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标题

南川地区龙马溪组页岩气储层特征分析

范文

刘可顺金吉能田媛邱亚辉孔雅慧周佳兴

摘 ?????要：四川盆地作為我国页岩气主要产地，其中龙马溪组页岩气资源储量尤为丰富，针对该组地层进行储层特征研究，对该盆地页岩气富集规律研究、压裂工艺设计以及优选有利区意义重大。在岩心观察基础上，结合测井资料以及地质资料的分析，开展页岩矿物特征、物性特征和地球物理特征等页岩气储层特征研究。研究结果表明龙马溪组页岩骨架矿物为石英、方解石、长石等，脆性矿物总含量58%，黏土矿物种类丰富包括伊利石、伊蒙混层、绿泥石和高岭土;孔隙类型多样，龙一段孔隙度分布在0.46%～3.86%之间，平均值1.70%，孔隙度高于龙二、龙三段;龙一段总有机碳含量在2.22%～3.64%之间，生烃物质基础较好;泊松比与杨氏模量分别为0.17～0.32，31.9～70.7 GPa。综合认为南川地区龙马溪组具有较好的脆性，龙一段储集物性优于中上两段，高杨氏模量低泊松比，具有较好的资源勘探开发潜力。

关 ?键 ?词：龙马溪组;页岩气;储层特征;南川地区

中图分类号：TE122.2+3 ??????文献标识码：?A ??????文章编号： 1671-0460（2020）01-0138-04

Characteristics of?Shale Gas Reservoirs?in

Longmaxi Formation in Nanchuan Area

LIU?Ke-shun1，2，?JIN?Ji-neng1，2， TIAN Yuan1，2， QIU?Ya-hui1，2， KONG?Ya-hui1，2， ZHOU?Jia-xing1，2

（1. College of Earth Sciences， Yangtze University， Hubei Wuhan 430100， China;

2. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas， Yangtze University， Hubei Wuhan 430100， China）

Abstract： Sichuan basin is the main producing area of shale gas in China， and?Longmaxi formation shale gas resource reserves are particularly abundant. Study?on the reservoir characteristics of Longmaxi formation is of great significance to the study of shale gas enrichment in the Sichuan basin， fracturing?process design and screening out favorable areas. In this paper， based on the core observation， combined?with the logging data and the analysis of geological data， the?characteristics of shale gas reservoir were studied， such?as shale mineral characteristics， physical?characteristics and geophysical characteristics. The?results show that the shale skeleton minerals of Longmaxi formation are quartz， calcite， feldspar， etc.The?total content of brittle minerals is 58%.The rich clay minerals include illite， imiline， chlorite?and kaolin; the?pore types are diverse. The?first section of Longmaxi formation has a porosity distribution between 0.46% and 3.86%， with an average of 1.70%.The total organic carbon content of the first section of Longmaxi formation is between 2.22% and 3.64%， which has a relatively good base of hydrocarbon generation， and?the porosity is higher than the second and third sections.The Poisson's ratio of Longmaxi Formation is 0.17～0.32， and the Young's modulus is 31.9～70.7 GPa.?Longmaxi formation in Nanchuan area has good brittleness， and?reservoir property of the first sections is superior to the second section and the third section of Longmaxi formation， and?its Young's modulus is high， Poisson's ratio is low， so it has good potential for resource exploration and development.

Key words： Longmaxi formation; Shale gas; Reservoir characteristics; Nanchuan area

页岩气是指以吸附态和游离态赋存在泥页岩中一种非常规天然气资源，具有“自生自储、原地成藏、低孔低渗、强烈非均质性”的特性[1，2]。在美国针对页岩气的勘探开发取得突破，成功实现页岩气大规模商业化开采的背景下，学者们开始重视国内海相地层中页岩及其赋存的页岩气。我国南方地区海相页岩发育广泛，页岩气远景资源储量十分丰富，经过十多年的发展，围绕四川盆地晚古生界下志留统龙马溪组建成了多个示范区。同时在页岩气的资源评价方面取得一定成果。一般选取TOC含量、矿物成分及矿物的脆性指数、储层物性等作为页岩储层评价的参数[3]。在页岩储层中有机质孔隙和矿物原生孔几乎提供了气体吸附的全部空间[4]。脆性矿物与黏土矿物含量高低及矿物比例特征，可以作为页岩气开发过程中压裂工艺设计的重要参考[5]和页岩气优选重点勘探区的指示[6]。相较于常规储层，因页岩气开采过程需要储层改造，所以有必要以储层特征为切入点展开研究。此外，随着我国页岩气勘探开发工作由海相页岩气规模化开采推向海陆过渡相及陆相工业化试验开采[7]，也要求我们更加准确的掌握海相页岩储层特征，以满足进一步勘探需要。

所以，为了弄清南川地区龙马溪组页岩气储层特征，笔者综合利用测井、地震、地质资料，分地质特征、岩石物理特征两个方面进行探究，旨在丰富海相页岩气理论研究以及为川东南地区页岩气评价和勘探工作提供一定依据。

1 ?地質背景

1.1 ?区域构造

四川盆地根据褶皱作用影响程度不同可以分为川西坳褶区、川中平缓褶皱区、川北低平褶皱区和川东高陡褶皱区[8]。南川位于川东高陡褶皱带外缘，受华南板块边缘江南雪峰造山带逆冲推覆以及后续印度板块的挤压的影响，研究区自SE向NW方向地层出现不同程度的逆冲，发育青龙乡断层、平桥西断层、龙济桥断层等断层[9]。根据构造变形的强弱程度，可以将南川地区划分为强变形带、中等变形带和弱变形带，不同区带构造走向线以NE～SW为主。

1.2 ?区域地层

川东南地区地层基底为前震旦系板溪群变质岩，地层岩性自下而上表现出海相-海陆过渡相的变迁，这种复杂的相带沉积背景下，研究区发育多套生储盖组合。本次研究目的层段龙马溪组岩性为富有机质页岩，沉积有机质类型以腐泥型为主[10，11]。研究区龙马溪组页岩沉积于水体安静且氧含量低的半深水-深水陆棚环境，地层厚度在300～450 m之间，厚度自东向西有加厚的趋势，与下伏临湘组灰岩及上覆小河坝组均整合接触，呈现灰岩-页岩-砂岩的岩性突变。根据A井AC测井曲线特征将龙马溪组分为上、中、下三段，其中下段（龙一段）岩性为黑色炭质页岩、炭硅质页岩，中上部分（龙二段和龙三段）岩性为页岩夹粉砂质页岩或粉砂岩，自下而上泥质含量逐渐降低。

2 ?页岩气储层特征

2.1 ?地质特征

2.1.1 ?矿物特征

在页岩储层研究工作中做到矿物成分的定性及定量意义重大，表现在两个方面：一是黏土矿物有较高的比表面积，有利于页岩气在储层中的吸附;二是脆性矿物的含量高低直接影响了页岩储层压裂增产的效果。当然，黏土矿物含量并不是越多越好，黏土矿物含量高脆性矿物就会少，从而影响页岩储层的压裂效果。在南川地区按硅质矿物、碳酸盐和黏土矿物组分百分含量将龙马溪组页岩相划分为硅质岩、硅质页岩、富泥硅质页岩、富硅/泥混合质页岩和富硅泥质页岩（表1）。

南川地区页岩主要矿物为黏土、石英和长石（包含钾长石与斜长石）（图1）。黏土矿物包括伊利石、伊蒙混层、绿泥石和高岭土，其中伊利石平均含量58%，伊蒙混层平均含量30%，绿泥石平均含量9%，高岭土平均含量3%。脆性矿物包括石英、长石、方解石、白云石和黄铁矿等，其中石英平均含量38%，斜长石平均含量7%，钾长石平均含量2%，方解石平均含量4%，白云石平均含量5%，黄铁矿平均含量2%。矿物含量百分比图表明：黏土矿物含量随深度增加而降低，总含量平均值为42%;脆性矿物含量随深度增加而升高，总含量平均值为58%。南川地区龙马溪组脆性矿物含量>50%。笔者综合各种矿物含量进行脆性系数计算，得出一个较高数值，说明页岩储层具有可压裂性，经水平井压裂后有资源增产的潜力。

2.1.2 ?物性特征

页岩沉积物颗粒细小、含水率高，在沉积之初孔隙非常发育，但是成岩过程中压实作用导致页岩原生孔隙巨幅降低，减少量可达到沉积之初的98%～99%[13]，这也解释了现今页岩孔隙多在纳米级的原因。亚离子抛光扫描电镜显示，本区主要发育有机质孔隙、脆性矿物孔、黏土矿物孔和微裂缝等不同储集空间[12]。其中，有机质孔多发育在沉积有机质内部，属于次生孔隙，来自生烃后沉积有机质减少部分的体积，在四种孔隙中最为发育。脆性矿物孔、黏土矿物孔、微裂缝等原生孔隙因压实作用损失严重对总孔隙度的贡献不及有机质孔。

依据南川地区A井孔隙度测井曲线可知，龙马溪组孔隙度在0.23%～3.86%之间，平均值1.06%，龙一段孔隙度在0.46%～3.86%之间，平均值1.70%。将A井孔隙度测井数据进行统计可得图2。由图2a可知龙马溪组孔隙度主要分布在0.5%～2.0%，由图2b可知龙一段孔隙度主要分布在1.5%～2.5%之间。图2a、2b孔隙度分布区间主峰向右迁移，可以认为龙一段孔隙较龙二、龙三段更为发育，具有更好储集物性，可以为页岩气提供更多的储集空间。

2.1.3??TOC特征

总有机碳质量分数（TOC）是评价页岩气储层的一项重要参数。以往的TOC数值通过取芯井钻取岩心后进行测试分析得出，受限于样品个数测试结果很难做到连续表征储层。学者们利用测井曲线与TOC之间的存在的响应关系，现建立了多种比较成熟的模型：自然伽马能谱预测模型[14]、电阻率与孔隙度相结合预测模型[15]、密度预测模型[16]等。笔者在结合前人经验公式的基础上，建立了南川地区TOC的密度预测模型，计算出足够数量的TOC数据后进行投点繪图（图3）。

由图3可知，龙一段TOC在2.22%～3.64%之间，平均值2.75%，主要分布范围在2.5%～3.5%，总有机碳含量较高，生烃的物质基础较好，为页岩气富集奠定物质基础。

由图中趋势线可知，随地层深度加深数值增大，TOC与深度表现出良好的线性相关。页岩储层孔隙主要来自干酪根生烃后产生的有机质孔，结合龙一段的TOC分布特征，可以认为龙马溪组页岩越靠近底部孔隙越发育，与上文分析的物性特征认识一致。

2.2 ?地球物理特征

脆性矿物平均含量>50%，证实了页岩具有可压裂性，但是通过研究页岩储层岩石力学特征，可以确定储层的可压裂性和压裂难度。一般选取泊松比（
）和杨氏模量（
）这两个参数表征储层岩石物理，反映页岩气储层可压裂性[17]。泊松比反映页岩在压力下破裂能力，杨氏模量反映压裂后保持裂缝的能力。若杨氏模量越大，泊松比越小，对应的脆性指数就越大，地层也就越容易压裂[18]。本次研究采用地震数据利用公式（1）直接计算泊松比，利用公式（2）直接计算杨氏模量。

?????????????（1）

????????（2）

式中：Vp?—纵波速度;

Vs?—横波速度;

ρ?—地层密度。

由B井测井曲线可知，南川地区龙马溪组地层密度在2.52 ～2.75 g/cm3之间，平均值2.67 g/cm3，纵波速度在3 811～5 658 m/s，平均值4 707 m/s，横波速度在2 177 ～3 296 m/s之间，平均值2 684 m/s。计算可得龙马溪组泊松比在0.17～0.32之间，平均值0.24，杨氏模量在31.9～70.7 GPa之间，平均值49.0 GPa。将计算结果投点在坐标轴上得图4。

由图可知泊松比（图4a）在3 950～4 250 m随深度加深而上升，4 250～4 400 m随深度加深而降低，泊松比随深度变化以4 250 m深度为拐点表现出两段性，表明龙一段与龙二、龙三段岩性组合存在差异;杨氏模量（图4b）数值随深度加深，表现为减少-增加-减少的趋势。根据国外页岩气开发经验[2]，杨氏模量数值>30 GPa，泊松比<0.30即可认为页岩储层脆性较大。而研究区页岩杨氏模量>30 GPa，泊松比<0.25，属于易于压裂的高杨氏模量低泊松比储层，开发时经过储层改造可以实现页岩气的高产稳产。

3 ?结论

（1）页岩矿物中，黏土、石英、长石（包括钾长石和斜长石）是主要矿物，总含量89%，黏土矿物平均含量42%，脆性矿物平均含量58%，计算所得的脆性系数较高，指示储层可以被压裂改造。

（2）页岩储层孔隙多样，但由于有机质孔提供了主要的储集空间，所以龙马溪组靠近底部物性更好。龙马溪组孔隙度0.23%～3.86%，平均孔隙度1.06%，需要通过水平压裂改造来提高页岩气产量，实现商业化开采。

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