四川盆地南部深层五峰组—龙马溪组裂缝孔隙评价

王玉满，王宏坤，张晨晨，李新景，董大忠

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京100083；2. 中国石油大学（北京），北京102249）

四川盆地南部深层五峰组—龙马溪组裂缝孔隙评价

王玉满1，王宏坤2，张晨晨1，李新景1，董大忠1

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京100083；2. 中国石油大学（北京），北京102249）

根据川南坳陷中部和北部 5口评价井资料，对四川盆地南部深层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩进行裂缝孔隙的多方法识别和定量评价，初步揭示了川南坳陷深层五峰组—龙马溪组页岩储集特征。形成 4点认识：①在川南坳陷中部深层，无论是局部构造高点、翼部还是低部位，五峰组—龙马溪组产层储集空间均以基质孔隙为主，微裂缝总体不发育，与长宁、威远和涪陵气田的基质孔隙相近；②在川南坳陷北部深层，五峰组—龙马溪组黑色页岩段以基质孔隙为主，裂缝孔隙主要分布于局部不连续的深度点，总孔隙度为3.5%～6.7%，平均值为5.3%，裂缝孔隙度为0～2.1%，平均值为0.3%；③川南坳陷中部和北部五峰组—龙马溪组产层裂缝孔隙欠发育，并以大面积基质孔隙型为主，间接说明该地区构造活动相对较弱，对页岩储集层改造作用不及四川盆地东部涪陵地区；④寒武系膏盐岩的发育规模与分布特征是五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育的关键控制因素。研究认为，L7井区、Gs1井区、四川盆地东部、鄂西等地区寒武系膏盐层厚度大且分布稳定，五峰组—龙马溪组“甜点层”在燕山期以来的盐底滑脱构造中易形成裂缝孔隙发育段，是川南坳陷及其周边深层裂缝孔隙发育的潜在有利地区。图7表2参21

四川盆地；川南坳陷；页岩气；上奥陶统五峰组；下志留统龙马溪组；基质孔隙；裂缝孔隙；膏盐层；滑脱变形

1 研究区概况

四川盆地南部（川南）及其周边上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是中国页岩气勘探开发的重点区带，迄今已发现威远、长宁、筠连、涪陵等埋深2 200～3 500 m的中浅层气田，探明储量达5 441.29×108m3，显示出良好的勘探前景[1-4]。相较而言，川南坳陷中心区，即深层，埋深一般为3 200～4 500 m，勘探虽起步早（与威远气田同步），却并未取得实质性突破：迄今已钻页岩气评价井超过20口，但测试产量超过10×104m3/d的井数不足30%，至今还未建成规模气田。勘探和研究证实，川南坳陷处于五峰组—龙马溪组深水陆棚沉积中心区[5-7]，TOC≥3%、三矿物法脆性指数不小于50的“甜点层”[8-10]为全盆地最厚，一般10～70 m（见图1），中心区则达30～70 m。

图1 四川盆地五峰组－龙马溪组“甜点层”分布图（据文献[1,5-10]修改）

在如此优越的“甜点层”分布区未实现页岩气勘探突破，究其原因可能为储集条件、地应力、构造条件和勘探开发技术等多因素所致。关于川南地区及其周边五峰组—龙马溪组储集条件，勘探和研究人员对长宁、威远和焦石坝等气田的储集特征认识比较清楚[1-4,7-8]，但对川南地区深层的认识则相对不足，总体认为：长宁—威远气田为基质孔隙型页岩气，储集空间以基质孔隙为主，裂缝孔隙不发育，渗透率低；涪陵气田为基质孔隙+裂缝型页岩气，具有构造背景特殊、裂缝孔隙度高、渗透性好等特征；川南坳陷深层勘探面积超过5 000 km2，但储集条件比较复杂，是以基质孔隙型储集层为主，还是基质孔隙+裂缝型储集层为主，尚没有相关报道和明确结论，例如，该区首口页岩气评价井Y101井钻于背斜核部，在富有机质页岩段发现大量宏观裂缝，压力系数 2.2，初始日产量达 43×104m3，预计该井区孔缝发育、物性和含气性好，勘探突破在望[3]，但实测孔隙度仅2.3%～6.9%（平均4.2%，说明宏观裂缝对孔隙度几乎没有贡献），日产量在投产后的不到一年下降至 6×104m3左右，显示出该井区储集条件的复杂性以及开展裂缝孔隙评价的重要性。

裂缝孔隙（这里主要指微裂缝，下同）是形成高产页岩气的优质储集空间[8,11-12]，包括页岩中呈开启状的高角度缝、层理缝以及长度为几微米到超过几十微米、连通性较好的微裂隙，以构造成因为主。其发育程度无疑是形成深层大气田的重要控制因素，因此裂缝孔隙的识别和定量评价是深层页岩储集层表征的关键和重点。本文以川南坳陷深层五峰组—龙马溪组Z101井、Y101井、L101井、T101井和Z201井5口评价井资料为基础（见图1），以裂缝孔隙表征为重点，开展裂缝孔隙和基质孔隙的定性识别和定量评价，探究海相页岩优质储集空间发育特征及其主控因素，预测裂缝孔隙发育的潜在有利区，以期为深层页岩气勘探开发和核心区优选提供地质依据。

2 裂缝孔隙识别与定量评价

裂缝表征是页岩储集空间表征的重要组成部分。目前，常用于页岩储集层裂缝多尺度表征的方法包括剖面/岩心观察法、成像测井、常规电阻率测井、岩石薄片/高精度SEM（扫描电镜显微分析）、孔隙度-渗透率图版法（氦气法/压汞法）、核磁共振法、双孔隙介质模型法（地质统计法）7种，每种方法表征内容、适用条件及优缺点见表1，其中前3种适用于宏观裂缝的精细描述，后 4种适用于微裂缝（隙）的观察、定性判断和定量计算。本文以黑色页岩段储集层微裂缝识别和定量评价为重点，优选后 3种方法对川南坳陷深层五峰组—龙马溪组页岩储集条件开展多方法、多途径研究。

2.1 孔隙度-渗透率图版法

孔隙度-渗透率图版法是常规—非常规油气地质研究工作中识别裂缝的常用手段，在钻井岩心和物性测试资料丰富的探区应用较多，且可靠性高（见表1）。该方法的主要特点是利用恒速压汞法、氦气法等手段测量岩石样品的孔隙度和渗透率，并依据两者相关性和孔隙渗透性的高低定性判断孔隙类型，进而判断气藏类型。

表1 常用页岩裂缝识别方法

图2 川南坳陷中部深层五峰组—龙马溪组产层孔隙度与渗透率关系图版

位于川南坳陷中部核心区的Z101井、Y101井、L101井及 T101井是由壳牌公司钻探的首批五峰组—龙马溪组页岩气评价井，均拥有富有机质页岩段钻井岩心和孔隙度、渗透率等测试资料。笔者以这 4口井的岩心物性测试资料为基础，建立川南坳陷中部深层五峰组—龙马溪组产层孔隙度与渗透率关系图版（见图 2）。图版显示：4口井产层的孔隙度与渗透率均呈正相关性，且渗透率均低至小于0.001×10-3μm2，显示出基质孔隙型气层特征。物性最好的评价井为位于背斜核部的Y101井，其孔隙度为2.3%～6.9%，平均值为4.2%，渗透率一般为（130～510）×10-9μm2；其次为位于背斜核部的T101井，其孔隙度为2.9%～6.9%，平均 5.0%，渗透率（170～510）×10-9μm2（见图 2）。物性相对较差的评价井为位于背斜翼部低部位的L101井和位于向斜区的 Z101井，其中 L101井孔隙度为2.4%～5.3%，平均为 4.0%，渗透率（90～390）×10-9μm2，Z101井孔隙度为1.8%～5.8%，平均3.8%，渗透率为（100～400）×10-9μm2。上述4口井分别位于局部构造高点、翼部和低部位，在川南坳陷深层具有很强的代表性，其孔隙度均值为3.8%～5.0%，渗透率主体为（90～510）×10-9μm2，物性与长宁和涪陵气田的基质孔隙（基质孔隙度一般4.6%～5.4%，基质渗透率低于 0.01×10-3μm2）[8]相近。表明川南坳陷中部深层五峰组—龙马溪组产层储集空间以基质孔隙为主，微裂缝不发育。

2.2 核磁共振法

核磁共振法是近几年发展起来的、快速测量岩石孔隙度和渗透率的新技术，其基本原理是利用岩样孔隙流体中氢原子的核磁共振信号与孔隙体积呈正相关关系，测量岩石物性，定性判断岩石孔缝类型。在核磁共振标准T2谱信息中，信号强度反映孔隙体积，弛豫时间和曲线形态反映孔喉大小，并间接反映裂缝孔隙的发育程度（见表1）。在实际应用中，首先在实验室针对目的层段不同储集类型的样品进行核磁共振测试标定，建立基质孔隙型和基质孔隙+裂缝型储集层的核磁共振标准T2图谱，然后依此对井下核磁共振测井T2图谱进行解释，并识别裂缝孔隙发育段。

笔者在川南地区长宁气田 N211井五峰组—龙马溪组富有机质页岩段挑选两块岩心样品（样品编号分别为N211-10、N211-24，前者裂缝不发育，后者裂缝发育）开展核磁共振测试（见图 3），建立五峰组—龙马溪组页岩基质孔隙型和基质孔隙+裂缝型岩样的核磁共振标准T2图谱。

深度为2 236.51～2 236.76 m的N211-10号岩样呈块状，无宏观裂缝（见图 3a）。在饱和溶液矿化度为20 000 mg/L的检测条件下，利用低磁场核磁共振岩心分析仪（编号RecCore04）对该岩样进行测试，结果显示：该岩样核磁共振标准T2谱显单峰特征，主峰信号强度为 110，峰值出现的弛豫时间为 0.8～1.0 ms（见图 3b），总孔隙度为 4.2%～4.5%，渗透率为 4.8×10-9μm2。该岩样因渗透率远低于0.001×10-3μm2，是典型的基质孔隙型岩样，其T2图谱可作为井下基质孔隙型储集层核磁共振测井对比的参考依据。

深度为2 274.03～2 274.13 m的N211-24号岩样具有因局部扭折而产生的大量裂缝，其中宏观裂缝呈复杂波状几何结构和分离的透镜体状，疏密相间（见图3c）。笔者利用同一仪器在相同检测条件下对该岩样进行测试，结果显示：该岩样核磁共振标准T2谱显双峰特征，首峰信号强度高达175（对应的弛豫时间为1～2 ms），而第 2个峰信号强度仅 25（对应弛豫时间为40～50 ms）（见图3d），其幅度虽然不高，但显示该岩样有较大孔隙存在，总孔隙度为 8.5%、渗透率 0.001 9×10-3μm2。与 N211-10 号岩样相比，N211-24 号岩样孔隙度比前者高4%，渗透率比前者高2～3个数量级，属于典型的基质孔隙+裂缝型页岩样品，其裂缝孔隙度可能高达3%～4%。因此，该岩样T2图谱可作为井下基质孔隙+裂缝型储集层核磁共振测井对比的参考模版。

在完成五峰组—龙马溪组基质孔隙型和基质孔隙+裂缝型储集层的标准T2图谱标定之后（即基于上述模板），笔者选择对川南坳陷 Z201井五峰组—龙马溪组下部开展核磁共振测井解释，以识别裂缝孔隙发育段。Z201井位于川南坳陷北部的大足地区（见图1），钻探揭示4 317～4 374 m段半深水—深水陆棚相页岩57 m（包括硅质页岩、介壳层、炭质页岩、粉砂质页岩和普通页岩等岩相），其中TOC＞2%的富有机质页岩段27 m、TOC＞3%的优质页岩段10 m，并具备常规测井、核磁测井、地球化学、岩矿和岩心孔隙度等地质资料，是开展深层储集空间表征的理想资料点（见图4）。

图3 川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩核磁共振标准T2图谱

图4 川南坳陷Z201井五峰组—龙马溪组综合柱状图

通过与N211-10、N211-24岩样标准T2图谱对比，笔者解释发现（见图4）：在Z201井4 317～4 374 m页岩段，核磁测井响应以单峰 T2图谱为主，仅在4 332～4 336、4 354～4 360、4 364～4 366 及 4 368～4 370 m等深度段/点间断出现少量双峰T2图谱（其中第2个峰信号强度一般低于25，其峰值出现的弛豫时间大多低于100 ms）。这说明该井段主体以基质孔隙为主，但在下部局部深度点/段发育裂缝。

2.3 双孔隙介质模型法

双孔隙介质模型法是近几年发展起来、定量计算页岩储集层基质孔隙度（包括脆性矿物内孔隙度、有机质孔隙度和黏土矿物晶间孔隙度）及裂缝孔隙度的重要方法[8]。笔者依据如下双孔隙介质孔隙度数学模型[8]，对Z201井五峰组—龙马溪组下段总孔隙度构成进行定量评价，进一步揭示该井区页岩气主力产层的储集特征。

（1）式为双孔隙介质孔隙度计算理论模型[8]，（2）式为基质孔隙度计算模型[7-8]，其中，Vbri、Vclay和VTOC即为 3种物质单位质量对孔隙度的贡献，是模型中的关键参数，需要选择评价区内裂缝不发育的资料点进行刻度计算。（1）式、（2）式主要参数取值与计算方法见文献[7-8]。

首先，在Z201井选择4 343.8、4 358.5和4 366.0 m共3个深度点，对应TOC值分别为1.9%、2.9%和4.0%，对模型中Vbri、Vclay和VTOC值进行刻度计算，确定3个参数值分别为0.014、0.024和0.139 m3/t，其中Vclay和VTOC值与长宁和焦石坝气田相近，Vbri值则明显高于后者。然后，根据Vbri、Vclay和VTOC值的计算结果，结合该井的岩石矿物含量、TOC值和密度测井等地质资料，对4 318.6～4 373.2 m的48个深度点进行基质孔隙度构成和裂缝孔隙度测算，计算结果见图5、图6和图4。

图5 Z201井基质孔隙度计算值与孔隙度实测值对比

图5显示基质孔隙度计算值与孔隙度实测值在大多数深度点差异不大，既反映 3个刻度点选择合理以及Vbri、Vclay和VTOC计算值符合Z201井区五峰组—龙马溪组页岩储集空间的实际地质状况，可以作为预测该地区基质孔隙度及其构成的有效地质依据，同时也说明该井储集空间在大多数深度点以基质孔隙为主，在局部深度点发育裂缝孔隙。

图6 Z201井五峰组—龙马溪组总孔隙度构成剖面图

图6显示Z201井五峰组—龙马溪组48个深度点的总孔隙度由基质孔隙度和裂缝孔隙度构成。在4 317～4 374 m井段，总孔隙度为3.5%～6.7%（平均5.3%），其中脆性矿物内孔隙度为 1.6%～3.6%（平均2.7%），黏土矿物晶间孔隙度为0～3.5%（平均1.5%），有机质孔隙度为0.1%～2.3%（平均0.7%），裂缝孔隙度为 0～2.1%（平均为 0.3%），裂缝孔隙主要分布于4 342.5、4 344.8、4 348.2～4 350.8、4 353.5、4 356.1～4 357.1、4 359.8～4 360.5、4 364.0～4 365.0、4 367.5、4 369.5～4 370.0 m等不连续的深度点/段，与核磁共振响应双峰T2图谱分布特征基本一致（见图4），但与四川盆地东部（川东）涪陵气田JY4井下部60 m裂缝孔隙集中发育段（裂缝孔隙度为0.3%～3.3%，且向底部增大，在五峰组达到3.3%的峰值）[8]不同。在TOC＞2%页岩段（4 347.5～4 371.0 m），总孔隙度为4.6%～6.7%（平均5.5%），其中脆性矿物内孔隙度为1.8%～3.5%（平均2.8%），黏土矿物晶间孔隙度为0～3.0%（平均1.1%），有机质孔隙度为0.5%～2.3%（平均1.1%），裂缝孔隙度达到 0～2.1%（平均 0.5%）。在底部 10 m TOC＞3%的优质页岩段（4 361.0～4 371.0 m），总孔隙度为4.6%～6.5%（平均5.3%），其中脆性矿物内孔隙度增加至2.5%～3.6%（平均3.2%），黏土矿物晶间孔隙度减少到0～1.8%（平均0.4%），有机质孔隙度增加为 0.7%～2.3%（平均 1.2%），裂缝孔隙度保持在 0～2.1%（平均0.5%）。这说明在Z201井富有机质页岩段，随着有机质、脆性矿物含量的快速增加和黏土含量的大幅度减少，岩石脆性增强，微裂缝增多，导致脆性矿物内孔隙度、有机质孔隙度和裂缝孔隙度均呈现不同程度的增加，黏土矿物晶间孔隙度则大量减少，这与长宁和焦石坝气田孔隙结构变化趋势[8]基本一致。在富有机质页岩基质孔隙构成中，脆性矿物内孔隙已成为主要贡献者，其次为有机质孔与黏土矿物晶间孔，这与长宁和涪陵气田（两者均以黏土矿物晶间孔和有机质孔为主）存在差异（见表 2）。产生如此差异的原因与Z201井的页岩岩相和高Vbri值有关：该井区发育富硅质的半深水—深水陆棚相页岩（井深 4 318.0～4 373.2 m），具有高脆性矿物含量（见图4），其脆性矿物含量一般为50.5%～100.0%（平均81.4%，其中硅质含量一般为 50%～90%），明显高于长宁气田（平均68.6%）和涪陵气田（平均64.9%），其黏土矿物含量0～47.3%（平均 16.9%），远低于两气田；Z201井Vbri值远高于长宁气田的0.007 9 m3/t和涪陵气田的0.006 1 m3/t（见表2），可能与该井区含有更加丰富的放射虫、有孔虫等生物遗骸有关，这些生物颗粒内残存的大量体腔孔是页岩储集层脆性矿物内孔隙的主要来源。另外，脆性矿物内溶蚀孔、晶（粒）间孔也是页岩储集层脆性矿物内孔隙的来源之一，不过数量总体较少[7]。目前，关于Z201井富有机质页岩脆性矿物内孔隙的来源还需要进一步证实。

通过上述 3种方法的定性判断和定量表征，川南坳陷中部和北部地区深层五峰组—龙马溪组储集层以基质孔隙为主，在底部局部深度点/段发育裂缝孔隙，储集条件与长宁气田基本相当，较涪陵气田差（见表 2）。

表2 Z201井五峰组—龙马溪组富有机质页岩与其他气田储集层参数对比表

3 裂缝孔隙发育差异性的控制因素分析与有利区预测

通过上述 5口井与长宁、涪陵气田储集条件对比发现，在川南坳陷及其周边，五峰组—龙马溪组富有机质页岩裂缝孔隙发育程度区域变化大，主要表现为：位于川东地区的涪陵气田裂缝孔隙发育，川南北部和中部及长宁地区裂缝孔隙欠发育。此差异间接说明该地区的构造活动对页岩储集层的改造效果区域变化大。因此，了解川南坳陷及其周边五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育的控制因素和有利区分布是当前深层页岩气勘探面临的首要任务。

笔者通过对北美主要大型页岩气田[13-20]和四川盆地涪陵气田[8,20]的造缝机制研究发现，海相页岩天然裂缝（主要指微裂缝）的形成一般存在前陆盆地冲断褶皱与页岩层滑脱变形（如 Appalachian盆地 Marcellus核心区、Arkoma盆地Woodford气田）、晚期构造反转与页岩层滑脱变形（如Haynesville页岩气田和四川盆地涪陵气田）、走滑断层周期性活动（如Fort Worth盆地Barnett核心区）3种机制[20]，前两种均与受基底盐运动控制的页岩层滑脱变形有关，是前陆盆地和叠合盆地中常见的造缝机制，第 3种主要存在于少数盆地的局部构造带，造缝区域相对局限，在川南坳陷基本不存在。鉴于五峰组—龙马溪组下伏页岩层（如筇竹寺组）普遍具有高过热成熟度、脆性强及塑性差等特点[1]，在晚期构造运动中不具备大面积、长距离水平滑移的有利条件，难以带动上覆页岩层产生大规模滑脱变形，笔者认为，只有受基底盐运动控制的晚期页岩层滑脱变形在川南坳陷局部地区具有形成高丰度裂缝型页岩气田的可能性，因此基底膏盐层发育规模与上覆页岩层裂缝孔隙发育程度具有直接相关性。勘探和研究证实，四川盆地东部和南部下寒武统龙王庙组、中寒武统毛庄组—张夏组广泛发育膏盐岩，并对该地区油气分布具有重要的控制作用[21]。为此，笔者开展了四川盆地寒武系膏盐层的分布研究，探索揭示川南坳陷及其周边五峰组—龙马溪组产层裂缝孔隙发育的差异性，并指出裂缝孔隙可能发育的有利区。

笔者通过对Ws1井、Gs1井、Zs1井、L7井和Ys2井等一批老井开展膏盐层统计分析，并结合前人研究成果[21]，编制了四川盆地寒武系膏盐岩分布图（见图7）。上扬子地区寒武系膏盐层主要分布川南、川东南、川东和鄂西地区，总厚度变化大、单层厚度小、伴生岩石岩性组合多样。在川南地区，膏盐层主要发育于下寒武统龙王庙组，厚度一般低于15 m或无沉积（即分布不连续），局部可达30以上，例如：Z201—Z101井及其以北地区普遍无膏盐层沉积，缺乏盐底滑脱造缝机制，在五峰组—龙马溪组难以产生大量的裂缝孔隙（裂缝孔隙度平均值一般不超过0.5%），可能是导致该地区勘探进展缓慢的重要原因之一；Ws1井区虽出现膏盐层沉积，但单层厚1～5 m，累计厚12 m；L7井区和Gs1井区为膏盐岩规模分布区，前者厚度超过200 m，后者为膏质云岩夹白色石膏，累计厚35 m。在川东南—川东—鄂西地区，膏盐岩主要发育于下寒武统和中寒武统，厚度远大于川南地区，盐底滑脱造缝条件优于川南，例如：涪陵气田位于两套膏盐岩叠置分布区，膏盐岩累计厚度超过150 m，钻探证实为滑脱造缝的有利区[3]，五峰组—龙马溪组裂缝孔隙度平均值达到1.3%（底部20 m平均值达1.9%）[8]；石柱—恩施地区膏盐岩叠加厚度一般100～200 m，与涪陵气田相当。

图7 四川盆地寒武系膏盐岩分布图

根据上述分析，寒武系膏盐岩的发育规模与分布特征是导致五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育差异性的重要控制因素。在川南坳陷及其周边，寒武系膏盐层区域分布不均，厚度变化大，但在L7井区、Gs1井区、川东、鄂西等地区与Appalachian盆地上志留统Syracuse盐岩（大面积连续分布，厚度一般超过100 m，局部可达1 000 m）[15]和Haynesville探区中侏罗统Louann盐岩（大面积连续分布，厚度一般 160～430 m）[17]基本相当，具有盐底滑脱造缝的有利条件，在燕山期以来的构造运动中可以控制五峰组—龙马溪组“甜点层”形成裂缝孔隙发育段（即基质孔隙+裂缝型储集层）。在川南坳陷中部和北部，因寒武系膏盐岩规模小或无沉积，分布不连续，在晚期构造运动中，五峰组—龙马溪组难以产生受基底盐运动控制的大面积页岩层滑脱变形，因而无法形成大面积分布的基质孔隙+裂缝型页岩储集层。可见，在川南坳陷及其周边五峰组—龙马溪组分布区，L7井区、Gs1井区、川东、鄂西等地区是深层裂缝孔隙发育的潜在有利地区。

4 结论

通过对川南坳陷中部和北部 5口井裂缝孔隙的多方法识别和定量评价，初步揭示了川南地区深层五峰组—龙马溪组页岩储集特征以及裂缝孔隙发育的主控因素和潜在有利区。

在川南坳陷中部深层，无论是局部构造高点、翼部还是低部位，五峰组—龙马溪组产层储集空间均以基质孔隙为主，微裂缝不发育，物性与长宁、威远和涪陵气田的基质孔隙相近。

在川南坳陷北部深层，五峰组—龙马溪组黑色页岩段以基质孔隙为主，裂缝孔隙主要分布于下部不连续的深度点/段，总孔隙度为3.5%～6.7%（平均5.3%），裂缝孔隙度为0～2.1%（平均为0.3%）。

寒武系膏盐岩的发育规模与分布特征是五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育的关键控制因素。在川南坳陷中部和北部，因寒武系膏盐岩规模小或无沉积，分布不连续，在燕山期以来的构造运动中，五峰组—龙马溪组难以产生受基底盐运动控制的大面积页岩层滑脱变形，因而无法形成大面积分布的基质孔隙+裂缝型页岩储集层。L7井区、Gs1井区、川东、鄂西等地区寒武系膏盐层厚度大且分布稳定，五峰组—龙马溪组“甜点层”在燕山期以来的盐底滑脱构造中易形成裂缝孔隙发育段，是深层裂缝孔隙发育的潜在有利地区。

符号注释：

Abri——脆性矿物质量分数，%；Aclay——黏土矿物质量分数，%；ATOC——有机质质量分数，%；GR——自然伽马，API；Rt——电阻率，Ω·m；T2——横向驰豫时间，ms；TOC——总有机碳含量，%；Vbri——单位质量脆性矿物内微孔隙体积，m3/t；Vclay——单位质量黏土矿物内微孔隙体积，m3/t；VTOC——单位质量有机质内微孔隙体积，m3/t；φfrac——页岩裂缝孔隙度，%；φmatrix——页岩基质孔隙度，%；φtotal——页岩总孔隙度，%； ——页岩岩石密度，t/m3。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Fracture pore evaluation of the Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi Formations in southern Sichuan Basin, SW China

WANG Yuman1, WANG Hongkun2, ZHANG Chenchen1, LI Xinjing1, DONG Dazhong1
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China)

The reservoir characteristics of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formations in southern Sichuan Basin were preliminarily revealed in this study by identifying and quantitatively evaluating the fracture pores of five appraisal wells in the central and northern parts of the southern Sichuan Depression by several methods. Four conclusions were reached as follows： (1) In the central zone of the Depression, the deep reservoir space of the Wufeng-Longmaxi producing pay is composed mainly of matrix pores and the microcracks are not common, whether on the local structural highs, flanks or lows. The physical properties are similar to that of the matrix pores in Changning, Weiyuan and Fuling gas fields. (2) In the northern zone of the Depression, the deep reservoir space of the Wufeng-Longmaxi black shale is composed mainly of matrix pores, and fracture pores mainly occur in local discrete intervals, with a total porosity range from 3.5% to 6.7%, on average 5.3%, and fracture porosity of 0-2.1%, on average 0.3%. (3) In the central and northern parts of the southern Sichuan Depression, the Wufeng-Longmaxi producing pays have undeveloped fracture pores and chiefly extensively distributed matrix pores, indirectly indicating relatively stable tectonic activities and corresponding weaker reservoir reworking there than Fuling field located in eastern Sichuan Basin. (4) The size and distribution of the gypsum-salt layer in the Cambrian are the key controlling factors of fracture pore development in the Wufeng-Longmaxi Formations. Therefore, the areas including Wellblocks L7, GS1, eastern Sichuan Basin and western Hubei province, where gypsum-salt layer in the Cambrian is thick and stable,and fracture intervals are likely to occur in the Wufeng-Longmaxi producing pay controlled by decollement structure above salt structure since the Yanshan Movement, are the potential favorable areas for fracture pore development.

Sichuan Basin; southern Sichuan Depression; shale gas; Upper Ordovician Wufeng Formation; Lower Silurian Longmaxi Formation; matrix pore; fracture pore; gypsum-salt layer; decollement

国家科技重大专项（2017ZX05035001-001）；中国科学院A类战略性先导科技专项（XDA01010103）；中国石油勘探与生产分公司页岩气资源评价与战略选区课题（101016kt1012001b24）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0531-09

10.11698/PED.2017.04.06

王玉满, 王宏坤, 张晨晨, 等. 四川盆地南部深层五峰组—龙马溪组裂缝孔隙评价[J]. 石油勘探与开发, 2017,44(4)： 531-539.

WANG Yuman, WANG Hongkun, ZHANG Chenchen, et al. Fracture pore evaluation of the Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi Formations in southern Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)：531-539.

王玉满（1968-），男，湖北荆门人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事沉积储集层与非常规油气地质研究。地址：北京海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，邮政编码：100083。E-mail：wangyuman@petrochina.com.cn

2016-12-16

2017-05-15