普光地区千佛崖组半深湖相页岩含气性特征及影响因素

2022-11-30李进王学军王睿何岩周凯

断块油气田 2022年6期

李进，王学军，王睿，何岩，周凯

（1.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司勘探部，河南濮阳 457001；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司监督中心，天津 300452；4.中国石油有限公司新疆石油分公司，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

近年来，四川盆地中下侏罗统页岩油气、渤海湾盆地古近系沙河街组页岩油及松辽盆地青山口组古龙页岩油不断取得重要突破，极大扩展了我国陆相页岩油勘探领域［1-4］。四川盆地中侏罗统千佛崖组页岩气层主要处于成熟—高成熟演化阶段，油气藏类型以挥发性油藏-凝析气藏为主，页岩气层产物以油为主，气次之。相比川北及川南地区千佛崖组一段（千一段）凝析气藏-挥发性油藏，本文提及的普光气田新钻井PLY1井千一段泥页岩实测总有机碳质量分数（TOC）为1.95%～2.09%，属低含凝析油凝析气藏-干气藏。目前PLY1井试采获日产气10.4×104m3高产工业气流，揭示了川东北地区侏罗系千佛崖组具备形成大规模的陆相页岩气藏的可能。相比千佛崖组页岩油气勘探进展，目前千佛崖组页岩含气性特征研究相对滞后，且有关高—过成熟陆相页岩含气性研究极少。本文以川东北普光地区一口新钻井揭示的千佛崖组一段半深湖相泥页岩为研究对象，开展有机地球化学、矿物组成、孔隙结构参数及现场解析法总含气量测试，探讨研究区高—过成熟演化阶段下半深湖相泥页岩含气特征及其主控因素，总结研究区陆相页岩气藏富集模式，以期为四川盆地及类似区块陆相页岩气勘探提供理论指导。

1 地质概况

普光气田位于四川盆地川东高陡断褶带东北段，为大巴山褶皱冲断带的双重叠加构造区，区内构造整体呈北东东向延伸，北侧为大巴山弧形褶皱带，西侧以华蓥山断裂为界与川中平缓褶皱带相接［5］。

中侏罗世早期大规模湖侵事件使四川盆地大部分地区处于半深湖—深湖环境，整体呈南西高、北东低的古地理格局，川东北地区以半深湖沉积为主，发育富有机质泥页岩［4］。普光地区PLY1井中侏罗统千佛崖组一段沉积早期［6］，以半深湖相富有机质泥页岩沉积为主；沉积晚期，受到重力流事件影响，见暗色泥页岩夹浊积砂岩岩性组合。

2 岩石及层序特征

本次研究的样品选自PLY1井千一段（3 340.0～3 482.0 m），包括介壳灰岩、介壳泥岩、透镜状泥岩、块状泥岩、黑色纹层页岩等，岩性、旋回和测井信息见图1。纵向上，根据岩性组合以及测井曲线特征，划分为6个小层。

图1 PLY1井千一段测井曲线特征

①小层岩性以灰色泥质粉砂岩夹灰黑色泥页岩为主，页岩厚度0.72 m，页地比（页岩厚度/地层厚度）仅4.0%。②小层岩性以深灰色页岩夹薄—中层灰色泥质粉砂岩为主，页地比51.4%。③小层岩性以灰黑色—黑色纹层状长英质页岩为主，夹薄层粉砂岩及薄介壳层，页地比76.1%。④小层岩性以深灰色—灰黑色泥页岩夹灰色泥质粉砂岩为主，见滑塌变形、包卷层理及不完整的鲍马序列，页地比38.2%。⑤小层岩性以灰色厚层细砂岩为主，夹灰黑色—黑色泥页岩，页地比14.9%。⑥小层岩性为灰黑色页岩夹薄层粉砂岩。

千佛崖组一段可识别出1个Ⅳ级层序（SQ1）、6个短期基准面旋回与3个主要的层序界面。

SB1——千佛崖组千一段与自流井组大安寨段之间的岩相转换面。该界面上、下地层岩性存在明显差别，下伏大安寨段氧化色块状凝灰质泥岩夹粉—细砂岩（测井曲线呈微齿状高幅度箱形），向上突变为千佛崖组一段底部深灰色块状泥岩夹块状细砂岩（测井曲线呈高幅锯齿形）。地震剖面上显示千佛崖组底界表现为弱波峰连续反射特征。该界面是从滨浅湖相向半深湖相转换的层序界面。

SB2——千佛崖组一段中部页岩气层顶部的岩相转换面。该界面是由于重力流沉积事件影响，沉积环境由半深湖沉积向半深湖夹重力流沉积的层序界面，下伏地层岩性主要为灰黑色—黑色泥页岩夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩，上覆地层主要为深灰色—灰黑色泥页岩夹中厚层粉—细砂岩。下伏灰黑色—黑色页岩测井曲线呈高幅微齿化箱形，向上渐变为高幅齿状夹低幅箱形。地震剖面上显示为强振幅、连续波峰反射特征。

SB3——千佛崖组一段与二段之间的岩相转换面。该界面是由于水体持续变浅，沉积环境由半深湖夹重力流沉积向浅湖转换的层序界面。下伏地层岩性主要为深灰色—灰黑色页岩夹中厚层块状粉—细砂岩，上覆地层发育灰色块状泥岩夹块状粉—细砂岩。

SQ1由湖侵体系域（TST+LST）与高位体系域（HST）组成。湖侵体系域厚度小于高位体系域厚度，表现为上厚下薄不对称的湖平面升降旋回特征。层序顶底均为岩性、岩相转换Ⅱ型层序界面。海侵体系域为半深湖沉积环境，岩性为灰黑色泥页岩夹多层介壳泥岩、含介壳质泥岩薄层及薄层粉砂岩。高位体系域同为半深湖沉积环境，但受重力流事件沉积影响，岩性为深灰色泥页岩夹介壳泥岩、中厚层粉—细砂岩。

3 样品采集与实验类型

本次研究选取PLY1井千一段14块典型岩性样品，均为钻孔岩心样品，采样深度为3 349.14～3 401.35 m，按岩性分类编号为S1-1—S1-14。将所采样品进行线切割处理后密封运送至实验室，同时以“平行样、同一深度”原则按不同实验规格处理，并进行相关测试。

14块样品总计配套完成TOC、镜质组反射率（Ro）、全岩矿物组成、孔隙结构（S1-4，S1-6，S1-8，S1-14样品实验未成功）及现场解析法总含气量测试。所有测试分析工作均依照相关行业标准完成。TOC及全岩X射线衍射分析于中国石化中原油田分公司实验中心完成，现场解析法总含气量测试、小岩样泥页岩物性测试、孔隙结构及甲烷等温吸附测试由中国石化有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究院实验中心完成，相关实验的仪器、实验环境与参数可见参考文献［7-9］。

4 实验结果

4.1 矿物组成

根据岩心描述及薄片鉴定结果，14块样品包括透镜状泥岩（LM）、块状长英质泥岩（MM）、块状介壳泥岩（SM）及纹层状长英质页岩（LFS）4种岩性。LFS样品黏土矿物质量分数为47.11%～59.01%，均值为55.36%（N（样品数）为9）；石英质量分数为 26.47%～37.47%，均值为31.44%；长石质量分数为3.1%～11.30%，均值为7.77%）；碳酸盐矿物质量分数为0.32%～5.10%，均值为1.76%。LM与MM样品矿物组成：黏土矿物质量分数为59.62%，均值为51.20%；长石质量分数为8.57%，均值为14.82%；石英质量分数为28.08%，均值为32.01%；碳酸盐矿物质量分数为1.90%，均值为0.94%）。SM样品矿物组成：碳酸盐矿物质量分数为39.26%、黏土矿物质量分数26.65%、长英质矿物质量分数为29.64%，三者均不超过50%，表现出明显的混积岩特点（见表1）。

表1 千一段不同岩性纹层情况

4.2 有机地球化学特征

4.2.1 有机质丰度

有机质丰度是决定页岩气藏先天资源品质的关键要素［10-12］。研究区 PLY1井LFS样品 TOC最高，为0.94%～1.84%，均值为1.46%，生烃能力最强；SM样品TOC为0.76%；LM与SM样品非均质性较强，TOC为0.27%～1.24%。按岩性对有机质丰度排序：LFS＞LM＞SM＞MM，表明稳定、还原性水体对有机质富集具正向作用。

4.2.2 有机质类型及成熟度

泥页岩有机质类型与热演化程度决定了生油气能力。PLY1井测试结果表明，不同岩性代表了不同的沉积水体、物源供给及母质来源条件。LFS样品干酪根同位素δ13C主峰区间为-25.67‰～-27.23‰，壳质组质量分数介于44.2%～89.0%，均值为63.78%（N为5），以Ⅱ1型干酪根为主；LM样品的δ13C主峰区间为-25.41‰～-25.65‰，壳质组质量分数54.03%，以Ⅱ2型干酪根为主；MM样品以Ⅲ型干酪根为主。Ro整体介于1.95%～2.09%，均值为2.03%（N为9），位于过成熟阶段，具有较强的生气能力。

4.3 储层微观结构

页岩气储层孔径分布，微、介、大孔比例及其大小是决定页岩气藏中吸附气与游离气赋存模式与赋存比例的重要参数［13-15］。研究区LFS样品微孔体积介于0.002 8～0.004 9 mL/g，均值为 0.003 8 mL/g（N 为 8），介孔体积介于0.005 7～0.009 9 mL/g，均值0.008 0 mL/g，大孔体积介于0.000 6～0.005 3 mL/g，均值0.002 1 mL/g，比表面积介于 6.48～11.29 m2/g，均值 8.49 m2/g；其余样品孔隙结构参数见图2。由图2可以综合判断出，研究区陆相泥页岩储集能力主要由微孔与大孔提供。

图2 PLY1井孔隙参数相关性

4.4 含气特征

美国矿业局（USBM）最早在1970年就给出了煤层含气量的测试方法，该方法主要采用排水法对煤层释放的瓦斯气进行收集和计量，常被称为USBM直接法，又称为现场含气量解析法。随着页岩气勘探开发热潮的兴起，快速、直接、有效且不破坏岩心样品的USBM直接法逐渐被各大油公司应用于页岩气勘探评价中。研究区PLY1井陆相页岩气现场含气性评价应用了该方法（但未密闭保压取心）。

14块样品现场测试总含气量介于0.32～2.77 m3/t，其中LFS样品含气量介于1.10～2.44 m3/t，均值为1.82 m3/t（N 为 6），LM 样品含气量介于 0.32～2.29 m3/t，均值为1.24 m3/t（N为5），MM样品含气量介于0.60～1.59 m3/t（N 为 2），SM 样品含气量为 2.77 m3/t。

5 讨论

5.1 页岩发育特征对含气性的影响

5.1.1 微观结构

页岩气含气性通常与页岩自身生烃品质、储层条件与矿物组成有关［16］。对样品总含气量与微观孔隙结构参数的相关性分析表明：总含气量与储层孔隙结构相关性较差（见图3）。其原因是现场总含气量虽然由解析气量与损失气量组成，但本质上是页岩气层中吸附态与游离态甲烷之和。测试结果受到现场操作规范、岩心起钻时间等多种因素限制，页岩样品轻烃逸散现象，与室内实测孔隙结构参数缺乏相关性应属正常现象。当然，密闭保压取心能最大程度上降低气体逸散程度，从而得到尽可能贴近地层条件下的总含气量［17］。因此，需要进一步在密闭保压取心的基础上展开陆相页岩总含气量与孔隙结构参数之间的研究。

图3 PLY1井孔隙结构参数与现场解析法总含气量相关性

5.1.2 页岩静态品质

总含气量与页岩静态品质呈明显的相关性，揭示了在页岩气有效保存情况下，原始沉积环境是决定页岩气藏富集的关键因素（见图4）。

如图4所示，LFS样品表现出随着黏土矿物质量分数、石英矿物质量分数与TOC的增加，总含气量均呈先上升后下降的趋势，为典型的单边双曲线特征。通过对黏土矿物、TOC与总含气量相关性分析可判断，随着沉积环境趋向于深水还原环境、黏土矿物输入增加、有机质埋藏的效率上升，含气性先快速变好再逐渐变差［18］。但从石英矿物含气量与总含气量相关性看，石英矿物质量分数的增加暗示着陆源物质输入增加，沉积环境趋向于浅水，含气性变化趋势却依然为先快速变好再逐渐变差。令人困惑的是，上述两方面展开的推断存在明显的矛盾。

进一步对LFS样品作分类处理，可将S1-9样品单独分为纹层状混合型页岩（黏土矿物质量分数低于50%），同时引入裸眼下长英质纹层发育密度参数（对现场解析法总含气量测试的每块岩心进行纹层观察统计与数据处理），继续对除S-19外的LFS样品展开分析可知：当TOC增大、总含气量上升的同时，黏土矿物质量分数却在下降，石英矿物质量分数同步增加并且纹层发育密度从2.2个/cm上升到7.0个/cm。

上述情况表明：一是TOC高低是决定页岩含气性强弱的关键（SM样品含气量2.77 m3/t，可能与样品本身裂缝发育有关），有机质丰度越高，页岩生烃能力越强，相同保存条件下滞留于页岩层内的气态烃类越多。二是陆相页岩中黏土矿物质量分数越高并不等同于沉积水体加深、还原程度越高，因此与有机质富集程度并不直接相关。沉积期季节性变化成因的长英质纹层［19］与有机质丰度密切相关（见图4b、图4d），因此纹层发育密度是沉积期水体深浅在岩心尺度上的直观反映。三是表面上看，石英矿物质量分数的上升、纹层发育密度的增加与黏土矿物质量分数的下降是页岩性质发生变化，但实质上是导致纵向上微观岩石结构的成层性、稳定性与抗上覆岩层机械压实能力的增加。

图4 现场测试总含气量与TOC、矿物组成及纹层发育程度交会图

考虑到上述条件与总含气量的上升是互相耦合的关系，因此可推论，纵向上岩石微观结构的成层性首先是有效保护了页岩各类储集空间，其次再为气态烃在页岩层中有效滞留与富集提供条件。太高的黏土矿物质量分数与长英质纹层的匮乏都会导致泥页岩含气能力的下降（如MM样品），而当陆源碎屑物质输入程度上升、纹层发育程度下降时，即使有机质丰度较高（可能母质来源以高等植物为主），由于岩石微观结构的不稳定性与易压实性，页岩甲烷赋存能力也会下降（如样品 S1-9）。

LM样品作为MM样品与LFS样品之间的过渡岩性，呈现出不一样的富集规律。将LM样品按TOC大小分为2类：1）TOC≥0.8%的LM样品表现出TOC、黏土矿物质量分数与总含气量呈正相关，石英矿物质量分数与总含气量呈负相关，说明在纹层结构匮乏的条件下，页岩生烃能力越强，含气能力相对更好的趋势依然成立。2）TOC＜0.8%样品仅有2件，表现出随着TOC上升、黏土矿物质量分数上升、石英矿物质量分数下降，总含气量降低的现象。鉴于该类样品数较少，本次研究不过多解释其内在联系性，以免产生主观性偏差。

5.2 构造保存条件对页岩气富集程度的影响

页岩气藏的形成与保存与深埋藏过程、后期改造调整密切相关，而现今保存条件是埋藏、成烃、成储与成藏后期改造的综合反映［20-21］。PLY1井是一口处于稳定向斜的页岩气预探井，已通过试气证实千佛崖组半深湖相页岩气层属于高压气藏（压力系数1.396）。为判断陆相页岩含气性宏观影响因素，引入研究区内典型构造部位的钻井P301，L1，P6作对比阐述。

通常来讲，晚期构造抬升与调整使得不同部位断裂、倾角大小、高角度裂缝发育和顺层缝封闭性存在差异，影响了页岩气运移方式、运移强度与富集程度［11］。普光地区陆相地层系统受多期应力活动控制，形成多“隆”多“凹”构造格局［22］。负向构造单元内页岩埋藏普遍大于2 000 m，地层倾角小于7°，断裂级别低、规模小；正向构造单元页岩埋藏普遍小于2 000 m，断裂类型多、规模大。

从区内页岩气保存与富集角度看，研究区正向构造单元受大巴山逆冲推覆近东西向等多期应力挤压影响，断裂及伴生裂缝发育，倾角介于7°～60°，顺层缝封闭性差、地层压力系数低、保存条件差，为页岩气逸散区（P6 井，见表 2）。

表2 千一段页岩气层富集保存条件

高地层倾角条件下，天然气在烃浓度差驱动下更易以扩散形式沿层理缝、顺层缝向高角度缝运移，再以渗流方式由高角度裂缝完成垂向短距离运移至层间缝或页理缝，最终向高部位接力式运移至顺层缝或高角度裂缝完成层间运移或向外逸散［23］。

而正向构造单元平缓核部虽因构造抬升等因素导致地层压力系数偏低，但该区顺层缝、高角度裂缝相对弱发育且两者连通性不如翼部，导致垂向-横向联合渗流速率较低。同时基质孔隙直接向高角度缝扩散效率低，为逸散运移至平缓核部的页岩气提供了较为合适的保存条件，因此至今保持了较好的含气性，为半滞留区（L1 井，见表 2、表 3）。

表3 普光地区典型井页岩气层断裂条件

研究区负向构造单元埋深在2 000～3 500 m，顺层缝往往闭合、高角度缝相对不发育，渗流过程受阻，顺层扩散运移强度在页岩自封闭能力下变得极低；同时，生排烃期间形成的烃类在晚期抬升调整阶段未遭受大规模运移与破坏，得到有效保存，因此至今保持了较高的地层压力与含气量（PLY1井，见表3），为典型的页岩气滞留富集区。受大巴山逆冲挤压推覆影响，负向构造单元局部地区发育（页岩气层）逆掩微断层，其特点表现为断距小（小于70 m，保存条件未破坏，压力系数高）、延伸短（小于2 km，侧向连通距离短）、倾角较大（7°～30°，高角度缝相对弱发育，顺层缝开启），改善了陆相页岩储层空间，并促使了高演化背景下有机孔-无机孔-层理缝-多类天然裂缝全尺度缝孔配置组合的形成（P301井，见表1）。在浓度差驱动下，断层下盘页岩气更易优先聚集，为页岩气优势富集区（见图5）。