川南地区筇竹寺组新层系页岩储层特征

2021-06-22王同熊亮董晓霞向克满周桦钟文俊罗海金郭卫星周静

油气藏评价与开发 2021年3期

王同，熊亮，董晓霞，向克满，周桦，钟文俊，罗海金，郭卫星，周静

（1.中国石化西南油气分公司，四川成都610016；2.四川省核工业地质调查院，四川成都610052）

四川盆地作为页岩气勘探开发的重点地区，主力层系龙马溪组提交了万亿立方米探明储量，已建成涪陵、威远、威荣、昭通、太阳等大型页岩气田[1-3]。寻找落实页岩气勘探开发接替层系成为当务之急。近年来，川南地区筇竹寺组黑色页岩是前期页岩气勘探目标，具有埋深适中、有机质丰度高、生烃潜力大、含气性好等优点，但也存在有机质孔隙较低、热演化程度高的不足[4-7]。早在2010年中国石油威远地区威201井针对筇竹寺组直井压裂获测试产量1.08×104m3/d，随后中国石化于2012年在井研犍为地区A1井筇竹寺组直井压裂20 m获测试产量2.88×104m3/d。2015年，中国石化在井研犍为地区筇竹寺组实施第一口水平井——B1HF井，获测试产量5.95×104m3/d，揭示下寒武统筇竹寺组具有良好的勘探潜力，但黑色页岩厚度薄，制约了商业产能关的突破。因此，有必要深入开展筇竹寺组新层系页岩储层特征研究，探寻非常规页岩气勘探新思路，落实下步勘探目标，对于实现四川盆地页岩气新层系勘探突破具有重要指导意义。

1 区域地质概况

四川盆地南部地区筇竹寺组沉积主要受控于桐湾运动及兴凯运动[8]。在这两期构造运动影响下，形成绵阳—长宁拉张槽[9]。拉张槽内筇竹寺组表现为3套黑色页岩—深灰色、灰色粉砂质页岩—粉砂岩的沉积旋回。根据沉积旋回及岩—电组合特征，可将筇竹寺组分为两段（筇一段、筇二段），11层（①—⑪号层）（图1）。根据目前钻探的5口井分析，其中①、⑤、⑨号层为黑色页岩，厚度0～15.5 m，展布不稳定，D1井、B2井⑤号层发生相变，不发育黑色页岩。统计各井①、⑤、⑨号层储层参数平均值，TOC为0.5 %～2.4 %，孔隙度为1.5 %～3.8 %；⑥—⑧号层粉砂质页岩、含黏土粉砂岩厚度83～105.5 m，气测显示良好，表现为“低密度，低中子”的天然气挖掘效应。统计各井⑥—⑧号层储层参数平均值，TOC为0.25 %～0.41 %，孔隙度为2.2 %～2.9 %。因此，本次研究主要针对①、⑤、⑨号层黑色页岩与⑥—⑧号层粉砂质页岩、含黏土粉砂岩。

图1 川南地区筇竹寺组地层综合柱状图Fig.1 Composite histogram of Qiongzhusi Formation in southern Sichuan

2 矿物岩石学特征

根据川南地区筇竹寺组XRD（X射线衍射，X-Ray Diffraction）分析样品，①、⑤、⑨号层矿物主要以石英为主（21 %～47 %），平均32 %；长石占5%～29.5%，平均13.48%；黏土矿物占11%～58.4%，平均含量40.5 %；碳酸盐矿物较少（3 %～19.5 %），平均7.62%（图2a）。⑥—⑧号层矿物主要以石英为主（8.1%～57.7%），平均39.11%；长石占8%～32.2%，平均21.69 %；黏土矿物占5.9 %～45 %，平均22.29 %；碳酸盐矿物较少（2.4 %～70 %），平均14.29%（图2b）。⑥—⑧号层局部由于发育钙质粉砂岩条带、透镜体，因此，表现为高碳酸盐特征。

图2 川南筇竹寺组矿物学特征Fig.2 Mineralogical characteristics of Qiongzhusi Formation in the southern Sichuan

3 有机地化特征

3.1 有机质类型

对于演化程度高的页岩来说，干酪根镜检结果仅供参考[10]，典型的干酪根组分依然以无定形腐泥为主，见少量海相镜质体（图3），生烃潜力好。根据饱和烃色谱及干酪根碳同位素综合分析结果表明，干酪根碳同位素分析①、⑤、⑨号层δ13C（PDB，国际标准Pee Dee Belemnite）为-34.96 ‰～-32.09 ‰，⑥—⑧号层δ13C（PDB）为-34.09 ‰～-31.31 ‰。筇竹寺组主峰碳为18～23，主峰碳数较小，表明筇竹寺组有机质类型相对优，综合饱和烃色谱Ph/C18－Pr/C17关系分析，其中，Ph为植烷（Phytane），Pr为姥鲛烷（Pristane），筇竹寺组泥页岩有机质为Ⅰ—Ⅱ1型。

图3 A103井筇竹寺组干酪根组分Fig.3 Kerogen macerals of Qiongzhusi Formation in Well-A103

3.2 成熟度

对于古生界烃源岩热成熟度的判断一直是学术界争论的热点[11-12]。分析6口井的沥青质反射率（Rb）、岩石热解高峰温度（Tmax）及黏土矿物XRD，综合判断筇竹寺组热成熟度。利用测得的沥青质反射率（Rb）换算等效镜质体反射率（Ro），公式为Ro=0.618Rb+0.4[13]。页岩黏土矿物组合反映了黏土矿物的成岩演化程度。3种实验方法结论较为一致，Ro为2.35%～2.67%，Tmax为520～530℃，黏土矿物主要以伊利石（49 %）及混层比为5 %～10 %的伊蒙混层（39%）为主，含有少量绿泥石（13%），不含蒙脱石、高岭石。

3.3 有机质丰度

筇竹寺组具有旋回性特征，因此，有机质丰度差异较大，①、⑤、⑨号层为海侵背景下形成的凝缩段黑色页岩，有机质大量富集，TOC为0.77%～3.55%，平均1.85 %。在高成熟背景下，生烃转化率高达90%。⑥—⑧号层沉积期由于粉砂注入，有机质被稀释，TOC为0.09%～0.94%，平均0.3%。因此，页岩气勘探有待解放思路，探索有机质并不富集的粉砂质页岩这一新层系。

4 储层特征

4.1 储集空间类型

基于氩离子抛光扫描电镜观察，认为川南筇竹寺组页岩储集空间可归纳为有机质孔隙、无机质孔隙和微裂缝三大类[14]。

筇竹寺组①、⑤、⑨号层表现为黑色富有机质页岩（图4a），有机质呈星散状大量分布于微晶石英之间，少量与黄铁矿、黏土矿物共生。有机质孔是黑色页岩的主要的储集空间。有机质孔结构表现为结构型蜂窝状分布（图4b）。无机孔发育较少，主要为黏土矿物晶间孔（图4c），长石或碳酸盐矿物溶蚀孔。脆性矿物粒间孔主要表现为黄铁矿晶粒间印模孔。岩心裂缝几乎不发育，微裂缝主要表现为成岩作用过程中造成矿物收缩或溶蚀（图4d）。

筇竹寺组⑥—⑧号层表现为贫有机质粉砂质页岩（图4e）、含黏土粉砂岩（图4f），有机质仅零星分布于粉砂碎屑颗粒之间，少量发育圆度较高的有机质孔（图4g），反映出在成岩作用较强的背景下，依然存在脆性矿物颗粒间的抗压实作用，有利于储集空间的保存。主要储集空间以无机孔为主，粉砂颗粒多呈点线接触（图4h），黏土矿物大多赋存于粉砂颗粒之间，形成大量的黏土矿物层间孔（图4i、j）。岩心裂缝并不发育，缝密度0.1条/m，仅见少量的应力卸载缝及方解石充填高角度缝（图4k）。同时全岩XRD实验分析结果表明长石占8%～32.2%，碳酸盐矿物占2.4%～70%，结合扫描电镜观察结果来看，长石及碳酸盐矿物粒内溶孔及粒缘缝对于孔隙也具有一定的贡献（图4l）。

图4 川南筇竹寺组微观储集空间类型Fig.4 Micro-reservoir space types of Qiongzhusi Formation in southern Sichuan

4.2 物性特征

结合氦气孔隙度与测井模型，纵向上，⑤号层与⑨号层之间所夹的⑥—⑧号层表现为高孔隙度特征，孔隙度为0.52%～5.03%，平均为3.3%；①、⑤、⑨号层孔隙度为1.8%～4.2%，平均值分别为2.4%、2.1%、1.5%（图5）。

图5 川南地区筇竹寺组纵向孔隙度特征Fig.5 Vertical porosity characteristics of Qiongzhusi Formation in southern Sichuan

4.3 孔隙结构

利用物理吸附法表征岩石孔隙结构已被广泛应用[15]，低温氮气吸附曲线可用以判断微—中—大孔孔径分布，滞后回环判断孔隙形态[16]，压汞曲线在页岩中可以用来判断孔隙分选及大孔分布[17]。

①、⑤、⑨号层氮气吸附量大，低压区—中压区具有一定吸附量，说明发育微孔及较大中孔，当相对压力接近1时，吸附量增加，说明有大孔的存在。吸附回环为H2（b）与H3型的复合特征，对应细颈墨水瓶广体孔为主，含少量狭缝形孔（图6a）。压汞曲线与低温氮气吸附法联测结果分析，孔径分布集中在1～2 nm微孔区（图6b）。

⑥—⑧号层氮气吸附量适中，当相对压力为0.9～1时，吸附量激增，说明发育有中孔与大孔为主。吸附回环为H3型，对应细狭缝形孔（图6c）。利用压汞曲线判断宏孔分选及展布特征，进汞曲线及退汞曲线具有“三段式”特征，5～30 MPa大量进汞、退汞效率为29.7%，为细歪度、分选较好，反映大孔连通性良好（图6d）。压汞曲线与低温氮气吸附法联测结果分析，孔径分布呈两个峰值，2～10 nm与50～200 nm（图6e）。结合扫描电镜观察，明确了颗粒间充填的黏土矿物层间孔大量发育，占据主要储集空间。

图6 川南筇竹寺组孔隙结构特征Fig.6 Pore structure characteristics of the Qiongzhusi Formation in the southern Sichuan

4.4 含气性特征

根据5口井实钻情况揭示筇竹寺组①、⑤、⑨号层及⑥—⑧号层气显示较活跃，含气性较好，钻井液密度普遍介于1.34～1.60 g/cm3（图7）。B1井钻井液密度1.45 g/cm3，⑨号层全烃显示高达26.88%，槽面见5%～10%针尖状气泡，解释为气层；⑤号层全烃显示达4.74%，①号层全烃显示为3.16%，均解释为含气层。C1井⑥—⑧号层钻井液密度1.55 g/cm3，全烃显示最高达24.76%，槽面见5%针尖状气泡，录井解释为气层。A103井⑥—⑧号层钻井液密度1.60 g/cm3取心钻进，全烃显示最高达3.74%。B2井⑥—⑧号层钻井液密度1.42 g/cm3，全烃显示10.60%。全区多口井⑥—⑧号层多段解释为含气层或气层。

图7 川南筇竹寺组气测显示对比Fig. 7 Gas logging correlation of Qiongzusi Formation in southern Sichuan

现场含气量分析表明①、⑤、⑨号层黑色页岩段含气量相对较高，介于1.05～4.26 m3/t，平均值达到1.5 m3/t以上；⑥—⑧层含气量为0.12～1.87 m3/t，平均值0.765 m3/t。从吸附机理来看，①、⑤、⑨号层黑色页岩解析速率要低于⑥—⑧号层粉砂质页岩及含黏土粉砂岩，因此，⑥—⑧号层岩心含气量多在井筒逸散，造成现场含气量测值偏低，无法很好地表征含气性特征。

4.5 孔隙发育的影响因素初探

通常非常规页岩气勘探目标为黑色页岩，具有一定厚度，脆性高，抗压实性好，有机质孔大量发育，同时形成生烃增压，有利于保存孔隙[18-19]。⑥—⑧号层中粉砂颗粒以石英、长石为主，随着硅质矿物增加，孔隙度也随之增大（图8a、b），结合前述扫描电镜观察表明硅质矿物抗压作用，有利于孔隙保存，具有源内富集的条件，并不受高演化程度的影响。碳酸盐矿物与孔隙度相关性并不明显，但碳酸盐矿物过多时储集空间多被钙质胶结，表现为低孔隙度特征（图8c）。黏土矿物过多表现为塑性增强，在压实过程中，孔隙度降低（图8d）。同时，JY1井实测地层压力系数高达1.51，⑥—⑧号层发育在⑤、⑨号黑色页岩层之间，呈“三明治”结构，其孔隙度较高，具有良好的储集性能，有利于形成压力封存。