四川盆地威远地区龙马溪组泥页岩储层非均质性

潘涛，姜歌，孙王辉

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆 阜康 831500）

四川盆地威远地区龙马溪组泥页岩储层非均质性

潘涛1，姜歌2，孙王辉3

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆 阜康 831500）

在详细调研前人研究成果的基础上，结合四川盆地威远地区的实际地质情况，将泥页岩储层的非均质性分为宏观非均质性、微观非均质性和岩石力学非均质性3个方面。泥页岩储层的宏观非均质性主要体现在储层的横向展布、垂向上的岩性变化以及裂缝的分布特征。下志留统龙马溪组海相优质页岩的有效厚度普遍大于30 m，横向上厚度变化较小，均质性相对较好；垂向上泥页岩中普遍含砂质和灰质，部分层段几乎为粉砂岩，垂向非均质性非常明显；储层中裂缝主要发育在龙马溪组底部层段，具有极强的非均质性。微观非均质性主要受矿物组分和成岩作用的控制，其矿物组分、微孔隙和微裂缝的发育特征具有非常明显的非均质性。岩石力学非均质性主要包括泊松比、弹性模量、脆性和应力各向异性，是决定后期水力压裂措施和页岩气产量的关键。综合研究认为，四川盆地及其周缘龙马溪组页岩横向均质性较好，垂向非均质性、储层裂缝发育特征、微观非均质性以及岩石力学非均质性明显，对后期页岩气井的压裂和采收率的提高有重要影响。

泥页岩储层；非均质性；四川盆地；龙马溪组

0　引言

随着页岩气资源开发的持续推进，页岩气储层非均质性研究的重要性也不断凸显，已成为提高页岩气采收率的关键和基础［1］。通过对北美已钻的大量页岩气井水平层段的测录井数据进行分析发现，其有机碳体积分数、矿物成分、岩石脆性、裂缝发育情况以及含气量等方面都存在明显的非均质性［2-3］。在页岩气生产测井数据中，水平层段上各分段的页岩气产量也有显著的差异［4］。就北美页岩气储层而言，其非均质性研究主要集中在泥页岩应力各向异性研究、泥页岩裂缝研究和泥页岩非均质性建模［1］。国内相关学者［1，5-8］也对页岩气储层非均质性开展了初步研究，并取得了一定的成果和认识。

龙马溪组作为四川盆地页岩气勘探开发的主要层位，其在TOC、岩石脆性、矿物组分和裂缝发育状况等方面均存在明显的非均质性。对页岩气藏的开发基本上都需要进行水力压裂等增产措施，而泥页岩储层非均质性对页岩气井的压裂改造具有重要的影响，因此值得进行进一步的研究。

1　区域地质概况

四川盆地处于扬子准地台上偏西北一侧，是扬子准地台的一个次级构造单元，在印支期已具备盆地的雏形，后经喜山运动全面褶皱形成现今的构造面貌［9］。大的构造分区包括川东南坳褶区、川中隆起区和川西北坳陷区［10］。威远构造属于川中隆起区的川西南低陡褶带，东及东北与安岳南江低褶皱带相邻，南界新店子向斜接自流井凹陷构造群，北西界金河向斜与龙泉山构造带相望，西南与寿保场构造鞍部相接［11］（见图1）。

研究区下志留统龙马溪组为一套深海陆棚沉积—浅海碎屑岩沉积过渡的沉积体系，其下部页岩层段以黑色页岩、黑色笔石页岩、炭质页岩和钙质页岩为主，向上逐渐过渡为黑色粉砂质页岩、炭质页岩、硅质页岩夹泥质粉砂岩沉积。泥页岩具有有机碳体积分数高、有机质类型好、热演化程度高等特点［12］，优质页岩层段主要分布在龙马溪组底部。

2　泥页岩储层宏观非均质性

泥页岩储层的宏观非均质性主要体现在储层的横向展布、垂向上的岩性变化［7］以及裂缝（主要是构造缝）分布特征上，主要受区域地质构造、沉积作用和成岩作用的控制。

2.1储层横向非均质性

深水陆棚相是富有机质泥页岩沉积的主体，也是页岩气勘探的主要方向。盆地不同演化阶段直接控制着富有机质页岩的发育与分布［13］。就整个盆地范围而言，从沉积盆地边缘到沉积中心，泥页岩所占的比重逐渐增加，厚度也逐渐增大。研究区下志留统龙马溪组海相优质页岩的有效厚度普遍大于30 m，沉积环境相对比较稳定，泥页岩地层在横向上厚度变化较小，均质性相对较好。相对稳定的沉积环境和相似的构造演化也造成了泥页岩中TOC和有机质成熟度的分布在平面上差异较小（见图2、图3）。

2.2储层垂向非均质性

储层垂向上的非均质性主要体现在岩性的变化上。纯的泥质泥页岩的储层物性较差，即使经过后期的水力压裂等措施依然难以形成工业产能。相较泥质泥页岩储层，钙质泥页岩、硅质泥页岩、云质泥页岩、粉砂质泥页岩的储层物性较好，发育层段产气量也较高。据M.Rachael等［14］的研究，Barnett页岩气储层垂向上的非均质性非常明显，岩心上可见到泥页岩中夹有大量的薄层硅质碎屑层、泥晶灰岩和灰岩层。四川盆地龙马溪组泥页岩储层垂向上也具有相似的特征，对取心资料分析表明，龙马溪组页岩中普遍含砂质和灰质，部分层段粉砂质体积分数非常高，几乎为粉砂岩，页理非常发育，岩心柱面酸滴剧烈反应而岩心面微反应，由此可见垂向上的非均质性非常明显（见图4）。

2.3储层裂缝分布特征

泥页岩储层中的裂缝不仅是非常重要的储集空间，而且也是天然气渗流的重要通道［15］。裂缝的存在不仅增大了呈游离状态天然气的体积，也有助于呈吸附状态天然气的解析，还有利于页岩地层中呈分散状态的纳米级孔隙的大面积连片，形成网络状孔隙-裂缝系统。裂缝的存在可以极大地提高页岩储层的渗流能力，其发育程度是决定页岩气藏品质的重要因素［16-17］。四川盆地下志留统龙马溪组成岩演化程度高，纵向上岩性变化较快，从岩心统计数据分析发现，主要发育4种类型的裂缝，分别为垂直缝、高角度缝、斜缝和水平缝。裂缝发育特征具有极强的非均质性，主要发育在龙马溪组底部层段，以近垂直的微裂缝和水平缝为主（见表1），这也是龙马溪组页岩气高产的原因。

3　泥页岩储层微观非均质性

储层的微观非均质性主要体现在储层矿物组分、微孔隙和微裂缝的发育特征等方面。随着观测尺度的减小，储层微观非均质性越发明显［7］。

3.1储层矿物组分

脆性矿物体积分数直接影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、含气性及压裂改造方式。页岩中脆性矿物体积分数越高，岩石脆性越强，在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于页岩气的开采，而高黏土矿物体积分数的页岩塑性强，以形成平面缝为主，不利于页岩体积改造［18］。此外在TOC相近的条件下，较高的黏土矿物体积分数有利于气体的吸附［15］。

研究区X衍射实验数据表明，龙马溪组泥页岩储层主要由黏土矿物、石英和碳酸盐矿物组成。储层中黏土矿物以富含较多的绿泥石和伊利石以及较少的高岭石为主要特征。不同层段泥页岩中黏土矿物体积分数变化较大，分布在14.9%～57.1%，平均为37.3%。其中：伊利石质量分数占21.0%～78.0%，平均为50.8%，伊/蒙混层体积分数变化范围较大，平均为19.6%，绿泥石体积分数占10.0%～58.0%，平均为26.8%。石英、长石等脆性矿物主体体积分数40.0%～82.0%，最高可达90.0%，平均为59.6%（见图5）。总体上矿物组分在不同深度段变化非常明显。

3.2微孔隙发育特征

页岩气储层为低孔、特低渗储集层，其微观孔隙以多种类型的微米—纳米级孔隙为主，包括原生孔隙、次生孔隙和有机质孔隙3种类型。泥页岩中微观孔隙的非均质性主要体现在孔隙的类型与形态特征、孔隙间的连通性以及孔隙的分布特征上。微观孔隙的发育主要受成岩作用的影响，在成岩演化的不同阶段所对应的主要储集空间有所不同。四川盆地下志留统龙马溪组页岩演化程度较高，处于晚成岩A阶段，其原生孔隙保存较差，次生孔隙和有机质孔隙较为发育。微观孔隙在纵向上由于矿物组分的不同，其孔隙发育特征也有所不同。黏土矿物体积分数高的层段，黏土矿物晶间孔较为发育，多呈片状和缝状，且其排列方式具有一定的定向性（见图6a）；地层中虽然方解石、长石等易溶组分体积分数较低，但溶蚀孔隙较为发育，在局部富集层段溶蚀孔隙甚至能成为主要的储集空间类型（见图6b）；石英等刚性矿物体积分数高的层段，残余的原生粒间孔隙较为发育（见图6c）；在有机质富集段，可见到“蜂窝状”的有机质孔隙等等（见图6d）。

3.3微裂缝发育特征

泥页岩中微裂缝一般规模较小，主要为微米级，常发育在不同矿物组分接触处，一般未被充填。微裂缝的发育受成岩作用的控制，主要有3种类型：一是黏土矿物转化形成的微裂缝；二是有机质演化异常压力缝；三是有机质高过成熟阶段的体积收缩形成的微裂缝［8］。四川盆地下志留统龙马溪组微裂缝的发育具有极强的非均质性，主要体现在微裂缝的大小、方位及发育特征上。在黏土矿物富集段，黏土矿物转化缝较为发育，主要发育在黏土矿物间和黏土矿物与矿物颗粒的接触处，微裂缝宽度较小，一般在2~3 μm，长度变化范围较大，在十几到几十微米，局部可以达到100 μm左右，主要沿页岩层理发育的方向分布（见图7a）。有机质收缩成岩缝主要分布在有机质与矿物颗粒的接触处，由有机质在热演化过程中体积发生收缩所产生，有机质在生烃过程中产生的有机酸对矿物颗粒表面进行溶蚀，故裂缝面一般不规则，呈锯齿状（见图7b）。裂缝发育规模主要由热演化程度、有机质类型和有机质颗粒大小决定。有机质演化异常压力缝在本区也较为发育，在岩石薄片和扫面电镜图片中都可观察到裂缝面不规则具有明显的分叉现象和“楔形”特征（见图7c，7d）。

4　岩石力学非均质性

泊松比和弹性模量是岩石脆性2个方面，岩石脆性随弹性模量的增加而增加，而泊松比随脆性的增加而减小［18-22］，因此可以用弹性模量和泊松比的组合来定量表征岩石的脆性。岩石应力的变化是影响页岩气产出速度的最重要的非岩石因素之一，当应力差异系数较小（小于0.25），应力各向异性水平趋于中等时，能形成更加复杂的裂缝系统。

龙马溪组底部页岩层段的三轴压力实验数据与通过计算得到的泊松比、弹性模量和剪切模量吻合度较好。对预测剖面分析表明，龙马溪组底部的优质页岩段的泊松比在纵向上变化较小，均小于0.25，弹性模量的变化较大，但均大于3.03 MPa（见图8），脆性指数变化幅度较大，为20.0%～70.0%，高值主要分布在龙马溪组底部层段，平均为37.5%。研究区龙马溪组泥页岩脆性总的来说从下至上逐渐降低，但脆性指标呈锯齿状宽幅震荡变化，表明岩石力学非均质性非常明显。

5　结论

1）通过对威远地区实际地质资料的研究，将龙马溪组泥页岩储层的非均质性分为宏观非均质性、微观非均质性和岩石力学非均质性。

2）泥页岩储层的宏观均质性主要体现在储层横向展布、垂向上岩性变化和裂缝发育特征上。横向上由于沉积环境和构造演化相对稳定，泥页岩厚度、TOC和成熟度的变化较小，均质性相对较好；岩性变化非常明显，垂向上的非均质性强；储层裂缝的发育特征也具有极强的非均质性，主要发育在龙马溪组底部层段，以垂直的微裂缝和水平的小缝为主。

3）储层微观非均质性主要受矿物组分的控制，不同深度段的矿物组分变化较大，导致了微孔隙在类型与形态特征、孔隙间的连通性和孔隙的分布特征及微裂缝的大小、方位及发育特征上具有明显的差异。

4）岩石力学非均质性对后期泥页岩储层的改造具有重要的意义。总的来说龙马溪组泥页岩脆性从下至上逐渐降低，脆性指标呈锯齿状宽幅震荡，岩石力学非均质性非常明显。

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（编辑赵旭亚）

Shale reservoir heterogeneity of Longmaxi Formation，Weiyuan Area，Sichuan Basin

PAN Tao1，JIANG Ge2，SUN Wanghui3
（1.School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China；2.Fengcheng Oilfield Operation Area，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China；3.Zhundong Oil Production Plant，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Fukang 831500，China）

Based on the detailed investigation of predecessors′research and the practical geological conditions of Sichuan Basin and its peripheral，shale reservoir heterogeneity is divided into three kinds:macroscopic heterogeneity，microscopic heterogeneity，and lithomechanics heterogeneity.The macroscopic heterogeneity is mainly instantiated in the horizontal distribution of reservoir，vertical change of lithology and fracture distribution characteristics.The effective thickness of marine high quality shale of Lower Silurian Longmaxi Formation is generally greater than 30 m and lateral thickness changes very slowly with good reservoir homogeneity.The shale Formation generally contains silty and grey matter，and part of the interval is almost siltstone with strong vertical heterogeneity.Fractures are mainly developed in the bottom of Longmaxi Formation with strong heterogeneity.Microscopic heterogeneity is mainly controlled by mineral components and diagenesis with obviously developed components，micro-porosity and micro-fractures.Lithomechanics heterogeneity，poisson′s ratio，young′s modulus，brittleness and stress anisotropy，determines hydraulic fracturing measures and shale gas production.Comprehensive analysis of Lower Silurian Longmaxi Formation shows that the good lateral uniformity，obviously developed vertical heterogeneity，fracture characteristics，microscopic heterogeneity and lithomechanics heterogeneity，have great effect on shale gas well fracturing and the recovery ratio of shale gas.

shale reservoir；heterogeneity；Sichuan Basin；Longmaxi Formation

国家自然科学基金项目“页岩油、气甜点构成要素比较研究”（41472123）

TE122

A

10.6056/dkyqt201604004

2015-11-01；改回日期：2016-05-10。

潘涛，男，1987年生，在读博士研究生，主要从事非常规油气成藏与展布规律方面的研究。E-mail：pt_kof@126.com。

引用格式：潘涛，姜歌，孙王辉.四川盆地威远地区龙马溪组泥页岩储层非均质性［J］.断块油气田，2016，23（4）：423-428.

PAN Tao，JIANG Ge，SUN Wanghui.Shale reservoir heterogeneity of Longmaxi Formation，Weiyuan Area，Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2016，23（4）：423-428.