建南构造东岳庙段页岩气层岩心试验研究

冯爱国，张建平，赵红燕

（石元会，任元，李光华 中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北潜江 433123）

建南构造东岳庙段页岩气层岩心试验研究

冯爱国，张建平，赵红燕

（石元会，任元，李光华 中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北潜江 433123）

建南构造建111井区是中国石油化工集团公司首个实现页岩气商业开发的区块。为了掌握和深入研究建南构造页岩气的储层特征和富集规律，对建页HF-1井下侏罗统自流井组东岳庙段 （J1z3）564.0～649.0m连续取心83.5m并进行岩心试验研究。结果表明：孔隙度集中分布在1.0%～4.0% （平均2.5%），渗透率为0.004～12.0mD（平均0.6mD），呈特低孔、特低渗特征；总有机碳质量分数为0.4%～3.2% （平均1.3%），热演化程度为0.8%～1.5%，有机质类型以Ⅱ1型为主，地化指标处于有利的勘探范围之内；脆性矿物体积分数平均62.2%，泊松比平均0.21，弹性模量平均30.0GPa，综合脆性指数平均51.7%，压裂易于形成网络裂缝；天然气成分以甲烷为主，不含硫化氢。试验结论对建南构造页岩气勘探开发产能建设，以及国内同类页岩气勘探具有重要的指导作用。

建南构造；东岳庙段；页岩气；岩心试验

页岩气是一种重要的非常规天然气类型，多以游离气和吸附气形式赋存于富含有机质的泥页岩及其夹层中。页岩气藏具有独特的成藏与富集模式，通常采用水平井形式开发，气井无自然产能，需经压裂改造方能获得产能。其气层评价关键参数包括厚度、储层物性、矿物组成、脆性、有机质丰度、成熟度、含气性、岩石力学性质等多个方面，是一项复杂的系统工程［1～16］。

前人对建南构造地质及常规油气层特征研究较透彻，但对埋藏较浅的下侏罗统自流井组东岳庙段（J1z3）页岩储层特征与页岩气富集规律认识不够深入，主要是缺乏有针对性的页岩储层取心资料，试验研究不够。为评价建111井区J1z3页岩气资源潜力，获取页岩储层评价参数，在该井区建页HF-1井导眼J1z3的564.0～649.0m井段连续取心83.5m，取出含气岩心58.0m，为岩心试验分析提供了丰富的物质基础，也为后续开发提供了可靠的试验分析数据。

1 地质背景

建南构造是一个保存完整的膝状背斜，分为南、北2高点，核部出露的最老地层为侏罗系沙溪庙组。区域内侏罗系地层由于受到喜山运动区域隆升剥蚀影响，仅残存中侏罗统和下侏罗统沉积。建111井区位于构造北高点，J1z3页岩气层压裂初期产量超过3000m3／d，2年后仍稳产2300m3／d。

建111井区J1z3处于浅湖－半深湖的沉积环境，岩性以黑色、黑灰色页岩、深灰色及黑色泥岩为主，厚约40～80m，夹薄层深灰色粉砂岩、灰白色灰岩，底部介壳泥页岩发育，有较丰富的介壳类化石。近50年来的钻探显示，J1z3泥页岩层天然气显示丰富，厚度大，局部富集高产，勘探潜力大，钻井过程中多次出现井喷、井涌现象［16］。

2 样品与试验

基于页岩气储层的特殊性，针对J1z3的695块岩心样品开展X射线衍射定量分析、黏土矿物X射线衍射分析、常规物性、岩石热解、镜质组反射率、干酷根显微组分、氯仿沥青 “A”、总有机碳含量、含气性等10个项目的试验，未进行相应的岩电试验和相渗试验。

在常温常压条件下，使用OGE－Ⅱ油气评价仪对170块岩心进行岩石热解分析，使用MSP200型显微光度计对17块岩心进行镜质组反射率分析，使用透射光反射光荧光显微镜对17块岩心进行干酪根显微组分检测，利用YSB全自动多功能抽提仪对17块岩心进行氯仿沥青 “A”分析；使用高低渗透率测定仪、氦孔隙度测量仪、液体饱和装置对135块岩心进行常规物性检测；利用XD-2型X射线衍射仪对53块岩心进行常见矿物、黏土含量的定量分析；选取233块岩心进行总有机碳、吸附气解吸试验。

3 试验分析

3.1 岩石学特征

研究区J1z3岩性以黑色、黑灰色页岩为主，页理较发育，富含介壳化石，含少量碎屑颗粒、黄铁矿等，为典型半深湖相沉积。53块岩心X射线衍射全岩分析显示，主要成分为石英、长石、碳酸盐岩、黏土等矿物，其中石英质量分数平均40.2%，长石平均2.6%，碳酸盐平均19.4%，黏土平均37.8%（图1）。53块岩心黏土矿物X射线衍射分析显示，伊利石平均30.0%、高岭石平均20.0%，不含蒙脱石。脆性矿物质量分数平均62.2%，巴耐特页岩石英质量分数为23.0%～72.0%，平均为48.0%。对比北美页岩［1］，J1z3泥页岩脆性矿物含量与北美巴耐特页岩相当，利于压裂改造。

图1 研究区J1z3岩心X射线衍射全岩分析统计图

3.2 物性特征

研究区J1z3的591.0～643.0m井段125块岩心物性分析显示：孔隙度在0.5%～6.9%之间，平均2.5%，集中分布在1.0%～4.0%范围内；上部591.0～625.0m井段孔隙度相对较高，平均为2.8%；下部625.0～643.0m井段孔隙度相对较低，平均为1.6；渗透率极低，在0.004～12.0mD之间，平均0.6mD；储层整体表现为特低孔、特低渗特征 （图2）。因此，研究区页岩气的开发需要对储层进行压裂改造，增强其渗透性。

研究区J1z3的591.0～643.0m井段页岩储集空间以细微孔隙为主，细微孔隙均为粒间孔，部分相互连通，微细孔径多在10μm以内，偶见斜裂缝。其中井深595.0m分布少量碎屑颗粒、黄铁矿等，泥质间微细粒间孔隙少 （图3（a））；井深615.0m细微孔隙均为粒间孔，孔径在10μm以内 （图3（b））；井深617.0m和618.0m薄片偏光图像显示，存在斜裂缝 （图3（c）、（d））。细微孔隙、微裂缝的存在增大了游离气存贮空间，有利于储层改造。

图2 研究区J1z3孔隙度及渗透率分布直方图

图3 研究区J1z3电镜、薄片图

3.3 岩石热解试验

3.3.1 有机质丰度

研究区J1z3的591.0～643.0m井段119块含气页岩岩心有机碳样品试验结果表明：总有机碳质量分数（w（TOC））最小0.4%，最大3.2%，平均1.3%；其中47块岩心w（TOC）＜1.0%，64块岩心w（TOC）在1.0%～2.0%之间，8块岩心w（TOC）＞2.0%（图4）；氯仿沥青 “A”最小0.12%，最大0.46%，平均0.24%。区内含气页岩段w（TOC）多在1.0%以上，整体有机质丰度较高，对比北美地区及四川盆地的有机质丰度［1］，J1z3页岩气储层处于勘探较有利的地化指标范围之内。

3.3.2 有机质类型与演化程度

研究区J1z3岩心干酪根镜检分析结果显示：有机质类型以腐植－腐泥型Ⅱ1为主，占88%，腐泥-腐植型Ⅱ2占12%（见表1）。岩心干酪根类型指数一般在20.7～62.0之间，平均49.2。岩心干酪根镜质体反射率样品分析显示，最大1.5%，最小0.8%，平均1.3%。有机质演化程度适中，类型匹配合理，属于凝析油－湿气的成熟－高成熟阶段，有利于天然气的生成和自身吸附。

图4 J1z3页岩岩心有机质丰度频率直方图

表1 研究区J1z3有机质类型试验分析统计表

3.4 页岩含气量

研究区J1z3的591.0～643.0m井段，气测异常显示明显，全烃体积分数由0.02%升高至1.20%，甲烷由0.01%升高至0.69%，乙烷由0%升高至0.04%，丙烷由0%升高至0.01%，其他组分为0。烃对比系数在10～60之间，平均25。钻井液相对密度在1.18～1.19之间，漏斗黏度62～70s，无明显变化。对20块岩心进行解吸气试验，试验温度为30℃，测得总气量在0.17～0.82m3／t之间，平均0.57m3／t。试验温度与地层温度接近，无须对解吸得到的吸附气含量进行校正。反演求得页岩气储层平均朗氏体积 （饱和吸附体积）VL＝1.18m3／t，朗氏压力pL＝2.35MPa；吸附气质量体积 （Gs）与w（TOC）呈线性相关 （图5）。

建页HF-1井J1z3的591.0～643.0m井段的页岩总含气量在0.85～2.04m3／t之间，平均总含气量为1.28m3／t，其中吸附气约占44.5%，游离气约占55.5%，吸附气含量与游离气含量近似1∶1，与北美地区发现的页岩气田数据接近。

图5 J1z3岩心样品吸附气与有机碳质量分数关系

3.5 天然气组分

对建页HF-1井水平段分段压裂试气，初期获12000m3／d产能。通过4次取样分析，天然气成分以甲烷为主，体积分数90.03%～91.71%，平均91.71%；其他组分含量见图6。天然气纯净，不含剧毒气体硫化氢，相对密度0.61～0.64，临界压力4.56～4.58MPa，临界温度200.1～204.3K。

3.6 岩石力学参数

研究区J1z3岩心样品岩石力学参数测试结果见表2。

图6 J1z3天然气组分分析直方图

表2 研究区J1z3岩心弹性模量与泊松比测量数据

弹性模量为18.6～38.1GPa， 平 均30.0GPa；泊松比为0.12～0.28，平均0.21；综合脆性指数平均51.7%。泊松比小、弹性模量高，水平井压裂改造有利于形成 多 缝－网 状 裂 缝［14，16，17］（图7），相比建111井页岩气层可改造性要好，较涪陵地区JY1HF井页岩气层可改造性要差。岩心样品岩石力学参数的测定为利用常规测井资料建立储层泊松比、弹性模量及综合脆性指数计算模型创造了条件。

图7 研究区J1z3泊松比-弹性模量评价图版

4 结论

1）建南构造J1z3中下部含气泥页岩储层厚约60m，孔隙度一般为1.0%～4.0%，平均2.5%，渗透率极低，气层无自然产能，需要进行压裂改造。

2）建南构造J1z3脆性矿物石英、长石和碳酸盐岩平均质量分数分别为40.2%、2.6%和19.4%，总体达到62.2%；泊松比平均0.21，弹性模量平均30.0GPa，综合脆性指数平均51.7%；页岩储层有利于实施大型加砂压裂工艺改造，并易于形成网络裂缝。

3）建南构造J1z3泥页岩w（TOC）集中分布在1.0%～3.0%之间，与吸附气含量呈线性相关；有机质类型以Ⅱ1型为主，有机质热演化程度一般为0.8%～1.5%，有机质演化度适中，泥页岩地化指标均处于较有利的勘探范围之内。

4）建南构造J1z3页岩天然气成分主要为甲烷，不含硫化氢，有利于低成本安全开发。

本文属于中石化石油工程技术服务有限公司科技攻关项目 （SG1305）的产出论文。

［1］司马立强，李清，闫建平，等 .中国与北美地区页岩气储层岩石组构差异性分析及其意义 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2013，35（9）：29～33.

［2］侯读杰，包书景，毛小平，等 .页岩气资源潜力评价的几个关键问题讨论 ［J］.地球科学与环境学报，2012，34（3）：7～16.

［3］邹才能，朱如凯，吴松涛，等.常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望——以中国致密油和致密气为例 ［J］.石油学报，2012，33（2）：173～187.

［4］马永生，冯建辉，牟泽辉，等 .中国石化非常规油气资源潜力及勘探进展 ［J］.中国工程科学，2012，14（6）：23～29.

［5］许长春 .国内页岩气地质理论研究进展 ［J］.特种油气藏，2012，19（2）：9～16.

［6］董丙响，程远方，刘钰川，等 .页岩气储层岩石物理性质 ［J］.西安石油大学学报 （自然科学版），2013，28（1）：25～28，36.

［7］鲍云杰，杨振恒，杨琦，等 .一种泥页岩脆裂性质表征方法及其地质意义 ［J］.石油地质实验，2013，35（6）：694～697.

［8］石文睿，王荣，黄强，等 .川东鄂西某页岩气井气录测井解释评价研究 ［J］.录井工程，2012，23（1）：25～29.

［9］郭少斌，黄磊 .页岩气储层含气性影响因素及储层评价 ［J］.石油地质实验，2013，35（6）：601～606.

［10］杨小兵，杨争发，谢冰，等 .页岩气储层测井解释评价技术 ［J］.天然气工业，2012，32（9）：33～36.

［11］戴长林，石文睿，程俊，等 .基于随钻录井资料确定页岩气储层参数 ［J］.天然气工业，2012，32（12）：17～21.

［12］赵金洲，任岚，胡永全 .页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析 ［J］.西南石油大学学报 （自然科学版），2013，35（1）：1～9.

［13］叶静，胡永全，叶生林，等 .页岩气藏水力压裂技术进展 ［J］.天然气勘探与开发，2012，35（4）：64～67.

［14］石文睿，张占松，张智琳，等 .偶极阵列声波测井在页岩气储层评价中的应用 ［J］.江汉石油职工大学学报，2013，26（6）：54～57.

［15］陈志蓉，石文睿，张占松，等 .建南构造东岳庙段页岩气层测录井特征研究 ［J］.江汉石油职工大学学报，2014，27（1）：25～28.

［16］刘德华，肖佳林，关富佳 .页岩气开发技术现状及研究方向 ［J］.石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2011，33（1）：119～122.

［17］Rickman R，Mullen M J，Petre J E，etal.A practica1use of shale petrophysics for stimulation design optimization：all shale plays are not clones of the Banrett Shale［J］.SPE115258，2008.

［编辑］ 龚丹

Experimental Study on Shale Gas Cores in Dongyuemiao Area of Jiannan Structure

FENG Aiguo，ZHANG Jianping，ZHAO Hongyan，SHI Yuanhui，REN Yuan，LI Guanghua （First Author' s Address：Logging Company，Sinopec Oilfield Service Jianghan Corporation，Qianjiang433123，Hubei，China）

Wellblock J111in Jiannan Structure was a first block of commercial development for shale gas in SINOPEC.In order to grasp and deeply study the shale gas reservoir characteristics and its enrichment rules in Jiannan Structure，continuous coring of 83.5min 564.0～649.0min Dongyumiao section of Ziliujing Formation was performed in Well JY HF-1and cores were tested.The core experimental analysis showed that the porosity was distributed at a range of 1%～4%，average was 2.5%，permeability was 0.004～12.0mD with average of 0.6mD，it was characterized by low porosity and low permeability，the organic carbon content was 0.4%～3.2%with an average of 1.3%，the thermal evolution degree was 0.8%～1.5%，organic matter type was TypeⅡ1，geochemical index was within the range of favorable exploration level，the brittle mineral content was average of 62.2%，Poisson' s ratio was 0.21on an average，Young' s modulus was average of 30.0GPa，comprehensive brittleness index was average of 51.7%，fracture was easy to form network cracks，the natural gas composition was mainly methane without containing hydrogen sulfide.The experimental results provide guidance for exploration and development of shale gas in Jiannan Structure and as well as for the similar shale gas exploration in our country.

Jiannan Structure；Dongyuemiao section；shale gas；core experiment

TE122.113

A

1000-9752（2014）04-0038-06

2014-02-19

冯爱国 （1963-），男，1985年江汉石油学院毕业，硕士，高级工程师，主要从事测录井技术与装备的管理工作。