川东地区龙潭组页岩气成藏地质条件与有利区评价

2020-08-03王晓蕾曹正杰杨强强王鸿宇梁家林陈嘉欣

科学技术与工程 2020年20期

王晓蕾，曹正杰，杨强强，毛芮，宁闯，王鸿宇，赵权，梁家林，王真，陈嘉欣

(1.吕梁学院矿业工程系, 吕梁 033000；2.煤矿机械装备维护与检测试验吕梁市重点实验室,吕梁 033000；3.中国石油青海油田分公司采油二厂, 茫崖 817500)

页岩气作为非常规油气的一种,具有短距离运力及“原地成藏”的特点,包括游离及吸附两种形态赋存于页岩孔隙中。大面积连续分布的特点使得成熟泥页岩具有极大的天然气蕴藏量。四川盆地发育多套泥页岩[1],包括震旦系陡山沱组、寒武系牛蹄塘组、志留系龙马溪组等海相页岩及二叠系龙潭组海陆交互相含煤泥页岩[2]。四川盆地是中国页岩气勘探开发的重点地区,对海相页岩的研究程度相对较深,并已取得一定的突破[3-4]。随即开展大规模海项页岩气的勘探,同时海陆交互相及陆相页岩进入人们的视野,但针对陆相及海陆交互相泥页岩的研究尚处于初步评价阶段,相关技术缺乏[5]。由于海陆交互相沉积水体的局限及动荡,该环境下形成的页岩通常具有分布不连续、分布面积小、横向变化快、单层厚度小、累计总厚度较大、有机质丰度高、有机质类型差、黏土矿物含量高、泥页岩脆性低的特点[6]。

针对川东地区碳酸盐岩地层的钻采过程中发现龙潭组具有明显的气测异常现象[7],指示川东地区龙潭组泥页岩可能具有较大的天然气勘探潜力,但是并未作为目标层位进行系统的研究,对川东地区龙潭组泥页岩能否形成页岩气藏尚无明确结论。因此,为了查明川东地区二叠系龙潭组泥页岩天然气勘探潜力,对比海相页岩气成藏规律,考虑川东地区实际地质情况,从生烃条件及储集条件着手,通过分析泥页岩沉积环境、有机质丰度、有机质成熟度及储集特征,探讨川东地区龙潭组泥页岩成藏地质条件,其区域地质与地层柱状图如图1所示。

图1 研究区区域地质图与地层综合柱状图Fig.1 Theregional geological map of the research area and the comprehensive chart of the formation

1 区域地质概况

研究区主体处于四川盆地五大构造带的川东高陡褶皱带内[8-10],整体被华蓥山及齐岳山两大断裂带夹持[11]。地表构造表现为一系列北北东-北东方向展布的宽缓向斜与紧闭背斜相间排列形成的隔档式褶皱带。川东地区构造环境较为发展,发育4条近北东向展布的基底断裂。龙潭组沉积前,四川盆地表现为西南高、北东低的构造格局,受东吴运动及峨眉山地裂作用的联合影响,受强烈拉张作用的影响,川东地区整体下沉[4,12-13],同时形成广旺—开江—梁平拗张槽,海水由南东及北东两个方向向拗拉槽内快速涌入,形成缺氧的深水沉积环境[14-16]。沉积相分布如图2[6]所示。受地形差异及物源供给差异的影响,沿南西向北东方向,川东地区龙潭组沉积环境由河流相向深水陆棚相过渡,岩性组合及地层厚度亦发生明显的变化,南西向向水体较浅,地层薄,龙潭组主要发育泥岩、砂岩夹薄层的煤层,陆源碎屑物质含量高[17],向北东方向,水体加深,地层厚度明显增大,地层岩性表现为薄层煤系地层沉积减少,海相硅质矿物及灰质成分增加[18]。

图2 四川盆地上二叠统龙潭期沉积相平面分布图[6]Fig.2 Plane distribution map of sedimentary facies in longtan period of upper permian in Sichuan Basin[6]

龙潭组与下伏茅口组灰岩呈平行不整合接触,与上覆长兴组呈整合接触。川东地区龙潭组泥页岩主要发育于中下部,向上具有页岩与灰岩互层现象。

2 泥岩岩生烃条件

页岩有机质类型、丰度、泥页岩厚度、热演化程度等有机地球化学特征是衡量泥页岩生烃潜力的资源量的重要指标。

2.1 有机质类型

沉积有机质类型的差异直接影响生烃产物的类型及形成过程,尽管在3种不同类型有机质页岩中均发现页岩气藏,但是中外商业性页岩气体田中的页岩有机质以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,并认为Ⅰ型和Ⅱ1有机质发育的页岩具有较好的勘探开发潜力。因此对以Ⅲ型有机质发育为主的煤系地层的勘探开发较少。

对川东地区龙潭组泥页岩样品进行碳同位素及有机质镜检测试结果表明:龙潭组泥页岩有机质显微组分主要由镜质组及惰质组组成,二者含量在90%以上,壳质组含量极少,同时,部分样品含有极少量的腐泥组及动物碎屑。镜质组含量介于68.4%～94.3%,平均含量为87.1%,惰质组分成含量在0～31.6%,平均含量14.6%,壳质组成分含量不高于3%,腐泥组成分含量普遍在1%以下,个别样品含量为38%,动物碎屑含量最高为1%,固体沥青少量发育。泥页岩有机质碳同位素测定结果显示δ13C介于-28.4‰～-22.1‰(表1)。根据有机质类型分类标准,川东地区龙潭组泥页岩有机质干酪根类型主要为Ⅲ型干酪根,同时含有部分腐泥型干酪根。结合显微镜检及干酪根碳同位素测定结果,表明川东地区龙潭组泥页岩有机质主要来源为高等植物。

表1 川东地区龙潭组泥页岩有机质碳同位素及显微组分Table 1 Carbon isotope and macerals of the organic matter in Longtan Formation in eastern Sichuan

2.2 泥页岩厚度及TOC含量

泥页岩厚度及总有机碳(total organic carbon,TOC)含量共同决定生烃母质的含量,只有当有机质含量及泥页岩厚度达到一定程度时才具备工业开采价值[19],受开采工艺及经济效益的差异影响,目前国际上对泥页岩商业开采TOC含量及厚度下限尚无统一的标准,中国将2%作为TOC含量的下限，将30 m作为有效页岩厚度下限。川东地区龙潭组泥页岩有机质丰度测试结果显示:TOC含量差异明显,多分布于0.47%～30.2%,部分样品有机质含量可达58%以上,泥页岩其中有机质含量大于30.2%的样品为煤样,正常泥页岩样品有机质含量最高为12.3%,平均含量为3.86%。不同地区有机含量差异明显,其中华蓥山地区泥页岩有机质含量在2.32%～3.46%,平均含量2.84%,开江—云阳地区龙潭组泥页岩有机质含量在3.14%～12.3%,平均含量4.15%,为川东地区有机质含量最高的地区。根据四川盆地龙潭组厚度与有机质丰度叠合图结果,川东地区龙潭泥岩厚度与有机质丰度中心不重合,该现象的形成可能与北东向陆相高等植物有机质供应不足有关。

2.3 有机质热演化程度及生烃强度

一定的热演化程度是有机质向油气转化的动力,只有一定的热演化,泥页岩有机质才开始向烃类转化[20-21]。在一定成熟范围内,有机质生烃效率与热演化程度呈正比关系。有机质热演化程度可通过有机质镜质体反射率及生烃强度进行定量表征[22-23]。

川东地区龙潭组泥页岩有机质热演化程度及生烃强度与有机质丰度具有相似的变化特征,在开江—云阳地区有机质热演化程度及生烃强度高于华蓥山地区(图3[18]),镜质体反射率测定结果显示,华蓥山地区龙潭组泥页岩有机质镜质体反射率Ro介于0.84%～1.46%,平均为1.09%,处于低成熟阶段,生烃强度小于30×108m3/km2,宣汉—云阳地区龙潭组泥页岩有机质热演化程度最高,镜质体反射率Ro介于2.23%～3.14%,平均为2.73%,有机质热演化程度均达到过成熟阶段,生烃强度大于50×108m3/km2。川东其他地区页岩有机质热演化程度Ro主体介于1.58%～2.87%,平均含量为1.84%,达到高-过成熟阶段,根据中外对页岩有效性评价及优质页岩含气性影响性要素研究指出,适度的有机质热演化程度是页岩气大量生成的必要条件,并指出Ro在1.3%～3.5%对有机质热解生烃具有重要作用,除华蓥山地区龙潭组页岩处于低成熟阶段,川东地区龙潭组泥页岩均达到成熟,处于主生气阶段,泥页岩生烃强度大。显示了川东地区龙潭组良好的生烃潜力。

图3 四川盆地龙潭组现今累计生烃强度平面分布图[18]Fig.3 Plane distribution map of cumulative hydrocar bon generation intensity in Longtan Formation in Sichuan Basin[18]

3 泥页岩储层发育特征

泥页岩孔隙是气体赋存的主要空间,孔隙类型、孔隙结构及孔隙度对页岩气含气量及赋存状态具有决定性作用。根据泥页岩孔隙发育基质的差异,可将泥页岩孔隙分为有机孔、无机孔及裂缝等3类。

3.1 泥页岩全岩矿物组成及脆性

高脆性矿物含量的泥页岩不仅有利于原生裂缝的形成,在后期水力压裂开发过程中越有利于形成复杂的裂缝网络。川东地区龙潭组泥页岩样品全岩矿物鉴定结果显示:其主要包括石英、碳酸盐岩、黏土矿物及极少部分自生黄铁矿(表2),同时不同地区及深度段矿组组成具有明显差异,开江—云阳地区的页岩样品石英矿物含量最高可达90%以上,华蓥山及其他地区页岩样品石英含量在10.2%～34.6%,平均含量为21.4%,长石、白云石等碳酸盐岩矿物含量在10%以下,黏土矿物含量在53%～80%,平均含量为62%,针对龙潭组泥页岩矿物组成的复杂性,将石英、长石、碳酸盐岩等作为脆性矿物进行泥页岩脆性计算,结果显示,龙潭组泥页岩总脆性指数在48%以上,表明龙潭组泥页岩具有良好的脆性。

表2 川东地区龙潭组泥页岩矿物组分Table 2 Shale mineral components of Longtan Formation in eastern Sichuan

3.2 泥页岩孔隙空间类型

扫描电镜结果显示,川东地区龙潭组泥页岩孔隙类型包括无机孔、有机孔及微裂缝等3类,由于龙潭组有机质类型为高等植物提供的Ⅲ型干酪根,主要为镜质组组成,在有机质热演化成熟过程中,镜质组不利于有机质生烃孔隙的形成。因此,川东地区龙潭组泥页岩中有机质生烃孔不发育,仅存在生烃增压作用形成的微裂缝及残余生物结构孔。龙潭组泥页岩无机孔主要包括矿物边缘缝、黏土矿物孔隙及溶蚀孔,龙潭组黏土矿物组成主要为伊蒙混层,黏土矿物颗粒相互堆积,发育棉絮状的微观孔隙,有机质热解大量生烃过程中,泥页岩内部压力快速增加,强大的压力及生烃收缩作用使得龙潭组泥页岩有机质中发育大量的微裂缝。泥页岩微观孔隙孔径大小在5～55 nm,孔径主要分布区间在25～35 nm。

3.3 泥页岩孔渗性特征

泥页岩孔隙度测试结果显示,泥页岩孔隙度跨度较大,整体介于0.83%～14.4%,平均孔隙度仅为4.87%,其中华蓥山地区泥页岩样品孔隙度为0.83%～7.44%,平均孔隙度为3.24%。同时,利用低温气体吸附实验结果显示,川东地区龙潭组泥页岩孔体积分布于0.024～0.081 cm3/g,平均孔体积为0.043 cm3/g,样品测试结果显示微孔孔体积占总孔体积的0.345%～2.326%,中孔孔体积占总孔体积的44.44%～68.42%,大孔孔体积占总孔体积的17.78%～31.08%。页岩比表面积介于16.39～43.16 m2/g,微孔比表面积介于0.77～6.3 m2/g,占总比表面积的4.69%～14.08%,中孔比表面积介于9.73%～38.42%,占总比表面积的79.68%～88.74%,大孔比表面积介于0.72～1.58 m2/g,占总比表面积的3.41%～9.63%。

龙潭组泥页岩渗透率介于0.002～1 mD,超过90%的样品渗透率在0.1 mD以下,仅少量样品渗透率达到1 mD,平均渗透率为0.012 mD。结合扫描电镜结果显示,渗透率较高的泥页岩样品中微裂缝较为发育,表明微裂缝的存在有效改善泥页岩渗透性。

4 有利区带优选

受川东地区褶皱变形特征的影响,龙潭组分布的主体部分处于较为宽缓的向斜区域内,同时,川东地区二叠系地层地层压力系数普遍在1.6以上,使得龙潭组及上覆地层中普遍形成超压状态,可以有效阻止气体的逸散。因此,选取泥页岩厚度、有机质丰度、生烃强度及热演化程度作为勘探有利区评价优选指标。

采用多指标叠合的方法进行目标区的选取,通过对不同指标叠合结果,沿开江—云阳一带及重庆—华蓥山一带有机质丰度普遍在2.0%以上,富有机质泥页岩厚度在30 m以上,热演化程度达到过高-过成熟阶段,生烃强度在30×108m3/km2以上,烃源条件优越,而川东地区地处华蓥山断裂带与齐岳山断裂带之间,除少数背斜处具有大型断裂外,多数向斜区域内的构造变形较弱,对龙潭组泥页岩的破坏较小,保存条件优越。因此,川东开江—云阳一带及重庆—华蓥山一带龙潭组具有优越的勘探潜力。