发布时间：2019-12-25所属分类：科技论文浏览：1次
摘 要： 摘要:为研究川东南DS地区页岩气富集情况，综合分析DS地区页岩气生气条件、储集空间以及保存条件，对该地区页岩气富集条件进行研究。结果表明:研究区页岩有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，厚度大，TOC为2.00%～6.67%，Ro为2.20%～3.36%，处于过成熟产干气阶段;页
摘要:为研究川东南DS地区页岩气富集情况，综合分析DS地区页岩气生气条件、储集空间以及保存条件，对该地区页岩气富集条件进行研究。结果表明:研究区页岩有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，厚度大，TOC为2.00%～6.67%，Ro为2.20%～3.36%，处于过成熟产干气阶段;页岩有机质含量高，有机质孔及微裂缝发育，提供页岩气储集空间及横向渗流通道;DY2、DY4井埋藏深度适中，压力系数大于1.2，单井日产量分别为10.5×104m3/d和20.0×104m3/d，属高产页岩气井。通过对烃源、储集空间及保存条件的综合分析，认为有机质及孔隙发育、埋藏适中、压力系数大、保存条件良好的区域是页岩气有力勘探区。该研究可为今后相似地区的页岩气勘探提供借鉴。
关键词:川东南;DS地区;龙马溪组;页岩气;控制因素;富集条件
0引言
页岩气勘探是现今国内外非常规油气勘探的重点领域，成熟页岩层普遍含气[1-3]。中国页岩气藏地质条件较为复杂，学者对页岩气运聚富集的主要控制因素尚无统一观点。川东南地区是中国页岩气勘探的主要地区，厘清页岩气运聚富集、形成规模性气藏的控制因素，对今后同类地区页岩气勘探具有重要意义。页岩由于其致密性，常被视为自生自储自盖型圈闭，而对于复杂地质环境下发育的页岩，常不能满足自盖要求。针对这一特点，在对页岩气生成和储集空间发育分析的基础上，分析页岩顶、底板地层构造要素及断裂对地层的破坏等，对川东南DS地区页岩气富集形成规模及页岩气藏的主要控制因素进行研究。解析生气、储集及封盖条件对页岩气富集成藏的影响，认为有利的生气条件是页岩气富集的物质基础，储层空间发育提供页岩气聚集的空间场所，而保存条件是页岩气形成后能否留存的关键。结合烃源、储藏、保存三者条件及时空配置因素，综合分析各条件对页岩气富集控制的权重。
1区域地质概况
DS区块位于川东高陡褶皱带和川南低缓褶皱带的交汇部位，空间上为NE向宽缓向斜和紧闭背斜组合的隔槽式褶皱[4-6]。研究区为北东向展布的断鼻状背斜[7](图1)。研究区经历海西至喜山运动等5次大型构造运动，构造演化时间长，地层出露相对完整，除泥盆系和石炭系外，震旦系至侏罗系均有出露。DS地区发育多套泥页岩地层，具备良好的页岩气开发前景。
早志留世时期，川东南DS地区海平面上升，水体快速加深，低等生物大量繁衍，水体闭塞，含氧量降低，形成相对还原的水体[8]。生物死亡后，在缺氧的还原环境中沉积并保存下来，形成一套厚度大、高丰度、高成熟度的富有机质页岩。主要产气层龙马溪组底部为黑色炭质页岩夹薄层砂质页岩，大量笔石、化石及黄铁矿发育，向上岩性转变为钙质页岩与泥灰岩夹层。
2页岩气生成物质基础及控制因素
2.1有机质类型和丰度
受海底火山作用的影响，页岩沉积期水体温暖，营养物质丰富，微生物富集[9]，形成以Ⅰ型干酪根发育为主，Ⅱ1型干酪根少量发育的优质烃源母岩，页岩层中笔石丰富，氢碳含量比较高，为大量产气提供了物质基础。通过对DY1HF、DY2井钻井取样分析可知，底部黑色炭质页岩TOC最高，向上灰质和砂质成分加大，TOC递减，并得到不同深度页岩有机质含量变化规律(图2)。由图2可知:DY1HF井1970.5～2020.6m深度的页岩TOC为0.62%～2.00%，整体小于2.00%，随深度增加TOC平缓波动;2020.6～2052.9m深度的页岩TOC为2.00%～6.65%，随深度增加TOC呈线性增加，最高达6.69%;DY1HF井全段页岩层TOC为0.41%～6.69%，TOC平均值为2.37%;DY2井测试段TOC为0.84%～6.48%，高于中国划定的页岩层有利勘探开发TOC最低值(2.00%)，属于优质页岩，DY1HF井和DY2井优质页岩有效厚度分别为26.18m和32.36m。
2.2高演化有机质基础
龙马溪组优质页岩形成于早志留世时期，形成时间早，地温梯度大，热演化时间长。页岩埋藏深度为1500～4500m，DY1HF井与DY2井Ro为2.20%～3.36%，处于过成熟阶段(图3)。通过对样品进行热解检测，得到吸附烃及游离烃含量分别为0.00～0.86mg/g和0.00～0.67mg/g，整体生烃潜力为0.00～1.53mg/g。研究区厚度较大的页岩层形成于深水陆棚环境，有机质类型相同，随深度的变化，页岩有机质丰度和热演化程度发生变化，页岩产气量也出现差异，此为控制页岩气生成的主要因素。
3页岩气储集空间特征
3.1无机质孔隙
龙马溪组页岩矿物组成包括黏土矿物、石英、长石及少量黄铁矿，黏土矿物含量大，矿物颗粒细小，接触紧密。原生矿物晶间孔隙欠发育，仅存在少数矿物间孔隙以及黏土矿物颗粒之间的微米级孔隙。
通过对DS地区页岩样品进行背散射Maps扫描观察(图4)发现，页岩层中发育大量不同类型的微孔隙，孔隙空间不规则发育，形状和分布不一，主要包括生物化石孔、晶间孔和晶内孔;孔隙空间形状多样，包括圆形、蠕虫形、发散状等;在上覆地层压力作用条件下，各类孔隙空间产生不同程度的形变，对原孔隙结构进行改造。
3.2有机质孔隙
有机质孔隙是指发育在页岩有机质内部的微小孔隙，包括页岩有机质本身所具有的原生孔隙以及埋藏生烃过程中由于生烃收缩作用形成的孔隙，其形成与干酪根类型密切相关。研究区Ⅰ型干酪根形态以团絮状为主，自身孔隙较发育。埋藏过程中随有机质成熟度增加，烃类气体生成，干酪根出现质量亏损。由于生烃增压作用的影响，烃类气体体积急剧膨胀，干酪根体积缩小[13]，形成生烃收缩孔。烃类气体生成后，优先吸附于干酪根等有机质颗粒表面，其次以游离态赋存于有机质孔隙和其他孔隙空间中[11]。页岩有机质孔隙空间(图4c、e)的发育和地层的埋藏过程相关，随着埋藏深度的增加，有机质成熟度升高，在不同深度范围段有机质孔隙具有分段递变规律，当有机质成熟度小于2.0%时，有机质孔隙度随成熟度的增加而增大，当成熟度不小于2.0%时，孔隙度反而会由于成熟度过大而出现一定的缩小。川东南DS地区龙马溪组下段有机质总体处于过成熟状态，有机质孔隙发育，是一类重要的储集空间类型，对页岩气的储藏具有重要贡献。
3.3裂缝储集体
页岩层原生孔隙空间分散，孔隙连通性较差。裂缝在加大页岩储集空间，形成裂缝储集体的同时，也作为页岩油气的渗流通道[14]。通过岩心裂缝观察和FMI成像测井研究发现:页岩裂缝类型包括构造剪切缝、水平滑脱缝和层理缝3类，不同裂缝在岩心和成像测井图解上的表现形式不一，构造裂缝岩心表现为沿一平面错断，测井解释图上表现为高角度“V”型的曲线和近水平直线。DY1HF井岩心裂缝面平直完整，呈高角度切断岩心形式产出，DY4井裂缝包括水平层理缝和高角度的剪切缝。随页岩埋深和脆性的不同，裂缝发育和充填程度也不相同，结合前人[3-8，13-18]及此次研究，龙马溪组底部页岩共发育3期裂缝，第2期和第3期裂缝主要呈半充填和未充填状态，为页岩层提供大量储集空间，第1期裂缝充填程度较高，充填矿物主要为方解石(图4c)，不利于储集空间的形成，但增大了页岩脆性。研究区页岩全岩X衍射分析和矿物脆性分析显示，DS地区页岩脆性矿物总含量为61%，其中，硅质含量为43%，含少量粒状及裂缝充填黄铁矿。
4良好的保存条件控制页岩气成藏
页岩气藏的形成是一个动态运聚的过程，保存条件制约页岩气能否富集[17]。顶、底板条件，地层压力系数，地层埋深，构造运动期次与强度是影响保存条件的因素。
4.1构造要素对保存条件的影响
构造要素对保存条件的影响主要体现在地层压力变化及其产生的断裂和裂缝的发育，使其成为页岩气逸散的通道。构造抬升使地层埋藏变浅，易造成页岩气的逸散。从盆外到盆内的构造演化历史存在明显递进变性特征，盆外构造变形时间早，强度大，对页岩气保存不利，盆内构造抬升时间晚，变形弱，相对有利于页岩气聚集和保存。如位于盆地内的焦页1井和DS地区位于齐岳山断裂以西，构造抬升时间距今约82Ma，而位于盆外的彭页1井地层抬升时间较盆内早，距今约120Ma[1]，构造演化时间长、强度大，地层变形和剥蚀强烈，保存条件差，压裂测试阶段日产气仅为2×104m3/d，而焦石坝地区和DS地区构造抬升时间晚，构造变形弱，地层剥蚀厚度小，保存条件好，DY2井和焦页1井压裂测试阶段的日产气量均大于10×104m3/d。
川东南地区经历长时间、多期次构造运动的叠加改造，不同期次和级次的断裂对页岩气的保存作用不同。齐岳山断裂控制下的大型断裂常错断页岩层，切穿顶、底板，大型断裂附近小型裂缝过于发育，页岩气逸散作用强，对页岩气的保存不利，而DS地区小型断裂对页岩层的破坏程度低，龙马溪组上部地层中发育的裂缝对页岩气垂向上的扩散不利，结合DS地区实际勘探开发结果，距离齐岳山断裂较近的DY1井和DS1井在试气阶段日产气分别为3.0×104m3/d和3.4×104m3/d，属低产页岩气井，而距离齐岳山断裂相对较远的DY4井单井日产量达到20.0×104m3/d。岩心观察发现，DY1井和DS1井岩心裂缝发育程度远高于DY2井和DY4井。研究结果表明:页岩层中裂缝具有控制页岩气运移和保存的双重作用，一方面，未充填裂缝加大了页岩储集空间，增大页岩气渗流能力，加速了页岩吸附气的解吸，加大游离气含量;另一方面，当裂缝被高度充填时，可以阻碍页岩气的逸散，对页岩气富集高产有利。同时，研究区在区域构造作用下产生的小型褶曲在一定程度上阻碍了页岩气的运移，为页岩气的保存提供了条件。
4.2顶、底板条件
龙马溪组底部为五峰组页岩及临湘组和宝塔组的灰岩、白云质灰岩，岩性致密、孔隙度低，孔隙度为1.5%，渗透率为0.013×10-3μm3，突破压力为48.8MPa，同时宝塔组和临湘组灰岩地层厚度大，分布连续。根据碳酸盐岩储层孔隙度评价标准，底板碳酸盐岩孔隙度小于2.0%，属于隔层，为页岩有利的底板条件，龙马溪组上段页岩厚度大、塑性强、裂缝欠发育，是龙下段优质页岩的直接盖层，而龙马溪组顶部的石牛栏组主要以泥质灰岩、灰质泥岩为主，泥质含量高，平均孔隙度仅为1.3%，渗透率为0.015×10-3μm3，突破压力高达75.9MPa，属有利顶板条件。此外，志留系地层上部发育的三叠系膏盐层虽非广布盆地，但在川东南DS地区，三叠系沉积环境转变为局限—强蒸发台地相[19]，膏盐层分布范围广、厚度大，阻碍页岩气垂向上的运移，是研究区良好的区域性盖层。
4.3地层埋深与压力系数
根据国外页岩气勘探经验，将地层埋深大于1000m、地层压力系数大于1.2的地区划为页岩气勘探相对有利区[20-21]。DS地区页岩整体埋深为1000～4500m，DS鼻状构造优质页岩埋深为1500～4500m(图5)，处于有利埋藏深度。DS1、DY1井埋藏深度约为2000m，埋藏深度浅，压力系数小于1.2;DY3井页岩的压力系数虽大于1.2，但埋藏深度浅，日产气量较低;DY2、DY4井页岩埋深大于3000m，压力系数大于1.2。页岩气实际勘探开发的动态数据证实，埋藏深度大、地层压力系数大于1.2的DY2、DY4井等单井获得较高的日产气量。
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