四川盆地下志留统页岩含气性及其影响因素研究

张 快，李 东，王天依，林 璠，李 李

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

页岩气属于非常规天然气资源，是指泥页岩在各种地质条件下生成且尚未完全排出的天然气，往往以吸附态、游离态、溶解态等多种形式存在于泥页岩地层当中[1]。吸附态气体主要吸附在粘土矿物和有机质表面，游离态气体主要存在于孔隙和天然裂缝当中，溶解态气体主要是溶解于页岩油中[2]。主要分布在盆地内厚度较大、分布较为广泛的泥页岩地层中。由于大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井与常规天然气相比稳产周期更长。

四川盆地东南部下志留统页岩的有机质地球化学条件优越，具有TOC 含量高、Ro 适中、Ⅰ类母质的特点[3]。焦页1 井龙马溪组的平均TOC 含量为2.42 %；其中，中-低有机质：TOC＜2 %，厚度约40 m；高有机质：TOC 2 %～4 %，厚度约35 m ；富有机质：TOC≥4 %，厚度约15 m；自下而上有机质丰度总体呈减小的趋势。其中下部有机质丰度高，中部为4.01 %，上部为3.03 %。该井下部高产气页岩的Ro＞2.6 %，处于过成熟生气窗内的最佳的地化指标范围之内。

1 区域地质背景

北美勘探开发经验表明，富有机质页岩能够获得重大突破的一个不可忽视的原因是普遍发育较深水、缺氧滞流沉积相带[4]。四川盆地东南部下志留统页岩处于陆棚背景，以深水陆棚亚相沉积为特色，有利于页岩气富集。根据岩心观察，以及生物（放射虫与笔石）、岩性组合、沉积构造、有机质含量等沉积标志确定焦页1井下志留统龙马溪组发育深水陆棚相黑色页岩，而优质页岩（TOC＞2.0 %）厚度约为40 m。

2 页岩地质特征

下志留统富有机质页岩主要集中在龙马溪组底部，其岩性组合特征为自下而上黑色炭质页岩、灰黑色粉砂质页岩。其中焦页1 井龙马溪组埋深为2 150 m～2 420 m，下志留统龙马溪组沉积时期，焦页1 井反映了一个自下而上水体逐渐变浅的过程，底部发育硅质页岩、炭质页岩，向上陆源碎屑物质逐渐增多。其中，底部发育黑色硅质页岩，向上发育粉砂质页岩和少量炭质页岩。彭页1 井龙马溪组埋深为1 750 m～2 150 m。与焦页1 井相比，彭页1 井展示了近乎相似的沉积特征，底部发育黑色炭质页岩，向上逐渐过渡为粉砂质页岩。河页1 井龙马溪组埋深为1 780 m～2 170 m。河页1 井与焦页1 井和彭页1 井龙马溪组整体沉积特征相似，但是其陆源碎屑较为发育。

图1 焦页1 井游离气含量和吸附气含量关系图

3 含气量分析

3.1 现场解吸方法与含气量变化

四川盆地东南部页岩含气性极好。焦页1 井在岩心出筒时，岩心表面气泡密布，岩心浸水试验气泡呈幕状，直观的说明了页岩高含气性。从焦页1 井现场含气量解吸结果来看，龙马溪组总含气量介于0.44 m3/t～5.19 m3/t，平均值为1.97 m3/t，损失气含量介于0.11 m3/t～3.9 m3/t，平均值为1.14 m3/t；解吸气含量介于0.31 m3/t～1.4 m3/t，平均值为0.79 m3/t；残余气含量介于0.01 m3/t～0.07 m3/t，平均值为0.04 m3/t。据此焦页1 井主要以损失气与解吸气为主。通过现场测试分析从上向下，岩心含气量和游离气含量逐渐增高，吸附气变化不大，绝对含气量逐渐增加。在2 370 m 界面以上，含气量以吸附气为主，在此界面之下含气量以游离气为主，吸附气和游离气含量呈正相关关系（见图1、图2）。

3.2 等温吸附实验方法与页岩储层的吸附能力

据焦页1 井8 块实测等温吸附分析化验数（见图3测量温度30 ℃），龙马溪组下部优质页岩的吸附气量最小值为3.64 m3/t，最大值为4.66 m3/t，平均值为4.1 m3/t；中部吸附气量最小值为1.72 m3/t，最大值为2.56 m3/t，平均值为2.21 m3/t；上部吸附气量最小值为2.22 m3/t，最大值为2.76 m3/t，平均值为2.49 m3/t，向上具备上、下高，中间低的两高夹一低的三分特征。并且吸附气量随着TOC 含量的增加而升高，表明吸附能力也逐渐增强。

图2 焦页1 井游离气占比和吸附气占比关系图

图3 焦页1 井龙马溪组和五峰组页岩等温吸附特征

图4 游离气与孔隙度、脆性矿物、TOC、纳米孔的关系

由于30 ℃条件下的等温吸附实验未能反映地层条件下的真实情况，为此，利用郭少斌[5]实验结论，对焦页1 井等温吸附试验数据进行温度校正，龙马溪组温度校正后最大吸附气量平均值为1.28 m3/t；下部吸附气量介于1.75 m3/t～2.77 m3/t，平均值为2.21 m3/t；中部介于0.45 m3/t～0.67 m3/t，平均值为0.56 m3/t；上部介于0.33 m3/t～0.87 m3/t，平均值为0.60 m3/t。校正后各样品点真实的吸附气量明显小于等温吸附试验结果，但总体趋势相近。

4 含气量影响因素

限于四川盆地东南部的局限性，为了反映更大范围、更多类型、更加全面的含气性变化，选取了焦页1井、彭页1 井、黄页1 井、河页1 井，4 口关键井，代表了成功井、失利井，以及高产井、低产井、空井的情况。由于含气量的影响因素较多，本次研究选取孔喉半径、有机质面孔率、Smin 最小非饱和孔隙体积百分数等参数进行研究。

分析可知游离气与TOC、孔隙度、脆性矿物含量呈一定的正相关，与粘土矿物含量呈一定的负相关性，增加而增加，且TOC≥3.0 %，孔隙度≥1.4 %后呈跳跃升高（见图4）。

分析可知吸附气与TOC、纳米孔隙度、脆性矿物含量具有一定的正相关性，与粘土矿物含量具有一定的负相关性，但相关性均欠佳，没有明显的跳跃，也无快速的升高（见图5）。

游离气、吸附气均受保存条件影响。盆地之内，压力系数一般较高，保存条件好，游离气多；盆地之外，压力系数一般低，保存条件差，游离气、吸附气含量均不高。

图5 吸附气与孔隙度、脆性矿物、TOC、纳米孔的关系

5 结论

根据焦页1 井的分析结果认为：总含气量（吸附气和游离气）随着深度的增加而呈明显的增加趋势，各地质分段游离气量均明显高于吸附气量，具备自上而下气测异常值逐渐增加的特点。根据多口特征井分析认为：游离气主要受孔隙度、脆性矿物、TOC 和纳米孔孔隙度的影响，吸附气主要受TOC 控制，二者均受保存条件影响。

［1］ 唐显春，曾辉，张培先，等.宜城地区荷塘组页岩含气性浅析［J］.油气藏评价与开发，2011，4（1）：78-84.

［2］ Curtis J B.Fractured shale-gas system ［J］.AAPG bulletin，2002，86（11）：1921-1938.

［3］ 徐国盛，张震，罗小平，等.湘中和湘潭东南拗陷上古生界泥页岩含气性及其影响因素［J］. 成都理工大学学报，2013，10（5）：577-586.

［4］ 曾祥亮，刘树根，黄文明，等，四川盆地志留系龙马溪组页岩与美国Fort worth 盆地石炭系Barrnet 组页岩地质特征对比［J］.地质通报，2011，30（2/3）：372-384.

［5］ 郭少斌，黄磊.页岩气储层含气性影响因素及储层评价-以上扬子古生界页岩气储层为例［J］.石油实验地质，2013，35（6）:601-606.