邵 艷， 李卓文

(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100)

四川盆地威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖儲層特征

邵 艷， 李卓文

(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100)

基于威遠地區(qū)龍馬溪組的大量測錄井和分析測試資料，從泥頁巖的地球化學(xué)特征、巖石學(xué)特征、儲層物性特征和含氣性特征4個方面對龍馬溪組頁巖氣儲層進行研究。結(jié)果表明：威遠地區(qū)龍馬溪組有機質(zhì)豐度較高，平均為2.72%；有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，成熟度較高，達到熱裂解生干氣階段；泥頁巖埋藏深度適中，厚度較大，達到頁巖氣成藏的基本條件；頁巖中黏土礦物質(zhì)量分數(shù)適中，脆性礦物質(zhì)量分數(shù)高，平均可達59.6%，具有高脆性、低泊松比和高楊氏模量的特征，滿足頁巖可壓裂性評價指標(biāo)；儲層中廣泛發(fā)育黏土礦物轉(zhuǎn)化縫、次生溶蝕孔隙和殘余粒間原生孔隙等儲集空間，受分辨率的限制和未進行離子拋光，故未見到大量的有機質(zhì)孔隙，孔隙度平均值為6.06%，其中充氣孔隙度平均值為2.7%，滲透率受微裂縫的影響較大，分布范圍較廣；儲層含氣量高，均大于2 m3/t的標(biāo)準，最高可達13.016 m3/t，其中游離氣占70%～80%。綜合研究認為，威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖為優(yōu)質(zhì)頁巖氣儲層段，適合大規(guī)模開發(fā)。

頁巖氣；儲層特征；龍馬溪組；威遠地區(qū)；四川盆地

0 引 言

頁巖氣是指主體位于暗色泥頁巖或高碳泥頁巖中，以吸附或游離態(tài)為主要存在方式的天然氣聚集(張金川等，2004)。在頁巖氣藏中，泥頁巖集烴源巖、儲集層和蓋層于一體，優(yōu)質(zhì)烴源巖不一定能形成經(jīng)濟的頁巖氣藏，其含氣量受到泥頁巖的有機質(zhì)豐度和類型、黏土礦物含量、孔隙和裂縫發(fā)育程度以及溫度和壓力的控制(李玉喜等，2011)。另外，頁巖的孔隙度和滲透率較低，其有利目標(biāo)的選擇必須考慮資源量和儲層易壓裂性之間的匹配關(guān)系(張林曄等，2009)。對頁巖氣儲層的研究有利于解決泥頁巖資源量和儲層可壓裂性之間的關(guān)系，對后期頁巖氣勘探開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地處于揚子準地臺上偏西北一側(cè)，是揚子準地臺的一個次級構(gòu)造單元，在印支期已具備盆地的雛形，后經(jīng)喜山運動全面褶皺形成現(xiàn)今的構(gòu)造面貌(沈傳波等，2007)。大地構(gòu)造分區(qū)包括川東南拗褶區(qū)、川中隆起區(qū)和川西北坳陷區(qū)(程尚斌等，2011)。威遠構(gòu)造屬于川中隆起區(qū)的次級構(gòu)造單元，位于川中威遠龍女寺隆起的西南部，緊鄰自流井凹陷(圖1)。

研究區(qū)龍馬溪組主要為一套淺水—深水陸棚相沉積，由灰黑色粉砂質(zhì)頁巖、炭質(zhì)頁巖、硅質(zhì)頁巖夾泥質(zhì)粉砂巖組成(王世謙等，2009)；受樂山—龍女寺古隆起的影響，厚度分布不均，一般在0～200 m左右，往威遠的東南方向變厚；具有有機碳含量高、有機質(zhì)類型好、熱演化程度高等特點(鄒才能等，2010)。該組自上而下泥頁巖顏色逐漸加深、砂質(zhì)含量逐漸減少、有機碳含量逐漸增高。

圖1 四川盆地威遠構(gòu)造地理位置圖1-盆地邊界；2-二級構(gòu)造邊界；3-構(gòu)造名；4-一級構(gòu)造邊界；5-斷層；Fig.1 Map showing geographical position of the Weiyuan area in the Sichuan Basin

2 龍馬溪組頁巖儲層特征

相較常規(guī)油氣儲層，頁巖氣儲層有其特殊性，如礦物顆粒極其細小、富含有機質(zhì)和黏土礦物、孔隙度和滲透率極低、納米級孔喉發(fā)育、吸附狀天然氣比例較大、成巖改造復(fù)雜等(于炳松，2012)，這也決定了對頁巖氣儲層評價的特殊性。根據(jù)董大忠等(2011)、楊瑞召等(2012)的研究，要形成具有工業(yè)價值的頁巖氣藏需具備的條件為：富有機質(zhì)頁巖必須具備高的有機質(zhì)豐度(wTOC>2.0%)；高熱演化程度(RO>1.1%)；高脆性(石英、長石等脆性礦物質(zhì)量分數(shù)>40%、黏土礦物質(zhì)量分數(shù)<30%)；高含氣量，充氣孔隙度>2%；高異常壓力。

本次研究通過對前人研究的詳細調(diào)研，結(jié)合四川盆地威遠地區(qū)的實際地質(zhì)情況，對威遠地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲層特征進行研究。

2.1 儲層地球化學(xué)特征

2.1.1 有機碳含量 總有機碳(TOC)含量是烴源巖豐度評價的重要指標(biāo)，也是衡量生烴強度和生烴量的重要參數(shù)(王祥等，2010)。北美頁巖氣勘探開發(fā)表明，具有開發(fā)價值的頁巖氣遠景區(qū)帶的頁巖必須富含有機質(zhì)，其最低有機碳質(zhì)量分數(shù)一般>2.0%，甚至>4%。烴源巖的有機質(zhì)類型越好，熱演化程度越高，相應(yīng)的有機碳含量的下限值就越低。相關(guān)研究表明，泥頁巖儲層中呈吸附狀態(tài)的天然氣含量較高，約占天然氣總量的20%～80%，而有機碳轉(zhuǎn)化形成的有機質(zhì)孔隙是呈吸附狀態(tài)天然氣的主要儲集空間，因此有機碳含量也是頁巖含氣量的重要指標(biāo)。

通過對研究區(qū)3口井72個樣品的分析，發(fā)現(xiàn)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖主要分布在龍馬溪組底部層段，平均厚度40 m左右，有機碳質(zhì)量分數(shù)較高，介于0.51%～8.12%之間，平均2.72%，其中TOC質(zhì)量分數(shù)>1.0%的樣品占87.87%，TOC質(zhì)量分數(shù)>2.0%的樣品占72.7%(圖2)，滿足了頁巖氣藏形成的必要條件。

圖2 威遠地區(qū)龍馬溪組有機碳質(zhì)量分數(shù)分布圖Fig.2 Distribution of organic carbon content in the Longmaxi Formation of the Weiyuan area

2.1.2 干酪根類型和成熟度 總有機碳(TOC)和成熟度(RO)是決定源巖生氣潛力的關(guān)鍵因素，但有機質(zhì)類型不同決定了其生烴潛力也不同。Baskin(1997)利用干酪根H/C比值來確定各類干酪根的生烴潛力； 陳曉明等(2012)利用干酪根溶解理論建立了干酪根生烴、排烴模型，確定了頁巖氣各類干酪根的生烴潛力。富含不同類型干酪根的頁巖其成熟度的評價指標(biāo)也不一樣，從腐泥型到腐殖型，成熟度的要求逐漸降低(表1)，但都要求達到“生氣窗”。通過對北美產(chǎn)氣頁巖層段特征的對比分析，發(fā)現(xiàn)北美頁巖氣產(chǎn)層的成熟度RO為0.4%～4.0%，變化范圍較大，可見成熟度不是影響頁巖氣成藏的關(guān)鍵因素，但成熟度越高其含氣量和產(chǎn)氣量越大，即成熟度越高越有利于頁巖氣成藏(聶海寬等，2009；蔣裕強等，2010)。另外，成熟度越高，其有機孔隙越發(fā)育，甚至能夠成為頁巖氣的主要儲集空間。

表1 干酪根類型與成熟度評價指標(biāo)Table 1 Kerogen types and maturity evaluation index

研究區(qū)內(nèi)龍馬溪組有機質(zhì)以Ⅰ型為主，干酪根中主要為腐泥質(zhì)和瀝青質(zhì)，幾乎不含鏡質(zhì)組、殼質(zhì)組和惰質(zhì)組組分，其中腐泥組質(zhì)量分數(shù)>80%，平均值為87%，其余為瀝青質(zhì)組分。在缺乏鏡質(zhì)體的情況下，測得威201井瀝青質(zhì)體反射率介于3.2%～3.43%之間，平均值為3.36%，使用Jacob等的公式，轉(zhuǎn)化成鏡質(zhì)體反射率為2.536%。由于其他井段無成熟度數(shù)據(jù)，故采用巖石熱解數(shù)據(jù)來進行對比研究。威201井Tmax介于371～596 ℃之間，平均值為526.1 ℃；威202井Tmax介于411～568 ℃之間，平均為544.7 ℃；威203井Tmax介于540～568 ℃之間，平均值為563.1 ℃?？梢娡h地區(qū)有機質(zhì)成熟度普遍較高(>2.536%)，處于過成熟度階段，以生干氣為主。

2.1.3 有效頁巖厚度及埋深 有效頁巖的厚度控制著頁巖氣藏的經(jīng)濟效益(聶海寬等，2009)，含氣頁巖的埋藏深度是評價頁巖能否進行經(jīng)濟開發(fā)的重要參數(shù)(李延鈞等，2013)。威遠地區(qū)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖(wTOC>2.0%)厚度分布在34.0～49.5 m之間，平均值為39.9 m。除威201井頁巖地層埋藏較淺(埋深<1 541 m)外，其他井埋深都在2 000 m以上，最深可達3 200 m。這種埋深均滿足了頁巖氣勘探開發(fā)的條件，具有較高的勘探開發(fā)價值。

2.2 儲層巖石學(xué)與力學(xué)特征

儲層的巖石力學(xué)特征是影響頁巖氣開發(fā)的主要因素，其研究內(nèi)容包括巖石的脆性、泊松比和楊氏模量3個方面。

巖石脆性直接影響基質(zhì)孔隙和微裂縫發(fā)育程度、含氣性及壓裂改造方式。頁巖中脆性礦物含量越高，巖石脆性越強，在外力作用下越易形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫以及樹狀或網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)縫，有利于頁巖氣的開采；而高黏土礦物含量的頁巖塑性強，以形成平面縫為主，不利于頁巖體積改造(董大忠等，2011)。研究區(qū)龍馬溪組泥頁巖儲層黏土礦物主要為伊利石、綠泥石、高嶺石和伊-蒙混層，以富含較多的綠泥石和伊利石為主要特征(圖3)。黏土礦物質(zhì)量分數(shù)為16%～52%，平均37.3%；脆性礦物質(zhì)量分數(shù)為40%～78%，最高可達90%，平均值為59.6%(圖4)。雖然黏土含量較高(相較北美產(chǎn)氣頁巖評價標(biāo)準)，但石英、方解石等脆性礦物平均質(zhì)量分數(shù)為59.6%，遠大于40%的評價指標(biāo)，且頁巖氣儲層中黏土礦物含量與吸附氣含量具有一定的關(guān)系(蔣裕強等，2010)，黏土礦物含量增加有利于呈吸附狀態(tài)天然氣體積的增加，利于頁巖氣成藏。

圖3 威遠地區(qū)黏土礦物組分質(zhì)量分數(shù)分布圖1-綠泥石；2-高嶺石；3-伊利石；4-伊-蒙混層Fig.3 Distribution of clay minerals contents in the Weiyuan area

圖4 石英、碳酸鹽礦物、黏土礦物質(zhì)量分數(shù)分布圖Fig.4 Distribution of quartz, carbonate minerals and clay minerals contents

泊松比和楊氏模量是頁巖脆性的2個方面，楊氏模量與脆性礦物含量呈正相關(guān)，泊松比與脆性礦物含量呈負相關(guān)。

研究區(qū)僅對威201井1 521.52 m和1 540.98 m處的巖石樣品做了超聲波速度和動力學(xué)彈性參數(shù)實驗，其泊松比和楊氏模量分別為0.22、29 298 MPa和0.16、37 331 MPa，與測井計算的泊松比和楊氏模量吻合度較好(圖5)。

圖5 威201井志留系龍馬溪組預(yù)測泊松比、楊氏模量成果圖Fig.5 Calculated Poisson ratio and Young modulus of the Silurian Longmaxi Formation in the well Wei 201

2.3 儲層儲滲空間類型及物性特征

2.3.1 儲層儲滲空間類型 泥頁巖儲層為低孔、特低滲致密儲層，其孔隙結(jié)構(gòu)和滲流特征與常規(guī)儲層差異極大，其中孔隙的好壞直接決定儲存油氣的能力，滲透性好壞控制著頁巖氣的產(chǎn)能(郭嶺等，2011)。對于泥頁巖儲層而言，其儲集空間主要包括有粒間孔隙、粒內(nèi)孔隙、機質(zhì)孔隙和裂縫4大類(于炳松，2013)。裂縫(包括微裂縫)發(fā)育不但可以為頁巖氣的游離富集提供儲滲空間，而且也有助于呈吸附態(tài)天然氣的解析，并成為頁巖氣運移、開采的通道(蔣裕強等，2010)。另外，Ambrose等(2010)和Sondergeld等(2010)的研究表明，有機孔通過顆粒間的接觸面構(gòu)成了1個互相連通的三維孔隙系統(tǒng)。研究區(qū)龍馬溪組頁巖演化程度較高，成巖作用較強，并受到多期次的構(gòu)造運動的影響，底部層段巖芯上可見較為發(fā)育的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，掃描電鏡下可見大量的片狀、縫狀的黏土礦物轉(zhuǎn)化縫以及溶蝕孔隙，少量的有機質(zhì)收縮縫、殘余的原生粒間孔、黏土礦物晶間孔以及黃鐵礦晶間孔(圖6)等儲集空間類型。由于受掃描電鏡分辨率的限制和未進行離子拋光，有機質(zhì)孔隙較少見到。

圖6 四川盆地龍馬溪組泥頁巖儲層儲集空間類型Fig.6 Reservoir space types of the Longmaxi Formation clay shale in the Sichuan Basin

2.3.2 儲層物性特征 研究區(qū)孔隙度的變化范圍較小，原樣空氣孔隙度為0.7%～4.9%，主體介于2.0%～3.4%之間，平均值為2.66%；干燥氦氣孔隙度為3.8%～8.0%，主體介于4.6%～6.3%之間，平均值為6.06%；充氣孔隙度為0.8%～4.8%，平均值為2.7%。研究區(qū)龍馬溪組泥頁巖中由于微裂縫的存在滲透率相差較大，最大滲透率較最小滲透率差值在1個數(shù)量級以上，主體介于5.19×10-6～5.25×10-4mD，平均為7.12×10-5mD。由于頁巖氣的開發(fā)都需進行水力壓裂等增產(chǎn)措施，泥頁巖的原生滲透率對后期開發(fā)的影響較小，但微裂縫存在的高滲段是壓裂的有利方向。

2.4 儲層含氣性特征

圖7 威202井有機碳與吸附氣含量的關(guān)系Fig.7 Relationship of organic carbon content with adsorbed gas content in the well Wei 202

泥頁巖中天然氣主要以3種方式存在：游離態(tài)、吸附態(tài)和溶解態(tài)，其中溶解態(tài)僅少量存在(張金川等，2008)。含氣性是泥頁巖儲層評價的重要參數(shù)，也是決定頁巖氣是否具有商業(yè)開采價值的最終指標(biāo)(鄒才能等，2011)。北美已開發(fā)頁巖的數(shù)據(jù)表明，在埋藏深度適中(<3 500 m)的情況下，有利頁巖氣產(chǎn)區(qū)頁巖氣的體積質(zhì)量最低下限值為2 m3/t，同時其含氣性受有機碳含量、地層壓力、成熟度等因素的影響。在相同壓力下，隨著有機碳含量的增加，泥頁巖中吸附氣含量增加(圖7)，總含氣量與有機碳含量也具有相同的特征(圖8)。四川盆地威遠地區(qū)優(yōu)質(zhì)頁巖層段，由于埋藏適中、有機質(zhì)演化程度較高、地層壓力較大、保存條件較好，含氣量普遍較高，其含氣量均高于2 m3/t的標(biāo)準，最高可達13.016 m3/t，其中游離氣質(zhì)量分數(shù)約占70%～80%。對研究區(qū)重點取芯井威202井龍馬溪組底部層段中的2小段(2 554.00～2 559.00、2 568.00～2 573.00 m)經(jīng)射孔、加砂壓裂后的試油數(shù)據(jù)也表明龍馬溪組不僅地層壓力大，產(chǎn)量也高。采用11 mm油嘴，經(jīng)分離器裝15 mm孔板50.8 mm臨界速度流量計測試，出口火焰高5 m，平均日產(chǎn)氣量31 451 m3。

圖8 威201井總有機碳與總含氣量的關(guān)系Fig.8 Relationship of total organic carbon with total gas content in the well Wei 201

3 結(jié) 論

(1) 威遠地區(qū)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖氣儲層主要分布在龍馬溪組底部層段，具有有機質(zhì)豐度高(平均為2.72%)、類型好(以Ⅰ型為主)、成熟度高(>2.536%)、埋藏深度適中及厚度較大的特點。

(2) X射線衍射分析表明：龍馬溪組泥頁巖中黏土礦物含量較高，以富含伊利石和綠泥石為主；脆性礦物質(zhì)量分數(shù)高，遠大于40%的評價指標(biāo)，具有高脆性、低泊松比和高楊氏模量的特征。

(3) 掃描電鏡觀察與分析表明：龍馬溪組泥頁巖中主要儲集空間為黏土礦物轉(zhuǎn)化縫和次生溶蝕孔隙，并含有少量的殘余原生粒間孔、黏土礦物晶間孔和黃鐵礦晶間孔隙。儲層孔隙度和滲透率均值均較低，而含氣性普遍較高，且受有機碳含量和地層壓力的影響。

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Characteristics of the Longmaxi Formation shale reservoir in the Weiyuan area of Sichuan Basin

SHAO Yan, LI Zhuowen

(College of Geosciences, Yangtze University, Wuhan 430100, Hubei, China)

Based on a large number of logging and testing data of Longmaxi Formation from the Weiyuan area in Sichuan Basin, this work analyzed the characteristics of the Longmaxi Formation shale gas reservoir from the aspects of shale′s geochemical characteristics, petrological characteristics, reservoir physical properties and gas-bearing features. The results show that the organic matter type is mainly type Ⅰ, with relatively high organic matter abundance, reaching 2.72% on average. The maturity is relatively high in a thermal cracking dry gas stage, and the buried depth is moderate, possessing basic conditions for shale gas accumulation. The clay minerals content in shale is moderate, and the content of brittle minerals is high, reaching 59.6% on average; the shale formation is of high brittleness, low Possion ratio and high Young modulus, which has met the requirement of shale fracture. It develops various types of reservoir space in shale, including clay mineral transform seam, secondary dissolution pores and residual intergranular primary pores. Due to the limit of SEM resolution and lack of ion polishing, we did not observe a lot of organic pores. The average porosity is 6.06%, of which the average gas-filled porosity is 2.7%. The permeability is strongly influenced by micro-cracks, with a wide distribution. The gas content in the reservoir is very high, which is generally higher than 2 m3/t and reaches up to 13.016 m3/t, and free gas content is about 70%～80%. Comprehensive studies suggest that the Longmaxi Formation is a high-quality shale gas reservoir and suitable for large-scale development.

shale gas; reservoir characteristic; Longmaxi Formation; Weiyuan area; Sichuan Basin

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.04.624

2015-11-23；

2015-12-28；編輯：陸李萍

國家自然科學(xué)基金項目“頁巖油氣甜點地質(zhì)構(gòu)成要素研究”(41472123)

邵艷(1991— )，女，碩士研究生，礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，主要從事致密儲層研究工作，E-mail: 1043194065@qq.com

P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0624-07