长宁地区优质页岩储层非均质性及主控因素

乔 辉，贾爱林，贾成业，位云生，袁 贺

中国石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083

引 言

近年来，北美地区在页岩成藏理论、“甜点区”选择、水平井钻井、压裂改造等方面取得了巨大的理论技术进步，极大地促进了页岩气勘探开发[1-5]。中国的页岩气也取得了重大突破，发展迅速，目前中国南方海相页岩已处于初步规模开发的阶段[6-7]。随着中国页岩气勘探开发的深入，开发中存在的一些问题日益突出，例如气藏微幅构造和非均质性导致区块内部，甚至同一个平台，气井产能和动态参数差异较大。目前，威远 长宁示范区水平井平均测试产量较高，但存在测试产量参差不齐，单井产量差异大等问题。除了工程上的影响因素外，地质上对储层认识不清是制约页岩气开发的重要因素。因此，研究页岩储层非均质特征及主控因素是后续页岩气赋存机理及产能差异研究的关键。前人对页岩储层的储层特征及主控因素开展了相关研究工作[8-14]。蒲泊伶等[8]通过大量实验对川南地区龙马溪组页岩有利储层的有机碳、矿物成分、储集空间类型及含气性进行了研究，并认为该页岩储层发育的控制因素为沉积环境、矿物组成和有机质发育特征。郭英海等[9]认为在微观尺度下，页岩储层具有较强的非均质性，提出了“页岩储层微观非均质控气”理论。王秀平等[10]以川南及邻区龙马溪组地层为研究对象进行成岩作用研究，认为成岩作用对页岩储层具有重要影响。

鉴于研究区优质页岩储层及其主控因素的认识还不够全面清楚，因此，本文利用大量的实验测试数据，对纵向上细分的不同小层优质页岩储层的非均质性特征进行研究，系统总结优质页岩的控制因素对油田开发显得尤为重要，可为后续研究及开发工作提供了有力的技术支撑。

1 地质概况

长宁区块主体构造为长宁背斜，位于四川盆地南部的川南拗中隆低陡褶皱带（图1a）。纵向上，龙马溪组页岩沉积处于加里东构造运动时期，该期构造运动活跃，发育多期沉积旋回。页岩地层包括五峰组及龙马溪早期的龙一1亚段及龙一2亚段。龙一1亚段存在较强的非均质性，自下至上又可依次划分为龙一、龙一、龙一及龙一等4个小层（图1b）。

五峰组及龙马溪组早期阶段为深水陆棚沉积环境，发育一套黑色碳质页岩、硅质页岩和黑色页岩沉积组合，有机质丰度，笔石发育，为优质页岩储层[8，12]，厚度约36～48 m。开发区块钻探资料显示，五峰-龙马溪组下部的龙一1亚段的这套黑色碳质、硅质页岩分布稳定、有机质含量高、现场测试含气量高，主体埋深小于3 000 m，是目前中国南方海相页岩气开发的主力层系。龙一2亚段沉积环境为浅水陆棚沉积，主要岩性为深灰色泥页岩、灰色泥岩和粉砂质泥岩，笔石含量明显降低，有机质相对不发育，地层厚度在105～200 m。

2 优质页岩储层非均质性特征

2.1 岩石矿物学特征

通过对研究区2口单井N1井和N3井296块岩样全岩衍射分析，页岩矿物类型主要为石英、长石、黏土矿物、方解石、白云石和黄铁矿等。五峰组-龙一1亚段石英、长石及碳酸盐矿物单井平均值在70.0%以上，以硅质矿物及方解石为主，显示了良好的可压裂性特征；黏土矿物含量相对较低，平均24.5%，伊利石、绿泥石和伊蒙混层为研究区的主要黏土矿物。纵向上，各小层的矿物含量变化也较明显，说明纵向上储层的非均质性较强。其中，龙一、龙一小层硅质平均含量高达61.9%、61.6%，其他小层硅质含量为43.9%～59.0%（图2）。

图2 五峰—龙马溪组下部各小层矿物含量分布图Fig.2 Mineral content distribution of Wufeng-lower Longmaxi Formation,Changning Block

2.2 有机地化特征

根据 N1、N3、N9井 82块样品的分析测试数据，长宁地区五峰组-龙马溪组下部地层有机质含量 TOC在 0.20%～7.50%，平均3.36%。纵向上，各小层的TOC含量差异较大，非均质性较强。自下至上五峰组、龙一1亚段的 1、2、3、4小层及龙一2亚段的有机碳含量分布在：3.10%～4.70%、3.70%～7.50%、3.20%～4.10%、2.30%～5.30%、1.90%～2.80%、0.20%～1.60%。五峰组-龙一1亚段TOC含量平均为3.40%，最高可达7.50%。而龙一2亚段TOC值明显变小，TOC在0.20%～1.60%，平均为0.80%。纵向上，龙一小层TOC值最高，其次为龙一小层，然后为五峰组和龙一小层，龙一小层最低（图3）。

图3 五峰-龙马溪组下部TOC含量分布图Fig.3 TOC content distribution of Wufeng–lower Longmaxi Formation,Changning Block

对N1井岩芯样品进行干酪根镜检分析，平均腐泥组含量大于80%，为典型I型干酪根，局部II1型。宁201井五峰组—龙一1亚段干酪根碳同位素一般为-27.92‰～-30.78‰，可以判断干酪根类型为I型，与干酪根结果一致。由于I型干酪根缺乏镜质组，常利用沥青反射率来换算镜质组反射率的方法测定，研究区五峰组-龙马溪组底部有机质成熟度平均为2.60%。有机质反射率均达到高-过成熟阶段，以产干气为主。

2.3 储集空间及物性特征

利用岩芯、露头、场发射扫描电镜及显微薄片镜下观察，发现五峰-龙马溪组底部的页岩储层发育多种类型孔隙，包括基质无机孔、有机孔和裂缝3大类。其中，无机孔主要有粒间孔、粒内孔、溶蚀孔和晶间孔等（图4a，图4b，图4c），有机孔（图4d）主要与有机质的含量及其热演化程度有关，裂缝主要有构造缝、页理缝、溶蚀缝及成岩收缩缝等多种类型（图4e，图4f）。

图4 龙马溪组优质页岩储层储集空间类型Fig.4 The types of shale gas reservoir space of Longmaxi Formation

N1井和N3井229块岩芯样品物性数据的统计分析结果显示，长宁地区五峰组到龙马溪组下部取芯段的孔隙度介于0.73%～10.25%，平均为4.19%。纵向上，该段储层的孔渗也存在较强的非均质性。从上至下，龙一2亚段、龙一、龙一、龙一、龙一及五峰组的孔隙度分布区间分别为：0.89%～6.24%、1.96%～10.26%、3.83%～9.48%、3.01%～8.54%、2.56%～6.26%、0.73%～7.68%。五峰组-龙一1亚段孔隙度平均为5.44%，而龙一2亚段孔隙度平均为3.60%。龙一1亚段龙一小层孔隙度值最高，其次为龙一、龙一小层，然后为龙一小层，五峰组孔隙度最低（图5）。

图5 五峰—龙马溪组下部孔隙度分布图Fig.5 Porosity distribution of Wufeng–lower Longmaxi Formation,Changning Block

2.4 含气性特征

在页岩储层中，天然气主要有吸附态和游离态两种存在方式[15-16]。在页岩气田开发现场，页岩储层的总含气量主要借鉴煤层气的解吸法求取，分别测量现场的解吸气量、残余气量和损失气量，三者总和即为总含气量。实验室常采用等温吸附实验法计算页岩吸附气量[17]。由于页岩储层的特殊性，岩电实验很难进行，并且研究区黄铁矿相对发育，黄铁矿导电性造成测井测得的地层电阻率不准确，采用阿尔奇等经典公式计算游离气含量存在一定的问题，目前尚未有专门针对页岩气的含气饱和度计算方法，因此游离气含量一般采用解析法测得的总含气量减去等温吸附法计算的吸附气含量获得[17]。

现场测试和实验室测定结果均表明，五峰组-龙马溪组下部储层具有较好的的含气性，且纵向上各小层的含气性差异较大（表1）。

表1 川南现场解析法总含气量测试数据表Tab.1 Total gas content data obtained by field analytical method_______________________________________________________________inSouth_Sichuan

长宁地区五峰组—龙马溪组下部含气量为 0.55%～4.19%，其中龙一2亚段总含气量在0.55%～2.47%，平均为1.53%，五峰组和龙一1亚段4个小层含气量较高，总含气量在1.27%～4.19%，平均为2.74%。五峰组和龙一1亚段各小层平均含气量均大于2 m3/t，龙一小层含气量最高，其次为龙一和龙一小层，龙一小层含气量最低。

3 储层发育的主控因素

3.1 沉积条件

3.1.1 沉积环境

优质页岩储层的形成需要特定的沉积条件。王玉满等[18]通过分析地化资料总结了长宁地区页岩地层的沉积模式，优质页岩主要形成于处于持续缓慢沉降阶段的深水陆棚中心地带，沉积环境为弱—半封闭的还原环境，古生产力水平较高。研究区地化资料显示，五峰组-龙马溪组底部的P2O5/TiO2比值较高，在0.20～0.85（平均为0.37），表明该地层具有较高的生产率。且该期构造稳定，沉积速度缓慢，为2.33～9.29 m/Ma。志留纪早期该区域主要经历了两期海平面升降变化，笔石等生物经历了繁盛—衰退变化过程。

岩芯和测井资料分析可见，龙马溪组底部的龙一1亚段主要发育两套富笔石的碳质页岩夹一套硅质页岩，为该区有利的页岩发育层段。该地层主体为深水陆棚沉积环境[8，12]，水体稳定，黄铁矿较发育，为较强的还原环境，对有机质及页岩的页理发育十分有利。统计分析发现，页岩层段中黄铁矿含量与孔隙度、孔隙度与总含气量均呈正相关关系（图6a，图6b），且储层孔隙越发育，储层的总含气量越高，说明较强的还原环境有利于优质页岩储层的发育，为优质页岩储层的形成提供了良好的沉积条件。

沉积环境对页岩地层有机质含量及矿物成分均有较大的影响，进而影响储层的物性及含气性特征。研究认为,有机碳含量是评价页岩储层的一个重要参数，其与页岩气总含气量、吸附气含量及储层的孔隙度存在良好的正相关关系[12，14，17-18]。达到成熟阶段以后，有机质孔隙随着干酪根的热分解增大[19]。有机质孔主要是生烃物质排烃后残留的孔隙和原油热裂解形成的沥青质内的微孔隙，它与其比表面为吸附态天然气的赋存提供了吸附剂，也为游离气的赋存提供了孔隙空间[20]。有学者通过对不同镜质体反射率的页岩岩样进行扫描电镜观测和孔隙度测试，发现页岩有机孔在生油窗内较少，进入生气窗后有机孔隙快速增加，且在镜质体反射率Ro为3.6%时有机孔达到峰值，随后有机孔随着Ro的增加而减小[21]。

图6 页岩储层参数间关系Fig.6 Relationship between key parameters of shale reservoir

研究区目的层段有机质类型主要为I型，具良好的生烃潜力，Ro在2.3%～3.3%，为有机孔隙生成的最佳时期，同时氩离子剖光扫描电镜可观察到该区优质页岩储层段发育大量有机质孔（图4d）。通过N3井五峰组-龙马溪组底部TOC与孔隙度及其与总含气量之间的拟合发现，TOC与孔隙度及总含气量之间均存在较好的正相关关系（图6c，图6d）。表明有机碳含量高的优质页岩储层，有机质纳米孔发育，含气量大，为优质页岩储集层段。

3.1.2 矿物成分

页岩储层中的矿物成分与含量对储层的孔隙度和渗透率及含气性影响较大。通过岩芯测试样品的石英含量与与实测孔隙度资料分析发现，孔隙度与石英含量呈正相关关系（图6e），且TOC含量随着石英含量的增大而增大（图6f），说明石英为生物成因石英矿物，来源于较为丰富的硅质生物，其间接增加了有机质的含量[8，22]。研究区龙一、龙一小层硅质平均含量高达61.9%、61.6%，其他小层硅质含量为43.9%～59.0%，丰富的有机质来源的石英和有机质伴生，发育丰富的微孔隙和较大的比表面积，增加了页岩中的可供页岩气吸附以及游离气赋存的空间，同时石英等脆性矿物越发育，岩石脆性越好，越易形成天裂微裂缝，可有效改善储层物性且有利于后期页岩气的压裂改造[23]。统计发现，黏土矿物含量与实测孔隙度不具备相关性，说明五峰-龙马溪组下部页岩储层的孔隙度主要由有机质贡献，黏土矿物含量虽然可以影响页岩的吸附性及孔隙度，但由于研究区优质页岩储集层段的黏土矿物含量低，其对储层孔隙度及含气量影响不明显。

美国页岩气开发的经验表明，其产气层段储层的脆性矿物含量较高，页岩气产量随脆性矿物含量的增加而增大[4，8]。由于页岩储层黏土矿物成分与含量影响页岩的吸附性及储层的孔隙度，而脆性矿物也可影响储层的孔隙度及岩石的脆性，且脆性矿物含量有利于形成天然裂缝及人工压力后形成诱导缝，因此，不同的页岩气区块，黏土矿与脆性矿物的比例多少最有利于优质页岩的形成及压裂后天然气的产出，应与实际地质条件相结合确定。

3.2 成岩作用

成岩作用是影响储层发育的重要因素之一，它不仅控制储层孔隙的发育和保存，同时对岩石的力学性质也具有一定的影响[10，24-30]。有机质热成熟作用排出的天然气是页岩气的主要来源，该过程中生成的大量有机孔增大了储集层的孔隙度，提高了储层的吸附能力[25]。在岩石薄片、扫描电镜观察及岩芯描述等研究的基础上，认为五峰-龙马溪组页岩储层经历了多种类型的成岩作用，包括压实、胶结、交代、黏土矿物的转化、溶蚀及有机质热成熟作用等。其中，压实作用与胶结作用降低了页岩储层的孔隙度，有机质热成熟作用和溶蚀作用增大了储层孔隙度，而黏土矿物的转化作用和交代作用对储层孔隙度的影响相对较小。

3.2.1 压实作用与胶结作用

压实作用是五峰-龙马溪组页岩储层孔隙度低的最主要原因。泥页岩最开始沉积时主要为片状结构，其原始孔隙度可高达70%～80%[26]。在压实过程中，黏土骨架垮塌，孔隙度迅速降低，随着埋藏深度的增加，孔隙度最终降低到仅百分之几[27]。五峰组-龙马溪组下部页岩地层常见的压实作用识别标志有黏土矿物与片状矿物如云母等矿物的顺层定向排列及颗粒的压裂破碎等（图7a）。

胶结作用是降低泥页岩孔隙度的另一重要影响因素，常见的胶结物有硅质胶结物、碳酸盐胶结物和硫化物胶结物等。前人研究认为硅质胶结物主要有4方面的来源[27-28]。其中，硅质胶结物主要为石英，石英主要以自生石英或次身加大的形式存在，也可以填隙物的形式出现。碳酸盐胶结物主要为方解石和白云石。方解石胶结物一般形成时间较早，主要充填于孔隙或裂缝中，也可交代长石等矿物颗粒（图7b）。白云石胶结物呈自形-半自形晶，一般呈分散状充填于裂缝中或交代早期矿物（图7c）。大量全岩衍射实验结果发现，孔隙度与碳酸盐矿物含量呈微弱的反比关系，证明碳酸盐胶结物对页岩储层的孔隙度具有一定的消极影响。胶结作用一方面减小储层的孔隙度，造成储层进一步致密化，另一方面硅质胶结物和碳酸盐胶结物间接增加了页岩储层脆性矿物的含量，有利于后期的压裂改造[27]。

3.2.2 溶蚀作用与有机质热成熟作用

溶蚀作用与有机质热演化过程中产生的酸性物质有关[10，24]。有机质热演化过程中，干酪根发生热裂解作用，最终产生大量的羧酸和CO2等酸性物质，导致地层流体的pH值降低，溶解储层中易溶解的矿物成分，形成次生溶蚀孔隙（图7d，图7e）。五峰-龙马溪组下部页岩储层中含一定比例的长石和碳酸盐矿物等易溶组分，易被酸性物质溶解，形成溶蚀孔隙，在一定程度上增大了储层的孔隙度。但孔令明等认为[27]龙马溪组页岩储层的溶蚀作用总体并不十分发育，认为页岩地层是一个相对封闭的体系，其渗透率极低，地层中流体的流动不畅导致H+不能及时更新且流体中沉淀物质不能排出，阻碍了溶蚀作用的进一步发生。

有机质热成熟作用对页岩储层具有重要的意义。有机质在达到生油气门限条件后会大量生烃，是页岩气的物质来源，同时有机质生排烃过程中形成有机孔（图7f），不但增大了孔隙度，且提高了储层的吸附能力[10，27]。因此，在有机质富集的优质页岩储集层段，热成熟作用对页岩储层物性具有较大影响。但有机质孔隙的形成需要一定的条件，实验发现，只有当镜质体反射率大于0.6%时，即有机质开始大量生油气阶段后，才会形成较多的有机孔。有机质成熟度较低时，通常不存在或仅存在少量的有机孔[29]。Milliken等[30]研究发现，有机孔的形成与保存同时受有机质热成熟作用与压实作用影响，当岩石中有机质含量较大且热演化程度较高，有机孔特别发育且相互连通时，在上覆地层压力作用下，部分孔隙垮塌，总孔隙度反而降低。

图7 龙马溪组页岩主要成岩作用类型Fig.7 The main diagenesis types of Longmaxi gas shale

4 结 论

（1）川南地区优质页岩储层具有较强的非均质性。五峰组—龙马溪组下部储层的脆性矿物含量高，黏土含量相对较低，平均24.5%。TOC值普遍大于2.0%，平均为3.4%。龙一小层TOC值最高，其次为龙一小层，然后为五峰组和龙一小层，龙一小层最低。五峰组-龙马溪组下部储层的孔隙类型多样，包括无机孔、有机孔和裂缝，孔隙度在0.73%～10.25%，平均为4.19%。纵向上，龙一小层孔隙度值最高，其次为龙一，然后为龙一小层和龙一小层，五峰组孔隙度最低。储层含气量在0.55%～4.19%，五峰组和龙一1亚段4个小层含气量较高，总含气量为1.27%～4.19%，平均为2.74%，各小层平均含气量均大于2 m3/t，龙一小层含气量最高，其次为龙一和龙一小层，龙一小层含气量最低。

（2）沉积条件是控制优质页岩储层发育的物质基础。通过统计分析，明确TOC与孔隙度及总含气量之间均存在较好的正相关关系，说明有机碳含量高的优质页岩储层中有机质纳米孔发育，含气量大。孔隙度与石英含量呈正相关且TOC含量随着石英含量的增大而增大，说明石英为生物成因石英矿物，来源于较为丰富的硅质生物残体。但黏土矿物含量与孔隙度不具备相关性，说明五峰-龙马溪组下部页岩储层的孔隙度主要由有机质贡献，黏土矿物含量含量低，其对储层孔隙度及含气量影响不明显。

（3）成岩作用是影响页岩储层发育的另一重要因素。压实作用和胶结作用降低了页岩储层的孔隙度和渗透率，但碳酸盐胶结物可提高页岩储层的脆性，有利于后期的压裂改造。而溶蚀作用和有机质热成熟作用在一定程度上改善了页岩储层的物性。

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