黔江区块龙马溪组页岩气保存条件研究

董清源，田建华，王锦喜，吴 斌，刘 军

(1.中国石化石油物探技术研究院，江苏 南京 211103；2.重庆矿产资源开发有限公司，重庆 400060；3.中国石油青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202)

0 引 言

近几年页岩气勘探实践表明，虽然海相页岩具有良好的物质基础[1-4]，钻探具有普遍的含气特征，但不同区域的试气情况及产能效果却具有明显的差异性，究其原因，页岩气保存条件[5-6]的有效与否是关键。依据黔江地区龙马溪组页岩气勘探实践，以地质-地球物理综合研究为手段，通过评价各种指标的控制作用，以期指导研究区及地质条件相似区域的页岩气勘探评价和部署。

1 地质特征

黔江区块位于四川盆地的东南边缘，齐岳山断裂以东，区域构造属于上扬子台内坳陷的渝东南凹陷褶皱带。区内构造整体表现为“两凸夹一凹”构造格局，主体为濯河坝向斜，两侧分别为桐麻园背斜和咸丰背斜。研究区龙马溪组仅出露于濯河坝向斜两翼及桐麻园背斜两翼，埋深主体为1 500～4 000 m，发育稳定，平均厚度为100 m；下部岩性以黑色页岩、黑色炭质页岩为主，向上逐渐过渡为黄绿、灰绿色页岩夹泥质粉砂岩和粉砂岩，侧面反映了纵向上水体逐渐变浅的特征，相应的有机碳、石英含量呈减小趋势。实验结果表明，研究区龙马溪组下部页岩段有机碳含量为2.00%～4.84%，平均为3.40%，有机质成熟度为2.2%～3.0%；硅质脆性矿物含量大于60%，含气量平均为1.8 m3/t，优质页岩段平均厚度约为30 m，具有较好的页岩气资源潜力。

2 构造作用

2.1 构造事件与生烃演化

研究区龙马溪组沉积以来，主要经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山5次大规模的构造运动，对目的层页岩气的保存条件影响较大。研究区龙马溪组烃源岩[7](以Q1井为例，图1)在加里东晚期(中志留世)进入生油门限，开始排烃，温度达到80 ℃，0.5%≤Ro<0.7%；海西晚期—印支早期(晚二叠世—早三叠世)达到生油高峰期，温度超过120 ℃，0.7%≤Ro<1.0%，由于三叠系巨厚地层快速沉积，使龙马溪组烃源岩的热演化和烃类生成、转化过程明显加速；燕山早中期(中三叠世—早白垩世)龙马溪组烃源岩达到高成熟—过成熟阶段，温度超过180 ℃，Ro>1.3%，以生气为主，并伴随尚未排除的残留原油(或沥青)裂解，形成页岩气藏。在燕山晚期和喜马拉雅期(中白垩世至今)，由于地层长期大规模抬升变形，破坏和改造原来形成的页岩气藏，影响页岩气的聚集和保存。另外，从时间匹配关系来看，主要生烃期(晚二叠世—早三叠世)与燕山、喜山大规模抬升运动错开发生，为研究区页岩气生成和聚集提供了有利条件，也对早期形成的页岩气藏产生了破坏和改造作用。可见，燕山、喜山构造事件[8]控制了区内页岩气的保存与分布，2次构造运动期间持续埋藏的地区构造相对稳定，利于页岩气聚集成藏；而期间抬升剥蚀的地区，构造变形强度大，不利于页岩气保存。

图1 Q1井埋藏史

2.2 构造特征

研究区在平面上呈北北东向，剖面上以隔挡式为主要特点，轴部紧闭的背斜和开阔宽缓的向斜在地貌上呈沟谷相间的特点。整体上，研究区向斜地层相对完整、平缓，构造简单；西部、北部为应力集中区，断层及裂缝较为发育，而东部和南部断层及裂缝发育较少。以区内典型探井为例(图2)，Z1井目的层旁只发育1条小规模逆断层，而Z3井周缘发育规模较大的2条正断层和1条逆断层。

另外，在实际钻井过程中，发现向斜斜坡钻探的3口探井存在一定倾角差异(图2)，由南向北地层倾角呈增大趋势，体现了差异性抬升。东南部地层倾角相对较小(8～22 °)，构造形态宽缓，保存条件相对较好；往北部构造逐渐抬升，倾角逐渐变大，最高在30 °以上，抬升扭曲明显加强，导致保存能力减弱，影响页岩气富集。

图2 Q1—Z1—Z3连井剖面示意图

2.3 断层和裂缝

断层和裂缝对页岩气的影响：一是其发育的尺度及规模影响页岩气赋存和聚集，决定页岩的连通性和渗流能力，控制储集层的产能大小；二是断层与裂缝发育的规模过大，会导致页岩气易散失、难聚集，破坏盖层的封闭性[9]。研究区主要位于盆外构造复杂区，存在多期次、长时间的构造叠加作用，不同的构造部位其断层和裂缝发育程度亦不同，主要表现在平面上延伸长度和纵向上错断距离。

针对断层和裂缝发育程度，通过分析不同尺度断层-裂缝的地震响应特征，研究敏感属性进行分级评价。研究区实际地层的岩石物理参数设计模型结果显示，目的层页岩段呈现低速度(4 200 m/s)、低密度(2.56 g/cm3)的特征，与上覆的砂质泥岩、下伏的灰岩具有一定阻抗差异。由于海相页岩地层分布稳定，龙马溪组页岩底的波形特征明显，为一套强振幅波峰反射。对地震资料主频为20 Hz时，断距分别为5、15、25、50 m进行正演评价(图3)。

结果表明，随着层位断距的增加，断层在地震剖面逐渐由挠曲转为错断。断距不小于25 m时，产生明显的同相轴扭曲、错断，为断层；断距不大于15 m时，主要表现为弯曲、挠曲形态，为裂缝；挠曲情况越严重，其裂缝的尺度越大(研究区大尺度裂缝曲率下限为0.002)。

结合正演模拟和露头观察，将断距不大于15 m的裂缝定义为小尺度裂缝；将断距为15～25 m的裂缝定义为大尺度裂缝，大尺度裂缝常伴随断层发育，破坏性较强，能沟通上下较远的地层，对页岩气的保存不利。针对模拟结果，分别采用了AFE断层增强和倾角控制的曲率技术进行断层和大尺度裂缝的预测。预测结果显示，断层与裂缝发育具有较好的相关性，研究区断层邻近0.5 km范围内裂缝发育程度明显较高，并呈现“东西分异、南北分块”的分布模式(图4)。西部背斜折断层发育规模大，NE与NNW向断裂共轭交织，为正断层，累计32条，大尺度裂缝密度为2.6 条/m，构造活动强；北部为斜坡皱褶扭曲带，断层及大尺度裂缝亦相对发育(正断层累计12条，大尺度裂缝密度为1.8 条/m)，构造活动较强；东南部为残留向斜斜坡区，持续埋深，断裂发育规模较小，NE向为主，为逆断层，累计9条，大尺度裂缝密度为0.8 条/m，变形强度相对较弱。

图3 断层地质模型及正演模拟结果

图4 五峰组—龙马溪组优质页岩段断层-裂缝平面预测

同时，Z1、Z3井的钻探情况(图2、4)证实了断层及大尺度裂缝在一定程度上对研究区页岩气保存有重要影响。Z1井位于斜坡带中部，左侧发育断裂，在钻井过程中共计4次漏失，含气量平均为1.8 m3/t，压裂后试气点火成功，但由于邻近断裂沟通地层，产气量有限；Z3井位于斜坡带北缘，为断皱扭曲区域，断层和高角度裂缝均较发育，漏失情况严重，现场解析气含量仅为0.78 m3/t，压裂后无产量；断层及裂缝的发育使得一定量大气和水渗流，从而使页岩上覆地层产生溶蚀孔洞，造成钻井液的大量漏失，导致斜坡带北缘页岩层顶底板封闭性能较差。因此，后期形成的断层、大尺度裂缝多以活动状态存在，为排烃通道，不利于页岩气保存。

3 盖层条件

页岩气藏是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果，具有自生自储的特点，其烃源岩本身亦为盖层，具有一定的自封闭性[5-6]。但对于构造运动较为复杂的黔江地区，页岩气盖层条件研究变得更为重要，主要表现在区域盖层和直接盖层的性质上。

四川盆地及周缘页岩气勘探证实，中下三叠统膏盐岩盖层是下伏油气聚集的重要区域盖层，而膏盐岩发育的地区能形成一定范围的压力封闭，有利于页岩气的富集与保存[10]。与四川盆地内焦石坝地区相比，盆外彭水和黔江地区均不发育该套膏盐岩层，其区域盖层为下三叠统大冶组灰岩层(PY1、Z1井)和中二叠统茅口组灰岩层(Z3井)。结合实际试气情况认为，中下三叠统膏盐岩盖层在一定程度上有效地控制了高丰度页岩气藏富集(JY1井，日产气为20.3×104m3/d)，尽管灰岩层封盖能力对于膏盐岩层较差，但根据试气产量证实，该套灰岩层还是具有一定的封盖性能(PY1井，日产气为2.5×104m3/d)。另外，通过PY1、Z1、Z3井的区域盖层年代对比，认为在缺乏膏盐岩盖层的盆外地区，出露地层年代越新，则上覆地层剥蚀厚度越少，封盖能力相对越好。

尽管区域盖层控制着油气宏观分布规律，但具体到某一区带，对油气藏形成、保存起关键作用的往往是直接盖层[10]。对比研究区Z1、Z3井和邻区PY1井，可以发现3口井直接盖层岩性由泥页岩向粉砂质泥岩转变，砂质含量增多，孔隙度与渗透率逐渐增大，表明盖层封盖性能有变差趋势。其中，PY1井位于彭水向斜斜坡区，断层及裂缝不发育；Z1井位于濯河坝向斜斜坡带中部，直接盖层小尺度裂缝较发育，试气有一定产量，但未达工业气流；而Z3井位于斜坡带北缘，为断皱扭曲区域，直接盖层断层和大尺度裂缝均较发育，试气无产量。因此，对整个工区来说，东南斜坡区的直接盖层断层和裂缝均不发育，与相邻彭水地区可比性较好，具有一定的页岩气勘探潜力。

4 地层水特征

地层水文地质条件是影响页岩气藏形成的一项重要因素，主要受抬升幅度、盖层条件、埋深及断裂规模等多方面的因素影响；此次研究主要采用流体(泉眼)分布性质及循环深度[11]判断研究区页岩气保存条件。研究区周缘发育6个泉眼，其常温带深度为20 m，地温梯度为21.79 ℃/km，年平均温度约20 ℃左右，流体循环深度为754.28～1 708.46 m，平均为1242.96 m，总体反映地表流体循环深度中等，但区域上存在差异，其中，南部地区循环深度在1 000.00 m左右，对龙马溪组页岩气的保存几乎无影响；而北部循环深度明显增加，最高可达1 800.00 m，与Z3井龙马溪组埋深仅相差200.00 m，一定程度上影响了页岩气的保存。

5 天然气组分

根据天然气组分可判断天然气的成因和来源，对页岩气保存条件具有一定的指示作用。对南方海相地层而言，保存条件较好的地区，天然气烃类含量较高，N2含量一般较低；而保存条件的较差地区，天然气烃类含量较低，N2含量相对较高，天然气中N2含量超过20%则称为富氮气体，其绝大部分N2通过大气和地下水循环富集[12]。研究区内Z1井解析气体CH4含量平均为91.61%，N2含量平均为5.38%，δ15N为-10‰～-7‰，甲烷δ13C为-45‰～-39‰，表明N2主要为有机质热解及地壳深部原生气体上逸产生，并非大气来源。而Z3井CH4含量均值为60.57%，N2含量均值达到了30.37%，并且Z3井龙马溪组埋深与地层水循环深度仅相差200 m，表明N2已通过大气和地下水向下渗入了目的层，致使烃类含量明显下降。因此，天然气组分及其来源一定程度上可作为页岩气保存条件好坏的判识指标。

6 有利区优选

综上所述，对研究区保存条件各项指标进行细化剖析，认为黔江地区页岩气富集与后期构造运动息息相关，这也是页岩气散失的根本原因，并通过构造形态、断裂、剥蚀等形式改变页岩气保存条件。参考页岩气保存条件评价标准[3-7]，运用地质-地球物理技术等研究手段，筛选出埋藏深度、构造部位、地层产状、盖层条件、断裂发育情况等关键参数，建立研究区页岩气保存条件评价指标(表1)。根据评价指标对黔江区块龙马溪组页岩气保存有利区进行划分(图5)，Ⅰ、Ⅱ类有利区主要分布于研究区东南部，为残留向斜斜坡带，构造相对稳定，断层及裂缝发育较少，地层倾角较小，直接盖层致密，区域盖层以二叠系以上的中生界地层为主，埋深为1 500～3 000 m，局部存在有利正向微幅构造，为研究区首选页岩气勘探区带。

表1 黔江地区页岩气保存条件评价指标

图5 黔江区块龙马溪组页岩气保存有利区

7 结 论

(1) 黔江区块处于四川盆地东南外缘，经历了多期复杂的构造运动，导致页岩气保存条件遭受不同程度的破坏。断裂定量评价表明，断层和大尺度裂缝共生，与地层连通性较好，对页岩气的保存不利；区内构造主要以NE—NNW向断裂为主，呈“东西分异、南北分块”模式分布。综合来看，东南部构造相对宽缓，大尺度裂缝较少，埋深适中，保存条件相对较好。

(2) 研究区不发育膏盐岩层盖层，区域盖层为三叠系和二叠系灰岩层，并且区域盖层年代越新，直接盖层越致密，大尺度裂缝越少，封盖能力相对越好；整体上东南斜坡区盖层条件好于西部和北部地区。天然气组分及地层水特征也从侧面印证了东南斜坡带具有相对较好的盖层及构造条件，一定程度上减缓了页岩气的散失和地层水侵，利于页岩气富集与保存。

(3) 综合运用地质、地球化学、地球物理等多学科的研究技术手段，定性、定量评价黔江地区页岩保存有效性，提出页岩气保存条件评价指标，指出页岩气勘探有利区，对盆外向斜区域的页岩气钻探具有一定借鉴意义。

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