川南古叙地区LD1井龙潭组海陆过渡相泥页岩地质特征及其含气性

2021-10-14赵世民叶定南

沉积与特提斯地质 2021年3期

杨籼,方坤,罗鹏,赵世民,叶定南

(1.四川省地质矿产勘查开发局一一三地质队,四川泸州 646000;2.四川省国土科学技术研究院(四川省卫星应用技术中心),四川成都 610045)

涪陵页岩气田的勘探成功以及建产,表明我国海相页岩气资源勘探开发取得了重要成果(郭彤楼等,2014,2016;翟刚毅等,2020;冯伟明等,2020),也鼓舞了海陆过渡相页岩气的研究和勘探(郭旭升等,2018;陈建平等,2018;余谦等,2020)。近年来,中国地质调查局、中石油以及中石化等多家单位在四川盆地南缘、滇黔桂及其邻区实施了多口油气钻井(汪正江等,2018;冯伟明等,2019),作为主力海相页岩气勘探之外的二叠系泥页岩正处于积极探索阶段,目前尚未实现商业规模开采(梁兴等,2020)。烃源岩广泛发育的上二叠统海陆过渡相龙潭组是海相页岩气的重要接替领域,成为四川盆地页岩气勘探开发的新层系(曹涛涛等,2018)。为此,川南古叙地区近年来实施了多口针对二叠系海陆过渡相龙潭组的页岩气调查井以及少量评价井,其中LD1井等页岩气调查井获得较好的含气性显示。本文在研究LD1井龙潭组泥页岩基础地质特征的同时,与四川盆地页岩气高产井JY1、N203海相页岩进行研究对比,结合《页岩气地质评价方法》(GB/T31483-2015),评价LD1井龙潭组页岩气资源潜力,以期为川南古叙地区海陆过渡相龙潭组页岩气下一步勘探工作提供参考。

1 区域地质背景

上扬子中二叠统碳酸盐岩在东吴运动后剥蚀夷平,西部峨眉山玄武岩喷溢形成的康滇玄武岩山地为东部沉积区提供了丰富的物源基础,形成了地势西高东低的平坦宽缓剥蚀平原(赵世民,2018)。在此基础上,海水往复,进退频繁,沼泽极度发育。川南古叙地区晚二叠世海陆交互相含煤建造沉积从东吴运动后第一次大规模的海侵开始。古叙地区龙潭组早期发育潮坪-潟湖相,中—晚期为潮控三角洲平原相。往西靠近陆源区,主要发育上三角洲平原相、曲流河相。向东沉积环境逐渐发生变化,被下三角洲平原相、潮坪相、海侵湖泊相等代替(冯志明,2010;高彩霞,2015;赵世民,2018)。结合煤田钻孔及槽探工程统计,古叙地区龙潭组地层平均厚度为91.00m,由东往西呈逐渐增厚的趋势。受后期构造运动影响,背斜轴部龙潭组剥蚀严重,形成了与构造形迹基本吻合的剥蚀区(图1)。

川南古叙地区在大地构造位置上处于四川前陆盆地南缘的叙永-筠连叠加褶皱带(门玉澎等,2019),古叙地区构造线在空间的展布方向多异,主要为东西向、北东向,其次为北西向(陈怡光等,1990)(图1)。褶皱构造发育,其构造形迹南北有别:北、中部发育在侏罗、白垩系中,为东西向平缓褶皱;南部发生在中生界、古生界地层内,多呈紧密褶皱产出。背斜轴部经后期剥蚀,地表出露最老地层多为寒武系(个别为震旦系),向斜轴部保存完好,地表出露最新地层多为中下侏罗统地层。断裂多发育在个别向斜翼部及构造复合部位,以走向断层为主,横向断层次之。

图1 川南古叙地区构造纲要图(据陈怡光等,1990改编)Fig.1 Structure outline map of Gulin-Xuyong area,southern Sichuan(after Chen et al.,1990)

LD1井位于大寨背斜(太阳构造)北翼近核部(陈怡光等,1990)。开孔层位为下—中侏罗统自流井组(J1-2zl),钻穿目的层上二叠统龙潭组(P3l),终孔层位中二叠统茅口组(P2m),完钻井深1843.00m。0～1776.90m井段采用绳索取心方式钻进(岩心出筒耗时约30min)。1776.90～1843.00m井段采用普通钻进提钻取心方式钻进(岩心出筒耗时约4h),井身为四开结构。龙潭组岩心轴倾角15°～28°,岩心裂缝发育,主要为层间缝(图3a)。

2 泥页岩基础地质条件

2.1 泥页岩发育特征

根据LD1井岩心的岩性观察、岩矿鉴定和测井资料综合分析,龙潭组井深位于1743.68～1833.02m,钻厚89.34m。在龙潭组底部可见3m厚浅灰色含黄铁矿高岭石黏土岩标志层(图3b)。含黄铁矿高岭石黏土岩主要矿物及其含量:黄铁矿含量0～34%,平均值10%;黏土矿物含量57%～94%,平均值80%;黏土矿物中高岭石平均含量约75%。

龙潭组岩性主要以深灰—灰黑色含植物碎片碳质泥岩(图3c)、含碳质泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩以及灰黑色泥岩为主,夹煤层(图3d)及少量浅灰色细粒岩屑砂岩(图3e)、灰白色黏土岩,局部含菱铁矿(图3f)(陈怡光等,1990)。龙潭组岩性除黏土岩外整体有机质发育情况良好(图3e-h),深灰—灰黑色泥页岩全井段发育,层段数量多、单层厚度小(图2),单层平均厚度约2m,主要发育于沼泽相及分流间湾相。(a)龙潭组暗色泥岩发育层间缝,井深1774.93～1787.20m;(b)龙潭组底部含黄铁矿高岭石黏土岩,井深1831.80m;(c)含植物碎片碳质泥岩,井深1793.80m;(d)半暗-半亮型块煤,井深1823.5m;(e)细粒岩屑砂岩发育团块状有机质,井深1793.55m,单偏光;(f)菱铁矿岩发育生物胞腔结构有机质,井深1826.80m,单偏光;(g)碳质泥岩发育胞腔结构植物碎片,井深1872.40m,单偏光;(h)泥岩中硅质充填网状有机质,井深1789.50m,单偏光。

图2 LD1井龙潭组页岩气综合柱状图Fig.2 Stratigraphic column of Longtan Formation in shale gas Well LD1

图3 LD1井龙潭组岩性特征Fig.3 Lithologic characteristics of Longtan Formation in Well LD1

2.2 有机地球化学特征

LD1井龙潭组岩心样品TOC分析测试结果显示,龙潭组全井段泥页岩TOC值为0.78%～10.52%,平均值为2.71%(样品数n=207)。

根据LD1井龙潭组泥页岩干酪根类型划分以及显微组分测试鉴定结果,龙潭组黑色泥页岩中的腐殖无定形体含量介于46%～82%之间,镜质体含量介于14%～46%之间,惰质组含量介于3%～12%,腐泥组无定形体均为0%。干酪根类型以Ⅱ2型为主(样品数n=16),含少量Ⅲ型(样品数n=3)。

根据LD1井25个泥页岩有机质成熟度样品测试结果,RO介于2.94%～3.34%,平均值3.21%,龙潭组富有机质泥页岩热演化程度总体处于过成熟阶段(张吉振等,2016)。

LD1井龙潭组与涪陵JY1井和长宁N203井五峰组—龙马溪组海相页岩相比较(郭彤楼等,2014,2016;赵文智等,2016;王玉满等,2016;冯伟明等,2020),LD1井龙潭组海陆过渡相富有机质泥页岩的有机类型明显不同,呈现出单层厚度较小,连续厚度大,有机质成熟度RO总体偏高等特点(表1)。

表1 LD1井龙潭组与川东南、川南典型井五峰组—龙马溪组页岩气地质特征对比Table1 Comparison of geological parameters of shale gas between Well LD1of Longtan Formation and typical wells of Wufeng-Longmaxi Formations in Southeast and South Sichuan(after Guo et al.,2014,2016;Zhao et al.,2016;Wang et al.,2016;Feng et al.,2020)

2.3 孔渗条件

LD1井龙潭组泥页岩岩心样品实测孔隙度介于1.51%～7.06%,平均为3.69%(样品数n=13)。纵向上孔隙度具有由上至下逐渐增加的趋势。富有机质泥页岩段(1746～1796m)孔隙度1.66%～7.06%,平均为3.81%(样品数n=6);其它泥页岩段孔隙度1.51%～5.02%,平均为3.59%(样品数n=7)。实测基质渗透率介于0.005×10-3～0.094×10-3μm2之间,平均可达0.020×10-3μm2。与JY1、N203井相比,LD1井龙潭组泥页岩具低孔-低渗特征(表1)。

泥页岩孔隙、裂缝的发育受到黏土矿物与脆性矿物的控制(杨宇宁等,2016;张吉振等,2016;冯伟明等,2020),其中有机质孔隙是大部分高-过成熟页岩中的优势孔隙类型(曹涛涛和宋之光,2016),且有机质孔隙发育程度与页岩含气性、单井产气量呈正相关(冯伟明等,2020)。LD1井龙潭组泥页岩储集空间主要为晶间孔(图5a)、溶蚀孔(图5b)、黏土矿物层间缝(图5c)、微裂缝(图5d)、粒缘缝(图5e、图5f)等,有机质孔隙发育较少且多被其它矿物充填(图5g)。与JY1、N203井五峰组—龙马溪组优质页岩的孔隙类型对比,LD1井龙潭组泥页岩有机质孔隙发育程度较低。

图5 LD1井龙潭组暗色泥页岩主要储集空间的微观特征Fig.5 Microscopic photos showing main reservoir space of dark shale of Longtan Formation in Well LD1

龙潭组富有机质泥页岩段(1746～1796m)主要矿物成分平均含量:石英含量0～49%,平均值19%;黏土矿物含量6%～94%,平均值61%;方解石含量0～32%,平均值1%;白云石含量0～36%,平均值3%;黄铁矿+菱铁矿含量0～88%,平均含量10%。整体来看,LD1井龙潭组富有机质泥页岩脆性矿物含量偏低,黏土矿物含量较高(表1、图2、图4),与JY1、N203井五峰组—龙马溪组优质页岩对比,LD1井龙潭组泥页岩呈现黏土矿物和黄铁矿+菱铁矿的含量均较高现象(表1、图4),整体可压裂性较差,需要进一步攻关射孔、压裂、排采相关的适应性工程技术(赵培荣等,2020;冯伟明等,2020)。

图4 川南古叙地区LD1井及四川盆地典型井五峰组—龙马溪组泥页岩全岩矿物组分三角图(据冯伟明等,2020改编)Fig.4 Ternary diagram of whole rock mineral compositions of the shales from Well LD1in Gulin-Xuyong area in southern Sichuan and typical wells of Wufeng Longmaxi Formations in Sichuan Basin(after Feng et al.,2020)

3 含气性特征

3.1 气测录井分析

LD1井实钻气测录井设备为SK-2000G型综合录井仪,色谱分析系统采用SK-3Q02G色谱仪,组分(C1-C5)的分析周期90秒,烃组分最小检测浓度30×10-6,全烃最小检测浓度50×10-6,连续分析。录井证实龙潭组泥页岩气测异常值偏高,最高可达背景值的8倍异常(不含煤),气测异常判别标准为气测值在基值背景基础上明显升高的现象(据《油气探井气测录井规范》SY/T5788.2-2008)。气测录井显示龙潭组泥页岩共计5.9m/13层气测异常层(表2),上段槽面显示较为明显。

表2 LD1井龙潭组泥页岩气测录井异常统计表Table2 Statistical anomalies of shale gas logging of Longtan Formation in Well LD1

3.2 含气量解析特征

根据含气性测试结果来看,LD1井龙潭组泥页岩标态总含气量介于0.23～9.77m3/t之间(图6),平均可达2.56m3/t。气体组分以CH4为主,其中CH4平均含量为94%,C2H6平均含量为0.1%,N2平均含量5%(样品数n=5)。龙潭组上部(1746.68～1796.43m)10件富有机质泥页岩样品现场解析含气量介于0.91～8.64m3/t,平均为3.48m3/t;总含气量介于1.13～9.77m3/t,平均为4.08m3/t(表1)。而龙潭组下部(1797.25～1826.61m)10件富有机质泥页岩样品现场解析含气量为0.11～4.16m3/t,平均为0.72m3/t;计算损失气量及残余气量介于0.09～1.34m3/t,平均值为0.33m3/t。

图6 LD1井龙潭组泥页岩含气性测试分布情况图Fig.6 Shale-gas-bearing test of Longtan Formation in Well LD1

根据LD1井钻探井史分析,1776.90～1843m井段钻探工艺为普通钻进,岩心出筒时间约4h,施工周期为15天。笔者认为,龙潭组下部(1805～1830m)煤层发育导致该段全烃值较上段(1746～1796m)整体偏高,亦不排除岩心出筒耗时及施工周期的延长导致了LD1井龙潭组下段含气性现场解析数据与气测录井数据不匹配的可能。

与JY1、N203井相比,LD1井龙潭组上部(1746.8～1796.3m)泥页岩总含气量平均值可达4.08m3/t,接近N203优质页岩段4.90m3/t,页岩气资源前景广阔。