川东南五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征及其页岩气勘探意义

魏富彬,刘珠江,陈斐然,袁 桃,李 飞

中国石化 勘探分公司,成都 610041

四川盆地是我国海相页岩上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组勘探开发的主战场,前期主要受限于对页岩气富集规律的认识、工程工艺技术等,勘探开发主要聚焦于埋深小于3 500 m的领域,先后发现了涪陵、威远等一批页岩气田[1-4],并提出了复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律,有效指导了中国南方海相页岩气的高效勘探开发[5]。但随着勘探的进一步推进,受本身矿权、页岩分布等影响,对埋深大于3 500 m的勘探后备目标研究不足。据新一轮的资源评价估算,整个四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气(埋深≥3 500 m)资源量超过20×1012m3,占总资源量70%以上,潜力巨大,是亟待突破的新领域[6]。相比中浅层,深层、超深层页岩埋深更大,温度、压力更高,而对于其储层发育特征、页岩气赋存状态及富集规律认识还不清,制约了下一步的油气勘探[7-9]。前人对3 500～4 000 m的深层页岩储层进行过研究[10-11],而对于埋深大于4 000 m的页岩储层研究较少。本文选取川东南地区不同深层领域4口钻井中五峰组—龙马溪组页岩储层样品,开展储层物性、有机质孔发育状况、孔隙结构及连通性定量表征,探讨不同埋深领域页岩储层存在的差异以及随埋深变化页岩储层发育的变化规律,以期为该区深层、超深层页岩气的勘探部署提供依据。

1 深层—超深层页岩地质条件

本文选取川东南地区五峰组—龙马溪组不同深度的页岩储层样品进行对比研究,其中,中深层井取自JY2井,五峰组底深2 575 m,水平井压裂测试获页岩气33.69×104m3/d,压力系数1.55;3 500～4000m的深层样品取自XY1井,五峰组底深3650m,水平井压裂测试获页岩气53.19×104m3/d,压力系数1.90;4 000～4 500 m的深层样品取自DYS2井,五峰组底深4 278 m,水平井压裂测试获页岩气41.20×104m3/d,压力系数2.06;超深层样品取自PS1井,五峰组底深5 969 m,直井油管压裂测试获页岩气7 045 m3/d,压力系数1.95(图1)。上述样品埋深范围介于2 500～6 000 m,且处于同一沉积相带——深水陆棚相,水平井压裂测试均获得高产;从对比的对象而言,能够满足不同埋深下储层特征对比及变化的研究需要。同时为了保证分析测试精度,降低不同实验单位存在的系统误差,本次研究所涉及到的分析测试项目均在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所完成。

图1 四川盆地及周缘上奥陶统五峰组底界埋深及重点气田、取样井位置

川东南地区五峰组—龙马溪组整体处于深水陆棚相带内(图2),其页岩品质参数除了在有机碳(TOC)含量大于等于2%的厚度上存在略微差异之外,其余的TOC含量、硅质矿物含量、黏土矿物含量等参数整体相当(图3);同时埋藏史及热演化程度揭示,该区五峰组—龙马溪组页岩在地质历史时期经历的最大埋深均在7 000 m左右,热演化程度整体差异不大,只是后期差异抬升剥蚀的强度不同,使得现今页岩埋深存在差异,出现深层、超深层及中深层等深度域的概念(图3,图4)。总体而言,川东南地区不同埋深下的五峰组—龙马溪组页岩储层发育形成的基础地质背景相似(图4)。

图2 四川盆地及周缘下志留统龙马溪组沉积早期沉积相平面分布

图3 川东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段厚度、TOC、热演化程度、矿物含量综合对比

图4 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩差异抬升演化示意

2 页岩储层特征差异对比

对于页岩储层特征研究,目前最常用的是实测孔隙度、氩离子扫描电镜下有机质孔的发育观察以及基于CO2-N2-高压压汞联合表征等多种手段联合表征方法[12-17],本文从这3个方面开展研究。

2.1 孔隙度

孔隙度大小是表征页岩储层储集性能的重要参数。4口不同埋深领域的钻井中龙马溪组页岩储层实测孔隙度值介于5.2%～7.5%,孔隙度大小与埋深无直接相关性,整体呈现高孔隙度、高含气量的特征,其TOC含量与孔隙度、孔隙度与含气量均呈现良好的相关性(图5)。尤其是PS1井,在埋深近6000m条件下,依然能够发育高孔优质储层,并且孔隙还是以有机质孔为主,整体具“高孔、高含气”特征(图6)。

图5 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段孔隙度与TOC、含气量相关性

图6 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段孔隙度与含气量平均值

图7 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相优质页岩孔隙度随埋深的变化规律

为进一步明确页岩孔隙随埋深的变化规律,除了运用上述4口井之外,还增加了其他钻井资料数据,建立了从500～6 000 m埋深范围的页岩孔隙发育规律。从埋深与孔隙度趋势图(图7)上来看,无论埋深怎么变化,页岩储层孔隙度的变化范围主体介于2%～8%,甚至部分深层井孔隙度更高,揭示页岩孔隙度随埋深变化并不明显。

2.2 有机质孔隙发育形态

有机质孔隙是页岩储层的主要储集类型。不同埋深区页岩储层FE-SEM镜下观察结果揭示,无论是中深层页岩还是深层、超深层页岩,其有机质孔发育规律基本一致,但是在有机质孔隙的发育形态、大小、分选及连通性等方面存在较为明显的差异。以JY2井为代表的中深层领域页岩储层中有机质孔隙形态单一,分选性好,多以蜂窝状的圆形或椭圆形产出,未见或少见不规则、棱角状产出的有机质孔,孔隙间的连通性好(图8a-b);以XY1井、DYS 2井为代表的深层领域页岩储层中有机质孔隙形态相比中深层页岩较复杂,分选性相对降低,有机质孔除了以蜂窝状的圆形或椭圆形产出之外,还见有一些多边形或长条状产出的有机质孔,孔隙间的连通性好(图8c-f);以PS1井为代表的超深层页岩储层中有机质孔隙形态复杂,分选性明显变差,孔隙形态多呈不规则的多边形或长条状产出,少见呈椭圆状产出,并且有机质孔小而密集,孔隙之间相对独立,整体连通性相对较低(图8g-h)。由不同深度页岩储层中有机质孔隙发育的变化特征来看,随着埋深增加,有机质孔的形态、分选性及连通性整体变得复杂。

图8 四川盆地不同埋深条件下上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩储层有机质孔隙发育形态对比

2.3 孔径分布

依据国际化学学会(1994)对页岩储层孔隙的分类,即大于50nm为大孔、2～50nm为介孔、小于2 nm为微孔[18],采用CO2-N2-压汞联合表征手段,对川东南不同埋深区页岩储层孔径分布的表征结果揭示,五峰组—龙马溪组页岩储层整体具随埋深增加、微孔和中孔的占比存在一定的差异。以JY2井为代表的中深层领域页岩储层中,小于2 nm的微孔孔隙体积占比为27%,2～50 nm介孔孔隙体积占比为69%,大于50 nm的大孔孔隙体积占比为4%。以XY1井、DYS2井为代表的深层领域页岩储层孔径分别为:XY1井页岩储层中小于2 nm微孔孔隙体积占比为38%,2～50 nm介孔孔隙体积占比为57%,大于50 nm的大孔孔隙体积占比为5%;DYS2井页岩储层中小于2 nm微孔孔隙体积占比为41%,2～50 nm介孔孔隙体积占比为55%,大于50 nm的大孔孔隙体积占比为5%。以PS1井为代表的超深层领域页岩储层中,小于2 nm微孔孔隙体积占比为44%,2～50 nm介孔孔隙体积占比为54%,大于50 nm的大孔孔隙体积占比为2%(图9)。整体来看,不论中深层、深层、超深层页岩储层,总体还是以2～50 nm的介孔为主,微孔次之,大孔占比最低。但是,微孔和介孔的占比在不同埋深范围存在一定的差异,中深层介孔占比69%,明显高于深层—超深层的54%～57%;同时微孔的占比也随埋深而增加,由从中深层的27%增加至超深层的44%,即具有随埋深增加微孔占比增加、介孔相对减小的变化趋势(图9)。

图9 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段储层孔径分布

2.4 深层、超深层页岩储层孔隙发育的影响因素

深层、超深层页岩储层孔隙类型与中深层、中浅层一致,以有机质孔为主。前人[19-20]研究认为,页岩有机碳含量、有机质类型(干酪根还是热解沥青)、演化程度、矿物含量等因素,综合影响了龙马溪组页岩有机质孔隙的发育。本文研究表明,对于深层、超深层页岩而言 ,除了上述影响因素之外,埋深也是其中一个重要的影响因素。从JY2、XY1、DYS2及PS1井不同埋深储层的孔隙发育特征对比明显看出,无论是中深层、深层及超深层页岩储层,确实均能发育高孔优质储层,但是在有机质孔隙的发育形态、连通性以及孔隙大小方面存在较为明显的差异。

3 页岩储层高孔维持机理探讨

3.1 生物成因的硅质是孔隙发育的基础

深层、超深层页岩储层具有“高生物硅、高有机碳、高有机质孔”耦合特征。郭旭升、卢龙飞等[21-22]基于页岩气形成地质条件和实验分析模拟,从岩石学、矿物学、地球化学等多方面对页岩成烃、成储机制及内在耦合关系等进行了研究,发现五峰组—龙马溪组深水陆棚相生物成因的硅质(蛋白石A),在成岩过程中会发生不断脱水、逐渐转变成刚性的晶态石英,大量的石英颗粒构成一个相对刚性的格架,与此同时会在石英颗粒之间伴生形成大量微米级粒间孔,能够为早期滞留油提供储集空间(图10a-b);后期随着演化程度升高,埋藏加深,储集与粒间孔内的液态烃发生裂解,在形成大量天然气的同时,伴随有机孔的形成,石英粒间孔抗压实能力增强,对大量原生孔隙和成岩次生孔隙起到保护作用(图10c-d)。由此可见,龙马溪组生物成因的硅质不仅有利于烃类充注前页岩中原生粒间孔隙的保持,而且有利于烃类裂解时所形成有机孔隙的后期保存。因此,生物成因硅质具有“抗压保孔”先天优势,是孔隙发育的基础。

图10 四川盆地下志留统龙马溪组页岩硅质演化及孔隙发育模式

3.2 流体超压是储层孔隙保持的关键

深层、超深层页岩钻井多处于构造稳定或弱改造区,整体保存条件好。实钻井揭示页岩储层普遍具有“高孔隙度、高含气量、高流体压力”的三高特征(表1)。在这种储层中充满气的超压状态下,对机械压实具有减缓作用,能够有效抵消上覆岩层对页岩储层骨架上的压实应力,进而可以有效保护页岩有机质孔等塑性孔,利于页岩储层孔隙的维持[23-24]。而常压区钻井页岩储层与超压区完全相反,储层内含气量低,流体压力低,压力系数小于1.0,对于上覆岩层的压实应力抵消不明显,应力能够完全作用于岩石骨架,有机质孔被压扁或压实,从而降低页岩储层孔隙的发育程度(图11)。

表1 川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段储层孔隙度、含气量及压力系数

图11 川东南不同地层压力条件下上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩段孔隙度变化

总体来看,“生物成因石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合,是深层—超深层页岩高孔隙优质储层得以发育和保持的关键。

4 油气勘探意义

目前常规、非常规油气勘探都在走向深地。本次研究明确了川东南地区五峰组—龙马溪组页岩在品质好、储层流体超压的情况下,在埋深近6 000 m时仍可发育高孔的优质储层,这进一步拓宽了深层页岩气勘探下限,展现了深层良好的勘探前景。初步评价四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩气(埋深为 4 000～5 000 m)资源量超 2×1012m3,在攻关改进工程工艺技术的前提下,有望获得新的勘探突破,成为新的资源接替阵地。

5 结论

(1)川东南地区五峰组—龙马溪组在埋深近6 000 m时,页岩储层依然能够发育高孔的有效储层,其孔隙度与中深层页岩储层相似,即随着埋深增加,页岩储层孔隙度的变化不明显;但是,孔隙结构随着埋深增加存在较明显的差异,即随着埋深的增大,页岩孔径相对变小,孔隙连通性变差。

(2)“石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合作用,是深层、超深层页岩高孔隙优质储层得以发育和保持的关键。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’ Contributions

李飞参与实验设计;陈斐然完成实验操作;魏富彬、刘珠江、袁桃参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by LI Fei. The experimental operation was completed by CHEN Feiran. The manuscript was drafted and revised by WEI Fubin, LIU Zhujiang and YUAN Tao. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.