湖南保靖龙马溪组页岩气勘探开发潜力研究

2018-05-02王向浩王延忠陈宏亮

非常规油气 2018年2期

王向浩，王延忠，陈宏亮，张磊.

(神华地质勘查有限责任公司，北京 102211)

受国际石油资源紧缺、环境及能源安全的影响，页岩气、煤层气等非常规能源成为国内外能研究的热点[1]。我国南方海相页岩气的勘探开发工作自2009年以来取得了很大进展。我国四川盆地及其周缘地区具有良好的页岩气形成地质条件和资源潜力，四川盆地龙马溪组页岩气勘探已获得重大突破[2]，发现了重庆涪陵焦石坝[3-5]和四川长宁、威远[6]等大型页岩气田，主要在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统牛蹄塘组取得重大突破[7]，同时对页岩气形成的地质条件[8-10]、成藏机理与富集规律[11-15]、页岩气资源评价方法[16-17]和战略意义[18]等方面进行了系统研究。国土资源部在川渝、湘鄂地区部署并实施了一批页岩井，取得了大量南方海相页岩的宝贵资料[19]，并对部分页岩层系进行了页岩气评价，取得了部分地区的页岩气突破，但除四川盆地上述几个页岩气田外，其他地区并没有取得商业性的页岩气发现[20-21]。国土资源部第二轮招标出让的页岩气区块基本位于四川盆地外缘，而与之相邻且同属于上扬子板块的湘西北地区研究程度还很低，目前还未取得实质性突破。本文从以湘西北湖南保靖页岩气区块地质背景、生烃条件、储集层特征等几个方面研究，分析了湘西北湖南保靖页岩气的勘探开发潜力。

1 区块勘探概况

湖南保靖页岩气区块横跨湖南省湘西自治州保靖县和龙山县，主体位于保靖县境内，区块东西长约37 km，南北宽约32 km，面积约1189.72 km2，属于国土资源部第二轮页岩气招标出让区块之一。区块在大地构造位置上位于中、上扬子准台地东缘湘鄂西隔槽式冲断褶皱带内的宜都—鹤峰复背斜南部，东南部跨入桑植—石门复向斜之内[22]。区内从西向东主要发育八面山向斜、隆头镇背斜、马蹄寨—野竹坪向斜和慈利保靖断裂带。主要断裂呈南东倾向，走向与褶皱轴线基本一致，为北北东—北东向，还有北西走向压扭性断裂切割主要断裂[23](图1)。

图1 保靖地区构造纲要Fig.1 Tectonic location of Baojing area

区块及周边地区地层由老至新出露元古界震旦系、下古生界寒武系、奥陶系、志留系、上古生界泥盆系、二叠系、中生界三叠系及第四系，上古生界缺失石炭系。除震旦系及部分寒武系未出露外，其他地层均有出露。区块内主要发育下志留系龙马溪组及寒武系牛蹄塘组，埋深分别为0～3500 m和1500～6000 m，其中龙马溪组为主要勘探层系。区块内先后完成了基础地质调查、地球物理勘探，完成5口参数井、3口预探井的钻探工程，同时完成了大量的实验室测试工作，获取了区块生烃潜力、储层物性等参数，为区块勘探开发潜力分析提供了基础数据。

2 龙马溪组生烃潜力

2.1 岩性特征

湖南保靖区块龙马溪组自下至上可以划分出龙一段、龙二段和龙三段，其底部主要岩性为黑色炭质泥岩发育，厚度为8～16 m，富含黄铁矿粉末条带及笔石化石，间夹多层厚度为1～8 cm的斑脱岩层，为典型的深水滞留缺氧盆地沉积物，相当于前人所述的深水陆棚相；中部主要发育黑色粉砂质泥岩、黑色炭质粉砂岩、灰色粉砂岩，厚度为8～58 m；顶部主要发育黑色炭质泥岩、黑色硅质泥岩、灰色泥质粉砂岩、灰黑色泥岩，该段厚度变化较大，为20～90 m。龙马溪组底部的岩性主要为黑色炭质泥岩，厚度适中且含有大量的笔石，是良好的烃源岩，其含气性及生烃能力都强于其他层段。

2.2 总有机碳含量

目前普遍认为要获得具有工业价值的页岩气藏，总有机碳(TOC)的平均含量应大于2%。随着开采技术的进步该下限值可能会降低。分别对研究区4口参数井钻井岩心进行TOC测试，测试的平均有机碳含量分别为2.69%、2.65%、2.33%、2.48%(图2)，均属于高有机碳含量(>2%)。较高的总有机碳含量成为龙马溪组具有较强生烃潜力的物质基础。

图2 龙马溪组总有机碳含量测试结果Fig.2 Test results of Longmaxi formation’s organic carbon content

2.3 有机质类型及成熟度

研究区龙马溪组页岩干酪根类型以Ⅰ型为主，个别Ⅱ型，Ⅲ型很少见。由低等水生生物经腐泥化作用形成，成熟度较高；基本骨架以脂肪环为主，直链脂肪结构。富氢贫氧，H/C高，一般大于1.45%；O/C 值小于0.05%，生气潜力大；δ13C 同位素含量一般小于-2.8%。龙马溪组参数井钻井岩心样品中，有机显微组分以腐泥组为主，少量壳质组及树脂体，较难找到镜质体，所测反射率主要以沥青反射率和笔石反射率为主，折算为镜质体反射率(等效Ro)。龙马溪组页岩镜质体反射率Ro平均值大于2%(图3)，与彭水、焦石坝区块相当，高于北美五大页岩盆地页岩，达到高热演化程度。较高的成熟度成为龙马溪组生烃潜力的不利因素。

图3 龙马溪组成熟度测试结果Fig.3 Test results of Longmaxi formation’s composition maturity

3 龙马溪组储层物性特征

3.1 储层矿物类型

矿物类型对储层的可压裂性具有决定性作用，脆性矿物越高，越利于储层形成网络型裂缝，压裂时可使半封闭、封闭孔变成开放孔，利于后期的压裂、排采。对研究区龙马溪组4口钻井岩心进行了矿物类型测试，其中脆性矿物平均含量分别为55.0%、66.9%、67.2%、65.4%，总体脆性矿物含量高，均高于行业压裂标准(≥30%)。脆性矿物是页岩气储层可压裂的基础条件，脆性矿物越高，越利于储层的人工压裂，可形成网状的人工裂缝，且不易闭合，为后期页岩气的排采提供了运移通道。因此，当研究区孔隙度及渗透率较差的时候，高含量的脆性矿物成为页岩气可开采的有力补充。研究区测试样品的黏土矿物中，均含有伊/蒙(I/S)混层、伊利石(I)和绿泥石(C)，其中伊利石和绿泥石的含量较高，不含高岭石。因此，在其他条件相同的情况下，研究区生产井的压裂效果可能优于其西部的彭水、焦石坝区块。

3.2 储层孔裂隙特征

利用场发射扫描电镜获得了保靖地区龙马溪组海相页岩样品的高分辨率图像，观察到页岩中发育的孔隙类型、裂缝及充填程度和矿物组分分布特征。页岩样品中发育大量与有机质共生的黄铁矿，呈带状分布(图4a)，黄铁矿晶粒间充填有机质，有机质中微—纳米级孔隙发育(图4b)；同时观测到有机质与大量片状(伊利石)及纤维状(伊蒙混层)黏土矿物共生，有的共生于粒间，有的局部受挤压发生弯曲变形，导致孔隙不发育(图4c、4d)；微裂隙相对发育，以张开缝为主(图4e)；有机质孔发育，孔隙直径为数十纳米，分布较均匀(图4f)。由此可知，研究区页岩主要发育粒间孔和有机质孔，微裂隙相对发育，为页岩气富集提供了吸附空间。

图4 保靖地区海相页岩场扫描电镜图像Fig.4 The SEM images of marine shale in Baojing area a.黄铁矿与有机质条带状共生；b.黄铁矿微孔发育；c.有机质与黏土矿物共生于粒间； d.黏土矿物局部受挤压变形；e.微裂缝；f.有机质孔隙发育

3.3 储层孔隙度和渗透率特征

孔隙度与渗透率是页岩气富集及运移的主要参数，孔隙度主要决定页岩气的储集空间大小；而渗透率决定页岩气后期开采运移的畅通程度，渗透率越大，页岩气运移越容易，后期排采产能越高。因此，孔隙度决定页岩气富集的基础，而渗透率决定后期页岩气排采的难易程度。根据研究区龙马溪组已钻井岩心分析，研究区优质含气页岩储层具有特低孔超低渗的物性特征。分别测得4口钻井岩心的孔隙度、渗透率，其中1104～1117 m井段的平均孔隙度为1.74%，平均渗透率为20 nD；906～921 m井段的样品孔隙度平均为2.54%，平均渗透率为2.6 nD；981～989 m井段的平均孔隙度为1.49%，平均渗透率为30 nD；2750～2766 m井段平均孔隙度仅为0.87%。较低的孔隙度以及渗透率一定程度上影响了页岩气的后期开发。因此，为了得到较高的页岩气产能，需要对页岩气储层进行一定的压裂改造。

3.4 储层厚度特征

保靖区块龙马溪组的优质含气页岩储层主要为龙一段底部的一亚段和中部的二亚段下部，因断层发育和沉积相带的差异，造成保靖区块各井钻遇的龙马溪组龙一段的一亚段、二亚段的优质页岩储层厚度变化较大，优质页岩段厚度变化范围为8～16 m，在已完钻的5口直井中，只有1口井未钻遇优质含气页岩。而焦石坝地区焦页1井和彭水区块彭页1井整个龙一段均为优质含气页岩，厚度大于30 m。

虽然保靖区块总的优质含气页岩厚度相对较小，但是比较龙一段底部的一亚段(相当于焦石坝地区的五峰组)的厚度，保靖区块明显要大于焦石坝地区和彭水地区(5 m)，保靖区块内的龙一段一亚段地层完整，厚度自南东向北西方向逐渐变薄，厚度从16 m逐渐减薄为6 m。

4 龙马溪组页岩气富集的影响因素

4.1 沉积相对页岩气富集的影响

保靖区块龙马溪组底部优质页岩由下至上岩性和沉积微相分别为：龙一段一亚段岩性为黑色、灰黑色泥页岩、炭质泥页岩，属泥质深水陆棚沉积微相；龙一段二亚段、龙一段三亚段岩性为黑色硅质页岩夹钙质粉砂岩，属硅质深水陆棚沉积微相。上覆龙二段岩性主要为灰色、灰黑色粉砂质泥岩和泥质粉砂岩，属砂泥质浅水陆棚微相；龙三段岩性主要为灰色、灰黑色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，属泥质浅水陆棚微相。通过对5口钻井的岩心含气量测试数据和对应层段的沉积相进行相关分析得出：泥质深水陆棚和硅质深水陆棚沉积微相的页岩具有较高的含气性，其次是泥质浅水陆棚沉积微相，砂泥质浅水陆棚相含气性对较差，证实龙马溪组底部的泥质深水陆棚沉积微相和硅质深水陆棚沉积微相带对研究区海相页岩气富集具有控制作用(图5)。

图5 保靖龙马溪组沉积微相与含气量相关图Fig.5 Correlation diagram of sedimentary microfacies and gas content of Longmaxi formation

4.2 构造演化对页岩气富集的影响

志留纪末期，中扬子受加里东构造运动影响，南北两个陆间海槽强烈闭合隆升，海水全部退出研究区，整个扬子地区隆升成陆，志留系普遍遭受严重剥蚀。早泥盆世—中泥盆世早期，区内受志留纪末期加里东运动的影响，志留系地层再次遭受剥蚀。海西期出现差异升降，古地形起伏明显，局部遭受剥蚀、产生沉积间断。早三叠世早期，继承了晚二叠世末期的古地貌和沉积环境。早三叠世晚期，受南北强烈闭合隆升影响，华北陆块向西南仰冲推进影响，研究区产生了强烈隆升。中三叠世末期，南北陆块陆陆碰撞、闭合造山、闭合隆升运动达到高潮，发生印支构造运动，使海水全部退去，结束了海相地层沉积历史，遭受严重剥蚀，造成沉积间断。至侏罗纪，受燕山运动影响，研究区再次隆升，遭受严重剥蚀，造成沉积间断，同时挤压变形强烈，形成现今构造主体，最终由喜山运动改造定型。志留系龙马溪组沉积后，研究区经历了多期次构造运动，直接造成研究区目的层的大面积剥蚀，同时也造成残存区强烈的挤压破碎，对页岩气的富集成藏产生不利影响。

4.3 储层参数对页岩气富集成藏的影响

页岩气的储层参数与含气量存在明显的相关性，总有机碳含量、成熟度、矿物组分、孔隙度等对页岩气富集成藏具有不同程度的影响作用。通过各参数与含气量之间的关系图(图6)可知，实测优质页岩总有机碳含量和含气量有一定的正相关关系，总有机碳含量越高，含气量相对越高；Ro和含气量整体上呈负相关关系，即随着Ro的增大，含气量逐渐降低；龙马溪组优质页岩段矿物含量以石英和黏土矿物为主，优质页岩石英含量较高，储层脆性指数较大，易形成微裂缝，但石英含量与含气量之间没有明显关系。龙马溪组优质页岩储层以特低孔隙度为主，但孔隙度与含气量呈明显的正相关关系。因此，较高的TOC含量为研究区生气提供了物质基础，孔隙度为页岩气富集提供储存空间，二者成为保靖区块龙马溪组页岩气富集的有利因素。同时，较高的脆性矿物含量为后期的压裂提供有利条件，但较高的镜质体反射率成为研究区页岩气富集的不利因素。

图6 储层物性参数与含气量之间的关系Fig.6 Relation diagrams between the physical property parameters and the gas content of the reservoir

5 结论

(1)龙马溪组底部的岩性主要为黑色炭质泥岩，且含有大量笔石，优质页岩段厚度为8～16 m，是页岩气富集的主要层位；总有机碳含量普遍大于2%，干酪根类型以I型为主，Ro平均值大于2%，达到高热演化程度；龙马溪组主要发育粒间孔和有机质孔，微裂隙相对发育，孔隙度及渗透率较差，但硅质颗粒等脆性矿物(≥50%)的存在对改善储层的渗透性具有积极的影响，同时也为后期的压裂改造提供有利因素。

(2)研究区龙马溪组底部的泥质深水陆棚微相和硅质深水陆棚微相为页岩气储层最有利的沉积微相类型，较高的TOC含量为研究区生气提供了物质基础；脆性矿物易形成微裂缝，增加孔隙度，为页岩气富集提供储存空间，成为页岩气富集的有利因素；而复杂的构造环境成为页岩气富集的不利因素。综合分析认为，湖南保靖龙马溪组底部优质页岩具有一定的勘探开发潜力。

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