荆门探区五峰组–龙马溪组页岩储层特征及甜点层段评价

李小明，柳吉荣，吝 文，马丽红，刘德勋，陈宇杰

受煤层气长期低效开采工作的延伸和天然气勘探开发领域不断拓展双驱动，煤系页岩气及煤系“三气”综合勘探初见成效。勘探开发煤系气具有安全、能源、环保三重效益，同时也是实现碳达峰、碳中和目标的重要举措。紧跟行业典型区块成功开发案例，围绕煤系气地质条件和资源潜力综合评价、甜点区优选、勘探开发关键技术等主题方向，遴选相关论文集中发表，以期促进同行交流和类似区块煤系气勘探开发技术进展。

荆门探区五峰组–龙马溪组页岩储层特征及甜点层段评价

李小明1，柳吉荣1，吝 文2，马丽红1，刘德勋2，陈宇杰1

(1. 华北科技学院 安全工程中心，北京 101601；2. 中国石油勘探开发研究院页岩气研究所，北京 100083)

荆门探区；五峰组–龙马溪组；储层特征；甜点层段

中上扬子地区早古生代海相富有机质页岩是我国页岩气研究的热点层系[1-3]，针对这一主力层系的页岩气储层评价参数、评价方法、甜点预测以及勘探开发取得了一系列重要进展[4-6]，在此基础上建成了涪陵、长宁、威远等页岩气国家示范区，并实现了商业化开发。然而大量的理论研究和勘探实践工作主要集中在四川盆地南部，鄂中荆门地区作为四川盆地的外延，下古生界五峰组—龙马溪组富有机质页岩具有厚度大、分布面积广、有机质丰度高、成熟度高、含气量大等特点，和四川盆地页岩气聚集条件相似[7-8]，但由于其埋藏深，处于深水陆棚沉积边缘等特点，勘探开发风险较大。前人对荆门区块的研究主要集中在有利区评选及甜点区预测方面，仅从地质角度定性地对页岩储层进行了研究，页岩储层研究相对薄弱。

近年来，中国石油、中国石化以及中国地质调查局等单位在该区相继开展了初步的勘探工作，并取得了宝贵的第一手资料，笔者以区块X井测录井资料和含气页岩段系统取样为基础，通过多种分析测试方法，对区块五峰组—龙马溪组含气储层段进行系统评价，优选储层综合有利页岩甜点层段，以期为水平井部署提供地质依据。

1 地质概况

荆门探区位于中扬子区鄂中褶皱带当阳复向斜，属秦岭–大别山构造带南缘大洪山冲断褶皱带前缘，为大巴山与大洪山弧形冲断褶皱带的前缘过渡区，南邻宜都–鹤峰背斜带，北邻巴洪冲断背斜带，西邻黄陵隆起，东靠乐乡关–潜江复背斜[7]。研究区整体构造简单，为北西高东低的斜坡，局部发育褶皱、裂隙等微构造。自下而上发育震旦系至下三叠统浅海碳酸盐岩及碎屑岩，地表出露三叠系。其中，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育了一套深水陆棚相的黑色含笔石炭质泥页岩[7]，区内优质页岩(TOC质量分数大于2%)厚度在20 m左右。X井位于当阳复向斜巡检–溪前向斜带，根据电性、岩性及生物带变化特征，将五峰组–龙马溪组含气页岩段(即五峰组—龙一1亚段)分为6个小层(五峰组分上下两段)(图1)，并根据相关测试数据讨论各小层的储层特征与差异，优选有利的页岩气储层段。

2 含气页岩段储层特征

2.1 岩石学特征

2.2 页岩矿物组成

图 1 荆门探区X井五峰组—龙一段综合柱状图

图2 X井五峰组—龙一段矿物质量分数分布

2.3 有机地球化学特征

2.3.1 有机质丰度

2.3.2 有机质显微组分及成熟度

选取32个岩心样品处理为干酪根，并在显微镜下进行有机质鉴定，结果显示，样品中有机质主要呈絮状无定形体(可能为藻类、动物碎屑等有机成分)，少量为具有一定规则形状的镜状体或沥青。透射光下多为黑色、褐黑色，荧光下不可见(图4)，干酪根类型指数为31.00～57.25，为Ⅰ–Ⅱ2型。30件样品干酪根13C碳同位素值为–27.83‰～–42.33‰，均值为–32.95‰，仅有2件样品的13C大于–28.0‰，干酪根类型为Ⅰ–Ⅱ1。综合镜检照片、同位素数据分析成果得出，该井有机质类型以Ⅰ型干酪根为主。

对X井的32个干酪根样品沥青质反射率进行测定，其中2个无可测颗粒，18个可测颗粒较少，沥青质反射率折算后的值为2.24%～3.38%，平均2.71%，表明页岩处于过成熟生气阶段。富有机质页岩处于有效热解气范围是控制气源的重要因素，但过高的热演化程度会导致有机质炭化，有机孔塌陷，吸附能力降低[11-12]。

2.4 储层孔隙结构特征与物性

页岩储层孔隙微观结构包括岩石孔喉大小、形态、分布及内部连通情况。研究储层微观孔隙结构特征，对优选储层有利的甜点层段意义重大[13-15]。本文基于核磁共振技术和CT扫描技术的快速、无损检测特点，联合分析孔隙结构特征。

图3 荆门页岩气探区五峰组—龙一段页岩照片

表1 荆门探区X井五峰组－龙一段页岩矿物组成

图4 荆门页岩气探区五峰组—龙一段干酪根显微组分(埋深3 122.89 m，层位为龙一)

2.4.1 核磁共振分析

核磁共振可确定储层的孔隙率、饱和度及孔径大小，定量表征页岩孔隙连通性。页岩孔径越小，其T2弛豫时间越短，T2谱峰的位置反映页岩的孔径大小，峰包络的面积与对应孔径的多少有关[13-14]。实验样品为五峰组—龙一2的13块页岩样品，饱和溶液矿化度为2%，采用低磁场核磁共振岩心分析仪，实验参考SY/T 6490—2000《岩样核磁共振参数实验室测量规范》进行。

分析测试获得的代表性T2谱如图5所示，饱和水页岩T2谱可分为2类5型，即：双峰(A类)和三峰(B类)两类，其中双峰又可划分为分离双峰(A1，图5a)和连续双峰(A2，图5b)两型；三峰又分为分离三峰(B1，图5c)、连续三峰(B2，图5d)和连续—分离三峰(B3，图5e—图5f)三型，不同类型的T2谱反映了页岩的不同孔径分布特征，不同类型的T2谱纵向上没有显示出规律性。

一类一型(A1)分离双峰型占比较大，为38.5%。饱和水状态T2谱呈双峰，且左右峰完全分离，右峰核磁信号幅度也远小于左峰，左峰T2弛豫时间分布在0.01～2 ms(微孔)，右峰T2弛豫时间分布在8～100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)，说明微孔与中孔、宏孔连通性差，且以微孔发育为主。

一类二型(A2)连续双峰占23.1%。饱和水状态T2谱呈双峰，且左右峰连续，右峰核磁信号幅度也远小于左峰，左峰T2弛豫时间分布在0.1～10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10～50 ms(中孔)。说明以微孔和中孔发育为主，且连通性好。

图5 样品 T2谱分布

二类一型(B1)分离三峰型占比较小，为7.7%。饱和水状态T2谱呈三峰，且左中右峰完全分离，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01～2 ms(微孔)，且信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2～10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10～100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)。说明微孔与中孔、宏孔连通性差，且以微孔发育为主。

二类二型(B2)连续三峰型占比较小，为7.7%。饱和水状态T2谱呈三峰，且左中右峰连续，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01～2 ms(微孔)，且信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2～10 ms(微孔、中孔)，右峰 T2弛豫时间分布在10～100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)。说明微孔与中孔、宏孔连通性好，且以微孔发育为主。

二类三型(B3)连续分离三峰型占比23.1%。饱和水状态T2谱呈三峰，可分为左中峰连续、中右峰分离或左中峰分离、中右峰连续两种情况，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01～2 ms(微孔)，信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2～10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10～100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)，以微孔发育为主。

与干燥样的T2谱图对比发现，2个谱峰面积之差较大，反映孤立孔主要为小于2 nm的微孔，且信号强度小，占比非常小。T2谱左峰占比很大，而右峰占比很小，表明页岩样品束缚水饱和度很高，而可动流体饱和度很低(表2，图5)。

表2 X井页岩岩心物性测试成果

注：气测测试条件，测试气体为氮气、测试围压6.89 MPa、孔隙压力为1.38 MPa；核磁测试条件为饱和溶液矿化度2%，实验参考SY/T 6490—2000《岩样核磁共振参数实验室测量规范》进行。

2.4.2 岩心CT扫描分析

微纳米CT扫描技术可实现对岩心微观孔隙类型、孔喉特征、连通性等无损、直观可视化描述[15]。实验仪器为ltraXRM-L200型纳米三维立体成像仪，样品为五峰组—龙一2的4块页岩样品，扫描分辨率0.064 μm，CT测试孔隙率见表2，CT孔隙颗粒骨架如图6所示。在CT扫描图像中，不同密度对象有不同的CT值，表现为不同的灰度值，页岩矿物颗粒密度最大，图像中呈现白色或灰白色；而发育微孔隙、微裂缝的页岩密度最小，在图像中为黑色[12]。为提高图像视觉分辨力，突出孔隙骨架，对页岩图像进行伪彩色增强，如图6所示，可直观观察页岩的孔隙结构及连通性。

2.4.3 物性特征

本次采用气测、核磁、测井和CT扫描4种方法评价储层物性。

与其他测试方法相比，7个岩样的气测孔隙率均偏低，也具有与渗透率正相关性的特征(图8)。

4个样品的CT孔隙率测值均较大(表2)，远远高于气测孔隙率结果，一方面可能是由于气体吸附测试主要用于表征连通的孔隙，而纳米CT扫描所表征的孔隙包含连通孔和封闭孔，另一方面，对于孔喉特征相对复杂的页岩储层，图像二值化处理时在阈值选取中的主观因素影响较大所致。

图6 页岩样品显微CT 图像的伪彩色增强

图7 X井核磁孔隙率与渗透率关系

图8 X井气测孔隙率与渗透率随深度变化

X井奥陶系临湘组–龙马溪组龙一2亚段3 085～3 185 m核磁测井所获取的孔隙率如图1所示。由于塌孔等原因，页岩段核磁数据受到井眼一定的影响，受影响较小层段3 116～3 121 m核磁总孔隙率4%～11%，有效孔隙率2%～8%，自由流体孔隙率小于2%，孔隙结构主要以小孔隙为主。3 128 m以下碳酸盐岩段井况良好，核磁总孔隙率低于4%，有效孔隙率基本低于2%，也具有与渗透率呈正相关性的特征(图9)。

图9 X井测井孔隙率与渗透率随深度关系

气测、核磁实测孔隙率、相对测井解释孔隙率偏小(图1、表2)，严重低于南方海相页岩孔隙率1%～5%[19]，更低于美国典型含气页岩总孔隙率(多介于1%～10%，平均4.22%～6.51%)[19-20]，受影响较小层段(3 116～3 121 m)的测井总孔隙率为4%～11%，更符合实际孔隙率值。但整体变化趋势与测井解释孔隙率一致，孔隙率与渗透率具有正相关特征，且与TOC呈高度正相关，说明有机质为页岩气提供了主要的储集空间。就所取样品而言，表现为特低渗特征。

2.5 含气性特征

2.5.1 含气量

图10 X井实测含气量与埋藏深度的关系

图11 X井页岩TOC与含气量关系

2.5.2 页岩气组分

X井五峰组—龙一2段28个岩心样品气相色谱检测结果显示：3 040～3 140 m井深段，以3 110 m为界显示出截然不同的页岩气组分组合特征，之上页岩气组分以氮气为主，18个样品的氮气摩尔分数为42.46%～96.30%，平均73.90%，其次为甲烷，摩尔分数分布在3.70%～52.08%，平均19.52%；3 110 m之下则以甲烷为主，11个样品的甲烷摩尔分数介于43.22%～98.51%，平均93.74%，氮气摩尔分数介于0～47.99%。二氧化碳低于10%，乙烷低于2%。五峰组—龙一亚段干燥系数较高，页岩气品质较好(图12)。

图12 X井页岩气组分与埋藏深度的关系

3 甜点层段优选

探区页岩储层在纵向上厚度近500 m，且储层非均质性强，需要优选纵向上储层的甜点层段，以有效指导水平井箱体部位及水平井轨迹的优化。

针对不同勘探区块的特点，目前对储层甜点层段优选的参数及阈值选取不同。本次针对X井的评价方法和参数体系主要参考美国页岩气的勘探成功经验[21-22]及国内对中国海相页岩气储层评价标准[23-24]，结合X井测井及岩心分析资料，从地质和工程两个方面对五峰组—龙马溪组页岩储层进行综合评价，优选开发甜点层段。地质条件主要包括有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度、孔隙率、含气性等；工程条件主要考虑影响压裂效果的脆性指数，评价参数指标见表3。

表3 X井页岩储层分类标准

3.1 地质甜点层段优选

3.2 工程甜点层段优选

表4 X井页岩储层分类评价结果

注：表中0.13～2.67/0.72表示最小～最大值/平均值，其他同。

4 结论

c. 气测和核磁实测孔隙率值相对测井解释孔隙率偏小，受塌孔影响较小层段3 116～3 121 m的测井总孔隙率为4%～11%，更符合实际孔隙率值。3种孔隙率变化趋势一致，孔隙率与渗透率均具有正相关特征，且均表现为特低渗特征。

d. 饱和水页岩核磁共振 T2谱可分为2类5型，不同类型的T2谱所反映的页岩孔径分布特征具有差异性，纵向上无规律性。

e. X井3 040～3 140 m井深五峰组—龙一2段以3 110 m为界显示出截然不同的页岩气组分组合特征，之上以氮气为主，摩尔分数平均73.90%；之下则以甲烷为主，摩尔分数平均93.74%，干燥系数较高，页岩气品质较好；五峰组—龙一1亚段整体实测含气量大于2.0 m3/t。

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Characteristics of the shale gas reservoirs and evaluation of sweet spots in Wufeng Formation and Longmaxi Formation in Jingmen exploration area

LI Xiaoming1, LIU Jirong1, LIN Wen2, MA Lihong1, LIU Dexun2, CHEN Yujie1

(1. Safety Engineering Center, North China Institute of Science and Technology, Beijing 101601, China; 2. Department of Shale Gas, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083)

Jingmen exploration area; Wufeng Formation and Longmaxi Formation; reservoir character; sweet spot

语音讲解

P618.13

A

1001-1986(2021)06-0001-11

2021-04-13；

2021-06-16

国家科技重大专项项目(2017ZX05035)；中国石油天然气股份有限公司重点项目(2017B49，2019F–31)

李小明，1970年生，男，山西大同人，博士，教授，从事非常规油气地质方面的教学和研究. E-mail：lixm@ncist.edu.cn

马丽红，1983年生，女，内蒙赤峰人，硕士，讲师，从事矿物岩石方面的教学和研究. E-mail：Malh@ncist.edu.cn

李小明，柳吉荣，吝文，等. 荆门探区五峰组–龙马溪组页岩储层特征及甜点层段评价[J]. 煤田地质与勘探，2021，49(6)：1–11. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.06.001

LI Xiaoming，LIU Jirong，LIN Wen，et al. Characteristics of the shale gas reservoirs and evaluation of sweet spots in Wufeng Formation and Longmaxi Formation in Jingmen exploration area[J]. Coal Geology & Exploration，2021，49(6)：1–11. doi: 10.3969/ j.issn.1001-1986.2021.06.001

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(责任编辑 范章群)