顾忠安，郑荣才，王亮，梁西文

渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征研究

顾忠安1，郑荣才1，王亮2，梁西文3

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，甘肃酒泉735019；3.中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉430100）

通过露头剖面观察、钻井岩心描述、薄片鉴定、物性及有机地球化学分析等，对渝东涪陵地区大安寨段页岩储层特征进行了综合研究。结果表明，大安寨段页岩优质储层主要发育于半深湖—深湖亚相，岩石类型以页岩、粉砂质页岩、（含）生物碎屑页岩和钙质页岩为主；页岩储层原生孔隙在成岩作用过程中经压实、压溶和胶结作用后基本消失，但燕山晚期—喜山期发生的构造变形和破裂作用使其形成了一定数量的裂缝；成岩作用后期沿裂缝发育的溶蚀孔、洞和缝构成了页岩储层重要的储集空间和渗流通道，极大地改善了页岩储层的储集性能，属于典型的特低孔、低渗裂缝型储层；储层的分布主要受沉积相与裂缝发育程度的控制，半深湖—深湖亚相中富含有机质的厚层页岩为页岩气（油）的有利储层。

页岩储层；裂缝；储层特征；大安寨段；涪陵地区

0 引言

页岩气藏是由连续生物成因、热成因或生物-热成因形成的天然气藏，是一类近期受到国内外高度重视的非常规天然气藏［1-2］。与常规天然气藏不同，页岩气藏中的页岩既是烃源岩又是储集层；页岩气的赋存方式与常规天然气也有所不同，页岩气主要在天然裂缝和粒间孔隙中以游离方式存在，也可以在干酪根和黏土颗粒表面以吸附态或溶解态存在［1-2］；页岩气的富集成藏过程往往不存在或仅有很短距离的运移。由于页岩气藏中产气页岩分布范围广、厚度大、普遍含气但丰度低，因而页岩气的开发具有产量低，而寿命与生产周期均很长的特点。大安寨段是四川盆地原油生产的重要层位，也是油气勘探的重要目标，半个多世纪以来众多学者对其做了大量研究，提出了一系列理论，并取得了许多研究成果［3-7］，但在油气勘探开发实践中一直没有取得重大突破，其储层特征、控制因素与分布规律不清是制约油气勘探的关键原因。因此，了解有利储集相带、储层特征和发育规律，预测“甜心”位置已成为提高大安寨段油气藏勘探开发成功率的关键。笔者以大安寨段页岩气（油）已取得重要进展的渝东涪陵地区为例，综合露头剖面观察、钻井岩心描述、薄片鉴定、物性和有机地球化学分析等资料，分析涪陵地区大安寨段页岩储层特征、控制因素和分布规律，以期为涪陵地区乃至整个四川盆地大安寨段页岩气（油）勘探提供依据。

1 区域地质概况

根据构造变形特征，川东南梳状褶皱带可细分为川东高陡构造带和川东南低陡褶皱带［8］。涪陵地区位于川东高陡构造带中部，属于大断裂控制的以高陡背斜为主体的平行褶皱区（图1）。现今构造格局为北北东及北东向的隔挡式褶皱，背斜狭窄，背斜轴部与大断裂相伴生；向斜宽缓，叠加有南北向或东西向构造干扰，彼此斜接复合，融为一体。自西向东依次发育有华蓥山、铜锣峡、明月峡、方斗山和齐跃山等高陡背斜带，其间还有卧龙河和大池干井等次级低缓背斜带。除华蓥山背斜核部出露地层为寒武系外，其他背斜多以出露二叠系和三叠系地层为主，向斜核部多由侏罗系红层组成。由于地层挤压剧烈，地腹深处断层增多，背斜变尖增陡，甚至倒转，而向斜宽缓，为有利页岩气（油）成藏部位［2］。

图1 涪陵地区区域构造略图（据梁平、忠县、万州和垫江幅1∶20万区调报告）Fig.1 Regional tectonic map of Fuling area

图2 涪陵地区FY3-2井大安寨段沉积相柱状图Fig.2 Composite columnar section of Da’anzhai segment of FY3-2 well in Fuling area

2 地层及沉积相特征

2.1地层特征

涪陵地区下侏罗统自流井组大安寨段分布面积大，层位和岩性均很稳定（图2），厚度为80～120 m，现今埋藏深度为2 000～2 700 m。按岩性组合特征自上而下可划分为过渡层、大一、大二和大三共4个亚段［4-5］（图2），其中大三和大一亚段均以块状介壳灰岩和条带状泥质介壳灰岩为主，夹薄层微晶灰岩、泥灰岩和黑色页岩，局部夹粉—细砂岩，大三亚段厚度为10～20 m，大一亚段厚度为20～30 m，后者为研究区最重要的含油气层位［9-11］。大二亚段为大段高炭黑色页岩夹薄层状和条带状泥质介壳灰岩与泥灰岩组合，厚度为30～80 m，平均为43 m，不仅为研究区最重要的烃源岩发育层位［9-11］，而且兼具储层性质，为一同时具备页岩气（油）源、储、盖性质的层位；过渡层为灰绿与紫红等杂色页岩和粉砂岩薄互层组合，为直接的区域性致密盖层，厚度为10～40 m。目前已钻获商业性页岩气（油）的储层主要位于大一亚段中部和下部介壳灰岩与薄层黑色页岩的互层组合，因此大一亚段为涪陵地区大安寨段最重要的页岩气（油）成藏层位。

2.2沉积相特征

涪陵地区大安寨段为典型的碳酸盐岩淡水湖泊相沉积，该区是在淤塞的马鞍山段沉积期湖泊基础上，经稳定构造坳陷沉降而成，虽然继承了马鞍山段沉积期湖泊的古地理面貌，但大安寨段沉积期的湖侵范围更广，水体更深，并以广泛沉积淡水双壳类介壳灰岩与（含）泥质介壳灰岩为重要特征［3-7］。垂向上，大安寨段为一完整的湖侵-湖退沉积旋回（图2）；平面上，由湖岸到湖盆中心，依次发育有环形分布的滨湖、浅湖、湖坡和半深湖—深湖4个亚相带（图3）。与大安寨段页岩气（油）成藏关系密切的沉积相特点为：①主体发育于大二亚段湖坡和半深湖—深湖亚相的黑色页岩有机碳质量分数（TOC）一般为1.00%～2.16%，最高可达3.2%，以ⅡA型干酪根为主，其次为ⅠB型，类型好。页岩富含黄铁矿、菱铁矿、铁白云石和胶磷矿，其中黄铁矿和菱铁矿常呈局部富集的结核状和条带状产出，表明黑色页岩形成于氧化-还原界面之下较强还原环境，非常有利于有机质的保存和优质烃源岩的发育［10］；②无论是川东地区还是其他地区［9-11］，已钻获工业油气流的探井大多位于偏向半深湖方向的浅湖生物滩的滩缘和湖坡相带，勘探实践已证明这2种相带为最有利储层发育和成藏的部位，储层为薄—中层状含泥质介壳灰岩夹或与薄层黑色页岩的互层组合，而并非为质纯的厚层块状介壳灰岩。

图3 四川盆地大安寨段沉积期沉积相图Fig.3 The sedimentary facies distribution during Da’anzhai period in Sichuan Basin

3 大安寨段页岩储层特征

3.1储层岩石类型

涪陵地区大安寨段岩石类型以灰岩和页岩为主，部分为灰岩与页岩的过渡类型，含少量粉—细砂岩夹层。页岩气（油）主要聚集于灰岩夹页岩或二者的互层组合中，其中页岩类型较多，物质组分复杂。65块各类页岩样品的X射线衍射分析结果表明，除以伊利石为主的黏土矿物组分外，脆性矿物类型较多（表1），包括石英、方解石、白云石、斜长石、菱铁矿和黄铁矿等。按物质组分特征可细分为炭质页岩、（含）粉砂质页岩、生物碎屑页岩和钙质页岩（图版Ⅰ-1～Ⅰ-4）等，大多形成于低能稳定的半深湖—深湖环境。有意义的是，在脆性矿物含量普遍较高的大安寨段页岩中，局部微裂缝较发育，其中部分微裂缝被方解石充填，部分微裂缝呈开启状，总体具备良好的压裂改造条件；灰岩类型更多，包括很纯的厚层块状亮晶介壳灰岩、重结晶介壳灰岩、中—薄层状微晶介壳灰岩、薄层泥质介壳灰岩、微晶灰岩和泥灰岩等（图版Ⅰ-5～Ⅰ-9）。

表1 涪陵地区大安寨段页岩脆性矿物含量Table 1 The percentage of shale minerals of Da’anzhai segment in Fuling area

3.2储集空间类型

根据对研究区大安寨段页岩露头、岩心、薄片和扫描电镜的观察，发现储层的原生孔隙在强烈的压实、压溶和胶结等成岩作用过程中绝大部分已消失殆尽，可观察描述的储集空间主要为构造破裂作用形成的各类裂缝和深部热液沿各类裂缝溶蚀形成的针状溶孔、少量溶洞和溶蚀缝组合［12-13］。

3.2.1 裂缝

裂缝不仅是重要的储集空间，也是油气运移的通道。按成因特征，大安寨段页岩储层的裂缝可划分为成岩压裂缝、缝合线缝、构造裂缝和溶蚀缝（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）等成因类型［14-17］。

（1）成岩压裂缝

成岩压裂缝是指沉积物在成岩作用过程中产生的裂缝，按分布和成因差别可划分为介壳成岩压裂缝和基质成岩压裂缝［15］。其中介壳成岩压裂缝（图版Ⅰ-5）宽度一般为5 μm以下，多见于介壳内，呈层状分布，少数垂直于介壳壁，裂缝中多充填泥质或有机质而成为封闭缝，因此对储层物性的贡献有限；基质成岩压裂缝（图版Ⅰ-5）多分布于介壳与基质接触处和基质中，部分切割介壳，无固定的延伸方向，相互交错呈网格状，平行或斜交岩层层理发育，宽度为5～20 μm，常充填有泥质或残余沥青，此类裂缝虽然发育规模较小，但因连通性相对较好，对储层物性改善的贡献较大，更重要的是，由此类裂缝提供的力学薄弱面为后期构造裂缝的追踪叠加发育、深部热液溶蚀作用的进行和形成物性更好的溶蚀孔、洞与缝提供了条件［12-13］。

（2）缝合线缝

缝合线缝广泛发育于介壳灰岩中，多为水平缝或低角度缝，呈弯曲的锯齿状（图版Ⅰ-6、图版Ⅰ-8）、分叉状、网状以及辫状延伸。缝较宽，为0.1～3.0 mm，但被压溶残余泥、炭质完全充填而使缝合面紧闭，反映岩石曾经历过强烈的压实-压溶作用，对储层来说大多属于无效裂缝［17］。

（3）构造裂缝

构造裂缝是指在构造活动中，由于构造应力作用导致岩层破裂而形成的裂缝。研究区大安寨段构造裂缝按力学性质可划分为剪切缝和张性缝。其中剪切缝较常见，多为压扭性的低角度裂缝，一般较狭窄，在岩心中通常具有规则、平直、光滑、延伸长度大且常切穿颗粒或穿层发育等特征，裂缝面上常可见因剪切、挤压或扭动留下的擦痕与阶步等痕迹，裂缝两侧的颗粒有时还可见到小的错动现象等［16］；张性缝为高角度和直立裂缝，较少见，通常具有裂缝面不平整、粗糙、裂缝不规则开启、常不切穿颗粒、延伸不远及裂缝表面常被方解石充填等特征。

（4）溶蚀缝

酸性流体在沿破裂缝流动的过程中，可对裂缝两侧岩石产生溶蚀作用，使缝壁被溶蚀而形成溶蚀缝。沿溶蚀缝两侧基岩溶蚀则可进一步发育以溶孔和溶洞为主的次生孔隙，从而构成连通性很好的溶蚀孔、洞和缝系统。研究区的溶蚀缝主要为成岩压裂缝和构造裂缝在深部叠加热液溶蚀改造作用的产物［12-13］。因此，溶蚀缝常被热液方解石、有机质或沥青等物质充填。

3.2.2 溶孔和溶洞

溶孔和溶洞是在早期孔隙和裂缝的基础上，在埋藏成岩过程中经深部热液溶蚀扩大而成［12-13］，孔径介于0.01～2.00mm的为溶孔（图版Ⅰ-7），大于2 mm的为溶洞，常被沥青、泥质和亮晶胶结物充填。这些次生的溶孔和溶洞数量很少，但在大安寨段中均有分布，储集空间体积相对较大，与裂缝连通性好，能有效提高储层的孔渗性，因而也是重要的油气储集空间［11-14］。

3.2.3 晶间孔

晶间孔主要是指晶间孔隙在晶体再生长及成岩作用过程中未充填满的部分，主要见于介壳颗粒内和泥—微晶介壳灰岩（图版Ⅰ-9）以及充填裂缝的方解石脉中，呈断续状分布，连通性较差，部分被泥质充填。

综上所述，对研究区页岩储层贡献最大的是各类裂缝及沿裂缝溶蚀形成的各类溶蚀孔、洞和缝，其次为晶间孔、溶蚀微孔和微缝。

3.3储层物性特征

储层的孔隙度和渗透率是描述储层特征最重要的参数，但对于页岩气（油）藏，这2个储层参数仅适用于含有游离态天然气的孔隙，且由孔隙度大小直接控制着游离态天然气含量［1-2］。对研究区138块页岩样品的物性分析表明：孔隙度为0.02%～5.28%，平均为1.3%。其中50%的样品孔隙度小于1%，27%的样品孔隙度为1%～2%，仅23%的样品孔隙度大于2%（表2）；渗透率为0.057～1.071 mD，平均为0.244 mD，其中32%的样品渗透率小于0.1 mD，37%的样品渗透率为0.1～0.2 mD，仅31%的样品渗透率大于0.2 mD。上述实验分析结果表明，研究区大安寨段暗色页岩较致密，总体上属于特低孔、低渗储层。虽然研究区页岩储层孔隙度和渗透率均很低，但是裂缝的发育为各种孔隙的沟通提供了良好的通道，且兴隆101和福石1等井均已钻获高产页岩气（油）流。由此可见，裂缝对改善储层的渗透性作用明显，可使储层的渗透率大幅度提高［13-17］。灰岩的物性更差，平均孔隙度仅为1.14%，平均渗透率仅为0.352 mD，属于超低孔、超低渗致密储层，局部裂缝较发育，但仅发育一些物性较差的裂缝型储层。

表2 涪陵地区大安寨段页岩孔、渗特征统计表Table 2 The porosity and permeability of shales of Da’anzhai segment in Fuling area

3.4有机质类型、丰度和成熟度

54块页岩样品的TOC分析表明，研究区大安寨段页岩TOC为0.16%～2.16%，最高达3.2%，平均为0.78%。有33%的样品TOC低于页岩烃源岩TOC下限值（0.5%），其余部分大多数属于TOC为1.0%～2.0%的中等—较好烃源岩，其中以大二亚段的烃源岩平均TOC最高，可达1.7%，生烃能力最强。页岩烃源岩中的干酪根类型以转化率较高的ⅠB型和ⅡA型为主，干酪根的δ13C值主要为-28.58‰～-23.16‰，平均为-25.9‰，此特征与大二亚段主体为富有机质的半深湖—深湖亚相沉积特征吻合。需要指出的是，页岩薄互层的40块介壳灰岩样品中，有37块样品的TOC高于灰岩烃源岩TOC下限值（0.1%），其中24块样品的TOC大于0.25%，属于较好的碳酸盐岩烃源岩。由此可见，研究区大安寨段页岩与介壳灰岩薄互层组合中，灰岩的生烃潜力不容忽视。

大安寨段页岩17块样品的镜质体反射率（Ro）测量结果表明，Ro为1.10%～1.46%，平均为1.20%。由此可见，涪陵地区大面积分布的大安寨段页岩有机质热演化程度较适中，正处于向烃类化合物大量转化的高成熟—湿气阶段，具有很强的生、排烃能力，具备形成页岩气（油）资源的巨大潜力。

4 页岩储层影响因素

与常规气藏的储层不同，页岩气（油）藏中页岩既可以是烃源岩又可以是储层，还可以充当圈闭和盖层。页岩气（油）在页岩层中生成后，会在页岩中储集成藏，属于“连续型”聚集成藏［1-2］。页岩气（油）在页岩储层中主要以2种方式储集：①在天然裂缝和有效的大孔隙中以游离态储集；②在有机质或矿物固体颗粒表面以吸附态储集。游离和吸附态页岩气（油）的含量决定了其勘探生产价值，游离气的含量主要与构造保存条件密切相关，而吸附气含量的高低受TOC、温度和压力等因素的影响。综上所述，TOC、成岩作用、构造作用和热演化程度等均对页岩储层的发育起着至关重要的作用。

4.1TOC和沉积微相对储层的影响

页岩的矿物组分中，TOC的大小是影响页岩气（油）吸附能力的重要因素之一，而且其大小变化会使页岩的吸附能力发生数量级的变化。在相同的温度和压力条件下，TOC较高的页岩比TOC较低的页岩对页岩气（油）的吸附量明显偏高。TOC的大小在不同岩性和沉积环境中差别较大。研究区页岩类型较多，包括炭质页岩、粉砂质页岩、钙质页岩和生物介壳页岩等。数据分析表明，各类页岩中炭质页岩的TOC最高，平均值为1.7%。由于湖坡和半深湖—深湖是炭质页岩的主要沉积场所，具有厚度较大、层位稳定和分布范围较广等特点，因而也是最有利页岩气（油）储层发育的亚相，特别是湖坡亚相带的页岩还具有脆性矿物含量高的特点，利于进行压裂工程改造等。

图4 涪陵地区大安寨段储层的储集空间地质模型（据文献［19］修改）Fig.4 The reservoir space model of Da’anzhai segment in Fuling area

4.2成岩后生作用对储层的影响

涪陵地区大安寨段页岩储层的原生孔隙在压实、压溶和胶结作用下基本消失，现今页岩储层的储集空间以次生成因的各类裂缝、溶孔和溶洞为主［17-18］，在介壳灰岩与页岩薄互层组合中形成裂缝、溶孔、溶洞、微孔和微缝为一体的储集空间［19］（图4）。由于这些储集空间主要为压实、溶蚀和构造破裂作用的产物，在储层中的分布很不均一，致使储层具有很强的非均质性［20-21］。

4.3构造作用对页岩储层的影响

构造转折带、地应力相对集中带和褶皱-断裂发育带通常是页岩气（油）富集的重要场所。燕山晚期—喜山期发生的构造变形和破裂作用是使大安寨段地层发生破碎，形成较多的低角度（部分高角度）构造缝、少量直立构造缝和溶蚀缝的至关重要原因［12-19］。仅就现有的钻井裂缝统计资料来看，隆起（背斜）或坳陷（向斜）构造近轴部两侧裂缝的发育密度较其他部位均大一些，显然与构造轴部应力集中、两侧剖面剪切破裂作用相对较强有关，因而是构造裂缝相对发育和密度较高的部位，显示出构造作用影响页岩储层的发育［6，8，19］。

4.4热演化程度对页岩储层的影响

在低热演化阶段，页岩气（油）主要为生物化学气，首先吸附于有机质和岩石颗粒的表面，饱和后富余的页岩气（油）以游离相或溶解相进行运移［1］，当达到高—过成熟阶段，由于泥岩和页岩中残余沥青质和干酪根热裂解产气，生气膨胀使得页岩中压力不断升高，当超过岩石突破压力时，页岩内部就会产生大量的微裂缝，为页岩气（油）聚集提供了有利空间［2］。此外富余的页岩气（油）以游离相为主通过微裂缝向外运移聚集时，受周围致密页岩的遮蔽和圈闭，可形成大规模的商业性页岩气（油）藏［22-24］。

5 结论

（1）涪陵地区大安寨段页岩储层主要发育于低能的湖坡和半深湖—深湖亚相中，储层主要为薄—中层状（含）泥质介壳灰岩夹或与薄层黑色页岩的互层，并非为质纯的厚层块状介壳灰岩。

（2）涪陵地区大安寨段页岩储层的储集空间主要为裂缝和溶蚀孔、洞和缝，属于特低孔、低渗裂缝型储层，裂缝类型包括成岩压裂缝、缝合线缝、构造裂缝和溶蚀缝，各类裂缝具有继承性叠加发育和演化的特点，以构造裂缝为主。

（3）涪陵地区大安寨段构造裂缝在产状上以低角度缝为主，高角度缝为辅，裂缝多被方解石充填，少见未充填缝。

（4）涪陵地区大安寨段有利于形成页岩储层的层位和相带为大二亚段上部和大一亚段下部的浅湖生物滩的滩缘和湖坡相带，是各类裂缝和溶蚀作用继承性叠加发育的部位，应为今后勘探页岩气（油）藏的“甜心”位置。

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图版Ⅰ

（本文编辑：李在光）

Characteristics of shale reservoir of Da’anzhai segment in Fuling area,eastern Chongqing

GU Zhong’an1，ZHENG Rongcai1，WANG Liang2，LIANG Xiwen3
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Yumen Oilfield Company，Jiuquan，735019，Gansu，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Jianghan Oilfield Company，Sinopec，Wuhan 430100，China）

Based on outcrop observation,drilling core description,physical properties and organic geochemical analysis, this paper studied the shale reservoir characteristics of Da’anzhai segment in Fuling area.The results show that high quality shale reservoirs of Da’anzhai segment are mainly developed in the semi-deep lake-deep lake phase,and the shale rock types include shale,silty shale,（inclusive）bioclastic shale and calcareous shale.Primary pores in shale reservoir disappeared after the diagenesis of compaction,cementation and solution,but the tectonic deformation and fracturing in late Yanshan-Himalayan formed a certain number of cracks.The dissolved pores and holes developed along fractures in the late diagenetic stage constitute important reservoir space and seepage channel space of shale reservoirs,and greatly improved the reservoir properties.The shale reservoir in the study area belongs to typical ultralow porosity and low permeability fractured reservoirs.The reservoir distribution is mainly controlled by sedimentary facies and fracture extent.The thick shale rich in organic matter in semi-deep lake-deep lake phase is favorable reservoir for shale gas resources.

shale reservoir；fracture；reservoir characteristics；Da’anzhai segment；Fulingarea

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）02-0067-07

2013-12-08；

2014-01-20

国家重大科技专项“四川盆地岩性油气藏富集规律与目标评价”（编号：2011ZX05001-005）资助

顾忠安（1985-），男，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为沉积学。地址：（610059）四川省成都市二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：547055047@qq.com。