荆门龙马溪组储层地质特征认识与“甜点层”优选

徐珊玲

(中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 310023)

扬子板块的四川[1-2]涪陵[3]、威远、长宁[4]、湖北荆门[5-6]等地区进行天然气勘探开发，勘探突破首选区是奥陶系五峰组—志留系龙马溪组下部深水陆棚相泥页岩区域[1]，该区域展布稳定，单层厚度大、有机质丰度高。

浙江油田公司在荆门研究区实施页岩气勘探工作量[7]如下：二维地震632.73 km/18条，三维地震196.6 km2。钻井：直井为A1、A2、A3导眼井，A4、A5井，水平井为A3井，正钻井为A5侧钻水平井、A6井、产能评价A401H1-8井，已有地质浅井B1、B2、B3井等。

五峰—龙马溪组页岩气的综合评价：导眼井A3井的龙一11-2小层有一类储层7.5 m，试气日产(4～5)×104m3；导眼井A5井的龙一11-2小层有一类储层8.5 m，具备产能评价地质资源基础。

为加快突破产能评价，获商业气流，本文进行了远安页岩微纳结构表征金钉子剖面与多尺度储层“甜点”评价、荆门探区地质—工程一体化研究等专题研究，以查明含气性富集规律。

1 地质概况

扬子板块中扬子区构造单元上属华南联合大陆北缘，地处秦岭—大别造山带南缘、江南推覆隆起带北缘盆山耦合地带，是中生代以来南方浅海台地基础上发育起来的海陆交互相—陆相叠合盆地之一。沉积层序记录了盆地南、北边缘山带的造山作用过程[8](图1)。

图1 荆门探区区域构造位置Fig.1 Structural location of Jingmen area

据已钻井单井评价[5-6]报告区域构造演化史，研究区位于中扬子中北部，包括当阳复向斜北部、黄陵隆起，与巴洪冲断背斜带、宜都—鹤峰背斜带、乐乡关—潜江复背斜连接，呈凸起、凹陷相间排列的坳褶隆升构造格局(图1)。

奥陶系临湘组为灰色瘤状泥质灰岩、浅灰色石灰岩。五峰组顶部为观音桥薄层介壳灰岩，中上为灰黑色页岩，底部为灰色灰质泥岩。志留系地层厚度为477～2 760 m，龙马溪组为灰黑泥岩黑灰页岩，含笔石化石。罗惹坪组以灰色深灰色粉砂岩、粉砂质泥岩为主。

钻井单井评价研究[5-6]表明：受黄陵古隆起、乐乡关—潜江复背斜隆起围陷，荆门探区五峰—龙马溪组下段为暗色泥页岩，具水平层理、沙纹层理，见大量黄铁矿结核，生物化石包括介形虫、放射虫、笔石、头足类和海绵动物等，海洋水体能量较低，滞留、贫氧强还原环境，泥质深水陆棚相沉积分布稳定。受物源影响，地层沉积粒度、厚度不同。五峰—龙马溪组按中石油四川盆地统一分层方案进行地层划分对比、小层分层。

2 暗色泥页岩的储层地质特征

2.1 暗色泥页岩的有机地化特征

2.1.1 泥页岩有机碳纵向展布及测定

有机碳含量决定页岩生气能力和吸附气体的能力，有机碳含量大于2%、厚度大于30 m富有机质页岩具商业开采价值[2]。有机碳含量采用岩心取样测试化验与测井响应等相结合[2]获取。表1为龙马溪组有机碳实验分析结果，对比测井有机碳。

五峰—龙一11-3有机碳测试值分布范围为0.2%～7.45%，平均为2.84%～4.78%；测井测试值分布范围为0.5%～8.8%，平均为2.8%～4.1%，实验值与测井值基本吻合。A1井相应的测试值高达4.67%，该井在龙马溪组下段下部有机碳均值为3.87%的厚度有35 m，高有机碳层段厚度大。A1、A2井龙一11小层有机碳测试值分布范围为5.52%～5.98%，平均为5.75%，相比四川盆地的4%～12%，品质略差。

龙马溪组页岩因富含有机质而具有较高的自然伽马测井响应。王玉满[2]等研究认为：页岩储层自然伽马值大于150 API的海相页岩有机质丰度一般在2%以上，为富有机质页岩；Danicl等研究西加拿大盆地Devonian页岩储层，结果也证实此规律[2]。川南等页岩的TOC值与自然伽马测井响应值GR呈正相关性[5]。

表1 荆门探区五峰—龙马溪组页岩TOCTable 1 TOC of Wufeng and Longmaxi formation shale in Jingmen area

如表2所示，自然伽马曲线值大于180 API的页岩段有机碳含量高。探区A1、A2、A3、A4、A5井GR大于180 API的优质储层在龙一11厚度大于2 m，滇黔北探区高产C井在龙一12-3仍有自然伽马值大于180 API的优质储层，厚度为11.75 m，优于荆门探区。

五峰—龙马溪组有机碳含量由上向下增高，五峰—龙一11-3段增高明显，龙一11小层最大。

2.1.2 泥页岩的有机质类型及成熟度

测试结果见表3，干酪根以无定性腐泥质为主，含壳质组和镜质组，以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主，利于生气。Ⅱ型干酪根源于海相浮游生物和微生物，Ⅰ型可来自藻类沉积物或各种有机质被细菌改造而成。相同条件下，Ⅱ型干酪根比表面积和孔体积优于Ⅰ型。

泥页岩样品热演化程度总体较高，浅井、剖面的Ro值为1.6%～4.38%。5口深井五峰—龙一11-4小层镜质体反射率范围为2.37%～3.08%，达到以生干气为主的过成熟演化阶段。

下古生界奥陶系五峰组到志留系龙马溪组下部龙一11-4泥质深水陆棚相沉积，暗色富生屑页岩，有机质丰度高、成熟度高。该套泥页岩具备高生烃潜力，延伸规模，气显示良好，综合评价为极好烃源岩。

2.2 泥页岩的矿物组分特征

A1、A2、A3、A4、A5等井在目的层段进行了X射线衍射全岩分析和黏土矿物分析、测井全岩分析。A3、A4、A5等井在目的层段增加元素录井，测试脆性矿物含量和黏土矿物含量，判定矿物脆性和脆性指数性质[9-11]。

X射线衍射全岩分析见表4：龙马溪组页岩脆性矿物中石英占37%～53.7%，含斜长石、方解石、白云石、黄铁矿、锐钛矿等高脆性矿物；黏土矿物占29.7%～43.8%，以伊利石为主，含绿泥石和高岭石，不含蒙脱石。A1井五峰—龙一11-4石英矿物含量为47.7%，黏土矿物含量为38.54%；A2井五峰—龙一11-3石英矿物含量为42.3%，黏土矿物含量为36%；A4、A5井五峰—龙一11-4石英矿物含量分别为48.3%和45.9%，与美国的Barnett页岩相比，其硅质含量为35%～50%，两者页岩中硅质矿物含量类似。

五峰—龙一11-4测井脆性矿物含量如图2所示， A1井脆性矿物含量为53.4%～79.2%，平均为64.3%，好于A2井的37.39%(17.7%～65%)。纵向上，A1、A2井脆性矿物平均含量：五峰一(63.3%)>龙一11(60.0%)>龙一12(59.4%)> 五峰二(58.5%)>龙一13(52.2%)>龙一14(44.5%)，储层存在非均质性。A3、A5井测井脆性指数较高(图3)。测井与X射线衍射、元素录井[10]等测试结果吻合。

表2 荆门地区五峰—龙马溪组页岩厚度Table 2 Shale thickness of Wufeng and Longmaxi formation in Jingmen area

五峰—龙一11-4泥页岩中硅质(石英)和其他脆性矿物含量较高，反映泥页岩的硬度较高、脆性和造缝能力较强，压裂改造时利于裂缝网络的产生，便于商业开采。

2.3 泥页岩的孔渗条件

2.3.1 储集空间类型

泥页岩储集空间的微观孔隙包括原生孔隙、次生孔隙、裂隙。原生孔隙是骨架颗粒和黏土矿物颗粒间的孔隙；次生孔隙由有机质生烃、黏土矿物脱水、不稳定矿物溶蚀作用形成，类型多样[5-6,12]。薄片及环境扫描电镜分析结果如图4所示，其微观类型如下：

(1)残余原生粒间孔：泥页岩压实作用强烈，残余粒间孔如图4a所示。

(2)晶间孔：深水还原环境下的各种良好的黄铁矿晶体和其晶体颗粒间的晶间孔，孔径多分布在10～500 nm。如图4b所示为绿泥石晶间孔。

(3)粒内孔隙：粒内孔隙孤立，孔径小(100～1 000 nm)、连通性差。如图4d所示为石英粒内孔。

(4)黏土矿物间微孔隙：黏土矿物中发育片状伊利石、伊/蒙混层矿物之间的微孔隙，孔径为0.02～2 μm。如图4c所示的伊/蒙混层及伊利石几何体中顺层微缝发育，呈狭长条状及串珠状，孔隙长轴方向与层理一致。

(5)有机孔：有机质孔隙泥页岩在热裂解生烃过程中形成的孔隙。如图4e所示为黄铁矿晶体、有机质。有机质呈分散状，局部条带状，内部发育蜂窝状微孔，直径为2～500 nm。

(6)微裂缝：电镜下页岩微裂缝宽<1 μm，长几至几十微米(图4f)。颗粒内部微裂缝平直充填少、脆性指数高，易形成微裂缝网络，为油气渗流的主要通道；颗粒间微裂缝有层间缝、片状黏土矿物间微溶缝等。研究证实[13]：有机质微裂缝与微裂缝体积呈正相关，黏土矿物微裂缝与微裂缝体积呈负相关，脆性矿物微裂缝与微裂缝体积不确定。

储集空间另一个类型为裂缝。包括刺穿型高角度缝、内部高角度缝、低角度缝、微裂缝、层理缝等。刺穿型高角度缝发生频率低；内部高角度缝和低角度缝为剪切和水平构造应力形成，气体一二级通道，储层段发育中等—低；微裂缝和层理缝为内部超压、非均质等控制，有利于空间扩容，储层段普遍发育。

2.3.2 储集空间孔隙结构

按国际理论和应用化学学会(IUPAC)的孔隙划分标准，微观孔隙为微孔(<2 nm)、中孔(2～50 nm)及大孔(>50 nm)[14]。已有成果采用CO2吸附法、N2吸附法及压汞法等测定页岩孔隙结构和孔径分布。

如表5使用Micromeritics ASAP2420比表面测定仪，采用低温液氮吸附测试：A4、A5井样品的BET比表面积分别为4.80～21.84 m2/g、6.76～24.64 m2/g，平均分别为10.5 m2/g、14.11 m2/g；五峰—龙一11-3的BET比表面积分别为8.1～18.65 m2/g、15.11～24.64 m2/g，平均分别为14.94 m2/g、19.79 m2/g。五峰—龙一11-3比表面积明显高于其他页岩段，吸附气存储高。A5井比表面积大于A4井，表明A5井微孔数量和甲烷最大吸附量大于A4井，微孔隙发育，泥页岩孔体积大，利于页岩气吸附储集。A4、A5井的BJH总孔体积分别为0.0199～0.025 2 mL/g、0.0212～0.029 7 mL/g，平均分别为0.022 1 mL/g、0.024 mL/g；五峰—龙一11-3的总孔体积BJH平均分别为0.022 6 mL/g、0.025 mL/g，高于其他页岩段。A4、A5井的平均孔径分别为8.22～16.15 nm、8.19～14.77 nm，均值分别为12.59 nm、11.12 nm；五峰—龙一11-3的平均孔径均值分别为10.1 nm、8.74 nm，总孔体积孔径均值属中孔径，微、中孔为主，大孔概率低。

表3 荆门探区五峰—龙马溪组泥页岩有机质成熟度特征表Table 3 Characteristics of mudstone organic matter maturity of Wufeng and Longmaxi formation in Jingmen area

图2 荆门探区五峰—龙一段脆性矿物百分含量Fig.2 Content of brittle minerals of Wufeng formation and 1th member of Longmaxi formation in Jingmen area

图3 五峰—龙一段脆性矿物指数Fig.3 Brittle mineral index of Wufeng formation and 1th member of Longmaxi formation in Jingmen area

表4 荆门探区页岩矿物组成(X射线衍射)Table 4 Shale mineral composition in Jingmen area

图4 龙马溪组下段泥页岩储集微观孔隙结构特征(扫描电镜)Fig. 4 Microscopic pore structure characteristics of mud shale in the lower member of Longmaxi formationa.残余原生粒间孔，A2井，龙一11;b.绿泥石晶间孔，A2井，龙一11;c.片状黏土矿物间微孔，A2井，龙一2;d.石英粒内孔，A2井，龙一12;e.黄铁矿晶体、有机质，A2井，龙一13;f.缝宽<1 μm，长几微米，A1井，龙一2。

表5 A4、A5井岩石比表面积和孔径分布表Table 5 Rock specific surface area and pore size distribution of well A4 and A5

采用10 nm大面积分辨率SEM图像技术、1 nm超高分辨率HIM图像技术-氦(氖)离子束显微镜微纳结构成像技术，分析纳米级储集空间的定量表征和连通性。图5、图6为有机孔、无机孔隙度孔隙结构特征的分析结果：A4、A5井储层发育有大量纳米级孔隙，五峰—龙一亚段有机孔为5～30 nm中孔，无机孔为50～200 nm大孔。A4、A5井龙一11-2优质储层段有机质含量为0.03%～8.57%，平均为3.69%；有机质孔隙转化率为3.7%～24.4%，平均为9.75%；孔隙占比为0.03%～2.60%，平均为0.96%；有机孔占比为3%～78%，平均为32%。

图5 A5井五峰—龙一段有机孔径与孔面率Fig.5 Organic pore surface ratio of the reservoir of Wufeng and 1th member of Longmaxi formation in well A5

图6 A5井五峰—龙一段无机孔孔径与面率Fig.6 Inorganic pore surface ratio of the reservoir of Wufeng and 1th member of Longmaxi formation in well A5

2.3.3 泥页岩孔缝发育带与测井响应特征

声波时差对储层段地层孔隙压力预测的结果：主要储层段孔隙压力为1.3～1.5 g/cm3，储层段存在超压。龙马溪组声波时差异常带向下部增大。深色页岩存在裂缝发育带或异常高压带，下部裂缝更发育。声波时差异常段深电阻率测井响应明显大于浅电阻率，孔缝发育。

2.3.4 钻井油气显示及泥页岩含气量

探区及周缘完成各类钻井25口，龙马溪组试气井有4口，井产气量为(2～5)×104m3/d(表6)。

含气量是页岩储层孔渗条件的最终结果，探区具较好的气显示和含气产气量。

对于A1井的等温吸附实验，从表7中可以看出：页岩吸附气(VL)含量为2.82～4.33 m3/t，平均为3.46 m3/t，吸附量在2.5 m3/t以上。

TOC影响吸附气，TOC越高，黑色页岩吸附力越强。如图7所示，龙一12和龙一13的吸附气含量高达4.00 m3/t和4.33 m3/t，有机碳含量高达4.78%，吸附气与有机碳含量相关性明显。现场解吸法测得的含气量见表8：五峰—龙一11-4含气量为1.2～5.81 m3/t，平均为2.43～3.76 m3/t，含气量中等—较高，生烃潜力高。

表6 荆门探区及周边页岩气显示Table 6 The shale gas display in Jingmen area and surrounding

表7 A1井暗色泥页岩吸附气含量及地化特征表Table 7 Content of adsorbed gas and geochemical characteristics of dark shale in well A1

图7 A1井等温吸附曲线Fig.7 Isothermal adsorption curves of well A1注：图中标注数字为TOC，%。

2.3.5 泥页岩储层物性特征

A4、A5井泥页岩岩心的常规物性测试结果见表9：泥页岩密度为2.44～2.72 g/cm3，平均为2.64 g/cm3，孔隙较发育的富含有机质页岩段其岩石密度比不含气的层段降低0.05～0.1 g/cm3。

表8 现场解吸法测定含气量Table 8 Determination of gas content by shale gas desorption

五峰—龙一14泥页岩的总孔隙度平均为1.261%，裂缝孔隙度为0.893%，裂缝渗透率为1.874 51 mD，脉冲渗透率平均为0.174 788 mD，表现为特低渗—超低渗。

对于A2井五峰—龙一12的常规物性分析(表10)，裂缝孔隙度平均为1.02%，裂缝渗透率为 0.128 mD；基质渗透率平均为0.035 36 mD，表现为超低渗。微裂缝孔隙度较高的样品分布于测井解释高裂缝发育层段[15]龙一11-2(3 112～3 120 m)，宏观裂缝发育层段微裂缝发育。五峰—龙一13测井分析结果：有效孔隙度平均为3.5%，有效孔隙度较高。

表9 荆门探区A4、A5井龙马溪组泥页岩岩心物性Table 9 Physical properties of mud shale cores of Longmaxi formation in well A4 and well A5 in Jingmen area

表10 A2井泥页岩储层岩心物性分析Table 10 Physical property analysis of mud shale core of Longmaxi formation in well A2

探区五峰—龙一11-3测井物性分析结果：TOC平均为3.3%，有效孔隙度为2.6%～4.1%，平均有效孔隙度为3.4%，受埋深影响，总含气量为2.7～6.5 m3/t，平均为4.3 m3/t，自东向西/南方向降低，致密页岩储层具备较好的孔渗性。

对于A2井低磁场核磁共振储层微观孔隙可动流体物性分析(表11)：龙一2页岩孔隙度为1.32%～1.84%，平均为1.61%，可动流体饱和度为10.81%～23.88%，平均为15.97%；五峰组—龙一14孔隙度为0.52%～2.88%，平均为1.50%，可动流体饱和度为16.81%～35.88%，平均为25.4%。五峰—龙一14优质储层段可动流体饱和度高，物性好。

T2谱弛豫时间大小反映流体分子受孔隙固体表面作用力的强弱。A2井不同页岩样品的T2谱相似，弛豫时间短，以不可动峰为主，反映龙马溪组页岩以束缚孔隙为主，大孔隙不发育。

A2-25(表11)为龙一13小层，A2-31为龙一12小层。饱和样品深度加深(图8)，弛豫时间加长，主体孔谱峰增宽增高。表明孔隙度分选性减小，孔隙度分量幅度提高，孔隙连通性增加，物性变好。

2.4 页岩力学性质

页岩中石英、长石和碳酸盐岩含量高，岩石的泊松比低、杨氏模量高，脆性大，外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝。页岩储层脆度大，杨氏模量为 27～33 GPa, 泊松比内摩擦系数为 0.235～0.27。岩石力学模型结合实际钻完井资料，得出岩石力学参数的计算结果：A1井五峰—龙一14层段杨氏模量为28～49 GPa, 泊松比内摩擦系数为0.2～0.35，优质页岩段具高弹性模量和低泊松比特征，质地硬而脆，适宜人工压裂造缝。

表11 A2井页岩核磁共振微观孔隙可动流体研究Table 11 Study of NMR microporous fluid in shale samples from well A2

图8 A2井核磁共振典型T2谱分布Fig.8 NMR T2 spectra distribution in well A2

3 页岩“甜点”层优选

3.1 地质“甜点”

3.1.1 地质条件

优质页岩五峰—龙一14小层形成于深水陆棚相贫氧强还原古环境，沉积古环境有利于有机质形成、富集保存。龙一11小层实测有机碳含量比其他小层高(表12)，页岩TOC控制储层孔隙度、吸附能力与含气性，对微观孔隙类型、结构及孔渗性产生影响。

3.1.2 构造特征与保存条件

次级构造单元包括宜昌斜坡、峡口—远安背斜带、巡检—溪前向斜带、龙坪—肖堰—栗溪背斜带。多期造山与成盆事件后，构造运动趋于稳定，变形弱，地层平缓。裂缝以高角度、低角度裂缝为主，利于页岩气形成保存。

五峰组—龙马溪组自下而上由黑色页岩、灰色泥岩、灰白色粉砂质泥岩构成，厚度在500 m以上。龙一14—龙一2地层渗透率为超低渗，有效孔隙度小于2%，黏土矿物含量高于五峰—龙一13地层，泥质岩类排烃率较高，为Ⅱ-Ⅲ类盖层[16]。中—新生界嘉陵江组膏岩、巴东组泥岩、九里岗—香溪组煤系地层为区域盖层，陆相河流—滨浅湖相沉积，沉积厚度为600～800 m，Ⅲ-Ⅳ类盖层。

表12 荆门探区五峰组—龙一14页岩储层综合评价表Table 12 Comprehensive evaluation table of shale reservoirs in Wufeng formation and Longyi 14 formation in Jingmen area

气藏动态保存优良，龙一11储层品质高(表12)，具备孔渗性及生储盖配置[17-19]。

3.2 工程“甜点”

在荆门页岩气勘探现场及涪陵[3]等页岩气示范区，脆性指数BRIT≥0.5、脆性矿物含量≥60，页岩气储层改造被认为是易形成放射状网络裂缝[20-21]。

五峰组—龙一14各小层脆性矿物[10]含量如图4所示，龙一11小层含量均大于等于60%；脆性矿物指数如图5所示，龙一11—龙一14指数均大于0.5，龙一12为0.799 9，龙一11为0.751，龙一11易形成放射状网络裂缝。

龙一11测井曲线为高伽马、高声波时差与低密度响应，时伴高电阻率、低补偿中子异常[26]；岩石力学模型为高杨氏模量、低泊松比及低应力差(表12)。

4 结论

荆门探区龙马溪组页岩气与扬子板块页岩气示范区储层特征相近，但存在差异：

(1)优质页岩形成于龙马溪组泥质深水陆棚相，对比标志较明显，横向分布稳定，具高有机碳、高伽马测井响应。龙一11TOC值为5.52%～5.98%；储层高GR(大于180 gAPI)厚度在2 m以上，较示范区高产井高GR厚度薄。

(2)储层黑灰色页岩微观储集空间类型为有机孔、无机孔、微裂缝等。五峰—龙一11-3储层总孔体积平均孔径为8～10 nm，以微、中有机孔为主；龙一11-2有机质含量为3.69%，有机孔占比为32%，可动流体饱和度为25.4%，孔隙连通性变好，层理缝发育，含高角度充填缝，物性条件较好。

(3)龙一11较五峰—龙一11-4具更高脆性矿物含量、有效孔隙度、含气量、压力系数，具高杨氏模量、低泊松比岩石力学特性，易形成放射状网络裂缝，构造保存条件优良，为页岩气水平井地质—工程“甜点”层。