薛 丹

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

黔北-湘西牛蹄塘组页岩储层特征分析

薛 丹

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

黔北-湘西下寒武统牛蹄塘组页岩分布广泛，页岩气具有较好的勘探前景。本次研究以野外露头、钻井取心等资料为基础，结合显微薄片分析资料，从平面、层内和微观3个方面，对页岩的厚度、有机碳含量、成熟度、矿物组分、孔隙与裂缝进行对比研究，并根据研究结果作出相应的分析。研究表明，黔北-湘西牛蹄塘组页岩沉积厚度在50～350 m，有机碳含量高，有机质成熟度达到过成熟干气阶段；页岩矿物成分中石英含量高，储层脆性强，易产生天然裂缝和诱导裂缝，储存空间丰富，有利于油气的渗流，为该区的页岩气富集提供了储集空间。

非均质性 牛蹄塘组 页岩储层 下寒武统

我国页岩气地质资源潜力为134×1012m3，其中可采资源潜力在25×1012m3，资源丰富、勘探潜力大[1]。随着页岩气资源开发的持续推进，页岩气储层特征研究的重要性不断凸显，已成为提高页岩气采收率研究的关键。针对页岩气资源潜力、成藏条件、矿物成分特征、主控因素等方面[2-4]，前人进行了大量研究，并取得了一系列重要研究成果，但对下寒武统牛蹄塘组页岩储层特征的系统性分析相对薄弱[5-6]。

本次研究针对黔北-湘西地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层，在区域页岩气形成背景和条件研究基础上，从页岩的厚度、有机碳含量、成熟度、矿物组分、孔渗情况等方面，对储层特征进行对比分析，评价页岩气区，预测页岩气资源分布和潜力。

1 区域地质概况

上扬子地区寒武系地层分布广泛，经历了克拉通和前陆盆地两个构造演化阶段，寒武纪时期受到北、西两侧板块拉张以及东南侧与华夏之间的板内拉张、海平面变化和古地形控制，上扬子克拉通区接受稳定陆表海沉积，在晚寒武世逐渐形成比较稳定的碳酸盐岩台地沉积[7]；晚三叠世以来多期次构造运动的叠加和改造，又使上扬子地区的总体地貌呈现为被周缘山系所围限的四川“菱形”盆地。黔北、湘西地区范围在雪峰山隆起以西、龙门山断裂以东地带，其寒武系地层自下而上可划分为牛蹄塘组、明心寺组、金顶山组、清虚洞组、高台组和娄山关群，其中牛蹄塘组是下寒武统页岩储层最发育的组，与川中-川西南地区的筇竹寺组中下部地层、川东北地区的筇竹寺组相当[3]。

早寒武世初期是全球海平面快速上升期，物源方向来自西部的康滇古陆和泸定古陆[8]，牛蹄塘时期随着海平面的上升，在上扬子地区造成缺氧环境，研究区内牛蹄塘组整体上以碎屑岩陆棚沉积为主，盆地东部和南部发育水体相对较深的深水陆棚，中部则为水体相对较浅的浅水陆棚[9-12]，整体来说空间分布比较稳定，是比较有利的一类页岩气储层(图1)。

图1 黔北-湘西地区早寒武世早期沉积环境特征

图2 资5井—永和牛蹄塘组地层对比剖面

上扬子早寒武世页岩储层以黑色炭质泥页岩为主，夹粉砂岩、粉砂质页岩，沉积厚度变化不一，一般分布在50～350 m之间。根据钻井及野外剖面资料统计，西北部的资5井-资1井-威基井3口井牛蹄塘组地层主要发育黑色泥岩、灰色粉砂质泥岩夹粉砂岩，地层沉积厚度在263～406 m，页岩的厚度约在165～212 m，虽然厚度较大，但泥页岩中砂质含量相对较高；而东南部的松林—永和露头剖面牛蹄塘组地层以黑色炭质页岩、泥岩为主，局部夹灰色粉砂质泥岩，地层沉积厚度均在100 m之下，泥页岩中砂质含量相对较低。

整体上，研究区内牛蹄塘组地层厚度自西北向东南呈现出由厚变薄的趋势，基本上与沉积相带展布一致，进一步表明沉积环境影响着页岩地层的区域分布和发育(图2)。

研究区地层沉积厚度及页岩厚度横向变化明显，这表明储层层间非均质性特征明显，差异大，富含有机质的页岩厚度越大，页岩气的资源量越大，越具有开采价值。

2 有机地化指标分布

有机碳含量是页岩储层生烃能力评价的一个重要指标，是目前评价有机质丰度进而划分气源岩级别的主要依据[13]。通过对岩石样品进行TOC含量统计，研究区内岩样TOC一般较高，总体分布在0.21%～15.39%，含量大于2.0%的占62%，单项指标评价为好气源岩。

图3 黔北-湘西地区牛蹄塘组有机碳含量平面分布

研究区牛蹄塘组黑色页岩的有机质类型主要为Ⅰ型，少量为Ⅱ型[14]，在区域上，TOC展布特征直接受到了沉积环境的影响，且TOC的高值区一般反映为沉积中心。从平面分布图上来看(图3)，研究区内的永和-遵义-石阡一带与咸丰-茨岩塘-白果坪一带TOC值较高，普遍大于3.0%，多形成于深水陆棚环境，为优质页岩储层段。资阳-自贡-重庆一带TOC值中等，普遍在1.5%～2.0%，形成于浅水陆棚环境，为中等页岩储层段。

另外，参考气源岩层成熟度划分标准，对研究区样品进行镜质体反射率(Ro)的鉴定，样品多为黑色泥页岩，Ro普遍偏高，多分布在3.1%～3.8%之间，已达到过成熟干气阶段，但由于高演化程度的气源岩有机质镜质体反射率影响因素较多，如原始沉积物在压实和成岩过程中异常压力的产生或存在，以及富氢镜质组对Ro值可能会产生抑制作用等，导致Ro值的不准确，因此，单独应用Ro值评价有机质成熟度应慎重，需要结合多种参数综合评价有机质成熟度[15]。对样品中的Ro与埋深关系进行拟合分析(图4)，发现随着埋藏深度的增加，有机质成熟度呈现增加趋势，反映出有机质地化指标层内非均质性明显的特征。

图4Ro与埋深的关系拟合曲线

3 微观非均质性

页岩储层微观非均质性的研究对页岩气的开采十分重要，脆性矿物含量高、孔隙-裂缝发育好的页岩，孔隙性好，储层物性好，勘探开发潜力大[16]。

3.1 矿物组分

黔北-湘西地区牛蹄塘组矿物组分种类多，以石英、长石、粘土矿物为主，脆性矿物体积分数较高，少量自生非粘土矿物。据野外露头观察和采样统计矿物成分，定量分析结果表明(表1)，脆性矿物组分含量在54%～79.5%，平均63.1%，其中，石英含量最大，长石以钾长石、斜长石为主。

从矿物组分与深度分布关系来看，不同深度的脆性矿物含量差异明显，石英含量较高，脆性强，矿物非均质性强，在外力作用下更容易产生天然裂缝和诱导裂缝，有利于油气的渗流，为该区的页岩气富集提供了储集空间。

表1 矿物组分定量分析数据

3.2 孔隙与裂缝

页岩气主要是以吸附气和游离气两种形式存于泥页岩储层中，其中吸附气主要吸附在有机质和黏土矿物表面，而游离气主要充填于孔隙与微裂缝中，影响游离气量大小的主要因素就是页岩基质孔隙的大小和微裂缝的发育程度。

研究区牛蹄塘组黑色页岩结构致密，脆性强，节理和微裂缝发育，这就直接影响了储层的渗透性及储层的连通程度。据部分样品资料统计(表2)，松林剖面顶部发育有X节理，页岩储层孔隙度为0.71%～1.05%，渗透率(0.09～0.21)×10-3μm2；白果坪剖面发育有X节理，页岩储层孔隙度为1.45%～1.77%，渗透率(0.2～0.22)×10-3μm2。样品统计发现，孔隙度和渗透率呈一定的正相关关系，随着孔隙度的增大，渗透率也是增大的趋势，且随着裂缝的发育其渗透率快速增加。

表2 牛蹄塘组黑颜岩的孔渗数据

据镜下观察可以看出(图5)，矿物颗粒以石英为主，长石和岩屑含量少(图5a)，可见片状粘土矿物，云母碎片呈鳞片状结构，可见清晰的顺层微裂缝(图5b)，多种碎屑矿物与富有机质粘土矿物构成平行纹层，次生溶蚀孔隙发育呈蜂巢状分布(图5c)。微裂缝在三维空间多成网络状分布，受地层中流体及地应力作用影响较大，各地区形态差异较大，一部分呈原始开启状态存在，大部分微裂缝被方解石或沥青质等矿物充填，反映了有过油气运移或油气聚集的迹象。

综合分析认为，影响页岩储层孔渗性好坏的因素有很多，包括沉积环境、沉积相、热演化条件、成岩作用、有机碳含量、矿物组成等。矿物组成主要指石英含量、黏土矿物含量、碳酸盐含量等，其中，石英含量与孔隙度呈一定的正相关关系(图6)，而黏土矿物含量与孔隙度之间关系相对较小[17]。随着地层的抬升，埋深的不断减少，页岩上覆地层压力减少，致使页岩储层破裂，导致同一套地层，在不同的地理位置，其孔渗性差异也较大。

图5 黔北-湘西地区牛蹄塘组页岩储集空间

图5 黔北-湘西地区牛蹄塘组页岩储集空间

图6 页岩石英含量与孔隙度关系

4 结论

(1)在盆地物源与古地理环境等因素的共同影响下，黔北-湘西地区牛蹄塘组页岩储层沉积厚度差异明显，非均质性较强。岩性以黑色含炭质页岩为主，夹粉砂岩、粉砂质页岩，沉积厚度在50～350 m，有机碳含量高，有机质成熟度大于3%，达到过成熟干气阶段，具有较高的生烃潜力。

(2)研究区牛蹄塘组页岩结构致密，矿物成分中石英含量高，储层脆性强，在外力作用下更容易产生天然裂缝和诱导裂缝，储集空间也多以微孔隙与微裂缝为主，有利于油气的渗流，为该区的页岩气富集提供了储集空间。

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StudyonshalereservoirheterogeneityofNiutitangFormationinQianbei-Xiangxiarea

XUE Dan

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

Shale of lower Cambrian Niutitang Formation in Qianbei-Xiangxi area is widely distributed. So shale gas has better exploration prospects. Based on the data of outcrop, well logging and coring, combined with analysis data of microsection, from three aspects of plane heterogeneity, inlayer heterogeneity and micro heterogeneity, the comparative studies were carried out on thickness of shale, organic matter content, maturity, mineral composition, porosity and fracture. The study results showed that thickness of shale with higher organic matter content is from 50 m to 350 m, and the organic matter maturity reaches the stage of overmature dry gas. A higher content of brittle quartz in shale mineral composition easily causes the natural and induced fractures, which are beneficial for the flow of oil and gas. As a result, this can provide reservoir spaces for shale gas accumulation.

heterogeneity; Niutitang Formation; shale reservoirs; lower Cambrian

TE122

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.04.003

2017-02-28；改回日期2017-05-27。

薛丹(1989—)，女，硕士,助理工程师，现主要从事开发地质研究工作。E-mail：xued_1.jsyt@sinopec.com。

湖北省自然科学基金项目(2011CDB005)。

(编辑 杨芝文)