川西南地区页岩气地质特征及“甜点”综合评价

张桢伟，程雨涵，赵发通

（西安石油大学，西安 710065）

随着常规能源消耗的不断增大，非常规能源越来越受到重视。页岩气的聚集区主要集中在四川盆地的东部和南部构造相对比较简单的区域[1]。2017年，研究区域的页岩气产量每日达到800万m3，全年产量达到24.73亿m3。为了进一步研究构造复杂区块页岩气的资源潜力，本文从页岩的分布特征、岩石物理学特征以及储层的特征等几个方面，对川西南地区五峰组-龙马溪组页岩气的地质特征进行研究，进而对研究区内的“甜点”区做出综合评价。

1 地质背景

研究区内页岩气田位于四川盆地的西南部，分布在四川省宜宾市的长宁县、珙县、兴文县和筠连县境内。工区主要属山地地形，地貌包括大量的低山地和丘陵。海拔在400～1 300 m，相对高差最大达到900 m[2]。

研究区内的页岩气田位于四川盆地与云贵高原的交错处。川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带在其两侧分布，川东褶皱冲断带西延于北边给予一定的影响（见图1），在南边娄山褶皱带演化给予一定的影响，所以研究区域是一个构造复合体[3]。研究区内地层受到一定的挤压，主要受燕山期以来的陆内造山运动、喜马拉雅期印度板块的影响，沉积盖层属于强烈的压性构造，构造走向线以南北向、北东东向和北东向为主[4]。五峰组-龙马溪组为研究区块页岩气勘探的主要目的层段。

图1 四川盆地构造区带划分

2 五峰组—龙马溪组页岩地质特征

2.1 五峰组—龙马溪组页岩分布特征

2.1.1 五峰组—龙马溪组页岩倾角

根据页岩的倾角大小和倾角方向，人们可以判断地层平缓的程度，进而判断页岩气有利区。研究区的西部、西南部以及向斜中心部位奥陶系上统底界的地层倾角较小，主要在5°～15°，走向平缓，而东南部和北部倾角较大，在15°～26°。

2.1.2 五峰组—龙马溪组页岩埋深

适当的埋藏深度是页岩气富集区的一个有利因素，合适的温度和压力都很大部分取决于深度，也是目前页岩气开发的主要评价要素。研究区内志留系下统龙马溪组—奥陶系上统五峰组，埋深1 100～3 800 m，最大埋深3 800 m位于J井及其西北部的向斜中心，埋深大于2 000 m的面积达480 km2。

2.1.3 五峰组—龙马溪组页岩厚度

通过页岩厚度、分布范围，人们可以大致找出页岩气藏的边界，页岩的厚度也对页岩气藏的规模以及经济效益起着一定的作用[5]。研究区内龙马溪组黑色页岩厚度大多在100～700 m以内，底部大部分为黑色碳泥质页岩，厚度变化不均匀，TOC含量相对较高，为0.4%～1.6%，且分布稳定，是一套高效烃源岩，R0值在1.83%～3.26%。四川盆地五峰组-龙马溪组地层残厚平面图如图2所示。

2.2 页岩储层特征

2.2.1 岩石矿物特征

研究区内页岩储层类型主要包含以下几种页岩，即含放射虫碳质笔石页岩、碳质笔石页岩、含骨针放射虫笔石页岩、含碳含粉砂泥页岩、含碳质笔石页岩以及含粉砂泥岩等。研究区划分的各个小层中，五峰组—龙一1亚段脆性矿物单井平均值大于70%，大部分为硅质矿物，表现出良好的可压裂性，并且其黏土含量平均为24.5%。

2.2.2 储层物性特征

研究区内五峰组—龙一1亚段的储集空间主要分为孔隙和裂缝两大类。页岩储层有微孔隙大量发育，可以分为晶内溶孔及有机孔，而裂缝可以分为构造缝、成岩缝、溶蚀缝与生烃缝。

（1）晶内溶孔。晶内溶孔是晶体、晶粒内部被选择性溶蚀后出现的，主要位于矿物晶体内部，像白云石、方解石、长石等，一般沿解理方向分布[6]。晶内溶孔往往存在于较粗粒的研究层段，对储层的储集性能影响不大，孔径一般在0.2～5μm（见图3）。

（2）有机孔。有机孔内部结构主要呈蜂窝状，属于一种干酪根内部的孔隙结构，孔径介于5～200 nm，大部分在150 nm左右，赋存于有机质边界和矿物颗粒边界[7]。本次研究通过扫描电镜观察，在区内页岩内有机质呈分散状分布，而在有机质内部呈蜂窝状微孔，孔径在0.002～1.000 μm。所以，有机孔是页岩气重要的储集场所（见图4）。

图3 晶内溶孔，C井，2 174.04～2174.07 m

图4 有机孔，F井，2 214.37～2 214.52 m

（3）裂缝。通过岩心样品的分析，研究区块中单井平均实际测量孔隙度在2.0%～6.8%，平均为5.4%（见表1），测井孔隙度在3.6%～7.3%。

表1 五峰组—龙一1亚段孔隙度实测值

2.2.3 有机质类型

研究区内五峰组—龙一1亚段TOC含量值最高，实际测量TOC含量在3.0%～4.2%。在纵向上，五峰组—龙一1亚段的单井各小层平均测井TOC值最高。龙一1亚段TOC值各小层大小关系是a＞c＞b＞d。

2.3 页岩岩石物理学特征

2.3.1 测井曲线分析

通过分析研究区内A井的测井曲线（见图5），笔者发现，页岩储层的伽马值偏高，脆性较好，TOC含量高，高孔隙度，高渗透率，含水饱和度较低。

图5 A井龙马溪组测井曲线分析

将龙马溪组的纵波阻抗、纵横波速度比进行交会分析（见图6），其中图（a）中的颜色部分显示的是TOC含量多少，暖色调（虚线区域）为含量值高的区域；图（b）中的颜色部分显示的是含水饱和度的分布，冷色调（虚线区域）为含水饱和度低值区；图（c）中颜色部分为孔隙度的大小，暖色调（虚线区域）为孔隙度高值区；图（d）中颜色部分为渗透率大小，暖色调（虚线区域）为渗透率高值区。经研究可知，低纵波阻抗、低纵横波速度比，这些特征是页岩段储层物性、含气性较好的地层及优质页岩所具备的。

2.3.2 敏感参数优选

（1）孔隙度预测。通过研究区内已钻A井、C井和J井三口井研究，从孔隙度与纵波阻抗的交会分析结果来看（见图7），孔隙度与纵波阻抗具有相关性，且相关性较好，可以看出纵波阻抗与孔隙度呈负相关。

图7 孔隙度与纵波阻抗交会图

（2）TOC预测。通过已钻A井、C井和J井三口井研究，从TOC与纵横波速度比的交会分析结果可得（见图8），TOC与VP/VS相关性较好，VP/VS值低的部分TOC高，这段属于含气段，VP/VS值高的部分TOC较低，这段属于非含气段，表现出负相关（A）；对含气层段分析发现，当VP/VS值较低时，TOC值也是低值，表现出正相关（B）。

（3）脆性指数分析。通过对区内A井、C井和J井三口井研究，由图9可知，脆性指数与杨氏模量呈现出正相关，随着杨氏模量的增大，脆性指数增大；而与泊松比呈负相关，随着泊松比增大，脆性指数随着减小。

图8 TOC含量敏感参数统计分析图

图9 脆性指数敏感参数统计分析图

（4）总含气量预测。对研究区内A井、C井和J井三口井进行研究，由图10可以得出，含气量与纵波阻抗的关系为负相关，即随着纵波阻抗减小，含气量逐渐增大。

图10 总含气量敏感参数统计分析图

3 研究区页岩气“甜点”综合评价

在研究区内，根据地质“甜点”划分标准，结合断层发育情况和总孔隙度指标进行分类。地质“甜点”第Ⅰ类区域，孔隙度大部分大于5，且断裂不发育；地质“甜点”第Ⅱ类区域，距离复杂断裂带较远，地质“甜点”第Ⅲ类区域，在断裂发育区域（见图11）。

关于工程“甜点”的相关影响参数，研究区的压力系数均大于1.4，裂缝均呈现出较发育-发育，只需要对埋深、地层倾角两个参数进行分析，得出工程“甜点”的具体划分区域（见图12）。

图11 A-J井区龙马溪组地质“甜点”预测图

图12 A-J井区龙马溪组工程“甜点”预测图

经过对研究区多参数进行综合分析，最终得出“甜点”有利区，Ⅰ类区面积345.5 km2，Ⅱ类区面积132 km2，Ⅲ类区面积34.2 km2。Ⅰ类区主要分布于建武向斜和斜坡区，Ⅱ类区主要分布于建武向斜北翼和南翼与大雪山背斜毗邻处，Ⅲ类区主要分布在大雪山背斜区域。

4 结论

工区内西部、西南部及向斜中心部位地层平缓稳定；东南部和北部地层倾角较大，整体呈现出东北较高、西南逐渐降低的趋势。研究区内的目的层深度在1 100～3 800 m，黑色页岩厚度大多在100～700 m以内，底部主要分布黑色碳泥质页岩，有机碳含量为0.4%～1.6%，R0为1.83%～3.26%，是一套高效烃源岩。

研究区内五峰组—龙一1亚段储集可划分为孔隙和裂缝两大类。孔隙可分为晶内溶孔及有机孔，裂缝可分为构造缝、成岩缝、溶蚀缝及生烃缝。页岩储层中大量发育此类型的孔隙，其中微孔和小孔所占比例较大，是吸附态赋存的天然气主要储集空间，具有超低孔、超低渗、含气性好等特征。

研究区综合分析后，落实Ⅰ类区面积345.5 km2，落实Ⅱ类区面积132 km2，Ⅲ类区面积34.2 km2。由此可以得出，工区的下一步勘探重点主要在Ⅰ类区、Ⅱ类区所主要分布的建武向斜和斜坡区和建武向斜北翼和南翼与大雪山背斜毗邻处。