继五峰组-龙马溪组实现规模效益开发,形成长宁、威远、昭通、涪陵等商业气田后,中国南方海相深层页岩气稳步推进
[1-2],下寒武统筇竹寺组页岩气资源十分丰富,是当前四川盆地备受关注的海相页岩气勘探开发层系。近年来,中国石油西南油气田分公司和中国石化西南油气分公司部署在拉张槽外-槽内地区的Z201井、JS103HF井、JY3HF井以及ZY2井,在筇竹寺组均获高产页岩气流,其中JY3HF井和ZY2井测试日产量突破性高达82.6万m
3/d和125.7万m
3/d,展示出了筇竹寺组页岩的巨大勘探潜力
[3-4]。然而,槽外发育的含有机质粉砂质页岩和槽内发育的富有机质页岩为两种差异性较大的页岩类型,勘探实践表明二者均具备形成大规模气田的潜力。亟需深入探究两种不同类型页岩的成藏机理,以推动四川盆地筇竹寺组页岩气的高效开发。
目前,针对四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气富集成藏理论的研究已取得一定进展。黄金亮等
[5]提出有机质含量高、页岩有效厚度大、脆性矿物含量高且孔隙和微裂缝发育有利于页岩气的形成与富集。梁峰等
[6]以威远-资阳区块作为研究对象,提出裂陷槽内储层厚度大、孔隙发育、压力高、底板条件好,是页岩气富集的有利区,并指出储层超压和孔隙发育是控制筇竹寺组页岩气富集的关键因素。雍锐等
[7]基于德阳-安岳裂陷槽和乐山-龙女寺古隆起对筇竹寺组的控制作用研究,提出了“裂陷槽控沉积、古隆起控演化、槽-隆联控富集”的页岩气富集规律。此外,何骁等
[8]进一步研究建立了“多层异相、超压保孔”的筇竹寺组页岩气富集模式,认为富有机质页岩厚度大、有利相带、高孔隙度、储层超压以及良好的顶底板条件是川南地区筇竹寺组页岩气富集高产的关键控制因素。随后郭彤楼等
[4,9]提出了具有高无机质孔、高长英质和层内运移特点的新类型筇竹寺组页岩,并总结了“原地富集和原地+输导层富集”的成藏模式,该研究改变了在富有机质页岩中寻找页岩气的传统观念,证实了含有机质页岩同样可以实现页岩气规模富集,为中国深层页岩气资源的勘探提供了重要的理论支持和实践指导。
综上,前人的研究成果为筇竹寺组页岩气富集规律与成藏机制研究提供了坚实的理论支撑。然而,针对拉张槽外的含有机质页岩与槽内的富有机质页岩在烃源岩品质、储集性能以及保存条件等关键成藏要素方面的差异性研究较少。鉴于此,现以槽外西斜坡-槽内筇竹寺组页岩作为研究对象,综合利用岩心、测井、录井以及压裂生产资料,并结合有机地化测试、储层孔结构特征测试、盖层突破压力测试以及脉体流体包裹体测试等手段,从物质基础条件和保存条件方面分析对比深水和浅水沉积环境下页岩气富集成藏的控制因素,划分不同沉积环境下筇竹寺组页岩的富集地质模式,以期对四川盆地海相页岩气的勘探开发提供有益参考。
1 地质概况
四川盆地位于扬子地台西北缘,为大型的海相-陆相叠合盆地
[10-11]。自震旦纪灯影期开始,四川盆地经历了弱拉张-弱挤压-弱拉张-弱挤压两个完整的地质演化旋回
[12]。在桐湾运动的影响下,四川盆地及周缘整体幕式抬升
[13-14],导致灯影组二段与四段顶部经历了剥蚀和广泛的岩溶作用
[15-17]。受桐湾运动Ⅲ幕和兴凯地裂运动共同作用,绵阳-长宁拉张槽形成
[18],随后在拉张槽的继承性发育下,内部沉积了厚度较大的下寒武统麦地坪组和筇竹寺组烃源岩。受古地貌构造格局分异的影响,不同区域筇竹寺组岩性组合、页岩厚度等沉积特征有所差异
[19-21]。
如
图1所示,研究区位于川中资阳-川西南井研一带。整体发育为一套浅海-深海陆棚相的高有机质含量的海相页岩地层,筇竹寺中上部发育粉砂质页岩、粉砂岩等陆源碎屑含量较高的岩石类型,底部岩性主要为灰黑色页岩
[22-24]。垂向上,根据岩性、电性组合特征以及沉积微相-测井曲线的响应关系,可将筇竹寺组细分为11个小层,其中⑥~⑧层为其主力产层。为确保研究的可靠性与准确性,样品取自槽外西斜坡-内斜坡-槽内地区的15口取心井,分别进行有机地化测试、储层孔结构特征测试、脉体流体包裹体测试以及盖层突破压力测试。
2 物质基础条件
2.1 有机质富集条件
有机质是生烃物质基础,其含量对页岩气藏的品质有着重要影响
[25-26]。如
图1所示,根据研究区多口钻井岩心样品的测试结果显示,由拉张槽内到槽外西斜坡,有机质丰度逐渐降低,富有机质页岩的厚度逐渐变薄。拉张槽内总有机碳(total organic carbon,TOC)的分布范围在0.89%~2.14%,均值为2.5%,而槽外西斜坡TOC的分布范围在0.33%~1.48%,平均值不到0.5%,生烃能力较为有限。纵向上来看,筇竹寺组①、⑤、⑨号小层发育黑色富有机质页岩,TOC含量较高。此外,对研究区筇竹寺组页岩样品进行了干酪根碳同位素检测,结果显示拉张槽内干酪根同位素δ
13主要分布在-36.33‰~-32.06‰,均值为-34.30‰,而槽外西斜坡的干酪根同位素δ
13介于-35.01‰~-28.95‰,均值为-32.03‰,由此判断槽内外研究区域的有机质类型均为Ⅰ型,有着较强的生油气的能力。总体上看,槽内地区筇竹寺组页岩有机质丰度高,有机质类型好,物质基础条件优于槽外西斜坡地区。
2.2 储层分布条件
储层中的微观孔隙可以为页岩气提供大量的储集空间,并且对页岩储层的储集性能有一定影响
[28]。采用低温N
2吸附、CO
2吸附以及高压压汞测试,对储层进行孔径分布拼接,用全孔径表征页岩储层纳米尺度到微米尺度的孔隙结构。基于国际理论化学与应用化学联合会(IUPAC)的孔隙分类方法
[29],研究区孔隙大小可划分为:微孔(<2 nm)、介孔(2~50 nm)和宏孔(>50 nm)。结果显示,筇竹寺组页岩储层全孔径分布较宽,从纳米孔至微米缝均发育。如
图2(a)所示,槽外西斜坡区域筇竹寺组页岩孔隙的孔体积在50~100 nm出现峰值,以宏孔-介孔较为发育,其中⑦号小层宏孔-介孔的占比高达90%,极大改善了页岩储层的渗流性能,此外,研究发现⑦号层水平渗透率较高,高渗砂体的存在为页岩气由槽内向槽外的高效侧向输导提供了有效运移通道。如
图2(b)所示,槽内地区介孔是筇竹寺组孔体积的主要贡献者,页岩孔隙的孔体积在30~50 nm出现峰值,其中⑦号小层介孔的占比超过了80%,研究区筇竹寺组⑦号小层发育的纳米级孔隙为甲烷提供吸附有效位点,使气体能够被大量吸附储存。
2.3 源储配置关系
良好的源储配置结构是页岩气富集成藏的基础。如
图3所示,根据筇竹寺组的岩性特征,结合测井响应,采用页地比作为划分依据,以页地比5%、35%、65%、95%作为界限,将地质体结构单元划分为纯源型(Ⅰ型)、源夹储型(Ⅱ型)、源储互层型(Ⅲ型)、储夹源型(Ⅳ型)、纯储型(Ⅴ型),结合单层厚度分布又进一步细分出9个亚类,其中以Ⅰ型发育最多,Ⅳ
3型发育较少。基于源储地质体结构单元的划分结果,结合基准面旋回特征,又将筇竹寺组整体分为3个单元要素组合,内部以上覆和下伏的源储地质体结构单元作为其顶底板,将其划分为上下开放型、上下封闭型、上开放下封闭型以及上封闭下开放型。
根据划分结果显示,从槽外西斜坡-内斜坡-槽内-平台高地高石磨溪地区,受沉积古地貌和沉积环境控制,源储地质体结构单元在拉张槽外斜坡地区以储厚源薄型(Ⅳ型或Ⅴ型)为主体,到内斜坡地区以厚源薄储型(Ⅱ型)或源储互层型(Ⅲ型)为主体,到槽内以纯源型(Ⅰ型)为主体,到平台高地又过渡为Ⅱ型或Ⅲ型为主。整体上看,拉张槽内部发育分布广、厚度大、有机质含量高的黑色泥页岩,往拉张槽西斜坡方向,粉砂岩含量逐渐增加。
通过分别统计槽外西斜坡地区、内斜坡地区、槽内地区的气测全烃与含气量数据,并对比该数据与源储地质体结构单元及地质体单元要素组合类型的对应关系。结果如
图4所示,拉张槽外西斜坡地区以源夹储型(Ⅱ型)或源储互层型(Ⅲ型)的含气性较好,而内斜坡以及拉张槽内地区则主要以纯源型(Ⅰ型)含气性最好。地质体单元要素组合类型的含气性由高到低依次为上下封闭型、上封闭下开发型、上开放下封闭型、上下开放型。研究发现槽外西斜坡地区⑥~⑧号小层源储结构配置要素由西向东、由南向北逐渐更有利于页岩气富集成藏,而拉张槽内⑥~⑧号小层内,多为厚源薄储且上下封闭型的源储配置组合,含气量高,成藏要素配置齐全,为页岩气的富集成藏奠定了良好的物质基础。
3 页岩气保存条件
3.1 顶底板条件
良好的顶底板条件能够在早期生烃过程中有效抑制烃类逸散,因此顶底板条件是控制页岩气富集成藏的重要因素之一
[30-32]。研究区筇竹寺组可分为11个小层,目前⑥~⑧号层为页岩气开发的主力产层。其顶板⑨~⑪小层岩性以灰黑色的泥页岩和黄灰色的粉砂岩为主,且筇竹寺组顶部发育沧浪铺组的紫红色砂质泥岩和泥质粉砂岩,而⑥~⑧富气层底板为①~⑤小层灰黑色泥页岩和黄灰色泥质粉砂岩,其与下伏的灯影组的白云岩或麦地坪组的含磷灰岩呈平行不整合接触
[33]。总体上,研究区顶底板岩性致密,展布稳定,为早期烃类滞留富集提供了良好的保存条件。
通过对筇竹寺组富气层顶底板进行孔隙度、渗透率测试分析,结果如
图5(a)所示,槽外西斜坡地区富气层顶板和底板的平均孔隙度分别为1.41%和1.58%,平均渗透率为0.001 1×10
-3 μm
2和0.000 8×10
-3 μm
2,而在槽内地区富气层顶板和底板的平均孔隙度分别为2.03%和2.13%,平均渗透率为0.004 3×10
-3 μm
2和0.001 9×10
-3 μm
2,顶底板表现出低孔隙度和低渗透率的特征。此外应用CO
2吸附、N
2吸附和高压压汞测试,全孔径表征筇竹寺组页岩顶板、底板以及产层的孔隙结构,结果如
图5(b)~
图5(d)所示,研究区以微孔为主,其次发育中孔,而大孔不发育。其中顶板和富气层的孔径大多分布在0.4~0.9 nm和2~8 nm,以微孔和中孔为主,而底板总孔隙体积明显低于顶板和富气层,也同样以微孔和中孔为主。顶底板相比富气层具有较小孔隙度和孔体积,界面处可形成较大的毛细管压力,有效增强顶底板的封闭性
[34]。
此外,顶底板的大规模裂缝发育,也会对其封闭条件造成直接显著的破坏。通过对研究区典型井的岩心裂缝发育程度进行特征分析,如
图6所示,槽外西斜坡地区A6井取心段在顶底板位置共识别出139条裂缝,其中顶板的裂缝线密度为0.71条/m,底板的裂缝线密度为1.78条/m。裂缝倾角多分布于75°~90°,裂缝长度在1.4~34 cm,开度大于5 mm的裂缝占57.3%。而位于其东北侧的A3井,顶底板共识别出36条裂缝,其中顶板裂缝发育较少,保存条件好,底板的裂缝线密度为0.52条/m,低角度裂缝与高角度裂缝均匀发育,裂缝长度在2.3~21.8 cm,裂缝开度在0.1~8 mm,其中开度小于5 mm的裂缝占82.9%,裂缝发育规模小,对顶底板封闭保存条件影响较弱。而A6井受顶板裂缝较为发育的影响,保存条件减弱,页岩气沿着裂缝间隙运移散失,日产气量远小于A3井。
3.2 天然裂缝系统
四川盆地受多期构造作用影响,页岩气的动态调整是必经的过程
[35]。脉体流体包裹体捕获的均一温度及盐度特征可以反映油气运移、充注的动态调整期次。如
图7、
图8所示,基于拉张槽外西斜坡和槽内地区流体包裹体均一温度和盐度直方图,并结合各单井的埋藏热演化史图分析发现,拉张槽外西斜坡地区存在四期流体活动,第一期为均一温度在100~115 ℃,盐度在5%~7%的流体包裹体,投点埋藏史上对应晚志留世时期;第二期包裹体均一温度在115~145 ℃,盐度在5%~12%,对应晚三叠世时期;第三期和第四期的包裹体均一温度在145~175 ℃,盐度分为6%~9%和12%~15%两个区间,投点分别对应晚侏罗世以及白垩世后时期。而槽内地区则存在三期流体活动,第一期和第二期包裹体均一温度为120~135 ℃,盐度分为5%~7%和19%~22%两个区间,分别对应晚志留世和中三叠世时期;第三期包裹体均一温度为135~145 ℃,盐度在6%~10%,对应中侏罗世时期。分析结果显示,槽外西斜坡地区的脉体中经历了多期流体活动,指示了在地质历史时期,受生烃增压或构造变形等影响,导致裂缝多期开启,容易造成页岩气逸散及地层卸压,稳定的保存条件受到破坏,而在槽外西斜坡北部区域,筇竹寺组地层压力系数达到1.3,表明在该区域构造活动较弱,裂缝虽多期开启但是规模较小,地层压力得到保存。
就裂缝而言,层内张性缝的发育不但可以连通不同类型的孔隙,有效提高页岩储层的渗透率,还有助于页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解吸
[36],从而使产气量增加。而剪切缝发育规模较大,一旦连通上层地表,对区域盖层造成破坏,页岩气就会沿着裂缝通道运移逸散
[37]。通过对研究区取心井的岩心裂缝发育情况进行观察和统计,分析裂缝对页岩气富集成藏的控制作用,结果显示槽外西斜坡地区以A3井和A6井裂缝较为发育,其中A3井岩心观测到81条裂缝,张性缝占44.4%,A6井共观测到339条裂缝,张性缝占42.2%。槽外西斜坡地区页岩含气量与层内张性缝线密度关系,如
图9(a)所示,张性缝的发育与页岩含气量具有良好的正相关性。而槽内地区取心井中共观测到626条裂缝,这些裂缝中以发育剪切缝为主,但其剪切缝发育规模不大,裂缝长度小于20 cm占65.5%,裂缝开度小于1 mm的占98.7%,而槽内地区剪切缝线密度与含气量之间关系,如
图9(b)所示,两者无明显相关性,说明槽内地区剪切缝并未穿破岩层对封闭体系造成破坏,对页岩含气量影响较小。
3.3 地层倾角与地层压力
构造作用会使地层产生不同程度的倾斜,改变其岩层产状
[38-39],也会在抬升剥蚀作用过程中,改变岩层上覆压力。研究显示地层压力系数与页岩的含气量具有良好的正相关性,超压环境往往更有利于页岩气的保存
[40-42]。
根据研究区地层倾角图及过重点井地层倾角模式与地层压力系数和含气量的关系图显示,拉张槽内地区与槽外西斜坡北部构造区内地层压力系数超过1.3,且构造平稳,地层倾角普遍小于10°,页岩气在垂直方向上的运移能力较弱,散失量少,保存条件好,该区域的A7井与C4井测试产量均超过50 m
3/d。而槽外西斜坡地区东南部陡斜坡区以及铁山背斜东北陡翼部区域,地层压力系数以常压为主,地层倾角超过10°,页岩气受浮力作用易向上运移。此外根据该地区页岩纵横向渗透率对比柱状图,如
图10所示,其垂直渗透率平均为0.000 82×10
-3 μm
2,而水平渗透率远远大于垂直渗透率,平均为0.536 58×10
-3 μm
2,说明其在水平方向的渗流作用更大,在渗流与浮力扩散作用影响下,如
图11所示,槽外西斜坡南部构造区内页岩气沿层理面运移至高部汇聚,该区域断裂发育,页岩气容易沿断裂逸散,保存条件较差,A6井实钻证实该区域筇竹寺页岩含气性较差。
3.4 压力封存箱
在中国南方海相页岩普遍超压的环境下,异常压力封存箱的存在,不仅在埋深过程中延缓了上覆地层的压实作用,留存粒间原生孔隙,为原地生成的油气在箱内富集成藏提供了良好的保存条件
[43],此外其内部的异常压力也为油气运移提供了驱动力。为研究压力封存箱的控藏作用,通过对比分析了拉张槽内外异常压力封存箱的特征,认为拉张槽外西斜坡地区存在2个独立的异常压力封存箱,而拉张槽内地区则存在3个独立的异常压力封存箱。
以典型井为例,如
图12(a)所示,槽外地区A3井筇竹寺组异常压力封存箱出现在深度3 271~3 583 m,由3个隔板上下封隔形成的2个独立的压力封存空间,封隔层岩性以致密的粉砂质泥岩为主,封盖能力较好,上压力封存箱出现在⑥~⑧小层,厚度约为73.20 m,平均压力为31.15 MPa,下压力封存箱处于②~④小层间,厚度为138.40 m,平均压力为38.52 MPa。如
图12(b)所示,槽内地区的C1井相比槽外地区,在其①号层多发育了一个压力封存箱。整体深度在4 459~4 851 m,封隔层以厚层泥页岩为主,上压力封存箱厚度约为104.76 m,平均压力为42.87 MPa,中间压力封存箱厚度为117.18 m,平均压力为38.78 MPa,下压力封存箱厚度为41.04 m,实测压力为42.42 MPa,并且筇竹寺组上部沧浪铺组发育的致密紫红色砂质泥岩和泥质粉砂岩对压力封存箱起到了强力的封盖作用。压力封存箱的存在为槽内地区超压富气的形成提供了条件,同时异常压力也大大减缓了槽外西斜坡地区地层机械压实作用对箱体中部砂岩的影响,使得箱体中部砂岩得以保留有大量的原生孔隙,极大改善了储集层的性能,使得槽内生成的页岩气可高效输导至槽外西斜坡地区形成富集成藏。
4 生烃-充注-逸散动态平衡下页岩气富集地质模式
如
图13所示,拉张槽内外两张不同类型页岩的沉积环境、源储配置条件以及保存条件不同,其页岩气富集地质模式也各异,对页岩气富集成藏也产生了差异影响。
早寒武时期,拉张槽内沉积环境为深水陆棚沉积,为水体较深的稳定缺氧环境,槽内筇竹寺组页岩地层,纵向上发育砂泥层系叠置,组内多套烃源发育,泥生泥封砂富集,形成有利的源储配置条件。而槽外西斜坡地区为浅水陆棚沉积,发育含有机质丰度粉砂质页岩,生烃能力有限,但粉砂岩储层孔隙发育,水平渗透率较高,为后期输导创造了有效的运移通道。到中晚白垩时期,筇竹寺组页岩经历持续的埋深过程,伴随液态烃和原油裂解气的生成,页岩地层内部生烃增压、升温膨胀增压,微孔隙中烃类流体压力累积,迭加上覆静岩压力,槽内地区发育形成了三套压力封存箱,超压富气。槽外西斜坡地区则形成两套压力封存箱,此时在地层异常压力驱动与扩散作用的加持下,通过西斜坡方向逐渐发育的高渗粉砂岩优质输导体以及川中走滑断裂带
[9],槽外西斜坡地区受槽内输导供给,形成滞留富集。中晚白垩世后,筇竹寺组地层在喜山运动下开始抬升遭受剥蚀,地温梯度降低,地层压力略微调整,拉张槽内地区晚白垩世开始地层抬升,抬升幅度小,剥蚀量小于2 500 m,构造改造较弱,地层平缓,高角度裂缝不发育,断层封闭性较好,地层压力以超压为主,且发育厚度大、低孔低渗的优质顶底板,能够有效封堵页岩气,防止逸散,整体侧封保存条件较好。而槽外西斜坡地区中白垩世开始地层抬升,地层抬升超过了3 500 m,对页岩气保存条件影响较大,南部构造区域断裂发育,地层倾角较大,页岩自封闭性较差,位于该区域的A6井顶底板大量裂缝发育,封隔层遭受破坏,保存条件减弱,气测显示较差。而北部区域构造平稳,远离断层发育,地层压力系数高,保存条件好。通过以上特征认为拉张槽内为“黑色富有机质页岩强生烃弱逸散滞留富集型”的富集地质模式,而拉张槽西斜坡则分为“含有机质页岩侧向输导体强供给+强自封闭性滞留富集型”和“含有机质页岩生烃有限+顶板逸散欠富集型”两种地质模式。
5 结论
(1)优质的有机质富集条件是页岩气成藏的基础。拉张槽内源储条件优越,且⑥~⑧号小层内,成藏要素配置齐全,气测全烃值高,而槽外西斜坡地区生烃能力有限,⑥~⑧号小层源储结构配置要素由西向东、由南向北逐渐更有利于页岩气富集成藏。
(2)良好的保存条件是页岩气富集成藏的关键。拉张槽内地区与拉张槽外西斜坡北部构造区内顶底板封堵、构造平稳、断裂作用影响小、地层压力以高压为主,发育多套压力封存箱,有利于页岩气聚集成藏。而槽外西斜坡南部构造区内断裂发育、地层倾角普遍大于12°,地层压力以常压为主,保存条件一般。
(3)拉张槽内外富集地质模式各异,拉张槽内为“黑色富有机质页岩强生烃弱逸散滞留富集型”地质模式,而槽外西斜坡地区则分为“含有机质页岩侧向输导体强供给+强自封闭性滞留富集型”以及“含有机质页岩生烃有限+顶板逸散欠富集型”两类地质模式。
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