四川盆地南部下志留统泥页岩气
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发布时间：2022-04-23 18:18
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时间：2023-10-12 15:44
4.4.1.1 概况
川南探区位于上扬子地台西南部，区域构造包括四川盆地蜀南低陡褶皱带和盆地外的滇黔北断褶带(威信—盐津)两部分。蜀南地区构造呈北陡南缓、下陡上缓特征，龙马溪组总体较平缓。滇黔北断褶带包括滇东北冲断带和黔北隔槽式褶皱带，构造变形远比蜀南地区强烈，龙马溪组页岩多出露地表。
区内龙马溪组主要为笔石页岩，与下伏上奥陶统五峰组泥页岩呈整合接触，沉积厚度一般为100～600m。沉积中心位于蜀南自贡—泸州—永川—隆昌—带，厚度一般为500～600m，局部达700m。区内北部，因川中古隆起的后期隆升，威远构造顶部及以北地区龙马溪组已剥蚀殆尽。区内南部，龙马溪组逐渐减薄尖灭，至黔中隆起的镇雄芒部一带，已无龙马溪组沉积。据研究，早志留世早期，围绕川中古隆起，存在川南、川东—鄂西、陕南—川东北3个深水陆棚相带。另据研究，受川中隆起和黔中隆起分割作用影响，川南—黔北一带在晚奥陶世—早志留世为浅海深水盆地。总体看来，川南地区在晚奥陶世—早志留世处于深水沉积环境，是发育黑色泥页岩的有利地区。
4.4.1.2 长芯1井黑色泥页岩储层地质特征
长芯1井为2008年11月钻探的中国首口页岩气地质调查浅井，位于川南长宁背斜北翼(龙马溪组厚约300m)，开孔于龙马溪组下段，钻穿五峰组完钻，进尺154.5m，岩心长150.68m，共采集TOC、RO和岩矿样品200多个，测定自然伽马(GR)值780个。该井揭示了五峰组—龙马溪组下段页岩的岩性、电性、地球化学、沉积环境、孔缝等主要地质特征，对开展海相页岩储层研究提供了丰富资料。
(1)岩性与矿物学特征
长芯1井揭示上奥陶统宝塔组顶部、五峰组全部和下志留统龙马溪组下段3套地层，岩性自下而上为泥灰岩、碳质页岩、黑色页岩、粉砂质页岩夹粉砂岩条带，其基本特征如下。
上奥陶统宝塔组为五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积基底，岩性以“龟裂纹”瘤状泥灰岩为主，厚50～80m.分布稳定。上奥陶统五峰组厚9.5m，主要为碳质页岩和硅质页岩，富含有机质，染手，断面见大量黄铁矿晶粒呈星点状分布，页理发育，见层间缝，缝宽最大达2cm，其中充填方解石和黄铁矿。
下志留统龙马溪组是本井的主要目的层，自下而上为黑色泥页岩、碳质页岩、灰黑色粉砂质页岩以及泥灰岩夹层和粉砂岩条带等5种岩性，具体井段岩性特征为：147.7～127.5m为黑色页岩，质纯，基本不染手，页理面见大量黄铁矿晶粒呈星点状分布；127.5～111.6m主体为碳质或含碳质页岩，染手，含钙质，多见黄铁矿结核；111.6～105.7m为黑色泥页岩，微含钙质，不染手，页理面见大量黄铁矿晶粒呈星点状分布；105.7～81.7m为灰黑色页岩，微含钙质和粉砂质，见5cm厚的泥灰岩夹层；81.7～57.2m为黑色泥页岩，微含钙质，质纯而硬，局部见粉砂岩条带(厚3mm)；井深57.2m以上为灰黑色粉砂质页岩，见水平层理，含钙质，质地坚硬。自下而上，岩性总体表现为粉砂质及钙质含量增加、颗粒变粗、颜色变浅的特征，表明沉积水体逐渐变浅。
据该井8个页岩样品(采样间距20m)X射线衍射分析，龙马溪组泥页岩主要矿物含量为石英20.5%～29.8%(平均26.3%)、钾长石及斜长石3.2%～9.7%(平均6.1%)、方解石4.1%～26.9%(平均12.4%)、白云石2.9%～8.6%(平均5.8%)、黄铁矿0.6%～4.2%(平均2.2%)、黏土矿物总量为26.5%～59.5%(平均48.3%)。其中，石英、长石和碳酸盐3种脆性矿物含量合计平均值达到49.6%；黏土矿物主要为伊利石和绿泥石，不含蒙脱石，其中伊利石相对含量为77%～95%(平均84.1%)，绿泥石相对含量为3%～23%(平均15.4%)。从矿物组成看，该泥页岩脆性矿物(石英、长石和碳酸盐)含量超过40%，不含蒙脱石，说明岩石脆性较好；另外，其矿物组成纵向变化大，自下而上总体表现为碳酸盐由高—低—高、硅质由低→高→低以及黏土矿物由低→高的变化趋势，其中碳酸盐和黏土矿物因受古地理和古水深控制而波动幅度更大。岩性和矿物组成变化特征显示，龙马溪组泥页岩储层纵向非均质性较强。
(2)电性特征
通过对全井段岩心伽马扫描，五峰组—龙马溪组自然伽马值一般为150～300API，自下而上由高变低，基线值为180API左右，具体井段表现为：150～300API；井深110m以上自然伽马曲线比较平稳并明显降低，一般为150～210API，平均值在180API左右。与自然伽马特征相似，铀含量同样表现为下高上低特征，150～110m井段一般为(6～18)×10-6，井深110m以上多为(2～10)×10-6。
(3)有机地球化学特征
通过对该井五峰组—龙马溪组153个泥页岩样品(采样间隔1m)的分析，全井段TOC值一般为1.0%～7.3%，平均2.1%，TOC变化趋势与自然伽马响应特征基本对应，即：井段153～110m高伽马段为富有机质泥页岩段，TOC值一般为2%～7.3%，平均4.0%(图4.28a)；井深110m以上为较高伽马段，有机质含量总体较稳定，一般为0.9%～2.1%，平均1.3%(109个样品(图4.28b)其中井段53～40m、25～10m的TOC在2%左右，也属富有机质泥页岩段。从自然伽马和有机碳分析结果看，长芯1井区五峰组—龙马溪组富有机质泥页岩段(TOC＞2%)总厚度为60～70m。
图4.28 长芯1井龙马溪组泥页岩TOC分布
另外，对5个样品进行沥青反射率测试表明，龙马溪组页岩 RO一般为2.81%～3.11%(平均2.95%)，说明该页岩正处于高—过成熟生气阶段。
(4)古生物与沉积特征
因五峰组—龙马溪组普遍含直笔石，故亦称之为笔石泥页岩段，该地层在钻井岩心和露头剖面较易识别。五峰组笔石主要为双列直笔石，偶见叉笔石；而龙马溪组笔石主要为单列直笔石，在其底部个体较小(1～2cm)但数量众多，向上个体逐渐变大，且偶尔见到少量半耙笔石。从笔石分布特征判断，五峰组—龙马溪组下段整体为深水沉积，但龙马溪组早期沉积水体较五峰组浅。
据岩性、沉积构造、古生物、自然伽马和有机质丰度等特征判断，五峰组-龙马溪组下段整体为灰黑—黑色泥页岩，发育水平层理和深水笔石，普遍见黄铁矿晶粒，有机质丰富，总体为深水陆棚沉积，但自下而上沉积水体变浅。
(5)裂缝发育特征
据钻井岩心观察，五峰组-龙马溪组泥页岩页理、裂缝十分发育，全井段普遍发育水平层理缝和高角度构造缝，多处见裂缝集中段，单条裂缝长度最大达1.5～2m、缝宽最大达2cm，多被方解石和黄铁矿充填。从裂缝纵向分布看，底部67.7m井段裂缝更发育，并以层间缝为主。
4.4.1.3 黑色泥页岩储层特征
(1)泥页岩分布特征
富有机质泥页岩的规模分布是泥页岩气实现商业性开发的地质基础，落实黑色泥页岩(即TOC大于1%的灰黑-黑色泥页岩段)的厚度和区域分布是泥页岩气资源调查的基础工作。笔者通过对长芯1井以及5个露头、23口老井资料的分析，结合前人研究成果，对川南龙马溪组下段沉积环境和黑色泥页岩分布进行了初步研究：在龙马溪组沉积早期，川南沉积域受川中古隆起和黔中古隆起围限，整体为深水陆棚环境，呈NF-SW向展布(图4.34)，相对安静，生物繁盛，笔石生产率高，是有机质富集高产区，因水体较深，有利于有机质保存；宜宾—泸州—永川—隆昌一带为深水陆棚沉积中心，黑色泥页岩沉积厚达200～300m；川中古隆起南斜坡较陡，龙马溪组黑色泥页岩表现为超覆沉积，残余厚度0～150m；长芯1井区位于深水陆棚沉积中心南缘，黑色泥页岩厚度在150m以上；在黔中隆起北侧，占斜坡相对较缓，因处于深水陆棚边缘，深水相沉积时间相对较短，黑色泥页岩厚度在50m以下。从沉积环境和黑色泥页岩分布看，深水相泥页岩厚度较大，区域分布稳定，厚度超过100m的区域主要分布在蜀南和滇东北盐津地区，面积达(4～5)×104km2(图4.29)。
图4.29 川南龙马溪组下部沉积相与黑色泥页岩分布
美国泥页岩气开发实践表明，具商业开采价值的泥页岩气层主要为TOC在2%以上、厚度在30m以上的富有机质页岩段。较多学者认为富有机质泥页岩集中段对泥页岩气富集至关重要。这说明，富有机质泥页岩段(即TOC大于2%的层段)既是优质气源岩，也是泥页岩气主力储集层。
目前，对富有机质泥页岩厚度的识别主要通过测井响应与实验分析相结合来实现。长芯1井资料显示，龙马溪组黑色泥页岩因富含有机质一般具有较高自然伽马测井响应。笔者通过对城口、南江2个海相泥页岩露头剖面29个样品的自然伽马和TOC测定，建立了海相泥页岩TOC与自然伽马值(单位为计数率/秒、脉冲/秒)，发现自然伽马值大于150CPS的泥页岩有机质丰度一般在2%以上。另外，Daniel等研究了西加拿大盆地泥盆系泥页岩储层特征并建立TOC与自然伽马值(单位为API)关系图版，也证实自然伽马值大于150API的海相泥页岩有机质丰度一般在2%以上。由此表明，以自然伽马值不小于150CPS或150API作为划分富有机质泥页岩的标准，可以通过复查老井自然伽马测井曲线来确定海相泥页岩主力储集层的厚度及其分布。
对长芯1井和7口老井的龙马溪组高伽马泥页岩段统计发现，主力储集层段均位于该地层段下部，其自然伽马值一般在150CPS或150API以上(其中7口老井资料形成于20世纪60-70年代，因采用不同的伽马值单位，目前伽马值单位难以统一，本文采用时力求尊重原始资料)，厚度为20～135m。高伽马泥页岩段受深水陆棚相控制，在宜宾-泸州-永川-隆昌地区沉积厚度最大，达130～135m，其北侧的东山、东侧的临峰场和南侧的长宁等地区则分别减薄为70m、60m、60～70m(表4.37)。川南地区龙马溪组主力储集层厚度大、分布稳定。
表4.37 川南部分探井龙以溪组泥页岩厚度
(2)泥页岩矿物组成
对2口井、3个露头20个样品开展了X射线衍射分析，测试结果表明：龙马溪组泥页岩主要矿物含量为石英20.5%～47.7%(平均31.8%)、钾长石0～3.2%(平均0.7%)、斜长石2.2%～98%(平均5.1%)、方解石0～37.7%(平均9.8%)、白云石0～25.7%(平均4.7%)、黄铁矿0～4.2%(平均1.5%)、黏土矿物26.5%～59.5%(平均46.2%)。其中硅质含量与美国Barnett页岩(35%～50%)、Antrim页岩(20%～41%)接近，黏土矿物以伊利石、绿泥石为主，不含蒙脱石、高岭石等膨胀性矿物(表4.37)。由此说明，龙马溪组黑色泥页岩硅质、碳酸盐含量高，岩石硬而脆，有利于天然裂缝的形成和人工压裂造缝；另外，5个资料点的分析结果差异大，表明该页岩矿物组成横向变化大，储层非均质性强。
(3)泥页岩孔渗条件
在常规油气勘探中，泥页岩一般作为源岩或盖层，其物性参数往往被忽略。但在页岩气勘探中，孔渗条件是天然气赋存和渗流的主控因素，是泥页岩气地质评价中必须关注的重要参数，龙马溪组泥页岩具有一定孔渗条件，物性好于预期。
A.储集空间类型
泥页岩作为一种特殊类型的油气储集层，具有特低孔渗、储集空间类型多样等特征。在北美地区，地质人员借助于氩离子抛光和高精度扫描电镜技术，观察到美国主要产气泥页岩中存在大量微米纳米级无机孔隙和有机质孔隙，定量计算储层孔隙度。
表4.37 川南龙马溪组泥页岩矿物组成
注：20.5～47.7/31.8(20)表示最小值～最大值/平均值(样品数)
龙马溪组泥页岩岩相与美国主要产气泥页岩类似，热演化程度略高于美国，储层微观特征与美国主力产气泥页岩类似。笔者采集了钻井、露头剖面的龙马溪组富有机质泥页岩样品69个，利用高倍扫描电镜进行观察，识别出5种成因类型的微米-纳米级孔隙及其在镜下出现的样次，即残余原生孔隙(5次)、有机质微孔隙(20次)、黏土矿物层间微孔隙(56次)、不稳定矿物溶蚀孔(18次)和裂缝(16次)。据碎屑岩孔隙类型划分方案，上述5类储集空间可归纳为基质孔隙和裂缝两大类。
基质孔隙：根据碎屑岩孔隙形成机理，泥页岩基质孔隙包括原生孔隙、次生孔隙和裂隙。其中，原生孔隙是骨架颗粒、黏土矿物颗粒之间的原生孔，与致密砂岩、常规砂岩颗粒之间的原生孔隙一致，只是孔隙直径远小于后者。次生孔隙和裂隙是泥页岩中有机质生烃、黏土矿物脱水和不稳定矿物溶蚀作用形成的次生微小孔洞和裂隙。下面重点介绍4种基质孔隙的成因和主要特征。
残余原生孔隙：在砂岩储层中，受脆性矿物颗粒支撑，颗粒间未被充填的原生孔是储集空间的重要贡献者，此类孔隙在地质演化历史中随压实和成岩作用增强而减少。但在泥页岩中，由于石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物以分散状镶嵌于黏土矿物与有机质中，大多不能形成颗粒支撑，因此原生孔隙残余少，主要存在于少量的脆性矿物颗粒或晶粒之间以及脆性矿物颗粒与黏土之间。笔者在长宁地区泥页岩中发现极少量残余原生孔隙，其显微电镜特征表现为：粉砂质颗粒分散于片状黏土之中，颗粒与黏土之间呈面接触，并残余粒间孔隙，直径1～3μm。
有机质微孔隙：北美泥页岩气储层研究表明，在高-过成熟阶段，干酪根向油气的热降解可产生富含碳的残余物及次生微孔、微裂隙，有机质内孔隙呈蜂窝状结构，进而提高岩石的基质孔隙度。应用低成熟富有机质的Barnett页岩样品(RO为0.55%，TOC为6.41%)进行热模拟，当热成熟度由0.55%增高到1.4%时，岩样因有机质分解可产生4.3%的体积孔隙度。笔者通过扫描电镜观察证实，有机质在龙马溪组泥页岩内主要呈分散状分布，局部呈条带状，其内部普遍发育上述成因的蜂窝状微孔，在69个页岩样品中出现20样次，直径一般为0.1～1μm。另外，董大忠、邹才能等通过氲离子抛光及高倍电镜观察，在四川盆地筇竹寺组和龙马溪组2套海相泥页岩中也发现大量线状或串珠状、圆形或椭圆形、复杂网状等多种形态有机质纳米级孔隙，这些孔隙主要分布于有机质间和有机质内，直径为5～750nm，平均100nm，面孔率4.1%～24.7%。由此看来，有机质孔隙是泥页岩储集空间的一大特色和重要组成部分。
黏土矿物层间微孔隙：随着地层埋深增加、地温增高和地层水逐渐变为碱性，黏土矿物发生脱水转化而析出大量层间水，在层间形成微裂隙。黏土矿物转化形式主要包括蒙脱石向伊利石、伊利石-蒙脱石混层转化，伊利石-蒙脱石混层向伊利石转化，高岭石向绿泥石转化等。通过高倍显微电镜观察，在56个样品中发现丝缕状、卷曲片状伊利石间发育大量微裂隙，缝宽一般50～300nm，最大可超过1μm，连通性较好。据长芯1井岩矿分析资料，龙马溪组黏土矿物平均含量48.3%，其中伊利石相对含量超过80%，为层间微孔隙的形成和发育提供了良好条件。
不稳定矿物溶蚀孔：随着地层埋深增加和成岩后生作用的增强，当成岩流体的化学性质与岩石中各组分不能达到一种化学平衡时，常常发生不稳定矿物的溶蚀作用，其中长石颗粒是极为常见的被溶蚀组分，方解石也常发生溶蚀而形成溶蚀孔。上述不稳定矿物溶蚀微孔隙在部分露头(如石柱、秀山等)样品中多见，发现样次达14次，电镜显示溶蚀孔隙直径可达2～10μm，在井下样品中较少见到此类孔隙，偶尔可见孤立的粒内溶孔(发现样次仅4次)。
总体上看，有机质微孔隙和黏土矿物层间微孔隙是泥页岩基质孔隙的主要贡献者，这是泥页岩储层与砂岩储层的显著区别。
裂缝：裂缝是泥页岩地层中常见的一种储集空间类型，也是渗流通道，是泥页岩气从基质孔隙流入井筒的必要途径。裂缝的形成主要与岩石脆性、有机质生烃、地层孔隙压力、差异水平压力、断裂和褶皱等因素相关。其中，石英、长石、碳酸盐等脆性矿物含量高并具较高脆度，是泥页岩裂缝形成的内因，其他因素则是裂缝发育的外因。据长芯1井资料，龙马溪组泥页岩普遍发育层间缝和斜交缝，并以其中下部最为发育。
B.孔缝发育带测井响应特征
与常规油气层相似，泥页岩孔缝发育带也具有可识别的测井响应特征。笔者对钻穿龙马溪组的7口井常规测井曲线进行了分析，发现阳深2、五科1、临7等3口井7个泥页岩段存在高声波、低电阻响应特征，说明该区龙马溪组泥页岩可能存在裂缝发育带(或异常高压带)。下面以阳深2井为例，分析龙马溪组泥页岩测井响应特征。
声波时差：阳深2井位于川南龙马溪组沉积中心，井段2680～3552m为下志留统石牛栏组—龙马溪组泥页岩。井段2680～3058m为石牛栏组，声波时差一般为201～271μs/m，其深度变化趋势总体符合指数递减曲线即泥页岩正常压实曲线；井段3058～3552m为龙马溪组笔石页岩段(厚494m)，声波时差一般为201～293μs/m，平均243μs/m，随深度呈缓慢增加趋势。与石牛栏组相比，龙马溪组声波时差明显高于正常趋势线，其中3100～3150m、3300～3420m和3450～3520m井段为3个声波时差异常带，异常比达1.3～2.0，且向下部增大。声波时差异常表明，龙马溪组黑色泥页岩段存在裂缝发育带(或异常高压带)，尤其下部裂缝更发育。
深浅电阻率：在上述声波时差异常段，深浅电阻率测井响应表现为低阻、低侵现象。例如：在阳深2井 3100～3200m井段，地层电阻率为8～12Ω·m，深电阻率(RLLD)明显大于浅电阻率(RLLS)，两者比值为1.14，表明该段泥页岩存在泥浆渗入，具有一定的储渗条件。而3060～3100m井段出现高阻特征，其电阻率为10～23Ω·m，深浅电阻率曲线基本重合，表明该段泥页岩孔缝不发育、泥浆侵入不明显。
(4)钻井油气显示
在油气勘探开发中，钻井油气显示不仅是确定目的层含气性的直接证据，也是研究储层是否具有孔渗条件的重要依据。
在川南钻穿志留系的一些区域探井中，普遍见到龙马溪组黑色泥页岩段出现气测异常、气浸、井涌或井喷，为确保正常钻进，一般通过加大泥浆密度以维持平衡和正常钻进。据统计，在高泥浆密度条件下，川南龙马溪组共发现15口井32个层段见气显示，其中阳63、隆32等4口井测试获气流，这里列举了5口井的钻井油气显示和泥浆密度变化情况，其泥浆密度一般为1.2～2.0g/cm3，最高达2.3g/cm3(表4.39)，据此推测地层压力系数为1.2～2.3。例如：位于九奎山构造的阳63井，钻井泥浆密度高达2.2～2.3g/cm3，在钻至3505～3518.5m富有机质泥页岩段，发生井喷，喷高25m，完井酸化测试获天然气3500m3/d。
上述钻井油气显示说明，龙马溪组泥页岩段裂缝发育，并存在异常高压，孔渗条件较好，含气丰富。这与声波、深浅电阻率测井异常响应形成相互印证。
表4.39 川南龙马溪组泥页岩钻井油气显示及泥浆密度
4.4.1.4 物性特征
采用氦气法实验分析技术和斯仑贝谢致密性储层测井解释方法分别对长芯1井、五科1井、阳63井和阳深2井进行了物性测试(其中长芯1井和五科1井的实验测试分别由成都理工大学和西南油气田研究院完成)，4口井测试结果表明：下志留统龙马溪组泥页岩孔隙度一般为1.0%～7.2%，平均值为2.9%～5.5%，与美国主要产气泥页岩物性相近(表4.40)。
表4.40 川南龙马溪组泥页岩与美国主要产气页岩孔隙度对比
具有以下显著特征：
(1)处于有利相带，富有机质泥页岩集中段规模分布。黑色泥页岩形成于龙马溪组沉积早期深水陆棚相区，沉积中心黑色泥页岩厚度一般为100～300m，富有机质页岩段集中分布于龙马溪组下部，具有高伽马测井响应，厚度一般为20～135m，分布面积达(4～5)×104km2。
(2)矿物学和力学性质适中。黑色泥页岩段石英、长石、碳酸盐3种高脆性矿物含量超过40%，黏土矿物以伊利石为主，不含蒙脱石，具有较高弹性模量和较低泊松比，质地硬而脆，易于形成天然裂缝和人工诱导裂缝，适宜酸化压裂。
(3)孔隙类型丰富多样。黑色泥页岩发育残余原生孔隙、有机质孔隙、黏土矿物层间微孔隙、不稳定矿物溶蚀孔等4种基质孔隙以及大量天然裂缝，其中有机质微孔隙和黏土矿物层间微孔隙是页岩储集空间的主要贡献者，位于龙马溪组下部的富有机质泥页岩段裂缝更发育。
(4)普遍存在异常高压，物性相对较好。在深水陆棚沉积区，黑色泥页岩厚度一般超过100m，发育异常高压气层，预测地层压力系数1.2～2.3，孔隙度平均值保持在2.9%～5.5%，物性好于预期。
