威远构造W 202井区龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构特征

2022-08-19田伟志

录井工程 2022年2期

田伟志

(中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司)

0 引言

页岩气储层孔隙主要为各种类型微米级和纳米级孔隙，具有比表面积大、孔隙结构复杂的特点，是储存页岩气的重要空间和确定含气量的关键参数[1]，页岩孔隙结构研究在页岩气储层开发中有着至关重要的作用。威远构造内古生界龙马溪组页岩气储层是四川盆地勘探开发页岩气的主要地层之一，岩性以硅质页岩、碳质页岩、灰质页岩和粉砂质页岩为主[2]。本次研究采用氩离子抛光-扫描电镜、液氮吸附、高压压汞等手段，对页岩的孔隙类型、孔径分布以及影响页岩孔隙结构的主要因素进行归纳和分析，旨在加深对页岩气储层微观孔隙结构特征及其与含气性关系的认识，从而为预测页岩气藏地质和工程甜点打下基础，为页岩气开发设计方案调整提供依据。

1 区域地质概况

四川盆地根据区域构造特征，划分为川东南构造区、川中构造区和川西北构造区3个亚一级构造单元，从西向东进一步划分为川西坳陷带、川中低缓褶皱带、川西南低陡褶皱带、川北低陡褶皱带、川东高陡褶皱带、川南低陡断褶带共6个二级构造单元。

川西南低陡褶皱带是四川盆地二级构造单元，位于龙泉山以东，安岳、大足向斜以南，青岭以西的区域，该区域内主要有威远背斜构造、自流井凹陷。威远背斜构造走向以北东向、北北东向为主，并沿北东-南西方向逐渐下倾，在大片白垩系露头分布区下倾幅度逐渐减弱；该构造东及东北方向与安岳南江低褶皱带相邻，南接自流井凹陷构造群，北西接金河向斜与龙泉山构造带。

W 202井区位于威远背斜构造中高部位，从地表至基底，地层层序依次为侏罗系、三叠系、二叠系、奥陶系、寒武系和震旦系，缺失石炭系、泥盆系地层。震旦系上统不整合于前震旦系花岗岩基底之上，震旦系与上覆寒武系筇竹寺组，二叠系阳新统与下伏志留系，三叠系雷口坡组与上覆须家河组均呈不整合接触。

志留系龙马溪组为本井区主要产气储层，为一套深水陆棚相碎屑岩，上部发育绿灰色页岩及薄层粉砂质页岩，下部发育黑色碳质页岩、硅质页岩和灰质页岩。根据沉积旋回特征可分为龙一段、龙二段两个次级反旋回[3]。该组由上至下页岩颜色逐渐加深、砂质减少、有机质含量升高，优质页岩段发育在龙马溪组底部，厚度约30 m。

2 页岩气储层微观孔隙结构特征

本次研究主要采用W 202井钻井取心地质实验数据，其取心层位为龙马溪组，取心井段2 823.20～2 852.20 m，分析样品1 628样次，分析类别包括岩石矿物学分析、页岩含气量分析、岩石物性分析等。龙马溪组页岩孔隙度2.43%～15.72%，平均为4.83%；渗透率0.002 3～0.049 1 mD，平均为0.011 9 mD。

2.1 孔隙空间类型

页岩为低孔低渗、源储一体的致密储层，储集空间主要为孔隙和裂缝[4]。采用扫描电镜结合氩离子抛光技术观测得出，威远构造龙马溪组页岩孔隙类型主要包括微裂缝、无机质孔隙、有机质孔隙三种。

2.1.1 微裂缝

页岩中的裂缝按照宽度或规模大小分为裂缝和微裂缝，宽度大于100 μm的称为裂缝，小于100 μm的称为微裂缝。有机质颗粒、骨架矿物颗粒及黏土矿物都能发育微裂缝。W 202井区龙马溪组石英含量高，页岩脆性强，微裂缝以张裂缝为主，普遍被有机质充填(图1)。

图1 笔石充填的微裂缝

2.1.2 无机质孔隙

W 202井区龙马溪组页岩无机质孔隙包括泥粒孔、晶间孔、粒内孔等类型。氯离子抛光面扫描电镜下，泥粒孔孔径多为1～5 μm，形状不规则，分布不均匀，局部连通(图2)。龙马溪组页岩中黏土矿物比例较大，且黏土矿物晶粒尺寸小，晶粒间存在大量纳米级的微孔隙及片间缝隙(图3)；另外，黄铁矿集合体也较为发育，黄铁矿单晶晶间也发育部分微孔隙。粒内孔主要是碳酸盐矿物(白云石、方解石)溶蚀孔(图4)。

图2 泥粒级颗粒及其泥粒孔

图3 黏土晶粒及晶间缝隙

图4 方解石表面溶蚀孔

2.1.3 有机质孔隙

威远构造龙马溪组页岩有机质孔隙包括沥青球粒孔、气孔、铸模孔等类型。沥青球粒孔形成于降解过程(生烃初期)，属于原生孔隙，相互之间有一定的连通性(图5)；气孔以圆形为主，大小不等，孔壁圆滑，分布不均，有一定的方向性，自然断面和抛光面样品均可见(图6)，但不是每个有机质视域都可见；铸模孔主要为黄铁矿、石英颗粒掉落形成。

图5 沥青球粒孔

图6 自然断面有机质发育的气孔

2.2 孔径分布特征

页岩储层孔隙结构可划分为纳米孔隙(<2 nm)、微孔隙(2～10 nm)、介孔隙(10～50 nm)和宏孔隙(>50 nm)[5]。目前，微孔隙和介孔隙的检测主要靠低温氮气吸附法，对于宏孔隙则采用高压压汞法。

2.2.1 微孔隙孔径分布特征

选取威远构造龙马溪组9个具有代表性样品点的低温氮气吸附实验数据，分别绘制龙马溪组部分页岩样品比表面积与孔径分布图、孔体积与孔径分布图。微孔隙分布曲线在3.90 nm左右出现波峰(图7、图8)，个别样品点呈现双峰特征，微孔隙发育主要集中在2.80～4.36 nm之间，对比表面积和孔体积(孔容)的贡献最大；而在1.90～2.80 nm和4.36～10.00 nm这两个区间内，比表面积和孔体积均较小，曲线并无明显的起伏，说明这两个区间的微孔隙发育较少，但较为均匀。

图7 氮气吸附比表面积与孔径分布

图8 氮气吸附孔体积与孔径分布

2.2.2 介孔隙孔径分布特征

通过低温氮气吸附实验数据绘制威远构造龙马溪组样品比表面积与孔径分布图、孔体积与孔径分布图(图8)可以看出，介孔隙在10.00～50.00 nm区间内并无大的起伏，比表面积与孔体积值均较低，表明本井页岩储层介孔隙发育较少且分布比较均匀。

2.2.3 宏孔隙孔径分布特征

通过对威远构造龙马溪组页岩岩心样品的高压压汞数据进行分析，将不同孔径对应的进汞量换算成与氮气吸附实验关系一致的孔体积，并绘制成孔体积与宏孔隙分布曲线图(图9)。从图中可以看出，随着进汞压力的增加，样品中的开孔会成为闭孔，对微孔隙和介孔隙的测量产生一定误差，因此高压压汞能较好地反映宏孔隙的发育情况。宏孔隙分布曲线图并未出现明显的波峰，反映出宏孔隙发育一般，与低温氮吸附得到的数据基本吻合。

图9 高压压汞孔体积与孔径分布

高压压汞孔体积与宏孔隙分布图主要反映两个特征：一是在20～50 nm区间内，孔体积随孔径减小呈现出缓慢增长的特征，表明宏孔隙分布逐渐增多；二是在2 820～53 700 nm区间内，曲线较为平直，宏孔隙体积较小，表明大于2 820 nm的宏孔隙欠发育。这主要是由于页岩储层埋深较大，孔径越大越容易受到地层压力压实的作用，进而导致宏孔隙发育相对较差。

2.2.4 全尺度孔径分布特征

通过低温氮气吸附和高压压汞实验，分别得到了微孔隙、介孔隙和宏孔隙的分布特征，对数据进行分析可得到威远构造龙马溪组页岩的全尺度孔径分布(图10)[6]。可以看出：储层以发育2.52～9.29 nm之

图10 全尺度孔体积与孔径分布

间的微孔隙为主，且在样品孔隙中占比较大，对吸附气的贡献最大；10～50 nm之间的介孔隙发育一般，仅有个别样品介孔隙较为发育；50 nm以上的宏孔隙也有一定程度的分布，但孔体积占比较低。部分样品的宏孔隙发育相对较好，对游离气的贡献较大[7]。

3 孔隙结构对含气性的影响

威远构造龙马溪组页岩水平层理较为发育，具有典型的海相页岩孔隙特征。有机质孔隙形状规则，以圆形-椭圆形为主。龙马溪组页岩孔隙结构特征总体表现为：比表面积和孔体积都较大，有利于页岩气的吸附；微孔隙的发育情况与比表面积和孔体积有较强的正相关性，而宏孔隙与孔体积的相关性较差；孔体积与比表面积的关系表现为，随着比表面积的增大，孔体积也增大(图11)。

图11 比表面积与孔体积关系

龙马溪组页岩孔隙平均孔径介于2.52～9.29 nm之间，孔隙主要为细颈瓶状孔和开放透气性孔。其中细颈瓶状孔虽然有利于页岩气的吸附，但透气性较差，不利于页岩气的解吸与扩散[8]。但当相对压力降低到拐点所对应的压力值以下时，瓶体内的吸附气会在瞬间快速解吸转变为游离气[9]。

页岩有机质丰度与孔隙发育密切相关，龙马溪组页岩的比表面积和孔体积与TOC含量呈现正相关，均随着TOC的增大而增大(图12)。有机质中发育具有吸附能力的纳米级孔隙，为气体提供储存场所[10]。

图12 比表面积与TOC的关系

对龙马溪组页岩TOC含量进行分析发现， TOC含量、饱和吸附量纵向上呈现随深度增加而增大的趋势(表1)，说明龙马溪组底部有机质孔隙发育，页岩吸附能力更强，含气量也会更大。

表1 龙马溪组TOC数据统计

4 分类评价标准

开展页岩储层孔隙结构分类评价，在科学可靠地优选压裂段簇位置同时，也可降低页岩气开发成本。结合威远构造龙马溪组页岩的地质特征，选取页岩生烃条件、储集条件、物性条件、含气性等几个方面的评价参数进行孔隙结构的分类，将龙马溪组页岩储层划分为Ⅰ类孔隙结构、Ⅱ类孔隙结构和Ⅲ类孔隙结构(表2)。

根据实验数据评价，W 202井区2 850.20～2 852.20 m井段页岩储层TOC 4.72 %，孔隙度1.3%～4.4%，渗透率平均0.035 mD，饱和吸附量平均4.63 m3/t，比表面积平均22.33 m2/g，孔体积18.8 mm3/g，孔隙以有机质孔隙为主，形态以开放透气性孔隙为主，判定为Ⅰ类储层，其余层段为Ⅱ类储层。