四川盆地五峰组—龙马溪组深水陆棚相页岩生储机理探讨

2020-04-01郭旭升李宇平腾格尔王强袁桃申宝剑马中良魏富彬

石油勘探与开发 2020年1期

郭旭升，李宇平，腾格尔，王强，袁桃，申宝剑，马中良，魏富彬

（1.中国石化勘探分公司，成都 610041；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126）

0 引言

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是中国唯一实现页岩气商业开发的页岩层系，四川盆地及周缘地区已发现涪陵、威荣、威远、长宁、昭通等页岩气田[1-5]，累计探明页岩气地质储量10 455×108m3，建成150×108m3产能。其中，涪陵页岩气田是中国首个实现商业开发的页岩气田，气田具有超压特征[6]。五峰组—龙马溪组页岩厚度约90 m，其中气藏优质页岩储集层段（TOC≥2%）厚度为30～40 m，热演化程度高，Ro值为2.0%～3.5%，页岩储集层孔隙度高，为1.85%～8.32%，平均为5.22%，且以有机孔为主；总含气量为3.52～8.90 m3/t，平均达5.96 m3/t；页岩储集层压裂改造效果好，产量高，313口井平均测试产量为24.2× 104m3/d。前人针对四川盆地五峰组—龙马溪组这套深水陆棚相页岩发育的沉积环境、储集层特征、富集高产主控因素等多方面的研究，取得诸多成果[7-14]，提出了南方海相页岩气“二元富集”规律等认识[14]，对于深水陆棚相页岩生烃、储集机理的研究也取得了一定的认识，但大多只是针对生烃机理或储集机理进行分析研究[6,10-11,15-16]，并未对这二者之间的动态演化过程和内在关系进行深入地分析探讨。本文从四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气储集层特征分析入手，通过实验模拟，开展五峰组—龙马溪组深水陆棚相页岩生（成烃）、储（成储）机理及其内在关系的研究，探讨不同埋藏深度深水陆棚相优质页岩成烃、成储的主控因素，以期揭示高演化深层优质页岩（埋深为4 000～5 000 m）储集层富集高产/稳产的内在机制。

1 研究区概况

四川盆地位于中国西南部，可划分为川西低陡构造带、川北低缓构造带、川中平缓构造带、川西南低陡构造带、川东高陡构造带和川南低陡构造带 6个构造带。四川盆地及周缘地区已发现涪陵、威荣、威远、长宁、昭通等页岩气田，主要分布在川东高陡构造带、川南低陡构造带和川西南低陡构造带（见图1）。上奥陶统—下志留统富有机质泥页岩（TOC＞ 0.5%）主要发育在五峰组—龙马溪组一段，为陆棚相沉积，优质泥页岩（TOC＞2%）发育在五峰组—龙马溪组一段一亚段，为深水陆棚相沉积，厚度一般为20～40 m，主要发育在川西南、川南、川东地区，以含钙硅质页岩和硅质页岩两种类型为主，前者主要分布在川西南、川南地区威远—长宁—仁怀—林滩场一带，后者则分布在川东南焦石坝以北和川东北地区。

图1 四川盆地及周缘构造特征及构造单元划分图

2 深水陆棚页岩具有高TOC值、高硅质的耦合规律

五峰组—龙马溪组深水陆棚相页岩具有较高的有机碳含量和硅质含量，TOC值为1.04%～5.89%，平均值为 3.50%，硅质含量为 31.00%～70.60%，平均为44.57%（见图2），两者存在明显的正相关关系，总体表现出优质页岩层段高TOC值、硅质含量高的良好耦合特征（见图3）。分析其原因主要为两方面：一是优质页岩富含笔石、硅质放射虫和海绵骨针等生物化石，具有高有机质生产力，安静、缺氧、强还原的深水陆棚环境有利于有机质富集和保存，对有机质富集保存具有明显的控制作用；二是放射虫、海绵骨针大量发育，能够形成高含量的内生硅质矿物[1]。

浅水陆棚相页岩陆源碎屑物质供给相对充足，对有机质具有一定的破坏和稀释作用，总体表现为TOC值和硅质矿物含量较低（见图2），且硅质以陆源碎屑石英为主，硅质含量与TOC值相关性差（见图3）。

3 原油裂解气为五峰组—龙马溪组页岩气的主要气源

图2 涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段页岩气储集层综合柱状图

图3 浅水陆棚（a）和深水陆棚（b）TOC值与硅质含量相关关系图

不同成因类型的干酪根具有不同的生烃能力和降解产物[16]。五峰组—龙马溪组有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，泥页岩TOC值高，热演化程度高。不同学者及单位采用不同的测试手段实测Ro值主要为 2.2%～3.4%[17-19]，按照生烃理论，通过TOC值、优质页岩厚度、Ro值等参数模拟计算结果表明，五峰组—龙马溪组页岩产烃率高。以JY1井为例，浅水陆棚相页岩厚度为51 m，生烃强度为25×108m3/km2；深水陆棚相优质页岩厚度为38 m，生烃强度为35×108m3/km2，生烃潜力大[14]。

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩干酪根和天然气δ13C值与四川盆地各层系烃源岩干酪根对比表明，天然气来源于自身层系烃源[13]。涪陵页岩气田气体碳同位素值完全倒转，δ13C1＞δ13C2＞δ13C3，同源不同期生成的天然气混合是造成这种现象的主要原因[20-23]。

根据JY1井五峰组—龙马溪组早期持续深埋生烃（见图4），最大埋深裂解生气及晚期气藏调整、破坏的三阶段成烃演化史，选取与涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩类似的海相深水陆棚烃源岩——云南禄劝泥盆系泥页岩，TOC值为2.64%，Ⅱ1型干酪根，Ro值为0.48%，在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所油气成藏重点实验室进行实验模拟生烃过程，实验模拟原理及仪器详见文献[24]。模拟实验结果表明：干酪根裂解生气具有阶段性，3个Ro高峰值分别为1.0%、2.1%、3.2%，Ro值为1.0%是生油高峰期（见图5a），有机质热解生油的同时，一部分活化能较低的小分子脱落生成气；Ro值为2.1%时，由于热裂解能量较高，生气能力最强，之后可能由于有机质的缩聚反应生成固体沥青，产率下降；Ro值为 3.2%后由于水的作用又产生部分烃气，但从累计生烃产率趋势来看（见图5b），后续生气量不大。干酪根累计生气能力为2 m3/t岩石，滞留油对高—过热演化阶段天然气量贡献较大，生油高峰期排油效率 68%的页岩（原始TOC值为2.64%）滞留油累计最大生气能力为6 m3/t。

图4 JY1井五峰组—龙马溪组一段成烃演化图

图5 干酪根生烃产率和累计生烃产率

以实验结果为基础，计算出生油高峰期之后不同演化阶段干酪根裂解气和滞留油裂解气的比例，见图5b所示，高—过成熟阶段后，滞留油裂解气约占70%，干酪根裂解气约占30%。

涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩气层顶底板厚度大、展布稳定、岩性致密、突破压力高，封隔性好[21]。页岩气层顶板为龙马溪组二段灰色—深灰色中—厚层粉砂岩、泥质粉砂岩，厚度约为50 m；底板为上奥陶统临湘组深灰色含泥瘤状灰岩、灰岩等，总厚度为30～40 m，区域上分布稳定。涪陵焦石坝龙马溪组二段粉砂岩孔隙度平均值为2.4%，渗透率平均值为0.001 6×10-3μm2；成都理工大学国家重点实验室特殊岩石物理实验室采用 TS-100突破压力试验仪分析测试表明，在80 ℃条件下，地层突破压力为69.8～71.2 MPa；下伏临湘组孔隙度平均值为1.58%，渗透率平均值为0.001 7×10-3μm2，在 80 ℃条件下，地层突破压力为 64.5～70.4 MPa，高顶底板突破压力对页岩气的聚集起到重要作用[17]。其中，顶底板的封存作用有利于早期生成的原油大量滞留，也有利于后期裂解生气阶段页岩气的滞留保存。基于大量两个端元气即干酪根与原油裂解气按照不同演化阶段、不同比列混合并测定其甲烷、乙烷等烷烃气同位素值的实验研究和碳同位素组成分馏的理论计算，建立了一种预测两种端元混合气在某一演化阶段某种比例条件下的烷烃气碳同位素值的图版[23]；反之，也可以根据两种端元混合气的甲烷、乙烷实测值来预测其成熟度和混合比例范围，判识该混合气中是否存在原油裂解气贡献。将现今焦石坝地区页岩气甲烷和乙烷同位素组成投点到干酪根和原油裂解气同位素组成的定量判别图版上发现，原油（滞留油）裂解气含量占比为 60%～80%（见图6），进一步验证了模拟实验结果的可信度。

4 优质页岩生储机理及其主控因素分析

4.1 生物成因硅对页岩孔隙形成的作用

图6 焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气干酪根和原油裂解气同位素组成的定量判别（底图据文献[23]）

一般地，常见富硅的浮游生物主要包括硅藻、硅鞭毛藻、放射虫和海绵等 4类生物群，其硅质壳体为蛋白石A，而蛋白石A是一种非晶质矿物，高度无序，为无定形结构[25]。在埋藏成岩早期，内部充填的硅质会比硅质壳体优先溶解，形成多孔结构，而硅质壳体蛋白石A会转化为晶态结构，形成高硬度结构，前人研究认为，现代和古代的海洋中沉积及成岩转化形成生物硅页岩孔隙的平均直径一般为5～10 nm，孔隙度可达35%～50%[25]。

五峰组—龙马溪组优质页岩发育于深水陆棚相环境，页岩层中见大量笔石、有孔虫、放射虫、海绵骨针等生物化石，硅质含量高，且有机质含量与硅质含量呈明显的正相关性，另外在Al-Fe-Mn三角图上，绝大多数测量值落在了生物成因区（见图7a），因此认为，五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩的硅质矿物主要以生物成因为主[1]。通过分析DYS1井五峰组—龙马溪组页岩孔隙度与硅质矿物含量的关系表明，孔隙度与硅质含量具有正相关性（见图7b）。由此推断生物成因的硅质含量是影响优质页岩孔隙度的一个重要影响因素。

4.2 生物成因硅对页岩孔隙保存的作用

随着埋深不断增加，温度、压力以及有机质热演化程度迅速增大，在大规模生烃之前（Ro＜1.3），蛋白石转化形成了石英微晶，并形成大量由石英微晶颗粒构成的刚性格架孔，有机质自身（煤层）硬度小，一般在1.5～3.0，容易被压实，而石英硬度达7.0，石英颗粒的格架孔易保持，不易被压实。一方面深水陆棚相早期结构不稳定的生物硅质（蛋白石）不断脱水转变成刚性的晶态石英（见图8），主要以斑块状、团块状的石英集合体产出，还会形成大量刚性石英粒间孔，抗压实作用强（见图9a）；而浅水陆棚相黏土矿物页岩缺乏刚性石英粒间孔，抗压实作用弱（见图9b）。另一方面生物硅质溶蚀和黏土矿物蚀变过程中释放出的硅质重结晶后形成自生石英，以叠置的片状、卵状和椭球状产出，形成黏土矿物粒间孔（见图9c、图9d），也能形成相对刚性矿物粒间孔。上述两方面的成岩作用，使得生物成因硅质页岩具有多孔、网状结构，原始孔隙度高（见图9e—图9f、表1），为后期烃类演化原油充注、有机孔的发育及保持提供了空间。对此，在诸多含油气盆地石英砂岩孔隙演化中，孔隙得以有效保持也证实了这一点[26-27]。

图7 Al-Fe-Mn三角判别图（a）和硅质矿物含量与孔隙度相关关系图（b）

图8 蛋白石CT向石英晶体转化演化阶段图

因此认为，在沉积成岩过程中，放射虫、海绵骨针等硅质生物内矿物相态结构的转化是五峰组—龙马溪组优质页岩高孔隙度的重要原因，是大量粒间孔、有机孔得以保存的关键。

成岩早期形成刚性石英粒间孔的同时，页岩热演化程度逐步升高，进入生油阶段，硅质矿物格架具有较高的抗压实能力（见图9a），生成的原油滞留于受硅质格架支撑的粒间孔内；随着埋深增大，热演化程度进一步升高，页岩干酪根与滞留于格架孔内的原油进入裂解生气阶段，粒间孔内开始发育大量纳米级有机孔，并得以保存。可见，深水陆棚相页岩的刚性石英粒间孔与有机质生油期的动态耦合关系，使得五峰组—龙马溪组优质页岩具有“高孔隙度、高比表面积”（见图10），利于页岩气的储集及吸附，从而表现出“高含气性”。

图9 页岩氩离子抛光扫描电镜照片

表1 硅质页岩孔隙度、比表面积变化特征表

而浅水陆棚相黏土质页岩石英粒间格架孔发育程度差，后期压实作用强，不利于早期原油充注及有机孔形成与保持（见图9b）。浅水陆棚相黏土质页岩孔隙度、比表面积明显降低（见图9），不利于页岩气的储集及吸附，从而表现出含气性明显降低的特征。

由此可见，生物成因硅是有机孔发育和保存的关键。

4.3 微米级粒间孔与纳米级有机孔的共生耦合关系

通过薄片、氩离子扫描电镜照片观察发现，五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩均质性好，不发育如五峰组—龙马溪组浅水陆棚相、二叠系龙潭组、侏罗系页岩的明显层状非均质性特征，有机质、硅质矿物呈分散状产出（见图11a、图11b），且较高的硅质矿物含量增加了岩石脆性（见表2），压裂过程中有利于形成复杂、网状的孔-缝体系。另外，粒间孔内发育的有机孔大多为纳米级孔，镜下呈近球形、椭球形、凹坑状、弯月形和狭缝形等多种形态，通常以似蜂窝状的不规则椭圆形较为常见，内部连通性较好（见图11c、图11d）。

图10 DYS1井五峰组—龙马溪组页岩储集层物性纵向分布图

图11 五峰组—龙马溪组页岩微观特征照片

综上所述，五峰组—龙马溪组深水陆棚相页岩硅质矿物格架孔和有机孔具有共生耦合的特征。

页岩中硅质矿物弹性模量高、泊松比低、脆性好，易于压裂形成缝网；而黏土矿物、有机质自身的弹性模量低、泊松比高、脆性差，可压性差（见表2）。

表2 不同矿物岩石力学参数对比表（有机质数据来源于[28]）

压裂施工过程中，脆性好的硅质矿物颗粒首先易被压开，形成网状缝，从而连通相对分散、孤立的石英粒间孔，而有机质、黏土矿物与硅质矿物格架孔共生耦合，且有机孔、黏土矿物孔本身连通性好，从而实现石英压裂缝网与存储页岩气的有机孔、黏土矿物孔连通，使页岩中孔-缝体系得以有效沟通，形成了有机孔-粒间孔-微裂缝的流通通道（见图12），有利于页岩气的高效产出。

由此看来，虽然中国五峰组—龙马溪组优质页岩在深埋作用下具有高演化的特征，深层页岩（埋深大于4 000 m）相对中浅层页岩大（历史时期经历过相似最大埋深，后期构造抬升、剥蚀造成现今埋深差异），但由于生物成因的刚性硅质矿物格架作用，深层优质页岩也能维持“高孔隙、高含气量”，利于页岩气富集，四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层页岩气（埋深为4 000～5 000 m）资源量超7×1012m3，勘探潜力大。