何 順，秦啟榮,3，范存輝,3，周吉羚，鐘 城，黃 為

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油西南油氣田分公司，四川成都629000；3.四川省頁巖氣資源與環(huán)境協(xié)同創(chuàng)新中心，四川成都610500）

頁巖氣是一類重要的非常規(guī)戰(zhàn)略資源。美國、加拿大等西方國家率先開啟了頁巖氣的勘探研究，在長期的實踐探索中積累了豐富的經(jīng)驗。國內(nèi)外學者認為頁巖集自生、自儲、自蓋為一體，對頁巖的研究也一直集中于頁巖氣的生成與保存等方面，國外學者根據(jù)有機質(zhì)豐度和成熟度進行劃分，一般將有機質(zhì)含量＞2.0%作為有機質(zhì)勘探區(qū)域，而對于頁巖大量生氣（氣窗）階段有機質(zhì)成熟臨界值的劃分存在較大爭議。JARVIE等[1]指出，頁巖由油窗到氣窗的轉(zhuǎn)變發(fā)生于Ro=1.4%階段，POLLASTRO等通過對Barnett頁巖的研究認為，Barnett頁巖的生氣窗位于Ro=1.1%[2]。而頁巖儲層儲集空間及影響因素的研究相對匱乏，缺少儲層評價特征參數(shù)。以丁山地區(qū)五峰—龍馬溪組頁巖為例，參考現(xiàn)有頁巖儲層評價體系，類比常規(guī)儲層評價方法，分析五峰—龍馬溪組頁巖儲集空間發(fā)育特征，利用儲層脆性評價技術(shù)，分析頁巖脆性對頁巖儲層的影響，考慮頁巖有機質(zhì)豐度對脆性影響及有機質(zhì)成熟度對儲層有機質(zhì)孔隙形成演化的控制，根據(jù)丁山地區(qū)頁巖氣實際情況，將頁巖有機質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、礦物組成、頁巖脆性作為評價頁巖儲層優(yōu)劣的標準。分析了頁巖沉積環(huán)境對頁巖脆性礦物及有機質(zhì)發(fā)育的影響，構(gòu)造運動對頁巖儲層后期改造的影響。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造Fig.1 Structure of research area

川東南丁山地區(qū)位于四川盆地盆緣地帶，地理位置上處于重慶市和貴州省的交界處，主體由華鎣山大斷裂、南川—遵義斷裂和齊岳山隱伏大斷裂四者相互切割限制而形成（圖1）。構(gòu)造環(huán)境極為復雜，區(qū)域構(gòu)造上橫跨川東高陡褶皺帶和川南低緩褶皺帶[3]，川東南地區(qū)北部與呈弧形的大巴山構(gòu)造帶相對沖，南部和黔北斷褶帶相接[4]，整體表現(xiàn)為一系列寬緩向斜和緊閉背斜相間排列。受多期構(gòu)造運動疊加改造的影響，褶皺展布方向具遞變規(guī)律，顯示由北—北東向展布向北—北西向展布漸變。研究區(qū)處于林灘場—丁山北東向構(gòu)造帶上，地層出露具有厚度大（＞1 000 m）、時代老和出露完整的特點，除缺少泥盆系和石炭系，震旦系到古近系均有出露。志留系龍馬溪組下段和奧陶系五峰組頁巖層為主要的頁巖氣勘探開發(fā)層位。對地層沉積特征有顯著影響的構(gòu)造運動包括兩次構(gòu)造抬升以及一次沉降過程，志留紀時期。研究區(qū)水體環(huán)境安靜，沉積一套厚度大、有機質(zhì)豐度高的頁巖層。志留紀晚期受云南和東吳構(gòu)造運動的聯(lián)合影響，研究區(qū)結(jié)束沉降，進入快速隆升階段，地層遭受剝蝕。到二疊紀時期，該區(qū)沉積環(huán)境演變?yōu)樘妓猁}巖臺地沉積，形成泥晶灰?guī)r層，成為頁巖上覆層。

2 頁巖儲層物質(zhì)組成

有機質(zhì)發(fā)育特征和礦物組成是影響頁巖儲層最重要的因素，二者影響頁巖儲層的作用方式不同，是研究頁巖層儲集特性的重點內(nèi)容[5-6]。黏土礦物和非黏土礦物在提供儲集空間方式上差異較大。黏土礦物比表面積大，易吸附大量的頁巖氣體，同時，黏土片間孔會提供頁巖游離氣的儲集空間，而石英、碳酸鹽巖礦物、長石和黃鐵礦等非黏土礦物對頁巖吸附作用相對較弱，主要提供礦物晶間孔和礦物溶蝕孔隙。同時，石英、黃鐵礦、長石和碳酸鹽巖礦物直接影響頁巖脆性，高脆性頁巖在后期構(gòu)造運動中易形成大量的微裂縫，增加頁巖的儲集空間[7-8]。因此，分析各因素對頁巖儲集空間組成的作用對研究頁巖儲集空間特征有重要作用。

2.1 頁巖巖礦組成及脆性特征

圖2 丁頁1井、丁頁2井頁巖礦物分類Fig.2 Shale mineral classification of well Dingye-1 and well Dingye-2

研究區(qū)頁巖沉積水體主要為閉塞半深?！詈５倪€原環(huán)境，巖性多樣，多呈灰黑色泥巖和灰黑色含粉砂泥巖。通過“X”射線全巖衍射實驗對丁山地區(qū)5口鉆井取22塊頁巖樣品進行礦物含量分析，并對丁頁1井和丁頁2井共20個柱塞樣本進行Qemscan掃描測試并統(tǒng)計（圖2），按傳統(tǒng)的礦物分類方法，可將樣品礦物劃分為黏土類礦物、碳酸鹽巖礦物、石英和長石三類。根據(jù)樣本礦物含量及分布特點，得到礦物分布類型主要包括三種類型：①以石英礦物為主，石英礦物呈均勻分布，含量大于45%；②以伊利石黏土礦物為主，且伊利石均勻分布，伊利石含量大于30%；③石英和伊利石混雜分布，并夾雜部分黃鐵礦條帶。從丁頁2井樣品可以看出，五峰組巖層中硅質(zhì)礦物（石英）含量最高，最高可達80%以上；龍馬溪組中不同段礦物含量差異巨大，龍I亞組石英（碎屑）含量為50%～80%左右；龍II亞組石英（碎屑）含量為35%～50%之間；同時黏土含量由7%增加到40%左右；碳酸鹽巖礦物的含量主要在10%左右，以方解石為主，含少量的黃鐵礦，不同樣品差別不大；黏土礦物成分主要為伊利石。

全巖礦物分析測試顯示不同井之間及同一井不同深度段頁巖礦物含量均存在明顯差異（表1）。丁頁1井各礦物含量波動范圍大，石英與長石平均含量最高；丁頁2井埋深最大，相應的石英與長石含量也最低，黏土礦物含量最高；丁頁3井和丁頁4井居中脆性礦物含量居中。根據(jù)丁山地區(qū)石英與長石的分類，結(jié)合各井礦物相對含量，將石英、長石、黏土礦物和碳酸鹽巖作為礦物三端元對研究區(qū)域頁巖進行礦物三端元分類得到丁山地區(qū)五峰—龍馬溪組頁巖脆性較高（圖3）。

結(jié)合不同小層石英+長石含量和對應小層樣品測定總有機碳含量進行對比交匯，探討總有機碳含量與頁巖脆性之間的關(guān)系。得出川東南丁山地區(qū)龍馬溪組頁巖由底部向頂部石英和長石含量呈降低趨勢，黏土礦物逐漸升高，碳酸鹽巖礦物含量呈小范圍波動，變化不明顯，有機值含量由底部向頂部逐漸降低，體現(xiàn)出與石英和長石含量相同的變化趨勢，同時由圖3可得出，總有機碳含量較高的頁巖脆性也較好。

圖3 頁巖礦物組分三元圖Fig.3 Mineral constituent of shale

表1 丁山地區(qū)五峰—龍馬溪組頁巖礦物含量Table1 Shale mineral content of Wufeng and Longmaxi Formation in the Dingshan area

2.2 頁巖有機質(zhì)發(fā)育情況

根據(jù)龍馬溪組巖性差異，可將馬溪組分為龍上段和龍下段，龍上段地層鈣質(zhì)及砂質(zhì)成分明顯高于龍下段，同時由于沉積環(huán)境和有機質(zhì)含量的差異，可將龍下段頁巖劃分為9個不同的小層，不同小層有機質(zhì)含量及成熟度均有不同。選取層位較為完整的丁頁3井巖心樣本進行化驗測試分析，測試結(jié)果顯示丁頁3井（2 176.1～2 272.3 m）龍馬溪組下段頁巖有機碳含量具明顯的分段遞變規(guī)律，全段有機碳含量在1.2%～5.5%，由上向下，不同小層頁巖有機質(zhì)含量逐漸升高（表2），根據(jù)各小層有機碳含量的變化得到由下向上頁巖有機碳含量不斷下降，1號小層到5號小層的平均有機碳含量＞2.0%，6號小層到9號小層平均有機碳含量＜1.0%，底部有機碳含量最高達5.9%。美國福特沃斯盆地的Barnett頁巖是目前勘探開發(fā)較為成功的案例之一，頁巖有機碳含量高，有機碳質(zhì)量百分數(shù)介于2.0%～7.0%，平均含量為4.5%，開發(fā)效果好，對比丁頁3井1～4小層頁巖有機碳含量與Barnett頁巖相似，表明該區(qū)頁巖具有較好的開發(fā)潛力。

對不同井不同深度頁巖樣本進行有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率測定以及部分井干酪根顯微組分鑒定及類型劃分，鑒定結(jié)果顯示樣本有機質(zhì)以腐泥無定形體為主，少量腐殖無定形體和少少量鏡質(zhì)組，有機質(zhì)類型指數(shù)為85.6，為Ⅰ型優(yōu)質(zhì)干酪根。通過丁頁1井、丁頁2井等不同樣本有機質(zhì)成熟度的測定，得出鏡質(zhì)體反射率介于2.2%～3.36%，處于過成熟階段，以大量干氣生產(chǎn)為主。

表2 丁頁1井丁頁3井各小層有機質(zhì)含量及孔隙度分布Table2 Organic matter content and porosity distribution of well Dingye-1 and well Dingye-3

3 儲層物性特征

頁巖沉積顆粒極細，儲集空間的發(fā)育不同于常規(guī)砂巖儲層和碳酸鹽巖儲層。頁巖原生孔隙細小，以納米和微米級別微孔隙發(fā)育為主，孔隙結(jié)構(gòu)復雜，頁巖儲層的孔隙空間整體劃分為孔隙和裂縫兩大類，據(jù)孔隙直徑大小可將其劃分為5類（表3）。頁巖儲層滲透率低，在不同深度段、不同小層之間差異明顯，且由深到淺具遞變規(guī)律。

表3 頁巖孔隙度分級Table3 Shale porosity classification

3.1 儲層孔隙度與滲透率

3.1.1 儲層孔隙度差異

頁巖孔隙度常用氦氣孔隙度來表示。以丁頁3井和丁頁1井為例，丁頁3井取樣測試深度范圍為2 176.1 m～2 272.3 m，共解釋9小層96.2 m，丁頁1井取樣測試深度為1 972～2 054.2 m,共解釋4小層82.2 m，兩井有效孔隙度跨度均較大，丁頁2井頁巖孔隙度在0.5%～6.93%，丁頁1井有效孔隙度在0.01%～4.89%，各小層有效孔隙度分布不均一，對比丁頁1井及丁頁3井小層孔隙度分布（表3），以孔隙度4.0%為界限，劃分儲層孔隙有效性，其中丁頁1井解釋儲層的有效孔隙度分布范圍在0.01%～5%，平均孔隙度為2.4%，整體孔隙度偏低，丁頁3井第1～5號小層孔隙度＜3.5%，第6～9號小層孔隙度＞4.0%。根據(jù)我國優(yōu)質(zhì)頁巖儲層有效孔隙度4.0%的劃分標準，丁頁1井第1～4號小層及丁頁3井第1～5號小層均為非優(yōu)質(zhì)頁巖儲層。丁頁3井第6～9號小層為優(yōu)質(zhì)頁巖儲層。

3.1.2 儲層滲透率特征

滲透率是表征頁巖儲層物性的一項重要參數(shù)，不同深度段頁巖滲透率表現(xiàn)出明顯的不均一性，裂縫發(fā)育段頁巖滲透率往往急劇加大。丁頁1井頁巖滲透率變化范圍較大，整體在（0.01～100）×10-3μm2之間，丁頁2井在取心測試段頁巖滲透率變化范圍在0.01×10-3μm2左右。在對丁頁1井和丁頁2井巖心觀察發(fā)現(xiàn)，丁頁2井裂縫發(fā)育程度小于丁頁1井。選取1～4小層進行頁巖小層滲透率測試結(jié)果顯示：兩口井頁巖橫向滲透率大于垂向滲透率，頁巖氣側(cè)向滲流、擴散速率遠比垂向上大。其中丁頁1井目的層頁巖橫向滲透率約（0.008～1.967）×10-3μm2，平均0.695×10-3μm2，垂向滲透率約（0.005～0.495）×10-3μm2，平均0.205×10-3μm2，兩者滲透率差別為2.5～7.5倍（圖4a）；丁頁2井目的層頁巖橫向滲透率約（0.007～0.18）×10-3μm2，平均0.064×10-3μm2，垂向滲透率約（0.002～0.068）×10-3μm2，平均0.019×10-3μm2，兩類滲透率差別為2.9～6.7倍（圖4b）。通過兩口井滲透率對比發(fā)現(xiàn)丁頁2井滲透率遠低于丁頁1井滲透率，其主要原因為隨著埋深的增加，上覆地層壓力相應較高，黏土礦物進一步被壓實，頁理面孔隙結(jié)構(gòu)進一步被壓縮，即埋深約2 000 m增加到約4 500 m，其橫向滲透率由平均0.695×10-3μm2下降至0.064×10-3μm2，垂向滲透率由平均0.205×10-3μm2下降至0.019×10-3μm2。

圖4 丁頁1井、丁頁2井橫縱向滲透率柱狀圖Fig.4 Vertical chuan Shale Gas Project Department,East China Oil anand transverse permeability histogram of well Dingye-1 and well Dingye-2

兩井測試段都發(fā)育不同程度的裂縫，經(jīng)過測試在裂縫發(fā)育點頁巖滲透率急劇上升，在丁頁1井2 043.68 m和2 048.11 m段巖心裂縫發(fā)育段測試滲透率在1 000×10-3μm2以上，表明裂縫的發(fā)育不僅能提過頁巖氣儲集空間，對改善頁巖滲流運移能力也有著重要作用。

3.2 儲集類型及孔隙結(jié)構(gòu)

結(jié)合巖心觀察及氬離子拋光掃描電鏡觀察，丁山地區(qū)頁巖儲集空間類型包括有機質(zhì)內(nèi)發(fā)育的孔隙、無機孔隙和微裂縫等（圖5）。無機孔包括粒間孔、晶間孔、鑄模孔及溶蝕孔隙，原生無機孔隙由于后期壓實常呈扁平狀，晶間孔隙主要為黃鐵礦晶體內(nèi)部孔隙（圖5a），孔徑一般小于100 nm，而溶蝕孔隙則主要是長石和碳酸鹽巖礦物在沉積和后生成巖過程中由于溶蝕所形成，主要呈不規(guī)則狀。有機質(zhì)孔隙包括原生有機質(zhì)孔隙和后期熱解生烴過程中收縮形成的孔隙（圖5c、圖5e），原生有機質(zhì)孔隙主要呈點狀或帶狀分布，具有一定的形狀特征。次生有機質(zhì)孔主要是高溫高壓作用下重質(zhì)瀝青經(jīng)過運移，油氣逸出后形成的孔隙，包括點狀分散狀分布有機質(zhì)孔隙、充填有機質(zhì)孔隙、黃鐵礦晶間，以及與礦物伴生的有機質(zhì)孔隙。孔隙形狀有圓形或橢圓形蜂窩狀、扁平狀和不規(guī)則等，頁巖微層理間發(fā)育大量的微裂縫（圖5f），為儲層提供油氣儲集空間和油氣運移的通道。

圖5 丁山地區(qū)頁巖微觀孔隙Fig.5 Micropores of shale in Dingshan area

裂縫在頁巖儲層中具有增加頁巖氣儲集空間和改善油氣滲流能力的作用。通過頁巖CT掃描得到宏觀裂縫主要為充填縫，裂縫規(guī)模相對較大，延伸遠，開度一般在幾百微米左右；微裂縫及裂隙主要以開啟縫為主，該類裂縫主要發(fā)育于層間，裂縫規(guī)模小，裂縫尺度在主要為納米及納微米級別，開度主要集中在幾十至一百納米之間。

4 頁巖儲層發(fā)育主控因素

4.1 頁巖沉積環(huán)境

川東南丁山地區(qū)地處四川盆地盆緣位置，志留系的沉積開始與華南板塊海盆的消退和造山運動的開始。晚奧陶世到早志留世時期，研究區(qū)在加里東運動的影響下，形成雪峰、川中和黔中三大隆起，變成四川盆地基本地質(zhì)構(gòu)造格局。該時期氣候變暖，冰川大面積的消融，使得構(gòu)造運動形成的凹陷進入快速的海侵階段，水體加深，形成大規(guī)模的深水陸棚沉積環(huán)境[9-12]（圖6）。隨著冰川的消融及海底火山活動的影響，氣候回暖，研究區(qū)水體溫暖，低等微生物開始大量繁殖進入繁盛階段，低等浮游微藻生物在死亡后沉降于水體深部。該時期研究區(qū)筆石、硅藻、放射蟲等低等硅質(zhì)生物在海底富集[13]，并有少量黃鐵礦沉積。同時，逐漸加深且閉塞的深水陸棚環(huán)境使得水體含氧量降低，形成相對還原的水體環(huán)境，有利于微生物遺體的埋藏與保存，使得該地區(qū)頁巖層中有機質(zhì)更加豐富。硅質(zhì)生物外殼和黃鐵礦的沉積加大頁巖脆性，對儲層改造形成天然裂縫較為有利。

古沉積水體的環(huán)境和能量直接影響頁巖儲層的發(fā)育[14-16]。自然伽馬能譜測井曲線能確定地層中放射線元素的種類并測定不同放射線元素的含量。測井資料中，鉀（K）、釷（Th）及其總和（KTH）與泥質(zhì)含量的關(guān)系最好，可同時利用Th/U與Th/K來判斷頁巖沉積期古環(huán)境。Th/K主要應用于頁巖沉積相的判定，沉積水體的能量越高則Th/K越大，Th/K值可判斷沉積環(huán)境的能量，比值在10以上為高能環(huán)境，亞高能環(huán)境比值在6～10之間，低能環(huán)境比值在3～6之間。根據(jù)不同種類黏土的Th/K值，亦可以判斷頁巖黏土種類（圖7）。Th/U主要應用于頁巖氧化還原環(huán)境的判定，氧化環(huán)境下Th/U比值高，還原環(huán)境下Th/U比值低。當（Th/U）＞7時，主要為淋濾氧化環(huán)境的陸相沉積環(huán)境，Th/U值在2～7之間則為海陸相過渡沉積環(huán)境；（Th/U）＜2時為強還原環(huán)境下的海相沉積，主要巖性為海相泥巖、碳酸鹽巖和磷酸鹽。

丁頁3井龍馬溪組不同段巖性差別較大，下段主要以黑色碳質(zhì)頁巖和灰黑色泥巖為主，上段為灰質(zhì)泥巖、泥巖、灰黑色泥巖夾灰質(zhì)條帶。Th/K和Th/U值的分布區(qū)間分別是3.6～7和1.5～7，表明丁頁3井黏土礦物組成主要為伊蒙混層黏土，以亞高能和低能沉積水體為主，沉積環(huán)境主要為弱氧化環(huán)境。丁頁1井龍馬溪組頁巖Th/K比值在2.5～7范圍內(nèi)變化，Th/U比值在2～15范圍內(nèi)變化，黏土礦物組成主要為伊蒙混層黏土，表明其以低能和亞高能水體為主，沉積環(huán)境為還原—強還原環(huán)境的海相沉積，兼具氧化的陸相沉積。

4.2 構(gòu)造作用對儲層的改造作用

圖6 四川盆地及周緣下志留統(tǒng)頁巖沉積環(huán)境模式（據(jù)FAN,et al[12]修改）Fig.6 Sedimentary environment of lower Silurian shale in the Sichuan Basin and its periphery

圖7 丁頁1井、丁頁3井Th/U及Th/K交匯Fig.7 Th/U and Th/K intersection figure of well Dingye-1 and well Dingye-3

頁巖儲層致密，沉積環(huán)境決定頁巖礦物構(gòu)成和原生儲集空間的發(fā)育分布，構(gòu)造作用主要控制儲層的后期改造，導致頁巖儲層的重新分布[15，17]，主要有天然裂縫和區(qū)域地應力2個方面。構(gòu)造抬升和擠壓作用使地層裂縫發(fā)育，地應力大小和方向是衡量裂縫封閉性的關(guān)鍵因素。

川東南丁山地區(qū)志留系頁巖沉積后經(jīng)歷多期構(gòu)造運動的改造，包括一次構(gòu)造抬升和三次擠壓作用，由研究區(qū)頁巖礦物構(gòu)成得知，該地區(qū)頁巖脆性高，在多期構(gòu)造運動的疊加改造中大量微裂縫形成，不僅加大了頁巖的儲集空間，同時也為頁巖油氣的運移提供大量的優(yōu)勢運移通道。天然裂縫的發(fā)育與頁巖巖石力學性質(zhì)密切相關(guān)，頁巖脆性常用來表征在儲層壓裂改造中裂縫形成的能力，不同地區(qū)礦物組成特征，脆性計算方式不同。最常用的脆性礦物分別為石英、碳酸鹽巖以及黏土礦物，研究中采用石英、長石，碳酸鹽巖和黏土礦物的含量劃分頁巖脆性，計算公式如下：

頁巖脆性=（石英+長石）/（石英+長石+碳酸鹽巖+黏土含量）

丁山地區(qū)不同井龍馬溪組埋藏深度具有明顯差異。目的層在不同井埋藏深度差異明顯，丁頁1井距離齊岳山最近，巖心觀察裂縫的發(fā)育情況也最為發(fā)育，距離齊岳山斷裂最遠的丁頁2井由于受齊岳山斷裂影響相對較弱，而且地層埋深大，地層溫度高塑性大，裂縫的發(fā)育不及丁頁1井，但由于其保存良好，頁巖脆性高，在儲層水力壓裂開發(fā)過程中形成復雜的網(wǎng)狀縫，壓裂效果好，獲得了20×104m3的日產(chǎn)氣量。而距離齊岳山最近的丁頁1井雖然儲層裂縫發(fā)育，但過于發(fā)育的裂縫溝通了上部封蓋層，成為頁巖氣逸散的通道，造成開發(fā)過程中效果欠佳。

因此，構(gòu)造作用對儲層的改造具有雙重作用。一方面構(gòu)造抬升和擠壓作用有利于儲層裂縫的形成，加大頁巖儲層的儲集空間，溝通不連續(xù)的孤立孔隙，成為頁巖氣解吸和流動的通道；另一方面過強的構(gòu)造運動也會破壞儲層結(jié)構(gòu)，構(gòu)造縫成為頁巖氣逸散的通道，造成頁巖儲層的無效化。

5 結(jié)論

1）丁山地區(qū)龍馬溪組頁巖儲層主要儲集空間包括原生無機質(zhì)孔隙、有機質(zhì)孔隙和微裂縫3類，其形成和演化與后期埋藏密切相關(guān)。儲層孔隙度主要為1.8%～5.34%，最低孔隙度僅為1%，最大為6.93%，根據(jù)平均孔隙度的不同，縱向上可分為2段，上段小層平均孔隙度在4.0%以下。不同深度段儲層橫向和縱向滲透率差異明顯，橫向滲透率介于（0.007～1.967）×10-3μm2，垂向滲透率介于（0.003～0.495）×10-3μm2，裂縫發(fā)育段儲層滲透率劇增。

2）閉塞的深海陸棚環(huán)境有利于頁巖有機質(zhì)的沉積轉(zhuǎn)化，是控制頁巖原生有機質(zhì)孔隙發(fā)育的主要因素。頁巖高脆性特征使得地層在后期構(gòu)造運動中產(chǎn)生大量構(gòu)造縫，和頁巖層理縫在加大儲集空間的同時控制儲層垂向及水平滲流能力。