四川盆地东部盆缘龙马溪组页岩气富集成藏条件与启示

四川盆地东部盆缘龙马溪组页岩气富集成藏条件与启示

0地质意义与海相页岩气勘探合作的思考岩气作为一种非常常见的天然气资源，在美国北部得到了良好的勘探和开发效果。而与美国东部页岩气发育盆地具有许多地质相似性的中国南方无疑也是一个值得被高度重视的页岩气勘探开发领域。近年来针对四川盆地及周缘志留系龙马溪组等海相页岩层系开展了不少研究与勘探工作。近期在四川盆地东缘焦石坝构造实施的JY1井,在下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组页岩中测试获得稳定高产工业气流,实现了南方海相页岩气的战略突破,增强了南方复杂构造区、高演化程度海相页岩气勘探的信心,具有重要的借鉴和启示意义。五峰组沉积厚度较薄,为了叙述方便,本文以龙马溪组代替下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组。1成岩带及沉积相JY1井位于四川盆地东缘川东隔挡式褶皱向隔槽式褶皱的过渡地区,紧邻四川盆地东部边界齐岳山断裂,地表出露三叠系嘉陵江组—志留系,断裂发育。受华蓥山断裂带、齐岳山断裂带及娄山断褶带的共同影响,川东地区呈现出由北东向、北北东向高陡背斜带与宽缓向斜和断裂带组成的隔挡式褶皱,成排成带平行排列(图1)。JY1井加里东期位于乐山—龙女寺古隆起东南下斜坡;印支期位于泸州古隆起东南斜坡;燕山—喜马拉雅期是四川盆地构造形成与定型、油气成藏的关键时期,焦石坝所在的川东褶皱区表现为快速沉降—缓慢隆升剥蚀—快速隆升剥蚀过程,快速沉降阶段主要发生于晚白垩世早期(约80~100Ma前)以前,而快速隆升剥蚀过程发生在中新世以来,剥蚀量最高达3km。经过燕山—喜马拉雅期的构造改造,盆内背斜核部普遍出露下三叠统,向斜核部出露中、上侏罗统沙溪庙组和蓬莱镇组;而盆地边缘背斜核部普遍出露志留系甚至更老地层,向斜核部出露下三叠统—志留系。主要的页岩气勘探层系——龙马溪组,在四川盆地东缘广泛分布,厚度变化较大,石柱漆辽剖面厚度为656m,而DS1井厚度仅为148m,富含有机碳(TOC>2.0%)的地层主要集中在龙马溪组下部和五峰组,为深水陆棚沉积。与下伏上奥陶统五峰组页岩、上覆志留系小河坝组砂泥岩地层均为整合接触。2地层及井-震旦系JY1井为一受断层控制的断背斜构造,整体地层较为宽缓,地层倾角仅2°,向翼部迅速变陡,背斜顶部断层不发育。JY1井的钻探有2个主要目的:一是探索龙马溪组下部页岩层系的含气性、有机地球化学特征,为页岩气评价提供依据;二是探索此类构造的油气保存条件,为钻探深部寒武系—震旦系含油气组合做准备。JY1井开孔层位为下三叠统嘉陵江组,分别钻遇飞仙关组、二叠系、石炭系、志留系和中、上奥陶统,完钻井深2450m。志留系厚度为986m,其中龙马溪组厚266m,五峰组厚6m。JY1井对龙马溪组下部和五峰组进行了89m连续取心,并进行了水平井钻探,水平段长为1008m,大型压裂改造后,试获稳产、高产工业气流,不仅证实了龙马溪组下部—五峰组发育优质页岩层系,而且证实该套页岩层系能起到盖层作用,增强了向深部探索的信心。2.1jy1井—地层特征晚奥陶世—早志留世,四川盆地处于被动大陆边缘向前陆盆地的转换时期,存在一个“三隆夹一坳”的向北开口的陆棚,南部是黔中古隆起,西部是川中古隆起,东部是雪峰古隆起。在宜宾—石柱发育深水陆棚,有2个沉积中心:一为川南的宜宾—泸州地区;另一个为川东的武隆—石柱地区。JY1井位于武隆—石柱沉积中心,钻井揭示龙马溪组—五峰组自上而下发育浅水陆棚和深水陆棚2套沉积。龙马溪组—五峰组与上覆志留系小河坝组、下伏奥陶系涧草沟组呈整合接触,大体可以分成3个大的岩性段:上部2146~2326m发育砂泥质浅水陆棚相沉积,主要岩性为灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩;中部2326~2377m为灰泥质浅水陆棚沉积,主要岩性为灰黑色含碳酸盐岩粉砂质泥岩,可见零星分布的笔石和黄铁矿;下部2377~2415m为灰泥质深水陆棚沉积,主要岩性为黑色炭质泥页岩,硅质含量明显增高,富含笔石,黄铁矿呈条带状分布(图2)。2.2储层及基岩碳同位素利用JY1井岩心分析资料进行了测井标定,本井取心段卡层准确,取心段之上TOC值小于0.5%。龙马溪组、五峰组TOC值大于0.5%的地层厚89m,TOC平均值为2.54%;TOC值大于2.0%的地层位于五峰组—龙马溪组底部,地层厚为38m,TOC平均值为3.50%。干酪根镜检分析表明泥页岩有机质类型为Ⅰ型,δ13C(PDB,下同)值为-29.2‰~29.3‰;天然气碳同位素具有明显的倒转现象:δ13C1值为-29.2‰,δ13C2值为-34.05‰;RO值为2.2%~3.06%。2.3有机质泥页岩储层岩石孔隙结构物性分析表明,龙马溪组38m优质页岩层段孔隙度介于2.78%~7.08%之间,平均为4.80%,渗透率介于(0.0016~216.601)×10-3μm2之间,平均为0.16×10-3μm2。岩心、薄片、氩离子抛光扫描电镜观察发现,富有机质泥页岩中储集空间类型多样,主要包含了有机质孔、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、有机质收缩孔、构造裂缝及页理缝等储集空间类型(图3)。裂缝不发育段,渗透率均小于0.01×10-3μm2(表1)。研究表明,泥页岩储层岩石的孔隙结构是影响其储集能力和页岩气开采的主要因素,大多数页岩的孔隙主要依赖于小于10μm孔隙的孔隙体积发育程度,其中10nm左右的纳米孔隙含量丰富。龙马溪组页岩压汞资料表明多数样品孔喉结构呈单峰特征,孔喉半径集中分布在3.8~36nm范围内,少数样品呈双峰特征,孔径分布在3.8~2344nm范围内(图4)。泥页岩比表面积分布于0.6739~2.3659m2/g范围内,平均为1.3691m2/g,比表面积与TOC呈正相关,即TOC值越高,比表面积就越大,说明泥页岩中孔隙以有机质孔隙为主。2.4岩石矿物组成X-射线衍射分析显示,下部优质页岩层段黏土矿物含量介于16.6%~49.1%之间,平均含量为34.6%。黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主,分别占黏土总量的63.5%和31.4%,绿泥石次之,占黏土总量的4.9%;未见蒙脱石和高岭石。石英、长石等脆性矿物含量介于50.9%~80.3%之间,平均为62.4%。脆性矿物以石英为主,平均含量为44.4%;其次为长石,平均含量为8.3%(图2);白云岩、方解石平均含量分别为5.9%、3.8%。另有少量的黄铁矿等。JY1井龙马溪组页岩层段下部见到大量的硅化笔石、放射虫生物化石,也是页岩气层脆性矿物含量高的一个重要原因。总体上,石英等脆性矿物含量向下呈增加的趋势,且石英与残余有机碳含量呈正相关关系,有机质丰度高、脆性矿物含量高是龙马溪组页岩富集高产的重要地质因素。2.5岩心等温吸附实验结果基岩两家岩心等温吸附效果地层水现场岩心含气量测试表明,JY1井下部富有机质页岩层段含气量介于0.89~5.19m3/t之间,平均为2.96m3/t,具有高含气丰度,含气量与残余有机碳含量、脆性矿物含量呈明显的正相关关系。同时,岩心等温吸附实验表明,泥页岩在30℃条件下饱和吸附气量处于1.72~4.66m3/t之间,表明泥页岩具有良好的吸附性。与北美Barnett等典型页岩地质特征相比,JY1井龙马溪组页岩TOC、物性、含气量、黏土矿物含量、脆性矿物含量等参数指标与北美页岩基本相当,具有相似的页岩气形成条件,埋藏深度适中,但热演化程度偏高(表2)。3龙溪组页岩气富集成藏的地质意义通过对JY1井构造、岩性组合、有机地球化学、岩石矿物特征的综合分析,结合区域地质资料,除去TOC、脆性矿物含量、厚度等常规评价参数外,对复杂构造区、高演化程度海相页岩层系的研究与勘探,有以下几点启示:(1)多期构造演化和抬升剥蚀背景下,构造与保存条件是页岩气富集成藏的首要条件。上扬子地块经历了加里东等多期构造运动的叠加改造,导致地层强烈褶皱形变、抬升、剥蚀,油气保存条件复杂。在四川盆地东缘,由于受齐岳山大断裂的影响,保存条件变得尤为复杂。常规天然气勘探表明,大断裂、高陡构造油气保存条件,往往受到影响,主要勘探目的层常变为水层,且是与地表沟通的淡水类型。四川盆地东缘构造样式主要表现为由盆地内的隔挡式—盆缘的“槽—挡”过渡带—盆外的隔槽式等变形带所组成(图1),其中,隔挡式变形带构造变形强度较弱,“槽—挡”过渡带构造变形中等,隔槽式变形带构造变形较强,从而导致不同构造带、不同构造部位保存条件存在明显差异。JY1井位于焦石坝背斜高部位,处于盆缘“槽—挡”过渡带,Y101井位于盆内阳高寺背斜构造带上,处于盆内隔挡式变形带,2口井均在下志留统龙马溪组页岩层段获得高产工业气流,且均为异常高压地层;而同在盆内的威远构造同为背斜构造,且一直位于隆起区,但是钻探表明为常压、低产。因此,正向构造、超压对页岩气的富集具有重要作用,但并非正向构造就能形成高产富集,而要结合构造—沉积演化分析,其是否具有形成高压的过程;而JY1井岩心现场含气量测试龙马溪组页岩中游离气含量高达65%,也说明高演化程度地区,以游离气为主的页岩气的富集对保存条件的要求,要明显高于以吸附气为主的低演化程度的页岩层系。PY1井处于“槽—挡”转换带的桑柘坪向斜内,龙马溪组测试获得日产2.5×104m3工业天然气流,地层压力系数为0.9~1.0,属于常压偏低,说明向斜区龙马溪组页岩气具有一定的保存条件,但由于地层以单斜的形式直接出露地表,侧向保存条件受到一定的破坏,因此仅获低产气流。综上所述,与常规油气勘探一样,在复杂构造区、高演化程度海相页岩气勘探,构造与保存条件是页岩气富集成藏的首要条件。(2)龙马溪组下部优质烃源岩多期层滑和构造作用形成的网状裂缝是页岩气富集高产提供了储层条件。南方地区2套主要页岩层系——龙马溪组和下寒武统烃源岩是南方构造变形中的主要滑脱层,在印支期、燕山期和喜马拉雅期多期构造演化中起着层滑作用。JY1井龙马溪组取心段自上而下,有3个值得注意现象:一是下部高角度裂缝发育;二是下部在泥页岩裂缝面可见明显的滑痕、阶步或光滑平整的镜面特征(图5);三是JY1井岩心观察、物性、氩离子抛光扫描电镜、压汞等资料研究表明龙马溪组下部优质泥页岩中发育大量的纳米级有机孔隙,还有部分溶蚀孔、晶间孔,为龙马溪组页岩气的富集成藏提供了充分的、有效的储集空间。再者,龙马溪组下部泥页岩具有有机质丰度高、石英和长石等脆性矿物含量高、低泊松比、高杨氏模量等特点,杨氏模量为25~49GPa,泊松比为0.192~0.245,水平地应力差异系数为34%,且泊松比、最小主应力从上往下逐渐降低,因此,真正起到滑脱作用的是龙马溪组下部富含有机质、高脆性矿物含量的30~40m层段。与后期多期构造运动形成的高角度裂缝一起,在底部形成网状裂缝,有利于天然气的运聚和储层改造(图6)。(3)龙马溪组上部砂泥岩和上奥陶统灰岩为龙马溪组页岩气的形成起到了良好的封隔作用。页岩气藏的形成除了具备良好的基本地质条件外,要形成超压、富气高产的页岩气藏,必须具备良好的顶板、底板封隔条件,因为:一方面有效阻止天然气快速垂向运移、散失而富集成藏;另一方面便于后期页岩气层大型压裂改造。其下伏地层中、上奥陶统十字铺组为碳酸盐岩开阔台地滩间海含云泥质灰岩,宝塔组为台地边缘浅滩含生屑灰岩,涧草沟组为台地边缘斜坡灰色含泥质瘤状泥晶灰岩,连续厚度介于45~50m之间。研究区DS1井中、上奥陶统涧草沟组—宝塔组灰岩岩心物性分析孔隙度为0.61%~1.66%,平均为1.01%,渗透率为(0.0058~0.1092)×10-3μm2,平均为0.0201×10-3μm2,表现出典型的特低孔、特低渗致密灰岩特征,区域上呈厚层状连片分布,与龙马溪组呈整合接触;且在四川盆地及邻区尚未发现气层与水层,因而,起到了良好的底板封隔作用,有利于后期的大型压裂改造。龙马溪组上部泥岩具有有机质丰度相对较低、低孔低渗的特点,JY1井钻探表明,全井共发生7次地层裂缝性井漏,其中中志留统韩家店组5次,下志留统小河坝组2次,而进入龙马溪组后未发生地层漏失,因此,龙马溪组顶部和小河坝组底部粉砂质泥岩、泥质粉砂岩,起到了顶板封隔作用。(4)与常规气藏不同,断裂和抬升的破坏作用对以泥页岩为储层的页岩气藏的影响相对较弱,对南方复杂构造区页岩气的勘探具有示范意义。页岩气藏中泥页岩自身既是烃源岩又是储层同时还是盖层,具有“自生自储”的成藏模式。与常规气藏相比,页岩气藏不易遭受破坏,断裂和抬升的破坏作用相对较弱。这里需强调的是与常规气藏以孔隙、不整合、断裂等作为油气运移通道相比,对保存条件要求相对较弱,主要基于以下几个方面。首先,泥页岩作为页岩气储集层,发育大量纳米级有机微孔隙,一般具有低孔、低渗致密储层的特点,从而降低了天然气渗流、运移、散失的速率。JY1井龙马溪组页岩气层段平均孔隙度为4.52%,裂缝不发育段渗透率一般小于0.01×10-3μm2,对89m岩心分析表明,裂隙发育段与不发育段是间互发育的(表1),如此低的渗透率有效阻止了页岩储层中天然气的快速运移、散失。第二,与“常规气藏一旦保存条件不好,气藏便被破坏”不同,页岩气藏中16%~80%的天然气是以吸附状态赋存于富有机质泥页岩中,即使游离气有损失,如果纵向保存条件未被破坏,吸附气也可较好的保存下来,不至于整个气藏遭受完全破坏。岩心现场含气量实测结果显示JY1井龙马溪组优质泥页岩中吸附气量高达35%以上。第三,页岩气藏为连续性气藏,构造改造、应力的改变对吸附气具有解析作用,有利于持续供气、连续聚集。第四,泥页岩本身具有良好的塑性,在压应力作用下泥页岩