四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式.pdf

中 国 石 油 勘 探CHINA PETROLEUM EXPLORATION2024 年 1 月第 29 卷第 1 期四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式何骁1 梁峰2,3 李海1 郑马嘉1 赵群2,3 刘勇1 刘文平1（1中国石油西南油气田公司；2中国石油勘探开发研究院；3国家能源页岩气研发（实验）中心）摘要：多年来下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发进展缓慢，资 201 井获高产气流大大增加了该套页岩气规模商业化开发的信心，不同区域及层段富集规律差异及下一步勘探开发方向是筇竹寺组页岩开发面临的首要问题。以四川盆地 57 口钻井资料为基础，对多口重点井的古生物、沉积、储层等特征进行分析，详细剖析资 201 井的部署理论依据、筇竹寺组页岩气富集条件及下一步勘探开发方向。从地层研究入手，建立了筇竹寺组地层划分标准，明确筇竹寺组主体发育 4 套深水陆棚相的富有机质页岩（至号层段），其分布受裂陷槽发育控制，裂陷槽内厚度最大。分析了页岩储层发育特征，指出储层压力、孔隙度、含气饱和度从下向上、从裂陷槽外到内呈现增大趋势，储层超压对页岩孔隙保存起到重要作用；基于此结合保存条件等建立了“多层异相、超压保孔”的页岩气超压差异富集模式，指出远离散失通道的超压孔隙发育区（层段）是页岩气富集有利区（层段）。文章指出资 201 井及周边是未来筇竹寺组页岩气增储上产的主要区域，资源量为 8.061012m3；川西地区具有相当的开发潜力，资源量为 0.721012m3；川南长宁及黔北一带受石墨化及构造活动影响，以寻找远离风化壳及地表露头的超压孔隙发育区为主。关键词：四川盆地；筇竹寺组；页岩展布；主控因素；富集模式；前景展望中图分类号：TE112 文献标识码：A DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.011 Breakthrough and enrichment mode of marine shale gas in the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in high-yield wells in Sichuan BasinHe Xiao1,Liang Feng2,3,Li Hai1,Zheng Majia1,Zhao Qun2,3,Liu Yong1,Liu Wenping1(1 PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company;2 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development;3 National Energy Shale Gas R&D(Experiment)Center )Abstract:Small progress has been made in the exploration and development of shale gas in the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation over the years.The high-yield gas flow in Well Zi 201 has greatly increased confidence in the large-scale and commercial development of shale gas in Qiongzhusi Formation.The different enrichment laws in various areas and layers and the optimal selection of favorable areas are the primary problems to be solved for shale gas development.Based on the analysis of paleontology,sedimentary facies,and reservoirs in 57 wells in Sichuan Basin,the theoretical basis for the deployment of Well Zi 201 and enrichment conditions of shale gas in Qiongzhusi Formation are analyzed in detail,and the 基金项目：中国石油天然气股份有限公司前瞻性基础性科技项目“海相页岩气勘探开发技术研究”（2021DJ1904）。第一作者简介：何骁（1969-），男，四川南充人，本科，2006 年毕业于中国石油大学（华东），教授级高级工程师，主要从事常规和非常规油气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 1 号，邮政编码：610051。E-mail:通信作者简介：梁峰（1982-），男，河北唐山人，博士，2018 年毕业于中国矿业大学，高级工程师，主要从事非常规油气的勘探与开发评价工作。地址：北京市海淀区学院路 20 号，邮政编码：100083。E-mail：L收稿日期：2023-05-22；修改日期：2023-10-31引用：何骁,梁峰,李海,等四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式 J.中国石油勘探,2024,29(1):142-155.He Xiao,Liang Feng,Li Hai,et al.Breakthrough and enrichment mode of marine shale gas in the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in high-yield wells in Sichuan BasinJ.China Petroleum Exploration,2024,29(1):142-155.何骁等：四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式143第 1 期0 引言下寒武统筇竹寺组页岩与上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组页岩均属海相沉积，具有相似的特点，如厚度大、分布稳定、有机质含量高、成熟度高 等1-14，是我国页岩气资源潜力最大的层系之一。但由于筇竹寺组层系地层较老，孔隙度偏低，在对该套层系 10 余年的勘探过程中多数地区的产气效果不理想，并未实现规模商业化的开发。早些年，威远背斜及周边、鄂西等地区发现了一些具有工业潜力的页岩气井，如威远背斜及周边地区的威 201-H3 井获 2.83104m3/d 的测试产量15-16，金页 1HF 井获8104m3/d 测试产量17，鄂西地区宜页 1 井产气量为 6.02104m3/d18，但由于产量较低或稳产能力较差，并未实现商业突破，而其他地区钻井多以微气为主。2023 年 4 月 8 日，威远背斜东北翼的裂陷槽内部署的资 201 井取得重大突破，该井测试产量达73.88104m3/d，是中国针对新层系测试产量最高的页岩气井，该井的突破预示着资源潜力巨大的筇竹寺组页岩具有获得高产页岩气流及规模上产的条件。该井的突破恰逢泸州深层龙马溪组页岩气上产的瓶颈期，对中国页岩气的上产及产业未来的发展意义重大。四川盆地及周缘筇竹寺组页岩气从第一口井到现在已有近百口钻井，历经 10 余年才获得高产突破，这与人们在前期勘探及研究过程中普遍形成的筇竹寺组页岩地层年代老、储层压力低、成熟度高、石墨化严重、孔隙度低以及对保存条件要求高等认识有关，而筇竹寺组是否存在孔隙发育的超压区是该套页岩突破的关键。本文以寻找孔隙发育的超压区为重点，重点阐述了资 201 井的部署过程，同时以资 201 井及四川盆地内56口钻井资料（常规井和页岩气评价井等）为基础，以裂陷槽内外 6 口页岩气评价井为重点，分析川南地区筇竹寺组富有机质页岩的横纵向展布特征及孔隙发育特征，建立筇竹寺组页岩气富集模式，并剖析资 201 井获得高产气流的关键地质要素，指出了筇竹寺组页岩气富集的关键，提出了筇竹寺组下一步的勘探及发展方向，对筇竹寺组页岩气下一步勘探开发具有重要的理论和现实意义。1 区域地质概况四川盆地位于中上扬子区域，在震旦纪早寒武世处于拉张期，形成了地垒、地堑式盆地结构，控制了下寒武统筇竹寺组黑色页岩沉积。随着梅树村阶筇竹寺阶沉积期四川盆地内部的弱拉张作用和全球海平面持续上升的双重影响，盆地内部的沉积充填特征发生显著改变：筇一段沉积期绵阳长宁裂陷槽形成后，槽内的沉积相以深水陆棚为主，受周围水下隆起阻隔作用，形成一个弱半封闭海湾19-21；筇二段沉积期克拉通内裂陷强度减弱，四川盆地主体转为浅水陆棚和滨岸沉积22-23。筇竹寺组页岩在四川盆地广泛分布，页岩厚度为 300700m，其中位于盆地西侧的绵阳资阳宜宾一带页岩厚度最大，超过 500m，页岩的厚度及沉积环境主要受裂陷槽发育控制，裂陷槽内页岩厚度大，沉积环境以深水陆棚相为主，是页岩气勘探开发的有利区域，裂陷槽外以浅水陆棚为主（图 1）。从纵向上来看，筇竹寺组共发育 4 套富有机质页岩（从下到上编号至）（图 2），是页岩气开发的有利层段，上述 4 套页岩（尤其是号层段）的分布受裂陷槽分布的控制。exploration and development orientation are pointed out.Firstly,a stratification standard for Qiongzhusi Formation is established.It is clarified that four sets of organic rich shale of deep shelf facies were developed in Qiongzhusi Formation(layers ,and ),which were controlled by the development of rift troughs,with the largest shale thickness in the trough.The characteristics of shale reservoirs are analyzed,which indicate that the reservoir pressure,porosity,and gas saturation show an increasing trend from bottom to top,and from the outside to the inside of the rift trough,and reservoir overpressure plays an important role in the preservation of shale pores.On this basis,an overpressure and differential shale gas enrichment mode of“different facies in multiple layers and overpressure pore preservation”in Qiongzhusi Formation has been established,and it is pointed out that the overpressure pore development area(interval)far away from the dispersion pathway is the favorable area(interval)for shale gas enrichment.Finally,the study results indicate that Well Zi 201 and its surrounding areas are the main areas for increasing shale gas reserves and production in the future,with resources of 8.061012m3.It shows considerable development potential in western Sichuan Basin,with resources of 0.721012m3.Affected by graphitization and tectonic activities,areas with overpressure pore development far from weathered crust and surface outcrops are favorable for shale gas exploration in Changning in southern Sichuan Basin and northern Guizhou Province.Key words:Sichuan Basin,Qiongzhusi Formation,shale distribution,main control factor,enrichment mode,prospect中 国 石 油 勘 探1442024 年第 29 卷050100km400400400300300300200600500400300200200100100500300500600700恩施梁平城口南充资阳剑阁彭水乐山达州广安泸州雅安遂宁重庆开县巫山成都绵阳石柱苍溪永善桐梓 Z4GS10TT1W7资201Y2肖滩剖面W1AABBJY1CCN6宜宾威远100泥砂质浅水陆棚碳泥质深水陆棚泥质浅水陆棚灰泥质浅水陆棚砂泥灰混积陆棚井位页岩等厚线/m剥蚀线盆地边界砂质滨岸裂陷槽边界剖面图 1四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩沉积相分布图Fig.1 Sedimentary facies map of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin 沉积相据文献 6 修改；地层厚度编制基于四川盆地及周缘 57 口钻井和部分露头数据4380444045004560462046804740480048604920沧浪铺组筇竹寺组筇二段筇一段麦地坪组RXO/11000(m)TOC/010GR/0350API地层岩性深度/m储层%筇竹寺阶梅树村阶粉砂质泥岩粉砂岩泥质粉砂岩砂质页岩泥质灰岩灰质细砂岩页岩灰质页岩图 2资 201 井综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Well Zi 201何骁等：四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式145第 1 期2 资 201 井页岩气勘探突破储层厚度大、孔隙度高、压力高是资 201 井获得高产突破的基础，最佳靶体的优选、高钻遇率和高改造强度是该井高产的必要条件。从储层厚度上来看，资 201 井部署区发育 4 套深水陆棚相富有机质页岩，厚度为 21.868.9m，其中主要目的层段储层厚度为 57.7m，大厚度页岩储层为页岩气生成奠定了物质基础。从储层孔隙发育来看，页岩中孔隙能否保存是页岩气富集的关键之一。前人研究表明5,9,11，筇竹寺组页岩的孔隙度普遍小于 4%，一般为 1%3%，而较低的孔隙度是筇竹寺组未能实现高产突破的重要因素之一。为了落实该区域孔隙度特征，对当时该区域的唯一钻井 GS17 井（图 1）的岩心进行了孔隙度测试工作，该井由于是常规的评价井，仅在号层段有少量岩心，实测该层段 5 个样品的孔隙度为3.8%4.7%，平均为 4.32%，从孔隙度特征上来看，该井的孔隙度明显优于其他已钻井的孔隙度，较高的孔隙度提振了资 201 井的部署信心。储层超压是资 201 井部署的重要依据，其不仅预示着较好的保存条件，同时也利于页岩孔隙的保存，而寻找超压孔隙发育区是筇竹寺组页岩气有利区优选的关键24-25。资 201 井部署前威远背斜及周边的筇竹寺组页岩气钻井少，实测含气量数据相对较少，故采用了气测录井数据对比页岩的含气性及储层压力。从气测异常统计来看，位于威远背斜核部附近的 W1 井号、号和号有利层段均见气测异常显示（钻井液密度为 1.35g/cm3），实测为常压气藏，裂陷槽内部 GS17 井见多段气测异常段（钻井液密度为 2.05g/cm3），GS17 井北部的 ZJ2 井（钻井液密度为 2.0g/cm3左右）也见多层段的气测异常，GS17ZJ2 区域钻井液密度更大，见气测异常反映储层压力更高。资 201 井的压力系数大于 2.0 也印证了上述结论。GS17 井及周边地区更高的储层压力和孔隙度预示着更高的页岩含气量。大厚度、高储层压力、高孔隙度为资 201 井的高产奠定了基础，同时，该井的部署过程中也考虑了包括顶底板条件、矿物组成等其他因素。此外，资 201 井的高产与靶体优选、高钻遇率和储层改造密不可分。资 201 井箱体深度为 46034608m，位于纵向储层品质最优层段（号储层最优层段），水平段长 1800m，平均 TOC 为 4.8%，总含气量为7.5m3/t，孔隙度为 5.5%，含水饱和度为 20.9%，脆性矿物含量为 68.6%，该井的靶体钻遇率达 100%；资 201 井的改造强度较高，排量为 1418m3/min，用液强度为 4045m3/m，加砂强度为 33.5t/m。良好的地质条件与工程条件促使该井获稳定日产气量73.88104m3。上述内容是资 201 井部署的直接依据，而筇竹寺组页岩气富集规律的深化认识是该井部署的理论依据。资 201 井的部署与对页岩沉积展布规律、孔隙发育规律、储层压力分布规律等的认识密不可分。3 筇竹寺组储层展布与控制因素3.1 地层划分标准地层等时对比是页岩沉积展布研究的基础。四川盆地不同区域筇竹寺组页岩厚度差别较大，从 GR 曲线上来看，不同区域的曲线特征存在明显差异（图3），这给地层对比与展布研究带来了困难。为实现对不同区域 GR 曲线差异较大的钻井进行等时对比，本文以肖滩剖面为基础，对不同区域的典型钻井开展了古生物鉴定与生物地层划分工作。肖滩剖面地处四川盆地西南部（图 1），出露良好，是研究下寒武统页岩地层典型剖面，由于四川盆地内筇竹寺组岩心资料有限，故以肖滩剖面作为地层对比的依据，该剖面下寒武统从下到上可分为朱家箐组、石岩头组和玉案山组（图 3）。朱家箐组与盆地内的麦地坪组对应，沉积于梅树村期早期和中期，自下而上对应生物带：Anabarites trisulcatusProtohertzina anabarica 组合带、Paragloborilus subglobosusPurella squamulosa 组合带及 Watsonella crosbyi 组合带。石岩头组与玉案山组对应梅树村期晚期和筇竹寺组沉积期，与盆地内筇竹寺组对应。其中，石岩头组顶部对应 Sinosachites flabelliformisTannuolina zhangwentangi组合带下部，玉案山组对应 Sinosachites flabelliformisTannuolina zhangwentangi 组合带上部、Parabadiella 延限带和EoredlichiaWutingaspis 组合带26-28。石岩头组与玉案山组依据岩性划分，玉案山组底部发育一套高有机质的黑色页岩（号层段，图 3）。本文将筇竹寺组划分为筇一段和筇二段，对应石岩头组和玉案山组。本文对盆地内的 Y2 井、W7 井开展了生物地层划分工作，结合 GR 曲线和岩性特征，与肖滩剖面进行了生物地层及 TOC 曲线（TOC 与 GR 具有良好的正相关性）的地层对比。Y2 井和 W7 井在筇二段页岩中 国 石 油 勘 探1462024 年第 29 卷见三叶虫化石 Eoredlichia angusta，属于 EoredlichiaWutingaspis 组 合 带 上 部 的 Yunnanocephalus 亚 带。W7 井筇二段显示有两个三叶虫亚带即：EoredlichiaWutingaspis 组合带下部的 Tsunyidiscus niutitangensis 亚带和上部的Yunnanocephalus 亚带。因此，W7 井与 Y2井的筇二段与云南滇东地区的玉案山组是可以对比的。在 Y2 井筇一段顶部（35573558.2m）发现小壳化石，主要产自碳酸盐岩结核中，该段化石数量较为丰富，但属种较少，以开腔骨、软舌螺和托莫特壳为主，以及少量软体动物，无三叶虫。其中，托莫特壳仅包括 Tannuolina zhangwentangi 一个属种，但数量较大。因此，Y2 井这段产自筇竹寺组黑色页岩中的小壳化石层应属于 Sinosachites flabelliformisTannuolina zhangwentangi 组合带，大致相当于滇东地区石岩头组顶部与玉案山组底部，该化石明确了 Y2井号 GR 峰层段位置。化石位置、化石带与地层对比关系详见图 3。通过 W7 井、Y2 井生物地层、岩性、GR 曲线特征与肖滩剖面的对比，结合资201井、GS17井等的GR曲线特征，明确了盆地内筇竹寺组地层划分的方法。筇竹寺组顶部的号 GR 峰（富有机质页岩层段）底界对应筇二段底部，等同于肖滩剖面玉案山组底界；筇一段等同于肖滩剖面石岩头组，纵向发育 3 套高 GR 层段（岩性为富有机质页岩），在裂陷槽内较明显，向西侧由于相变（岩性变为低有机质粉砂质页岩或页岩）部分 GR 峰特征不明显，具体分层详见图 3。此外，由于筇一段厚度较大，可根据不同高 GR 层段对其进行进一步细分，以满足工业生产需求。35003570364037103780GR/0350APIGR/0350API31503220329033603430350035703640287029403010308031503220Y2JY1W7TOC/08地层生物带麦地坪组灯影组灯影组灯影组生物带未见化石朱家箐组100200300400500600700灯影组肖滩剖面玉案山组石岩头组深度/m地层深度/m筇二段筇一段筇竹寺组沧浪铺组沧浪铺组筇二段筇一段麦地坪组筇竹寺组筇二段筇一段沧浪铺组沧浪铺组筇竹寺组TOC1%层段化石不发育43004350440044504500455046004650470047504800485049004950筇二段筇一段筇竹寺组沧浪铺组48504900495050005050GS10麦地坪组灯影组筇二段筇竹寺组沧浪铺组资201%bc500m200m500m阶地层深度/mGR/0350API生物带地层深度/mGR/0350API地层深度/mGR/0350API地层深度/m筇竹寺阶梅树村阶化石位置aabcAAAnabarites trisulcatusProtohertzina anabarica 组合带Paragloborilus subglobosusPurella squamulosa 组合带Watsonella crosbyi 组合带Sinosachites flabelliformisTannuolina zhangwentangi 组合带EoredlichiaWutingaspis 组合带Tsunyidiscus niutitangensis 亚带Yunnanocephalus 亚带图 3四川盆地典型连井剖面富有机质页岩段分布与典型井三叶虫、小壳化石照片（剖面位置见图 1）Fig.3 Distribution of organic rich shale in typical cross-well section in Sichuan Basin and photos of Trilobites and small shell fossils in typical wells(section location is in Fig.1)aW7 井，3006.37m，Eoredlichia angusta；bW7 井，3016.2m，Tsunyidiscus armatus；cY2 井，3558.2m，Tannuolina zhangwentangi3.2 页岩展布特征四川盆地及周边筇竹寺组不同区域页岩厚度变化明显，厚度在 150700m 之间，发育多个沉积中心，分别为：德阳安岳裂陷槽内（剑阁资阳宜宾一带）、川东北的城口开县一带（图 1）。德阳安岳裂陷槽内北段页岩厚度最大，为 500700m，德阳安岳裂陷槽南段川南地区厚度略减小，为何骁等：四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式147第 1 期400500m；川中地区由于受川中古隆起及川东地区水下高地的影响，页岩厚度相对较薄，厚度为50150m；在川东北的城口开县一带页岩厚度为400600m（图 1）。从横穿裂陷槽的连井剖面（图 3）可以看出，位于裂陷槽内的资 201 井和 GS17 井一带属沉积中心，地层厚度最大，向两侧地层呈减薄的趋势。位于沉积中心东侧的 GS10 井一带则缺失或部分缺失筇一段，筇一段沉积时期该区域应处于剥蚀阶段，并未接受沉积。从富有机质页岩段（TOC1%）分布来看，在沉积中心资 201 井和 GS17 井一带筇竹寺组纵向上发育 4 套 TOC1%的页岩层段（标号从下到上编号 至），其厚度趋势与总地层厚度趋势一致（图 3）。号层段主体厚度在 1040m 之间，沉积中心在GS17 井一带，厚度在 40m 左右，向西呈减薄趋势，资 201 井一带地层厚度在 2030m 之间，向东该套地层缺失。号层段分布范围较小，主要分布在资201 井GS17 井一带，厚度一般在 3080m 之间，其中资 201 井该层段厚度最大，超过 80m。号层段主体厚度在 5070m 之间，分布范围较号层段明显增大，沉积中心在 Z4 井资 201 井一带，其中 Z4井厚度超过50m。号层段厚度一般在1535m之间，分布范围最广，但总体厚度较薄。综上可知，四川盆地筇竹寺组纵向上主要发育 4 套富有机质页岩段，在资 201 井GS17 井一带厚度最大，该区域有利层段厚度大是资 201 井部署的重要依据之一。3.3 页岩沉积特征四川盆地及周边筇竹寺组页岩的厚度展布明显受沉积环境控制，裂陷槽内外筇竹寺组厚度、沉积相存在明显差异（图 4）。单井纵向沉积演化分析可以看出，整个筇竹寺组沉积期裂陷槽及周边区域主要发育浅水陆棚与深水陆棚沉积环境。深水陆棚以低能、滞留、悬浮沉积为主，其主要发育在筇一段（3个有利层段）、筇二段底部的高自然伽马段，岩性以黑色碳质页岩沉积为主，发育以下部流动机制为主的水平层理，局部见黄铁矿，部分层段层理不发育，总体表现为低能还原的深水缺氧环境。浅水陆棚整体仍表现为低能水动力条件沉积为主，但岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩及钙质粉砂岩为主，局部发育薄层状碳酸盐岩沉积，可见水平层理、钙质结核。主要岩相薄片照片详见图 5。资201筇竹寺组450046504800495048504900475047004600455044504400麦地坪组地层深度/m0400GR/API沧浪铺组4350岩性柱矿物组成筇二段筇一段Y23450350035503600365037003750沧浪铺组筇竹寺组筇二段筇一段JY1320032503300335034003450350035503600麦地坪组筇竹寺组沧浪铺组3650PPPSiSiPP筇二段筇一段W124502500255026002650270027502800沧浪铺组筇竹寺组灯影组灯影组灯影组黏土质/%0100碳酸盐岩/%0100长石/%0100%0100硅质/其他/%0100筇二段筇一段石灰岩粉砂岩泥质粉砂岩页岩砂质页岩泥质灰岩白云岩细砂岩磷质岩PPPPPPPP硅质岩SiSiSiSiSiSiSiSi砂质灰岩泥岩BB沉积相地层深度/m0400GR/API岩性柱地层深度/m0400GR/API岩性柱矿物组成沉积相沉积相地层深度/m0400GR/API岩性柱沉积相浅水陆棚深水陆棚半深水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚浅水陆棚浅水陆棚深水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚浅水陆棚浅水陆棚浅水陆棚深水陆棚深水陆棚浅水陆棚深水陆棚深水陆棚浅水陆棚富有机质页岩层段黄铁矿/%0100钙质/%0100黏土质/%0100%0100硅质/图 4四川盆地裂陷槽南段麦地坪组、筇竹寺组地层与岩性特征对比图（剖面位置见图 1）Fig.4 Correlation of stratigraphic and lithologic characteristics of Maidiping Formation and Qiongzhusi Formation in the south section of rift trough in Sichuan Basin(section location is in Fig.1)中 国 石 油 勘 探1482024 年第 29 卷平面沉积相展布可以看出，沿北西南东向依次发育泥砂质浅水陆棚碳泥质深水陆棚泥砂质浅水陆棚相泥质浅水陆棚相带（图 1）。对于碎屑岩沉积体系而言，受可容空间影响，通常在隆起部位碎屑沉积地层厚度较薄、坳陷部位地层厚度较厚。因此，筇竹寺组与麦地坪组的地层厚度、岩相和沉积环境沿横穿裂陷槽方向变化较大。裂陷槽内部通常发育有麦地坪组，岩性以混积潮坪环境下的磷质白云岩、泥质粉砂岩、泥岩及粉砂岩为主，厚度多介于70180m，向裂陷槽两侧方向麦地坪组沉积厚度迅速减小直至完全缺失。裂陷槽内筇竹寺组以富有机质页岩和页岩为主，富有机质页岩段多以黑色碳质页岩为主，该深水层段向裂陷槽两侧相变或缺失，向西部岩性渐变为低有机质页岩或粉砂岩，向东部到高石梯一带缺失筇一段。总体而言，筇竹寺组富有机质页岩分布主要受沉积环境控制，裂陷槽内页岩厚度大，向槽外富有机质页岩厚度逐渐变小，、号储层厚度变化更加明显。4 页岩储层特征及孔隙发育控制因素TOC 是页岩气富集的关键参数之一，与页岩的生烃量、储集空间大小及吸附气含量等密切相关。孔隙度是页岩气储量大小计算的最核心的指标，其大小直接关系到页岩储层中游离气含量的多少。含气饱和度是页岩储层中游离气含量计算的关键指标之一，在不考虑压力的情况下，含气饱和度越高，游离气含量越高。4.1 典型井页岩储层特征 本节重点选取裂陷槽内资 201 井、裂陷槽边缘威远地区的 W1 井和裂陷槽南段长宁地区的 N6 井对TOC、孔隙度、含气饱和度及孔隙发育控制因素进行分析，旨在明确页岩储层参数、孔隙发育特征及差异成因。不同井的储层参数特征详见表 1、图 6。从TOC 来看，不同层段、不同区域存在较大的差异，纵向上，、号层段具有较高TOC（N6井除外），其中资 201 井、号层段 TOC 较高，W1 井、号层段 TOC 较高，N6 井、号层段 TOC 较高；平面上，资 201 井具有更高的 TOC。从孔隙度来看，纵向上，页岩孔隙度向上总体呈增大趋势，、号层段孔隙度最高；平面上，从资 201 井到 W1 井再到N6 井，孔隙度变化明显，总体呈减小趋势。从含水饱和度来看，平面上，资 201 井含水饱和度最低，表明该区域储层含气性良好，W1 井次之，N6 井含水饱和度最高；纵向上，不同区域的含水饱和度存在差异，N6 井不同层段含水饱和度均较高，W1 井不同层段的含水饱和度从深到浅呈降低趋势，而资 201 井不同层段的含水饱和度均较低（号储层含水饱和度较高主要是由于该层段黏土矿物含量高），表明页岩储层的充满度较高，与该区域的超压有密切关系。(a)资201井，4798.1m，碳质页岩(b)W7井，3238m，碳质页岩，发育不连续纹层(c)W7井，3116m，粉砂质页岩，见水平层理(d)资201井，4852.9m，粉砂质页岩，纹层发育1mm1mm1mm1mm图 5四川盆地典型井不同岩相薄片Fig.5 Thin sections of different lithofacies in typical wells in Sichuan Basin何骁等：四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式149第 1 期445045004550460046504700475048004850筇二段麦地坪组RXO/11000(m)GR/0350API孔隙度/010含水饱和度/0100TOC/010地层资20126002650270027502800W117001750180018501900N6%深度/m筇一段筇竹寺组TOC1%层段TOC2%层段%RLA3/11000(m)GR/0350API孔隙度/010含水饱和度/0100TOC/010%深度/m%RLA3/11000(m)GR/0350API孔隙度/010含水饱和度/0100TOC/010%深度/m%CC图 6资 201 井W1 井N6 井关键储层参数连井剖面图（剖面位置见图 1）Fig.6 Correlation of key reservoir parameters cross wells Zi 201-W1-N6(section location is in Fig.1)表 1典型井储层厚度及参数对比表Table 1 Summary of reservoir thickness and parameters in typical wells井号层号TOC1%的储层厚度/mTOC2%的储层厚度/mTOC/%孔隙度/%含水饱和度/%资 20128.35.51.334.434.87844.32.414.6324.3282.750.82.883.7924.0125.5194.413.123.7W110.96.71.93.58(W7 井)53.55.71.42.2331.719.101.151.649.845.5251.821.560.7N60011.00011.038.121.11.91.074.818.518.54.21%）（厚度 1070m），其厚度呈向裂陷槽内增加的趋势。其中号层段的孔隙度最高，TOC 较高，是页岩气开发的最有利层段；号层段虽 TOC 最高，但孔隙度明显低于号层段（以资201 井为例，孔隙度由 4.6%下降至 3.1%）。平面上，位于裂陷槽内的资 201 井不同层段的孔隙度均明显优于威远背斜附近的 W1 井、W7 井及长宁地区的 N6井（图 6、图 7）。此外，川南长宁地区的 N6 井，由于该井靠近露头，储层压力较低，加之过高的成熟度致使该井页岩石墨化严重29，Ro超过 3.7%，孔隙遭到严重破坏；川西的 JS103 井上部深灰色粉砂质页岩具有相对较高的孔隙度30，或与储层超压对储层孔隙的保存有重要关系。总体来看，筇竹寺组富有机质页岩厚度大，孔隙发育，具备页岩气生成条件和储集空间，只是页岩储层参数横纵向存在明显差异，而不同区和层段储层差异与石墨化密切相关，从目前的孔隙发育程度上来看，推测超压区或超压层段利于孔隙保存，储层超压可在一定程度上抑制石墨化作用对有机质孔隙的破坏，相关研究需进一步深入分析。从目前的勘探开发情况来看，超压区主要分布于威远背斜东北翼的裂陷槽内和威远背斜西南翼的金石构造一带，相对有利于页岩孔隙的保存。5.1.2 储层压力与含气性从储层压力来看，资 201 井压力系数大于 2.0，而位于威远背斜附近的 W7 井、W1 井属常压气藏，压力系数为 1.01.2。从含水饱和度特征来看，平面上，位于裂陷槽内的资 201 井含水饱和度普遍小于30%，储层超压，页岩气藏的充满度较高；而随着埋深的降低，位于威远背斜附近的 W1 井含水饱和度普遍大于 30%，总体呈现压力下降，气藏充满度呈下降的特征，且从纵向上来看，下部地层的含水饱和度明显高于上部地层，可见，页岩气藏中的水主要来自下部的灯影组风化壳；川南长宁地区的 N6 井由于靠近露头区，页岩气散失严重，储层常压，页岩含水饱和度普遍大于 70%，页岩气藏已遭受破坏。值得一提的是，川西地区的 JS103 井所属区块上部粉砂质页岩层段（等同于本文、号层段）具有较高压力，表明该含气层段区域内基本稳定（