川南古敘地區LD1井龍潭組海陸過渡相泥頁巖地質特征及其含氣性

楊 秈,方 坤,羅 鵬,趙世民,葉定南

(1.四川省地質礦產勘查開發局一一三地質隊,四川 瀘州 646000;2.四川省國土科學技術研究院(四川省衛星應用技術中心),四川 成都 610045)

涪陵頁巖氣田的勘探成功以及建產,表明我國海相頁巖氣資源勘探開發取得了重要成果(郭彤樓等,2014,2016;翟剛毅等,2020;馮偉明等,2020),也鼓舞了海陸過渡相頁巖氣的研究和勘探(郭旭升等,2018;陳建平等,2018;余謙等,2020)。近年來,中國地質調查局、中石油以及中石化等多家單位在四川盆地南緣、滇黔桂及其鄰區實施了多口油氣鉆井(汪正江等,2018;馮偉明等,2019),作為主力海相頁巖氣勘探之外的二疊系泥頁巖正處于積極探索階段,目前尚未實現商業規模開采(梁興等,2020)。烴源巖廣泛發育的上二疊統海陸過渡相龍潭組是海相頁巖氣的重要接替領域,成為四川盆地頁巖氣勘探開發的新層系(曹濤濤等,2018)。為此,川南古敘地區近年來實施了多口針對二疊系海陸過渡相龍潭組的頁巖氣調查井以及少量評價井,其中LD1井等頁巖氣調查井獲得較好的含氣性顯示。本文在研究LD1井龍潭組泥頁巖基礎地質特征的同時,與四川盆地頁巖氣高產井JY1、N203海相頁巖進行研究對比,結合《頁巖氣地質評價方法》(GB/T31483-2015),評價LD1井龍潭組頁巖氣資源潛力,以期為川南古敘地區海陸過渡相龍潭組頁巖氣下一步勘探工作提供參考。

1 區域地質背景

上揚子中二疊統碳酸鹽巖在東吳運動后剝蝕夷平,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提供了豐富的物源基礎,形成了地勢西高東低的平坦寬緩剝蝕平原(趙世民,2018)。在此基礎上,海水往復,進退頻繁,沼澤極度發育。川南古敘地區晚二疊世海陸交互相含煤建造沉積從東吳運動后第一次大規模的海侵開始。古敘地區龍潭組早期發育潮坪-潟湖相,中—晚期為潮控三角洲平原相。往西靠近陸源區,主要發育上三角洲平原相、曲流河相。向東沉積環境逐漸發生變化,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)。結合煤田鉆孔及槽探工程統計,古敘地區龍潭組地層平均厚度為91.00m,由東往西呈逐漸增厚的趨勢。受后期構造運動影響,背斜軸部龍潭組剝蝕嚴重,形成了與構造形跡基本吻合的剝蝕區(圖1)。

川南古敘地區在大地構造位置上處于四川前陸盆地南緣的敘永-筠連疊加褶皺帶(門玉澎等,2019),古敘地區構造線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)。褶皺構造發育,其構造形跡南北有別:北、中部發育在侏羅、白堊系中,為東西向平緩褶皺;南部發生在中生界、古生界地層內,多呈緊密褶皺產出。背斜軸部經后期剝蝕,地表出露最老地層多為寒武系(個別為震旦系),向斜軸部保存完好,地表出露最新地層多為中下侏羅統地層。斷裂多發育在個別向斜翼部及構造復合部位,以走向斷層為主,橫向斷層次之。

圖1 川南古敘地區構造綱要圖(據陳怡光等,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(太陽構造)北翼近核部(陳怡光等,1990)。開孔層位為下—中侏羅統自流井組(J1-2zl),鉆穿目的層上二疊統龍潭組(P3l),終孔層位中二疊統茅口組(P2m),完鉆井深1843.00m。0～1776.90m井段采用繩索取心方式鉆進(巖心出筒耗時約30min)。1776.90～1843.00m井段采用普通鉆進提鉆取心方式鉆進(巖心出筒耗時約4h),井身為四開結構。龍潭組巖心軸傾角15°～28°,巖心裂縫發育,主要為層間縫(圖3a)。

2 泥頁巖基礎地質條件

2.1 泥頁巖發育特征

根據LD1井巖心的巖性觀察、巖礦鑒定和測井資料綜合分析,龍潭組井深位于1743.68～1833.02m,鉆厚89.34m。在龍潭組底部可見3m厚淺灰色含黃鐵礦高嶺石黏土巖標志層(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%。

龍潭組巖性主要以深灰—灰黑色含植物碎片碳質泥巖(圖3c)、含碳質泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖以及灰黑色泥巖為主,夾煤層(圖3d)及少量淺灰色細粒巖屑砂巖(圖3e)、灰白色黏土巖,局部含菱鐵礦(圖3f)(陳怡光等,1990)。龍潭組巖性除黏土巖外整體有機質發育情況良好(圖3e-h),深灰—灰黑色泥頁巖全井段發育,層段數量多、單層厚度小(圖2),單層平均厚度約2m,主要發育于沼澤相及分流間灣相。(a)龍潭組暗色泥巖發育層間縫,井深1774.93～1787.20m;(b)龍潭組底部含黃鐵礦高嶺石黏土巖,井深1831.80m;(c)含植物碎片碳質泥巖,井深1793.80m;(d)半暗-半亮型塊煤,井深1823.5m;(e)細粒巖屑砂巖發育團塊狀有機質,井深1793.55m,單偏光;(f)菱鐵礦巖發育生物胞腔結構有機質,井深1826.80m,單偏光;(g)碳質泥巖發育胞腔結構植物碎片,井深1872.40m,單偏光;(h)泥巖中硅質充填網狀有機質,井深1789.50m,單偏光。

圖2 LD1井龍潭組頁巖氣綜合柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of Longtan Formation in shale gas Well LD1

圖3 LD1井龍潭組巖性特征Fig.3 Lithologic characteristics of Longtan Formation in Well LD1

2.2 有機地球化學特征

LD1井龍潭組巖心樣品TOC分析測試結果顯示,龍潭組全井段泥頁巖TOC值為0.78%～10.52%,平均值為2.71%(樣品數n=207)。

根據LD1井龍潭組泥頁巖干酪根類型劃分以及顯微組分測試鑒定結果,龍潭組黑色泥頁巖中的腐殖無定形體含量介于46%～82%之間,鏡質體含量介于14%～46%之間,惰質組含量介于3%～12%,腐泥組無定形體均為0%。干酪根類型以Ⅱ2型為主(樣品數n=16),含少量Ⅲ型(樣品數n=3)。

根據LD1井25個泥頁巖有機質成熟度樣品測試結果,RO介于2.94%～3.34%,平均值3.21%,龍潭組富有機質泥頁巖熱演化程度總體處于過成熟階段(張吉振等,2016)。

LD1井龍潭組與涪陵JY1井和長寧N203井五峰組—龍馬溪組海相頁巖相比較(郭彤樓等,2014,2016;趙文智等,2016;王玉滿等,2016;馮偉明等,2020),LD1井龍潭組海陸過渡相富有機質泥頁巖的有機類型明顯不同,呈現出單層厚度較小,連續厚度大,有機質成熟度RO總體偏高等特點(表1)。

表1 LD1井龍潭組與川東南、川南典型井五峰組—龍馬溪組頁巖氣地質特征對比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井龍潭組泥頁巖巖心樣品實測孔隙度介于1.51%～7.06%,平均為3.69%(樣品數n=13)。縱向上孔隙度具有由上至下逐漸增加的趨勢。富有機質泥頁巖段(1746～1796m)孔隙度1.66%～7.06%,平均為3.81%(樣品數n=6);其它泥頁巖段孔隙度1.51%～5.02%,平均為3.59%(樣品數n=7)。實測基質滲透率介于0.005×10-3～0.094×10-3μm2之間,平均可達0.020×10-3μm2。與JY1、N203井相比,LD1井龍潭組泥頁巖具低孔-低滲特征(表1)。

泥頁巖孔隙、裂縫的發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),其中有機質孔隙是大部分高-過成熟頁巖中的優勢孔隙類型(曹濤濤和宋之光,2016),且有機質孔隙發育程度與頁巖含氣性、單井產氣量呈正相關(馮偉明等,2020)。LD1井龍潭組泥頁巖儲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,有機質孔隙發育較少且多被其它礦物充填(圖5g)。與JY1、N203井五峰組—龍馬溪組優質頁巖的孔隙類型對比,LD1井龍潭組泥頁巖有機質孔隙發育程度較低。

圖5 LD1井龍潭組暗色泥頁巖主要儲集空間的微觀特征Fig.5 Microscopic photos showing main reservoir space of dark shale of Longtan Formation in Well LD1

龍潭組富有機質泥頁巖段(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%。整體來看,LD1井龍潭組富有機質泥頁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—龍馬溪組優質頁巖對比,LD1井龍潭組泥頁巖呈現黏土礦物和黃鐵礦+菱鐵礦的含量均較高現象(表1、圖4),整體可壓裂性較差,需要進一步攻關射孔、壓裂、排采相關的適應性工程技術(趙培榮等,2020;馮偉明等,2020)。

圖4 川南古敘地區LD1井及四川盆地典型井五峰組—龍馬溪組泥頁巖全巖礦物組分三角圖(據馮偉明等,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 氣測錄井分析

LD1井實鉆氣測錄井設備為SK-2000G型綜合錄井儀,色譜分析系統采用SK-3Q02G色譜儀,組分(C1-C5)的分析周期90秒,烴組分最小檢測濃度30×10-6,全烴最小檢測濃度50×10-6,連續分析。錄井證實龍潭組泥頁巖氣測異常值偏高,最高可達背景值的8倍異常(不含煤),氣測異常判別標準為氣測值在基值背景基礎上明顯升高的現象(據《油氣探井氣測錄井規范》SY/T5788.2-2008)。氣測錄井顯示龍潭組泥頁巖共計5.9m/13層氣測異常層(表2),上段槽面顯示較為明顯。

表2 LD1井龍潭組泥頁巖氣測錄井異常統計表Table2 Statistical anomalies of shale gas logging of Longtan Formation in Well LD1

3.2 含氣量解析特征

根據含氣性測試結果來看,LD1井龍潭組泥頁巖標態總含氣量介于0.23～9.77m3/t之間(圖6),平均可達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n=5)。龍潭組上部(1746.68～1796.43m)10件富有機質泥頁巖樣品現場解析含氣量介于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)。而龍潭組下部(1797.25～1826.61m)10件富有機質泥頁巖樣品現場解析含氣量為0.11～4.16m3/t,平均為0.72m3/t;計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井龍潭組泥頁巖含氣性測試分布情況圖Fig.6 Shale-gas-bearing test of Longtan Formation in Well LD1

根據LD1井鉆探井史分析,1776.90～1843m井段鉆探工藝為普通鉆進,巖心出筒時間約4h,施工周期為15天。筆者認為,龍潭組下部(1805～1830m)煤層發育導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及施工周期的延長導致了LD1井龍潭組下段含氣性現場解析數據與氣測錄井數據不匹配的可能。

與JY1、N203井相比,LD1井龍潭組上部(1746.8～1796.3m)泥頁巖總含氣量平均值可達4.08m3/t,接近N203優質頁巖段4.90m3/t,頁巖氣資源前景廣闊。

4 結論

(1)川南古敘地區LD1井龍潭組主要發育三角洲相深灰—灰黑色碳質泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、黑色泥巖,夾煤層及少量淺灰色細砂巖。

(2)古敘地區龍潭組泥頁巖有機質豐度高,TOC值普遍大于2%,全井段富有機質泥頁巖累計厚度72.1m,泥頁巖的有機質干酪根類型主要為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+長石含量較低,泥頁巖儲層物性較差,孔隙度偏小,主要發育無機孔及裂縫系統。

(3)龍潭組上段泥頁巖含氣性較好,標態解吸氣量平均為3.48m3/t,總含氣量平均值可達4.08m3/t,綜合上述頁巖氣地質參數,與盆內海相優質頁巖氣井對比,LD1井顯示古敘地區二疊系海陸過渡相龍潭組具有良好的頁巖氣勘探潛力。

致謝:感謝審稿專家及編輯對本文的細心審閱并提出寶貴意見!