四川盆地威远地区下志留统龙马溪组页岩储层有利区评价

2021-09-28康保平

天然气勘探与开发 2021年3期

康保平姜帆

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地威远地区位于川中隆起低缓区，南侧为川西南拗陷、北邻威远构造、西北部为梧桐场背斜、东南部为自流井背斜，总体受威远大型穹窿背斜的控制和制约，整体表现为向斜。2014年在该区部署的以下志留统龙马溪组优质页岩为目的层的预探井A1井，在龙马溪组获得了页岩气工业气流，从而发现了威远地区龙马溪组页岩气藏。之后，该区开钻了多口开发评价井，实钻显示该区龙马溪组优质页岩稳定分布、储集层品质好、压力系数高、资源潜力大[1]。

但由于中国石化西南油气分公司在页岩气研究方面起步比较晚，2014年开始先后设立了《丁山地区地震资料处理解释及评价部署》《井研—犍为、丁山地区页岩气藏特征评价研究》等项目，在下寒武统筇竹寺组、龙马溪组段构造演化、沉积旋回及储层基本特征等方面取得了一些成果，但在威远地区龙马溪组储层评价等方面开展工作较少。应用大量的实验分析数据，与中国石油区块及涪陵页岩气等区块进行对比，结合威远地区龙马溪组页岩情况，建立该区龙马溪组页岩气评价标准，评价该区页岩储层有利区，推进该区龙马溪组页岩气规模建产，促进中石化西南油气分公司页岩气增产创效。

1 页岩储层特征

1.1 岩石学特征

威远地区龙马溪组处于静水、缺氧、还原环境的陆棚沉积相带内，主要沉积细粒泥、页岩。上中部岩性为灰色、灰黑色页岩和钙质页岩、砂质页岩；底部为黑色碳质页岩、含生屑碳质页岩和泥质硅质页岩的优质页岩。富含有机质的优质页岩决定了页岩气成藏的物质基础[2]。

威远地区龙马溪组页岩矿物成分比较复杂，包括碎屑矿物、黏土矿物和碳酸盐岩矿物。碎屑矿物有石英、长石、云母等；黏土矿物有伊利石、绿泥石、高岭石等；碳酸盐岩矿物有方解石、白云石等[3]（图1）。通常情况下，将石英、长石及碳酸盐岩矿物等统称为脆性矿物。

图1 威远地区龙马溪组矿物成分图

页岩矿物组成影响页岩物性、比表面等，而物性、比表面、保存条件等影响页岩的含气量[4]，因此，页岩矿物组成对页岩的含气影响深远。威远地区龙马溪组脆性矿物含量为54.33%，其含量由浅至深逐渐增加，研究表明，脆性矿物的含量高有利于页岩气的形成和富集[5]。

将威远地区龙马溪组页岩的矿物组成、孔隙度、含气量等参数与目前规模建产的页岩气区块进行对比，结果表明，优质页岩厚度、黏土含量、脆性矿物含量、孔隙度、含气量等参数，威页地区均与威远（中石油）、焦石坝等区块相吻合，表明威远地区龙马溪组页岩具备进行规模建产的储集条件和产出条件（表1）。

表1 不同区块页岩气矿物统计表

1.2 储集空间

威远地区龙马溪组储层微观显示微孔隙和微裂隙比较发育，尤其是微孔隙，种类多样，包含有机质孔、黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔、粒间孔、不稳定矿物溶蚀孔等[6]。总体上，威远地区龙马溪组页岩储集类型有孔隙、裂缝两大类。

①孔隙：种类多样，包含有机质孔、黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔、粒间孔、不稳定矿物溶蚀孔等。按成因分为2大类，即，有机孔隙和无机孔隙。无机孔又分为黏土矿物间微孔、脆性矿物溶蚀孔、黄铁矿晶间孔。有机孔和黏土矿物层间孔是龙马溪组页岩的主要储集空间（图2）

图2 威远地区龙马溪组储集空间类型图

有机质孔：在高成熟阶段，由于有机质因热解和热裂解产生大量排烃而形成的微孔隙。镜下呈蜂窝状、线状、片状、串珠状等，总体连通性好，主要发育于粒间孔、片层状黏土矿物伴生的有机质内。在龙马溪组页岩储层中，有机质孔发育最为广泛[3]。

无机质孔：包括黏土矿物晶间孔、脆性矿物溶蚀孔和黄铁矿晶间孔。显微镜下，黏土矿物晶间孔多呈丝缕状、卷曲片状层间孔及线状孔，大多与有机孔相伴生；但黏土矿物晶间大孔多数被有机质充填，微孔隙部分连通性较好。脆性矿物溶蚀孔是由不稳定矿物溶蚀而成。通常由钙质、长石等矿物因溶解或溶蚀形成，多发育于矿物颗粒间、粒内及粒缘缝，孔径变化大；黄铁矿晶间孔多数充填着有机质，常伴生有机质孔。

②裂缝：威远地区龙马溪组页岩裂缝以层理缝为主，并发育斜交缝、水平缝等。就其成因分，页理缝为组构选择性裂缝，构造缝为非组构选择性裂缝[7]。

页理缝是在地层抬升中，上覆压力逐渐变小使得地层内部压力释放出来，沿着岩石颗粒与晶体界面处形成的微裂缝，具有组构选择的特征，通常沿水平页理方向延伸；构造缝是受构造应力作用而形成的裂缝，包括宏观裂缝和微裂缝。构造作用控制着非组构选择性裂缝的形成，即，构造变形强则裂缝发育，反之欠发育[8]。

2 储层发育的影响因素

页岩气是一种典型的连续性油气藏，其形成和富集均发生在页岩中，具有典型的“自生自储”的特征[4]。参考前人对四川盆地页岩气富集规律的研究及涪陵、焦石坝页岩气田成藏规律等，有机质丰度、适中的成熟度和超压良好的保存条件是页岩气富集的关键因素[9-10]。

为此，就有机质丰度、热演化程度和超压系统对威远地区龙马溪组页岩气的影响进行分析。

2.1 有机质丰度

威远地区龙马溪组页岩中，发育大量的以微中孔为主的有机质孔[3]。以WY1井为例，有机质孔隙的形成与有机质生烃演化中有机质的消耗引起的孔隙体积增加有关。通常情况下，有机质含量的多少与有机质孔隙发育数量呈正相关性，即：有机碳含量决定着有机质孔隙发育的数量。因此，随着有机碳含量的增大，页岩中的微中孔体积逐渐增大，反之亦然。那么页岩有机质丰度是怎样决定页岩孔隙发育的呢？图3可知：页岩有机碳通过控制页岩储层中的微孔隙的孔体积和比表面积，进而控制页岩储层总孔隙度和比表面积，从而实现了对页岩孔隙发育的控制。页岩储层比表面与孔体积的大小是决定页岩气赋存量的重要因素[11]，同样，有机质的构成及其赋存形式对富有机质页岩成烃潜力、孔隙结构及分布具有重要影响[12]。由此可见，页岩的有机质丰度是影响页岩气富集的重要因素。

图3 WY1井龙马溪组TOC与不同孔的孔体积和比表面积相关图

为此，统计了不同区块有机质丰度、热演化及保存条件并进行对比。对比表明，威远地区在有机质丰度、热演化及保存条件等方面与规模建产区块威远（中石油）、焦石坝等区块相吻合（表2），结果表明，威远地区龙马溪组页岩具备了富集条件。

表2 不同区块有机丰度、热演化、保存条件参数对比

2.2 热演化程度

页岩热演化过程中，当热演化程度（页岩内镜质体反射率（Ro）小于“临界点”（Ro=2.7%）时，页岩的孔隙度随页岩的镜质体反射率增大而增加，热演化对页岩微观孔隙的发育起着助推作用。这是因为，有机碳含量、黏土矿物类型和含量、热演化程度等控制页岩储层微观孔隙结构的因素中，热演化程度的影响最为明显[6]。随着页岩镜质体反射率Ro的进一步增大，页岩的生烃转化率随之升高，生成大量的天然气并形成超压、纳米级的有机孔；此阶段，热演化与比表面积、孔体积具有正相关性，表现为微观孔隙数量增加，比表面积和孔体积增大[6]。同时，在生烃形成有机酸的溶蚀下，页岩的有机质孔逐渐发育，数量逐渐增多（图4）；此外，易溶矿物在酸性水溶蚀作用下产生次生孔隙，形成溶蚀微孔，进而影响页岩储层微孔隙结构（图5）。

图4 镜质体反射率Ro与孔隙度、单位有机碳孔隙度关系图

当热演化程度Ro大于2.7%时，页岩的孔隙度随Ro增加而缓慢减小。这是因为过高的页岩热演化使页岩发生了2方面的变化，一方面，过高的页岩热演化导致页岩有机质石墨化或纤维化，局部有机孔隙垮塌，减小了页岩中部分中—微孔比表面，降低了页岩的有机孔隙，使得页岩的有机孔隙减少；另一方面，过高的页岩热演化使得蒙脱石向伊利石转化。这是因为不同的黏土矿物具有不同的外表面和内表面，从而形成黏土矿物层间孔隙。例如，黏土矿物中的蒙脱石总比表面积最大，高达800 m2/g；伊利石总比表面积明显较小，仅为30 m2/g；高岭石和绿泥石总比表面积最小，均为15 m2/g；伊蒙混层矿物总比表面积介于蒙脱石和伊利石之间。当蒙脱石转化为伊利石时，因黏土矿物转化使得体积减小而产生微孔隙，影响了页岩的孔隙和比表面积，最终影响了页岩的微孔隙（图5）。因此，蒙脱石伊利石化进程对页岩的赋存具有重要影响[11]。页岩储层孔隙的比表面积和孔体积随蒙间层矿物含量增大而增大[13]，黏土矿物含量与页岩孔隙度发育有密切正相关性[14]。

图5 龙马溪组伊蒙混层、碳酸盐岩与微中宏孔关系图

页岩在热演化过程中，有机质性质的变化及黏土矿物间的转化影响了页岩储层的总孔隙和比表面积。总体上，页岩热演化程度与其孔隙发育程度关系较为复杂，但热演化程度对页岩孔隙发育起关键作用的Ro范围为2.2%～2.5%。也就是说，页岩的热演化适中时才对页岩孔隙度有利，反之则降低页岩的孔隙度。因此，适中的页岩热演化对页岩形成孔隙起积极的推进作用，有利于页岩孔隙的形成。由此可见，页岩适中的热演化是影响页岩形成和富集的重要因素。

威远地区龙马溪组热演化与威远（中石油）、焦石坝等规模建产区块热演化相当（表2）。同时，孔隙度、含气量等也与规模建产区相当（表1），显示了具备规模建产的储集条件和产出条件。

2.3 保存条件

页岩气为典型的“自生自储”非常规气藏，自身封盖作用是页岩气早期滞留于页岩内的关键因素[15]。川南地区以龙马溪组为目的层的页岩气钻井地层流体压力系数表明：WY1井至RY1井，龙马溪组的地层流体压力系数逐渐降低，从超压地层流体压力降为常压地层流体压力（图6-a）。有机碳含量与孔隙度关系表明，WY1井至RY1井龙马溪组有机碳含量与孔隙度呈正相关性，页岩的有机碳含量越高页岩的有机孔越发育（图6-b）。PY1井、RY1井龙马溪组的有机碳含量、热演化程度与NY1井、YY1井等相近，根据有机碳含量与孔隙度相关性，这几口井的孔隙度数值应该基本相当。但实测表明，PY1井和RY1井龙马溪组的有机碳含量与页岩储层孔隙度相关性较差，这两口井的压力系数较低，地层压力为常压。由此可见，不同强度构造变形区，页岩含气性出现明显差异[16]。经过分析结果表明，PY1井和RY1井自身封盖作用较差，影响了这2口井龙马溪组页岩的孔隙度。影响孔隙度主要表现在2方面：首先，在生烃期间，PY1井和RY1井的自身封盖作用较差，烃类溢出，不利于页岩中有机质孔隙的形成；如果封盖作用好，烃类保留在页岩中并形成有机质孔隙。其次，在压实过程中，由于PY1井和RY1井封盖性差，其页岩含气性较差，在页岩中不能形成高压的封闭环境，压实作用使得其孔隙损失；如果封盖性好，页岩含气性就好，就能形成高压的封闭环境，压实作用对其孔隙度影响不大，使孔隙能保存下来。PY1井和RY1井地层流体压力为常压证实了其封盖性差，从而使得孔隙度与高压系统的页岩气钻井差异很大。因此，页岩压力系统对页岩气的形成和富集起着至关重要的作用[4]。

图6 以龙马溪组为目的层井的压力系数和TOC与孔隙度的关系图

威远地区页岩地层流体压力系数与威远（中石油）地层流体压力系统大体相当，好于焦石坝，表明该区页岩保存条件好，有利于页岩气的形成和富集。

分析威远地区龙马溪组页岩气形成和富集影响因素：有机质丰度、适中热成熟度、好的保存条件，均与威远（中石油）、焦石坝等规模建产区块大体相当，具备规模建产的条件。根据形成和富集因素，威远地区有机质丰度高、热成熟度适中和保存条件好的区域是该区龙马溪组页岩气的有利区[17]。

3 有利区评价

在威远地区龙马溪组储层特征的基础上，综合影响页岩气形成和富集因素，应用成藏等理论，建立了该区龙马溪组页岩储层评价标准：“机质丰度高、适中演化、良好保存”（表3）。

表3 威远地区（中石化）龙马溪组储层评价标准表

有机质丰度高与优质相带相对应，是优质页岩发育的物质基础；适中热演化影响页岩总孔隙和比表面积，是储集性和含气性发育的重要保障；超压系统是良好保存条件，决定页岩气的高产和富集。

页岩气勘探开发实践表明，页岩气要经过大规模压裂改造才能获得高产。因此，在威远地区龙马溪组储层评价标准基础上，结合中石化页岩气评价标准，将有机碳含量（表征有机质丰度）、含气量（表征有机质丰度、热演化）、孔隙度（表征有机质丰度、热演化）、脆性矿物含量（表征压裂）、黏土含量（表征压裂）及层理发育情况（表征压裂）作为评价参数，建立了威远地区页岩气层分类评价表，并对该区有利区进行了评价和优选[18]（表4）。

表4 威远地区页岩气层分类评价表

综合评价结果表明，威远地区龙马溪组页岩储层储集性与可压裂性匹配性好[19]，储层均为Ⅰ类储层，为优质页岩气储层段。纵向上，分布稳定，西区较东区厚，适合大规模开发[20]；平面上，威远地区龙马溪组优质页岩气储层段西区优于东区。总体上，有利区面积143.77 km2，新增页岩气控制储量1 246.78×108m3（图7），满足规模建产的地质条件。