下志留统

下志留统（精选3篇）

下志留统 篇1

四川盆地是国内页岩气资源最丰富的地区[1]。近年来川南油气勘探也展示了巨大的勘探开发潜力, 但页岩气储层含气测井响应变化较弱, 为此, 建立一套快速、有效识别和评价优质页岩气储层的测井方法。

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.

[3]李庆辉, 陈勉等.页岩气储层岩石力学特性及脆性评价[J].石油钻探技术, 2012, 40 (4) :17-22.

下志留统 篇2

页岩气的勘探开发已被列入国家‘十二五’规划之中,而川渝地界的下志留统龙马溪组地层和寒武系的筇竹寺组是政策规划和资本注入的重点区域。目前,围绕页岩气的开采已经开展了大量的科研攻关,重心主要集中在页岩气分布、成藏机理、含气性评价、有机质含量、微观孔隙结构特征描述等方面[1—5],研究目的也主要是偏向于资源评价,有利区域优选等。龙马溪组页岩具有硬脆性质,尽管水化膨胀型粘土含量低,由于水平井钻井过程中,钻井液与页岩储层长时间接触[6],导致了钻井过程中常常出现长水平井段井壁失稳现象。但目前围绕页岩气开发开展的为安全钻井服务的基础研究[6]还相对较少,基于此,现选取了重庆地区龙马溪组页岩露头,开展了页岩基础物性实验研究,测试了作为井壁失稳外在表征声波响应,测试作为其内在原因的理化性质,以及分析两者之间的相关性。研究成果将为进一步页岩地层的钻井井壁稳定性研究提供理论支持。

1 实验样品的制备

研究对象为重庆地区下志留统龙马溪组地层页岩。首先,选取可近似为横向各向同性的露头岩样作为研究取心对象;分别沿平行层理方向(如图1-a)、与对称轴呈一定角度(30°、60°,如图1-b,1-c)、垂直于平行层理方向(如图1-d)进行小岩心钻取,利用钻机控制层理角度误差在5%以内,为了不影响测试效果,所切制样品直径均在1”左右,长度37.87—51.11 mm间不等,两端面磨平抛光;最后,将夹角为30°岩心两端打磨出的多余岩屑进行制样,作为理化特性实验的样品。

2 页岩声学特征研究

实验用HKGP-3型致密岩心气体孔隙度测定仪来测量页岩孔隙度。由于页岩孔隙极小,实验发现上述仪器只能测量孔隙度而不能测量渗透率,因此根据气测渗透率原理自行组装了页岩渗透率测量仪(如图2)进行渗透率测定。

表1为实测页岩岩心基础物性参数。从表中可以看出,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%,平均值为1.9%,渗透率也表现出非常低的特性,范围在10-4~10-5m D数量级。

声波实验测试是在常温(20℃),轴压恒定为0.5 MPa,使用西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室自行研制的承压型声波换能器采用透射法[7]进行测量。从图3中各层理角度下样品声波时差变化可以发现:层理角度一致的样品间声波时差变化相对较小,不同频率下有一定的频散现象。由图4可知,不同孔隙度下,随层理与岩心轴线夹角的变大,声波时差呈现出增大趋势,该规律将为不整合非均质页岩地层钻井过程中,避免钻头发生偏钻事故提供可参考依据。

3 页岩理化性质研究

3.1 矿物组分

制备了20份样品,采用X射线衍射分析技术(XRD)进行岩样的矿物组分分析,实验结果如图5—图6。从图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%,脆性矿物石英、斜长石、白云石等由此可知该地层脆性较大。

在矿物分析的基础上,进一步对样品黏土矿物赋存状态、微观形貌及微观结构进行表征研究,选用FEI公司生产的Quanta450环境扫描电子显微镜开展实验,结果(如图7)表明:试件层理和微裂纹高度发育,黏土矿物呈定向性排列,增强了微裂纹的丰度以及地层的非均质性。

3.2 阳离子交换容量研究

页岩黏土矿物表面有一定数量的可交换阳离子,当黏土矿物与水接触时,这些阳离子就从黏土矿物表面解离。黏土矿物表面可交换阳离子越多,泥页岩膨胀就越剧烈。泥页岩的阳离子交换能力用每100 g分散介质在pH=7的条件下所能吸附的交换性阳离子的总量来表示,符号为CEC。依照行业标准SY/T 5613—2000和SY/T 5613—93,采用亚甲基蓝法测定法,对前述制备的样品进行测量。图8为样品实验结果,可以看出CEC的取值均小于10 mmol/100 g,平均值为8.2 mmol/100 g,说明总体的水化膨胀能力较小。

3.3 比表面及孔径分布研究

黏土矿物表面是氧原子或氢氧根,具有强烈的亲水性,比表面积是确定泥页岩水化程度的一个重要参数,石油工程中,泥页岩比表面常被定义为100g干燥泥页岩中的总表面积。孔径分布是研究毛管力的基本参数,通过对孔径分布的研究可以确定泥页岩毛管力大小。使用美国康塔Quantachrome公司的NOVA2000e仪器,选择N2-BET法,将上节进行CEC测试的岩心同时测试其比表面积和孔径大小,实验结果如图9,从图9中可以看出比表面积的平均取值为18.39 m2·g-1,孔径大小平均值为3.76 nm,比表面和孔径呈现出较强的负相关性。

4 页岩声学规律与理化性质相关性研究

灰色系统的关联度分析方法[8]是分析系统中各因素的关联程度,并对系统动态发展态势的量化作比较分析。其实质是对数据进行几何关系的比较,找出比较序列的发展趋势与参考序列发展趋势的吻合情况,并据此判断比较序列与参考序列的关联程度,从而得出影响参考序列的主要因素。按照上述方法将得到的声波时差和各个影响因子(即页岩理化性能参数:比表面积、CEC、孔径大小、孔隙度和渗透率)之间的关联度列表如下。

从表2可以看出,声波时差与页岩比表面积和孔径大小的关联度比较大,而与阳离子交换容量、孔隙度和渗透率的关联度相对较小,说明页岩比表面积和孔径大小的值是影响声波时差的重要因素,而阳离子交换容量、孔隙度和渗透率的值对其影响相对较小。声波声波时差随比表面积和孔径大小变化关系见图10—图11,可以看出声波时差与比表面呈较好的负相关性,而与孔径呈正相关性。

5 结论

通过对重庆地区龙马溪组露头岩样的实验研究,得到以下认识:

(1)随层理与岩心轴向夹角的变大,声波时差呈现出减小趋势;

(2)该地层层理和微裂缝发育,脆性矿物含量高,石英平均含量超过45%,黏土含量相对较低在22%左右,以伊利石为主,含少量的膨胀性黏土伊/蒙混层;各样品阳离子交换容量CEC值均小于10mmol/100 g,平均值为8.2 mmol/100 g,比表面积的平均取值为18.39 m2·g-1,孔径大小平均值为3.76 nm,比表面和孔径呈现出负相关性;

(3)孔径和比表面与声波时差关联度较好,分别是正、负线性相关性。

摘要：采集重庆地区下志留统龙马溪组露头页岩,开展其基础物性实验,得到以下认识:①随层理角度的变大,声波时差呈现出增大趋势;②研究区域的页岩层理和微裂缝高度发育,脆性矿物含量高,石英平均含量超过45%,黏土矿物以伊利石为主,含少量的膨胀性黏土伊/蒙混层;③各样品的阳离子交换容量CEC平均值为8.2 mmol/100 g,比表面积的平均取值为18.39 m2.g-1,孔径大小平均值为3.76 nm,比表面积和孔径呈现负相关性。最后,利用灰色关联度法分析了声波时差与理化特性参数间的相关性。结果表明:孔径、比表面积与声波时差关联度较好,分别呈正、负线性相关性。

关键词：下志留统,龙马溪组,层理,声波时差,理化特性

参考文献

[1]李一凡,樊太亮,高志前,等.渝东南地区志留系黑色页岩层序地层研究.天然气地球科学,2012;23(2):299-306

[2]张金川,聂海宽,徐波,等.四川盆地页岩气成藏地质条件.天然气工业,2008;28(2):151-156

[3]蒋裕强,董大忠,漆麟,等.页岩气储层的基本特征及评价.天然气工业,2010;30(10):7-12

[4]龙鹏宇,张金川,李玉喜,等.重庆及其周缘地区下古生界页岩气成藏条件及有利区预测.地学前缘,2012;19(2):221-233

[5]王满玉,董大忠,李建发,等.川南下志留系龙马溪组页岩气储层特征.石油学报,2012;33(4):551-561

[6]汪传磊,李皋,彦军涛,等.川南硬脆性页岩井壁失稳机理实验研究.科学技术与工程,2012;12(30):8012-8015

[7]刘向君,杨超,陈乔,等.孔洞型碳酸盐岩地层超声波实验研究.天然气工业,2011;31(8):56-59

下志留统 篇3

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。