川东南五峰—龙马溪组页岩储层六性特征及主控因素分析

张汉荣，王　强，倪　楷，李春燕

(中国石化 勘探分公司，成都　610041)



川东南五峰
—龙马溪组页岩储层六性特征及主控因素分析

张汉荣，王强，倪楷，李春燕

(中国石化 勘探分公司，成都610041)

摘要：川东南五峰—龙马溪组页岩气探井效果差异大，有的富集高产、有的低产，也有干井。通过对比分析10余口页岩气钻井岩心描述、地化分析、氩离子抛光扫描电镜、全岩X衍射、现场含气量测试、测井资料等，研究了页岩储层六性特征，即：岩性、地化特性、可压裂性、物性、含气性和电性特征。研究认为岩性、地化特性、脆性三者之间相关性好,如含放射虫碳质笔石页岩的TOC高、脆性指数也高，受先天条件即沉积环境与相带控制，三者在川东南各井都可以对比；物性和含气性呈正相关，受后天构造改造影响，探井之间差异非常大,但物性与TOC仍呈正相关；页岩垂向自封闭性及水平渗透率大的特性决定了页岩产状与断层发育是影响页岩含气性的主要因素，而页岩是否含气又影响了物性的大小。构造宽缓、断层不发育的含放射虫碳质笔石页岩，才能保持孔隙压力和孔隙大小，成为高TOC、高脆性、高孔隙度、高含气性的优质页岩储层，表现出四高三低的电性特征，才能形成商业产能。

关键词：岩性特征；地化特征；可压裂性特征；物性特征；含气性特征；电性特征；页岩储层；五峰—龙马溪组；川东南

常规油气勘探重点研究储层的“岩性、物性、电性、含油气性”四性特征，页岩作为“源储一体”的独特储层，它作为烃源岩所具备的“地化特性”及它只有经过压裂改造后才能成为储层的“可压裂性”，也是重要的研究内容。对这六种特性、六性之间相互关系以及影响六性特征的主控因素的研究，是研究页岩气富集高产的基础。

川东南地区已钻探五峰—龙马溪组页岩气探井10余口(图1)，除了已经提交3 806×108m3页岩气储量，建成50×108m3产能的涪陵页岩气田外[1]，平面上甩开勘探也取得了积极进展，但是也出现了一些复杂情况。本文试图以川东南焦石坝、南川、丁山、仁怀等地区五峰—龙马溪组页岩气探井为基础，以岩心描述、地化分析、氩离子抛光扫描电镜、全岩X衍射、现场含气量测试、测井资料分析等为手段，从页岩六性特征入手，分析六性之间的关系，阐述其中的控制因素。

1六性特征及横向对比

1.1岩性特征

川东南页岩气勘探目的层是五峰—龙马溪组一段，钻井岩心描述发现该层段主要发育4种岩性，含放射虫碳质笔石页岩、含碳笔石页岩、含碳含粉砂泥岩、含粉砂泥岩。单井剖面上含放射虫碳质笔石页岩主要发育在龙马溪组一段一亚段(图1)，黑色，水平纹层发育，含丰富的笔石化石，局部层段硅质放射虫含量较高，其含量可达20%左右，见薄层、条带状及分散状黄铁矿；含碳含粉砂泥岩主要发育在二亚段，生物化石单调，仅见少量笔石化石及其碎片，一般顺层分布，少量层段见顺层集中分布的粉砂质条纹，与泥质条纹呈频繁韵律互层；含碳笔石页岩主要发育在三亚段下部，所含笔石均顺层分布，局部富集成层，其含量30%左右，见少量黄铁矿薄层；含粉砂泥岩主要发育在三亚段上部，见生物扰动构造，含黄铁矿晶粒。从焦石坝到丁山到仁怀，多口钻井揭示岩性具有良好的可对比性。

1.2地化特征

川东南地区五峰—龙马溪组页岩地化分析有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型[2-5]，有机质成熟度2.01%～2.85%，丁山地区较低。所钻探井纵向上为水体变浅层序，有机质丰度(TOC)从下到上逐渐降低，如焦页1井龙一段89mTOC最高达7.13%，向上逐渐变小到0.5%，平均2.66%；龙一段一亚段(图1)的38 m段为优质页岩层段，TOC平均3.93%。横向上页岩层段TOC对比性好，特别是一亚段优质页岩层段，TOC平均值都大于3%，丁山地区3.65%，仁怀地区3.56%。

图1　川东南五峰—龙马溪组页岩气钻井位置及焦页1井柱状图

1.3可压裂性特征

可压裂性特征由脆性矿物含量和岩石力学性质来表征。川东南五峰—龙马溪组优质页岩矿物组成和含量基本相似，全岩X衍射分析脆性矿物主要由硅、长石、方解石、白云石、黄铁矿、碳酸盐岩组成，单井纵向上脆性矿物含量逐渐增加[2-6]，上部最低33.9%，下部最高80.3%；平面上脆性矿物含量对比性好，特别是下部优质页岩段，焦石坝地区平均为65.4%，丁山地区64.3%，仁怀地区61%。岩石力学性质也基本相当，焦石坝、丁山、仁怀地区泊松比分别为0.198，0.2，0.24，杨氏模量分别为38，32.16，40 GPa，可以与北美Barnett Haynesville等气田类比。

1.4物性特征

川东南五峰—龙马溪组页岩储层孔隙类型为有机质孔、黏土矿物孔、脆性矿物孔、缝，表现为中低孔、特低—中渗特征。单井自上而下孔隙度呈增大趋势，但分布不均，非均质性强[7-11]。物性横向变化明显，焦石坝地区271件岩心样品孔隙度为1.17%～8.61%，平均4.87%；氩离子抛光扫描电镜显示孔径主要分布在2～300 nm之间[12-14]。丁山地区丁页1井79件岩心样品孔隙度分布在2.13%～4.15%之间，优质页岩28件岩心样品平均孔隙度为3.03%；丁页2井优质页岩段34件岩心样品孔隙度平均为5.94%。仁怀地区56件样品气测孔隙度小于1%的有51件，占87.9%，平均孔隙度只有0.72%。

1.5含气性特征

川东南地区各钻井五峰—龙马溪组页岩普遍含气，但现场含气量测试结果显示含气量大小横向上存在较大差异。单井纵向上总含气量分布特征与TOC相似，底部优质页岩层段含气量最高。平面上相同层段含气量差异大，焦石坝地区4口井比较稳定，优质页岩段含气量分别为5.85，6.46，5.96，5.93 m3/t；丁山地区差异较大，DY2井优质页岩气层段9件岩心样品含气量平均6.79 m3/t，DY1井相似层段16件岩心样品含气量平均3.07 m3/t；仁怀地区11件岩心样品含气量平均0.512 m3/t。

1.6电性特征

川东南地区测井资料分析优质页岩段表现为“四高三低”的测井响应特征，即：高自然伽马、相对高电阻率、相对高声波时差、高铀，低无铀伽马、低中子、低密度。平面上自然伽马、铀、无铀伽马可以对比，而电阻率、声波时差、中子、密度差异大。

2六性相关关系分析

2.1岩性与地化特性TOC的关系

根据川东南地区五峰组—龙马溪组岩性与TOC统计(图2a)可知，岩性与TOC之间关系密切。含放射虫碳质笔石页岩的TOC含量相对最高，TOC主要分布在3%～5%；含碳笔石页岩TOC范围在1.5%～2.5%之间；含碳含粉砂泥岩TOC主体分布小于2%；含粉砂泥岩TOC则主体小于1%。

2.2岩性与可压裂性的关系

川东南五峰—龙马溪组一段整体可压裂性好。根据岩性与脆性矿物含量统计(图2b)可知，含放射虫碳质笔石页岩脆性矿物含量最高，平均达到65.67%，分布在50.9%～83.4%，可压裂性好；含碳笔石页岩的平均为50.3%，分布在39.8%～63.3%，可压裂性较好；含碳含粉砂泥岩的平均为58.4%，分布在53.7%～65.6%，可压裂性较好；粉砂泥岩的平均为40.7%，分布在37.2%～54.3%，可压裂性一般。

2. 3地化特性与可压裂性的关系

多口钻井岩心实验数据分析以及测井解释揭示，含放射虫碳质笔石页岩和含碳笔石页岩的TOC与脆性矿物含量呈正相关关系，而含碳含粉砂泥岩和粉砂泥岩的TOC与脆性矿物含量则没有相关关系(图3)。

图2　川东南地区五峰组—龙马溪组岩性与TOC(a)、脆性矿物含量(b)的关系

图3　川东南地区五峰组—龙马溪组

2.4地化特性与物性的关系

将不同页岩气探井的TOC与孔隙度数据汇集在一起，两者之间找不到任何相关关系，如TOC等于3%对应的孔隙度变化范围达到0.5%～6.5%。但是如果将每口井单独进行TOC与孔隙度相关关系分析，结果显示不论井与井之间孔隙度是否有高低差异，同一口井中孔隙度与TOC都具有良好的正相关关系(图4)。

2.5物性与含气性的关系

对比川东南钻井现场含气量实测、岩心物性分析结果后发现，页岩含气性与物性呈正相关关系，而且与压力系数也正相关；压力系数越高，孔隙度越大，含气量越高(图5)。

那么物性与含气性之间，到底是物性制约了含气性，还是含气性影响了物性？在常规天然气勘探中，是以找优质储层为主，如普光、元坝大气田是找到了二叠系生物礁、滩优质储层才发现的，显然是先有储集空间才有气的聚集。而页岩本身是一种烃源岩，是在生烃过程中形成纳米级孔隙，才形成自生自储的连续性气藏。如果保存条件足够好，气体滞留在页岩层中，含气性物性都会保持，一旦气体遭遇逸散，孔隙就会被压实，因此非常规勘探中，是含气性最终影响了物性。

图4　川东南地区典型井优质页岩平均孔隙度与TOC关系

图5　川东南地区典型井优质页岩段

2.6电性与其他五性的关系

五峰组—龙马溪组一段TOC与铀含量、自然伽马之间有较好的正相关性，脆性矿物含量与无铀伽马(KTH)有较好的负相关性，TOC与密度之间具有良好的负相关性，高孔隙度层段与高声波时差相对应，低中子(CNL)、相对高电阻与高含气性层段相对应。因此，这些测井曲线综合响应特征反映了页岩有机质丰度、岩性、储集性、含气性和可压裂性特征。通过这种关系研究，可以建立测井解释模型，用于快速评价新完钻导眼井，为水平井设计做依据。

3主控因素分析

通过页岩储层的六性特征和六性关系分析，岩性、地化特性和可压裂性在川东南地区可以对比，且三者之间呈良好的正相关关系；物性和含气性之间呈正相关关系，在川东南不同钻井中差异比较大，电性上的变化也比较明显，分析原因主要是受先天沉积环境与后天构造改造的控制。

3.1沉积环境控制岩性、地化特性和可压裂性

晚奥陶世—早志留世，川东南地区处于相对滞留、缺氧、水体较深的深水陆棚沉积环境[12-19]，普遍发育含放射虫碳质笔石页岩，这些生物一方面提供了丰富的有机质，一方面经生物、生物化学作用提供了丰富的有机硅，因此，骨针、放射虫等生物富集的层段，有机质丰度高、脆性好。川东南钻探的所有页岩气探井，均发育这套深水陆棚相高碳高硅的碳质笔石页岩，是页岩气水平井优选层段。随着海水变浅，陆源碎屑的输入，川东南地区处于浅水陆棚环境，岩性逐渐过渡到含粉砂的笔石页岩、含粉砂泥岩，硅质含量与TOC相关性变差(图4)。

3.2构造改造强度影响页岩物性和含气性

川东南地区上奥陶统—下志留统页岩作为主要的烃源岩，其成熟度Ro为2.01%～2.85%，处于过成熟晚期，在生烃过程中形成纳米级有机孔，并随着成熟度增高有机孔的孔径加大。位于五峰—龙马溪组底部深水陆棚的优质页岩(含骨针放射虫碳质笔石页岩)有机质丰度高，生烃强度大，有机孔发育，因此物性、含气性与TOC一样也受沉积环境控制，两者之间也呈正相关关系。虽然后期不同地区页岩物性变化大，孔隙度仍然与TOC呈正相关(图5)，说明页岩中的孔隙主要是有机孔，有机质越丰富，有机孔就越发育。

不同地区后期物性与含气性出现了差异主要原因是保存条件的差异，保存条件是页岩气富集的关键已成为了共识。顶底板条件、构造作用强度、抬升剥蚀、构造改造时间、断裂等是页岩气保存的影响因素[4,20]。五峰—龙马溪组页岩顶底板条件好，在构造的诸多因素中，页岩层产状及断裂的发育程度是关键因素。因为页岩的页理发育，水平渗透率是垂向的许多倍[21]，地层高陡将增大纵向分量致使气体顺层向上逸散，如遇断层沟通则逸散速度加快，结果将使页岩层含气量降低、孔隙压力下降，在围岩压力下页岩孔隙由不规则的大孔，逐渐转变为具定向性分布的扁平状中孔，最后形成较圆的微孔甚至消失。因此，构造宽缓、断层不发育是影响物性和含气性的两大关键要素，而断层的形成时间、活动期次、规模大小将决定页岩气逸散的程度。相对来说，埋藏深度对工程压裂有影响，对物性含气性的影响不是至关重要。埋藏越深，页岩气一旦逸散，孔隙会越小，如PY1井页岩层超4 000 m钻井中无油气显示，孔隙度小于1%；EY1井构造平缓，页岩层埋深仅580 m钻井甲烷显示5%，孔隙度3.57%。

3.3页岩六性关系及富集高产主控因素模型

页岩气富集受沉积与改造控制[2-3,22-23]，前者决定了黑色厚层页岩发育、具有高TOC、高脆性矿物，在适中的演化程度下有机孔缝发育、含气量高，电性上表现为四高三低的特征(图6)；后者决定了现今页岩储集空间的大小和含气性，即页岩气的富集。评价保存条件则从顶底板条件、构造宽缓程度、是否处于弱改造区、是否远离剥蚀区和开启断裂等[21]，保存条件好的指标是压力系数高(图6)。只有深水陆棚相的优质页岩，在后期良好的保存条件下，才能具备页岩气的富集。而页岩气的富集不一定就能高产，只有具有良好的可压裂性并埋藏适中，现有技术可以压裂，才能获得页岩气的高产，任何一个参数的变化都会影响到最终的结果(图6)。

焦石坝气田的高产，简单地说，是具备了深水陆棚优质页岩和保存条件好这2大要素，且埋深适中，各个参数的评价都非常好。DY2井同样具备这2大要素，有页岩气的富集，但因为埋藏超过4 500 m，压裂效果差，没有达到商业产能；TY1井因大断层发育，保存条件差，气藏被破坏。下寒武统牛蹄塘组底部同样发育深水陆棚相优质页岩，但底板条件为上震旦统灯影组白云岩岩溶储层，不利于页岩气的滞留成藏；元坝地区自流井组大安寨段保存条件好，页岩气富集，但黏土含量高，影响了压裂改造效果。

图6　川东南地区页岩六性关系及富集高产主控因素

4结论

(1)页岩的岩性、地化特性、脆性受先天条件即沉积环境与相带控制，含放射虫碳质笔石页岩三者之间相关关系好，在川东南五峰—龙马溪组各井都可以对比。

(2)物性和含气性则受后天改造影响，探井之间变化差异大，页岩垂向自封闭性及水平渗透率大的特性使得页岩产状与断层发育是页岩气含气性的主要因素，而页岩是否含气决定了物性的大小。

(3)宽缓的构造样式、断层不发育的优质页岩气层，才能保持孔隙压力和孔隙大小，只有六性匹配关系好，即高TOC、高脆性、高孔、高含气性的碳质页岩，具备四高三低电性特征的页岩储层，才能形成商业产能。

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(编辑徐文明)

Six characteristics and main controlling factors of shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations, southeastern Sichuan Basin

Zhang Hanrong, Wang Qiang, Ni Kai, Li Chunyan

(SINOPECExplorationCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

Abstract:Shale gas exploration in the Wufeng-Longmaxi formations in the southeastern Sichuan Basin showed different results. Some wells were high yielding, some were low yielding, and some were dry. Well core description, geochemical analysis, SEM, X-ray diffraction, field gas content tests, and well logging analysis were applied to compare samples from over 10 shale gas wells. Six properties were studied, including lithology, geochemical features, brittleness, physical properties, gas-bearing capacity, and electrical resistivity. Lithology, geochemical features, and brittleness show good correlation. For example, radiolarian carbonaceous graptolite shale has high TOC content and brittleness index. These three properties were controlled by sedimentary environment and facies, and can be compared among wells in the study area. Physical properties are positively correlated with gas-bearing capacity. They were affected by tectonic deformations, and vary obviously among wells. Physical properties are positively correlated with TOC content. Shale attitude and fault development are the main factors which affect gas content because the horizontal permeability of shale is several times larger than vertical permeability. Gas content also affected shale porosity and permeability. Radiolarian carbonaceous graptolite shales with few faults are favorable for the preservation of pressure and pores, and can form industrial reservoirs featured by high GR, high resistivity, relatively high AC, high U content, low KTH, low NGR, and low density.

Keywords:lithologic feature; geochemical feature; fracturing feature; physical property; gas-bearing capacity; electricity; shale reservoir; Wufeng-Longmaxi formations; southeastern Sichuan Basin

文章编号：1001-6112(2016)03-0320-06

doi：10.11781/sysydz201603320

收稿日期：2016-03-15；

修订日期：2016-04-20。

作者简介：张汉荣(1968—)，女，博士，高级工程师，从事页岩气勘探工作。E-mail:zhanghr.ktnf@sinopec.com。

基金项目：中国石油化工集团公司科技项目(P13129)资助。

中图分类号：TE122.2+3

文献标识码：A