龙马溪页岩（精选6篇）
龙马溪页岩 篇1
经过多年的勘探与研究,四川南部志留统龙马溪组泥页岩是重要的生、储页岩气源的场所[1,2,3]。国内外有机质页岩勘探开发的认识表明,泥页岩经人工压裂改造可形成网状裂缝系统,从而泥页岩在很大程度上成为页岩气的有效储集层。因此裂缝的发育水平决定页岩气的开采效益同时决定页岩气的品质和数量。富有机质页岩中天然气主要来自于原油的裂解,同时有机质在生烃演化过程中改善了页岩的储集物性[4,5]。因此研究天然裂缝的发育对龙马溪组页岩储气量具有一定的影响。
目前众多学者在页岩裂缝成因、裂缝分布规律及成藏条件页岩裂缝发育特征及裂缝发育主控因素等方面已进行了大量的研究并取得了重大突破[6,7];但是对微裂缝可含气体体积空间计算的研究方面仍存在不足。以重庆市涪陵地区JY1井和YC4井为例,通过X射线衍射仪、扫描电子显微镜和原子力显微镜分析裂缝的发育,研究裂缝发育对储气量的影响,同时分析两口井现场解析气量和微裂缝占空比之间的关系,进而探究JY1井和YC4井储气量存在差异的原因。
1 四川志留统龙马溪页岩储层特征
四川地区志留统页岩气储层多为黑色、富含有机碳的页岩,厚度较大,主要集中在其下部———龙马溪组。经研究发现,龙马溪组主要分布在川东南、川东北、鄂西渝东、中扬子区受局部地质背景的控制,具有一定的沉积分异性[8]。
1.1 页岩脆性矿物成分分析
页岩裂缝发育主控因素除地质构造影响以外,还与脆性岩石的含量有直接关系[9]。当页岩膨胀性黏土矿物含量较少,硅质、碳酸盐岩和长石等矿物较多时,岩石脆性较大,造缝能力强,容易产生裂缝。在矿物组分相同的页岩中,岩石颗粒越细,越有利于裂缝的发育,相反,岩石颗粒越粗越不利于裂缝形成[9]。因此岩石的矿物成分及其含量对裂缝发育和储气量有重要影响。通过对JY1井和YC4井岩石样品的矿物含量分析,得知其主要成分为石英、斜长石、方解石、钾长石和黄铁矿,伴有一定量的白云石和菱铁矿,同时含有少量的重晶石、石膏等,两者的各组分含量有显著的不同。二者黏土矿物相对含量可知主要为伊利石和绿泥石,含量最少为钾长石,并且伊利石和蒙皂石层间比含量较高,两口井的各组分含量存在显著差异。
JY1井石英平均含量为44.2%,脆性矿物品平均总含量为71.5%,黏土矿物平均总含量25.3%[图1(a)];YC4井石英平均含量34.9%,脆性矿物平均总含量为57.4%,黏土矿物平均总含量37.8%[图1(b)]。
页岩裂缝发育与脆性矿物含量呈正比[9],JY1页岩裂缝发育程度高于YC4井,其气体富集程度,气体运移和气体解析应较YC4井有优势。
1.2 页岩微观结构
国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)按照孔径的大小分为极微孔(<1.5 nm)超微孔(0.5~2.0nm)、介孔(2.0~50 nm)和大孔(>50 nm)。通过对JY1井和YC4井不同井段的扫描电镜图片和原子力显微镜图片发现龙马溪组页岩的总体特点:孔隙类型丰富多样,主要有原生孔隙、有机质孔隙、黏土矿物层间微孔隙、溶蚀孔、基质孔隙以及大量天然层间裂缝、其中有机质孔隙和黏土矿物层间微孔隙是页岩储集空间的主要提供者[10]。页岩中裂缝分布广泛,交叉性明显,且具有形状类型多样化的特点。
2 裂缝发育特征及其对含气量影响
页岩内部天然裂缝为页岩气的赋存提供良好的储集空间,同时又是页岩气运移的重要通道[4,11]。页岩中裂缝越发育越有利于气体富集和解析,越有利于成藏[12]。王玉满[13]等人按照裂缝宽度将其分为五级,即微裂缝(缝宽小于0.1 mm)、小裂缝(缝宽0.1~1 mm)、中裂缝(缝宽1~10 mm)、大裂缝(缝宽10~100 mm)和巨裂缝(缝宽大于100 mm)。本文所涉及的裂缝都为微裂缝,缝宽均在0.1 mm以下。微观裂缝是页岩在构造作用下发生脆性变形产生的,其发育程度受到区域构造应力及局部构造的影响,在构造应力的作用下,页岩中可能形成不同方向和不同性质的纳米级微裂缝。
2.1 裂缝发育主控因素
裂缝的形成主要受外力作用和内力作用:外力使页岩破裂,层间滑动,圧溶等作用产生天然裂缝,而内力则主要受成岩,流体压力,地层温度,气体游离与解析相互转化等的作用形成内部裂缝[14]。裂缝发育程度的高低和诸多环境因素以及内在发展因素有关。如地层的埋藏深度越深、埋藏时间越久、内部压强越低、体系温度越低,地层内部的裂缝比例相对减少。而当地层缓慢抬升、内部温度升高、内部有机质生气量逐渐增多会导致裂缝开裂,或者是裂缝通过有效孔喉连接成相对大些的裂缝,或形成微裂网。
2.2 页岩微裂缝发育及储气影响
裂缝的发育特征包括裂缝发育程度和裂缝展布规律,裂缝发育程度主要由裂缝基本参数和裂缝密度来描述,裂缝展布规律主要是指裂缝在平面上的分布状态[15]。
裂缝的发育程度越高,其储气量越大,越有利于页岩气的富集和解析,越有利于页岩气的成藏[9]。但是页岩气的开采量和诸多因素有关,微裂缝是页岩气的重要储集空间,微裂缝的发育对游离页岩气的增加和页岩气的解析有重要的意义[16]。
2.3 JY1井和YC4井微裂缝发育对比
虽然JY1井和YC4井同处在重庆市涪陵地区,但产气量有较大差异。对比发现JY1井微裂缝分布广泛,矿物颗粒细小且分散,连通性良好,走向分散,微裂缝的宽度可达10μm,其内充填物莓状黄铁矿、方解石和有机质为主,矿物颗粒排列相对稀疏,因此生烃量大,可储气空间大,渗透性较强[图2(a),2(b),2(c)]。从YC4井岩石样本信息中发现矿物的颗粒较大,微裂缝量极少,孔隙较少,虽然能观察到星星点点黄铁矿,但在外围却很少有有机质的存在,因此实际有效的储气空间相对较少[图2(d),2(e),2(f)]。
通过大量的SEM图片发现JY1井岩样中微裂缝分布更为广泛,但得不到具体深度,因此对每个样品进行抛光处理后在AFM显微镜下进行扫描成图,将得到的图片进行处理将其转化为三维立体形式,如图3、图4所示。综合分析JY1井AFM显微镜图像发现样品矿物颗粒细小,周围孔隙较密集,微裂缝高低起伏落差大,彼此间可相互交汇,走向发散,连通广泛(图3)。相比较JY1井,YC4井矿物颗粒稍大,微裂缝高低起伏高峰和底谷落差较小,微裂缝存在汇聚空间,但气流聚集较难,微裂缝与孔隙连通性较差(图4)。
为描述方便在图3和图4中(d),(e),(f)上标注①表示三维图像中最高峰,②表示三维图像中最低谷,③表示狭缝纵向宽度,④表示狭缝长度。
图中(a)长宽均为28μm,最大深度0.43μm;(b)长宽均为25.3μm,最大深度1.5μm;(c)长宽均为40μm,最大深度1.05μm
(a)长宽均为11μm,最大深度0.51μm;(b)长宽均为60μm,最大深度1.2μm;(c)长宽均为45.7μm,最大深度1.3μm
图3(a)为JY1井中的平整狭长微裂缝,微裂缝最大宽度为10.4μm,缝长31.5μm,高低落差值为0.43μm,3D为其三维立体图,图中①和②的垂直高度差0.43μm,③的长度为7.56μm,④的有效长度为21.95μm。图4(a)为YC4井相对平整的微裂缝,最大缝宽0.69μm,缝长10.2μm,高低落差0.59μm,4(d)为其三维图像,图中①和②的垂直高度差为0.52μm,③的有效长度为0.46μm,④的有效长度为8.95μm。由3(a),3(d)和4(a),4(d)对比发现3(d)的裂缝空间远大于4(d),且裂缝表面平整更易气体运移。3(b)为JY1井不规则微裂缝图片,其缝长22.79μm,缝深1.5μm,从图中发现微裂缝可作为联通周围孔隙的重要通道。从3(e)中得到狭缝宽③为5.24μm,狭缝长④为19μm,纵向深度1.35μm同时观察到有较大颗粒但在大颗粒周围均有小颗粒矿物和细小孔隙作为连接通道,扩大了有效储气空间和运移空间。4(b)为YC4井不规则矿物颗粒AFM图像,主要有两个储气微裂缝,其中最大微裂缝长20.2μm,深1.2μm,4(e)中③有效长度为5.65μm,④的有效长度为18.4μm,虽然大颗粒矿物上附着小颗粒矿物但过于密集导致微裂缝之间无法连通,且尺寸大有效储气空间比例小,储气空间减少。3(c),3(f)为JY1井相对较规则簇状矿物AFM图像,矿物颗粒较小,缝宽③为5.04μm,缝长④为22.92μm,深0.95μm,微裂缝交错排布,而YC4井的4(c),4(f)矿物颗粒层叠排布,颗粒大且密集,缝宽③为4.5μm,缝长④为12.3μm,深1.3μm。
通过图3和图4对比观察可以发现YC4井岩石表面起伏落差小,高峰和低谷高度差值较JY1井小,使其储集空间小,连通性能较差。而JY1井表面凹凸错落,内部高峰和低谷参差分布,使其流通性较好,同时极大的增加了气体的储集空间。因此,JY1井比YC4井更适合页岩气的富集成藏。
3 实际裂缝空间与解析气量关系
发育较好的微裂缝,连通广泛,内部有效储集空间变大,可储气量增加[16]。通过MATLAB软件,对图像进行积分处理计算得到微裂缝的有效空间体积占最大空间比例。图5(b)为5(a)中黑色曲线纵向上的像素点值,其中横坐标为横方向上像素点个数,竖坐标为像素点值,深度为194,由于最大深度0.43μm对应像素点255,所以实际深度0.33μm;宽度233,横向像素点总数为486,实际线长度33.18μm,因此实际宽度为15.91μm,1个像素点长为0.07μm,计算出5(b)中阴影的面积再乘以一个像素点的实际长度就是该条曲线在一个像素点上的立体体积。由于图像是二维矩阵,要经过累加后方能得到实际空间体积。
裂缝空间占页岩体积与裂缝和的百分比P,简称微裂缝占空比,简称微裂缝占空比计算方法如下式所示
l为原子力显微镜所采图片有效长度;w为有效宽度;h为图片最高峰值;n为将图片转换为8进制图片长方向上的像素点个数;m为宽方向上的像素点个数;X(i,j)为图像数据生成矩阵中像素点灰度值。
对数据进行统计和整理,最终发现微裂缝的占空比与现场解析气量具有较好的正相关关系(如图6)。
4 结论
(1)通过对JY1井和YC4井的矿物成分进行分析,得出JY1井脆性矿物含量大于YC4井,其中JY1井脆性矿物平均总含量为71.5%;YC4井脆性矿物平均总含量为57.4%。这说明JY1井比YC4井更有利于微裂缝的发育。
(2)结合SEM图像和AFM图像发现JYC4井岩石表面起伏落差小,高峰和低谷高度差值较JY1井小,使其储集空间小,连通性能较差。而JY1井表面凹凸错落,内部高峰和低谷参差分布,使其流通性较好,同时极大的增加了气体的储集空间。因此,JY1井比YC4井更适合页岩气的富集成藏。
(3)通过MATLAB软件,对AFM图像进行积分处理,计算出微裂缝的有效空间体积占实际页岩体积与裂缝空间体积和的平均比值(简称微裂缝占空比)。发现现场解析气量与微裂缝占空比具有良好的正相关关系。
龙马溪页岩 篇2
1 识别优质页岩储层的方法
1.1 优质页岩测井相应特征
川南龙马溪组下部岩性为灰黑色、黑色碳质页岩, 向上颜色逐渐变浅为深灰色、灰色页岩。勘探实践表明:优质页岩具有“三高两低 (高伽马、高声波、高电阻、低密度、较低中子) ”的测井响应特征 (图1) 。据川南优质页岩测井相应特征及地化等资料, 采用了曲线叠合法、雷达图法和聚类分析法。
1.2 识别优质页岩储层的测井方法
1.2.1 曲线重叠法
曲线重叠法是将伽马、密度、中子三条曲线重叠来判别优质页岩发育段, 叠合面积越大, 含气指示性越好 (图1) 。此法简单快速, 效果直观, 适合于定性-半定量判别优质页岩层段。
1.2.2 雷达图法
该法较为直观地确定井剖面地层岩性, 识别储层流体, 适用于对更多属性特征进行表征。优质页岩为典型的“五角星”形, 普通页岩由于有机质丰度低, 有机孔相对不发育, 含气量低, “挖掘效应”不明显, 造成其为“仓”形, 二者形状和面积差异较大, 容易区分 (图2) , 适合于半定量判别优质页岩层段。
1.2.3 聚类分析法
聚类分析法是研究“物以类聚”的一种数理统计的方法[2]。K-means聚类是基于距离的聚类算法。为了提高计算速度及客观反映地层差异, 本文结合了K-means聚类法和层次聚类法, 既能快速识别, 还能定性、定量判别优质页岩储层。井段3565~3587.5m为优质页岩段, 与岩心实测及测井参数计算结果一致 (图3) 。
3 评价优质页岩储层的测井方法
在识别优质页岩气储层的基础上, 利用储层的总有机碳含量、含气量、物性和可压裂性来综合评价优质储层。
3.1 有机碳含量
有机碳含量反映页岩的生烃能力, 是页岩评价中的重要指标。结合川南地区多口取心井岩心数据, 采用了两种方法:1) 密度法;2) 多元线性回归法来计算TOC。密度法计算结果相关系数为0.65 (图3) 。伽马及三孔隙度曲线进行多元线性回归, 相关系数为0.73 (图3) 。
3.2 孔隙度
页岩总孔隙由束缚水孔隙与可动流体孔隙组成, 可动流体孔隙由有机孔隙和碎屑孔缝组成。
川南页岩储层采用了两种方法计算孔隙度:
1) 最优化多矿物模型, 有ECS测井资料的井利用最优化技术将各种测井响应方程联立求解并寻优, 得到页岩矿物组分、流体体积及孔隙度[3]。
2) 基于常规测井资料的多元线性回归法。与岩心实测较为吻合, 相关系数为0.65 (图3) 。
3.3 含气量
页岩气包含游离气和吸附气。游离气含气量即指在孔隙度和裂缝中天然气。采用通用计算公式为:
式中:Gf为游离气质量体积, m3/t;
Bg为气体压缩因子, 无量纲;
Sw为含水饱和度, %;
ρb为体积密度;
ψ为转换常数。
吸附气主要取决于地层压力、地层温度, 计算采用兰格缪尔方程。必要时还需对页岩储层中TOC含量、地层压力、成熟度进行校正。
式中:Ga为吸附气质量体积, m3/t;
P为地层压力;
V1为兰格缪尔体积, MPa;
P1为兰格缪尔压力。
游离气和吸附气的和即为总含气量。测井计算的含气量结果表明含气层段为4.05 m3/t (图3右起第4列) 。
3.4 岩石矿物组分
川南龙马溪组页岩矿物成分复杂, 含有粘土矿物、石英、长石、方解石、白云石、黄铁矿等。
通过剥谱分析得到Si、Ca、Fe、S、Ti、Gd等元素含量, 利用氧化物闭合模型确定岩石中矿物的含量, 获得包括总粘土、总碳酸岩、黄铁矿、石膏以及石英、长石等物质成分的精确评估 (图3) 。
3.5 岩石脆性指数
岩石脆性指数是影响页岩可压裂性最重要的因素, 脆性指数可表示压裂的难易程度[3]。采用了两种方法来计算岩石脆性指数, 一种是利用偶极横波提取出纵横波速度计算出泊松比 (反映岩石破裂的能力) 和杨氏模量 (反映压裂后保持裂缝的能力) 。泊松比越低, 杨氏模量越高, 岩石脆性指数越高, 计算公式如下。值得注意的是, 需要通过岩心分析资料将测井计算的动态弹性模量转换成岩石静态弹性模量。
式中:YMS_C为校正后的静态杨氏模量, 单位MPa;
PR_C为校正后的静态泊松比, 单位μ;
YM_BRIT为均一化后的杨氏模量;
PR_BRIT为均一化后的泊松比, 无量纲;
BRIT为最终计算的脆性指数。
第二种是用岩石脆性矿物组分来评价脆性指数。有ECS测井资料的情况下, 运用ELANPLUS模块进行定量计算能够得到脆性矿物成分。
结果表明川南龙马溪组页岩在优质页岩段具有高的脆性, 易压裂 (如图3) 。
4 综合评价及应用效果
4.1 综合评价
在优质页岩气储层识别的基础上, 应用总有机碳含量、含气量、物性和可压裂性综合评价页岩储层。
对川南地区VX1井龙马溪组优质储层进行了评价, 结果表明:VX1井龙马溪组下部连续26.5m页岩层具有高TOC、高孔隙度、高含气量、高脆性、低粘土等特点, 测井评价均达到Ⅱ类及以上, 为页岩气开采的有利层段 (表1) 。
4.2 应用效果
VX1井龙马溪组下部页岩气开采的有利层段完井后测试获产近18万方, 佐证了该套优质页岩储层识别和评价技术有效性和实用性。
5 结论与认识
1) 在川南龙马溪组优质页岩“三高两低”的测井响应特征基础上, 建立了一套利用曲线叠合法、雷达图法、聚类分析法快速、直观、有效地识别川南页岩气优质页岩储层的测井技术方法。
2) 应用页岩有机碳含量、孔隙度、含气量、矿物组分、脆性指数等建立了一套综合评价川南地区龙马溪组优质页岩储层的测井技术方法, 在川南海相龙马溪组页岩应用效果良好。
摘要：川南地区龙马溪组页岩气勘探开发潜力大, 但页岩储层的低孔、特低渗性导致其测井响应变化较弱。在川南地区龙马溪组优质页岩的测井响应特征上, 建立了直观、有效、快速识别优质页岩的方法:曲线重叠法、雷达图法、聚类分析法, 建立了矿物组分、TOC、孔隙度、脆性等页岩参数的测井计算模型, 对川南页岩气储层进行了综合分类评价, 应用效果良好。
关键词：川南地区,龙马溪组,优质页岩,快速识别,综合分类评价
参考文献
[1]李建忠, 董大忠等.中国页岩气资源前景与战略地位[J].天然气工业, 2009, 29 (5) :11-16.
[2]叶海军.模糊聚类分析技术及其应用研究[D].合肥工业大学, 2006:26-45.
龙马溪页岩 篇3
迄今为止我国页岩气的勘探研究起步较晚,较多借助美国等的成功勘探经验;而我国南方海相页岩地质条件与美国相比又具有复杂性和特殊性,其海相页岩气主要富集层位主要位于中、古生界地层中,相对北美而言,美国海相页岩气层埋深为800~2 600 m;而我国埋深则为2 000~3 500m,为典型页岩层中局部的天然气富集。页岩气的埋深增加必将导致勘探开发难度增加。因此在对页岩层段进行勘探评价时必须充分考虑我国地质特点[4,5];而且非常规页岩气因与常规油气相比具有成藏模式特殊性,因此对其储层分析时必须分析其储集性能及影响因素。本文以钻井、测井、有机地化和地球物理测井等分析资料为基础,分析了四川盆地长宁区块志留系龙马溪组富含页岩段的沉积环境、岩相组合、矿物组分、孔隙空间、储层压力等特性,明确了沉积环境对岩相、矿物组分和页岩储集性能的影响,形成了一套适用非常规页岩气储层综合评价的技术方法。
1主要沉积特征
1.1沉积演化
龙马溪组沉积早期:川东南地区志留系龙马溪组是在加里东运动影响下形成的沉积。受加里东运动影响,早期川东南地区相对沉降,海平面迅速上升,导致生物因生存环境改变而死亡[6]。古生物学研究表明了这一现象的存在,由于该区处于浪基面以下,海水波动小,海底出现还原环境,微生物的活动性被抑制,使得沉积下来的富含来自低等水生生物(如海绵骨针)、浮游生物(如放射虫、有孔虫)和藻类(如硅藻)等有机质在被氧化破坏之前能够较大量沉积下来。在单位时间、单位体积内的有机质含量得到高度浓缩。
龙马溪组下部主要发育黑色碳质泥岩、灰黑色泥页岩互层,底部见深灰褐色富含笔石化石的生物灰岩。FMI图像上可见纹层状粉砂岩透镜体,页岩页理发育,以水平层理及断续的水平层理为特征;碳质泥岩中见条带状的黄铁矿团块、条带,指示缓慢的沉积速率、伴较弱的水动力条件的低能还原沉积环境,构造活动不明显[6],沉积环境主体为局限的泥质浅海陆棚(图1)。所形成的黑色碳质泥岩、灰黑色泥页岩有效厚度比较大,约50m,有机质(TOC)含量高,类型好,热演化程度高,为龙马溪组页岩气聚集成藏提供了丰富的物质基础。
龙马溪组沉积晚期:其沉积格局继续受加里东运动影响,但区域上发生了较大的变化,处于相对滞留环境中,发育灰泥质浅海陆棚沉积[7]。岩性主要为灰色、深灰色页岩含粉砂、粉砂质页岩组成。研究表明:其龙马溪组沉积晚期沉积速率明显大于早期,沉积厚度达到180米左右,使得龙马溪组上段厚度明显大于下段。但随着前陆隆起继续抬升,长宁区块相对变迁,还原环境也发生了较大的变化,微生物活动性加强,有机保存条件遭到了破坏,并且由于后来的构造运动遭到了不同程度的剥蚀[8],导致了研究区烃源岩的品质变差,有机碳含量降低。致使研究区龙马溪组虽然整体厚度较大,但有利储层厚度并不大的剖面格局。
经过中生代和新生代的构造演化,研究区龙马溪组地层展布有如贝壳状,是四川盆地一套高品质的页岩气生储层,浅海陆棚主要发育黑色、暗黑色等炭质页岩且分布广泛,厚约180~550 m。其长宁背斜西南及东南翼龙马溪组地层展布广泛并且平缓,厚度大于300 m,东北翼较陡,厚度大于180 m。由于埋藏深度适中,展布稳定,龙马溪组成为中国南方海相沉积的一套高品质页岩气有利生储层。
1.2岩相划分
美国页岩气开采经验表明,在同一口井的不同岩性层段页岩气的产气量具有较强的差异性,即便是相邻井相同层段差异性也较强[9]。威远地区页岩气钻井显示,龙马溪组底部主要发育黑色富含有机质页岩,富含笔石,页岩页理发育且性脆,到龙马溪顶部发育一套灰绿色、绿灰色硅质页岩,含介壳,页岩塑性较好,与底部形成鲜明的对比。其页岩颜色向上逐渐变浅,笔石含量减少,灰质增加,综合指示其水体环境变浅,沉积环境有所改变,可见龙马溪组层段之间非均质性较强。
通过对长宁区块多口页岩气取心资料分析,根据页岩颜色,岩性,富含有机质及所含矿物情况,将龙马溪组自下而上分为6个岩性层段(表1),表明龙马溪组沉积时水体相对(威远)较浅,并且总体向上水体逐渐变浅。表现为物质来源丰富,沉积厚度大,砂质含量逐渐增多,页岩颜色由深变浅,有机质向上逐渐减少;底部具有黄铁矿团块、条带沉积,可有效的指示低能沉积环境。受周围古陆影响,位于龙马溪组底部50 m范围内易形成1段和2段这样富含有机质黑色页岩的有利页岩气产层。
2有利储层主要影响因素分析
2.1矿物组分分析
页岩矿物扫描电镜及X射线衍射观察分析表明,页岩矿物组分主要以石英、长石、方解石、黄铁矿、黏土矿物及碳酸盐岩为主。黏土矿物主要为伊利石、绿泥石与伊蒙混层组成,其中伊利石相对含量为71.4%~82.1%,平均77.9%,绿泥石相对含量为9%~22.6%,平均16.5%,伊利石-蒙脱石相对含量为3.70%~5.13%,平均4.34%。脆性矿物主体以石英、碳酸盐岩和长石为主,含量介于52%~83%,平均64.3%。
由于页岩沉积物源及沉积相的差异,造成了区域上以及层段之间矿物组分的较大差异(表2):长宁区块整体比威远地区页岩物性好,长宁区块泥质浅海陆棚(龙二段)较灰泥质浅海陆棚(龙一段)更具有较好的物质基础和较有效的压裂条件。
2.2有机质
通过长宁示范区370多个样品分析表明,黑色页岩的TOC含量最低0.44%,最高11.34%,平均2.71%,其Ro主值为1.54%~3.8%,平均2.86%,有机质类型为Ⅰ型腐泥型(图2),油气生成潜力大。尤其是龙二段Ro主值为2.8%~3.2%,处于生气高演化阶段,龙马溪组具有埋藏深,成岩作用强,演化程度高等特点,页岩气可大量生成。有机质不仅可以作为页岩气生成的烃源岩,而且其也可以作为页岩气吸附的储集载体[10]。
研究发现,有机质在高热裂解的作用下,其中的35%可形成5%左右的净有效储集空间[11],龙马溪组有机质在这样高热演化的条件下,会发育大量有机孔。龙二段相比龙一段具有有机质富集程度高和热演化程度高等特性,可生成大量页岩气。
长宁区块的有机质丰度与总含气量、孔隙度成正比(图3),其中游离气丰度大于吸附气丰度,吸附气含量约占总含气量30%。可见,不同沉积盆地以及同一盆地不同区域都可能存在具有较大差异[12],表现为不同吸附态页岩气的含量和孔隙特征。
2.3黏土矿物
除了有机质,黏土矿物表面也可以吸附页岩气[13],并且黏土矿物易发育层间孔,这与其富含铝硅酸盐易发育开放性孔隙,表现为低(石英+长石)/黏土矿物比[14];但因研究区海相沉积页岩地层与美国相比具有特殊性,研究区龙马溪组地层沉积时间明显早于Barnett页岩产气层,所经历的构造运动和沉积演化错综复杂,成岩作用强等特性。表现为黄铁矿析出、高岭石消失、黏土矿物脱水作用强、蒙脱石向伊利石转化、有机酸大量生成、有机质大量生烃、有机孔大量发育等特性。
通过图4(a)和图4(b)可知,龙二段相比龙一段成岩作用更强一些,表现为石英、碳酸盐岩、绿泥石等稳定矿物含量多。而通过图4(c)和图4(d)可知,研究区黏土矿物含量高所含吸附气相应的减少,孔隙度也相应的减少。这是因为研究区龙马溪组地层由于成岩作用强,导致黏土矿物脱水作用相对于北美强,其中Barnett和Marcellus页岩含水饱和度为20%~30%[15],而研究区龙二段平均为32%,龙一段平均为45%,明显大于北美页岩气含水饱和度。由于黏土矿物因表面具有负电荷具有亲水性,不利于甲烷吸附,导致吸附能力下降。并且成岩作用强也导致有机酸大量生成,导致长石和黏土矿物在成岩作用下形成的钙质矿物溶解,形成钙质沉淀充填黏土矿物层间孔,导致孔隙度、渗透率变小。综合比较表明龙一段黏土矿物含量相对稳定,且明显大于龙二段,间接地影响力孔隙和裂缝发育,导致总含气量相对少于龙二段。
2.4脆性矿物
根据美国页岩气开采经验,脆性矿物含量可以直接有效改善储层物性并影响压裂施工的成功率,富含硅质或钙质的细粒岩层产气率相对高一些,并且富含硅质的页岩越易形成天然裂缝和人工压裂诱导缝[16,17]。通过研究区脆性矿物分析表明,由于龙二段沉积含有大量低等水生生物、浮游生物和藻类等生物,提供了大量生物成因的脆性矿物,因此含有较高的脆性矿物,高脆性指数层段具有较高的TOC含量,富含页岩气,可见脆性矿物含量可直接影响页岩气的产气率,脆性条件好的层段也具有低泊松比、高杨氏模量特性[18,19]。通过比较分析,龙马溪二段岩石脆性矿物含量、脆性指数条件明显优于龙马溪组一段(表3),其必定有较好的开发价值。
2.5裂缝孔隙发育特征
研究区构造位置位于川东南弧形构造带即帚状构造发散末端,川南褶皱带和娄山断褶带的交汇位置,处于多方受力的三角带,受力较为均匀,表现为裂缝不发育。从图1的核磁共振弛豫机理的T2谱可有效指示岩石物理的孔隙大小及裂缝发育特征,研究区龙马溪组主要发育三种T2能谱,分别是单峰、高核磁共振信号幅度双峰、低核磁共振信号幅度双峰。根据美国开发的成功经验:
(1)单峰具有较好的以峰值为中心的几何对称关系,高核磁共振信号反应储层孔隙度较大,裂缝不发育。
(2)高核磁共振信号幅度双峰其右峰核磁信号幅度远小于左锋,反应储层大量发育有机质孔,化石孔,溶孔等,也发育少量的裂缝、微裂缝的孔隙空间。
(3)低核磁共振信号幅度双峰反应储层具有相对较好的孔径宽度,储层中不同大小孔隙均有发育,对应储层渗透率也相对较大[20]。通过比较分析,可知龙二段主要发育(1)(2)峰型,尤其底部发育(1)峰型,说明龙二段整体孔隙度较大,主要发育有机质孔,裂缝不发育。龙一段则与龙二段具有较大差别,发育(2)峰型,在顶部才略微发育(3)峰型,孔隙发育不均匀,非均质性较强,储集能力较小。
由于研究区龙马溪组埋深深,成岩演化作用强,具有高成岩和高热演化的特性,主要发育有机孔、黏土矿物层间孔、残余孔、溶蚀孔、溶蚀缝(图5)。其构成了页岩储层的主要储集空间。但由于龙二段成岩作用强,黏土矿物大量转化成其他矿物,导致黏土矿物层间孔连通性差,易被其他矿物充填,因此研究区有机孔对页岩气最具有意义。
2.6地层压力分析
通过涪陵气田的钻探发现,高产井一般均位于异常高压页岩气层,而低产井(如河页1井、渝页1井、YQ1井等)则位于常压或异常低压页岩气储集带,页岩气产量与压力系数呈正相关关系,表明较高压力系数是页岩气藏具有良好的保存条件,是其富集高产的关键所在。页岩气储层压力对页岩气含量,气体赋存状态起着重要的作用,其也是影响页岩气从储层流向井筒的动力。因此在页岩气勘探开发过程中,储层压力越高,越容易开采,形成的压力差越大,流速越快,获得高产商业性页岩气流可能性就越大。对研究区龙马溪组测试显示储层压力为21.804~61.024 MPa,平均27.83 MPa。储层压力梯度为9.79~13.71 k Pa/m,平均为11.75 k Pa/m。研究区重点探区底部压力系数均大于1.5(图6),表明研究区储层为高压储层,保存条件较好,有利于页岩气大量聚集以及开采。
3有利储层综合评价
3.1龙马溪组地球物理分析
根据研究区综合柱状图(图1)可以总的来说龙马溪组自然伽马值很高大于150 API;电阻率20Ω·m以上;中子测井值高,大于0.15;密度2.55~2.65 g/cm3;声波时差262~312μs/m,偏高;孔隙度基本低于10%;有机碳含量1.15%~6.67%。
龙马溪组一段(图7):自然伽马值很高,大于150 API,说明有机质含量高;K和Th的含量也相对较高,U含量很少基本为0;电阻率在20~50Ω·m;中子值很高,大于0.15,局部在0.2左右;密度2.65 g/cm3左右,声波时差在262μs/m,有机碳含量在1%左右,成熟度2.4左右,储集能力不好。
龙马溪组二段:自然伽马值特高,大于155 API,局部达到250 API,说明有机质含量更高;K和Th的含量相对龙马组溪一段下降,U含量增多;电阻率上段起伏不定,下段30~50Ω·m;中子值达到0.2以上;密度2.55 g/cm3左右,因为有机质密度小,有机质增加导致密度减小;声波时差在262~312μs/m;有机碳含量在4%左右,成熟度2.9左右(图8),ECS矿物组分表明黏土质量百分含量较低,约12%~55%,平均为35%;硅质矿物含量较高,约27%~71%,平均49%;碳酸盐岩含量约0~42%;平均14%;黄铁矿含量为0~6.4%;平均1.7%含气量也很高,这都表明有机质含量相对龙马溪组一段增大很多,这是一段很好的储层。
3.2研究区与北美有利储层比较分析
美国是目前页岩气开发表成功的国家之一。因此与美国成功开采的工业性页岩气气藏的有利储层参数比较,将有助于研究区的有利储层的综合评价,结果发现:龙二段物性参数较好,具有形成工业性气藏的潜力,可作为研究区重点页岩气勘探层位。
4结论
(1)研究区龙马溪组龙一段与龙二段分别发育于灰泥质浅海陆棚与泥质浅海陆棚,由于沉积环境的差异,按照岩石颜色、岩性、矿物组分以及化石发育情况划分为6种岩相:黑色碳质页岩、黑色粉砂质笔石页岩、深灰色页岩、具有大量硫化铁矿夹杂物的灰色页岩、灰色页岩、浅灰色页岩。因此龙一段和龙二段由于沉积环境不同导致其纵向上地层发育、岩性组合、矿物组分及有机质富集程度上具有很强的差异性,岩相差异对页岩气富集层段有重要影响。
(2)研究区龙马溪组有利储层集中在底部的泥质浅海陆棚沉积环境中,主要发育黑色碳质页岩和黑色粉砂质笔石页岩为有利储层岩相,位于龙二段内。通过研究认为该组底部浅海陆棚闭塞的还原环境和缓慢的沉积速率是其优质烃源岩发育的主要因素,龙马溪组底部主要由黑色或灰黑色泥页岩构成,具有展布广泛,有机质含量高,成熟度高,生烃潜力大的特点。
(3)研究区龙马溪组吸附气占总含气量30%左右,页岩气主要以游离状态储存在储层中,含气量主要由有机质含量成正比,与黏土矿物含量相关性较小,与北美页岩气赋存有所差异,具有特殊性。因研究区龙马溪组具有高成岩和高成熟度特性,演化程度高,大量生气,形成有机孔。并且从核磁共振T2研究区龙二段发育有机孔、裂缝不发育。研究区重点探区底部压力系数均大于1.5,表明研究区储层为高压储层,保存条件较好,有利于页岩气大量聚集以及开采。
龙马溪页岩 篇4
现阶段已经有很多学者在密切关注四川盆地下志留统龙马溪组的页岩特征。陈尚斌, 王满玉, 刘树根的研究均涉及到岩石矿物成分[1—4], 不过基本上是从储层评价以及成藏机理的角度来研究这个问题, 较少涉及对后期压裂作业的影响。张新华, 付永强, 李庆辉等关注了页岩地层脆性评价[5—8], 主要调研了国内外脆性系数的各种计算方法, 并且对各种计算方法进行了系统的对比研究。
渝东南地区位于重庆地区的东南部和四川盆地的东部, 南与黔北交接, 东与湘西为邻。该地区属于上扬子前陆盆地, 位于川中隆起与黔中隆起之间, 是上扬子板块的重要组成部分。其中龙马溪组在该区保存良好, 且出露广泛, 为该地区野外露头研究提供了有利条件。现以该区块为研究对象, 获取露头岩心进行矿物含量测试, 开展脆性特征研究, 以期提供该区域的页岩压裂建议。
1 页岩露头地质特征描述
该地区构造活动强烈, 地层剥蚀较为严重, 从北西到南东方向表现为由隔挡式褶皱向隔槽式褶皱的渐变, 是由盖层滑脱带向冲褶带的渐变过渡区, 渝东南地区古生代主要沉积海相地层, 其中下古生界出露最完整, 在该地区分布面积超过了50%。由于受加里东晚期构造运动影响, 在早志留世, 渝东南地区受到南东方向的挤压应力, 地层不断抬升, 因此形成了该地区中、下志留统和泥盆系或石炭系之间的假整合接触, 仅在研究区东部少数地区发育有中、上志留统。
图1为露头岩块采集照片, 从露头断面可以看出龙马溪组页岩呈暗黑色, 具有分层特征, 尤其用锤子敲击岩块表面后出现片状掉块现象, 图2为用液氮为工作介质切割完成的标准小岩心柱, 从岩心表面红色箭头指向的方位, 可以看到富含高密度的细薄层理纹路。此次研究页岩渗透率和孔隙度都比较小, 孔隙度变化范围在1.5%~2.5%, 而渗透率范围在10-4~10-5m D, 选取频率为250 k Hz的纵波对其进行了波速测试, 波速在2 700~4 000 m/s范围变化。因此该区域地层较为致密且各向异性强。
2 页岩矿物组分分析
据美国页岩气地质评价规范, 页岩脆性分析是页岩气储层评价的重要内容。其中脆性矿物含量分析是了解岩石脆性的基础工作。一般认为石英、长石、碳酸盐等矿物含量越高, 蒙脱石含量越低, 岩石脆性越强。在外力作用下更容易形成天然裂缝和诱导裂缝, 有利于天然气渗流。可以说脆性矿物的高含量是页岩气高产的重要影响因素。
2.1 渝东南下志留统龙马溪组页岩矿物组分特征
实验制备了20份样品用于全岩矿物组分分析, 利用PANalytical公司的X'Pert PRO粉末X-射线衍射仪, 采用XRD技术进行岩样的矿物组分分析。实验结果如表1和图3, 从表中可以看出, 此次试验用样品的主要矿物成分为石英、正长石、斜长石、方解石、白云石、黄铁矿和黏土, 石英、斜长石和黏土的含量均超过10%, 脆性较大的石英、斜长石、白云石等的总量超过60%, 其中石英含量平均值在45%以上占据主导, 黏土的平均含量在22%左右, 主要以伊利石和绿泥石为主, 不含易强水化膨胀性的高岭石和蒙脱石 (如图4) , 但是含少量的伊/蒙混层, 由此可知该地层脆性较大。
上述实验分析可知, 该地层硬且脆, 富含微裂缝, 利于在储层改造过程中, 压裂作业形成地下缝网, 但是对于水平井压裂而言, 由于压裂液会与储层长时间接触, 地层中的伊/蒙混层和微裂缝将可能起反作用, 引起地层致裂后近井筒附近坍塌压力的变化, 这对于在设计压裂方案时是否需要采取支撑措施产生影响, 需要进一步深入研究。
2.2 与北美地区页岩矿物组分特征对比
通过提取公开文献中北美地区页岩储层数据[9—12], 对比渝东南龙马溪组地层的矿物组分。北美实现页岩气成功开采的区块, 孔隙度普遍小于10%, 平均在6%左右, 渗透率都处于纳达西级别, 本次研究地的孔隙度总体相对较小, 因此渝东南龙马溪组地层要实现工业开采, 进行储层改造必不可少。图5为矿物组分对比, 橙色包络线部分为渝东南龙马溪组矿物组分, 可以看出, 渝东南地区龙马溪组地层的脆性矿物相对北美地区较高, 脆性矿物影响着造缝能力, 这有利于压裂改造作业, 黏土矿物含量较低, 且成分简单。
2.3 与国内主力页岩地层矿物组分特征对比
图6为本研究区域矿物组分与国内主要页岩勘探优选区地层[13]和页岩气开发井位对应地层矿物含量对比图, 红色包络线部分为重庆地区下志留统龙马溪组矿物组分, 可以看出, 较之于其他地区, 重庆地区下志留统龙马溪组地层的石英、长石和黄铁矿等脆性矿物含量较高, 同时, 黏土矿物含量较低。
3 页岩脆性特征分析
脆性是材料的综合特性, 是在自身天然非均质性和外在特定加载条件下产生内部非均匀应力, 并导致局部破坏, 进而形成多维破裂面的能力。页岩的脆性测试是储层力学评价、遴选射孔改造层段和设计压裂规模的重要基础。目前国外研究表明, 脆性系数在40%~60%, 有利于形成复杂的缝网系统。目前脆性系数的评价方法有基于强度、硬度、坚固性和矿物组成的解释方法。根据矿物组分和动态弹性参数进行脆性参数的研究。
通过声波速度来计算动态的弹性模量、泊松比等岩石力学参数, 再利用公式 (1) 来计算岩石的脆性参数[14]。
式 (1) 中, 分别为弹性模量与泊松比归一化后的均值, 其中
基于矿物组成的脆性评价方法[14] (如公式 (4) ) , 如考虑脆性矿物占总矿物含量的比例等, 这类方法在实际应用中具有一定的优势, 经过试验校正的测井矿物解释结果能够获得全井段脆性表征剖面, 实用性强。
式 (3) 中, Wqtz为石英含量, Wcarb为碳酸盐含量, Wtotal为总矿物含量。
页岩脆性系数一般为10%~70%。从中国部分页岩岩石力学测量结果来看, 其脆性系数在29%~65%, 平均值为53%, 处于一个中等水平, 与北美Barnet页岩T.P.Sims井页岩脆性系数46.4%相比较高, 与北美页岩平均脆性系数52.0%相比可压性较好。本次测试的样品脆性参数在49%~65%, 平均值为57%, 利用声波速度计算测试的样品脆性参数在54%~77%, 平均值为60%, 说明该区域龙马溪组页岩脆性更强, 可压性更好。
岩石的脆性特征是缝网形成的内在影响因素。脆性特征同时也决定了页岩压裂设计中液体体系与支撑剂用量的选择。表2为国外学者给出的岩石脆性对压裂设计的指导表[15]。根据北美页岩压裂实践经验, 建议本区块页岩压裂设计中考虑到岩石脆性, 选择液体用量多、支撑剂浓度低、支撑剂用量少的压裂液体系。
4 结论与建议
渝东南龙马溪组页岩具有层理发育, 致密、低孔、低渗的特点, 需要进行大规模的压裂形成具有导流能力的缝网才能实现商业化开采, 矿物分析的结果显示, 龙马溪组页岩石英、碳酸盐等脆性矿物含量高, 在49%~65%范围变化, 平均含量为57%, 黏土矿物含量低, 在此基础上通过矿物成分及动态弹性参数计算得到的页岩脆性系数在49%~77%范围变化, 平均值在57%以上, 显示该地层脆性较好。
龙马溪页岩 篇5
对于上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气, 前人已做过较多的探索和研究。如王社教等[2]、罗健等[3]、黄文明[4]、聂海宽等[5]分别对上扬子地区龙马溪组页岩气成藏条件、资源前景、保存条件研究等方面进行了初步研究。鉴于上述前人研究成果, 针对上扬子地区下志留统龙马溪组特殊和复杂地质条件, 通过野外实地勘察及井下采样分析的基础上, 采用静态指标 (厚度、面积、埋藏深度、有机质丰度、成熟度、泥页岩矿物组成、物性、保存条件、含气性等参数) 研究上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气成藏要素, 进而优选页岩气有利区带。
(2011CDB005) 和中海油研究中心项目 (CNOOCRC (LTD) -2010-ZHKY-018) 资助
1 地质概况
上扬子地区是指南秦岭南缘断裂以南、垭都-紫云-罗甸断裂以北、龙门山断裂系以东、雪峰山以西的广大地区, 面积约3.5×105km2。上扬子地区志留系剥蚀程度大, 普遍缺失上志留统, 自下而上包括龙马溪组、石牛栏组和韩家店群, 其中泥页岩最为发育的是龙马溪组。
2 沉积环境
志留纪早期海侵由南向北, 龙马溪组物源来源于加里东运动形成的古隆起, 沉积相带西南-北东向展布, 沉积格局为大隆大坳相间[6], 浅海深水盆地环境, 沉积了一套深水黑色页岩沉积, 深水笔石页岩是该时期典型的沉积物标志。
川中隆起和上扬子北缘隆起控制川北、川东地区的物源供给、西南康滇古陆和黔中隆起、东南发育雪峰山隆起控制川南、黔中地区的物源供给, 最终形成了相带较宽的川北江油-广元-巴中-房县以南浅水陆棚、川东南充-广安-自贡以东地区浅水陆棚、川南-黔中绥江-筠连-黔中习水-湄潭-石阡以北浅水陆棚, 雪峰山隆起东面为湘西半深海-深海沉积, 渝东-鄂西以及川南-黔北-湘西地区发育为深水陆棚古地理格局 (图1) 。
3 富有机质泥页岩分布特征
上扬子地区龙马溪组页岩出露范围集中于黔北及渝东鄂西绥阳-酉阳-咸丰一带, 南秦岭安康-房县一带。目前有渝页1井、河页1井、建深1井、长芯1井、自深1井、阳63井等多数井有揭露。地层发育较厚, 以黑色泥页岩、笔石页岩、粉砂质泥岩为主, 为页岩气提供坚实的物质基础。
上扬子地区龙马溪组泥页岩的埋深大部分相对较浅, 较深地区在川北, 南江地区泥页岩底界深度一般在6 000~8 000 m。川东南-黔北地区泥页岩埋深较浅, 底界埋深一般在2 000~4 000 m。渝东南-湘鄂西与黔北地层埋藏深度相当, 底界埋深一般在2 000~4 000 m。根据国土资源部油气中心限定的有利页岩气发育的埋深界限 (小于4 500 m) 来看以上区域基本处于可勘探范围。
页岩气勘探开发成本受页岩埋深影响较大[7], 根据区内钻井和野外剖面统计, 地层厚度也由南往北逐渐增厚, 地层厚度一般在50~500 m左右。川中地区 (自深1井-阳63井一带) 厚度达到627~656.9 m, 川东南-黔北地区 (三泉-丁市一带) 厚度在92~198 m。渝东南-湘鄂西地区 (龙山红岩溪-秀山溶溪-宣恩高罗一带) 厚度在107.4~153.1 m, 泥页岩中偶夹薄层粉砂质泥岩, 更有利于页岩气的储集。平面上, 泥页岩沉积厚度受沉积相带控制展布, 自西向东厚度由厚-薄-厚的规律。纵向上、下部沉积岩性为深水陆棚环境控制下的黑色碳质泥页岩、笔石页岩, 这主要是早期海侵水体突然加深沉积形成, 向上水体逐渐变浅, 物源砂质含量增多, 沉积了一套浅水陆棚环境控制下的粉砂质泥页岩 (图2) 。
4 富有机质泥页岩有机地球化学特征
4.1 有机碳丰度
通过对上扬子地区下志留统龙马溪组黑色页岩段85块露头样品TOC含量分析 (图3-a) , 样品来源于南江桥亭 (5块) 、广安市华蓥市溪口 (8块) 、万源市城口县庙坝乡 (5块) 、黔北习水仙源 (9块) 、道真上坝 (21块) 、黔北绥阳旺草 (10块) 、高罗 (15块) 、南川区大有 (5块) 、桑植凉水口 (4块) 、冷水溪 (8块) , 总体TOC分布范围为0.15%~12.5%, TOC含量大于1.5%的占70.5%, 如黔北习水县仙源镇骑龙村剖面TOC含量平均为1.5%。
对黑色页岩段74块井下样品TOC含量分析 (图3-b) , 样品来源于长芯1井 (7块) 、五科1井 (7块) 、河页1井 (6块) 、渔1井 (8块) 、渝页1井 (10块) 、焦页1井 (20块) , 林1井 (3块) 、丁山1井 (2块) 、彭页1井 (6块) , 黔页1井 (5块) , 总体TOC分布范围为0.17%~5.28%, TOC含量大于1.5%的占71.6%, 如河页1井TOC含量平均为2.2%。
在川南-黔北 (宜宾-遵义-正安-酉阳一带, 龙马溪组TOC≥1.5%的黑色页岩累计厚度一般在100~500m) 、川东北-川东 (南江-宜汉-石柱一带, 龙马溪组TOC≥1.5%的黑色页岩累计厚度一般在30~400m) 和渝东南-湘鄂西 (彭水-咸丰-河页1井和红岩溪-张家界一带, 龙马溪组TOC≥1.5%的黑色页岩累计厚度一般在50~1 000 m) 形成3个有机碳高值区。
4.2 有机质类型
下志留统泥岩干酪根在电镜扫描下主要为腐泥无定型体、腐泥碎屑体、粒状集合体, 也可见镜质体, 还有少量的丝质体, 干酪根碳同位素-32.04‰~-28.78‰, 平均为-30.23‰, 具有Ⅰ-Ⅱ1型干酪根的特点[8,9] (表1) 。
4.3 有机质成熟度
上扬子地区下志留统龙马溪组气源岩有机质成熟度Ro分布范围为1.42%~3.23%。高值区集中于川东北-川东 (巴中-达州-石柱一带) 、川东南-黔北地区 (宜宾-仙缘-南川一带) 和渝东南-湘鄂西 (彭水-黑漆-毛坝-河页1井一带) (图1) 。下志留统龙马溪组总体达到高-过成熟干气阶段, 具有较好的页岩气资源勘探开发前景[10]。
5 富有机质泥页岩储集条件
5.1 矿物组成
上扬子地区早志留沉积环境主要为深水陆棚和浅水陆棚。深水陆棚亚相以黑色炭质、笔石页岩、硅质泥岩或页岩、粉砂质泥岩或页岩为主, 浅水陆棚亚相以灰黑色粉砂质泥岩、钙质泥岩为主。
页岩的脆性和硬性对页岩气的开采十分重要, 脆性矿物较高, 控制着页岩造缝能力[11,12]。针对105个露头与岩心样品的岩石X-衍射分析表明 (图4) , 下志留统龙马溪组富有机质黑色页岩中, 黏土矿物含量平均分布在17.24%~51.33%, 平均34.29%;脆性矿物含量占51.75%~82.77%, 其中石英含量占37.42%~85.41%之间;钾长石含量在0.46%~9.77%、斜长石含量在1.5%~26.14%;方解石含量在0.00%~29.1%之间;铁白云石含量在0.00%~6.91%;黄铁矿含量在0.00%~11.5%。下志留统龙马溪组页岩总体砂质和钙质含量高, 这更有利于后期页岩水平压裂商业开采。
上扬子地区下志留统龙马溪组页岩储层黏土矿物分析结果表明:主要是伊利石, 其次为伊/蒙间层 (I/S) 、绿泥石。伊利石相对含量介于35.00%~61.00%, 平均为50.00%;伊/蒙间层 (I/S) 相对含量介于27.00%~42.00%, 平均为37.00%;绿泥石相对含量介于7.00%~28.00%, 平均为14.30%, 不含高岭石 (表2) 。
5.2 储层空间特征
页岩储层主要是微孔隙和微裂缝 (图5B) , 微孔隙一般分为原生粒间孔和次生粒内孔两类。原生粒间孔通常被钙质、泥晶硅质 (图5C) 、球状黄铁矿充填 (图5D) 。由溶蚀作用形成的次生粒内孔往往比原生粒间孔较为发育, 残余有机质也可以赋存予这些微孔隙与黄铁矿颗粒边缘[13,14]。
下志留统龙马溪组黑色页岩在薄片和扫描电镜可见多种微孔隙:碎屑颗粒间微孔隙;黏土矿物晶间孔及云母碎片衬垫于粒间微孔隙 (图5E) ;矿物颗粒溶蚀孔, 形成于颗粒边缘和颗粒内微孔隙, 孔隙直径0.75~55μm, 有机质微孔隙。龙马溪组页岩页理且x节理也较为发育 (图5A) , 如道真上坝剖面, 这也是页岩的有效储集空间。微裂缝更能改善泥页岩的孔渗, 微裂缝规模一般在10~70μm, 甚至可见长孔径80×270μm的微裂缝, 微裂缝可见构造裂缝、顺层裂缝、贴粒次生微缝 (图5F) 。
A为道真上坝剖面, 龙马溪组, 灰黑色泥岩, 页理发育;B为秀山大田坝剖面, 龙马溪组, 灰黑色泥岩, 微裂缝发育呈顺层状分布, 长边长0.25mm;C为习水骑龙剖面, 龙马溪组, 片状黏土矿物与泥晶硅质混杂, 次生溶蚀微孔隙发育, 孔径3~17μm;D为酉阳丁市剖面, 龙马溪组, 黑色炭质页岩, 片状黏土矿物及云母碎片衬垫于碎屑颗粒之间, 可见次生溶蚀孔隙及微裂缝;E为河页1, 龙马溪组, 黑色泥岩, 偶见黄铁矿球状集合体, 可见顺层微缝发育;F为正安县旺草铺剖面, 龙马溪组, 黑色炭质泥岩, 云母碎片衬垫于粒间, 见贴粒次生微缝
5.3 页岩孔渗特征
野外地质调查和地质浅井58个测试样品分析:上扬子地区下志留统龙马溪组黑色页岩岩石密度为2.52~2.73 g/cm3, 平均为2.59 g/cm3, 与美国商业开采的页岩层密度大致相当;孔隙度为0.7%~14.9%, 平均为2.61%;渗透率为0.002 12×10-3μm2~1.644×10-3μm2, 平均0.14×10-3μm2;上扬子地区下志留统龙马溪组页岩结构致密, 孔隙发育偏低, 渗透率处于中等水平 (图6) 。
5.4 保存条件及页岩含气性
页岩气藏具有自生自储的特征, 不同于常规天然气藏, 保存条件体现在①盖层;②断层;③浅层整体封闭体系“三大因素”, 是优选页岩气甜点的重要条件[15,16]。
渝东-湘鄂西区受燕山运动-喜马拉雅期以来, 地层褶皱断裂, 容易产生裂缝网络, 扩大储集空间, 提高页岩层的物性。由于构造改造, 上扬子地区下志留统龙马溪组黑色页岩埋深较浅, 地层减压有利于页岩气解析, 形成较好的页岩气藏。比如建深1井志留系获得工业性页岩气流, 储集空间主要为裂缝。川东南及黔北地区断裂活动强烈, 热流体活动频繁, 保存条件相对较差[5、17], 在乐山-龙女寺古隆起地区甚至被剥蚀, 但浅层的页岩气藏有断层影响, 形成天然裂缝, 也可见高角度裂缝, 贯通残余或较小局限的孔隙, 更好提高页岩气藏的储集空间[18]。
在上扬子地区的勘探井中, 钻遇下志留统龙马溪组页岩时普遍发现气测异常[8、19, 20], 如阳深2、阳深1、阳63、渝页1井、河页1井、林1井、丁山1井、鱼1井、黔页1井、焦页1井、彭页1井、彭页HF-1井、彭页2HF井、彭页3HF井等, 其中黔页1井钻遇龙马溪组时点火成功, 测得页岩气瞬时流量达308m3/d;渝页1井含气量现场解析含气量为1.0~3.0m3/t;涪陵焦页1井日均产量在5万方以上, 焦页1HF井下部页岩压裂测试, 最高日产气达到203 000m3;彭页1井现场解析气含量最高值2.30 m3/t, 具有良好页岩气资源前景[21]。
6 页岩气有利区优选
结合国外页岩气勘探开发经验[22—24], 依据“国土资源部油气资源战略研究中心暂行的《页岩气资源潜力评价方法与有利区优选标准》” (2012) , 针对上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气成藏条件, 优选有利区。
优选条件:①面积下限为200~500 km2;②泥页岩的厚度稳定, 单层厚度≥10 m;③TOC平均不小于1.5%;④R0 (%) :Ⅰ型干酪根≥1.2%;Ⅱ型干酪根≥0.7%;Ⅲ型干酪根≥0.5%;⑤埋深在300~4 500 m;⑥地形高差较小;⑦总含气量不小于0.5m3/t;⑧保存条件中等-好。
根据上述页岩气勘探甜点优选原则, 表明:宜宾-习水-正安一带和彭水-咸丰-鹤峰一带下志留统龙马溪组泥页岩沉积厚度大 (50~500 m) 、分布广泛、埋深适中 (DP<4 500 m) 、有机碳含量较高 (TOC>1.5%) 、Ⅰ-Ⅱ1型干酪根, 有机质成熟度达到高-过成熟阶段 (Ro>1.5%) 、泥页岩脆性矿物百分含量高 (>50%) 、总含气量大于0.5 m3/t、深大断裂少, 有一定的区域保存条件的特点, 因此上述两个区域可以作为上扬子地区下志留统龙马溪组页岩气勘探的有利区带 (图7) 。
7 结论
(1) 上扬子地区下志留统龙马溪组为大隆大坳相间, 浅水-深水陆棚沉积环境。深水笔石页岩是该时期典型的沉积物, 埋深相对较浅, 连续沉积厚度大, 分布广泛, 有机碳含量较高, 有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型, 有机质成熟度达到高-过成熟阶段, 具有较高的生烃潜力。
(2) 上扬子地区下志留统龙马溪组富有机质页岩的脆性矿物较高, 普遍达到50%, 多类型微孔隙和微裂缝, 为页岩气提供良好的储层空间。特别是在渝东-湘鄂西区较佳保存条件, 且较高的含气量, 具有良好页岩气资源前景。
龙马溪页岩 篇6
1区域地质概况
1.1区域构造背景
渝东南地区位于四川盆地东南部外缘、重庆地区东南部,大娄山脉北西侧,属于上扬子板块。行政区域辖黔江区、武隆县、石柱土家族自治县、秀山土家族苗族自治县、酉阳土家族苗族自治县、彭水苗族土家族自治县六区县( 图1) ,地处武陵山脉,系乌江水系[4,5]。该地区自中元古代以来经历过多期构造运动,主要有晋宁运动、澄江运动、加里东运动、华西运动、印支运动、燕山运动、喜山运动这七期大的构造运动。根据扬子板块的构造演化史,可以大致分为三个演化阶段: 中元古代—新元古代早期扬子准地台褶皱基底形成阶段,南华纪—三叠纪槽台分化阶段,侏罗纪—第四纪陆内改造阶段。重庆地区构造沉积经过以上各阶段的发展演化,形成了从北到南的北西向大巴山逆掩推覆构造带、北北东向隔挡式褶皱带,以及北北东向与北西向复合改造的弧形喇叭构造及与黔北南北向构造复合改造的南北向帚状构造。研究区主要以区域构造高幅抬升及强烈挤压为特点,导致下古生界地层埋藏浅、变形严重、破坏强烈,现今构造形态表现为高陡状褶皱[6—9]。
1.2区域地层系统
研究区内下古生界主要出露寒武系—志留系地层,发育的地层包括: 下寒武统牛蹄塘组、耙榔组、清虚洞组,中寒武统敖溪组、花桥组,上寒武统车夫组、 比条组、追屯组,下奥陶统桐梓组、红花园组、湄潭组,中奥陶统十字铺组、宝塔组,上奥陶统临湘组、五峰组,下志留统龙马溪组,中志留统罗惹坪组( 图2) 。
上扬子地区海相泥页岩分布广泛,主要发育在浅水陆棚 ~ 深水陆棚环境。早寒武世该地区有川中古隆起、鄂中古隆起、丁山水下高地三处隆起( 图3) ,从古隆起向周围逐渐水深加深,发育浅水陆棚至深水陆棚环境,在川东鄂西、川南和湘黔地区水深最深,为泥页岩的发育创造有利环境。早志留世,上扬子地区发育川中隆起和黔中隆起,江南古隆起已具雏型( 图4) ,由其向周围水深逐渐加深,由浅水陆棚逐渐到深水陆棚,在川东鄂西和川南处水深最深, 泥页岩最发育[10]。
早寒武世,渝东南主体处于浅水陆棚—深水陆棚沉积环境,牛蹄塘组发育黑色页岩、炭质页岩,底部含磷结核,并伴生有硅质岩,西南部夹粉砂质页岩及泥质粉砂岩,厚度上呈现北薄南厚的特点,北部厚度小于50 m,南部大于150 m,平均在100 m左右。 埋深西北部较深,大于3 000 m,东南部较浅,小于200 m,部分出露地表,平均在2 000 m左右。牛蹄塘组页岩主要发育在研究区南部、东部地区,西部地区不发育。早志留世,渝东南地区主体位于川东—鄂西深水陆棚的中心,龙马溪组地层从下到上逐渐由深水陆棚环境过渡为浅水陆棚环境,下部发育大套黑色页岩、炭质泥页岩,为深水陆棚相,上部发育泥质粉砂岩、黑色炭质粉砂岩和粉砂岩,为浅水陆棚相。厚度在研究区内变化不大,西北部较薄( 170 m左右) ,中部较厚( 400 m左右) ,平均300 m; 东南部由于剥蚀量大,难以确定地层厚度。埋深西北部较深,大于2 000 m,东南部较浅,大部分出露地表,平均在1 200 m左右。龙马溪组页岩主要发育在北部及中部地区,南部由于受到强烈剥蚀而不发育[11]。
2取样及测试描述
研究以下寒武统牛蹄塘组黑色页岩和下志留统龙马溪组黑色页岩为对象,系统选取渝科1井和酉科1井的牛蹄塘组岩心60块,酉浅1井、黔浅1井的龙马溪组岩心30块。在系统观察后,最终选取40块牛蹄塘组岩心和13块龙马溪组岩心进行有机碳实验; 11块牛蹄塘组岩心和12块龙马溪组岩心进行干酪根碳同位素和饱和烃色谱分析; 15块牛蹄塘组岩心和10块龙马溪组岩心进行镜质体反射率和显微组分测试; 50块牛蹄塘组岩心和25块龙马溪组岩心进行黏土矿物及全岩X-射线衍射分析; 25块牛蹄塘组岩心和13块龙马溪组岩心进行孔隙度和渗透率测试; 25块牛蹄塘组岩心和13块龙马溪组岩心进行比表面和孔径分析。
测试实验项目全部在长江大学分析测试中心完成,有机碳分析是在27 ℃条件下,用Leco碳硫测定仪完成测定,执行标准为GB /T 19145—2003和GB / T 18602—2001; 干酪根碳 同位素测 定采用Delta Plus XL型色谱-同位素比值质谱仪,执行标准为GB / T 18340. 2—2010; 饱和烃色谱测试采用HP6890型色谱仪,执行标准为GB /T 18340. 5—2010; 镜质体反射率 和显微组 分测试是 依据GB /T 6948— 2008,使用仪器是荧光显微镜LABORLUX 12 POL和显微镜光度计( MPV-3) ; 黏土矿物及全岩X-射线衍射分析采用仪器为D8-DISCOVER型X射线衍射仪,在温度为24 ℃,相对湿度为35% 的条件下,依据SY/T 5163 - 1995标准,进行测试; 孔隙度和渗透率测试依据SY/T 5336—1996标准,采用Ultrapore-200A氦孔隙仪和ULTRA-PERM200渗透率仪测试完成的。比表面和 孔径分析 检测依据 为GB /T 19587—2004,使用仪器 为比表面 测定仪Quadrasorb SI。
3有机地球化学特征
3.1总有机碳
有机质丰度指标主要有总有机碳( TOC) 和氯仿沥青“A”,由于我国南方海相地层发育时代早,构造运动频繁,成熟度普 遍偏高 ( Ro达到2. 5% ~ 5. 0% ) ,残留氯仿沥青“A”含量普遍很低,已经不能够准确反映南方海相页岩的生烃潜力,故一般用总有机碳含量来表征页岩气的生烃能力。
测试结果表明牛蹄塘组TOC含量为0. 04% ~ 9. 93% ,平均为2. 46% ,龙马溪组TOC值位于0. 22% ~ 5. 31% ,平均为1. 78% ( 表1 ) 。前人采集的露头样品的测试结果比本次研究的偏小,可能是由于露头样品暴露在地表,长期遭受风化淋滤、微生物降解所致,不能真实反映地下页岩层段的生烃能力。
* “/ ”后数字表示平均值。
3.2有机质类型
在我国的许多油田应用中,通常采用三类四分法的干酪根划分方案,即I型( 腐泥型) 、II1型( 腐殖 ~ 腐泥型) 、II2型( 腐泥 ~ 腐殖型) 和III型( 腐殖型) 。浅海陆棚相以及深湖 ~ 半深湖相,形成的有机质以Ⅰ 型和Ⅱ1型为主,易于生油,并随热演化程度增加,原油裂解成气; 海陆过渡相和沼泽环境下形成的有机质以Ⅱ2型和Ⅲ型为主,产气潜力大[16]。
有机质类型的测定有多种方法,包括生物来源法、干酪根显微组分法、元素分析法、岩石热解法,红外光谱法、生物标志化合物法以及干酪根碳同位素法[17]等等。由于南方海相页岩成熟度较高,很多指标受热演化程度影响较大,本次研究选择受热演化影响较小的干酪根碳同位素法对有机质类型进行测定。根据干酪根碳同位素判识有机质类型原理,δ13C < - 28‰ 的为I型有机质,- 28‰ ≤ δ13C < - 26. 5‰ 的为II1型有机质,- 26. 5‰ ≤ δ13C ≤ - 25‰的为II2型有机质; δ13C > - 25‰的为III型有机质[18—21]。
测试结果发现牛蹄塘组样品的干酪根 δ13C值介于 - 32. 5‰ ~ - 31. 6‰,平均为 - 32. 0‰,按照干酪根的划分标准,属于典型的I型干酪根。对龙马溪组样品进行测试,干酪根 δ13C值在 - 30. 7‰ ~ - 27. 6‰,平均为 - 29. 7‰,属于I型有机质。烃源岩饱和烃中类异戊二烯烷烃的特征也可以帮助判断有机质类型,从Pr/n-C17与Ph /n-C18关系( 图5) ,也可以看出,牛蹄塘组与龙马溪组母质类型基本都是海相藻类的I型-II1型有机质,这与前人的研究结果较为一致。
3.3有机质成熟度
源于高等植物碎屑的镜质体反射率( Ro) 随热演化程度的升高而稳定增大,并具有相对广泛、稳定的可比性,使其成为国际上烃源岩有机质成熟度评价中唯一可对比的成熟度指标,客观地用于表征晚古生代以来的绝大多数烃源岩的有机质成熟度[22], 但是由于南方下古生界海相地层缺乏标准意义上的镜质体,通常用沥青反射率( Rb) 来近似地表征页岩的成熟度,然后用VRo = 0. 618Rb + 0. 4 ( 据Jacob, 1985) 来换算成等效镜质体反射率。通过对采集的样品进行测试,牛蹄塘组的等效镜质体反射率VRo在2. 68% ~ 3. 63% 之间,平均为3. 19% ,龙马溪组样品的等效镜质体反射率VRo在1. 80% ~ 2. 96% 之间,平均为2. 34% ,总体上,牛蹄塘组页岩比龙马溪组页岩的成熟度要高,这与前人的研究结果较为一致( 表2) 。
* “/ ”后的数字表示平均值。
4岩矿特征
4.1脆性矿物类型与含量
通过全岩X衍射分析,发现牛蹄塘组和龙马溪组的脆性矿物类型基本一致( 表3) ,主要包括碎屑矿物( 石英和长石) ,以及自生脆性矿物( 碳酸盐岩和黄铁矿) 。渝科1井牛蹄塘组脆性矿物组成中, 石英含量最高,占到42. 19% ,碳酸盐岩矿物( 主要为方解石、白云石和菱铁矿) 含量次之,为15. 49% , 长石( 主要为斜长 石,钾长石含量极 少) 含量为8. 78% ,黄铁矿含量最少,不足5% 。酉科1井牛蹄塘组石英含量平均为45. 50% ,长石含量为6. 69% , 碳酸盐岩矿物占4. 81% ,黄铁矿含量占4. 38% 。牛蹄塘组脆性矿物总量在61. 38% ~ 68. 60% 之间。龙马溪组脆性矿物组成中,石英含量最高( 44. 20% ~ 50. 24% ) ,长石含量次之( 12. 29% ~ 14. 93% ) ,碳酸盐岩矿物较少( 6. 10% ~ 10. 69% ) ,黄铁矿含量最少( 1. 80% ~ 2. 99% ) ,脆性矿物总量在66. 1% ~ 76. 21% 之间。总体来看,两套页岩层系的总脆性矿物含量均超过40% ,岩石的脆性较强,在外力作用下易形成天然裂缝和诱导裂缝,一般形成树状或网状结构缝,有利于页岩气开采[1]。
* “/ ”后的数字表示平均值。
4.2黏土矿物类型与含量
通过黏土矿物X衍射分析,牛蹄塘组与龙马溪组黏土矿物类型基本一致( 表3) ,主要为伊/蒙混层矿物、伊利石和绿泥石,高岭石含量极少,不含蒙皂石。通过对比,发现龙马溪组伊/蒙混层矿物的相对含量( 37. 87% ~ 41. 43% ) 要远高于牛蹄塘组伊/蒙混层矿物的相对含量( 8. 94% ~ 11. 57% ) ,绿泥石含量相差不大,伊利石含量以牛蹄塘组较高。
5储集物性
5.1孔隙度与渗透率
岩石的孔隙性和渗透性是反映岩石储存流体和运输流体能力的重要参数,分别用孔隙度和渗透率来表征[25]。和常规储层相比,页岩普遍具有低孔、 低渗的特点[26]。通过常规孔渗物性测试,结果表明: 牛蹄塘组页岩孔隙度分布在0. 4% ~ 2. 7% 之间, 平均为1. 2% ,龙马溪组页岩孔隙度介于0. 58% ~ 6. 24% 之间,平均为3. 71% ( 表4 ) 。牛蹄塘组渗透率在1. 3 × 10- 3~ 8. 8 × 10- 3m D( 为了表述的方便, 近似地认为1 m D = 1 × 10- 3μm2) 之间,平均为8. 0 × 10- 3m D,龙马溪组渗透率位于1 × 10- 4~ 0. 173 m D范围,平均0. 016 8 m D。实测的龙马溪组样品孔渗物性与渝页1井的测试结果相近,但鹿角剖面的数据远大于井下样品,这可能与泥页岩中发育大量的次生孔隙有关,也可能是由于露头样品经地层抬升至地面后,压力释放,弹性膨胀,并且经历地表的风化、淋滤作用,造成测出的孔隙度和渗透率值偏高,与实际孔渗有一定的偏差。
5.2孔隙结构和比表面积
国际理论和应用化学协会( IUPAC) 按孔隙直径大小将微观孔隙分为三类: 微孔隙( < 2 nm) 、中孔隙( 2 ~ 50 nm) 和宏孔隙( > 50 nm)[29]。孔隙体积的大小决定了页岩气的储气量,而孔隙结构则决定页岩气的赋存形态。目前研究认为,页岩气主要以游离态和吸附态两种方式赋存与页岩体系中,其中吸附态页岩气主要赋存在微孔隙和中空隙中,而在宏空隙和微裂缝中以游离态形式存在[30]。页岩低孔低渗的储层特点说明在孔隙结构中,微孔隙和中空隙占据了主体地位,这也决定了页岩气的赋存状态以吸附作用为主,游离态的页岩气可以看成是原始页岩中吸附状态的天然气在裂缝孔隙存在条件下解吸而形成。从这个意义上说,吸附状态存在于页岩中的天然气才是页岩气资源的初始状态。比表面积是指1 g固体所占有的总表面积[31],BET比表面积是BET比表面积测试法的简称,该方法由于是依据著名的BET理论为基础而得名。页岩孔隙的比表面是页岩气吸附的主要场所,也是影响页岩吸附气量的重要主控因素之一,因此孔隙比表面的增大有助于增强对页岩气的吸附能力[32]。
* “ / ”后的数字表示平均值。
用比表面测定仪Quadrasorb SI对两套页岩岩心样品进行测试,结果表明( 表5) ,龙马溪组页岩的总孔隙体积是牛蹄塘组页岩总孔隙体积的2倍,其中龙马溪组的微孔体积是牛蹄塘组的3倍,而中孔和大孔体积是其2倍多。储气能力明显好于牛蹄塘组。在比表面积上,龙马溪组也近似与牛蹄塘组的2倍,吸附能力明显高于牛蹄塘组。
* “/ ”后的数字表示平均值。
6差异对比讨论
已有页岩气钻井资料表明,渝东南地区牛蹄塘组页岩的含气性明显低于龙马溪组页岩的含气性, 通过对研究区内牛蹄塘组、龙马溪组两套页岩各项成藏条件的对比,发现龙马溪组页岩的成藏条件确实要优于牛蹄塘组页岩的成藏条件。
在沉积环境上,二者均为浅水陆棚—深水陆棚相,底部有机碳含量高,向上随着含砂量的增加逐渐过渡为浅水陆棚相。龙马溪组埋深相对较浅,厚度比牛蹄塘组大。总有机碳含量二者相差不大,有机质类型均为I型,但是在成熟度上,牛蹄塘组页岩要高于龙马溪组,并且已进入生气死亡线。在岩矿特征上,两套页岩的脆性矿物总量均超过40% ,有利于后期压裂改造,黏土矿物总量相差不大,但黏土矿物相对含量却有很大差异,主要体现在伊/蒙混层矿物( I/S) 和伊利石( I) 含量上,龙马溪组伊/蒙混层矿物( I/S) 含量明显高于牛蹄塘组伊/蒙混层矿物 ( I/S) 含量,而伊利石( I) 含量前者小于后者,绿泥石相对含量则相差不大。在储层物性方面,虽然页岩属低孔、超低渗储层,但不同层位的页岩还是表现出较大差别: 龙马溪组的孔隙度和渗透率均高于牛蹄塘组的孔隙度和渗透率( 孔隙度是后者3倍,渗透率是后者2倍) ,在孔隙体积和比表面积上也具有类似特征。
6.1储集物性的影响
众所周知,孔隙是石油和天然气的重要储集空间,对页岩储层而言,孔隙度高的龙马溪组无疑会比牛蹄塘组储存更多的天然气,而在超低渗的页岩储层中出现相对较高的渗透储层,会有利于页岩气的渗流、富集和提高采收率。
前人研究认为,页岩的含气量与总孔隙比表面积呈正相关关系,随着比表面积的增大,页岩的含气量随之增加。比表面积与平均孔径成负相关系,在页岩的各种孔隙中,以微孔和中孔对比表面积的贡献最大[14. 32—34]。牛蹄塘组和龙马溪组页岩中发育大量的纳米级孔隙,但是龙马溪组的微孔体积和中孔体积均大于牛蹄塘组的,比表面积也是后者的2倍,因此,龙马溪组页岩的含气性要优于牛蹄塘组。
6.2黏土矿物的影响
泥页岩的比表面积和孔体积均与黏土矿物密切相关。朱晓军等[35]研究发现,蒙皂石等膨胀性的粘土矿物,其比表面有内外表面之分( 矿物颗粒表面的外表面和矿物层间的内表面) 。在蒙皂石,伊利石和绿泥石三种矿物中,蒙皂石的比表面积为800 m2/ g,伊利石为30 m2/ g,高岭石和绿泥石为15 m2/ g[35]。吉利明等[36]对不同黏土矿物的甲烷等温吸附曲线进行研究,发现蒙皂石的吸附能力最强,伊/ 蒙混层矿物次之,伊利石和绿泥石最小[36]。这也说明黏土矿物的吸附能力是通过其较大的比表面积来控制的。对比两套页岩的黏土矿物相对含量,与龙马溪组页岩相比,牛蹄塘组页岩中具有较大比表面积的伊/蒙混层矿物含量减小,而具有较小比表面积的伊利石和绿泥石含量增加。因此龙马溪组岩心样品的比表面积明显大于牛蹄塘组页岩的比表面积, 这与实验实测的情况相符( 表5) 。
6.3热成熟度的影响
页岩的储集空间可分为基质孔隙和微裂缝。基质孔隙又包括残余原生孔隙、有机质生烃形成的有机质孔隙、黏土矿物在成岩作用过程中形成的层间孔隙、不稳定矿物( 如长石、方解石) 溶蚀形成的溶蚀孔隙[37]。现有研究表明,牛蹄塘组与龙马溪组页岩的储集空间主要为有机质孔隙和黏土矿物层间孔隙[38]。由于热成熟度的升高不仅会造成有机质孔隙微观结构的变化,还会引起黏土矿物之间的转化, 造成黏土矿物层间孔隙和比表面积的变化,进而影响页岩的比表面积和孔体积,从而改变其含气量。
6. 3. 1成熟度对有机质孔隙的影响
根据Tissot的干酪根热降解生烃模式,有机质在生烃过程中,伴随着成熟度的增加,有机质的孔隙结构会发现显著变化,微孔和中孔的数量将增多,增大了有机质孔隙的孔体积和比表面积,从而使页岩储层的孔体积和比表面积也大大增加( 图6) 。但是当Ro超过3. 0% 之后,有机质孔隙开始减少,这可能与成熟度过高,导致有机质碳化有关,主要表现为: 牛蹄塘组页岩有机质孔隙出现明显的塌陷和充填,导致有机质微孔隙大量被充填而基本消失,有机质微孔体积大量减少,从而降低了牛蹄塘组页岩孔隙的孔体积比表面积,进而影响其含气性。同时,过高的成熟度还会影响有机质的生烃能力,根据前人对生烃动力学的模拟,海相干酪根的生气死亡线一般为3. 0% ~ 3. 1%[39,40]( 图7) ,而牛蹄塘组页岩成熟度平均在3. 0% 以上,已经超过生气死亡线,生气转化率接近100% ,孔隙结构随成熟度的改变会影响其含气饱和度,相比较而言,龙马溪组页岩成熟度平均在2. 0% ~ 2. 3% 之间,未达到生气上限,有机质生成的天然气可以作为页岩气的有力补充,因而呈现出龙马溪组页岩含气性较高的现象。
6. 3. 2成熟度对黏土矿物层间孔隙的影响
成熟度不仅会对有机质孔隙产生显著影响,同时还对黏土矿物层间孔隙的发育起着很大作用。基本原理是在成岩作用过程中,随着成熟度的增大,蒙皂石等具有较大比表面积的黏土矿物逐渐转化为伊/蒙混层矿物( I/S) 和绿/蒙混层矿物( C /S) ,随着成岩作用的加强,伊/蒙混层矿物( I/S) 和绿/蒙混层矿物( C /S) 继续转化为具有较小比表面积的伊利石( I) 和绿泥石( C) ,在整个过程中,黏土矿物层间孔隙的孔体积和比表面积都将大大减小。对比两套页岩的黏土矿物的类型和相对含量,发现龙马溪组正处于伊/蒙混层矿物( I/S) 向伊利石( I) 转化阶段,而牛蹄塘组的混层矿物已基本转化为伊利石 ( I) ,处于成岩晚期 ~ 变质作用阶段,其比表面和孔隙体积都急剧较小,致密化程度增大,从而导致页岩的含气性降低。
7结论
通过对研究区牛蹄塘组和龙马溪组页岩的成藏条件的对比,发现两套页岩的差别主要体现在三个方面———孔渗物性、伊/蒙混层黏土矿物( I/S) 的相对含量和热成熟度。而三个方面的差别又都不是独立存在,都会由成熟度的变化而产生影响,因此,对于处于高过成熟—极高过成熟的页岩而言,成熟度的高低起着决定性的作用。在漫长的地质历史过程中,过高的热演化程度已严重影响了牛蹄塘组的微观孔隙结构和成岩作用,出现孔隙体积和比表面积均明显小于龙马溪组页岩的情况,不利于页岩气的吸附富集,从而导致了牛蹄塘组页岩的富气程度不如龙马溪组的结果。
摘要：下寒武统牛蹄塘组与下志留统龙马溪组页岩是我国南方下古生界发育的两套富有机质黑色页岩,由于其分布面积广、厚度大、有机质丰度高的特点而成为页岩气勘探的重点层位。涪陵礁石坝页岩气田的发现标志着龙马溪组页岩气已取得了重大突破,但是牛蹄塘组页岩气至今还未取得实质性的突破。通过对渝东南两套富有机质黑色页岩的沉积环境、厚度、埋深、有机质丰度、类型、成熟度、岩矿特征,孔渗物性等方面的对比分析,发现两套页岩的差别主要体现在三个方面——孔渗物性、伊/蒙混层黏土矿物(I/S)的相对含量和热成熟度,其中成熟度的高低起着决定性的作用。在漫长的地质历史过程中,过高的热演化程度已严重影响了牛蹄塘组的微观孔隙结构和成岩作用,出现孔隙体积和比表面积均明显小于龙马溪组页岩的情况,不利于页岩气的吸附富集,从而导致了牛蹄塘组页岩的富气程度不如龙马溪组的结果。