川东盆缘带龙马溪组关键保存要素对页岩气富集的控制作用

冯动军胡宗全李双建杜伟师源

1)中国石化页岩油气勘探开发重点实验室,北京,100083;

2)中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京,100083;

3)中国石油大学(北京),北京,102249

内容提要:川东盆缘带是南方地区龙马溪组页岩气勘探的重点地区,已经在涪陵地区建成我国第一个页岩气大气田。 研究区页岩气原始地质条件优越,但由于后期构造改造强烈,保存条件十分复杂,直接影响到页岩气的富集程度,除涪陵地区外的其他地区尚未取得产能建设的重大突破。 笔者等利用钻井、野外、测井、地震及分析测试资料分析了研究区构造及演化特征、抬升剥蚀、构造样式、断裂、裂缝等对页岩气富集的影响,结合区域间接盖层、直接盖层及底板条件、地层压力、含气量、测试产量等对研究区的保存条件及判别指标进行了分析,研究认为具有正向构造背景、地层宽缓t、埋深适中及抬升剥蚀时间较晚的地区有利于页岩气的富集;断层不发育或断层封堵性好、距剥蚀区或控盆断裂越远越有利于页岩气的保存;区域性间接盖层特别是膏盐岩盖层的发育、良好的直接盖层和底板条件是页岩气能够保存的重要因素;盆内地层压力系数高,平均在1.5 以上,保存条件好,页岩气富集程度高,向盆缘、盆外地区地层压力系数变低,保存条件变差,不利于页岩气的富集。 综合评价川东盆缘带靠近盆内一侧为Ⅰ类保存有利区,盆内高陡背斜、盆缘斜坡及盆外残留向斜区为Ⅱ类保存有利区,盆外向斜与背斜间的区域为Ⅲ类保存有利区。

中国页岩气资源丰富,广泛发育海相、陆相和海陆过渡相三种类型泥页岩(邹才能等,2012;贾承造等,2012;董大忠等,2016),据国土资源部2015 年计算,全国页岩气地质资源量121.86×1012m3,可采资源量21.81×1012m3(国土资源部油气资源战略研究中心,2017),其中海相可采资源量13.00×1012m3,主要分布在中上扬子为主的南方地区和塔里木盆地的西部地区,层系包括震旦系、寒武系、志留系等。与北美页岩气主要形成于上古生界及中生界海相页岩不同,中国南方海相页岩地质年代老,普遍经历了加里东、海西、印支、燕山及喜马拉雅多期次构造运动的相互叠加,表现为多期次抬升、剥蚀,构造变形强度大(胡东风等,2014)。 钻探证实,川东盆缘带海相志留系龙马溪组具有良好的页岩气形成与富集的物质基础,页岩普遍具有含气性,但盆地内外及盆缘带试气效果千差万别,保存条件越来越受到关注,被认为是制约页岩气成藏的关键因素(郭旭升等,2016)。 本文试图通过分析川东盆缘带不同构造带的构造演化、抬升剥蚀、构造样式、盖层条件、地层压力、含气量、测试产量等,探讨构造保存对页岩气富集的控制作用,评价保存有利区,为页岩气勘探部署提供依据。

1 地质特征

四川盆地的形成经历了早古生代—中三叠世克拉通盆地和晚三叠世—新生代陆相前陆盆地两大阶段,喜马拉雅运动是四川菱形盆地构造格局主要形成期。 晚奥陶世—早志留世,上扬子区因受到华夏板块与扬子板块碰撞的影响,在造山带前缘形成前陆盆地(梁狄刚等,2009)。 晚奥陶世,原是碳酸盐台地相沉积的上扬子区变成了水深面广的盆地相,沉积了一套厚度不大、岩相稳定的暗色泥质岩和硅质页岩。 早志留世龙马溪沉积期,四川盆地为克拉通背景下的陆棚—盆地相沉积,形成川南—川东南—鄂西—渝东—川东北深水陆棚相区(图1),岩性主要为灰黑色硅质页岩、灰质页岩、黏土质页岩及粉砂质页岩(郑和荣等,2013;金之钧等,2016;何治亮等,2016;郭旭升等,2016),厚度在40 ～120 m,优质页岩(TOC>2.0%)厚度在25 ～35 m,页岩平均有机碳含量2.53%,主要介于1.0%～4.0%,有机质类型以I 型(腐泥型)和II1型(腐殖腐泥型)为主,热演化程度适中,Ro 平均值一般介于2.0%～3.0%,同时,页岩富含笔石、放射虫化石,具有良好的生烃潜力。

图1 四川盆地龙马溪组底部优质页岩段沉积相及厚度展布Fig. 1 Sedimentary facies and thickness distribution of the high-quality shale section at the bottom of the Longmaxi Formation in the Sichuan Basin

2 构造特征对页岩气富集的影响

2.1 构造演化

页岩气聚集成藏的关键是烃源生烃与储集体、盖层等各种要素的时空配置关系,川东地区盆内、盆缘和盆外均发现了工业气流,但于三个地区构造变形的时间不同、构造变形的期次不同,对页岩气富集程度的影响也有所不同。

(1)盆外残留向斜构造演化特征。 四川盆地外围志留系页岩气勘探目的层主要分布在宽缓背斜和紧闭残留向斜的两翼,局部地区构造较为稳定,通天断裂不发育,能够成为页岩气有利的勘探区,目前已经有桑柘坪、武隆和道真残留向斜发现页岩气流。从构造演化过程来看,控制该区页岩气保存的有利因素主要是向斜构造部位在晚期多期变形过程中经受的改造相对较弱,后期小型断裂未明显切穿志留系沉积。 以武隆向斜为例,构造平衡剖面显示武隆向斜在印支晚期—燕山早期开始变形,受西侧白沙断裂控制差异隆升,武隆向斜是一个整体凹陷。 燕山晚期—喜马拉雅期构造变形较为强烈,但向斜内部改造较弱。 武隆次凹的抬升幅度较小、埋深较大,上覆侏罗系,而火炉次凹抬升幅度略大、埋深较小,上覆三叠系,显示武隆向斜内部的差异性明显,自东向西具有递进变形特征(图2a)。 LY1 井的埋藏史分析表明,武隆向斜龙马溪组页岩在志留纪末期开始生烃,泥盆纪—石炭纪经历了持续、缓慢、较小幅度的抬升剥蚀,对气藏破坏作用小,有机质生烃规模小;二叠纪—侏罗纪,武隆向斜经历了持续深埋阶段,有机质热演化程度持续升高,白垩纪达到最大埋深。 三叠纪进入干气、裂解气阶段(方志雄等,2016),主生气期在中侏世早期,地层抬升剥蚀时间为晚白垩末期,抬升之前有相当一段时期处于生气期,有利于页岩气后期的气源供给。

图2 四川盆地过LY1 井、DYS1、JY1 井东西向构造演化剖面Fig. 2 East—west tectonic evolution section (crossing the Wells LY1, JY1, DYS1) of the Sichuan Basin

(2)盆缘带构造演化特征。 盆缘带构造复杂,断裂发育,勘探目的层主要位于断背斜、鼻状构造和斜坡带,是目前页岩气产能建设主阵地。 以焦石坝构造为例,从过JY1 井东西向构造演化剖面上看,焦石坝构造形成较晚,在目前出露的所有地层沉积之后,晚白垩世构造才开始形成,而且背斜两翼的断层是伴随着构造的形成而形成的,并没有边界通天断裂控制和切割背斜(图2b)。 喜马拉雅期随着挤压作用的增强,背斜内部又出现了调节断裂,但是总体上规模较小,未对构造形态形成致命破坏。 焦石坝箱状背斜的完整性是控制该区页岩气保存的关键因素。 虽然同样经历了大规模的隆升剥蚀,但是由于箱状背斜东西两翼向斜的阻挡,强烈的水平挤压并未造成中间背斜的肢解变形,因此背斜中间微裂缝发育但没有出现大的穿层裂缝或断裂,即表现为一种“裂而不破”的状态(何治亮等,2016),页岩气保存条件好。 JY1 井埋藏史和生烃史表明,龙马溪组烃源岩在志留纪末期进入生烃门限,由于加里东期—海西早期的地层抬升剥蚀,泥盆纪—石炭纪生烃演化较慢,至二叠纪中晚期达到生油高峰,晚二叠世—中侏罗世为晚成熟阶段,中侏罗世—晚白垩世为生气期及原油裂解期,早白垩世处于生气高峰期,晚白垩世之后,地层持续抬升,生烃终止(聂海宽等,2016)。

(3)盆内高陡背斜构造演化特征。 盆内向斜区目的层埋深普遍较大,在现有工程工艺条件下无法效益开发,因此勘探有利区主要集中于高陡背斜。以东溪地区为例,本区至少受到四个方向的挤压应力作用,即北西—南东向、东西向、南北向和北北东—南南西向,前两者占主导地位(唐永等,2018)。燕山运动早期,东溪地区受江南雪峰山继续造山运动的影响,被来自东南部的构造应力侧向推挤使基底由深至浅由南东向北西滑移,形成包括断洼在内的北东向构造雏形,产生主要以北东向为主的断层。燕山中晚期到喜马拉雅运动期,随着盆地边缘造山运动的持续作用,綦江地区受到近东西向应力联合挤压调整,形成东溪高陡背斜等一系列北北西向构造,产生北西—南东向断层(图2c)。 白垩纪末期构造抬升最大,导致目前志留系页岩的成熟度仍保持在白垩纪末期时的成熟状态。 綦江地区沉积埋藏史和生烃史表明,早三叠纪进入大规模生油阶段,晚于盆缘焦石坝地区,侏罗纪进入了大规模的干酪根生烃和原油裂解生烃阶段,早于主要的抬升剥蚀期白垩纪,具有足够的生烃时间,气源供给充足(范存辉等,2018)。

2.2 抬升剥蚀

磷灰石、锆石的裂变径迹年龄和热史模拟分析可以得知,雪峰西北缘—湘鄂西—川东盆缘带在印支期以来至少经历了3 次区域性的抬升事件,即早中三叠世(250～235 Ma)、晚侏罗世—早白垩世(140～110 Ma)和始新世—渐新世(45～25 Ma)。 雪峰山在中三叠世发生抬升剥蚀,湘鄂西断褶带抬升时限为侏罗纪晚期的燕山早期,川东盆缘带发生抬升剥蚀的时间为早白垩世早、中时期的燕山中期,在喜马拉雅期20 Ma 以来发生了强烈的抬剥蚀(图3),剥蚀量普遍在3000 m 以上。 从雪峰—江南古陆地区经湘西北至川东,冲断作用的强度逐渐减低,从SE到NW 方向,沿沅麻盆地、湘西北、川东和川中4 个地区中新生代的地层对比也可发现,地层间角度不整合的数量向NW 方向逐渐减少,层位变新。 据单井样品裂变径迹分析彭水地区抬升时间为130 Ma,武隆地区抬升时间为95 Ma,焦石坝地区抬升时间为90 Ma,具有典型的自东向西由早至晚递进变形、差异抬升的特征,抬升时间早意味着页岩气藏受到晚期构造改造作用的影响更大(李双建等,2016;Li Shuangjian et al., 2020)。

川东盆缘带下古生界志留系优质烃源生烃高峰期在中侏罗世(李双建等,2016),构造变形时间明显晚于生烃高峰期,对页岩气藏的调整改造和保存作用明显,自东向西页岩气逸散的时间由早到晚、由长到短。 抬升剥蚀是一把双刃剑,一方面地层抬升导致上覆地层减薄或缺失,上覆地层压力降低,页岩气藏残余盖层孔隙度和渗透率升高,已形成的断裂和裂缝由闭合状态向开启状态转变,严重降低盖层的封闭性能,如盆缘丁山构造DY1 井区。 但另一方面地层抬升可以使含气层段产生微裂缝,紧闭的层理缝因为泄压开启,增加页岩的储集性和渗透性,如果区域性直接盖层未遭破坏,仍然可以形成高效页岩气藏,如盆缘焦石坝JY1 井区。

2.3 构造样式

川东盆缘地区褶皱分为三种类型,从东向西依次为大庸断裂与恩施断裂之间的隔槽式褶皱带、恩施断裂与齐岳山断裂之间的槽—挡过渡带和齐岳山断裂与华蓥山断裂之间的隔挡式褶皱带。 构造改造的强弱会形成不同的构造样式或者将原有的有利构造样式破坏,因此构造样式对页岩气保存影响的实质还是构造改造强度的影响。 同一构造带中褶皱构造形成相似,说明它们在形成过程中所处的构造层次与作用力是基本一致的,因而褶曲程度也是大致相同的,构造样式相似。 研究表明,川东盆缘地区共发育6 种典型的构造样式(图4),盆缘带主要为宽缓箱状断背斜、断鼻、单斜及断背斜—断鼻复合型,盆地内主要发育高陡背斜型,盆外发育残留向斜型。不同构造样式地层的褶皱变形、断裂发育程度、地层倾角、剥蚀程度、横向渗流和扩散作用存在差异。 勘探实践表明盆缘宽缓箱状背斜型构造样式更有利于页岩气的富集与保存,其次为鼻状构造,单斜和向斜不利于页岩气的富集与保存。

盆缘宽缓箱状断背斜型(焦石坝):焦石坝构造处于隔槽式构造变形带向隔档式构造变形带过渡的部位,从构造样式上来看为具完整正向构造背景的箱状背斜,东西两翼的构造倾角较陡,切穿了箱状背斜的翼部。 中间背斜顶部十分平缓,过焦页1 井(JY1 井)志留系目的层的倾角小于1°,构造变形弱,断裂不发育,生成的气体难以逸散,整体含气量高(图4a)。 实钻证实,此类构造样式具有较好的油气聚集和保存条件,JY1 井压力系数1.55,气测全烃含量1.23%,现场测试总含气量5.85 m3/t,试气获20.3×104m3/d 高产工业气流。盆缘断鼻型(丁山):丁山构造是川东槽档式构造变形的过渡构造,属于断鼻构造样式,呈北西—南东向展布。 向西北下倾,向东南抬起并被齐岳山隐伏断裂切割。 东侧出露最老地层为寒武系,向盆地内通过缓斜坡过渡。 靠近鼻状构造的核部地层倾角较缓,小于5°,断层发育,微裂缝闭合程度差,加之上部缺失中、下三叠统膏盐岩及侏罗系泥岩盖层,保存条件差(图4b)。 本区DY1 井压力系数1.06,气测全烃最高1.01%,现场测试含气量2.23 m3/t,试气获日产3.4×104m3/d 低产工业气流。 向盆地内部随埋深加大,侧向上的扩散系数降低,离齐岳山断裂距离越远,断层不发育,且断层未切穿志留系,不具有破坏性。 此外,中、下三叠统膏盐岩及侏罗系泥岩盖层保留完整,保存条件变好,压力系数、含气量及测试产量增高。 本区DY2 井压力系数1.55,气测全烃最高5.31%,现场测试含气量4.25 m3/t,试气获10.5×104m3/d 高产工业气流(魏祥峰等,2017b;Fan Cunhui et al.,2018)。

图4 川东盆缘带构造样式类型Fig.4 Types of structural styles of the marginal zone of the eastern Sichuan Basin

盆缘单斜(斜坡)型(仁怀):仁怀地区位于盆缘带古蔺向斜东斜坡,斜坡长39 km,宽17 km,地层较陡,倾角约12°,核部出露白垩系和侏罗系,志留系底界埋深500～6000 m,发育3 条主要断裂,断裂延伸长度3.1～6.2 km,斜坡内平均断距50 ～60 m,斜坡边缘断距一般小于800 m。 古蔺斜坡形成于印支期,燕山、喜马拉雅期构造作用对古蔺斜坡改造作用弱,但斜坡部位侧向逸散作用强,逆断层发育,断层封堵性差,不利于页岩气保存(图4c)。 RY1 井位于古蔺东斜坡逆断层的下盘,压力系数0.73,气测全烃最高0.55%,现场测试总含气量0.51 m3/t,由于含气性差,未钻水平井。

盆缘断背斜—断鼻复合型(南川):南川区块位于武陵褶皱带,两期断裂叠加形成多个次级构造单元,构造分带性明显。 自盆外向盆内可划分石桥—白马向斜带、大石坝背斜构造带、东胜断隆构造带、南川—阳春沟断鼻带等四个构造带,构造变形程度逐渐减弱,保存条件变好。 南川鼻状构造带为龙济桥断裂和大石坝西断裂下盘的一个鼻状构造,呈北东向展布,长35 km,宽2 ～12 km,埋深3500 ～5200 m。 北西—南东方向的剖面显示为自盆地内向盆边上翘的单斜,地层较陡,倾角约18°,靠近盆缘带为龙济桥断裂和大石坝断裂夹持的断背斜(图4d)。NY1 井位于南川鼻状构造带龙济桥断裂下盘,压力系数1.30,气测全烃最高3.53%,现场测试总含气量3.67 m3/t,试气获0.09×104m3/d 低产气流。

盆内高陡背斜型(东溪):东溪区块属盆内高陡构造,主体为近南北向比较完整独立的断背斜,长轴长30 km,短轴长3.6 km,高点埋深3400 m,闭合幅度500 m,褶皱系数8.3,闭合系数0.14,地层较陡,倾角5°～15°,与向斜区呈断层接触,控制构造的主断裂向上终止于嘉陵江组膏岩层,构造内部发育少量小断层,断距较小,保存条件较好。 南部构造宽缓,倾角小于7°,变形较弱,断裂不发育,与盆缘齐岳山断裂带呈断洼接触,往南倾覆消失(图4e)。DYS1 井位于东溪构造东北翼,压力系数1.58,气测全烃最高8.60%,现场测试总含气量5.06 m3/t,试气获12.7×104m3/d 高产工业气流。

盆外残留向斜型(武隆):武隆向斜属于湘鄂西隔槽式构造变形中宽缓背斜之间的紧闭向斜,向斜构造简单,中间地层较缓,两翼地层较陡,且向斜北翼地层较南翼陡,倾角21.7°～22.8°。 向斜两翼上倾方向志留系出露地表,不利于天然气的侧向封闭,且在燕山期之后,该区至少经历了3 期不同方向的构造改造作用,晚白垩世构造作用形成的正断层切穿有效封盖层对气藏的破坏作用极大。 向斜核部出露为侏罗系,志留系龙马溪组最大埋深可达5500 ～6000 m(图4f)。 LY1 井位于向斜南翼,压力系数1.08,气测试全烃最高12.40%,现场测试总含气量2.38 m3/t,试气获4.5×104m3/d 低产工业气流。

2.4 断裂与裂缝

断裂的性质、规模和期次是影响页岩气保存的关键因素。 如体现走滑性质、规模较大的乌江断裂(断距1 km,延伸长度31 km),距其6 km 范围内的页岩气井,钻井液漏失严重、含气量低,测试无阻流量一般小于15×104m3/d;但无走滑性质、规模较小的平桥西断裂(断距0.9 km,延伸长度25 km),距其约1.8 km 的页岩气井测试无阻流量高达24.4×104m3/d(魏祥峰等,2017a)。 断穿页岩气上覆直接和间接盖层的“通天”断裂是页岩气散失的主要通道,对页岩气保存极为不利,如齐岳山断裂。 远离地层剥蚀区、距控盆断裂越远越有利于页岩气的富集,反之亦然,如靠近断裂带的仁页1 井、丁页1 井,因为距离盆地边界断裂或地层缺失带较近,分别为5 km 和3 km,且到盆地边界为一上翘斜坡,保存条件较差,页岩气沿上翘方向缓慢散失,导致资源丰度低,压力系数低,从而现场测试含气量或单井产量低(龙胜祥等,2018)。

裂缝往往是与断层相伴生的,裂缝尤其是高角度缝增大了岩层的渗透性,为页岩气扩散和运移提供了通道。 分析化验结果表明,页岩层的垂向渗透率受本身封盖条件的影响,渗透率小,而页岩层理缝发育,因此侧向的物性和裂缝发育程度较高,页岩气顺层逸散。 如川东南地区XX2 井五峰组—龙马溪组相同井深页岩全直径水平与垂直渗透率系列测试表明,页岩的水平渗透率高于垂直渗透率2 ～8 倍(图5),含微裂缝的的页岩水平渗透率高于垂直渗透率数百到上千倍(魏志红,2015)。 裂缝(包括高角度缝和层理缝)的发育使得页岩气向断层快速运移,如果遇到开启的断裂将加速页岩气的散失,对页岩气保存极为不利。

图5 川东盆缘带XX2 井五峰组—龙马溪组相同井深水平与垂直渗透率对比(据魏志红,2015)Fig. 5 Horizontal and vertical permeability comparisons of the same well depth in the Wufeng Formation and Longmaxi Formation of the XX2 Well in the eastern Sichuan Basin marginal zone(from Wei Zhihong et al., 2015＆)

总之,不同的构造强度、期次使得地层褶皱变形、破裂程度、抬升剥蚀程度具有明显的差异,形成了不同的构造样式。 不同的构造变形时间、不同的构造样式、距离地层剥蚀区和深大断裂的距离不同,页岩气保存的有效性不同。 勘探实践证明,抬升时间较晚,正向构造背景发育,埋深适中,远离地层剥蚀区和深大断裂是控制页岩气富集高产的关键因素(图6)。

图6 川东盆缘带钻井离断裂(剥蚀区)距离、抬升时间与测试产量关系Fig. 6 Relation between drilling distance from fracture (eroded area), uplift time, and test output in the eastern Sichuan Basin marginal zone

3 盖层与底板对页岩气富集的影响

油气藏盖层可分间接盖层和直接盖层,前者是指位于含油气层系上方对油气起整体保护的上覆岩系,后者则为油气层上方直接阻止油气逸散的岩层(马永生等,2006)。 优越的盖层和底板条件是页岩气保存的基础,勘探实践表明,区域性泥页岩间接盖层、三叠系膏盐层、龙马溪组上部泥岩直接盖层及临湘组致密灰岩底板保证了龙马溪组页岩气藏具有较好的封闭性(冯动军等,2016)。

3.1 间接盖层对页岩气富集的影响

对于川东盆缘带五峰组—龙马溪组含气层段来说,上覆间接盖层主要是指二叠系泥质岩盖层、中—下三叠统膏盐岩盖层以及上三叠统—侏罗系泥质岩盖层。 膏盐岩是一种主要由膏岩和盐岩类沉积岩组成的蒸发岩,因结构致密,孔缝不发育,且具有极强的可塑性和流动性,通常被视为优质的油气封盖层(Halbouty, 2003)。 中、下三叠统膏盐岩层是四川盆地中—下三叠统众多气田的直接盖层,其展布特征控制了气田的分布,同时它也是四川盆地海相地层与上覆陆相地层含气系统区域封隔层,其间天然气很少相混,说明了膏盐岩盖层的分布对油气封盖的重要意义(金之钧等,2006)。 中、下三叠统膏盐岩连片分布于川东盆缘带靠近盆内一侧,累计厚度在100 m 以上,石柱复向斜厚达300 m,形成局部的压力封闭,从而有利于页岩气的成藏和保存。 但在盆缘南川、綦江、仁怀以及盆外利川、武隆、彭水地区则大部分或全部暴露剥蚀殆尽,对页岩气的成藏和保存不利。 此外,川东地区还发育下二叠统梁山组、上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组、中侏罗统千佛崖组及下沙溪庙组泥质岩盖层。其中,上三叠统一般在100 m 左右,下侏罗统厚100～180 m,中侏罗统厚40～100 m,在盆外彭水及盆缘南川、綦江、仁怀地区同样大范围暴露地表,仅在向斜内残留分布。 二叠系和三叠系泥质盖层封闭性形成时间分别在志留系和二叠系烃源岩的生烃之前,具备有效封闭能力,且最大排替压力都大于10 MPa,可封闭高压气藏(袁玉松等,2010)。 上覆区域性间接盖层对于含气层段的“保护”作用主要体现在阻止了地表水的下渗以及页岩气的逸散,提供了有效的载荷,防止泄压微裂隙的产生和压力体系平衡的破坏。

3.2 直接盖层与底板对页岩气富集的影响

与常规气藏保存条件不同,页岩气藏的直接盖层和底板条件是形成页岩气藏的关键因素。 直接盖层和底板是直接与含气页岩层段接触的上覆和下伏地层,好的直接盖层和底板条件与含气页岩层段组成流体封存箱,可以有效阻止页岩气散失。 直接盖层与底板条件的封盖性的好坏取决于岩性、物质成分、孔隙结构等,孔隙度和渗透率是评价盖层的常用指标(秦建中等,2013),突破压力是评价直接盖层与底板最有效的参数(范明等,2011),对于脆性岩石来说,突破压力大小与其他配套条件决定着天然气藏是高压还是低压。 对龙马溪组下部页岩气藏来说,直接盖层为龙马溪组上部、石牛栏组(小河坝组)和韩家店组发育的大套灰色—深灰色厚层泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、泥灰岩,其中龙马溪组上部泥页岩厚度170 m 左右(胡东风等,2014),韩家店组泥页岩厚度在400～1000 m;底板为上奥陶统临湘(涧草沟)组连续沉积的灰色瘤状灰岩、泥灰岩,厚度介于30～50 m。 直接盖层和底板均为致密岩性,为典型的“上盖下堵型”页岩气藏(魏祥峰等,2017b),具有较好的封闭性能。 如JY2 井作为直接盖层的龙马溪组二段的粉砂岩孔隙度平均值为2.4%,渗透率平均值为0.0016×10-3μm2,地层突破压力为69.8 ～71.2 MPa(胡东风等,2014)。DY1 井下志留统石牛栏组泥灰岩孔隙度0.61%,渗透率0.0028×10-3μm2,突破压力高达75.9 MPa(黄仁春等,2017),五科1 井韩家店组11 块粉砂质泥岩孔隙度为0.40%～1.30%,平均0.63%,渗透率为0.004×10-3μm2～0.007×10-3μm2,平均为0.005×10-3μm2(肖开华等,2008);DY1 井作为底板的下伏上奥陶统临湘组泥灰岩,孔隙度1.81%,渗透率0.0467×10-3μm2,地层突破压力为48.8 MPa(黄仁春等,2017)。 前人研究认为,要形成中效天然气藏,直接盖层厚度必须大于40 m,而要形成高效天然气藏,则需要厚度超过100 m(孙明亮等,2008),龙马溪组页岩气藏直接盖层和底板的厚度、物性及突破压力均表明其具有较好的封盖性能。

岩石比表面积是岩石颗粒大小、孔隙发育程度、压实与胶结程度的综合反映,这几个方面是评价泥岩盖层封盖性能的重要参数(范明等,2011)。 范明等利用比表面积和突破压力联合来确定泥页岩的封盖性能,并建立了相应的盖层评价模板(图7a),依据此模板评价志留系泥页岩直接盖层总体较好,如川东地区52 个钻井及野外剖面志留系泥页岩样品突破压力介于0.118 ～31.167 MPa,平均13.013 MPa,比表面积介于4.66 ～28.73 m2/g,平均19.28 m2/g,总体评价以Ⅰ、Ⅱ类盖层为主(图7b)。

图7 川东盆缘带龙马溪组泥页岩封盖能力评价(模板据范明等,2011)Fig. 7 Evaluation of mud shale capping capacity of the Longmaxi Formation in the eastern Sichuan Basin marginal zone (template after Fan Ming et al., 2011＆)

4 泥页岩自封闭性对页岩气富集的影响

泥页岩是致密—超致密细粒沉积岩的一种岩石类型,是常规油气藏普遍存在的一种盖层类型。 依据石油行业标准对盖层封闭能力的评价,突破压力高于15 MPa 的盖层都属于优质盖层,可以封闭高压气藏。 勘探证实龙马溪组泥页岩的突破压力普遍高于15 MPa,最高可达60 MPa,垂向上具有较好的自封闭性。 当厚度较大时,页岩气渗漏与散失需要更多的时间,当厚度大于泥页岩生烃高峰期上下排烃的最大运移距离之和时,可以将页岩气有效地封闭在泥页岩储层之中,因此,泥页岩自身只要有一定的厚度就具有自我封闭的能力,如JY1 井龙马溪组下部泥页岩厚度89 m,含气性好,现场测试总含气量5.85 m3/t。 反之当厚度小时则自身封闭能力变差,如RY1 井龙马溪组下部泥页岩厚度仅有31 m,含气性差,现场测试总含气量仅有0.51 m3/t。

泥页岩侧向封堵性也很重要。 4 块来自同一岩心的泥岩模拟裂缝愈合能力的实验结果表明,泥岩具有较强的应力敏感性,表现为无论原始裂缝开启度多大,在20～25 MPa 的低围压状态下,即大幅度闭合,而且闭合以后,再次开启的能力较弱(图8)。20～25 MPa 的围压相当于1400 ～1800 m 左右的埋深,因此对于川东志留系页岩气勘探来讲,大于这一深度,可以保证泥页岩的自封闭能力。 已有的向斜和单斜页岩气发现区,如PY1 井区,随着埋深的增加,页岩气含气量和产量升高,与裂缝的愈合程度随埋深的增加而增大有密切关系。

图8 川东盆缘带志留系泥岩覆压渗透率测试曲线Fig. 8 Test curve of overburden permeability of the Silurian mudstone in the eastern Sichuan Basin marginal zone

5 地层压力

地层压力系数是页岩气保存条件的综合性判识指标。 与常规油气藏相比,页岩气藏具有其特殊性,作为内源性气藏,气藏内的烃类气体运移始终指向外部,如果保存条件差,气体排出过快会使得气藏压力大幅下降,反之则会保持较高的地层压力(胡东风等,2014),高压—超高压意味着页岩气保存条件好。 下古生界龙马溪组钻井揭示,获得高产的井均位于盆内及盆缘带内侧的高压—超高压区,如DYS1井、JY1、DY2 井等压力系数均在1.5 以上,保存条件好,孔隙得以保持,页岩含气量普遍较高。 而RY1、PY1、LY1、Z104 等井页岩也较为发育,但由于为单斜、向斜或者上覆盖层缺失等不利构造样式,保存条件略差,压力系数普遍在1.2 以下,为常压页岩气区,泄压导致孔隙度降低,含气量普遍较低。 总的来看,盆内地层压力系数高,保存条件好,页岩气富集程度高;向盆缘、盆外地区地层压力系数变低,保存条件变差,不利于页岩气富集。 压力系数与孔隙度、含气量及测试产量具有较好的正相关关系(图9),说明较高压力系数体现了页岩气较小的逸散程度和良好的保存条件(郭彤楼等,2014;郭旭升,2014a,b)。

图9 川东盆缘带龙马溪组压力系数与孔隙度、含气量及测试产量的关系Fig. 9 Relationship between pressure coefficient, porosity, gas content and test yield in the Longmaxi Formation in the eastern Sichuan Basin marginal zone

6 保存有利区评价

影响页岩气保存的因素包括烃源物质基础及其展布特征、盖层的垂向与侧向封闭性及后期的构造改造作用等三大主要因素,地层水地球化学性质、天然气组分、地层压力、页岩含气量及测试产量等参数可以用来表征页岩气保存条件的好坏。 在评价过程中,应具体问题具体分析,将页岩气保存条件的几个方面综合起来进行判断,不能以一个指标的好坏,而肯定或否定一个地区或领域。 参考常规油气保存条件的评价方法和综合评价指标体系的研究成果,认为页岩气保存条件的评价应该重点考虑以下四个方面的因素(表1):①间接盖层的岩性和厚度是影响页岩气保存条件的重要因素,直接盖层的封闭性是影响页岩气保存的直接因素;②烃源岩物质基础及展布特征是页岩气形成与自封闭的根本因素;③后期构造改造活动则是决定页岩气生成与聚集、保存与散失的重要原因;④地层压力、页岩气含气量及测试产量等指标是判断现今保存状况好坏的判识性指标。 根据保存条件综合评价指标体系,把川东盆缘带评价出Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ保存有利区(图10)。

表1 川东盆缘带志留系页岩气保存条件综合评价指标体系表(据马永生等,2006 和聂海宽等,2012 修改)Table 1 Comprehensive evaluation index system of Silurian shale gas preservation conditions in the eastern Sichuan Basin marginal zone (revised according to Ma Yongsheng et al., 2006＆ and Nie Haikuan et al., 2012＆)

图10 川东盆缘带页岩气保存有利区评价图Fig. 10 Evaluation of favorable shale gas preservation areas in the eastern Sichuan Basin marginal zone

Ⅰ类保存区:川东地区盆缘带靠近盆内一侧为最有利的页岩气保存区,出露地层为白垩系、侏罗系,龙马溪组底界埋深普遍超过4000 m,页岩之上存在白垩系、侏罗系及三叠系等多套区域性间接盖层,特别是中、下三叠统膏盐岩盖层在该区域广泛分布,厚度普遍在100 m 以上,对页岩气藏起到了良好的封盖作用。 钻井揭示此区域地层压力系数普遍在1.5 以上,页岩含气量在4 m3/t 以上,测试产量在20×104m3以上。

Ⅱ类保存区:从平面分布来看可以分为三类,分别是盆内高陡构造带、盆缘构造斜坡带及盆外残留向斜带。 盆内高陡背斜构造带有利区有10 个,即东溪、石龙峡、中梁山、石油沟、铁厂沟、新场、桃子荡、栗子、黄草峡高陡背构造带及义和东隐伏构造;盆缘构造斜坡带的有利区有4 个,即丁山鼻状构造核部、林滩场背斜西北缘、南川鼻状构造西北缘和石柱复向斜东南缘。 盆外残留向斜带有利区有6 个,即利川复向斜、武隆向斜、桑柘坪向斜、道真—安场向斜、松坎复向斜、建新—始宝向斜。

Ⅲ类保存区:主要分布在盆外隔槽式褶皱带向斜与背斜之间的区域,出露地层为二叠系或志留系,龙马溪组底界埋深介于1000 ～1500 m,通天断裂发育,页岩气的保存条件较差。

7 结论

(1)雪峰西北缘湘鄂西—川东地区在印支期以来至少经历了3 次区域性的地层抬升事件,晚侏罗世—早白垩世是该地区大面积褶皱变形时期,具有典型的自东向西由早至晚递进变形、差异抬升的特征。 不同的构造强度、期次形成了不同的构造样式,抬升时间晚,正向构造背景发育,地层宽缓,埋深适中,远离地层剥蚀区和深大断裂是控制页岩气富集高产的主要因素。

(2)中、下三叠统膏盐岩层连片分布于川东盆缘带靠近盆内一侧,是川东地区盆缘带龙马溪组最有效的区域性间接盖层,龙马溪组上部、石牛栏组(小河坝组)和韩家店组发育的大套灰色—深灰色厚层细粒沉积岩为直接盖层,底板为上奥陶统临湘(涧草沟)组连续沉积的灰色瘤状灰岩、泥灰岩。 利用比表面积和突破压力联合评价龙马溪组下部页岩气藏泥岩直接盖层总体以Ⅰ、Ⅱ类盖层为主。

(3)龙马溪组泥页岩垂向上具有较好的自封闭性,侧向封堵性受地层倾角的影响较大,地层倾角小于5 度有利于页岩气的侧向封堵,泥岩具有较强的应力敏感性,在低围压状态下即大幅度闭合。 向斜和单斜地区随着埋深的增加,页岩气含气量和产量升高,与裂缝的愈合程度随埋深的增加而增大有密切关系。

(4)地层压力系数是页岩气保存条件的综合性判识指标。 总的来看,盆内地层压力系数高,保存条件好,页岩气富集程度高;向盆缘、盆外地区地层压力系数变低,保存条件变差,不利于页岩气富集。 压力系数与孔隙度、含气量及测试产量具有较好的正相关关系。

(5)页岩气保存条件的评价应重点考虑三个方面的因素,一是盖层尤其是直接盖层的封闭性,二是后期构造改造的强度、期次及时间,三是压力、含气量、测试产量等判识性指标。 根据保存条件综合评价指标体系,评价Ⅰ类保存有利区为川东地区盆缘带靠近盆内一侧白垩系、侏罗系地层覆盖区,Ⅱ类保存有利区为盆内高陡构造带、盆缘构造斜坡带及盆外残留向斜带,Ⅲ类保存区分布在盆外隔槽式褶皱带向斜与背斜之间的区域。

致谢:本文引用了中国石化勘探分公司、西南油气分公司、江汉油田分公司和华东分公司的大量资料,在此一并致谢。