黃仁春，魏祥峰，王強(qiáng)

（中國石化勘探分公司）

四川盆地東南緣丁山地區(qū)頁巖氣成藏富集的關(guān)鍵控制因素

黃仁春，魏祥峰，王強(qiáng)

（中國石化勘探分公司）

川東南丁山地區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組實(shí)施的兩口頁巖氣探井，優(yōu)質(zhì)頁巖段（一般TOC≥2.0%）實(shí)測總含氣量，DY1井平均3.07m3/t，DY2井平均6.79m3/t。對比發(fā)現(xiàn)，優(yōu)質(zhì)頁巖段烴源條件相似：丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組沉積早期處于深水陸棚沉積環(huán)境，優(yōu)質(zhì)頁巖段總體厚度較大，一般在30～35.5m之間；平均TOC基本相當(dāng)，在3.42%～3.95%之間；熱演化程度適中，Ro值一般大于2.0%。研究認(rèn)為保存條件差異是造成丁山地區(qū)頁巖含氣性差異的關(guān)鍵因素：距離齊岳山斷裂較近的DY1井區(qū)，頁巖高角度縫發(fā)育，加上埋藏淺，頁巖氣側(cè)向逸散嚴(yán)重，頁巖含氣性相對變差；遠(yuǎn)離齊岳山斷裂的深埋藏平緩帶是有利的頁巖氣藏發(fā)育帶。

四川盆地；五峰組；龍馬溪組；頁巖氣；油氣成藏；油氣富集

近年來針對四川盆地及周緣地區(qū)志留系龍馬溪組沉積相、儲集層、保存條件、頁巖氣富集因素等方面開展了大量研究［1-9］，中石化、中石油相繼在四川盆地涪陵焦石壩、富順—永川、威遠(yuǎn)、長寧和昭通等地區(qū)的海相頁巖層系獲得頁巖氣重大突破［10-15］，這極大地鼓舞并推動了中國的頁巖氣勘探。中石化勘探分公司在四川盆地東南緣丁山斷鼻構(gòu)造部署并實(shí)施的DY1HF井、DY2HF井在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖中獲得了頁巖氣流，取得了繼焦石壩之后頁巖氣勘探的又一重大突破，這也為形成新的頁巖氣商業(yè)開發(fā)陣地打下了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)，但上述兩口井的導(dǎo)眼井（DY1井、DY2井）在含氣性、地層壓力等方面存在較大差異，反映了中國南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)海相頁巖氣成藏的復(fù)雜性。本文將從該地區(qū)頁巖氣形成及保存條件出發(fā)，在分析兩口井五峰組—龍馬溪組頁巖氣發(fā)育的差異性及原因的基礎(chǔ)上，探討復(fù)雜構(gòu)造區(qū)、高演化程度頁巖層系成藏富集的關(guān)鍵控制因素。

1 丁山地區(qū)龍馬溪組頁巖氣形成基本條件

1.1 地質(zhì)概況

丁山地區(qū)主體位于齊岳山斷裂以西、四川盆地內(nèi)部的川東南斷褶帶（圖1）。受華鎣山斷裂、齊岳山斷裂及遵義斷裂的共同影響，丁山地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造位于近南北向構(gòu)造帶和北東向構(gòu)造帶的交匯部位，晚白堊世受江南隆起的作用形成北東向構(gòu)造帶，晚期疊加近南北向構(gòu)造。丁山構(gòu)造平面上整體形態(tài)為北東—南西向鼻狀斷背斜［16-18］。

圖1 川東南構(gòu)造區(qū)劃及丁山地區(qū)位置

針對丁山構(gòu)造部署了兩口探井，以探索丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組下部頁巖層系含氣性特征及勘探開發(fā)潛力。DY1HF井位于丁山構(gòu)造東南部淺埋藏帶，導(dǎo)眼井頁巖氣層底界埋深2054m，對水平段2369.68～3336m分12段進(jìn)行大型水力壓裂，測試獲得日產(chǎn)3.4× 104m3頁巖氣流。DY2HF井是針對深埋藏的頁巖部署的探井，導(dǎo)眼井頁巖氣層底界埋深4367.5m，對水平段4 665.77～5 700m分12段進(jìn)行大型水力壓裂，測試獲得日產(chǎn)10.5×104m3頁巖氣流。

1.2 沉積背景

早中奧陶世，上揚(yáng)子區(qū)由具有廣海特征的海域轉(zhuǎn)變?yōu)楸宦∑鹚鶉薜木窒藓Ｓ?，形成了大面積低能、欠補(bǔ)償、缺氧的沉積環(huán)境；奧陶紀(jì)末和志留紀(jì)初，發(fā)生了兩次全球性海侵，沉積了川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖［9-10］。

丁山地區(qū)五峰期—龍馬溪早期位于深水陸棚相區(qū)，優(yōu)質(zhì)頁巖主要發(fā)育于五峰組—龍馬溪組下部，筆石化石含量豐富，且局部富集成層，巖性以灰黑色、黑色碳質(zhì)泥（頁）巖為主，水平層理發(fā)育，鉆井、野外露頭顯示丁山地區(qū)深水陸棚相優(yōu)質(zhì)泥頁巖橫向分布穩(wěn)定，厚度大于30m，這為頁巖氣的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.3 頁巖氣層基本特征

1.3.1 地球化學(xué)特征

丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組下部富有機(jī)質(zhì)泥頁巖發(fā)育，向上隨著頁巖顏色變淺、碳質(zhì)含量變少，粉砂質(zhì)、灰質(zhì)含量增大，TOC有減小的趨勢（圖2）。DY1井優(yōu)質(zhì)頁巖段（一般TOC≥2.0%）厚30.0m（圖2a），TOC值為2.02%～6.67%，平均3.42%；DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段厚35.5m（圖2b），TOC值為0.19%～6.13%，平均3.95%。兩口井目的層頁巖有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型，熱演化程度適中，Ro為2.03%～2.28%。

圖2 川東南上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)優(yōu)質(zhì)頁巖段綜合評價(jià)

1.3.2 礦物組成及含量

丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組泥頁巖，脆性礦物以硅質(zhì)礦物、碳酸鹽礦物為主，含量自上而下總體呈升高趨勢（圖2），優(yōu)質(zhì)頁巖段脆性礦物含量總體較高（圖2a）。全巖X衍射和黏土X衍射分析表明：DY1井優(yōu)質(zhì)頁巖段脆性礦物平均含量62%，其中硅質(zhì)礦物含量平均為39.96%，碳酸鹽礦物含量平均為10.04%；DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段脆性礦物平均含量63.2%，其中硅質(zhì)礦物含量平均為36.88%，碳酸鹽礦物含量平均為15.63%。

1.3.3 物性特征

丁山地區(qū)DY1井、DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段在物性上表現(xiàn)出一定的差異（圖2）：DY1井優(yōu)質(zhì)頁巖段平均孔隙度為3.03%，滲透率（0.004～309.93）×10-3μm2，平均20.92×10-3μm2；DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段平均孔隙度為5.94%，滲透率（0.002～1.399）×10-3μm2，平均0.11×10-3μm2。DY1井的優(yōu)質(zhì)頁巖相對DY2井的表現(xiàn)出較低的孔隙度、較高的滲透率特征。

1.3.4 含氣性及壓力系數(shù)特征

頁巖總氣量主要由解吸氣、損失氣和殘余氣三部分組成，其中解吸氣量通過快速解吸方式現(xiàn)場測量獲得，損失氣作為解吸氣的一部分，由于取心過程中未能收集到，因此采用多項(xiàng)式回歸方法計(jì)算得到［14］。DY1井優(yōu)質(zhì)頁巖段的總含氣量為1.39～4.02m3/t，平均為3.07m3/t，DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段的總含氣量為3.83～9.85m3/t，平均為6.79m3/t，相對于DY2井，DY1井優(yōu)質(zhì)頁巖段的總含氣量有所降低（圖2）。

另外，頁巖氣層壓力系數(shù)也有較明顯的差別：DY1井區(qū)頁巖氣層壓力系數(shù)為1.06，為常壓地層；DY2井區(qū)頁巖氣層壓力系數(shù)為1.55，明顯較高，為超壓地層。丁山地區(qū)頁巖氣層速度總體由東南部靠近齊岳山斷裂的淺埋平緩帶向西北部遠(yuǎn)離齊岳山斷裂的深埋平緩帶逐漸減?。ㄆ渲?，DY1井區(qū)、DY2井區(qū)頁巖氣層速度分別為4 300m/s、3900m/s），基于菲利普公式［19-22］計(jì)算得到的頁巖氣層壓力系數(shù)，也相應(yīng)表現(xiàn)為逐漸增大的趨勢（圖3）。

圖3 川東南丁山地區(qū)頁巖氣層壓力系數(shù)預(yù)測

2 丁山地區(qū)不同井區(qū)含氣性差異分析

2.1 優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育，烴源條件相當(dāng)

丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組沉積早期為深水陸棚沉積環(huán)境，灰黑色碳質(zhì)筆石頁巖發(fā)育，DY1井、DY2井的優(yōu)質(zhì)頁巖段，厚度分別為30.0m、35.5m（表1），TOC基本一致（平均值分別為3.42%、3.95%），有機(jī)質(zhì)類型同為Ⅰ型，熱演化程度相似，脆性礦物成分相似，在頁巖烴源條件上基本相當(dāng)。

表1 川東南丁山地區(qū)DY1井和DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段主要參數(shù)對比表

但兩口井頁巖樣品的孔隙度明顯不同（表1），其中DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段孔隙度明顯較高，平均達(dá)到5.94%，這影響到含氣量的大小。研究認(rèn)為：頁巖儲層孔隙度不僅與TOC含量等頁巖品質(zhì)有關(guān)，還與后期保存條件有關(guān)。在其他條件相似的情況下，保存條件越好，地層壓力系數(shù)越高，孔隙度就越高，含氣量也越大。

2.2 保存條件差異是丁山地區(qū)頁巖含氣性差異的關(guān)鍵因素

2.2.1 頂?shù)装鍡l件較好，但DY1井區(qū)高角度縫更發(fā)育

五峰組—龍馬溪組頁巖氣層與其頂?shù)装澹▍⒁妶D2，粉砂巖頂板、石灰?guī)r底板）為整合接觸關(guān)系，且頂?shù)装鍘r性致密、突破壓力高，封閉條件總體較好。例如，DY1井龍馬溪組上覆巖層為下志留統(tǒng)石牛欄組泥灰?guī)r，孔隙度0.61%，滲透率0.0028×10-3μm2，突破壓力高達(dá)75.9MPa；下伏巖層為上奧陶統(tǒng)臨湘組泥灰?guī)r，孔隙度1.81%，滲透率0.046 7×10-3μm2，突破壓力為48.8MPa。

對中國南方海相地層而言，富氮?dú)怏w中的氮主要來自大氣，它表征了地下與地表的連通程度，是一項(xiàng)直接反映油氣保存條件的指標(biāo)，由于有機(jī)質(zhì)氮元素的貧乏，故伴隨烴類熱解產(chǎn)生的有機(jī)氮一般小于5%［23］。DY1井天然氣組分分析表明（表2)，氣體組分以甲烷為主，基本不含氮?dú)猓@說明丁山地區(qū)縱向封閉性總體較好，未遭受大氣淡水影響。

表2 川東南DY1HF井2394.0～3263.5m測試層氣體分析數(shù)據(jù)

不同井區(qū)高角度縫發(fā)育程度有較明顯的差異。從成像測井資料（FMI）看，DY1井頂板層和頁巖氣層段高角度縫（高導(dǎo)縫和高阻縫）都較發(fā)育（圖4a），裂縫的走向主要為北東和近東西兩個(gè)方向（反映兩期構(gòu)造運(yùn)動疊加），巖心較破碎，這可能造成頁巖氣縱向上發(fā)生一定的逸散。DY2井頁巖氣層段僅見到少量的高角度縫（圖4b），而粉砂巖頂板未見到高角度縫，總體上縱向封隔條件較好，且裂縫的走向主要為一組，呈北西—南東向，這反映出向著盆地內(nèi)部，隨著埋藏深度的增加，不同方向的構(gòu)造應(yīng)力疊加逐漸減小，頁巖氣層段巖心較完整（圖4b），頁巖氣縱向散失程度較DY1井區(qū)小。

圖4 川東南丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣層段高角度縫綜合解釋

2.2.2 晚期側(cè)向逸散是DY1井區(qū)壓力系數(shù)低于DY2井區(qū)的重要原因

丁山地區(qū)為大型鼻狀構(gòu)造，DY1井位于淺埋藏帶，而且靠近齊岳山斷裂（圖5a），而齊岳山斷裂是頁巖氣層的一個(gè)泄壓帶，近斷裂區(qū)頁巖氣沿?cái)嗔鸭傲芽p發(fā)生不同程度的散失，遠(yuǎn)離斷裂區(qū)頁巖氣在濃度差的驅(qū)使下向斷裂及裂縫發(fā)育區(qū)水平運(yùn)移（圖5b），從而產(chǎn)生側(cè)向逸散。DY1井目的層埋深相對較淺，由于上覆地層壓力的減小，頁巖氣層水平滲透率會有增大的趨勢，這將加速頁巖氣向卸壓帶的橫向滲流散失；而DY2井目的層埋藏較深，且遠(yuǎn)離齊岳山斷裂，頁巖滲透率低，頁巖氣橫向散失少，保存條件更好。

圖5 川東南丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣富集模式A—A′剖面位置見圖1。O3w五峰組；S1l龍馬溪組；S1s石牛欄組；S2h韓家店組

2.3 丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣富集模式

丁山地區(qū)五峰組—龍馬溪組為深水陸棚沉積，優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育，厚度普遍大于30m，平均TOC大于3%，在地質(zhì)演化過程中生烴強(qiáng)度較大，這為頁巖氣層提供了充足的氣源。頁巖作為頁巖氣的儲集體，由于高TOC含量，加之有機(jī)質(zhì)類型好，熱演化程度適中，親油性的納米級有機(jī)孔隙發(fā)育，這有利于頁巖氣的吸附和儲集。由于頁巖脆性礦物總體較高，可壓裂性相對較好。

保存條件是研究區(qū)頁巖氣富集的關(guān)鍵，而齊岳山斷裂則明顯控制了頁巖氣保存條件。在靠近齊岳山斷裂的淺埋藏帶，構(gòu)造應(yīng)力為多個(gè)方向的疊加，高角度縫發(fā)育，垂向上頁巖氣有一定散失。隨著距離齊岳山斷裂由遠(yuǎn)到近，埋深、地應(yīng)力、頁巖滲透率相應(yīng)地發(fā)生變化，頁巖氣沿層方向的逸散方式表現(xiàn)為從微弱擴(kuò)散到較強(qiáng)擴(kuò)散，再到強(qiáng)烈擴(kuò)散或滲流的漸變特征，且逸散強(qiáng)度漸次增大，因此，靠近齊岳山斷裂和剝蝕區(qū)，流體通過短距離運(yùn)移產(chǎn)生大量的橫向逸散（圖5b），地層壓力為常壓。

3 結(jié)論

（1）川東南丁山地區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組沉積早期發(fā)育深水陸棚相，DY1井和DY2井優(yōu)質(zhì)頁巖段厚度大、TOC高、熱演化程度適中，具有良好的頁巖氣形成條件。

（2）從淺埋藏、靠近齊岳山斷裂到深埋藏、遠(yuǎn)離齊岳山斷裂，頁巖氣含氣量、孔隙度和壓力系數(shù)總體均表現(xiàn)出逐漸增大的特征。

（3）保存條件差異是造成丁山地區(qū)頁巖含氣性差異的關(guān)鍵因素，其中，距離齊岳山斷裂較近的DY1井區(qū)，頁巖高角度縫發(fā)育，加上頁巖埋藏淺而水平滲透率高，頁巖氣側(cè)向逸散嚴(yán)重并造成頁巖氣藏泄壓。研究區(qū)遠(yuǎn)離齊岳山斷裂的深埋藏平緩帶是有利的頁巖氣藏發(fā)育帶。

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編輯：董庸

Key Factors of Shale Gas Accumulation in Dingshan Area of Southeastern Sichuan Basin

Huang Renchun,WeiXiangfeng,Wang Qiang

There are significant differences in the total gas contentmeasured in high-quality shale section(TOC≥2.0%)of the Upper Ordovician Wufeng Formation and the Lower Silurian Longmaxi Formation in the Dingshan area of southeastern Sichuan Province.The average gas content of well DY1 is 3.07m3/t,and the average gas content of DY2 is 6.79m3/t.In the study area,the source conditions of the high-quality shale are sim ilar:the total thickness in the early stage of Wufeng Formation-Longmaxi Formation is relatively large,usually between 30m and 35.5m;the average TOC of the shale is almost 3.42%~3.95%;shale thermal evolution ismoderate,Rovalue is generally greater than 2.0%.The comprehensive study suggests that the preservation conditions are the key factors that contribute to the difference in gas contentof shale in Dingshan area.The deep buried area,where is far away from Qiyueshan Fault,is a favorable zone for shale gas reservoirs.While in the area close to Qiyueshan Fault,the shale gas is relatively poor because the lateral dissipation of shale gas ismore serious,due to the high angle fractures and the shallow burial of the shale.

Wufeng Fm.;Longmaxi Fm.;Shale gas;Hydrocarbon accumulation;Sichuan Basin

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2017.02.004

1672-9854(2017)-02-0025-06

2015-12-10；改回日期：2016-09-02

本文受中國石油化工股份公司科技部項(xiàng)目“川渝地區(qū)海相優(yōu)質(zhì)頁巖氣層形成主控因素及預(yù)測技術(shù)研究”（編號：P15074）資助

黃仁春：1968年生，教授級高級工程師，主要從事石油地質(zhì)研究。通訊地址：610041四川省成都市高新區(qū)吉泰路中石化西南科研辦公基地；E-mail:huangrc.ktnf@sinopec.com

Huang Renchun：Professorate senior engineer.Add:SINOPEC Exploration Branch Company,688 Jitai Rd.,Chengdu, Sichuan,610041,China