川南地区五峰组-龙马溪组黑色页岩储层特征

韩 超,吴明昊,吝 文,孔祥鑫,姜在兴,高丽华,韩作振,5

(1.山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590;2.路易斯安那州立大学地质与地球物理系,路易斯安那州巴吞鲁日70803;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院非常规油气重点实验室,河北廊坊065007;4.中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;5.海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛266071)

川南地区五峰组-龙马溪组黑色页岩储层特征

韩 超1,吴明昊2,吝 文3,孔祥鑫4,姜在兴4,高丽华1,韩作振1,5

(1.山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590;2.路易斯安那州立大学地质与地球物理系,路易斯安那州巴吞鲁日70803;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院非常规油气重点实验室,河北廊坊065007;4.中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;5.海洋国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室,山东青岛266071)

通过岩心、薄片、X-衍射、扫描电镜、测井等分析测试,对川南地区威远、长宁、昭通三区块五峰组-龙马溪组黑色页岩矿物组分、有机地化、储集空间、物性和含气性特征进行研究,制定页岩岩相划分方案,分析黑色页岩储层控制因素,优选研究区有利储层。结果表明:根据有机组分和无机组分相结合原则制定的岩相划分方案在研究区识别出14种岩相;目的层黑色页岩有机质含量高,均值大于2%,有机质成熟度高,等效镜质体反射率均值为2.5%,处于高成熟阶段;硅质页岩物性和含气性较好,游离气组分含量较高,混合型页岩次之,钙质页岩物性和含气性最差,几乎不含游离气,游离气是导致硅质页岩含气性较好的重要因素;粒间孔隙主要沿石英颗粒发育,多为宏孔,主要发育于硅质页岩中,是造成硅质页岩物性及含气性好、游离气组分含量较高的主要原因;长宁地区主要发育Ⅰ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度可达44.7 m,是研究区页岩气储层最有利区块。

川南地区;五峰-龙马溪组;岩相;储层特征;储层评价

页岩气具有自生自储、连续聚集的特点[1-3],主要以吸附气和游离气的形式储存在页岩中,少数以溶解气的形式储存[4-5]。全球页岩气资源量约为450×1012m3,与常规天然气相当,是一种资源潜力巨大的非常规油气资源[6]。受益于水平井和压裂技术的创新和发展,页岩气的产量得到了极大提高[7-8]。目前北美页岩气已经开始了大规模商业性勘探和开发,中国页岩气尚处于资源评价与勘探开发的启动阶段[8-10]。其中在重庆涪陵地区的JY1井取得了较大突破,可以稳产60000 m3/d。但同一稳定区块页岩气井产量差别大,中国学者多认为页岩气储层的非均质性是造成这种现象的主要原因[1]。另外,页岩气储层孔渗极差,含有大量的纳米孔隙,其孔隙特征和岩相类型对页岩气的储存和运移具有重要意义[11-13]。川南地区奥陶系上统五峰组和志留系下统龙马溪组发育黑色页岩,有机质、脆性矿物含量高,含气性较好,是页岩气勘探开发的有利区块[14]。区内黑色页岩孔隙类型丰富,发育粒间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝等[15-16],孔隙大小以微孔和介孔为主,宏孔较少[17]。一般认为沉积环境、矿物组分、有机质含量、层序地层等是控制储层发育的重要因素[18-19]。目前为止,页岩岩相划分通常考虑矿物组分、结构特征和有机碳含量[13,20-21],甚至水动力条件[22],但尚未提出系统的页岩岩相划分方案,岩相与页岩气储层的关系研究也相对较少。笔者通过岩心、薄片观察、X-射线衍射、电镜扫描、测井等分析测试手段对威远、长宁、昭通3个区块五峰组和龙马溪组下部黑色页岩地球化学、物性和含气性等特征进行研究,以期对研究区页岩气勘探和开发提供依据。

1 地质概况

四川盆地位于扬子准地台西部,是扬子地台较稳定部分,为中国重要的天然气产区。北部与秦岭褶皱带相邻,东南和西南与滇黔川鄂台褶皱带相邻,西部与松潘甘孜褶皱带相邻[13-14]。盆地古生代—中三叠世为稳定的克拉通阶段,发育以碳酸盐岩和页岩为主的海相地层;晚三叠世—新生代为陆相前陆盆地阶段,发育陆相碎屑岩沉积,区域地层发育齐全,出露前震旦系至第四纪[23]。川南威远、长宁和昭通地区下志留统龙马溪组底部和上奥陶统五峰组发育富有机质黑色页岩,为本次研究的主要区域(图1)。

2 研究区页岩岩相划分

研究区黑色页岩主要由黏土矿物、碳酸盐矿物、石英组成,此外还包括长石、黄铁矿等其他矿物(图2)。石英以隐晶质自生石英为主,陆源石英含量较少。有机质和矿物组分对页岩气储层性质及页岩气开发具有重要作用[1,10,14,18],在本次研究中对研究区页岩的命名采用有机组分和无机组分相结合的方式。

对于有机组分,在页岩油研究过程中,通常以2%和4%为界限将储层划分为无效储层、低丰度储层和高丰度储层[24],在页岩气研究中将有机质含量大于2%称之为富有机质页岩[6],本次研究借鉴页岩油气储层分类方法以2%和4%为界限,将研究区页岩划分为低有机质页岩、中有机质页岩和高有机质页岩。

对于无机组分,研究区样品衍射及测井数据显示威远、长宁、昭通三区块富有机质泥页岩矿物含量差别较大。威远地区黏土矿物含量均值为33.5%,碳酸盐矿物含量均值为20%,石英含量均值为44.3%;长宁地区黏土矿物含量平均为32.6%,碳酸盐矿物含量平均为11.6%,石英平均含量为50.8%;昭通地区黏土矿物含量平均为33.7%,碳酸盐矿物含量平均为30.3%,石英平均含量为25.4%(图2(a))。本文中对研究区泥页岩的岩相划分主要根据矿物含量,以碳酸盐矿物、黏土矿物和石英及其他矿物组分为三端元,以各组分含量50%为界限将研究区泥页岩划分为钙质页岩(碳酸盐矿物含量大于50%)、泥质页岩(黏土含量大于50%)、硅质页岩(石英及其他矿物含量大于50%)及混合型页岩。其中混合型页岩又以碳酸盐矿物含量33%为界限分为高钙混合型页岩(碳酸盐矿物含量大于33%)和低钙混合型页岩(碳酸盐矿物含量小于33%)。根据岩相划分方案,三区块岩相类型区别明显,其中威远地区主要发育低钙混合型页岩、硅质页岩和泥质页岩,长宁地区主要发育硅质页岩,昭通地区主要发育钙质页岩和混合型页岩(图2)。通过有机质组分(低有机质、中有机质、高有机质)和无机组分(钙质页岩、硅质页岩、泥质页岩、高钙混合型页岩、低钙混合型页岩)相结合,可划分为15种岩石微相(图3),在研究区识别出14种(不发育高有机质泥质页岩)。

图1 研究区地理位置及YS106井综合柱状图Fig.1 Geographic location and lithological column of well YS106 of study area

图2 研究区页岩矿物组分及岩相划分Fig.2 Shale mineral composition and lithofacies division in study area

图3 页岩岩相划分Fig.3 Shale lithofacies classification

3 储层特征

研究区目的层黑色页岩主要发育Ⅰ型干酪跟,威远、长宁、昭通三区块目的层段有机碳含量均值分别为2.1%、2.4%、2.2%,相差不大。页岩含气量在钻井取心现场即时检测,含气性与有机质含量具有较好的正相关性(图4(a))。甲烷吸附实验实验温度为30℃,通过不断加压测得页岩样品的最大吸附量,实验结果表明甲烷最大吸附量与有机碳含量具有明显的正相关性(图4(b))。由于样品中镜质体含量较少,镜质体反射率(VRo)可以由沥青质反射率(BRo)计算得出[25-26],计算公式为

通过镜检沥青质反射率结合换算公式可知研究区黑色页岩等效镜质体反射率2.27%～2.75%,平均值为2.5%,处于高成熟阶段。

图4 昭通地区YS106井黑色页岩含气量及甲烷吸附量与有机碳关系Fig.4 Realationship between TOC and gas content and methane adsorption experiment

3.2 物性及含气性特征

与常规储层相比,泥页岩储层物性极差,具有较低的孔渗条件。研究区黑色页岩孔隙度0.7%～4.12%,平均值为2.19%;渗透率(0.0044～0.057)×10-3μm2,平均值为0.015×10-3μm2。碳酸盐对储层的破坏作用较为明显,由图5(b)可知碳酸盐含量与孔隙度具有较强的负相关性,相关系数R2达0.51;泥质含量和硅质含量与孔隙度具有一定的正相关性,但相关系数R2较低,约为0.2。

页岩中吸附气的计算可以根据兰格缪尔等温吸附方程计算,而游离气则通过计算有效孔隙度得出[27]。本次研究中研究区页岩含气性测井曲线由斯伦贝谢公司提供,通过对比5种岩相孔隙度和含气性特征(图6)发现:钙质页岩孔隙度和含气性最差,其次为混合型页岩、泥质页岩以及低钙混合型页岩,硅质页岩孔隙度和含气性最好。钙质页岩气体组分以吸附气为主,几乎不含游离气;泥质页岩中游离气约占20%;高钙混合型页岩页岩中游离气约占22%;低钙混合型页岩中,游离气约占30%;硅质页岩中,游离气含量最高,大于50%。游离气的富集是导致硅质页岩含气性较好的重要因素。

图5 孔隙度与碳酸盐含量的关系Fig.5 Relationship between carbonate content and porosity

图6 不同岩相孔隙度及含气性对比Fig.6 Comparsion of porosity and gas content in different shales

3.3 储集空间类型

利用氩离子剖光扫描电镜观察得出研究区富有机质页岩主要发育粒间孔隙、粒内孔隙和有机质孔隙3种。

从前面板中可以看出，在执行程序中，可以随时调整低频调制信号和高频载波信号的输出频率、幅度、采样点。体现了虚拟仪器的优势，输出波形更加直观，调试方便。

3.3.1 粒间孔隙

粒间孔隙通常发育于石英、长石、方解石、白云石、黏土矿物和黄铁矿等颗粒或者晶体之间。研究区内粒间孔隙主要沿石英颗粒和碳酸盐颗粒发育,颗粒直径通常大于50 nm,属于宏孔。

硅质页岩中沿石英颗粒边缘粒间孔隙较为发育(图7(a)、(b)),孔隙较为平滑。在钙质页岩中碳酸盐含量较高,石英颗粒边缘孔隙多被钙质充填(图7(c)),混合型页岩石英粒间孔隙发育情况介于硅质页岩和高钙混合型页岩之间。碳酸盐颗粒边缘粒间孔隙在高钙混合型页岩最为发育(图7(d))。

3.3.2 粒内孔隙

粒内孔隙在研究区页岩中发育较少,仅在方解石颗粒(图7(e))和草莓状黄铁矿(图7(f))中发育。在部分黄铁矿粒间孔隙中可见有机质充填(图7(b)),不发育粒内孔隙。

3.3.3 有机质孔

有机质孔隙在研究区各类岩相中均有发育。在未经氩离子剖光样品电镜观察实验中发现研究区页岩有机质表面呈球粒状,有机质内部孔隙极为发育(图7(g));经氩离子剖光样品电镜观察实验中有机质孔隙呈圆形、椭圆形及不规则形(图7(h))。有机质颗粒直径以2～10 μm为主,少数可达100 μm,观察中发现当有机质颗粒直径较大时,在有机质中较难发现有机质孔隙(图7(i))。有机质在热演化过程中,烃类的生成和运移会形成有机质孔。有机质孔隙的发育与有机质含量、有机质类型和成熟度密切相关[26-28]。有机质类型影响有机质孔隙的发育,一般认为海相II型干酪根比陆相III型干酪根更容易形成有机质孔隙[29]。有机质成熟度与有机质孔隙的发育仍然具有争议,部分学者认为只有样品达到生气窗后才有有机质孔隙生成[30],而部分学者认为有机质在样品在达到生油门限后就能生成[31]。

图7 研究区页岩孔隙特征Fig.7 Pore characteristics of shale in study area

3.3.4 不同岩相储集空间类型对比

利用电镜观察发现有机质孔隙和粒间孔隙为研究区主要孔隙类型(表1)。有机质孔隙的发育在研究区内主要与有机质含量有关[32],而粒间孔隙的发育则与矿物组分密切相关。粒间孔隙在硅质页岩中最为发育,混合型页岩和泥质页岩次之,在钙质页岩中较差。

表1 研究区不同岩相储集空间类型对比Table 1 Reservoir space comparison of different lithifacies in study area

4 储层评价原则及有利区优选

4.1 研究区储层评价原则

根据研究区页岩物性、含气性和孔隙类型等特征,分析认为有机质和岩相为研究区页岩评价的重要因素。有机质直接影响页岩气的生成和储存。首先有机质直接决定页岩气的生成。其次,有机质中富含有机质孔隙,对页岩气的储存也有重要意义。此外,含气量与有机质含量具有较强的正相关性(图3(a))。

不同岩相间物性、含气性、气体组分及孔隙发育特征差异较大。硅质页岩沿石英颗粒边缘发育粒间孔隙,孔隙度最高,含气性最好,气体组分中游离气含量大于60%。钙质页岩物性最差,少见粒间孔隙发育,含气性较差,几乎不含有利组分。低钙混合型页岩物性与硅质混合型页岩吸附气含量相当(图6(b)),但游离气组分较少,导致总体含气量比硅质页岩低。在电镜下观察到粒间孔隙以宏孔为主,不同岩相粒间孔隙发育情况差别较大。分析认为硅质页岩中粒间孔隙(多为宏孔)极为发育,导致硅质页岩物性较好,游离气较为富集,是硅质页岩含气性较好的重要因素。根据有机质和岩相特征将研究区页岩发育的14种岩相划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层(表2),中—高有机质硅质页岩和高有机质低钙混合型页岩为Ⅰ类储层,中有机质低钙混合型页岩、中—高有机质钙质页岩和中—高有机质高钙混合型页岩划为Ⅱ类储层。

表2 研究区页岩储层分类评价原则Table 2 Shale reservoir classification principle in study area

4.2 研究区储层评价

根据研究区储层分类原则,对研究区各井优质储层(Ⅰ类和Ⅱ类储层)累计厚度进行统计(表3)。

表3 研究区优质页岩储层厚度Table 3 Thickness of high quality reservoirs in study area

由表3可知,研究区三区块优质储层发育情况差异较大,昭通地区主要发育Ⅱ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度19.41～28.24 m;长宁地区主要发育Ⅰ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度28.9～44.7 m;威远地区主要发育Ⅱ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度27.4～38.36 m;因此长宁地区为研究区优质储层最发育区块。

5 结 论

(1)采用有机质组分和无机组分相结合对研究区页岩进行岩相划分并在研究区识别出14种岩相。

(2)研究区目的层段优质页岩有机质含量高,均值大于2%;热演化程度高,等效镜质体反射均值为2.54%,处于高成熟阶段。

(3)不同岩相物性、含气性和孔隙发育情况相差较大。硅质页岩物性最好,含气性最好,游离气含量大于60%。其次为低钙混合型页岩和高钙混合型页岩,钙质页岩物性最差,含气性最差,几乎不含游离气。游离气的富集是导致硅质页岩含气性较好的重要因素。

(4)在电镜下粒间孔隙主要在沿石英颗粒和碳酸盐颗粒边缘发育,多为宏孔。硅质页岩中石英粒间孔隙最为发育,宏孔体积最大,游离气最为发育,是造成硅质页岩含气性最好的重要因素。

(5)长宁地区主要发育Ⅰ类储层,Ⅰ类和Ⅱ类储层累计厚度28～47m,研究区页岩储层最有利区块。

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(编辑 徐会永)

Characteristics of black shale reservoir of Wufeng-Longmaxi Formation in the Southern Sichuan Basin

HAN Chao1,WU Minghao2,LIN Wen3,KONG Xiangxin4,JIANG Zaixing4,GAO Lihua1,HAN Zuozhen1,5
(1.College of Earth Science and Engineering,Shandong University of Science and Technology,Qingdao 266590,China;2.Geology and Geophysics,Louisiana State University,Baton Rouge,LA 70803,USA;3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang,Unconventional Oil&Gas Laboratory of PetroChina,Langfang 065007,China;4.School of Energy Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083,China;5.Laboratory for Marine Mineral Resources,Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology,Qingdao 266071,China)

Using a series of analyses including core observation,conventional polarization microscope,X-ray diffraction,SEM,and well log,this research studied the mineral composition,organic geochemical features,storage space,physicalproperty and gas-bearing,and categorized the black shale in the study area.The key factors that affect shale gas reservoirs were analyzed,and the favorable area was recognized.The results show that fourteen lithofacies are identified based on our classification.The black shale has a high total organic matter content and high maturity.With a high free gas content,the siliceous shale has the best physical properties and gas-bearing;the next is the mixed shale,and the calcareous shale has the least favorable physical properties and gas-bearing,in which almost no free gas is contained.Free gas is the main factor that affects the total gas content.SEM observations show that interparticle pore mainly develops along quartz in the siliceous shale;and the development of interparticle pore is the key factor that lead siliceous shale to be the best shale reservoirs with better physical property,gas-bearing and high free gas content.In the study area,TOC and lithofacies are the major factors affecting the shale gas reservoir.The transitioning area mainly develops siliceous shale,the total thickness of typeⅠand typeⅡreservoirs can reach 44.7 m,which is the most favorable exploration region.

Southern Sichuan Basin;Wufeng-Longmaxi Formation;lithofacies;reservoir characteristics;reservoir assessment

TE 122.2

:A

韩超,吴明昊,吝文,等.川南地区五峰组-龙马溪组黑色页岩储层特征[J].中国石油大学学报(自然科学版),2017,41(3):14-22.

HAN Chao,WU Minghao,LIN Wen,et al.Characteristics of black shale reservoir of Wufeng-Longmaxi Formation in the Southern Sichuan Basin[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2017,41(3):14-22.

1673-5005(2017)03-0014-09doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2017.03.002

2016-11-12

国家自然科学基金项目(41372134);青岛市博士后研究人员应用研究项目(2016127);青岛海洋科学与技术国家实验室鳌山科技创新计划项目(2016ASKJ13);高等学校博士学科点专项科研基金项目(20133718130001);山东科技大学科研创新团队支持计划(2015TDJH101)

韩超(1988-),男,博士,研究方向为沉积学及储层地质学。E-mail:hanchao8809@126.com。

韩作振(1965-),男,教授,博士,博士生导师,研究方向为沉积油气与成藏。E-mail:hanzz@163.com。