川南地区龙马溪组页岩气富集高产主控因素分析

2022-10-09蒲泊伶董大忠管全中张素荣杨金花

石油物探 2022年5期

蒲泊伶,董大忠,管全中,蒋珊,郭雯,张素荣,杨金花

(1.西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西西安 710065;3.中国石油勘探开发研究院,北京 100083;4.成都理工大学能源学院,四川成都 610059;5.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安 710200)

川南地区是我国海相页岩气重点开发区之一,该区的第一口页岩气井威201井在龙马溪组页岩中获得工业气流,随即区内建立了多个页岩气开发示范区。2009年在威远地区钻探的威201井发现了威远古隆起斜坡型页岩气田,2011年在长宁地区钻探的宁201井发现了长宁背斜型页岩气田,2012年在昭通地区钻探的YS108井发现了昭通复杂向斜型页岩气田,2010年在富顺—永川地区钻探的阳201-H2井发现了泸州高陡背斜-宽缓向斜-断裂复合型深层页岩气田。至2021年底,川南地区发现威远、威荣、永川、泸州、渝西、长宁、昭通等页岩气田(区),探明页岩气地质储量约为2.0×1012m3,页岩气井超1000口,年产页岩气约为150×108m3。目前页岩气规模生产主要集中在海相页岩中,随着勘探程度不断深入,已形成的基础理论与技术方法已不能满足生产需求,页岩气富集高产理论有待进一步深化。

在实际勘探开发中发现,页岩气井产量差异大,表现出极强的非均质性。多位学者从页岩储层[1-3]、岩石相及沉积相[4-5]、构造保存[6-7]、综合地质分析[8-10]等方面对海相页岩气富集特征进行了研究,认识了龙马溪组页岩气差异富集的特点[11]。为进一步查明不同区块单井产量差异的地质原因,明确研究区龙马溪组页岩气有利目标靶位,降低勘探开发风险,有必要持续深入研究页岩气富集高产主控因素,揭示页岩气富集高产机理,为四川盆地海相乃至我国未来页岩气勘探与开发提供理论基础。因此,本文在前人研究的基础上,以川南地区页岩气勘探开发实际资料为重点,通过典型页岩气井解剖,对川南地区页岩气富集高产主控因素进行了深入研究,系统总结了龙马溪组页岩气的富集规律及高产条件,明确界定了富集高产区必须具备的地质条件,研究成果丰富了海相页岩气富集高产地质认识,为下一步勘探明确靶区,为进一步实现“地质+工程一体化”提供了理论依据,具有重要的指导意义。

1 地质背景

研究区位于华蓥山褶皱带的川南低陡褶皱区及川西南低缓构造区(图1a),面积约为2.2×104km2。四川盆地自震旦纪以来经历了多期构造运动,导致志留系地层遭受不同程度的剥蚀[7]。下志留统龙马溪组沉积时期是中国南方挤压最强烈的时期,强烈的构造挤压作用影响了龙马溪组页岩的沉积及厚度分布[12]。威远地区由于缺少下志留统石牛栏组及志留系中上统沉积,龙马溪组上覆地层直接与下二叠统梁山组呈不整合接触,下伏地层与上奥陶统五峰组呈整合接触,龙马溪组上部龙二段以发育大段的浅水陆棚相灰绿色-绿灰色泥岩为特征,龙一段发育半深水-深水陆棚相暗色页岩,龙一段底部为20～40m黑色页岩、硅质页岩地层;而长宁地区龙马溪组上覆地层与石牛栏组呈整合接触,下伏地层为上奥陶统五峰组,与其呈整合接触,龙二段以半深水陆棚相深灰色-灰黑色粉砂质页岩为主,龙一段发育30～50m深水陆棚相黑色页岩、碳质页岩地层(图1b)。

图1 研究区位置(a)及地层简表(b)

2 龙马溪组页岩气富集主控因素分析

2.1 沉积控气

2.1.1 沉积控制气源条件

研究区龙马溪组页岩分布面积广、厚度大、埋深适中(图2)。地层埋深整体上由东南向西北增加[13]。优质页岩(TOC>3.0%)连续厚度大于30m,主要为龙一段深水陆棚相沉积(图3)。勘探结果表明,优质页岩厚度大且分布稳定是形成页岩气富集区的基本条件,高产井均位于优质页岩连续厚度为30～50m的地区。具有一定规模分布的优质页岩能够保证充足的生烃物质基础,可以为页岩气的富集提供充足气源,且有利于页岩气的滞留及保存,同时可以造成地层内部气体的排出不畅形成地层超压,超压一般形成于优质页岩厚度超过30m的地层中。稳定分布的厚层页岩也是实现压裂改造的必要条件。

图2 川南地区龙马溪组页岩总厚度(a)及优质页岩厚度(b)

图3 川南威远地区(a)和长宁地区(b)龙马溪组优质页岩段连井对比结果

沉积条件除影响页岩的规模外,还控制优质页岩的生气能力。首先,有机质含量是影响页岩生烃量的重要因素,同时有机物质也是页岩气吸附的主要载体,且有机质孔是页岩气储集的重要场所,有机质含量的高低直接影响了页岩的含气量大小。沉积相控制了有机质的分布,深水陆棚相页岩主要分布在龙一段,相较浅水陆棚沉积具有更高的有机质含量,TOC基本大于3.0%(图4),且具有更高的含气量,基本大于2m3/t(图4),页岩含气量与有机质含量呈正比(图5a)。

图4 威201井(a)和宁203井(b)龙马溪组综合柱状图

图5 研究区龙马溪组页岩含气量与TOC(a)及脆性矿物/粘土矿物(b)的关系

川南地区在龙马溪组沉积时期整体处于陆棚沉积环境,其沉积有机质类型主要为腐泥型(Ⅰ型)。该类有机质主要来源于陆棚沉积环境下的藻类、低等水生浮游物或其它被沉积岩中的细菌或微生物完全分解的物质,腐泥质含量为68.7%～75.8%,其含氢量高,含氧量低,易于产烃,且热演化程度适中,Ro为1.8%～3.0%,处于热成因气大量生成的生气窗阶段,尚未达到有机质炭化(Ro>3.5%)的程度,而有机质炭化会导致页岩的生烃潜力、储层物性和含气性变差[14],吸附气能力降低[14-15]。因此,龙马溪组优质页岩层段有机质含量高、有机质类型好、热演化程度适中,有利于页岩气的生成和产出。

2.1.2 沉积控制储集条件

页岩中孔缝的发育程度直接影响了页岩的储气性能,龙马溪组页岩孔隙的发育程度也受到沉积条件的影响。龙马溪组页岩具有成熟度较高、成岩作用较强的特点,页岩中无机矿物形成的孔隙如粒间孔发育相对较少(图6a)。岩心观察及场发射扫描电镜统计分析可知,优质页岩层段以粘土矿物层间孔、有机质孔和微裂缝丰富为特征,构成了该页岩储层的主要储集空间。

由镜下观察及统计分析可知,龙马溪组页岩中的有机质孔(图6b)主要集中发育在TOC>2.0%的层段,尤其在TOC>3.0%的层段最为丰富,即龙一段深水陆棚相优质页岩层段;在TOC<2.0%的层段,有机质孔数量明显减少,仅有零星分布;而在TOC<0.5%的页岩中未观测到有机质孔。有机质孔的形成与有机质生烃过程中气体体积膨胀作用有关[16-17]。有研究发现,Ro为1.5%～1.6%时,有机质孔最为发育[18]。过高的成熟度导致有机质本身结构更加脆弱,抗压实性变差[19],有机质孔隙反而减少[19-20]。研究区优质页岩有机质含量及热演化程度均适中,有机质孔丰富,为页岩气主力储集空间。

优质页岩层段的粘土矿物孔(图6c)也十分丰富,为页岩储层主要储集空间之一。粘土矿物中孔隙形成是由于沉积时粘土矿物颗粒间产生静电作用,使得粘土矿物通过静电聚集形成多孔絮凝结构[21-22],这种“絮凝体”结构十分稳定[23],可以在成岩过程中较好地保存下来[24]。此外,由于粘土矿物与有机质相互吸附,一部分有机质被粘土矿物吸附,在粘土矿物的多孔絮状体内聚集,形成“粘土矿物+有机质”集合体[25-26],这种集合体有时会充填在黄铁矿的晶体周围,其中发育一定的孔隙空间[27](图6d)。需要注意的是,粘土矿物具有塑性很强的力学特征,在成岩作用过程中,容易发生柔性变形(图6e),充填到矿物颗粒间,降低储层物性。扫描电镜观察发现,龙一段深水陆棚相页岩中的粘土矿物层间孔较其它层段更为发育,这是因为龙一段深水陆棚相优质页岩比其它层段具有更高的脆性矿物指数(图4b),脆性矿物含量大于50%,脆性矿物如石英、长石等具有较强的韧性,可以起到一定的支撑作用,且脆性矿物在压实成岩过程及构造活动影响下,易发生断裂,形成微裂缝(图6f),增加页岩的储集性能。

此外,龙马溪组页岩具有高成岩作用、高成熟的特点,在高成岩阶段,蒙脱石在向伊/蒙混层或伊利石转化的过程中会产生大量的粒内孔[28],蒙脱石相比伊利石具有更大的比表面和更多的微孔隙空间[29]。通常情况下,高岭石相对含量的变化与孔隙演化趋势一致,伊利石、绿泥石相对含量的变化与孔隙演化趋势相反[30]。龙一段深水陆棚相页岩中的伊利石和绿泥石含量较低,其粘土矿物孔隙更为发育。龙马溪组中、上部龙二段绿泥石含量较大,尽管孔隙不如龙一段发育,但因普遍含有绿蒙混层而存在孔隙保护作用[31],粘土矿物中绿泥石和绿蒙混层组合形成的包膜或孔隙充填于绿泥石中,对孔隙起到显著保护[32]。

裂缝系统也是龙马溪组页岩重要储集空间之一,以构造缝和页理缝为主。川南地区自古生界以来强烈且频繁的构造活动使得龙马溪组页岩裂缝较为发育(图6g)。岩心观察统计发现,深水陆棚相页岩中构造裂缝十分丰富,且页理缝也十分发育(图6h),而在深水陆棚相富有机质页岩中裂缝最为发育,有机质含量越低的地层裂缝越不发育,这与深水陆棚相沉积中生物成因(图6i)脆性矿物的输入造成页岩具有较高的脆性有关。页岩脆性越高,在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝,形成树枝-网状结构缝,有利于页岩气开采[33]。而粘土矿物含量高的页岩塑性强,易吸收能量,以形成平面裂缝为主,不利于页岩体积改造[33]。通常,页岩含气量与脆性矿物相对含量呈正比(图5b)。

图6 研究区龙马溪组页岩场发射扫描电镜及岩心照片a 宁201井2491.38m,粒间孔极少,可见有机质孔; b 宁201井2503.14m,有机质孔; c 片状伊利石花状排列形成层间孔; d “粘土矿物絮凝体+有机质”集合体充填在黄铁矿颗粒周围; e 片状粘土矿物压实变形; f 石英颗粒发生断裂产生微裂缝; g 高角度构造裂缝,方解石充填; h 宁201井2515.79～2515.92m,层间页理缝; i 含生物粉砂质钙质泥岩中腕足化石

2.1.3 沉积控制保存条件

页岩及其上、下地层的岩性和物性是确定“甜点”的关键因素,而这些因素往往受沉积环境的制约。封闭性良好的顶、底板或隔层的页岩气层段一般具有较高的含气性和较高的产能,这取决于两方面:一是具有封闭性良好顶、底板的页岩层段将构成很好的页岩气封存单元,同时可以保持地层超压,形成“超压封存箱”,利于页岩气富集;二是从人工压裂工艺的角度来说,若不具封闭性良好的顶、底板或隔层,会导致页岩层段压裂能量的损失,压裂效果降低,产能降低[34]。

研究区内,龙马溪组页岩普遍整合于上奥陶统五峰组观音桥段介壳灰岩之上(图7),介壳灰岩的厚度为几十厘米到几米,下伏地层为五峰组富有机质页岩,可以作为龙马溪组页岩的有效底板。也有学者认为五峰组—龙马溪组下伏地层的临湘组和宝塔组含泥瘤状灰岩、灰岩,岩性致密,基质孔隙度、渗透率低,裂缝不发育,且与页岩气层无沉积间断,可以作为五峰组—龙马溪组页岩气封堵性好的底板[7]。威远地区龙马溪组上覆地层与下二叠统梁山组黑灰色泥质灰岩呈不整合接触,且龙马溪组页岩上段发育大段的浅水陆棚相灰绿色-绿灰色泥岩(图7a)。这套灰绿色泥岩,有机质含量极低(小于0.5%),泥质含量极高,岩性十分致密,可作为下伏优质页岩层段的良好顶板。长宁地区龙马溪组上覆地层与石牛栏组整合接触(图7b),石牛栏组灰质泥岩是龙马溪组页岩的有效顶板。也有学者认为中下三叠统的膏岩层的发育是川南地区龙马溪组页岩气得以成藏和保存的有效盖层,如长宁地区保存了部分三叠系膏盐岩,使得宁201井龙马溪组页岩气藏压力系数达到2.0[8]。

图7 威远地区(a)和长宁地区(b)龙马溪组页岩顶、底板模式

2.2 超压控产

地层超压是评价页岩气富集区的重要参数,直接指导勘探方向和选区。目前认为,欠压实作用、构造挤压作用、断层作用、烃类生成和烃类热裂解、蒙脱石向伊利石转化、水热增压作用等是造成泥页岩层系异常高压的主要因素[35]。对于研究区龙马溪组优质页岩来说,超压形成机制可以概括为以下几个方面:①优质页岩连续沉积厚度大于30m的区域,流体和烃类排出不畅引起地层超压;②页岩具有一定的埋深并远离剥蚀区,上覆地层压力及快速压实形成超压;③构造挤压作用使得页岩在侧向上受到挤压,孔隙体积减小,由于流体无法排出而形成异常高压;④优质页岩中曾经历过有机质大量生烃,导致流体体积增大,流体排出不畅必然导致压力增大;⑤与流体热膨胀有关,一般地层中的孔隙流体以地层水为主,而龙马溪组页岩以生气为主,且流体随埋深增加温度不断升高而发生热膨胀。当孔隙体积不变时,温度提高必然导致孔隙压力增大,形成异常高压;⑥在成岩作用过程中,粘土矿物会发生脱水作用(如蒙脱石脱水),增加储层孔隙流体的数量。当其被限制在封闭体系内,孔隙压力必然升高而形成异常高压。成岩作用过程中发生机械压实的同时,还发生一系列化学成岩作用,包括各种矿物的溶解、沉淀、胶结作用。溶解作用往往增大孔隙体积从而会降低地层的孔隙流体压力。沉淀和胶结作用将会使岩石物性变差,流体流动受阻,有利于超压的形成[36]。

地层压力越大,页岩表面的吸附能力就越大,吸附气含量也就越高。同时游离气含量也会随着压力的增加而增加,两者基本呈线性关系。页岩含气量与地层压力表现出明显的正相关关系(图8a)。一方面页岩含气量越高,气体体积增大导致页岩产生较高压力,另一方面超压也反映了较好的保存条件,说明页岩气排出不畅,能够大量滞留在页岩地层中,而且较高的地层压力可以对页岩中的孔隙起到一定的保护作用,承担了部分上覆地层的地层压力,减弱了地层压实带来的孔隙减少。

川南地区属盆地稳定区,除构造顶部等局部区域外,地层普遍具有超压,压力系数为0.90～2.10。高产井均处于地层超压(压力系数大于1.20)的地区,产气量随地层压力系数增加而增高(图8b)。研究发现,页岩出露区、浅埋藏区、改造程度强的地区很难形成异常高压,距离剥蚀区越远地层压力越高。从威远构造高部位向东南方向的低部位,地层压力系数由1.00增加到2.30以上,长宁构造远离露头区往向斜核部、深部斜坡区方向,压力系数由0.90增加到2.03。我们根据地层压力及构造特征将研究区划分为稳定区、过渡区及改造区3种类型(图9)。稳定区呈相对继承性沉降,改造弱,大断裂不发育,远离剥蚀区,埋深适中,其地层压力和含气量较高,页岩气产量高;过渡区曾经历一定程度的抬升,但地层尚未遭到剥蚀,有一定程度的改造,断裂相对发育,埋藏深度相对较浅,地层压力通常为常压,具有一定的含气量,其含气性比稳定区含气性差;改造区地层抬升剥蚀严重,褶皱、断裂作用强,不易形成超压,其含气性大多低于高压区含气性。