黔西南区旧司组页岩气储存特征及有利区优选

2014-09-12张本杰明方平

天然气技术与经济 2014年3期

张本杰秦琴明方平刘甲张伟郭斌

（贵州煤矿地质工程咨询与地质环境监测中心，贵州贵阳 550081）

0 引言

作为烃类气体的页岩气，用途十分广泛。页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的天然气。裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一［1］。贵州省黔西南区下石炭统旧司组（C1j）黑色页岩层位和厚度分布较稳定，有机质含量较高，分布范围广，总面积34 722 km2，微孔隙及微裂缝较发育，储存条件较好，页岩气资源丰富，具勘探潜力，是本区最佳含气页岩层系。

1 地质背景

黔西南区下石炭统分为汤粑沟组（C1t）、旧司组（C1j）、上司组（C1s）。

汤粑沟组（C1t）为灰、深灰色中—厚层状灰岩、燧石灰岩夹硅质灰岩及薄层黑色泥页岩。组厚100～300 m。

旧司组（C1j）为灰、深灰、灰黑色中—厚层状灰岩、泥灰岩、白云质灰岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、页岩，页岩水平层理发育，含铁锰质结核，北西部下部夹1～7层薄煤层。组厚0～992 m，一般300～400 m。南部、北东方向变薄至尖灭。

上司组（C1s）为浅灰、灰、深灰中—厚层状白云岩、灰质白云岩、白云质灰岩、灰岩夹砂泥岩及黑色泥页岩。组厚50～350 m。

区域构造属上扬子陆块毕节弧形构造区、六盘水复杂变形区、普安山字形构造区、黔西南涡轮构造区和黔南弧形构造区。褶皱以北西向展布为主，北东向、东西向、南北向次之，背、向斜一般宽阔舒缓；断裂呈北东向、北西向展布为主，走向断层较发育［2］。威宁北西及南东、水城以南、晴隆以北、兴仁以东构造相对较简单，无断距50 m以上断层（图1）。

2 页岩气储存特征

2.1 页岩储层及展布

北西部旧司组（C1j）为海陆交互相—浅海相沉积，其余地区为浅海相沉积。

深色页岩在北西部及中部位于旧司组（C1j）下部，南部位于旧司组（C1j）上部，页岩单层厚10～60 m，沉积连续厚度50～119 m，泥地比为40%～78%，泥地比等值线与页岩厚度变化趋势相同。主要分布于北西部和中部，北西部厚，西部及南部薄。

图1 黔西南区构造分布图

2.2 页岩有机质及热演化特征

2.2.1 有机质丰度及类型

页岩有机碳含量（TOC）为0.46%～5.76%，一般为0.82%～2.42%，平均为1.33%，总体上有机质丰度中等，页岩生烃能力较强。平面上，威宁—水城—晴隆一线TOC大于1.50%，往两侧逐渐减少。纵向上，随着深度增加TOC具增大趋势。晴页2井730.30～733.55 m处TOC值高达4.44%～5.76%。

有机质显微组分以壳质组为主，腐泥组和镜质组其次，惰质组较少。干酪根指数TI值在-13～84之间，有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，少有Ⅲ型和Ⅰ型。

2.2.2 热演化程度

有机质成熟度（Ro）为1.11%～4.87%，一般为2.13%～3.11%，平均为2.71%，总体热演化程度高，处于过成熟早期生干气阶段。平面上，Ro为1.11%～2.0%分布在西部及南部，Ro为2.0%～3.0%主要分布在北西部及中部，Ro大于3.0%分布在中南部。纵向上，据威页1井和晴页2井样品测试结果，Ro随深度增加有增大趋势（图2），晴页2井716～733 m处Ro值高达4.49%～4.87%。

据白兆华等，含气页岩的热成熟度越高页岩中赋存的气体也越多，表明其热成熟度越高生气量越大［3］。

图2 旧司组Ro随深度变化图

2.3 矿物成分与岩石力学特征

2.3.1 矿物成分

矿物成分以石英为主（最高达66.37%，平均为41.62%），其次为黏土矿物、碳酸盐岩、长石、铁矿物、石膏（表1）。

表1 旧司组页岩矿物特征表

碳酸盐岩主要为方解石、白云石；铁矿物主要为黄铁矿、菱铁矿；黏土矿物以伊利石为主，高岭石、蒙脱石次之，绿泥石较少。

平面上，脆性矿物在中部区域含量高，黏土矿物含量低。纵向上，北西部、中部脆性矿物与TOC呈正相关，在南部随深度增加呈减少趋势。

总体上，页岩砂质脆性矿物和自生脆性矿物含量较高（平均60.28%），石英和长石总量平均45.55%，碳酸盐岩最高达90.6%，平均14.73%。页岩脆性较强，易形成裂隙，具有较好的破裂潜力，对页岩气商业开采有利。

2.3.2 岩石力学

自然状态下，页岩抗压强度为11.30～55.70 MPa，平均31.90 MPa；抗拉强度为3.20～24.37 MPa，平均7.41 MPa；弹性模量Et为（21.4～29）×103MPa，平均23.58×103MPa；泊松比为0.19～0.26，平均0.24；含水率为0.58%～1.61%，平均0.94%。饱和状态下抗压、抗拉强度降低28%～69%，说明水介质对页岩强度有一定“软化作用”，孔隙率越高，含水率越高，影响越大。从泊松比可看出，页岩受挤压后的膨胀率较低，较利于页岩气储层压裂改造。

2.4 储渗与保存特征

2.4.1 储渗

页岩密度为2.05～2.72 g／cm3，平均2.61 g／cm3。孔隙度为1.67%～3.76%，平均2.69%，孔隙度低；渗透率为0.001 3～0.190 0 mD，平均0.019 1 mD，渗透率特低。

据晴页2井样品测试成果，纵向上孔隙度随深度增加呈起伏之势，渗透率随深度增加而呈增大之势（图3）。储集层总体致密，但仍具备较好的储集条件［4］。页岩储层属特低渗—致密储层，具备一定的储集能力［5］。

图3 晴页2井孔隙度、渗透率随深度变化图

孔隙结构和类型：页岩BET比表面9.589 m2／g，BJH总孔体积为0.030 mL／g，BJH平均孔径13.251 nm。以中孔孔隙为主，微孔、中孔和宏孔体积分别占总孔体积的10.09%、77.93%和11.98%。孔隙以溶蚀孔、有机孔、晶内孔、晶内微孔缝为主。QXN⁃WZ-60样溶蚀孔孔径300～8 000 nm，QY2-44样有机孔中发育微孔隙多个，孔径10～30 nm（图4）。

孔喉：孔喉半径为23.79～127.51 nm，平均64.07 nm。据QY2-41核磁共振测试成果：孔喉半径30～125 nm分布频率占10%～15%。

裂缝特征：宏观裂缝较发育，主要为构造裂缝和成岩层间裂缝。裂缝以高角度裂隙为主，少量低角度裂缝，局部见高角度裂缝相切。裂缝大多被方解石充填，偶尔有少量黄铁矿。微裂缝也较发育，多呈明显锯齿状。QXNWZ-60样裂缝长大于80μm、宽0.3～1 μm，QY2-44样微裂缝长大于40 μm、宽0.4～1.6 μm。

图4 旧司组页岩孔隙发育特征图

页岩（泥岩）中蕴含着丰富的微孔隙、微裂隙，这些微孔隙与微裂隙是页岩气重要的储存空间与流通通道［6］。

2.4.2 保存条件

区内以低中山地貌为主，其次为中山，仅北西部、中部局部为高中山，大部分地形高差较小。烃源岩埋深200～4 000 m。

上覆盖层为下石炭统上司组灰岩夹砂岩、砂泥岩，中二叠统梁山组石英砂岩、砂泥岩，上二叠统龙潭组砂岩、砂泥岩，保存条件较好。

2.5 含气性特征

总含气量为 0.12～2.94 m3／t，一般为 0.5～2.1 m3／t，平均为0.99 m3／t，威宁以北及晴隆北西高，水城以西及以北低；纵向上随深度增加有增高趋势，晴页2井719.34～731.81 m处总含气量高达2.08～2.35 m3／t。

储集方式以吸附气为主，占总含气量的62%～95%，游离气次之。气体组分以CH4（占52%～91%）为主，其余为C2H6及混入的N2和CO2。据气体同位素测定结果：δC13值为-34.8‰～-15.1‰，北西部及中部为油型裂解气成因，南部为无机气和煤层气成因。

3 页岩气有利区优选

3.1 优选条件

有利区优选应考虑以下主要条件：① 泥页岩厚度稳定，海相单层厚度≥10 m，连续厚度≥30 m，连续分布面积≥200 km2；② TOC平均≥1.5%；③ 总含气量≥0.5 m3／t；④ 埋深300～4 500 m，地形高差较小，保存条件中等～好［7］；⑤ 页岩硅质含量≥40%，有一定的孔隙度，发育裂隙；⑥ 构造相对简单，地层横向产状无突变，上覆碎屑岩盖层；⑦ 交通条件较好，地震勘探和钻探工程相对便利［4］698。