楊 秈,方 坤,羅 鵬,趙世民,葉定南

(1.四川省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開(kāi)發(fā)局一一三地質(zhì)隊(duì),四川 瀘州 646000;2.四川省國(guó)土科學(xué)技術(shù)研究院(四川省衛(wèi)星應(yīng)用技術(shù)中心),四川 成都 610045)

涪陵頁(yè)巖氣田的勘探成功以及建產(chǎn),表明我國(guó)海相頁(yè)巖氣資源勘探開(kāi)發(fā)取得了重要成果(郭彤樓等,2014,2016;翟剛毅等,2020;馮偉明等,2020),也鼓舞了海陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣的研究和勘探(郭旭升等,2018;陳建平等,2018;余謙等,2020)。近年來(lái),中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局、中石油以及中石化等多家單位在四川盆地南緣、滇黔桂及其鄰區(qū)實(shí)施了多口油氣鉆井(汪正江等,2018;馮偉明等,2019),作為主力海相頁(yè)巖氣勘探之外的二疊系泥頁(yè)巖正處于積極探索階段,目前尚未實(shí)現(xiàn)商業(yè)規(guī)模開(kāi)采(梁興等,2020)。烴源巖廣泛發(fā)育的上二疊統(tǒng)海陸過(guò)渡相龍?zhí)督M是海相頁(yè)巖氣的重要接替領(lǐng)域,成為四川盆地頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)的新層系(曹濤濤等,2018)。為此,川南古敘地區(qū)近年來(lái)實(shí)施了多口針對(duì)二疊系海陸過(guò)渡相龍?zhí)督M的頁(yè)巖氣調(diào)查井以及少量評(píng)價(jià)井,其中LD1井等頁(yè)巖氣調(diào)查井獲得較好的含氣性顯示。本文在研究LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖基礎(chǔ)地質(zhì)特征的同時(shí),與四川盆地頁(yè)巖氣高產(chǎn)井JY1、N203海相頁(yè)巖進(jìn)行研究對(duì)比,結(jié)合《頁(yè)巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)方法》(GB/T31483-2015),評(píng)價(jià)LD1井龍?zhí)督M頁(yè)巖氣資源潛力,以期為川南古敘地區(qū)海陸過(guò)渡相龍?zhí)督M頁(yè)巖氣下一步勘探工作提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

上揚(yáng)子中二疊統(tǒng)碳酸鹽巖在東吳運(yùn)動(dòng)后剝蝕夷平,西部峨眉山玄武巖噴溢形成的康滇玄武巖山地為東部沉積區(qū)提供了豐富的物源基礎(chǔ),形成了地勢(shì)西高東低的平坦寬緩剝蝕平原(趙世民,2018)。在此基礎(chǔ)上,海水往復(fù),進(jìn)退頻繁,沼澤極度發(fā)育。川南古敘地區(qū)晚二疊世海陸交互相含煤建造沉積從東吳運(yùn)動(dòng)后第一次大規(guī)模的海侵開(kāi)始。古敘地區(qū)龍?zhí)督M早期發(fā)育潮坪-潟湖相,中—晚期為潮控三角洲平原相。往西靠近陸源區(qū),主要發(fā)育上三角洲平原相、曲流河相。向東沉積環(huán)境逐漸發(fā)生變化,被下三角洲平原相、潮坪相、海侵湖泊相等代替(馮志明,2010;高彩霞,2015;趙世民,2018)。結(jié)合煤田鉆孔及槽探工程統(tǒng)計(jì),古敘地區(qū)龍?zhí)督M地層平均厚度為91.00m,由東往西呈逐漸增厚的趨勢(shì)。受后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響,背斜軸部龍?zhí)督M剝蝕嚴(yán)重,形成了與構(gòu)造形跡基本吻合的剝蝕區(qū)(圖1)。

川南古敘地區(qū)在大地構(gòu)造位置上處于四川前陸盆地南緣的敘永-筠連疊加褶皺帶(門(mén)玉澎等,2019),古敘地區(qū)構(gòu)造線(xiàn)在空間的展布方向多異,主要為東西向、北東向,其次為北西向(陳怡光等,1990)(圖1)。褶皺構(gòu)造發(fā)育,其構(gòu)造形跡南北有別:北、中部發(fā)育在侏羅、白堊系中,為東西向平緩褶皺;南部發(fā)生在中生界、古生界地層內(nèi),多呈緊密褶皺產(chǎn)出。背斜軸部經(jīng)后期剝蝕,地表出露最老地層多為寒武系(個(gè)別為震旦系),向斜軸部保存完好,地表出露最新地層多為中下侏羅統(tǒng)地層。斷裂多發(fā)育在個(gè)別向斜翼部及構(gòu)造復(fù)合部位,以走向斷層為主,橫向斷層次之。

圖1 川南古敘地區(qū)構(gòu)造綱要圖(據(jù)陳怡光等,1990改編)Fig.1 Structure outline map of Gulin-Xuyong area,southern Sichuan(after Chen et al.,1990)

LD1井位于大寨背斜(太陽(yáng)構(gòu)造)北翼近核部(陳怡光等,1990)。開(kāi)孔層位為下—中侏羅統(tǒng)自流井組(J1-2zl),鉆穿目的層上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P3l),終孔層位中二疊統(tǒng)茅口組(P2m),完鉆井深1843.00m。0～1776.90m井段采用繩索取心方式鉆進(jìn)(巖心出筒耗時(shí)約30min)。1776.90～1843.00m井段采用普通鉆進(jìn)提鉆取心方式鉆進(jìn)(巖心出筒耗時(shí)約4h),井身為四開(kāi)結(jié)構(gòu)。龍?zhí)督M巖心軸傾角15°～28°,巖心裂縫發(fā)育,主要為層間縫(圖3a)。

2 泥頁(yè)巖基礎(chǔ)地質(zhì)條件

2.1 泥頁(yè)巖發(fā)育特征

根據(jù)LD1井巖心的巖性觀察、巖礦鑒定和測(cè)井資料綜合分析,龍?zhí)督M井深位于1743.68～1833.02m,鉆厚89.34m。在龍?zhí)督M底部可見(jiàn)3m厚淺灰色含黃鐵礦高嶺石黏土巖標(biāo)志層(圖3b)。含黃鐵礦高嶺石黏土巖主要礦物及其含量:黃鐵礦含量0～34%,平均值10%;黏土礦物含量57%～94%,平均值80%;黏土礦物中高嶺石平均含量約75%。

龍?zhí)督M巖性主要以深灰—灰黑色含植物碎片碳質(zhì)泥巖(圖3c)、含碳質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖以及灰黑色泥巖為主,夾煤層(圖3d)及少量淺灰色細(xì)粒巖屑砂巖(圖3e)、灰白色黏土巖,局部含菱鐵礦(圖3f)(陳怡光等,1990)。龍?zhí)督M巖性除黏土巖外整體有機(jī)質(zhì)發(fā)育情況良好(圖3e-h),深灰—灰黑色泥頁(yè)巖全井段發(fā)育,層段數(shù)量多、單層厚度小(圖2),單層平均厚度約2m,主要發(fā)育于沼澤相及分流間灣相。(a)龍?zhí)督M暗色泥巖發(fā)育層間縫,井深1774.93～1787.20m;(b)龍?zhí)督M底部含黃鐵礦高嶺石黏土巖,井深1831.80m;(c)含植物碎片碳質(zhì)泥巖,井深1793.80m;(d)半暗-半亮型塊煤,井深1823.5m;(e)細(xì)粒巖屑砂巖發(fā)育團(tuán)塊狀有機(jī)質(zhì),井深1793.55m,單偏光;(f)菱鐵礦巖發(fā)育生物胞腔結(jié)構(gòu)有機(jī)質(zhì),井深1826.80m,單偏光;(g)碳質(zhì)泥巖發(fā)育胞腔結(jié)構(gòu)植物碎片,井深1872.40m,單偏光;(h)泥巖中硅質(zhì)充填網(wǎng)狀有機(jī)質(zhì),井深1789.50m,單偏光。

圖2 LD1井龍?zhí)督M頁(yè)巖氣綜合柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of Longtan Formation in shale gas Well LD1

圖3 LD1井龍?zhí)督M巖性特征Fig.3 Lithologic characteristics of Longtan Formation in Well LD1

2.2 有機(jī)地球化學(xué)特征

LD1井龍?zhí)督M巖心樣品TOC分析測(cè)試結(jié)果顯示,龍?zhí)督M全井段泥頁(yè)巖TOC值為0.78%～10.52%,平均值為2.71%(樣品數(shù)n=207)。

根據(jù)LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖干酪根類(lèi)型劃分以及顯微組分測(cè)試鑒定結(jié)果,龍?zhí)督M黑色泥頁(yè)巖中的腐殖無(wú)定形體含量介于46%～82%之間,鏡質(zhì)體含量介于14%～46%之間,惰質(zhì)組含量介于3%～12%,腐泥組無(wú)定形體均為0%。干酪根類(lèi)型以Ⅱ2型為主(樣品數(shù)n=16),含少量Ⅲ型(樣品數(shù)n=3)。

根據(jù)LD1井25個(gè)泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)成熟度樣品測(cè)試結(jié)果,RO介于2.94%～3.34%,平均值3.21%,龍?zhí)督M富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖熱演化程度總體處于過(guò)成熟階段(張吉振等,2016)。

LD1井龍?zhí)督M與涪陵JY1井和長(zhǎng)寧N203井五峰組—龍馬溪組海相頁(yè)巖相比較(郭彤樓等,2014,2016;趙文智等,2016;王玉滿(mǎn)等,2016;馮偉明等,2020),LD1井龍?zhí)督M海陸過(guò)渡相富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖的有機(jī)類(lèi)型明顯不同,呈現(xiàn)出單層厚度較小,連續(xù)厚度大,有機(jī)質(zhì)成熟度RO總體偏高等特點(diǎn)(表1)。

表1 LD1井龍?zhí)督M與川東南、川南典型井五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖氣地質(zhì)特征對(duì)比Table1 Comparison of geological parameters of shale gas between Well LD1of Longtan Formation and typical wells of Wufeng-Longmaxi Formations in Southeast and South Sichuan(after Guo et al.,2014,2016;Zhao et al.,2016;Wang et al.,2016;Feng et al.,2020)

2.3 孔滲條件

LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖巖心樣品實(shí)測(cè)孔隙度介于1.51%～7.06%,平均為3.69%(樣品數(shù)n=13)?？v向上孔隙度具有由上至下逐漸增加的趨勢(shì)。富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖段(1746～1796m)孔隙度1.66%～7.06%,平均為3.81%(樣品數(shù)n=6);其它泥頁(yè)巖段孔隙度1.51%～5.02%,平均為3.59%(樣品數(shù)n=7)。實(shí)測(cè)基質(zhì)滲透率介于0.005×10-3～0.094×10-3μm2之間,平均可達(dá)0.020×10-3μm2。與JY1、N203井相比,LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖具低孔-低滲特征(表1)。

泥頁(yè)巖孔隙、裂縫的發(fā)育受到黏土礦物與脆性礦物的控制(楊宇寧等,2016;張吉振等,2016;馮偉明等,2020),其中有機(jī)質(zhì)孔隙是大部分高-過(guò)成熟頁(yè)巖中的優(yōu)勢(shì)孔隙類(lèi)型(曹濤濤和宋之光,2016),且有機(jī)質(zhì)孔隙發(fā)育程度與頁(yè)巖含氣性、單井產(chǎn)氣量呈正相關(guān)(馮偉明等,2020)。LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間主要為晶間孔(圖5a)、溶蝕孔(圖5b)、黏土礦物層間縫(圖5c)、微裂縫(圖5d)、粒緣縫(圖5e、圖5f)等,有機(jī)質(zhì)孔隙發(fā)育較少且多被其它礦物充填(圖5g)。與JY1、N203井五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖的孔隙類(lèi)型對(duì)比,LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)孔隙發(fā)育程度較低。

圖5 LD1井龍?zhí)督M暗色泥頁(yè)巖主要儲(chǔ)集空間的微觀特征Fig.5 Microscopic photos showing main reservoir space of dark shale of Longtan Formation in Well LD1

龍?zhí)督M富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖段(1746～1796m)主要礦物成分平均含量:石英含量0～49%,平均值19%;黏土礦物含量6%～94%,平均值61%;方解石含量0～32%,平均值1%;白云石含量0～36%,平均值3%;黃鐵礦+菱鐵礦含量0～88%,平均含量10%。整體來(lái)看,LD1井龍?zhí)督M富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖脆性礦物含量偏低,黏土礦物含量較高(表1、圖2、圖4),與JY1、N203井五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖對(duì)比,LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖呈現(xiàn)黏土礦物和黃鐵礦+菱鐵礦的含量均較高現(xiàn)象(表1、圖4),整體可壓裂性較差,需要進(jìn)一步攻關(guān)射孔、壓裂、排采相關(guān)的適應(yīng)性工程技術(shù)(趙培榮等,2020;馮偉明等,2020)。

圖4 川南古敘地區(qū)LD1井及四川盆地典型井五峰組—龍馬溪組泥頁(yè)巖全巖礦物組分三角圖(據(jù)馮偉明等,2020改編)Fig.4 Ternary diagram of whole rock mineral compositions of the shales from Well LD1in Gulin-Xuyong area in southern Sichuan and typical wells of Wufeng Longmaxi Formations in Sichuan Basin(after Feng et al.,2020)

3 含氣性特征

3.1 氣測(cè)錄井分析

LD1井實(shí)鉆氣測(cè)錄井設(shè)備為SK-2000G型綜合錄井儀,色譜分析系統(tǒng)采用SK-3Q02G色譜儀,組分(C1-C5)的分析周期90秒,烴組分最小檢測(cè)濃度30×10-6,全烴最小檢測(cè)濃度50×10-6,連續(xù)分析。錄井證實(shí)龍?zhí)督M泥頁(yè)巖氣測(cè)異常值偏高,最高可達(dá)背景值的8倍異常(不含煤),氣測(cè)異常判別標(biāo)準(zhǔn)為氣測(cè)值在基值背景基礎(chǔ)上明顯升高的現(xiàn)象(據(jù)《油氣探井氣測(cè)錄井規(guī)范》SY/T5788.2-2008)。氣測(cè)錄井顯示龍?zhí)督M泥頁(yè)巖共計(jì)5.9m/13層氣測(cè)異常層(表2),上段槽面顯示較為明顯。

表2 LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖氣測(cè)錄井異常統(tǒng)計(jì)表Table2 Statistical anomalies of shale gas logging of Longtan Formation in Well LD1

3.2 含氣量解析特征

根據(jù)含氣性測(cè)試結(jié)果來(lái)看,LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖標(biāo)態(tài)總含氣量介于0.23～9.77m3/t之間(圖6),平均可達(dá)2.56m3/t。氣體組分以CH4為主,其中CH4平均含量為94%,C2H6平均含量為0.1%,N2平均含量5%(樣品數(shù)n=5)。龍?zhí)督M上部(1746.68～1796.43m)10件富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖樣品現(xiàn)場(chǎng)解析含氣量介于0.91～8.64m3/t,平均為3.48m3/t;總含氣量介于1.13～9.77m3/t,平均為4.08m3/t(表1)。而龍?zhí)督M下部(1797.25～1826.61m)10件富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖樣品現(xiàn)場(chǎng)解析含氣量為0.11～4.16m3/t,平均為0.72m3/t;計(jì)算損失氣量及殘余氣量介于0.09～1.34m3/t,平均值為0.33m3/t。

圖6 LD1井龍?zhí)督M泥頁(yè)巖含氣性測(cè)試分布情況圖Fig.6 Shale-gas-bearing test of Longtan Formation in Well LD1

根據(jù)LD1井鉆探井史分析,1776.90～1843m井段鉆探工藝為普通鉆進(jìn),巖心出筒時(shí)間約4h,施工周期為15天。筆者認(rèn)為,龍?zhí)督M下部(1805～1830m)煤層發(fā)育導(dǎo)致該段全烴值較上段(1746～1796m)整體偏高,亦不排除巖心出筒耗時(shí)及施工周期的延長(zhǎng)導(dǎo)致了LD1井龍?zhí)督M下段含氣性現(xiàn)場(chǎng)解析數(shù)據(jù)與氣測(cè)錄井?dāng)?shù)據(jù)不匹配的可能。

與JY1、N203井相比,LD1井龍?zhí)督M上部(1746.8～1796.3m)泥頁(yè)巖總含氣量平均值可達(dá)4.08m3/t,接近N203優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段4.90m3/t,頁(yè)巖氣資源前景廣闊。

4 結(jié)論

(1)川南古敘地區(qū)LD1井龍?zhí)督M主要發(fā)育三角洲相深灰—灰黑色碳質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、黑色泥巖,夾煤層及少量淺灰色細(xì)砂巖。

(2)古敘地區(qū)龍?zhí)督M泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度高,TOC值普遍大于2%,全井段富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖累計(jì)厚度72.1m,泥頁(yè)巖的有機(jī)質(zhì)干酪根類(lèi)型主要為Ⅱ2型,含少量Ⅲ型,熱演化程度較高,RO值普遍大于3%;礦物組成中黏土礦物含量較高,石英+長(zhǎng)石含量較低,泥頁(yè)巖儲(chǔ)層物性較差,孔隙度偏小,主要發(fā)育無(wú)機(jī)孔及裂縫系統(tǒng)。

(3)龍?zhí)督M上段泥頁(yè)巖含氣性較好,標(biāo)態(tài)解吸氣量平均為3.48m3/t,總含氣量平均值可達(dá)4.08m3/t,綜合上述頁(yè)巖氣地質(zhì)參數(shù),與盆內(nèi)海相優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖氣井對(duì)比,LD1井顯示古敘地區(qū)二疊系海陸過(guò)渡相龍?zhí)督M具有良好的頁(yè)巖氣勘探潛力。

致謝:感謝審稿專(zhuān)家及編輯對(duì)本文的細(xì)心審閱并提出寶貴意見(jiàn)!