页岩储层非均质性分析——以四川长宁地区下志留统龙马溪组为例

曾靖珂，潘仁芳，金晓凡，杨宝刚，鄢杰

（1.长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100；2.长江大学油气资源与勘查技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100）

页岩储层非均质性分析
——以四川长宁地区下志留统龙马溪组为例

曾靖珂1，2，潘仁芳1，2，金晓凡1，2，杨宝刚1，2，鄢杰1，2

（1.长江大学地球科学学院，湖北 武汉 430100；2.长江大学油气资源与勘查技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100）

页岩储层有别于常规储层，低孔低渗的特性决定了其储层非均质的复杂性。国内针对页岩储层非均质特征评价工作开展的还相对较少，目前没有完善的评价标准。在详细调研国内外储层非均质性研究的基础上，文中分别从平面、层内、微观3个方面对有机质体积分数、成熟度、孔隙度、矿物组分的非均质性特征进行对比研究，并根据研究结果做出相应分析。分析结果表明：四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩储层纵、横向上非均质特征均明显，夹层发育，热成熟度高，镜质体反射率（Ro）达3.8%；石英等脆性矿物体积分数高，孔隙、微裂隙发育且配置好，页岩储层物性好，勘探开发潜力大。

非均质特征；矿物组分；龙马溪组；页岩储层；四川盆地

0　引言

页岩储层非均质性的研究对页岩气的开采具有一定的指导意义。国外的页岩储层非均质性研究主要集中在3个方面：1）研究页岩三维方向的应力各向异性；2）研究裂缝在空间上分布的非均质性对页岩气渗流和气井产能的影响；3）选取页岩纵向和横向的非均质特征敏感参数，建立响应的地质模型，预测地层纵横向岩性非均质性特征，进而评价页岩生气潜力［1］。国内的学者多以四川盆地为研究区开展页岩储层非均质特性的研究。针对页岩储层的特殊性，将页岩评价分为有机及无机评价。有机质的非均质评价主要包括测录井、地化、解吸吸附实验等方法，研究有机质体积分数（TOC）及含气性特征等［2-3］；无机非均质性评价主要包括对页岩黏土矿物组成成分、脆性度、薄砂岩夹层发育及裂缝、孔隙分布特征研究等。

本文从平面、层内和微观3个方面，分析了泥页岩非均质性特征。平面非均质性主要受区域沉积特征和泥页岩有机地球化学特征控制；层内非均质性则主要反映在井间差异和单井矿物组分差异上；微观非均质性主要受孔隙类型和基质微裂缝影响。综合分析认为，四川长宁地区龙马溪组页岩气储层非均质性特征明显，对页岩气井产能和页岩气采收率有重要影响。

1　平面非均质特征

四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组泥页岩分布广泛，平面上厚度差异大，有机质体积分数变化范围较大，平面非均质性强，成为控制页岩储层含气量的主要因素，具有形成优质页岩气藏的良好条件。

1.1区域地质沉积构造演化特征

四川盆地位于中国西南地区，扬子地台较稳定的部分，是中国陆上大型沉积盆地，也是国内重要的天然气产区之一。

盆地构造演化经历了古生代—中三叠世克拉通盆地和晚三叠世—新生代陆相盆地两大阶段。长宁地区自沉积以来，经历了长期的构造沉降，短期的构造抬升。在龙马溪早期，海平面上升，沉积主要为黑色、灰黑色的碳质、硅质页岩、钙质泥岩，沉积主体为局限的深水陆棚，沉积厚度为40～200 m，沉积中心页岩层厚度大于20 m，有机质类型属于腐泥型，有机质丰度和热演化程度均较高，是龙马溪有效烃源岩发育的主要时期。而到了龙马溪晚期，沉积水体变浅，页岩沉积厚度减薄，沉积主要为灰绿色、黄绿色薄层泥页岩，粉砂岩发育，为浅水陆棚相，沉积中心向西南迁移［4-6］。页岩厚度在平面上的非均质性主要受川中隆起、黔中隆起及一些水下隆起控制，形成的厚度差异及变化见图1。

图1　四川盆地长宁地区页岩厚度变化平面分布

1.2有机质丰度平面展布特征

TOC是页岩储层生烃能力评价的一个重要指标，它不仅能够衡量生烃强度和生烃量，而且还能够决定页岩中吸附气体积分数的高低［6］。

为了对长宁地区龙马溪组页岩储层TOC进行平面分布差异上进行直观展现，根据长宁地区若干口气井（见图1b内红框区域）的在龙马溪组的TOC的均值统计，结合沉积环境、构造演化特征，大致的体积分数分布如图所示（见图2）。由图2可以看出，TOC的变化由东至西呈现出先降低（3.6%～3.0%）再增大（3.0%～4.0%）的趋势。沉积环境的差异是导致平面上TOC变化的主要控制因素，如在半深水—深水陆棚的沉积环境下，沉积早期至晚期，沉积中心自东北向西南偏移，与TOC的变化趋势一致。

图2　长宁地区下志留统龙马溪组TOC平面分布

2　层内非均质特征

研究页岩储层的层内非均质性，可根据连井剖面及相应的线性关系分析，对一个页岩层内的垂向、横向的岩性变化特征，总层、夹层的厚度，有机地化指标变化特征等因素，在研究区上进行小范围分析［7-10］。四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组泥页岩储层厚度横向变化大，夹层发育情况良好，导致龙马溪组页岩层内横向非均质性强。根据岩心的取样分析可看出，页岩层内纵向上地化参数随埋深变化明显，经对比发现，龙马溪组页岩层内纵向上非均质性强。

2.1连井剖面分析

志留统龙马溪组页岩气储层主要由一系列黑色、暗色泥页岩层，灰岩及砂岩夹层组合而成（见图3）。宁201井—宁203井连井剖面表明，龙马溪组页岩气层的厚度在横向上未出现较大的变化，但是2口井目的层在海拔深度上有较大差异，说明2口气井之间的地层可能出现过较大断裂。宁203井—宁210井连井剖面表明，志留系龙马溪组地层总厚度、泥页岩单层厚度及发育层数横向变化明显。根据连井剖面的变化特征可见，龙马溪组页岩气储层层间横向非均质性特征明显，主要受泥页岩层发育厚度、深度和层数控制。

图3　龙马溪组邻井间地层解释层段对比

2.2有机地化指标分析

从不同井段中值深度的样品中，选取样品共46块，部分样品的基本数据见表1。选取的样品多为黑灰色硅质泥页岩，其中龙马溪组干酪根类型为Ⅰ型，样品中Ro在3.0%～3.9%。

由样品分析可知，随着深度的增加，有机质成熟度呈增加趋势，Ro在龙马溪组至宝塔组内的纵向增加，与埋深具有明显线性关系，拟合系数达0.977 5。由图4可知，有机地化指标层内纵向非均质性明显，主要受埋深、温度、压力的控制［10］。

表1　部分宁201样品参数

图4　宁201井龙马溪组页岩埋深与Ro的关系

3　微观非均质特征

页岩储层微观非均质性的研究对页岩气储存、富集和运移具有很大影响。孔隙、微裂隙发育且配置好的页岩储层物性好，勘探开发潜力大［10-11］。

3.1矿物组分非均质性

页岩储层中黏土矿物的成因类型主要有沉积成因、新生成的、自生的。不同黏土矿物对页岩气的吸附能力不一样：伊利石、蒙脱石吸附能力较强强，高岭石则相对弱很多（见图5）。黏土矿物体积分数低，会影响页岩气的吸附量，黏土矿物体积分数高，又会影响岩石的脆性，以致影响天然裂缝的形成及人工后期水力压裂，在开发中难以形成复杂的网状裂缝［10-12］。所以，在含气量充足的前提下，岩石脆性越高产气量越大，高脆性矿物的体积分数对页岩气采收率的提高十分重要。

与陆相页岩储层相比，还原环境下深海陆棚沉积的页岩储层的矿物组分在微观尺度变化幅度较小［13］。以四川盆地长宁宁201井龙马溪组下部层段4个不同深度的取样测量层段为样本，实验结果如图6所示。从图中可见：该储层主要矿物类型为石英，其次为黏土矿物中的伊利石，脆性矿物主要为石英粉砂及碳酸盐类矿物，黏土矿物主要有伊利石、绿泥石、伊蒙混层。具体来说，伊利石体积分数为10%～29%，样品间体积分数变化大；石英长石矿物体积分数为25%～47%；黄铁矿在样品中普遍存在，体积分数为2%～5%。

图5　吸附气体积分数与黏土矿物类型的关系

图6　宁201井矿物组分

根据Daniel提出岩石脆性度等于岩石中石英体积分数与石英、碳酸盐矿物、黏土体积分数和之比，计算出了宁201井泥页岩样品岩石脆度（见表2）。结果表明，不同深度的不同脆性矿物含量差异明显，脆性度为0.5～0.6，变化不明显，反映了龙马溪组页岩储层矿物脆性度大，非均质性较弱的特点［12-14］。

总体看来，样品矿物种类没有明显的差异，但是各组分的体积分数及所占比例出现了显著的差异，反映该页岩储层脆性较大，矿物非均质性较好。

表2　宁201井部分样品矿物组分体积分数

3.2微观孔隙非均质性

在微观尺度下，页岩储层有机质孔类型与分布差别较大，非均质性明显。利用扫描电镜，分别观测100，50，30，10 μm视野级别下矿物组分（见图7）。可以看出：在100 μm视野下，可见许多粉砂质颗粒被大量富含碎屑黏土基质包络，分布紧密，其间孔隙较难观测；在50 μm视野下，碎屑颗粒包括石英，长石并被富含碎屑黏土的基质支撑。大量的碎屑基质主要由伊利石组成。自生矿物包括方解石，黄铁矿（蜂窝状）。可见一些基质已经被二氧化硅交代；在30 μm视野下，可见大量的蜂窝状黄铁矿，分散在黏土矿物与脆性颗粒矿物中；在10 μm视野下，可见粉砂级石英颗粒矿物内孔隙、黄铁矿晶体间孔隙及少量孔隙。

图7　扫描电镜观测矿物组分在不同微米级别的非均质性

页岩层段微孔隙系统主要由黏土碎屑、基质及交代基质的自生晶体中连通性极差的微孔隙组成，可见微孔隙的形态、成因与分布与矿物组分的微观非均质性息息相关［14-16］。因目的层Ro＞3.0%，有机质成熟度高导致储层内有机质孔可能发生碳化，孔隙度降低，所以视野范围内少见有机质粒内孔。有机质粒内孔主要受矿物组分及沉积因素的影响。微裂缝可见多处有机质缝和层间缝，其形态类型多样，分布广泛，与有机质孔连通性好，对气体运移和顺利排出有较大的帮助［17-18］。

4　结论

1）研究区因沉积环境和构造运动的影响，导致页岩层厚度的区域变化，厚度在平面上的非均质性强弱对有机质丰度及成熟度都会产生相应的影响，导致了有机地化参数在区域平面上的非均质性变化。

2）从四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组宁201—宁203—宁210井连井剖面可以看出龙马溪组泥页岩层内横向上页岩层厚度、发育层数及夹层特征变化明显，横向非均质性较强；有机地化指标的差异表明了页岩储层纵向上非均质性强，其中有机质热演化程度高，是龙马溪组泥页岩非均质性的主控因素。

3）长宁地区下志留统龙马溪组泥页岩储层在微观尺度上矿物体积分数及比重差异明显，脆性矿物体积分数高于35%，页岩储层物性好、勘探开发潜力大。在不同精度的扫描电镜下可见黏土矿物层间孔隙，少见有机质孔隙，孔喉半径小，具有低孔低渗特征，微裂缝类型和分布广泛，连通性好，微观非均质性强。

4）页岩储层非均质性研究提供了对储层评价的新标准，可以更好地指导页岩气开发中对优质层位的圈定。长宁地区页岩储层分布广，厚度变化大，有机质成熟度高，岩石脆度高，微裂缝连通性好，为天然裂缝呈网状形成和后期的压裂提供了良好的条件，页岩气资源潜力巨大。

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（编辑赵旭亚）

Research of shale reservoir heterogeneity：a case of Lower Silurian Longmaxi Formation in Changning Area，Sichuan Basin

ZENG Jingke1，2，PAN Renfang1，2，JIN Xiaofan1，2，YANG Baogang1，2，YAN Jie1，2
（1.School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China；2.MOE Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Yangtze University，Wuhan 430100，China）

Different from conventional reservoir，shale reservoirs，with low porosity and permeability，have complex inhomogeneous properties.The evaluation of shale gas reservoir heterogeneity characteristics in China is still relatively rare，and there is not an evaluation standard.Based on the detailed investigation and research in China and abroad，the organic matter content，maturity，porosity and mineral composition heterogeneity were studied from areal，inlayer and micro-pore scales，and the corresponding analysis according to the results of the study was made.The analysis shows that Lower Silurian Longmaxi Formation shale reservoirs in Changning Area，Sichuan Basin have such characteristics as obvious longitudinal and horizontal heterogeneity，developed interlayer，high quartz and other brittle high mineral contents，thermal maturity，near to 3.8%Ro，configured pore and micro fractures，good shale reservoir property，and great exploration and development potential.

heterogeneity；mineral composition；Longmaxi Formation；shale reservoirs；Sichuan Basin

国家自然科学基金项目“页岩油、气甜点地质构成要素研究”（41472123）

TE122

A

10.6056/dkyqt201602003

2015-11-08；改回日期：2016-01-15。

曾靖珂，女，1991年生，在读硕士研究生，主要研究方向为非常规油气勘探。E-mail：524734346@qq.com。

引用格式：曾靖珂，潘仁芳，金晓凡，等.页岩储层非均质性分析：以四川长宁地区下志留统龙马溪组为例［J］.断块油气田，2016，23（2）：146-150. ZENG Jingke，PAN Renfang，JIN Xiaofan，et al.Research of shale reservoir heterogeneity：a case of Lower Silurian Longmaxi Formation in Changning Area，Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：146-150.