渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质条件

2017-11-07郭少斌

中国石油大学胜利学院学报 2017年3期

关键词：龙马气量页岩

李萧,郭少斌

(1.中国石油大学胜利学院油气工程学院,山东东营 257000;2.中国地质大学(北京) 能源学院,北京 100083)

2017-07-15

李萧(1987—),女,山东东营人,中国石油大学胜利学院油气工程学院助教,硕士,主要从事非常规油气研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2017.03.002

渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质条件

李萧1,郭少斌2

(1.中国石油大学胜利学院油气工程学院,山东东营 257000;2.中国地质大学(北京) 能源学院,北京 100083)

以W1井岩心资料为基础,从生烃条件及物性特征入手,对渝东南地区下志留统龙马溪组成藏地质条件进行研究。结果表明,研究区下志留统龙马溪组页岩厚度大、TOC含量普遍较高、热演化程度较高、脆性矿物含量较高、埋深较浅,有利于页岩气的富集。综合信息叠加分析得出,武隆—彭水地区为页岩气勘探的有利区域。

渝东南地区;页岩气;龙马溪组;成藏地质条件

页岩气属于非常规天然气,具有自生自储自盖的特点[1-2]。中国南方页岩地质条件优越,尤其是上扬子地区古生界海相地层。上扬子地区与北美页岩气产出盆地具有很多的可比性[2]。美国页岩气勘探开发实践证明,中国南方页岩气具有一定的勘探前景。渝东南地区隶属于上扬子板块,近年来,中国对页岩气勘探开发进展迅速,但对页岩气研究起步较晚,缺乏大量的测井、钻井资料,对其成藏条件研究未成体系。笔者以渝东南地区W1井岩心分析资料为基础,通过对渝东南地区龙马溪组页岩气形成的基础地质条件进行调查和研究,评价页岩气资源潜力和分布,优选出有利区块,以期为渝东南地区的油气勘探提供新方向,也可为中国其他类似盆地的页岩气勘探提供一定参考。

1 研究区概况

渝东南地区位于四川盆地东南部边界,滇黔桂湘鄂西褶皱带,隶属中上扬子板块[3](图1)。扬子地台的演化过程经历了雪峰运动时期、早—中加里东时期、晚加里东时期、海西期、印支期、燕山期和喜山期。多期构造运动的叠加,形成了上扬子地台复杂的构造形态。该区域NE向构造主要受燕山运动先期形成的隔挡式褶皱,而后又经受喜马拉雅运动的褶皱作用改造,形成城垛式褶皱或隔挡式褶皱、隔槽式褶皱[4]。从岩性上看,志留纪早期,渝东南地区龙马溪组主要为深水陆棚相沉积的黑色、深灰色炭质泥页岩和粉砂质泥页岩夹薄砂岩,全区分布稳定,是烃源岩发育的主要层系。

图1 区域构造位置(据肖军等修改,2009)[3]

2 生烃条件

2.1 含气页岩厚度展布特征

美国页岩气评价标准指出,富有机质页岩厚度达到一定规模区域上连续分布,页岩气才能富集。中上扬子地区下古生界地层由老到新依次发育有寒武系、奥陶系、志留系。龙马溪期,由于地层抬升较大,地层剥蚀较为严重,川东大部分地区志留系剥蚀殆尽,最大埋深均位于向斜构造的中心位置。总体上,龙马溪组黑色页岩在渝东南地区由南西向北东方向逐渐变厚的趋势。在彭水—南川地带靠近沉降中心,有限厚度均大于70 m,靠近黔中古隆起地区,下志留统龙马溪组黑色页岩呈狭长条带状近平行分布。

2.2 有机质含量及类型

结合研究区下古生界黑色页岩的样品显微特征及荧光特性得出,有机质类型多为Ⅱ型,显微组分主要表现为腐泥无定型体,其次为惰质组。在蓝光激发下,腐泥无定型体发黄色荧光,表明研究区龙马溪组具有较好的生烃潜能。

源岩中有机质含量是影响泥页岩含气量的关键因素,同时,富有机质泥页岩中有机质含量也直接影响泥页岩的孔隙大小和孔隙性能,从而影响泥页岩的含气量,最终决定泥页岩中总含气量。如图2所示,渝东南地区龙马溪组吸附含气量的变化趋势与TOC变化趋势吻合较好。对W1井10块取心测试样品分析表明,W1井泥岩实测TOC中等偏好,一般为1%～3%,平均为1.84%,其中,TOC大于2%的占36%,介于1%～2%的将近37%;总体埋深越大,TOC含量越大。

图2 不同TOC页岩与含气量关系

2.3 有机质成熟度

W1井有机质热演化成熟度较高,Ro主要分布在2.5%～4.4%,参考前人的有机质成熟阶段划分标准:Ro低于0.6%为未成熟,0.6%～1.3%为成熟,1.3%～2.0%为高成熟,2%～3%为过成熟早期阶段,3%～4%为过成熟晚期阶段[5]。研究区有机质成熟度属于过成熟阶段,此时已处于热裂解生气阶段,以生成热成因气为主。因此,研究区大部已处于热裂解生气阶段,与美国页岩气盆地成烃条件相似。

3 物性特征

3. 1 岩石矿物学特征

对研究区W1井样品进行全岩测试及黏土矿物X衍射试验分析发现,其矿物成分以脆性矿物为主,占全岩的66%。其脆性矿物成分主要为石英、钾长石、斜长石、方解石和白云石,其中石英平均含量占全岩的47.6%,占脆性矿物总量的70%;其次为长石、碳酸盐矿物,长石平均含量占全岩的12%,碳酸盐矿物平均含量占全岩的9%。石英含量较高与页岩层系中泥质含量低、硅质含量高有关,有利于有机碳富集,从而增加了含气量。

黏土矿物占全岩的14%～45%,平均为28.5%,黏土矿物主要为伊利石、伊蒙混层、绿泥石,其含量从高到低依次为伊利石65.1%、伊蒙混层21.2%、绿泥石13.7%。其中,伊利石含量高低直接影响泥页岩的吸附能力,其与吸附气含量呈一定正相关,伊利石含量越高,一定程度上能够提高泥页岩的含气量。

美国Barnett硅质泥页岩矿物组分中石英和长石含量占40%～80%,黏土矿物占10%～40%,碳酸盐矿物占5%～20%。同W1井龙马溪组页岩比较发现,研究区泥页岩与美国Barnett硅质泥页岩矿物组分非常接近。

3.2 储集空间特征

泥页岩作为非常规储集层,有别于砂岩储层,主要表现为微米、纳米级孔隙。其中,存在的微孔隙是游离气的主要赋存场所,而纳米级孔是吸附气的重要储集空间。

扫描电镜观察结果显示,W1井微米级孔隙较为发育,分布在20 nm～4.5 μm。泥页岩微孔裂隙类型丰富,如溶蚀孔、碎屑粒间微孔、碎屑粒内微孔、黏土矿物晶间微孔、微裂缝、解理缝等。

研究区龙马溪组页岩有机质成熟度处于高—过成熟阶段,有机质热演化过程中有机质不断裂解生成气体后[6],产生大量的纳米级孔隙。氩离子抛光扫描电镜中发现,W1井泥页岩有机质纳米级孔隙较为发育,且形态类型丰富,主要有不规则多边形孔、圆形椭圆形孔、复杂网脉状孔和线状串珠状孔等。

3.3 含气性特征

页岩含气量是确定研究区是否具有经济开采价值的重要指标,北美地区商业开发的页岩含气量为0.44～9.91 m3/t,一般认为,商业性页岩气开发的页岩含气量下限为2.0 m3/t[7]。为了及时、准确地获得目的层泥页岩的含气量,收集到W1井泥页岩含气量现场解析实验样品26个,为其确定研究区页岩气重要参数,精确评价页岩气资源工作奠定了基础。统计分析W1井龙马溪组页岩总解吸气量为0.19～2.46 m3/t,平均含气量为1.15 m3/t,与北美相比整体偏低,但总的含气量基本达到了北美商业开采页岩气的下限。

4 有利区预测

张金川等基于美国海相页岩气勘探开发的经验,依据页岩TOC、Ro值,综合考虑埋深、含气量、页岩面积、厚度、地表条件、保存条件、可压裂性等因素,由于研究区有机质干酪根类型都基本是Ⅱ型,为较为有利参数,同时研究区页岩层一般都达到成熟—过成熟阶段,符合形成页岩气的有利条件(表1)[8],含气量与TOC拟合度较好,因此两者参考TOC含量值,对这3个参数未作太多的研究。