四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征

邵 艳， 李卓文

(长江大学地球科学学院，湖北武汉430100)

四川盆地威远地区龙马溪组页岩储层特征

邵 艳， 李卓文

(长江大学地球科学学院，湖北武汉430100)

基于威远地区龙马溪组的大量测录井和分析测试资料，从泥页岩的地球化学特征、岩石学特征、储层物性特征和含气性特征4个方面对龙马溪组页岩气储层进行研究。结果表明：威远地区龙马溪组有机质丰度较高，平均为2.72%；有机质类型以Ⅰ型为主，成熟度较高，达到热裂解生干气阶段；泥页岩埋藏深度适中，厚度较大，达到页岩气成藏的基本条件；页岩中黏土矿物质量分数适中，脆性矿物质量分数高，平均可达59.6%，具有高脆性、低泊松比和高杨氏模量的特征，满足页岩可压裂性评价指标；储层中广泛发育黏土矿物转化缝、次生溶蚀孔隙和残余粒间原生孔隙等储集空间，受分辨率的限制和未进行离子抛光，故未见到大量的有机质孔隙，孔隙度平均值为6.06%，其中充气孔隙度平均值为2.7%，渗透率受微裂缝的影响较大，分布范围较广；储层含气量高，均大于2 m3/t的标准，最高可达13.016 m3/t，其中游离气占70%～80%。综合研究认为，威远地区龙马溪组页岩为优质页岩气储层段，适合大规模开发。

页岩气；储层特征；龙马溪组；威远地区；四川盆地

0 引 言

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离态为主要存在方式的天然气聚集(张金川等，2004)。在页岩气藏中，泥页岩集烃源岩、储集层和盖层于一体，优质烃源岩不一定能形成经济的页岩气藏，其含气量受到泥页岩的有机质丰度和类型、黏土矿物含量、孔隙和裂缝发育程度以及温度和压力的控制(李玉喜等，2011)。另外，页岩的孔隙度和渗透率较低，其有利目标的选择必须考虑资源量和储层易压裂性之间的匹配关系(张林晔等，2009)。对页岩气储层的研究有利于解决泥页岩资源量和储层可压裂性之间的关系，对后期页岩气勘探开发具有一定的指导意义。

1 区域地质概况

四川盆地处于扬子准地台上偏西北一侧，是扬子准地台的一个次级构造单元，在印支期已具备盆地的雏形，后经喜山运动全面褶皱形成现今的构造面貌(沈传波等，2007)。大地构造分区包括川东南拗褶区、川中隆起区和川西北坳陷区(程尚斌等，2011)。威远构造属于川中隆起区的次级构造单元，位于川中威远龙女寺隆起的西南部，紧邻自流井凹陷(图1)。

研究区龙马溪组主要为一套浅水—深水陆棚相沉积，由灰黑色粉砂质页岩、炭质页岩、硅质页岩夹泥质粉砂岩组成(王世谦等，2009)；受乐山—龙女寺古隆起的影响，厚度分布不均，一般在0～200 m左右，往威远的东南方向变厚；具有有机碳含量高、有机质类型好、热演化程度高等特点(邹才能等，2010)。该组自上而下泥页岩颜色逐渐加深、砂质含量逐渐减少、有机碳含量逐渐增高。

图1 四川盆地威远构造地理位置图1-盆地边界；2-二级构造边界；3-构造名；4-一级构造边界；5-断层；Fig.1 Map showing geographical position of the Weiyuan area in the Sichuan Basin

2 龙马溪组页岩储层特征

相较常规油气储层，页岩气储层有其特殊性，如矿物颗粒极其细小、富含有机质和黏土矿物、孔隙度和渗透率极低、纳米级孔喉发育、吸附状天然气比例较大、成岩改造复杂等(于炳松，2012)，这也决定了对页岩气储层评价的特殊性。根据董大忠等(2011)、杨瑞召等(2012)的研究，要形成具有工业价值的页岩气藏需具备的条件为：富有机质页岩必须具备高的有机质丰度(wTOC>2.0%)；高热演化程度(RO>1.1%)；高脆性(石英、长石等脆性矿物质量分数>40%、黏土矿物质量分数<30%)；高含气量，充气孔隙度>2%；高异常压力。

本次研究通过对前人研究的详细调研，结合四川盆地威远地区的实际地质情况，对威远地区龙马溪组页岩气储层特征进行研究。

2.1 储层地球化学特征

2.1.1 有机碳含量 总有机碳(TOC)含量是烃源岩丰度评价的重要指标，也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数(王祥等，2010)。北美页岩气勘探开发表明，具有开发价值的页岩气远景区带的页岩必须富含有机质，其最低有机碳质量分数一般>2.0%，甚至>4%。烃源岩的有机质类型越好，热演化程度越高，相应的有机碳含量的下限值就越低。相关研究表明，泥页岩储层中呈吸附状态的天然气含量较高，约占天然气总量的20%～80%，而有机碳转化形成的有机质孔隙是呈吸附状态天然气的主要储集空间，因此有机碳含量也是页岩含气量的重要指标。

通过对研究区3口井72个样品的分析，发现龙马溪组优质页岩主要分布在龙马溪组底部层段，平均厚度40 m左右，有机碳质量分数较高，介于0.51%～8.12%之间，平均2.72%，其中TOC质量分数>1.0%的样品占87.87%，TOC质量分数>2.0%的样品占72.7%(图2)，满足了页岩气藏形成的必要条件。

图2 威远地区龙马溪组有机碳质量分数分布图Fig.2 Distribution of organic carbon content in the Longmaxi Formation of the Weiyuan area

2.1.2 干酪根类型和成熟度 总有机碳(TOC)和成熟度(RO)是决定源岩生气潜力的关键因素，但有机质类型不同决定了其生烃潜力也不同。Baskin(1997)利用干酪根H/C比值来确定各类干酪根的生烃潜力； 陈晓明等(2012)利用干酪根溶解理论建立了干酪根生烃、排烃模型，确定了页岩气各类干酪根的生烃潜力。富含不同类型干酪根的页岩其成熟度的评价指标也不一样，从腐泥型到腐殖型，成熟度的要求逐渐降低(表1)，但都要求达到“生气窗”。通过对北美产气页岩层段特征的对比分析，发现北美页岩气产层的成熟度RO为0.4%～4.0%，变化范围较大，可见成熟度不是影响页岩气成藏的关键因素，但成熟度越高其含气量和产气量越大，即成熟度越高越有利于页岩气成藏(聂海宽等，2009；蒋裕强等，2010)。另外，成熟度越高，其有机孔隙越发育，甚至能够成为页岩气的主要储集空间。

表1 干酪根类型与成熟度评价指标Table 1 Kerogen types and maturity evaluation index

研究区内龙马溪组有机质以Ⅰ型为主，干酪根中主要为腐泥质和沥青质，几乎不含镜质组、壳质组和惰质组组分，其中腐泥组质量分数>80%，平均值为87%，其余为沥青质组分。在缺乏镜质体的情况下，测得威201井沥青质体反射率介于3.2%～3.43%之间，平均值为3.36%，使用Jacob等的公式，转化成镜质体反射率为2.536%。由于其他井段无成熟度数据，故采用岩石热解数据来进行对比研究。威201井Tmax介于371～596 ℃之间，平均值为526.1 ℃；威202井Tmax介于411～568 ℃之间，平均为544.7 ℃；威203井Tmax介于540～568 ℃之间，平均值为563.1 ℃。可见威远地区有机质成熟度普遍较高(>2.536%)，处于过成熟度阶段，以生干气为主。

2.1.3 有效页岩厚度及埋深 有效页岩的厚度控制着页岩气藏的经济效益(聂海宽等，2009)，含气页岩的埋藏深度是评价页岩能否进行经济开发的重要参数(李延钧等，2013)。威远地区龙马溪组优质页岩(wTOC>2.0%)厚度分布在34.0～49.5 m之间，平均值为39.9 m。除威201井页岩地层埋藏较浅(埋深<1 541 m)外，其他井埋深都在2 000 m以上，最深可达3 200 m。这种埋深均满足了页岩气勘探开发的条件，具有较高的勘探开发价值。

2.2 储层岩石学与力学特征

储层的岩石力学特征是影响页岩气开发的主要因素，其研究内容包括岩石的脆性、泊松比和杨氏模量3个方面。

岩石脆性直接影响基质孔隙和微裂缝发育程度、含气性及压裂改造方式。页岩中脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝以及树状或网状结构缝，有利于页岩气的开采；而高黏土矿物含量的页岩塑性强，以形成平面缝为主，不利于页岩体积改造(董大忠等，2011)。研究区龙马溪组泥页岩储层黏土矿物主要为伊利石、绿泥石、高岭石和伊-蒙混层，以富含较多的绿泥石和伊利石为主要特征(图3)。黏土矿物质量分数为16%～52%，平均37.3%；脆性矿物质量分数为40%～78%，最高可达90%，平均值为59.6%(图4)。虽然黏土含量较高(相较北美产气页岩评价标准)，但石英、方解石等脆性矿物平均质量分数为59.6%，远大于40%的评价指标，且页岩气储层中黏土矿物含量与吸附气含量具有一定的关系(蒋裕强等，2010)，黏土矿物含量增加有利于呈吸附状态天然气体积的增加，利于页岩气成藏。

图3 威远地区黏土矿物组分质量分数分布图1-绿泥石；2-高岭石；3-伊利石；4-伊-蒙混层Fig.3 Distribution of clay minerals contents in the Weiyuan area

图4 石英、碳酸盐矿物、黏土矿物质量分数分布图Fig.4 Distribution of quartz, carbonate minerals and clay minerals contents

泊松比和杨氏模量是页岩脆性的2个方面，杨氏模量与脆性矿物含量呈正相关，泊松比与脆性矿物含量呈负相关。

研究区仅对威201井1 521.52 m和1 540.98 m处的岩石样品做了超声波速度和动力学弹性参数实验，其泊松比和杨氏模量分别为0.22、29 298 MPa和0.16、37 331 MPa，与测井计算的泊松比和杨氏模量吻合度较好(图5)。

图5 威201井志留系龙马溪组预测泊松比、杨氏模量成果图Fig.5 Calculated Poisson ratio and Young modulus of the Silurian Longmaxi Formation in the well Wei 201

2.3 储层储渗空间类型及物性特征

2.3.1 储层储渗空间类型 泥页岩储层为低孔、特低渗致密储层，其孔隙结构和渗流特征与常规储层差异极大，其中孔隙的好坏直接决定储存油气的能力，渗透性好坏控制着页岩气的产能(郭岭等，2011)。对于泥页岩储层而言，其储集空间主要包括有粒间孔隙、粒内孔隙、机质孔隙和裂缝4大类(于炳松，2013)。裂缝(包括微裂缝)发育不但可以为页岩气的游离富集提供储渗空间，而且也有助于呈吸附态天然气的解析，并成为页岩气运移、开采的通道(蒋裕强等，2010)。另外，Ambrose等(2010)和Sondergeld等(2010)的研究表明，有机孔通过颗粒间的接触面构成了1个互相连通的三维孔隙系统。研究区龙马溪组页岩演化程度较高，成岩作用较强，并受到多期次的构造运动的影响，底部层段岩芯上可见较为发育的裂缝网络系统，扫描电镜下可见大量的片状、缝状的黏土矿物转化缝以及溶蚀孔隙，少量的有机质收缩缝、残余的原生粒间孔、黏土矿物晶间孔以及黄铁矿晶间孔(图6)等储集空间类型。由于受扫描电镜分辨率的限制和未进行离子抛光，有机质孔隙较少见到。

图6 四川盆地龙马溪组泥页岩储层储集空间类型Fig.6 Reservoir space types of the Longmaxi Formation clay shale in the Sichuan Basin

2.3.2 储层物性特征 研究区孔隙度的变化范围较小，原样空气孔隙度为0.7%～4.9%，主体介于2.0%～3.4%之间，平均值为2.66%；干燥氦气孔隙度为3.8%～8.0%，主体介于4.6%～6.3%之间，平均值为6.06%；充气孔隙度为0.8%～4.8%，平均值为2.7%。研究区龙马溪组泥页岩中由于微裂缝的存在渗透率相差较大，最大渗透率较最小渗透率差值在1个数量级以上，主体介于5.19×10-6～5.25×10-4mD，平均为7.12×10-5mD。由于页岩气的开发都需进行水力压裂等增产措施，泥页岩的原生渗透率对后期开发的影响较小，但微裂缝存在的高渗段是压裂的有利方向。

2.4 储层含气性特征

图7 威202井有机碳与吸附气含量的关系Fig.7 Relationship of organic carbon content with adsorbed gas content in the well Wei 202

泥页岩中天然气主要以3种方式存在：游离态、吸附态和溶解态，其中溶解态仅少量存在(张金川等，2008)。含气性是泥页岩储层评价的重要参数，也是决定页岩气是否具有商业开采价值的最终指标(邹才能等，2011)。北美已开发页岩的数据表明，在埋藏深度适中(<3 500 m)的情况下，有利页岩气产区页岩气的体积质量最低下限值为2 m3/t，同时其含气性受有机碳含量、地层压力、成熟度等因素的影响。在相同压力下，随着有机碳含量的增加，泥页岩中吸附气含量增加(图7)，总含气量与有机碳含量也具有相同的特征(图8)。四川盆地威远地区优质页岩层段，由于埋藏适中、有机质演化程度较高、地层压力较大、保存条件较好，含气量普遍较高，其含气量均高于2 m3/t的标准，最高可达13.016 m3/t，其中游离气质量分数约占70%～80%。对研究区重点取芯井威202井龙马溪组底部层段中的2小段(2 554.00～2 559.00、2 568.00～2 573.00 m)经射孔、加砂压裂后的试油数据也表明龙马溪组不仅地层压力大，产量也高。采用11 mm油嘴，经分离器装15 mm孔板50.8 mm临界速度流量计测试，出口火焰高5 m，平均日产气量31 451 m3。

图8 威201井总有机碳与总含气量的关系Fig.8 Relationship of total organic carbon with total gas content in the well Wei 201

3 结 论

(1) 威远地区龙马溪组优质页岩气储层主要分布在龙马溪组底部层段，具有有机质丰度高(平均为2.72%)、类型好(以Ⅰ型为主)、成熟度高(>2.536%)、埋藏深度适中及厚度较大的特点。

(2) X射线衍射分析表明：龙马溪组泥页岩中黏土矿物含量较高，以富含伊利石和绿泥石为主；脆性矿物质量分数高，远大于40%的评价指标，具有高脆性、低泊松比和高杨氏模量的特征。

(3) 扫描电镜观察与分析表明：龙马溪组泥页岩中主要储集空间为黏土矿物转化缝和次生溶蚀孔隙，并含有少量的残余原生粒间孔、黏土矿物晶间孔和黄铁矿晶间孔隙。储层孔隙度和渗透率均值均较低，而含气性普遍较高，且受有机碳含量和地层压力的影响。

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Characteristics of the Longmaxi Formation shale reservoir in the Weiyuan area of Sichuan Basin

SHAO Yan, LI Zhuowen

(College of Geosciences, Yangtze University, Wuhan 430100, Hubei, China)

Based on a large number of logging and testing data of Longmaxi Formation from the Weiyuan area in Sichuan Basin, this work analyzed the characteristics of the Longmaxi Formation shale gas reservoir from the aspects of shale′s geochemical characteristics, petrological characteristics, reservoir physical properties and gas-bearing features. The results show that the organic matter type is mainly type Ⅰ, with relatively high organic matter abundance, reaching 2.72% on average. The maturity is relatively high in a thermal cracking dry gas stage, and the buried depth is moderate, possessing basic conditions for shale gas accumulation. The clay minerals content in shale is moderate, and the content of brittle minerals is high, reaching 59.6% on average; the shale formation is of high brittleness, low Possion ratio and high Young modulus, which has met the requirement of shale fracture. It develops various types of reservoir space in shale, including clay mineral transform seam, secondary dissolution pores and residual intergranular primary pores. Due to the limit of SEM resolution and lack of ion polishing, we did not observe a lot of organic pores. The average porosity is 6.06%, of which the average gas-filled porosity is 2.7%. The permeability is strongly influenced by micro-cracks, with a wide distribution. The gas content in the reservoir is very high, which is generally higher than 2 m3/t and reaches up to 13.016 m3/t, and free gas content is about 70%～80%. Comprehensive studies suggest that the Longmaxi Formation is a high-quality shale gas reservoir and suitable for large-scale development.

shale gas; reservoir characteristic; Longmaxi Formation; Weiyuan area; Sichuan Basin

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.04.624

2015-11-23；

2015-12-28；编辑：陆李萍

国家自然科学基金项目“页岩油气甜点地质构成要素研究”(41472123)

邵艳(1991— )，女，硕士研究生，矿产普查与勘探专业，主要从事致密储层研究工作，E-mail: 1043194065@qq.com

P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0624-07