石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 1: 57 - 69

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240478

油气勘探

四川盆地寒武系筇竹寺组新类型页岩气形成机理与勘探突破

  • 郭彤楼 , 1 ,
  • 邓虎成 2 ,
  • 赵爽 1 ,
  • 魏力民 1 ,
  • 何建华 2
展开
  • 1 中国石化西南油气分公司，成都 610041
  • 2 成都理工大学，成都 610059

郭彤楼（1965-），男，江苏邳州人，博士，中国石油化工股份有限公司首席工程技术大师，教授级高级工程师，主要从事油气勘探研究与管理。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，中国石化西南油气分公司，邮政编码：610041。E-mail：

Office editor: 谷江锐

收稿日期: 2024-07-25

  修回日期: 2024-11-19

  网络出版日期: 2025-02-07

基金资助

中国石化重大科技项目“川西南筇竹寺组页岩气精细评价及目标优选”(P22081)

国家自然科学基金企业创新发展联合基金集成项目“三大盆地深层—超深层海相油气高效勘探开发基础研究”(U24B60001)

收起

Formation mechanisms and exploration breakthroughs of new type of shale gas in Cambrian Qiongzhusi Formation, Sichuan Basin, SW China

  • GUO Tonglou , 1 ,
  • DENG Hucheng 2 ,
  • ZHAO Shuang 1 ,
  • WEI Limin 1 ,
  • HE Jianhua 2
Expand
  • 1 Southwest Petroleum Branch, Sinopec, Chengdu 610041, China
  • 2 Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China

Received date: 2024-07-25

  Revised date: 2024-11-19

  Online published: 2025-02-07

Fold

摘要

基于四川盆地寒武系筇竹寺组页岩岩心、测井、地震和生产等资料，采用矿物扫描、有机与无机地球化学分析、突破压力及三轴力学测试等方法，开展筇竹寺组储层基本地质特征研究，分析筇竹寺组页岩气富集高产条件、页岩气形成机理和富集模式。研究表明：①深水富有机质和浅水低有机质两类粉砂质页岩都具有很好的含气性；②页岩脆性矿物组成具有长石、石英含量相当的特征；③页岩孔隙以无机质孔为主，有机质孔含量低，孔隙发育受长英质矿物与总有机碳含量（TOC）共同控制；④页岩有机质类型为Ⅰ型，成烃生物为藻类和疑源类，成熟度高，生烃潜力高；⑤深水相、浅水相页岩气分别具有原地和混合成气的特点。⑥筇竹寺组页岩气富集基本规律是“TOC控藏、无机质孔控富”，富集模式为以ZY2井为代表的富有机质页岩“三高一超”（高TOC、高长英质矿物含量、高无机质孔、地层超压）原地富集模式和以JS103井为代表的低有机质页岩“两高一中一低”（高长英质、高地层压力、中无机质孔、低TOC）原地+输导层富集模式，是有别于志留系龙马溪组的新类型页岩气。研究成果丰富了深层—超深层页岩气形成机理，部署的多口探井实现页岩气勘探重大突破。

关键词： 四川盆地; 寒武系; 筇竹寺组; 页岩气; 无机质孔; 长英质; 富集模式

本文引用格式

郭彤楼 , 邓虎成 , 赵爽 , 魏力民 , 何建华 . 四川盆地寒武系筇竹寺组新类型页岩气形成机理与勘探突破[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(1) : 57 -69 . DOI: 10.11698/PED.20240478

Abstract

The basic geological characteristics of the Qiongzhusi Formation reservoirs and conditions for shale gas enrichment and high-yield were studied by using methods such as mineral scanning, organic and inorganic geochemistry, breakthrough pressure and triaxial mechanics testing based on the core, logging, seismic and production data. (1) Both types of silty shale, rich in organic matter in deep water and low in organic matter in shallow water, have good gas bearing properties. (2) The brittle mineral composition of shale has the characteristic of equivalent content of feldspar and quartz. (3) The pores are mainly inorganic pores with a small amount of organic pores. Pore development primarily hinges on a synergy between felsic minerals and total organic carbon content (TOC). (4) Dominated by Type I organic matters, the hydrocarbon generating organisms are algae and acritarch, with high maturity and high hydrocarbon generation potential. (5) Deep- and shallow-water shale gas exhibit in-situ and mixed gas generation characteristics, respectively. (6) The basic law of shale gas enrichment in the Qiongzhusi Formation was proposed as “TOC controlled accumulation and inorganic pore controlled enrichment”, which includes the in-situ enrichment model of “three highs and one over” (high TOC, high felsic mineral content, high inorganic pore content, overpressured formation) for organic rich shale represented by Well ZY2, and the in-situ + carrier bed enrichment model of “two highs, one medium and one low” (high felsic content, high formation pressure, medium inorganic pore content, low TOC) for organic-poor shale gas represented by Well JS103. It is a new type of shale gas that is different from the Longmaxi Formation, enriching the formation mechanism of deep and ultra-deep shale gas. The deployment of multiple exploration wells has achieved significant breakthroughs in shale gas exploration.

Key words： Sichuan Basin; Cambrian; Qiongzhusi Formation; shale gas; inorganic pores; felsic; enrichment model

0 引言

2000年以来，非常规油气勘探开发进入快速发展阶段，带动传统的石油与天然气地质学理论发生了革命性进步[1]，也推动了四川盆地页岩气的快速发展。2012年涪陵页岩气田发现以来，截至2023年底，四川盆地先后发现9个志留系龙马溪组页岩气田，累计提交探明储量2.98×1012 m3，年产量约240×108 m3，已成为中国页岩气增储上产主阵地[2]。
中国页岩气的规模发现与商业开发主要集中在龙马溪组，与之同期展开勘探的寒武系筇竹寺组进展缓慢，仅在四川井研、威远与湖北宜昌等地区获得低产气流，表明筇竹寺组页岩在构造、沉积和成藏等特征方面与龙马溪组页岩具有显著差异[3⇓⇓-6]。2020年以来，受美国圣胡安盆地白垩系Mancos组海相页岩气和加拿大Pembina油田输导层型油气富集成藏[7]的启发，打破了只有富有机质页岩（如美国沃斯堡盆地密西西比系上统Barnett组、四川盆地龙马溪组）才能形成规模页岩气的传统认知，提出输导层型和夹层型的低有机质含量（简称低有机质）页岩也可以形成烃类规模富集的观点。鉴于研究区筇竹寺组富有机质页岩不发育这一实际情况，前期开展了筇竹寺组低有机质页岩基础地质条件、储层特征及形成条件等研究，转变了只在富有机质页岩中找寻页岩气的勘探思路，以乐山地区浅水低有机质粉砂质页岩为勘探目标，部署实施JS103井，首次取得筇竹寺组页岩气重大勘探突破[8]；在资阳地区针对深水富有机质粉砂质页岩部署ZY2井和Z201井，试气均获高产工业气流[9]，实现了多地、多井、多段、多类型页岩气的战略性突破。本文基于四川盆地寒武系筇竹寺组页岩岩心、测井、地震和生产等资料，采用矿物扫描、有机与无机地球化学分析、突破压力及三轴力学测试等方法，开展筇竹寺组储层基本地质特征研究，分析筇竹寺组页岩气富集高产条件、页岩气形成机理和富集模式，以期对筇竹寺组及类似地层下步勘探提供示范引领。

1 区域地质背景

在Rodinia超大陆裂解的板块背景下[10]，受兴凯地裂运动影响，组成超大陆部分的“古中国地台”在新元古代晚期—寒武纪早期发生了解体，形成了秦岭—天山等系列洋盆，并沿绵阳—长宁地区近南北向发育拉张槽[11]。中上扬子地块过渡地带（城口—鄂西一带）继承震旦纪形成的拉张槽深水沉积，与绵阳—长宁拉张槽共同形成了两槽夹一棚的沉积格局[12]。虽然拉张槽成因、发育时间和沉积充填特征等还有争议，但都认为该拉张构造活动控制着筇竹寺组的沉积（沉降）与生烃中心[13]。受全球海平面快速上升影响，上扬子地区普遍发育黑色页岩，是页岩气富集的物质基础[14⇓-16]。
陆棚背景上形成的棚—槽格局槽内外页岩沉积、储层和页岩气形成条件具有较大差异。从寒武系麦地坪组、筇竹寺组和沧浪铺组厚度来看，拉张槽具有南北深中部浅、西缓东陡的特征，拉张作用形成的断裂主要发育于槽东侧[17-18]。乐山井研地区位于拉张槽中段的西斜坡区，筇竹寺组主要发育浅水缓坡亚相低有机质粉砂质页岩（见图1），总有机碳含量（TOC）平均值为0.41%，厚度为320~380 m，主体埋深为3 200~4 000 m；资阳地区位于拉张槽槽内，主要发育深水缓坡亚相富有机质粉砂质页岩（见图1），TOC值大于1%，厚度为450~600 m，主体埋深为4 500~5 000 m。
图1 四川盆地及周缘筇竹寺组沉积期构造-沉积格局（a）、下寒武统筇竹寺组综合柱状图（b）和沧浪铺组顶拉平地震剖面（c）（GR—自然伽马；Rd—地层电阻率）
下寒武统筇竹寺组自下而上划分为筇竹寺组一段—筇竹寺组三段（简称筇一段—筇三段）共3段，纵向上分为4个旋回、3段13个小层[19]（见图1b）。其中，槽内资阳地区层序完整，槽缘井研地区缺失层序SQ1。旋回底部岩性均为黑色富有机质粉砂质页岩，向上渐变为低有机质粉砂质页岩或泥质粉砂岩。筇竹寺组下伏麦地坪组岩性为含磷白云岩，上覆沧浪铺组岩性为泥质粉砂岩。

2 筇竹寺组页岩基本地质特征

2.1 沉积环境

通过岩石学、古生物、测井相等特征的综合分析，认为四川盆地及其周缘寒武系筇竹寺组整体处于棚—槽沉积体系，划分为海槽相和陆棚相。井研和资阳地区均位于海槽相，可细分为浅水缓坡、深水缓坡、槽盆及陡坡等亚相。浅水缓坡和深水缓坡的沉积环境特征与浅水陆棚和深水陆棚具有相似性，因此，参照前人对筇竹寺组微相划分[20]，浅水缓坡亚相可进一步细分为3种微相：泥质浅水缓坡、砂泥质浅水缓坡和砂质浅水缓坡；深水缓坡亚相进一步细分为两种微相：砂泥质深水缓坡和泥质深水缓坡。
纵向上，槽缘井研地区由下至上表现为3个深水缓坡—浅水缓坡的海进—海退沉积序列，纵向上①-3、⑤、⑨号层为深水缓坡亚相海进体系域沉积，②—③、⑥—⑧、⑩—⑪号层为浅水缓坡亚相海退体系域沉积；槽内资阳地区发育4个深水缓坡为主的海进—海退沉积序列，纵向上①-1—⑩号层下部均为深水缓坡亚相，⑩号层上部至⑪号层为浅水缓坡亚相（见图1b）。横向上，井研地区主要为浅水缓坡亚相沉积，资阳地区主要为深水缓坡亚相沉积，分布稳定、厚度大。由槽缘向槽内岩石颜色逐渐由灰色变为黑色，粒度逐渐变细，深水缓坡亚相页岩厚度逐渐增大。

2.2 缓坡相页岩岩石学特征

筇竹寺组页岩以粉砂质页岩、黏土质—粉砂质页岩为主，少量钙质—粉砂质页岩和硅质页岩。脆性矿物平均含量为68%。深水—浅水缓坡亚相页岩中石英、长石含量差异不大，石英含量分别为37.25%、39.40%，长石含量分别为28.75%、30.20%（见图2）。黏土矿物中，浅水缓坡亚相页岩中绿泥石含量高，为73%，伊利石次之，约为25%，伊蒙混层占比低，为2%；深水缓坡亚相页岩以伊利石为主（53%~58%），绿泥石次之（33%~36%），伊蒙混层占比低（9%~11%）（见图2）。与龙马溪组相比，长石含量显著增高（龙马溪组2.6%~11.8%），黏土矿物含量（21.0%~25.6%）明显降低（龙马溪组28.8%~41.2%）（见图2）。总体来说，筇竹寺组页岩矿物组成具有长英质矿物含量高，黏土矿物、碳酸盐矿物及黄铁矿含量低，黏土矿物中绿泥石占比高的特征。
图2 寒武系筇竹寺组与志留系龙马溪组页岩岩石学特征对比图

2.3 缓坡相页岩生烃地球化学特征

筇竹寺组浅水缓坡亚相页岩TOC平均值为0.41%；深水缓坡亚相页岩TOC整体大于1%，平均值为1.81%，ZY2井⑤号层页岩TOC值高，平均值为2.92%，⑦号层页岩TOC值低，平均值为1.52%（见图3）。拉张槽内筇竹寺组深水、浅水缓坡亚相页岩TOC均低于龙马溪组陆棚亚相页岩。
图3 寒武系筇竹寺组与志留系龙马溪组页岩总有机碳含量、孔隙度和现场含气量对比图
筇竹寺组页岩干酪根δ13C值为−37‰~−31‰，有机质类型为Ⅰ型，成烃生物以藻类和疑源类为主，生烃母质好，生烃条件优越；龙马溪组有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型，干酪根δ13C值为−30‰~−27‰，成烃生物以底栖藻类为主，包括笔石、藻类、疑源类等[21]，二者成烃生物存在差异。依据激光拉曼法测试结果，筇竹寺组等效镜质体反射率（Ro）为3.30%~3.49%，龙马溪组Ro值为3.05%~3.09%，筇竹寺组有机质热成熟度略高于龙马溪组。

2.4 缓坡相页岩储层特征

2.4.1 储层物性和含气性

氦气孔隙度和脉冲渗透率分析表明，筇竹寺组页岩具有“中低孔、特低渗”的特点。浅水缓坡亚相页岩孔隙度平均值为3.32%；深水缓坡亚相页岩孔隙度整体大于4.00%，平均值为4.90%，其中ZY2井⑤号层页岩孔隙度最高，平均值为6.29%，⑦号层页岩孔隙度略低，平均值为4.73%（见图3）。筇竹寺组深水、浅水缓坡亚相页岩渗透率均较低，为（0.001~0.010）×10−3 μm2。
筇竹寺组浅水缓坡亚相页岩现场含气量测定，平均值为1.34 m3/t；深水缓坡亚相页岩现场含气量整体大于2 m3/t，平均值为2.98 m3/t，其中ZY2井⑤号层页岩现场含气量较高，平均值为4.05m3/t，⑦号层页岩现场含气量略低，平均值为2.62 m3/t。整体含气特征与龙马溪组相似（见图3）。筇竹寺组深水缓坡亚相和龙马溪组深水陆棚亚相页岩现场含气量相当；浅水缓坡亚相页岩现场含气量较低，其主要原因为无机质孔发育、游离气占比高、TOC较低、吸附气少。

2.4.2 储集空间类型

扫描电镜（SEM）孔隙表征结果表明，筇竹寺组页岩的沉积环境无论是深水缓坡亚相还是浅水缓坡亚相，其储集空间类型均以无机质孔为主，无机质孔主要为黏土与脆性矿物围限孔、残余粒间孔、长石溶蚀孔、黏土矿物晶间孔及微裂缝等（见图4），有机质孔较少。筇竹寺组深水相页岩有机质孔占比最高可达14.63%，浅水相页岩有机质孔占比低于5%。龙马溪组深水陆棚亚相页岩有机质孔占比高，以威荣气田为例，有机质孔最高可达60%，浅水陆棚亚相页岩有机质孔占比较小，为10%~25%[22]。因此筇竹寺组有机质孔占比显著低于龙马溪组。
图4 筇竹寺组页岩储集空间特征

（a）JS103井，3 371 m，⑦号层，残余粒间孔和钾长石发育粒内溶蚀孔；（b）JS103井，3 371 m，⑦号层，绿泥石集合体发育晶间孔，微裂缝；（c）JS103井，3 371 m，⑦号层，少量有机质孔；（d）ZY2井，4 637.51 m，⑦号层，残余粒间孔、微裂缝、钾长石发育粒内溶蚀孔；（e）ZY2井，4 637.51 m，⑦号层，有机质孔较发育；（f）ZY2井，4 637.51 m，⑦号层，绿泥石集合体发育晶间孔缝；（g）ZY2井，4 694.22 m，⑤号层，残余粒间孔和微裂缝，长石发育粒内溶蚀孔；（h）ZY2井，4 694.22 m，⑤号层，有机质孔发育；（i）ZY2井，4 719.23 m，④号层，片状绿泥石集合体分布，发育晶间孔缝

2.4.3 孔隙结构

高压压汞-N2-CO2吸附联合孔径表征研究表明，筇竹寺组深水、浅水缓坡亚相页岩孔径差异较大（见图5），浅水缓坡亚相页岩储层的孔径为9.3~226.0 nm，其中宏孔占比57.3%，介孔占比39.7%，微孔占比3.0%；深水缓坡亚相页岩储层的孔径为1.76~57.74 nm，介孔为主（占比82.3%），微孔次之（占比14.1%），宏孔占比小（占比3.6%）。槽缘宏孔占比（57.3%）高于槽内（3.6%）。
图5 深水、浅水缓坡亚相典型井页岩孔径和孔体积关系图
威荣气田深水陆棚亚相页岩介孔平均占比为53.7%，筇竹寺组槽内深水相页岩与龙马溪组深水相页岩都以介孔为主，但筇竹寺组介孔占比明显更高。

3 筇竹寺组页岩气富集高产条件

3.1 弱拉张环境奠定了页岩有机质富集的物质基础

在弱拉张构造动力背景下形成的绵阳—长宁拉张槽，提供了相对稳定的高可容纳空间和多物源输入，有利于脆性矿物、有机质的富集。现有资料表明，筇竹寺组页岩从浅水到深水各层段均存在含量相当的石英与长石，两者之和的平均值超过65%，最高达78%，有利于形成大量连通性较好的黏土-脆性矿物粒间孔。此外，通过Si-Al元素图版分析，槽缘井研地区硅质均为陆源，而槽内资阳地区页岩除了陆源硅以外，还含有少量生物硅（见图6a）。
图6 筇竹寺组石英成因与热液活动判别图
前寒武系基底拉张断裂为研究区热液活动创造了条件。①岩心观察及矿物扫描发现，筇竹寺组普遍含有金红石（见图6b），指示拉张槽可能存在热液活动；②Zn-Ni-Co三角图分析显示研究区热液活动显著，槽内资阳地区热液活动似乎更为强烈（见图6c），表明该区东侧断裂发育可能为其深部热液活动提供了良好通道；③井研地区检测出异常高的C29甾烷，在一定程度上指示拉张槽热液活动较为强烈（见图6d），C29甾烷为热液区双壳类Bathymodiolus septemdierum中甾醇经过还原作用后的主要成分[23]，梁狄刚等[24]认为下寒武统富含三芳甲藻甾烷与古生代海相疑源类的富集有关；④资阳深水相区U/Th值局部达到3.63，也是热水环境的反映。前人也提出了四川盆地筇竹寺组沉积期存在不同强度的海底热液活动[25-26]。
丰富的热液为藻类等低等海洋生物的发育贡献了丰沛的营养元素，为寒武纪生物大爆发奠定了物质基础，有助于筇竹寺组有机质的富集和生产力的提高[27]。筇竹寺组以Ⅰ型有机质为主，成烃生物主要为疑源类、浮游多细胞藻，具有正构烷烃主峰碳数小（C17—20），富氢组分高的特点[28]，相比龙马溪组（C21—27）成烃生物更低等。U/Th和生源钡含量两个参数分别表征氧化还原条件及古生产力[29-30]：槽内深水缓坡亚相页岩生源钡含量平均值为1 325.40 μg/g，U/Th值大于1.25，显示出极高的古生产力条件和强还原条件，强还原条件的水体有利于有机质的高效保存与大规模富集；槽缘古生产力条件相对较低，生源钡含量平均值为543.00 μg/g，水体偏氧化，U/Th平均值为0.34，表明浅水缓坡亚相页岩受水体偏氧化的影响，TOC值较低。对比龙马溪组页岩古生产力（深水陆棚相页岩，WD204H井，生源钡含量为980.73 μg/g，浅水陆棚相页岩，W201井，生源钡含量为361.33 μg/g）[31]，筇竹寺组页岩古生产力更高，表明在相近TOC下筇竹寺组页岩具有更好的生烃能力。

3.2 高无机质孔为页岩气富集提供主要储集空间

筇竹寺组与龙马溪组页岩储集空间发育机理完全不同，在相近的热演化程度下，龙马溪组有机质孔占比最高可达60%，筇竹寺组有机质孔仅占比5%~15%。
筇竹寺组页岩孔隙发育主要受长英质矿物与TOC共同控制，残余粒间孔和长石溶孔等两类无机质孔的大量存在为页岩气富集提供了充足的储集空间。石英、长石等脆性矿物大量发育能够增强抗压实能力而保留较多残余粒间孔，主要为黏土-脆性矿物粒间孔，页岩储层孔隙度具有随着黏土-脆性矿物粒间孔占比增加而增大的趋势（见图7a）。长石具有易溶蚀的特点，扫描电镜下见到了大量的长石溶蚀孔，有机质在生烃过程中伴生的有机酸络合Al3+，能够显著提高长石的溶蚀速率[32]，是筇竹寺组次生孔隙发育带最主要的建设性成岩作用。随着长石颗粒含量的增加，溶蚀孔面孔率随长石增多呈增大趋势（见图7b）。研究还发现浅水—深水缓坡亚相沉积溶蚀孔面孔率与TOC也具有较好的相关性（见图7c），槽内深水缓坡亚相页岩的溶蚀孔面孔率与TOC之间的相关性更高，这与高TOC含量在生烃过程中产生了更多有机酸造成更多长石溶蚀有关，总孔隙度与TOC也具有较好的相关性（见图7d）。因此，筇竹寺组页岩高TOC-高无机质孔的发育机理与龙马溪组页岩高TOC-高有机质孔的发育机理具有显著差异。
图7 页岩储层矿物含量、TOC和孔隙参数关系图

3.3 多套致密强胶结封隔体系为页岩气富集提供良好的保存条件

筇竹寺组顶底板岩性致密，厚度大，突破压力高，封闭性好，为页岩气富集提供了良好的保存条件。槽缘井研地区JS103井发育一套压力封隔系统，顶底板分别为⑨—⑪和④—⑥号层下部，为富钙强胶结层，岩性相对致密，突破压力高，均大于40 MPa，孔隙度低，均小于1.7%，且⑨—⑪号层富钙强胶结层削弱了上覆地层对孔隙的进一步压实破坏，也有助于维持中部储层段较高的物性和压力系统；⑦—⑧号层为压力封存段，突破压力低，小于30 MPa，孔隙度较高，主体大于3%（见图8a）。
图8 JS103井筇竹寺组页岩异常压力封存箱（Δt—声波时差）
对比龙马溪组（顶板突破压力为25~33 MPa，底板突破压力为21~42 MPa），筇竹寺组页岩气层段的顶底板具有较高突破压力、较低孔隙度，为页岩气富集提供了良好的保存条件。

3.4 长英质脆性矿物组构为储层缝网的形成创造了有利条件

筇竹寺组具有“两高一大”岩石力学特征：弹性模量高，平均值为38.4 GPa；泊松比略高，平均值为0.23；水平应力差较大，为13 MPa（见图9a）。国内外研究表明[33-34]，高弹性模量-高泊松比-大应力差不利于页岩复杂缝网的形成，但筇竹寺组页岩独特的长英质脆性矿物组构（矿物组分、层理-纹层结构），为复杂缝网的形成创造了有利条件。
图9 页岩应力-应变曲线与破裂形态图（岩样为柱塞样）

（a）筇竹寺组、龙马溪组页岩应力-应变曲线图；（b）筇竹寺组页岩拉张破裂形态；（c）筇竹寺组页岩抗压破裂形态

筇竹寺组页岩扫描电镜下可见大量纳米至微米级别天然微裂缝（见图4b、图4d、图4g），裂缝开度大于50 nm，其面孔率的贡献可达到1%。这些规模发育的微裂缝网络为页岩气的高效流动提供了通道。筇竹寺组页岩微裂缝发育，主要基于以下两个因素：①筇竹寺组沉积之后，井研和资阳地区经历多期构造应力的改造，为微裂缝的发育奠定基础；②筇竹寺组页岩石英、长石含量相当，具有矿物颗粒均一、混合分散的特征，特别是长石具有多个应力薄弱面，在多期不同方向构造作用下，更易在多种脆性矿物界面间和长石矿物内形成非均质应力而产生多次破裂，形成广泛发育的微裂缝网络系统。相比威荣页岩气田的龙马溪组页岩，筇竹寺组页岩脆性破裂能力更强。
同时，筇竹寺组页岩层理/纹层发育，在高水平应力差下，天然裂缝/层理发育，可开启不连续面，形成相对复杂的裂缝形态。筇竹寺组页岩抗拉实验表明：层理/纹层发育会导致抗张强度明显降低（层理/纹层岩心平均值为4.0 MPa、无纹层岩心平均值为11.7 MPa），岩样裂缝形态为多缝劈裂和工字缝劈裂（见图9b）。三轴抗压实验表明：筇竹寺组页岩易在层理/纹层影响下形成共轭剪切破坏和沿层理扩展等复杂裂缝形态（见图9c）。

4 页岩气形成机理和富集模式

4.1 页岩气形成机理及过程

基于上述影响页岩气富集高产的4个条件，结合页岩气成因类型、流体充注期次、沥青成因与生物标志指纹特征等研究，阐明这些因素是如何通过相互作用实现页岩气的富集与高产。

4.1.1 页岩气成因类型

筇竹寺组页岩气组分分析表明（见表1）：槽内—槽缘产出天然气均以甲烷为主，资阳地区较井研地区甲烷含量更高，非烃气体更少，干燥系数更高，演化程度更高。槽内—槽缘页岩气甲、乙、丙烷碳同位素组成具有δ13C1>δ13C2>δ13C3特点，表明均为原油裂解气和干酪根热裂解气混合成因。
表1 槽内与槽缘筇竹寺组页岩气组分与碳氢同位素组成
构造位置 井号 样品数 天然气组分含量/% 干燥系数 δ13C/‰ δ2H/‰
CH4 C2H6 C3H8 CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 CH4
槽缘 JSH1井 6 97.10~97.65
97.49		 0 .47~0.60
0.54		 0.02 0.70~0.95
0.77		 0.94~1.48
1.12		 0.993 7~0.995 0
0.994 3		 −36.63~−35.99
−36.42		 − 42.94 ~−42.35
−42.63		 −44.21~−42.30
−43.09		 −142.09~−135.35
−138.94
JS103井 7 96.96~97.47
97.29		 0.59~0.77
0.67		 0.03~0.06
0.04		 0.65~0.81
0.70		 1.00~1.57
1.21		 0.991 5~0.993 6
0.992 9		 −37.23~−36.39
−36.83		 −44.39~−43.12
−43.82		 −46.21~−45.53
−45.83		 −144.38~−135.12
−139.44
JY1井 9 96.38~99.13
97.71		 0.46~0.61
0.50		 0.02 0.40~2.26
1.12		 0~0.91
0.62		 0.993 7~0.995 4
0.994 8		 −37.40~−36.10
−36.79		 −42.90~−41.80
−42.37		 −44.37~−42.60
−43.58		 −142.94~−125.00
−135.47
JY3井 1 97.52 0.64 0.03 0.61 1.15 0.993 2 −37.05 −43.62 −45.71 −140.40
槽内 ZY2井 16 95.20~98.29
97.37		 0.21~0.39
0.29		 0 ~0.01
0		 0.62~2.11
1.11		 0.19~3.10
1.23		 0.996 0~0.997 8
0.997 0		 −34.74~−31.12
−32.64		 −38.21~−36.02
−37.36		 −143.25~−136.27
−138.59

注：分子为数值范围，分母为平均值

干酪根碳同位素组成分析表明：槽内资阳地区产出的页岩气δ13C1平均值为−32.6‰，δ13C2平均值为−37.4‰，与原地干酪根碳同位素组成相差不大（平均值为−34.0‰），表明槽内页岩气为原地自生自储，与龙马溪组页岩气特征类似。槽缘井研地区产出页岩气同位素δ13C1平均值为−36.7‰，δ13C2平均值为−42.8‰，不仅比槽内资阳地区轻，同时比原地有机质干酪根碳同位素组成（平均值为−30.9‰）更轻；槽缘地区异常轻的δ13C1说明，该区页岩气在地质历史时期有过一定距离的运移，产生了因扩散形成的同位素分馏效应，使得δ13C1较轻；δ2H均大于−190‰，主体为−144.38‰~−125.00‰，均为典型的海相热成因气，由此证明槽缘地区页岩气来源除了原地自生自储的以外，还有外源补给。

4.1.2 页岩储层流体包裹体特征

槽缘井研地区包裹体包括生油窗液态烃包裹体、沥青包裹体及生气窗含烃盐水包裹体，形态多以三角形、长条形及不规则形状等为主，其均一温度主频分布区间为100~115，115~145，145~175 ℃，其中均一温度145~175 ℃的含烃盐水包裹体有两个盐度，盐度较高的包裹体代表了燕山晚期构造流体活动，而低盐度包裹体代表喜马拉雅期快速抬升后遭遇的外界低盐度流体作用。槽内资阳地区以纯气包裹体与含烃盐水包裹体为主，均一温度主频分布区间为120~135，135~150 ℃，多以菱形、长条形和椭圆等规则形状为主。
结合盐度及槽内—槽缘单井埋藏史分析（见图10），槽缘井研地区筇竹寺组页岩经历了4期流体活动（加里东晚期、印支中晚期、燕山晚期和喜马拉雅早期），特别是在页岩顺层脉体中发现了含沥青的甲烷低温包裹体，由于加里东晚期井研地区烃源岩还未成熟，此沥青应为槽内生成的石油顺层运移后的残留。槽内资阳地区包裹体数据主要揭示了3期流体活动，由于喜马拉雅早期槽内保存条件好，构造变形相对较弱，未找到该期流体活动的包裹体证据。
图10 井研地区JY1井和资阳地区Z1井包裹体均一温度-盐度关系及其流体活动期次

—C—寒武系；O1m—下奥陶统湄潭组；S—志留系；D—泥盆系；C—石炭系；P—二叠系；T—三叠系；J2x—s—中侏罗统下沙溪庙组—上沙溪庙组；J3—上侏罗统；K—白垩系；E—古近系；N—新近系；Q—第四系

4.1.3 槽缘沥青成因与生物标志指纹特征

槽缘筇竹寺组沥青主要分为两类：一类沥青顺层分布，较为均质，与矿物边界清晰，白光下呈黑色—深灰色，荧光下为红褐色或黑色，激光拉曼反射率（2.31%~2.47%）略低的沥青；另一类沥青以充填物的形式存在于孔缝中，见明显的流动构造，或包裹自生矿物，白光下呈深灰、灰、亮白色，无荧光，激光拉曼反射率（2.89%~3.45%）略高。前者多为原位固体沥青[35]，仅在层内发生短距离迁移，统计表明该类沥青约占60%；后者多充填于储层孔隙和裂缝中预示着发生较长距离的迁移，该类沥青约占40%。
储层沥青和源岩中C27—29规则甾烷（ααα-20R构型）的相对含量分布特征具有生源指示意义，且受热成熟作用影响相对较小，因而更适合作为高演化页岩气来源分析的关键指标。槽缘井研地区筇竹寺组原地页岩有机质色谱质谱的C27—29规则甾烷为“V”型（见图11a）；筇竹寺组页岩裂缝和孔隙内沥青色谱-质谱的C27—29规则甾烷为“L”型，具有较高的C27甾烷优势（见图11b），与该区原地页岩有机质的色谱质谱生物标志指纹（“V”型）具有一定的差异，表明槽缘井研地区储层内油气具有混源的特征。研究认为槽缘储层段沥青生物标志指纹特征与原地有机质生物标志指纹特征具有60%相似性，表明本区沥青以自生自储为主。
图11 井研地区筇竹寺组页岩有机质和沥青的色谱-质谱图

4.2 页岩气富集模式

4.2.1 槽内原地富集模式

槽内资阳地区筇竹寺组发育了4套连续厚度大、TOC普遍大于2.0%的深水缓坡亚相富有机质页岩，为页岩气富集成藏奠定了雄厚的物质基础；槽内页岩黏土-脆性矿物粒间孔、长石溶蚀孔及微裂缝的发育，为页岩气富集提供了储集空间的同时，也提供了高效渗流网络；发育良好的顶底板、内部封隔层与稳定的构造环境，都为页岩气的富集提供了很好的保存条件，ZY2井⑤号层地层压力系数在2.0以上即是例证。页岩气生成和富集主要经历了3个时期：①加里东晚期，槽内低熟油生成，部分低成熟油在超压驱动下，沿页岩层向槽西缘（威远—井研一带）运移，运移路径上顺层层理缝可见油后沥青，与低温包裹体共生；沿高角度—垂直的走滑断裂系统向槽东缘（高磨地区）运移聚集，形成早期低熟油藏；②印支中晚期，槽内达到中高成熟（湿气）阶段，此时槽内原油大量生成页岩气，两侧天然气卸载通道仍然畅通，在超压驱动下，向两侧低势区运移；③燕山晚期，槽内达到高成熟—过成熟生干气阶段，此时由于页岩储层进一步压实胶结，以及东部断层活动停止，形成了相对较好的压力封存箱体，使得燕山晚期生成的干气能够在槽内大量滞留富集（超压），喜马拉雅早期页岩气藏调整较弱。据此建立了筇竹寺组深水相页岩气“三高一超”（高TOC、高长英质矿物含量、高无机质孔、地层超压）控制下的原地富集模式（见图12），高TOC保证了高生烃、高长英质矿物含量保障了高无机质孔和高脆性、高无机质孔保证了高游离气、超压提供了良好的保存条件，从而控制了页岩气的富集、高产和稳产。
图12 筇竹寺组页岩气富集模式

4.2.2 槽缘原地+输导层富集模式

槽缘井研地区以浅水缓坡亚相粉砂质页岩（⑦—⑧号层）沉积为主，虽然现今残余有机碳含量低，但仍有一半以上TOC值为0.5%~1.0%，具备一定的生烃能力，低演化程度的油前沥青代表了原地生烃，并优先充注于⑦—⑧号层粉砂质页岩中。⑦号层为无机质孔相对发育的高渗层、微裂缝段，构成了槽内、槽缘间筇竹寺组页岩气输导层；早期形成的顺层的、孔隙内的沥青，证明⑦号层是早期槽内向槽缘油气运移的通道，后期裂解提供气源，也是槽内高熟页岩气运移的通道和储集场所。⑦—⑧号层上下的粉砂质页岩均为低孔渗层，为页岩气富集提供良好的纵向封存条件；遇到良好的侧向封堵，页岩气就会聚集成藏，本区以原油裂解气+高成熟—过成熟干酪根裂解气富集为主即为例证。据此建立了筇竹寺组浅水相页岩气“原地+输导层富集”模式，表现为“两高一中一低”（高长英质、高地层压力、中无机质孔、低TOC）（见图12）。
从周边深水陆棚相筇竹寺组岩石矿物组成来看，筇竹寺组、龙马溪组相差不大。只是近物源的拉张槽区，筇竹寺组页岩气成藏与龙马溪组相比，有3点显著不同：一是长石含量更高，无机质孔、微裂缝为主；二是相同TOC生烃潜力更大；三是原地与运移相结合，多类型成藏。筇竹寺组页岩气成藏在深浅水区表现为TOC的差异，深水区TOC高，生烃潜力大，有机质孔相对更发育（占比14.63%），增加了页岩孔隙度；浅水区TOC低，有机质孔发育低（占比5%），无机质孔相对发育的⑦号层，形成了相对优势运移通道，成为槽内页岩气向槽缘运移的输导层和储集体。因此，从主控的角度看，筇竹寺组的成藏在良好保存条件下可以概括为“TOC控藏、无机质孔控富”，TOC控制生烃能力，有机质孔起着沟通链接无机质孔的作用；无机质孔富含游离气，孔隙大小、裂缝多少决定了页岩气的富集程度。

5 重大勘探突破

研究区筇竹寺组已钻探老井的回顾性评价表明，井研地区低TOC粉砂质页岩段油气显示、孔隙度相对较好，具有原地和运移成藏的条件，遂部署实施了JS103井，测试获得日产气25.86×104 m3，首次在筇竹寺组取得页岩气商业突破。经过一年多的试采，表现出“中等返排率、中等开井压力、高单位井口压降产气量、中等液气比、强稳产能力”的动态特征，生产阶段开井压力为25~40 MPa，日产气（6~8）×104 m3，单位井口压降产气量150×104 m3/MPa以上，预测稳产期可达3年。同时，部署评价井JY3井，测试获82.6×104 m3/d高产页岩气，证实了低TOC粉砂质页岩也具有良好的勘探开发潜力。
老井复查还显示，过去针对富有机质页岩勘探之所以不成功，一是认为井研地区埋藏浅但厚度太薄；二是认为资阳地区厚度大但埋藏太深。尽管资阳地区埋深接近5 000 m，但石英、长石含量高，无机质孔发育，压裂改造可形成有效缝网，遂部署ZY2井，测试获125.7×104 m3/d高产页岩气，试采表现出“低返排率、高开井压力、高单位井口压降产气量、低液气比、强稳产能力”的动态特征，生产阶段开井压力高达73.6 MPa，日产气（14~15）×104 m3，井口压力的压降速度为0.04 MPa/d，单位井口压降产气量300×104 m3/MPa以上，预测稳产期3年以上。
与深层龙马溪组页岩气相比，ZY2井筇竹寺组页岩气弹性产率为深层龙马溪组的2~5倍，单井预测可采储量为深层龙马溪组的1.5~5.0倍，生产效果显著优于深层龙马溪组页岩气，是一种新类型页岩气，是龙马溪组之后又一具备规模增储上产页岩层系。

6 结论

构造-沉积背景与多期构造应力改造的有机耦合，为超深层页岩气的大规模形成和富集提供了关键构造和保存条件，是筇竹寺组页岩气高产稳产的基础。
受绵阳—长宁拉张槽的构造-沉积格局控制，筇竹寺组以粉砂质页岩为主，长英质矿物含量高；TOC发育和分布范围受相带控制；储集空间中无机质孔占比高，残余粒间孔和长石溶蚀孔大量发育，其孔隙大小、裂缝多少决定了页岩气的富集程度；有机质孔占比低，起着沟通链接无机质孔的作用。
筇竹寺组页岩具有良好的页岩气形成条件，拉张背景、热水环境以及生烃高效的藻类为页岩气富集奠定了物质基础；长英质脆性矿物组构为无机质孔发育和复杂缝网的形成提供了重要条件；多套致密强胶结的压力封隔层提供了良好的保存条件。
筇竹寺组页岩气发育“原地富集和原地+输导层富集”两种模式，高无机质孔、高长英质和层内运移是其主要特点，表现为TOC控藏、无机质孔控富，从富集、成藏到生产特征都与龙马溪组不同，是一种新类型页岩气。
筇竹寺组新类型页岩气重大突破是勘探思路转变和工程技术进步的结果，槽内—槽缘两类页岩气均具有广泛的勘探前景，拓展了勘探空间，是四川盆地页岩气勘探开发的重要接替领域。

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DOI

LIU Bo, WANG Liu, FU Xiaofei, et al.. Identification, evolution and geological indications of solid bitumen in shales: A case study of the first member of Cretaceous Qingshankou Formation in Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(6): 1173-1184.

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