联合古隆起；海西早期最终定型，面积6.4×104 km2[14,24]。结合大量地震资料，对二叠纪沉积前乐山—龙女寺古隆起古构造进行精细刻画。鉴于古隆起范围较大，存在古隆起核部向外围变缓的过渡带，初步将海拔-1 800 m作为古隆起过渡边界（见图8）。基于此，研究古隆起热演化程度的控制作用。
图8 四川盆地乐山—龙女寺古隆起二叠纪前古构造图[17]

2.2.1 古隆起区筇竹寺组页岩热演化程度相对更低

乐山—龙女寺古隆起控制了筇竹寺组页岩的热演化程度，古隆起内部热成熟度相对低。热演化程度是页岩气资源评价中的关键参数之一。在成藏演化的过程中，随着埋深增加，页岩热演化程度逐渐提高，有机质裂解，生成页岩气。龙马溪组海相页岩气勘探开发实践表明，页岩热演化程度过高，生气停止、储层品质变差、储层含气性降低，因此，认为Ro>3.6%是海相页岩气勘探上限[9,25⇓ -27]。同时，干酪根芳族分子C-H键释放，形成以芳族分子间孔和气孔为主的有机孔，芳构化的有机质结构趋于致密有序，有机质出现石墨化的特征，导致含气量降低[28⇓-30]。
热成熟演化程度主要受到地层埋深和强压实作用影响。筇竹寺组海相页岩有机质缺乏镜质组，镜质组反射率等指标无法满足有机质成熟度评价的需要，有机碳的激光拉曼光谱参数，因不受镜质组反射率抑制程度的影响，适用于高—过成熟阶段的烃源岩研究[31]。故在本研究中使用激光拉曼光谱参数换算的镜质体反射率评价筇竹寺组页岩储层的成熟度。对古隆起不同构造部位的筇竹寺组页岩进行激光拉曼实验，分析结果表明，在古隆起内部，筇竹寺组页岩中江2井、高石17井的Ro值分别为3.28%和3.58%，主要为3.0%~3.6%，处于合适的热演化阶段。在古隆起外，德胜1井和YS106井页岩的Ro值分别为4.12%和4.20%，主要为3.5%~4.2%，激光拉曼光谱D峰与G峰的峰高趋于一致，进入变沥青（石墨化）阶段（见图9）。这一成熟度分布规律指示乐山—龙女寺古隆起对筇竹寺组页岩的热成熟度演化具有一定的控制作用，古隆起内部的地层始终位于古地貌高位，古埋深浅，压实作用强度较弱，因此筇竹寺组热成熟度适中，处于生气高峰期窗口。
图9 筇竹寺组激光拉曼测试结果（钻井位置见图8）

（a）中江2井，Ro=3.28%；（b）高石17井，Ro=3.57%；（c）德胜1井，Ro=4.12%；（d）YS106井，Ro=4.20%

2.2.2 古隆起区浅埋低熟页岩含气段呈高电阻特征

古隆起内部页岩电阻率高，古隆起外部电阻率明显降低。一般地，优质页岩储层表现为高电阻率和高含气饱和度特征，因此，可根据高电阻率页岩的分布特征确定有利页岩气勘探区域[32-33]。实钻井资料表明，电阻率展布规律与古隆起形貌高度耦合，位于古隆起内部的施探1井、中江2井、资4井等井电阻率均大于10 Ω·m，而在古隆起外的德胜1井、宫深1井存在极低的电阻率，电阻率常小于10 Ω·m（见图10a）。此外，根据以往川南五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发经验，10 Ω·m是页岩气能否实现商业开发的关键界限。在古隆起内部由于页岩整体古埋深较浅、成熟度更低，且在生油期和生气期处于高部位，有利于页岩气富集，整体含气饱和度较高，电阻率与埋深呈明显负相关关系，构造高部位整体电阻率较高、含气性好，古隆起内10 Ω·m对应界限为7 200 m；古隆起外经历持续深埋藏作用，整体温度压力高导致成熟度增大和含水饱和度增加，电阻率普遍低于10 Ω·m，10 Ω·m对应界限约为5 500 m（见图10b）。
图10 四川盆地筇竹寺组5小层电阻率与埋深的关系

2.3 槽-隆联合控制页岩气富集

2.3.1 槽隆背景下筇竹寺组页岩气成烃富集演化过程

前人针对五峰组—龙马溪组页岩气富集规律，提出了“二元富集”、“三控富集”、“三元富集”、“三因素控产”、“五性一体”、“源-盖控藏”等理论[34⇓⇓⇓⇓⇓⇓-41]，尽管不同理论存在一定的差异性，但是均强调构造演化、沉积、储层等对页岩气富集的影响。本文基于研究区构造背景，选取了过德阳—安岳裂陷槽北段—中段—南段的南北向主干剖面，通过岩心激光拉曼实测成熟度和盆地数值模拟恢复的成熟度结果，综合考虑德阳—安岳裂陷槽和乐山—龙女寺古隆起对筇竹寺组页岩油气富集影响，并对筇竹寺组沉积前及沉积后加里东古隆起期、烃源岩主要生油期、生气期和最大古埋深时期等多个关键时刻开展分析，恢复不同时期的油气运移过程，提出筇竹寺组“裂陷槽控沉积、古隆起控演化、槽-隆联控富集”的“槽-隆”页岩气富集规律，揭示德阳—安岳裂陷槽提供充足的沉积空间和物质基础，使得筇竹寺组页岩烃源丰富及生烃潜力大；乐山—龙女寺古隆起持续处于高部位，埋藏深度相对更浅，避免了筇竹寺组页岩过高热演化，使得储层品质优；槽—隆叠合区寒武系底界构造简单，无明显大断层，筇竹寺组地层压力系数主体在1.8以上，保存条件好，是最有利富集区带（见图11）。
图11 筇竹寺组油气富集演化过程及模式图

（Z2d—震旦系灯影组；—C 1m—寒武系麦地坪组；—C 1q—筇竹寺组；—C 1c—寒武系沧浪铺组；O3l—奥陶系临湘组；O3w—奥陶系五峰组；S—志留系；P1—下二叠统；P2—上二叠统；T1f—三叠系飞仙关组；T1j—三叠系嘉陵江组；T2l—雷口坡组；T3x—须家河组；J—侏罗系；K—白垩系）

早寒武世早期，全球海平面快速上升，四川盆地整体为克拉通背景下的半深水—深水陆棚，德阳—安岳裂陷槽的存在控制了下寒武统筇竹寺组的沉积（沉降）中心和生烃中心的发育。裂陷槽在桐湾二幕抬升运动结束后开始接受海侵，初期，由于相对海平面低，麦地坪组在裂陷槽中心沉积巨厚地层，且向槽外减薄， 可作为裂陷槽内筇竹寺组页岩气藏底部的封隔层。随后，相对海平面上升，裂陷槽内整体沉积环境优，为深水硅质泥棚相，沉积了厚度最大的筇竹寺组富有机质页岩，有利于优质页岩沉积。
晚寒武世—奥陶纪，裂陷槽内麦地坪组和筇竹寺组烃源岩进入生油窗，开始生成原油并沿着区域性不整合面向裂陷槽两侧的威远—资阳和高石梯—磨溪低隆起运移，并向灯影组、龙王庙组运移。
从晚奥陶世末期到志留纪，四川盆地进入加里东期构造旋回，盆地中部在挤压应力背景下开始隆升，形成乐山—龙女寺古隆起。位于低部位的德胜1井和中江2井同时向裂陷槽两侧和资201井所在的加里东古隆起供烃。南段德胜1井因古埋深较大等原因快速热演化达到高成熟甚至过成熟，因此成藏或要早于北段。
早二叠世至晚二叠世前，麦地坪组及筇竹寺组烃源岩热演化程度进一步增大，烃源岩生烃量持续增加。其中，除裂陷槽南段已达到高—过成熟阶段外，威远地区筇竹寺组烃源岩也达到高成熟阶段、进入大量生油期，威远—资阳地区大量捕获油气、古油藏规模增大。
二叠纪末到晚三叠世，四川盆地整体进入稳定沉降阶段，同时受晚二叠世峨眉山地幔柱的高热流影响，下寒武统烃源岩普遍快速进入中等成熟—高成熟阶段并正式进入大量生排烃阶段。乐山—龙女寺古隆起的两个高点资阳构造和高石梯—磨溪构造在前述几个构造期的基础上继续接受烃类的大量充注。同时，威远地区也已达到裂解生气的阶段，裂陷槽北段、中段及高石梯地区也进入生凝析油及湿气阶段。这一时期，加里东古隆起内部的筇竹寺组除了自生自储，并接受来自裂陷槽内烃源岩的油气供给，因此整个筇竹寺组内由于生烃作用广泛发育地层超压。
中晚三叠世—早白垩世，威远—高石梯—磨溪地区的构造格局未发生大幅度调整，资阳—威远的高点仍位于资阳，处于古构造南翼的斜坡带。随着侏罗系和白垩系的沉积，筇竹寺组埋深超过6 000 m，烃源岩持续热演化全面进入过成熟阶段并裂解生气。这一阶段，天然气大量生成过程形成的生烃膨胀作用使得天然气向外运移和扩散，直至筇竹寺组页岩地层普遍富集页岩气。裂陷槽南段（德胜1井）由于进入过成熟阶段较早，此时烃源岩已经达到裂解生气的极限而不再继续生烃，加之该区断裂的发育，可能对筇竹寺组古气藏的保存条件造成一定影响（见图8、图9）。
晚白垩世至今，四川盆地新生代以来遭受到强烈的北西—南东向挤压，构造抬升运动使得乐山—龙女寺古隆起核部的威远地区快速形成威远背斜，资阳地区则成为威远背斜的北翼斜坡的次级背斜，早期资阳构造聚集的天然气向构造高部位的威远背斜运聚，高石梯—磨溪地区的天然气则在原有的基础上发生局部调整。由于威远地区构造作用较为强烈，其整体隆升剥蚀量接近4 000 m，造成三叠系直接出露地表，盖层封盖能力大大降低；且这一时期形成切穿筇竹寺组的断层，致使天然气从灯影组开始发生泄漏和逸散，使得威远背斜自下而上整体压力系数较低，威201井现今已降为常压。因高石梯—磨溪构造调整幅度小，对超压和气藏保存条件影响均较小。早期威远—资阳埋深更大，烃源岩热演化速率高于高石梯—磨溪构造；而晚期构造隆升幅度和断裂条件造成裂陷槽东西侧页岩气的差异富集。
因此，“沉积条件好”、“热成熟度适中”、“稳定弱改造”是筇竹寺组规模富气的关键因素，“槽-隆”叠合区由于一直处于油气的运移路径上，储层发育良好，且总体构造稳定，具备最好的勘探潜力。

2.3.2 “槽-隆”共同控制储层发育

针对早期筇竹寺组过路井岩心，本研究使用高精度扫描电子显微镜和大面积高分辨率成像技术，对筇竹寺组有机孔、无机孔、有机缝、无机缝，进行精细定量评价，整体扫描精度4 nm。扫描结果表明筇竹寺组整体无机孔较有机孔更加发育，且孔径更大，叠合区整体压实作用更弱。叠合区持续处于高部位，构造相对稳定，成岩和后期构造作用较弱，孔隙结构整体较好，有机孔和无机孔均发育，页岩矿物颗粒以点接触和面接触为主，形成大量矿物粒间孔，孔隙性好。中江2井有机孔面孔率为0.71%，有机孔孔径为50~200 nm，无机孔面孔率为1.12%，无机孔孔径为0.1~4.0 μm；高石17井有机孔面孔率为1.13%，有机孔孔径为50~200 nm，无机孔面孔率为1.90%，无机孔孔径为0.1~4.0 μm。在叠合区边缘，成岩压实作用增强，矿物颗粒除面接触以外，发育凹凸接触关系，孔隙性比叠合区中心略有变差。威201井有机孔面孔率为0.43%，有机孔孔径为50~150 nm，无机孔面孔率为0.89%，无机孔孔径为0.08~3.50 μm。在叠合区外，由于持续深埋藏压实作用强，矿物颗粒以凹凸接触和缝合线接触为主，孔隙不发育，孔隙性差。宁208井有机孔面孔率为0.23%，有机孔孔径为50~120 nm，无机孔面孔率为0.56%，无机孔孔径为0.05~4.00 μm（见图12）。
图12 “槽-隆”叠合区内外成岩作用差异对比图

（a）中江2井，叠合区内，5小层，SEM；（b）高石17井，叠合区内，5小层，SEM；（c）威201井，叠合区边缘，5小层，SEM；（d）宁208井，叠合区外，5小层，SEM

在“槽-隆”控制下，叠合区筇竹寺组的储层品质最优，沿裂陷槽纵向自北向南孔隙度、总含气量和含气饱和度均体现为先增大后减小，沿古隆起方向自西向东孔隙度和总含气量同样表现为先增大后减小，在古隆起内部均有较高的含气饱和度。而各储层参数最高的几口筇竹寺组井均位于“槽-隆”叠合区内部。在叠合区内筇竹寺组各井储层孔隙度为3.0%~4.5%，总含气量为5~8 m3/t，含气饱和度大于70%；叠合区外孔隙度为1.5%~3.0%，总含气量为1.5~4.0 m3/t，含气饱和度小于70%，普遍优于叠合区外各井储层参数（见表1），显示出叠合区内筇竹寺组优越的储层条件。
表1 四川盆地筇竹寺组5小层储层测井参数对比表
构造位置 井名 TOC/
%		 孔隙度/
%		 总含气量/
(m3∙t-1)		 含气
饱和度/%
沿裂陷槽轴向 叠合区内 德探1 2.00 3.67 5.00 56.95
中江2 3.00 3.43 2.97 51.39
施探1 2.80 3.99 7.29 73.02
资阳1 2.70 4.39 7.49 71.35
资201 2.80 4.57 7.54 74.03
高石17 2.60 4.68 8.23 72.75
叠合区外 荣昌1 4.20 3.26 1.89 35.00
德胜1 2.70 3.15 1.77 25.00
昭103 2.00 3.64 1.69 54.87
沿古隆起轴向 叠合区内 威201 2.90 1.90 2.42 75.79
威207 2.50 3.33 4.49 74.65
宋探1 2.30 3.39 5.28 76.33
资阳1 2.70 4.39 7.49 71.35
资201 2.80 4.57 7.54 74.03
高石17 2.60 4.68 8.23 72.75
叠合区外 高石1 1.90 2.47 2.22 69.84
磨溪9 2.10 3.87 6.94 73.68
槽外隆外 五探1 2.30
楼探1 2.80
鹰探1 2.80

注：各井的构造位置见图11

叠合区以深水泥棚相和粉砂质泥棚相为主要沉积相，利于有机质富集，在叠合区内TOC值普遍大于2%，主要为富有机质黑色页岩，具备大规模生烃条件。并且在前文所提到古隆起内部有机质热演化程度较隆起外部低，电阻率高等特点，筇竹寺组页岩处于生气高峰期。同时，筇竹寺组的自身生烃作用使地层处于超压状态， 在无深大断裂的构造稳定叠合区内孔隙抗压实能力强，有利于页岩气自生自储。因此筇竹寺组整体储层参数条件好，具备形成大规模富气的优质页岩储集条件。

2.3.3 槽隆叠合区内筇竹寺组页岩气保存条件好

顶底板条件是页岩气保存条件的重要参考指标。顶底板为直接与含气页岩层段接触的上覆及下伏地层，其与页岩气层间的接触关系和其性质的好坏对含气页岩的保存条件非常关键[42-43]。
筇竹寺组顶部为相对致密的泥质粉砂岩或含泥灰岩，厚度较大，孔隙度和渗透率较低，可对下伏页岩气具有良好的封盖作用。上覆沧浪铺组岩性为石英质砂岩、黄色砂质页岩、绿灰色泥质砂岩、薄层石灰岩及泥晶白云岩，沧浪铺组泥晶白云岩相对致密[44]，厚度大，分布广，也可作为区域性顶板。
叠合区内，筇竹寺组底部发育灯影组和麦地坪组2套地层，麦地坪组岩性主要为硅质白云岩、含磷白云岩、磷块岩和含磷灰岩，岩性致密，对寒武系向灯影组储层供烃有阻隔作用，因而1小层含气量高达15 m3/t。叠合区边缘至叠合区外，大部分地区麦地坪组减薄或缺失，在威远背斜核部筇竹寺组与灯影组不整合接触，灯影组顶部为物性较好的古岩溶储层，烃类在浓度差影响下向底部散失，底板条件差，导致1小层含气量主体小于2 m3/t（见图13）。地球化学证据也显示，下伏地层灯影组气源来自筇竹寺组[8,45⇓ -47]，为典型的“上盖下渗”型储盖组合，不利于页岩气保存。因此，叠合区内主体压力系数大于2.0，整体超压富气，其主要原因为叠合区内顶底板条件好，为叠合区筇竹寺组页岩气提供了良好的保存条件。
图13 典型井总含气量直方图
综上所述，德阳—安岳裂陷槽与乐山—龙女寺古隆起叠合区沉积、储层、构造演化条件均较优，在沉积-生油-生气-调整期均有利于页岩气富集是最有利的勘探区带。

3 页岩气勘探前景

3.1 有利勘探靶区预测

3.1.1 有利区带划分

根据德阳—安岳裂陷槽与乐山—龙女寺古隆起的4种组合关系，即“槽隆叠合”“槽外隆内”“隆外槽内”和“槽外隆外”，结合筇竹寺组沉积环境、储层品质、保存条件，将四川盆地筇竹寺组划分为4大类6小类有利区带（见图14）。
图14 四川盆地筇竹寺组有利区带划分图
Ⅰ类区带：优选裂陷槽和古隆起叠合区为Ⅰ类区带，面积约2.3×104 km2。该区带沉积条件好、热演化成熟度适中，是四川盆地筇竹寺组最有利的勘探区带，区内典型井资201井孔隙度为4.8%，总含气量为7.5 m3/t。
Ⅱ类区带：龙马溪组的勘探实践表明，沉积环境好、有机质丰度高的页岩在成熟度过高情况下页岩含气性较差[27,48]，因而沉积条件好但储层品质不一定优，而热演化过高通常储层品质差。筇竹寺组在古隆起内整体成熟度适中、电阻率高和含气量高；古隆起外即使是裂陷槽内成熟度依然过高、电阻率低、含气性差。当仅考虑“槽”或“隆”的情况下，古隆起控制热演化作用比裂陷槽控制沉积更重要。因此，把裂陷槽外的古隆起区域划分为Ⅱ类区带，面积约2.0×104 km2。此外，裂陷槽西侧古隆起内筇竹寺组沉积厚度和储层品质优于东侧，因此将裂陷槽西侧古隆起划分为ⅡA区带，面积约1.2×104 km2；区带内典型井金石103井筇竹寺组厚度为365 m，孔隙度为3.8%，总含气量为5.5 m3/t，裂陷槽东侧古隆起划分为ⅡB区，区内典型井磨溪9井筇竹寺组厚度为252 m，孔隙度为3.5%，总含气量为4.5 m3/t。
Ⅲ类区带：参考Ⅱ类区带划分原则，把裂陷槽内的非古隆起区域划分为Ⅲ类区带。古隆起外持续深埋藏而成熟度过高，可能存在石墨化、低电阻和低含气性。裂陷槽内北段筇竹寺组埋深6 000~9 500 m，现有工程技术条件无法实施，南段筇竹寺组埋深较浅，4 000~6 500 m，因此把裂陷槽内南段划分为ⅢA区带，面积约1.8×104 km2。区内典型井荣昌1井筇竹寺组5小层埋深5 342 m，激光拉曼成熟度为3.80%，孔隙度为3.26%，总含气量为1.89 m3/t，德胜1井5 950 m激光拉曼成熟度为4.12%，展示该区带成熟度过高，储层品质较差；把裂陷槽内北段古隆起以外区域划分为ⅢB区带，该区筇竹寺组整体埋深超过7 500 m，存在过高成熟度和储层品质变差的风险。
Ⅳ类区带：把四川盆地裂陷槽和古隆起之外区域划分为Ⅳ类区带，主要位于四川盆地东部，筇竹寺组整体埋深大，超过6 500 m，面积约5.6×104 km2。区内典型井五探1、楼探1和鹰探1，埋深6 700~7 300 m，筇一2亚段页岩平均测井孔隙度分别为2.3%、2.8%和2.8%，体现出在原始沉积条件相对更差的页岩再经历深埋藏作用后，页岩物性明显变差，表明四川盆地非裂陷槽、非古隆起区域是勘探潜力相对最小的Ⅳ类有利区带。

3.1.2 甜点区划分与优选

筇竹寺组页岩段受裂陷槽控制，槽内主要发育深水陆棚相沉积，在水体深度大、还原性强的沉积环境下能够沉积大量的黑色细粒泥页岩，槽内页岩储层厚度普遍大于40 m。在槽内，由于古隆起持续隆升和处于相对高部位，巨厚的页岩储层有机质成熟度适中，具有更好的生烃演化的能力。综合考虑龙马溪组的甜点区优选经验及现有的钻井和储层改造工艺水平，将储层厚度、含气饱和度、埋深纳入到甜点区划分指标体系中。建立了筇竹寺组页岩气甜点区评价标准：①储层厚度大于10 m；②含气饱和度大于55%；③埋深小于5 500 m。根据不同储层厚度，裂陷槽中段细分5类甜点区（见图15）。优选5 500 m以浅有利甜点区面积8 200 km2，页岩气资源量为4.8×1012 m3。其中Ⅰ类甜点区位于“槽-隆”叠合区内且储层厚度大于30 m，面积4 400 km2；Ⅱ类甜点区位于叠合区内且储层厚度大于20 m，面积1 200 km2；Ⅲ类甜点区位于叠合区内且储层厚度大于10 m，面积1 400 km2；Ⅳ类甜点区位于“槽-隆”叠合区外（裂陷槽内非古隆起区域），储层厚度大于20 m，面积800 km2；Ⅴ类甜点区位于“槽-隆”叠合区外（裂陷槽内非古隆起区域），储层厚度大于10 m，含气饱和度大于55%，面积400 km2（见图15）。
图15 德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组5小层甜点区评价图

3.2 页岩气勘探实践及成效

3.2.1 勘探重大战略突破

应用“槽-隆”富集规律，在“槽-隆”叠合区内部署的资201井（见图1）和叠合区边缘部署的威页1H井落实下寒武统筇竹寺组页岩气勘探潜力。
资201井位于威远构造，筇竹寺组页岩Ⅰ+Ⅱ类储层连续厚度42 m，TOC值为2.8%，孔隙度为4.8%，总含气量为8.0 m3/t，脆性矿物含量为79.3%，垂深为4 608 m，水平段长1 800 m，靶体钻遇率100%，压裂改造29段共1 795 m，平均用液强度42.4 m3/m，平均加砂强度3.8 t/m，在13 mm油嘴、井口压力稳定47.8 MPa情况下获测试产量73.88×104 m3/d，是国内首次在寒武系4 500 m以深的页岩储层测试获得高产工业气流。该井于2023年6月11日投入生产，截至目前共生产约500 d，目前生产情况良好，套压41 MPa，首年平均日产气量11.22×104 m3，累产气5 800×104 m3，返排率33.6%，估算最终可采量（EUR）为2.1×108 m3。
威页1H井位于威远构造，筇竹寺组页岩Ⅰ+Ⅱ类储层连续厚度为18 m，TOC值为2.7%，孔隙度为3.7%，总含气量为6.3 m3/t，脆性矿物含量为67.5%，垂深4 332 m，水平段长1 800 m，靶体钻遇率100%，压裂改造29段共1 716 m，平均用液强度38.8 m3/m，平均加砂强度为3.9 t/m，计算测试产量为38.6×104 m3/d，取得了2023年四川盆地页岩气勘探新突破。该井于2023年5月9日投入生产，截至目前共生产约550 d，套压4.9 MPa，首年平均日产气量10.4×104 m3，累产气5 400×104 m3，返排率44.37%，目前生产情况较好，产气稳定，产液下降，压降速率较小，预测EUR值为1.36×108 m3。资201井和威页1H证实了“槽-隆”叠合区储层品质最优，有利于页岩气富集，证实了寒武系筇竹寺组深层页岩气巨大潜力。

3.2.2 推广应用与勘探成效

在筇竹寺组“槽-隆”富集规律的指引下，随着资201井和威页1H井取得新层系深层—超深层页岩气重大勘探突破，四川盆地页岩气勘探开发态势、方向和格局发生了重大转变。
首先勘探领域和重心由以龙马溪组单一层系为主，转变为龙马溪组和筇竹寺组并举，带动了四川盆地及周缘筇竹寺组页岩气研究热点及勘探开发热潮。中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）和中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）均加快了在四川盆地筇竹寺组页岩气勘探评价的节奏，将筇竹寺组作为增储上产的重要现实领域[17,49]。中国石油正按照“东西定带、南北定深、纵向定层”三定思路，分别评价不同沉积相带、不同埋藏深度、不同小层筇竹寺组页岩气勘探开发潜力，累计部署探井、评价井超20口，目前已取心的威218井位于ⅢA类区带，该井筇竹寺组5小层页岩储层厚7.5 m，平均TOC值为2.9%，平均孔隙度为3.5%，平均含水饱和度为38.2%，平均含气量为4.8 m3/t，电阻率为2.6 Ω·m，证实古隆起之外，页岩长期处于相对低部位、受持续深埋藏影响，整体热演化程度明显增加，孔隙度、电阻率、含气量明显降低，槽-隆叠合区边界更加落实。中国石化在“槽-隆”叠合区Ⅰ类区带部署的资阳2井（距资201井19 km）获测试产量125.7×104 m3/d，在ⅡA类区带部署的金页3井测试产量82.6×104 m3，再次证实“槽-隆”叠合区储层品质最优、含气性最好，是页岩气勘探开发最有利的区带。
其次，四川盆地页岩气勘探开发深度由聚焦中深层和深层转变为评价超深层。中国石油在“槽-隆”富集规律的指导下，坚定了超深层勘探评价的信心、落实了龙马溪组和上二叠统吴家坪组超深层勘探评价最有利的区带，近期均取得重大突破。龙马溪组泸州地区泸226井埋深4 563 m，测试产量52.1×104 m3/d、单井EUR值为1.42×108 m3。吴家坪组大页1井区大201井埋深4 560 m，测试产量56.27×104 m3/d。

3.3 面临的风险与挑战

在“槽-隆”叠合区内，筇竹寺组主要发育4套黑色页岩及4套粉砂质页岩，储层厚度大。黑色页岩与粉砂质页岩储层特征、储层发育主控因素及其差异有待进一步评价。针对多套储层叠置，筇竹寺组立体开发的潜力及技术政策有待进一步研究和试验。筇竹寺组为下寒武统老地层，槽内普遍埋深大，在页岩气勘探开发属于深层和超深层页岩气，在叠合区内富气的深度下限大，对工程技术提出了新的挑战。在钻井方面，超深层导致钻井过程中纵向为多压力系统、裸眼段长，深层—超深层水平井靶体段温度高，旋导适应性较差，钻井工具和工艺有待进一步攻关。在储层改造方面，高温高应力下岩石塑性状态明显增强，深层—超深层体积压裂工艺和复杂缝网形成规律尚需深化研究。

4 结论

通过对筇竹寺组构造演化和页岩气富集主控因素研究，明确德阳—安岳裂陷槽和乐山—龙女寺古隆起对筇竹寺组页岩气富集的控制作用，提出了“槽-隆”富集规律。
裂陷槽东西展布控制了沉积相带。槽内中心为深水泥棚相，槽缘斜坡主要为深水含粉砂质泥棚相，槽外高地主要为浅水粉砂棚相和深水泥质粉砂棚相；槽缘-槽内的深水陆棚位于深水缺氧环带，是黑色页岩最有利的沉积部位；裂陷槽南北展布特征控制了筇竹寺组沉积厚度，呈现“北低南高”特征。
古隆起控制了筇竹寺组页岩演化程度。古隆起导致筇竹寺组抬升，静岩压力和地温梯度相比隆起边缘有所降低，埋藏深度和压实作用减小，古隆起中心位置的页岩有机质热成熟度较低，石墨化特征不明显；受热成熟度和埋深共同控制，电阻率表现出古隆起中心位置高于古隆起外部位置，表明古隆起中心位置的筇竹寺页岩具有适中的热成熟度和埋深，具备良好的优质页岩储层条件。
“槽-隆”联合控制页岩气富集。筇竹寺组页岩气在叠合区大规模富集，具备了大面积富气条件。叠合区内“沉积条件好”、“热成熟度适中”、“稳定弱改造”，有利于筇竹寺组大规模生烃和富气。叠合区内有效孔隙度、含气性、TOC值和含气量均体现较好的现象。叠合区内纵向普遍发育4套储层，厚度大且品质优，叠合区外纵向发育1~3套储层，厚度较叠合区减薄，普遍薄于100 m；叠合区内主体压力系数大于2.0，整体超压富气，其因叠合区下部发育具有封底作用麦地坪组整合接触，上部为致密的黑色页岩和沧浪铺组做优质顶板，并且在叠合区内尚未发现深大断裂，构造条件相对简单为叠合区筇竹寺组页岩气提供良好的保存条件。
在“槽-隆”模式指导下，优选4类页岩气有利区带，叠合区是最有利区带。优选5 500 m以浅甜点区面积8 200 km2，资源量4.8×1012 m3。在叠合区内部和边缘部署的资201井和威页1H井均已获得重大战略突破，证实了“槽-隆”叠合区储层品质最优，最有利于页岩气富集，寒武系筇竹寺组深层—超深层页岩气潜力巨大。

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