四川盆地下古生界海相页岩气近年来发展迅猛，目前盆地已探明规模最大的涪陵页岩气田，建成长宁—威远国家级页岩气示范区，创造了国内多个第一，引领和示范国内的页岩气勘探开发^[1-3]。海相页岩的成功勘探开发是否能复制到湖相页岩是一个值得思考的问题。中国大部分地区在三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系广泛发育着陆相富含有机质页岩，具有较好的页岩油气形成条件，资源潜力较大，并在泌阳凹陷、济阳坳陷、三塘湖盆地等地区陆相页岩油气勘探取得了重要进展，因此页岩油气的勘探引起了国内油公司的高度重视^[4-6]。中国陆相页岩油气受其形成地质背景的影响，在形成机理、形成条件、成藏特征、勘探开发关键技术等方面与北美地区存在较大的差异。湖相页岩是否具有商业开发的价值，其中一个核心问题就是形成页岩油气的有机碳含量下限是多少？本文借鉴国内海相页岩气研究思路和方法，在分析四川盆地湖相页岩地球化学特征的基础上，根据大量分析化验数据，并结合目前的勘探成果，综合分析其有机碳含量下限，旨在启发思考当前中国湖相页岩油气勘探开发中存在的问题，达到抛砖引玉的目的，推动湖相页岩油气的有序发展。

印支运动晚期，海水逐渐退出四川盆地，开始进入陆内红色盆地演化阶段。该时期侏罗系主要为冲积扇—半深湖相沉积体系，自下而上主要发育自流井组珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段、大安寨段、过渡层和凉高山组6套地层。其中自流井组大安寨段沉积时期湖盆规模最大，湖盆经历了扩展期—极盛期—收缩期一个完整的旋回。大安寨段岩性主要为深灰色和灰黑色泥页岩、灰色泥质灰岩、泥质粉砂岩及细砂岩，广泛发育淡水双壳类生物（介壳、叶肢介及介形虫）以及沉积大规模的介壳滩为大安寨段重要的沉积特征，大安寨段沉积时水体环境较为安静，黑色的富含有机质的泥页岩发育，并见黄铁矿分布^[7-9]。湖盆基底南坡缓北坡陡，不对称，根据岩性组合、电性、沉积旋回特征可将大安寨段从上而下划分为大一亚段、大一三亚段、大三亚段（图 1），纵向上岩性、岩相、电性特征具有不对称性；水进期介壳灰岩呈叠瓦式上超，水退期呈叠瓦式后退，两者在纵向上叠置；湖盆振荡导致湖水大范围的收缩与扩展，使介壳灰岩^[7-9]、页岩频繁间互或侧向接触。其中大一亚段、大三亚段主要发育滨—浅湖高能介壳滩体，为储层发育层段，大一三亚段主要发育浅湖—半深湖泥页岩，为烃源岩发育层位；平面上围绕湖盆沉降—沉积中心，划分为滨湖、滨—浅湖、浅湖—半深湖和半深湖4个环带状亚相区，由湖盆的中心向其周缘呈厚度逐渐减薄的环带状分布。

图 1

图 1 四川盆地侏罗系大安寨段地层综合柱状图

页岩的石英、碳酸盐和黏土等矿物组成不仅控制着页岩的储层特征，对页岩油气的后期改造也有重要的控制作用^[10-11]。大安寨段页岩以黑色、灰黑色页岩为主，普遍含丰富的瓣鳃、介形虫、叶肢介等水生生物化石及陆源高等植物化石碎片，黄铁矿呈分散状分布。在野外剖面常见到页岩呈片状分布，岩心搁置一段时间后页岩呈千层饼状（图 2）。大安寨段页岩中并不是非常纯的黏土质矿物，均含有一定比例的石英颗粒及钙质。根据薄片鉴定、X射线衍射成果，页岩储层的矿物组成分为黏土矿物和脆性矿物，黏土矿物含量为10.77%~62.4%，平均为34.73%；脆性矿物含量为37.6%~89.17%，平均为65.27%（图 3）。已商业开发的页岩层系，其脆性矿物含量要高于40%，黏土矿物含量小于30%，才有利于页岩储层改造，如Fort Worth盆地Barnett页岩硅质脆性矿物含量为40%~60%。大安寨段页岩脆性矿物含量高，且在野外和岩心上可发现页岩与介壳灰岩频繁互层，进一步增加了页岩储层的脆性矿物含量，这也使得页岩更易于压裂，进而利于页岩储层的改造和油气的产出。

图 2

图 2 四川盆地侏罗系大安寨段页岩野外、岩心照片

图 3

图 3 四川盆地侏罗系大安寨段页岩矿物组分直方图

有机碳含量（TOC）越高，页岩生烃潜力越大，吸附油气含量也越高，因此有机碳含量也是页岩油气重要的评价指标之一^[12-14]。受地质背景和沉积环境影响，四川盆地大安寨段湖相黑色页岩的有机质丰度较盆地下古生界海相黑色页岩低。根据盆地大安寨段618个岩心、野外样品分析，有机碳含量分布在0.1%~4.27%，平均为1.15%，91.40%的样品有机碳含量分布在小于2%的范围内，大于2%的样品仅占8.58%左右，其中65.96%的样品分布在0.5%~1.5%之间（图 4）。总体上有机碳含量具有盆地北部高于南部的特征，沉积微相与有机碳含量关系密切，半深湖泥有机碳含量最高，其次为浅湖泥、滨湖泥，层位上大一三亚段半深湖泥有机碳含量最高。

图 4

图 4 四川盆地侏罗系大安寨段有机碳含量频率直方图

有机质类型是决定泥页岩在成熟阶段生烃倾油、倾气性的重要因素。样品分析表明，大安寨段烃源岩有机质以壳质组为主，含量可达60%~80%，并以腐殖无定形体为主；其次是腐泥组和镜质组，含量一般在20%左右；惰质组含量相对较低，一般不到10%。通过类型指数计算，有机质类型多为Ⅱ₂型，仅有个别为Ⅱ₁型，极少量为Ⅲ型有机质。从岩石热解参数T_max—I_H关系图版上分析，干酪根总体为Ⅱ型，与显微组分分析结果基本一致。有机质的成熟度是反映其在地质历史时期生烃有效性及产物相态的重要参数，其处于生油窗内时有利于页岩油的形成，高于生油窗时为页岩气形成的有利条件。根据北美页岩油勘探经验，一般认为页岩干酪根镜质组反射率（R_o）在0.7%~1.1%时具有较好的页岩油勘探开发潜力，大于1.3%时具有较好的页岩气勘探开发潜力大安寨段页岩有机质R_o在平面上变化较大，总体看来主要分布在0.8%~1.4%之间，自南往北随着埋藏深度的增加R_o不断增加，绝大部分地区处于生油高峰期，川北地区大巴山前缘的仪陇—达州—通江一带有机质R_o一般大于1.3%，有机质热演化程度较高，处于生气阶段。

四川盆地侏罗系大安寨段半个多世纪的勘探开发对象主要为介壳灰岩，前人普遍认为介壳灰岩是主要的储集岩，对页岩的研究和认识程度较低。随着国内外页岩气勘探开发的不断深化，越来越重视到页岩这类特殊岩性的储集性能。实测页岩物性分析数据表明，页岩孔隙度为0.02%~5.92%，平均为1.9%，渗透率为0.084~9.79mD，平均为1.76mD，为典型的致密储层。根据已有的大安寨段泥页岩、介壳灰岩物性统计分析看，泥页岩物性好于介壳灰岩，储集性能相对较好（表 1）。页岩中发育的页理、裂缝及后期人工压裂造缝可大幅改善页岩储层的物性，使其具备开采价值。根据岩心、野外观察以及镜下薄片、场发射扫描电镜等分析手段综合分析，微米级以上的原生孔隙大部分已消失。宏观储集空间主要以裂缝为主，含少量溶蚀孔、洞；微观储集空间尺度较小，主要为微米—纳米级孔隙（图 5）。

表 1

表 1 四川盆地侏罗系大安寨段岩石物性统计表 岩性 样品个数 孔隙度/% 渗透率/mD 最大 最小 平均 最大 最小 平均 介壳灰岩 3810 6.92 0.13 1.06 111.102 0.057 1.06 页岩 57 5.92 0.02 1.90 9.79 0.084 1.76

表 1 四川盆地侏罗系大安寨段岩石物性统计表

图 5

图 5 四川盆地侏罗系大安寨段页岩典型储集空间照片 （a）有机质孔隙，G4井；（b）白云石粒内孔，PC1井；（c）伊/蒙混层基质孔，G4井；（d）页理缝，G4井；（e）构造缝上见溶蚀孔洞，X39井

页岩有机碳含量下限是页岩油气评价中的关键参数之一。北美，如美国、加拿大等页岩气大规模商业开发的地区，将页岩有机碳含量2%作为页岩气工业开采的下限。张金川基于美国海相页岩气勘探开发的经验，提出了海相页岩气分为远景区、有利区和核心（目标）区资源三级，页岩有机碳含量分别对应0.5%、1.5%、2.0%。四川盆地海相页岩气目前的主力产气区页岩有机碳含量普遍在1.5%以上。中国石化在东部断陷盆地建立了陆相页岩油气有利区、核心区的有机碳下限分别为1%、2%。不同地区、盆地页岩油气由于地质条件、工艺技术等存在差异，有机碳下限也不尽相同。四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩受周缘构造活动影响大，导致沉积相变化快，岩性变化频繁，黏土矿物含量变化大，岩性组合类型多样（互层、夹层），生烃条件、储集条件和脆性矿物类型差异大，非均质性强^[15-17]。大安寨段湖相页岩油气有机碳下限值是一个值得深入研究的科学问题，只有明确了页岩油气有机碳下限值，才能科学评估湖相页岩油气的勘探开发前景。

根据四川盆地近700个大安寨段页岩热解数据分析，有机碳含量（TOC）与热解游离烃（S₁）具有一定正相关关系（图 6）。可以将TOC与S₁交会图划分为3段^[18]：①稳定低值阶段，TOC < 0.7%，S₁ < 1mg/g，随着TOC的增加S₁基本不变，该阶段TOC低，生成的油气难以满足页岩自身残留的需要，这类页岩由于其油气量少且分散，以游离态分布于烃源岩孔隙中或吸附于有机质表面，难以被经济有效地开发，为无效资源。②显著增长阶段，0.7% < TOC < 1.5%，1 < S₁ < 2mg/g，随着TOC的增加S₁也随着增加，随着TOC的增加，页岩含油气量不断增大，有望成为有效的开发对象，为低效资源。③稳定高值阶段，TOC > 1.5%，S₁ > 2mg/g，随着TOC的增加S₁基本稳定在高值段不变，当TOC达到一定的临界值（这里为1.5%）时，所生成的油气量总体上已能够满足页岩各种形式的残留需要，丰度更高时页岩含油气量达到饱和，多余的油被排出。显然，这类页岩的含油量最为丰富，是近期页岩油气勘探最现实的对象，为富集资源（图 6）。

图 6

图 6 四川盆地侏罗系大安寨段TOC与S1关系图

当TOC值较低时，烃源岩生成的油主要用于满足自身有机质和矿物吸附及孔隙存留的需要，难以大量排出。但当TOC增大到一定值时，生成的油气在满足了烃源岩自身各种形式的存留需要后，开始大量排出。因此，排油量与TOC关系曲线的拐点所对应的TOC值即为优质烃源岩的下限。从前面的分析来看，这也应该是稳定高值阶段的起始点。综上所述，根据TOC与S₁的分段特征来看，可以初步将大安寨段湖相页岩油的有机碳含量下限定为1.5%。

近年来，中国石油、中国石化在四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩中开展了一定油气勘探工作，取得了一些新认识和新进展。中国石化在川北和川东地区大安寨段获得了页岩气，中国石油在金华和龙岗地区钻获了页岩油气流，勘探实践进一步证实了大安寨段湖相页岩良好的含油气性。

川中西北部的秋林地区，与壳牌合作区内的QL19井在大安寨段大一三亚段页岩中也获得了工业油流。秋林地区处于浅湖—半深湖沉积环境，页岩发育，厚度一般大于40m，有机质热演化程度适中，Ro一般介于1.0%~1.1%之间，处于生油高峰期。QL19井钻井过程中大一三亚段见到气测异常显示，总烃从23%增加到48%，点火，火炬高度为1~1.5m。完井后分别对大一三亚段页岩的下部和上部开展了两次压裂，其中下部页岩无产量，统计分析岩心平均TOC为1.33%，岩心孔隙度为3.5%；而上部页岩段测试最高日返排油量为7.2m³，最高日产气量为2336m³，获油气段岩心平均TOC为1.57%，岩心孔隙度为3.8%。因此该井油气测试成果进一步揭示页岩油气有机碳下限为1.5%。

龙岗地区位于四川盆地北部，该区处于大安寨段浅湖—半深湖沉积环境，页岩发育，厚度一般大于50m，有机质热演化程度较高，R_o一般大于1.3%，处于凝析油—湿气阶段。LQ2在钻井过程中大一三亚段页岩显示好，对7m厚的页岩单层测试获得了2659m³/d的天然气产量。如果按照水平井1000m折算，可以获得37.99×10⁴m³/d的天然气产能，这个产量基本与目前盆地长宁—威远地区下古生界海相页岩的天然气测试产能相当。从测试井段页岩TOC值来看，测试井段平均TOC为1.48%，但主要分布在1.5%以上（图 7），进一步支持了大安寨段页岩气有机碳含量下限为1.5%。

图 7

图 7 龙岗地区LQ2井大安寨段页岩单层测试成果图

综上所述，无论是从大量有机碳含量与热解参数S₁分析数据，还是大一三亚段单层测试结果与有机碳含量关系看，分析结果基本相同，四川盆地侏罗系大安寨段湖相页岩油气有机碳含量下限为1.5%。

页岩厚度是页岩油气稳产的基础，是页岩油气重要的评价指标之一^[19-26]。受内陆湖相沉积环境影响，盆地湖相优质页岩沉积微相空间变化较快，因此湖相优质页岩分布不如海相页岩稳定。纵向上优质页岩主要分布在大一三亚段，平面上湖相优质页岩具有环带状分布特征，其中厚度较大的地区位于川中蓬溪—南充—南部—仪陇一线，累计厚度普遍大于20m，页岩厚度以这一带为中心逐步往外递减、减薄、消失（图 8）。虽然埋藏深度不是发育页岩油气的决定因素，但其直接决定了页岩油气的勘探开发成本，从而决定了商业价值。大安寨段页岩埋藏深度总体具有南高北低、东高西低的特征，一般不超过3000m，基本与目前川南地区海相页岩规模效益开发的埋深相当，因此勘探开发成本较低，为商业开发奠定了基础。

图 8

图 8 四川盆地川中地区侏罗系大安寨段优质页岩厚度平面分布图

四川盆地侏罗系大安寨段沉积时期为侏罗纪一次较大规模的湖侵期，该时期为淡水湖相沉积，优质页岩主要发育在大安寨段中部的大一三亚段，沉积环境主要为浅湖—半深湖，岩性以黑色、灰黑色页岩与生物介壳灰岩不等厚互层为主，黄铁矿呈分散状分布，页理发育，该层系是目前埋藏深度较浅、页岩油气地质条件较好的层系之一。

大安寨段淡水湖相页岩有机碳含量分布在0.1%~4.27%之间，平均为1.15%，有机质类型主要为Ⅱ型，目前处于成熟—高成熟阶段的生油气高峰期，页岩物性较好，平均孔隙度为1.9%，平均渗透率为1.76mD，宏观储集空间主要以裂缝为主，含少量溶蚀孔、洞；微观储集空间尺度较小，主要为微米—纳米级孔隙。

根据大量的实验室热解参数S₁数据以及单层试油结果，初步明确了该区湖相页岩油气的有机碳下限为1.5%。根据该有机碳下限值，利用已有的钻井资料，精细刻画优质页岩空间展布特征，平面上优质页岩具有环带状分布特征，主要分布在蓬溪—南充—南部—仪陇一线。