四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式_郭彤楼

石油勘探与开发28 2014年2月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.41 No.1 文章编号：1000-0747(2014)01-0028-09 DOI: 10.11698/PED.2014.01.03四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式郭彤楼，张汉荣（中国石化勘探南方分公司）基金项目：国土资源部油气专项（2009GYXQ15-06）；中国石化油田部重大导向项目摘要：以四川盆地东南缘焦石坝构造龙马溪组页岩气田及邻区为例，探讨复杂构造区、高演化程度页岩层系成藏富集的关键控制因素。

焦石坝构造为经历多期构造运动改造的断背斜；龙马溪组页岩热演化程度高，R o值大于2.2%，下部发育厚35～45 m、TOC值大于2%的优质页岩层系；产层超压，地层压力系数为1.55，页岩气产量、压力稳定。

构造类型、构造演化及地球化学分析表明，龙马溪组存在多期生烃和天然气运聚过程，两组断裂体系与龙马溪组底部滑脱层的共同作用控制网状裂缝形成和超压的保持，是页岩气富集高产的关键，龙马溪组封闭的箱状体系保证了气藏的动态平衡。

焦石坝页岩气藏的高产富集模式为“阶梯运移、背斜汇聚、断-滑控缝、箱状成藏”；经历多期构造演化的复杂构造和高演化页岩层系发育区，要形成页岩气高产富集区，与常规气藏一样，需要有利的保存和构造条件。

图7表4参24关键词：焦石坝构造；龙马溪组；页岩气；焦页1井；网状裂缝；富集模式；箱状成藏中图分类号：TE122.1 文献标识码：AFormation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan BasinGuo Tonglou, Zhang Hanrong(Exploration Southern Company, Sinopec, Chengdu 610041, China)Abstract:The Silurian Longmaxi shale gas play in the Jiaoshiba structure in the southeast margin of the Sichuan Basin is studied to discuss the key control factors of shale gas enrichment in complex tectonic and high evolution zone. The Jiaoshiba structure is a faulted anticline which experienced multiphase tectonic movement. The Longmaxi Formation has high thermal evolution degree with R o more than 2.2%, and has a 35-45 meters thick high-quality shale (TOC > 2%) in its lower part. The reservoir is overpressure with a pressure coefficient of 1.55, and the shale gas production and pressure are stable. Structure type, evolution and geochemical analysis show that there are several stages of hydrocarbon generation, migration and accumulation in the Longmaxi Formation. The joint action of two groups (two stages) of fault systems and the detachment surface at the bottom of the Longmaxi Formation controls the development of reticular cracks and overpressure preservation, and it is the key to the shale gas accumulation and high yield. The closed box system in the Longmaxi Formation ensures the gas reservoir dynamic balance. The model of high yield and enrichment of the Jiaoshiba shale gas play is “ladder migration, anticline accumulation, fault–slip plane controlling fractures, and box shape reservoir”. Like in conventional gas plays, good preservation and tectonic conditions are also required to form high yield shale plays in areas which have complex structures, experienced multi-stage tectonic movement, and have high evolution shale.Key words:Jiaoshiba; Silurian Longmaxi Formation; shale gas; Jiaoye 1 well; reticular cracks; enrichment model; box reservoir0 引言中国近年来针对四川盆地及周缘地区志留系龙马溪组沉积相、储集层、保存条件、页岩气富集因素等方面开展了大量研究[1-9]，也加大了对页岩气的勘探开发力度，然而，经过近2～3年的勘探实践，仅在四川盆地南部地区取得实质性突破，其他地区勘探效果甚微。

原因在于过分强调了与美国页岩气地质条件的相似性和页岩气成藏的特殊性，而忽略了页岩气与常规气成藏的共性：对于多期构造演化与长期隆升剥蚀背景下的中国南方页岩层系，构造与保存条件是页岩气富集高产的首要条件，也是与美国页岩气地质条件的最大差异[10-11]。

近年来，针对四川盆地东南部龙马溪组的页岩气勘探成效不一。

盆地内部，自2012年11月焦页1井在龙马溪组试获高产工业气流以来，多口井在焦石坝构造连续试获高产工业气流，发现了焦石坝页岩气田；另外，钻探4 000～4 500 m深层的两口探井也见到良好油气显示。

盆地外部，多口井钻探均未取得显著油气发现，揭示了南方广大外围地区页岩气成藏的复杂2014年2月 郭彤楼 等：四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式 29性。

本文以四川盆地东南缘焦石坝构造龙马溪组页岩气田及邻区为例，探讨复杂构造区、高演化程度页岩层系成藏富集的关键控制因素。

1 焦石坝龙马溪组页岩气基本特征中国页岩气资源主要集中在南方古生界海相页岩，储集层具有构造改造强、地应力复杂、埋藏较深和地表条件复杂等特点。

焦石坝龙马溪组页岩气田位于四川盆地东部重庆市涪陵区焦石坝镇，处于北东向构造向近南北向构造转化的过渡部位（见图1a ）。

1.1 构造类型焦石坝构造位于四川盆地东部川东隔挡式褶皱带、盆地边界断裂齐岳山断裂以西，是万县复向斜内一个特殊的正向构造。

其特殊性表现在：与其两侧的北东向或近南北向狭窄高陡背斜不同，焦石坝构造为一个受北东向和近南北向两组断裂控制的轴向北东的菱形断背斜，以断隆、断凹与齐岳山断裂相隔（见图1c ）。

焦石坝构造主体变形较弱，上、下构造层形态基本一致，表现出似箱状断背斜形态，即顶部宽缓、地层倾角小、断层不发育，两翼陡倾、断层发育（见图1c ）。

图1 焦石坝页岩气田区域位置图1.2 沉积相晚奥陶世—早志留世，受多期构造作用的影响，形成黔中隆起、川中隆起、雪峰古隆起3个隆起夹持的向北开口的陆棚，早中奥陶世具有广海特征的海域转变为被隆起所围限的局限海域，形成了大面积低能、欠补偿、缺氧的沉积环境。

奥陶纪末和志留纪初，发生了两次全球性海侵，形成了焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩[9]。

焦石坝地区下志留统龙马溪组页岩层系从下向上依次由深水陆棚逐渐过渡为浅水陆棚沉积。

从海侵体系域到高位体系域，保持了长时间的深水缺氧环境，为有机质富集、保存提供了有利场所，沉积了岩性较30 石油勘探与开发・油气勘探Vol. 41 No.1单一、细粒、厚度大、分布广泛、富含生物化石的富有机质泥页岩。

龙马溪组上部主要为一套浅水陆棚相浅灰色、灰色泥岩，中部发育一套盆地边缘上斜坡相的灰色—深灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩，下部为一套深水陆棚相深灰色—黑色炭质泥页岩。

焦页1井等4口井钻探表明，焦石坝地区位于深水陆棚的沉积中心（见图2）。

黑色泥页岩主要发育于五峰组—龙马溪组下部，生物化石以底栖藻类、浮游笔石和硅质放射虫为主，其中笔石化石含量丰富，且局部富集成层；岩性以灰黑色、黑色炭质泥（页）岩为主，水平层理发育，厚度为35～45 m。

图2 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组优质泥页岩分布图1.3 地球化学特征龙马溪组高丰度烃源岩发育在龙马溪组下部，向上随着含砂量增大，TOC值迅速减小，干酪根类型主要为Ⅰ、Ⅱ1型。

以焦石坝地区焦页1井为例，龙马溪组—五峰组大致可分为3段：上部灰色泥质砂岩厚116 m，中部灰黑色粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩厚61 m，中上部砂质含量高，未进行有机碳含量分析；对下部89 m地层全部进行了取心，主要为含炭质硅质泥页岩，有机碳含量全部大于0.5%，平均TOC值为2.54%，TOC值大于2%的优质泥页岩厚38 m（平均TOC值为3.50%），R o值为2.20%～3.06%，有机质类型为Ⅰ型。

1.4 含气性焦页1井下部富有机质页岩层段现场岩心含气量测试为0.89～5.19 m3/t，平均2.96 m3/t，含气量与残余有机碳含量、脆性矿物含量呈明显的正相关关系。

焦石坝地区4口井钻探过程中，均在龙马溪组和五峰组钻遇良好油气显示，4口井总含气量大于 2.0 m3/t的页岩气层段厚度相近，最大为焦页C井，达42 m，平均含气量为2.88 m3/t；最小为焦页1井，厚38 m，平均含气量为2.96 m3/t（见表1）。

根据焦页1井、焦页A井、焦页B井、焦页C 井4口井现场实测含气量（解吸气含量），通过回归方程计算岩心实测过程中损失气量（游离气）（见表2）。