天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 3: 431 - 440

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.005

非常规天然气

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩气富集条件及主控因素

  • 王鹏威 , 1 ,
  • 刘光祥 1 ,
  • 刘忠宝 1 ,
  • 陈筱 2 ,
  • 李鹏 1 ,
  • 蔡钡钡 3
展开
  • 1. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2. 中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100027
  • 3. 中国地质大学（北京），北京 100083

王鹏威（1986-），男，山东威海人，副研究员，博士，主要从事非常规油气地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2021-08-24

  修回日期: 2021-10-03

  网络出版日期: 2022-03-22

收起

Shale gas enrichment conditions and controlling factors of Upper Permian Longtan Formation transitional shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

  • Pengwei WANG , 1 ,
  • Guangxiang LIU 1 ,
  • Zhongbao LIU 1 ,
  • Xiao CHEN 2 ,
  • Peng LI 1 ,
  • Beibei CAI 3
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Production，SINOPEC，Beijing 100083，China
  • 2. CNOOC International Limited，Beijing 100027，China
  • 3. China University of Geosciences （Beijing），Beijing 100083，China

Received date: 2021-08-24

  Revised date: 2021-10-03

  Online published: 2022-03-22

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(91755211)

Fold

本文亮点

利用有机岩石学、干酪根碳同位素、X⁃射线衍射、场发射扫描电镜等实验测试资料，阐述了川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩烃源岩品质、储层发育及含气性特征，并探讨了孔隙类型和含气性的主控因素。研究表明，川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩总有机质丰度高（TOC值平均为3.50%）、热演化程度高（R O值平均为2.23%），有机显微组分以镜质体为主，惰质体次之，以Ⅲ型干酪根为主，是一套优质气源岩。页岩储层具有较好的物性（孔隙度平均为5.56%），孔隙类型以黏土矿物孔为主，其中伊/蒙混层间微孔隙较发育，主要为介孔—微孔，有机质孔基本不发育。泥页岩吸附气含量和总含气量变化较大。有机显微组分是控制龙潭组高成熟富有机质页岩有机孔隙发育的首要因素，有机质丰度是控制页岩吸附能力和含气性的重要因素。

本文引用格式

王鹏威 , 刘光祥 , 刘忠宝 , 陈筱 , 李鹏 , 蔡钡钡 . 川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩气富集条件及主控因素[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(3) : 431 -440 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.005

Highlights

Focusing on shale gas enrichment conditions of Upper Permian Longtan Formation transitional shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou， this paper primarily discusses source rock quality， reservoir conditions and gas content by using measurements， e.g.， organic petrology， kerogen carbon isotope， X-ray diffractometer （XRD） and field emission scanning electron microscopy （FE-SEM）. Results show that the Longtan shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou is characterized by high organic matter abundance （average TOC value is 3.50%） and high thermal maturity （average R O value is 2.23%）. The organic macerals are dominated by vitrinite， followed by inertinite， indicating type III kerogen. It is a set of high-quality gas source rocks. The shale reservoir has high physical properties with average porosity of 5.56%， the reservoir is dominated by clay mineral pores， where mesoporous and micropores among I/S mixed layers are well developed. Organic macerals are main controlling factors on the organic pore development in Longtan high to over-high organic-rich shale. Shale varies greatly in adsorbed gas content and total gas content， and the organic matter abundance is an important factor controlling adsorption capacity and gas content.

0 引言

四川盆地上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩分布范围广、资源潜力大，引起了学者和业界的广泛关注［1-5］，目前页岩气勘探已取得了积极进展。前人研究表明峨眉山玄武岩大规模喷发导致了晚二叠世四川盆地及周缘龙潭期沉积格局的分异，即由南西至北东依次形成河流、滨岸—沼泽、潮坪—潟湖、浅水陆棚、深水陆棚等沉积亚相［6-8］。由此也造成了岩性和岩性组合变化：从砂砾岩和粉砂质泥岩、泥页岩和灰质泥岩，过渡到灰岩和泥页岩、硅质页岩和灰质页岩等。川东南—黔西北地区龙潭组主要发育煤系建造，泥页岩TOC普遍较高［9］，是一套优质烃源岩。但将该地区龙潭组泥页岩作为页岩气勘探和研究目标尚处于初级阶段。目前该套地层的页岩气富集条件认识比较模糊，特别是气源岩品质和储层品质的研究相对薄弱。本文研究以川东南—黔西北地区X1井和Z1井为例，综合有机岩石学、干酪根碳同位素、X-射线衍射、氩离子抛光扫描电镜等实验测试重点分析了龙潭组泥页岩有机地球化学特征、储层发育特征及含气性特征，并综合讨论了储层孔隙类型和含气性主控因素，以期为该地区海陆过渡相页岩气勘探实践和理论研究奠定基础。

1 地质概况

川东南—黔西北地区位于扬子陆块华蓥山西南向中低断褶带，属于“川黔右坳陷”，经历了多期构造运动和沉积演化，包括：海西—印支期、加里东期、燕山期及喜马拉雅期［10-11］。发生在中、晚二叠世之间的东吴运动是影响较大的一次构造运动，其导致了扬子准地台在经历了中二叠世海盆沉积以后再次抬升成陆，峨眉山玄武岩喷发改变了古地理格局，沉积相展布由近SN向变为近EW向［12］。印支期和燕山期构造运动形成了N向和NS向为主的褶皱、断裂，奠定了基本的构造格局。该地区构造复杂，背斜、向斜相间呈NNE向展布，断层发育。研究区内地层遭抬升剥蚀严重，向斜内部和背斜翼部的泥页岩保存较为完整。

2 沉积岩石学特征

2.1　泥页岩分布及岩性组合特征

研究区龙潭组以发育潮坪—潟湖亚相泥页岩为主，区域沉积环境相对稳定，沉积中心主要分布于川西南区，优质泥页岩大面积连续分布，厚度介于40~120 m之间，由川西南向黔西北地区减薄（图1）。钻井揭示研究区内龙潭组主要发育灰黑色泥页岩、灰黑色炭质页岩、煤层、灰色细—粉砂岩和灰黑色泥灰岩等（图1）。根据岩性组合特征，可将龙潭组划分为3段：一段底部为铝土质泥岩，团块状黄铁矿局部富集，向上以灰黑色泥页岩、炭质泥页岩与煤层为主，见3套0.5~1.0 m厚煤层。二段底部为深灰色泥灰岩，向上为泥页岩、炭质页岩和煤层互层，局部夹粉砂岩；中部见泥灰岩，向上以灰黑色炭质页岩与泥页岩互层为主，顶部见5套0.4~2.5 m厚煤层。三段以深灰色灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩为主，夹薄层黑灰色泥岩，见1套厚约1.19 m的煤层。潮坪—潟湖环境下GR曲线呈齿状或微齿状，光滑状少见，曲线形态呈指状或漏斗状。碳酸盐岩台地相沉积GR幅度异常低，曲线呈齿状或微齿状，曲线形态呈钟形、指形或钟形—指形的复合叠加形，顶底面多为突变接触。
图1 川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组沉积相［12］（a）及岩性柱状图（b）

Fig.1 Sedimentary facies［12］（a）and stratigraphic column（b） of Upper Permian Longtan Formation Southeast Sichuan to Northwest Guizhou area

2.2　矿物组成

研究区龙潭组泥页岩的矿物组成以黏土矿物为主［图2（a）］，黏土矿物含量介于43.9%~95.3%之间，平均含量约为71.13%；石英含量次之，介于3.1%~53.7%之间，平均含量约为24.52%；碳酸盐矿物含量较低，介于0%~1.7%之间，平均含量约为0.26%。矿物含量在纵向上无明显的变化规律，局部石英含量较高，反映了沉积环境相对比较稳定。进一步分析黏土矿物组成可以发现，黏土矿物以伊/蒙混层为主，含有一定绿泥石，伊利石和高岭石含量较低［图2（b）］。
图2 黔西北地区龙潭组全岩矿物组成（a）及黏土矿物组成（b）

Fig.2 Bulk mineral composition（a） and clay mineral composition（b） of Longtan Formation shale in Northwest Guizhou

伊/蒙混层含量为58%~100%，平均含量为86.43%；绿泥石含量介于0%~41%之间，平均含量为11.83%；伊利石含量介于0%~6%之间，平均含量为1.22%；高岭石含量为0%~6%，平均值为0.52%。伊/蒙混层比值为20%~50%，平均值为27%。高黏土矿物含量不仅对页岩储层孔隙类型、页岩气赋存状态具有一定的影响，而且高敏感性的伊/蒙混层会直接降低页岩可改造性和压裂缝网的复杂程度［1，9］。

3 地球化学特征

3.1　有机质丰度及成熟度

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组泥页岩有机质丰度较高，实测140个泥页岩样品TOC值为0.63%~11.69%［图3（a）］，平均值为3.50%，其中TOC值介于2%~6%之间的样品占比约为75.51%，即大多数样品为中碳（TOC：1.0%~2.0%）—富碳（TOC：2.0%~4.0%）泥页岩。有机质丰度纵向上变化较大，与煤层相邻的炭质泥页岩TOC值较高，而与砂岩互层的泥岩TOC值相对较低。实测15个泥页岩样品的R O值为1.86%~2.49%［图3（b）］，平均值为2.23%，说明龙潭组泥页岩普遍处于高成熟—过成熟阶段。川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩TOC值普遍在2.0%以上，赤水—丁山地区TOC值高达4.0%以上（图4）；研究区龙潭组页岩R O值多大于2.0%，而且受深部断裂和黔中隆起构造演化的控制［11］，黔西北地区页岩热演化程度更高，局部地区R O值达到3.0%以上，说明页岩普遍处于高成熟—过成熟阶段（图4）。与川东地区侏罗系自流井组页岩相比（TOC<2.0%、R O>1.3%），研究区龙潭组潮坪—潟湖相页岩具有高有机质丰度和高热演化程度的特征，说明该套页岩具有良好的页岩气富集物质条件［13］。
图3 川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩实测TOC（a）和R O（b）直方图

Fig.3 Histograms of measured TOC （a） and R O （b） of Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

图4 川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组页岩TOC及R O等值线图

Fig.4 TOC and R O distributions of Upper Permian Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

3.2　有机显微组分及干酪根类型

川东南—黔西北地区龙潭组页岩有机显微组分以镜质体为主，镜质体含量约为63.93%，反光下呈灰色—灰白色，以无结构镜质体为主（图5）；惰质体次之，可见少量丝质体，丝质体反光下呈灰白色—亮白色，具有一定的微凸起。局部少量的固体沥青充填裂缝或者孔隙中，其形态多受周围矿物控制，具有一定的棱角状，沥青含量约为33.68%。实测18个龙潭组页岩样品的干酪根碳同位素值介于-22.1‰~-24.0‰之间（图6），说明该套页岩以Ⅲ型干酪根为主。
图5 川东南—黔西北地区龙潭组页岩有机显微组分特征

（a）Z1井，1 273.51 m，泥岩；（b）Z1井，1 272.68 m，炭质泥岩；（c）X1井，3 164.33 m，黑灰色泥岩；（d） X1井，3 147.35 m，黑灰色泥岩；（e）Z1井，1 052.86 m，炭质泥岩；（f）Z1井，1 057.66 m，泥岩

Fig.5 Macerals of Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

图6 不同层系页岩干酪根碳同位素对比

Fig.6 Comparison of carbon isotopes of kerogen from different formation shales

综合有机显微组分鉴定和干酪根碳同位素判断，该地区龙潭组页岩以腐质型有机质为主，有机母质主要来源于陆源高等植物输入。与五峰组—龙马溪组海相页岩相比，该套页岩腐泥组含量相对较低，具有较强的生气能力，为一套良好的气源岩［14-15］。

4 储层发育特征及主控因素

4.1　孔隙发育特征

4.1.1　储层物性及孔径特征

龙潭组60个页岩样品实测孔隙度介于1.4%~9.98%之间［图7（a）］，平均值约为5.42%，说明该套页岩储层物性条件较好。6个样品联测结果证实龙潭组页岩储层主要以介孔为主［图7（b）］，占比介于50%~70%之间，微孔次之，占比约为20%，大孔较少。该套海陆过渡相页岩与川东地区侏罗系自流井组陆相页岩的孔隙微观结构具有一定的相似性［13］。
图7 川东南—黔西北地区龙潭组泥页岩孔隙度（a）和孔径分布（b）直方图

Fig.7 Histogram of porosity （a） and pore size distribution （b） of Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

4.1.2　孔隙类型

氩离子抛光扫描电镜观察结果表明龙潭组黏土矿物层间或晶间发育大量的孔隙（图8），孔隙主要以片状、线状或狭缝状为主，局部狭缝状孔隙具有一定的延伸，可形成微裂缝。孔隙长度和宽度变化较大，孔径主要介于数十到数百纳米之间。孔隙充填程度不一，但多被有机质充填或半充填。黏土矿物孔隙主要发育在伊/蒙混层间，部分伊利石、高岭石和绿泥石中见到微孔隙。
图8 川东南—黔西北地区龙潭组页岩孔隙类型

（a） Z1井，炭质泥岩，1 033.86 m，伊/蒙混层微孔隙放大；（b） Z1井，炭质泥岩，1 058.06 m，伊/蒙混层与绿泥石间发育的微孔隙放大；（c） Z1井，炭质粉砂质泥岩，1 263.48 m，绿泥石、伊利石和伊/蒙混层中发育丰富纳米孔隙；（d） Z1井，炭质泥岩，1 264.08 m，黏土矿物片层间发育的微孔隙放大

Fig.8 Pore types of Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

龙潭组泥页岩样品内可见大量的暗色有机质，有机质具有一定颗粒形态，多为条带状或块状［图9（a）—图9（c）］，结构保存完整且与无机矿物互为支撑。有机质边缘多为平滑线性或者拱形，表面光洁，质地均匀、结构紧密，内部基本不发育孔隙，有机质和无机矿物之间可见一定宽度的微裂缝［16-17］。有机质内部局部可见孤立、彼此不连通的孔隙，孔隙形状规则、多呈圆形；孔径变化较大，最大可达微米级，孔隙内部多为闪锌矿半充填［图9（d）］。前人研究认为［18］该类孔隙为原始有机质孔或者是继承性有机质孔，主要发育在陆源有机母质中，如高等植物茎或叶碎片，多是继承细胞原始结构所形成。孔隙多发育于沉积早期阶段，热演化作用以及成岩作用对其影响较小。此外，圆形原始有机质孔无明显的长轴方向，由此推测机械压实作用对该类孔隙的保存影响较小。
图9 川东南—黔西北地区龙潭组页岩有机质扫描电镜照片

（a） Z1井，1 272.68 m，TOC=4.00%，R O=2.49%；（b） Z1井，1 263.48 m，TOC=2.87%，R O=2.46%；（c） Z1井，1 260.2 3m，TOC=1.46%，R O=2.45%；（d） Z1井，1 264.48 m，TOC=5.76%，R O=2.44%

Fig.9 SEM images of organic matter from Longtan Formation shale in Southeast Sichuan to Northwest Guizhou

综合对比可以发现，川东南—黔西北地区龙潭组潮坪—潟湖相页岩储层以无机矿物孔为主，主要为黏土矿物相关孔隙，有机质孔隙基本不发育。该套页岩储层孔隙类型及发育特征与川东地区侏罗系自流井组陆相页岩具有一定的相似性［15］，与川东南五峰组—龙马溪组海相页岩差异较大。

4.2　孔隙发育主控因素

在氩离子抛光扫描电镜观察的基础上进一步分析龙潭组页岩孔隙发育主控因素。黏土矿物含量与孔隙度具有良好的正相关关系［图10（a）］，说明黏土矿物对页岩储层储集空间具有积极贡献。研究区龙潭组页岩目前处于中成岩晚期—晚成岩阶段，受成岩演化作用的控制，伊/蒙混层中可发育大量的孔隙［19］，主要发育10~50 nm的介孔和0.5~2 μm的大孔，平行、紧密排列的绿泥石片层中可见狭缝状孔隙［20］。部分孔隙与矿物蚀变过程有关，如长石向伊利石或绿泥石的蚀变可以发育丰富的纳米孔缝［图8（a），图8（c）］，该类孔隙基本沿黏土矿物解理方向发育，形成狭缝形或线形孔隙，可延伸数微米。
图10 龙潭组泥页岩黏土矿物（a）和TOC（b）与孔隙度相关关系

Fig.10 Relationship between clay minerals （a）， TOC （b） and porosity of Longtan Formation shale

龙潭组页岩孔隙度与TOC无明显的相关性［图10（b）］，且有机质在高热演化阶段基本不发育有机质孔，由此推测有机质丰度和热演化成熟度对龙潭组泥页岩有机质孔隙发育无明显的控制作用（图9）。除了有机质丰度和热演化程度，有机显微组分是页岩有机质孔隙发育的重要影响因素［21］。川南—黔北地区龙潭组泥页岩有机显微组分主要是高等植物的木质纤维经过凝胶化或者是丝炭化作用而形成的镜质体，该类腐质型干酪根通常贫氢富氧，在热演化过程中以生气为主，仅能生成少量的液态石油，因此在原油裂解生气过程中所伴生的有机质孔发育较少。这一点可以通过镜下观察的固体沥青含量较低得到证实（图5）。

5 含气性特征及主控因素

5.1　吸附气含量及总含气量

等温吸附实验表明龙潭组泥页岩的吸附能力（拉格缪尔体积）介于1.42 ~7.31 m3/t之间，平均值为4.44 m3/t，不同样品的吸附能力具有明显的差异。整体而言，泥页岩吸附能力与TOC具有正相关关系，与黏土矿物含量的关系不明显（图11）。泥页岩实测总含气量变化较大，介于0.22 ~5.34 m3/t之间，平均值为1.57 m3/t（图12）。对比含气量与TOC的关系可知，二者具有良好的正相关关系［图12（a）］，高有机碳（TOC>4.0%）—富有机碳（TOC：2.0%~4.0%）泥页岩的含气量较高，中有机碳（TOC：1.0%~2.0%）泥页岩的含气性次之，低有机碳和含有机碳泥页岩（TOC<4.0%）和灰质泥岩的含气性较差。页岩总含气量与黏土矿物含量具有一定的正相关关系，但相关性相对较差。
图11 龙潭组页岩样品等温吸附曲线

Fig.11 Isothermal adsorption curves of Longtan Formation shale samples

图12 龙潭组泥页岩TOC（a）和黏土矿物（b）与总含气量关系

Fig.12 Relationship between TOC（a） clay mineral content and total gas content（b） of Longtan Formation shale

5.2　含气性主控因素

对比泥页岩含气性和有机质丰度、黏土矿物含量关系可以发现，页岩的吸附能力主要受有机质丰度的影响，而受黏土矿物含量的影响较小。一方面，龙潭组页岩以Ⅲ型干酪根为主，相对于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，Ⅲ型干酪根具有较高的芳香烃含量，另一方面，有机质的吸附热远高于黏土矿物的吸附热［22］，可以提高页岩的吸附能力［23］。此外，由于黏土矿物表面存在电荷，水分子与黏土颗粒可以通过氢键、静电力与分子间作用力而紧密结合，导致黏土矿物颗粒表面存在一层紧密排列的“水膜”，表现为亲水的特性［20，24-26］。因此，在黏土矿物、地层水和甲烷共存的情况下，黏土矿物表面吸附甲烷的表面积降低，影响了甲烷吸附能力，从而不利于甲烷在页岩储层中富集［27-30］。实测总含气量与TOC关系表明，虽然龙潭组泥页岩有机质内孔隙发育程度较低，可提供的有效储集空间有限，但是作为页岩生气的物质基础，高有机质丰度一方面提高了页岩的生气潜力，另一方面也增加了页岩的吸附能力。

6 结论

川东南—黔西北地区上二叠统龙潭组泥页岩具有厚度大、分布广、有机质丰度高（TOC平均值为3.50%）和热演化程度较高（R O平均值为2.23%）的特征，有机显微组分以镜质体为主，惰质体次之，有机母质以Ⅲ型干酪根为主，是一套倾气型烃源岩，具有良好的页岩气富集物质基础。
龙潭组页岩储层物性较好，孔隙度平均值约为5.56%，以黏土矿物孔为主。受黏土矿物演化的影响，伊/蒙混层间微孔隙较发育，主要发育介孔—微孔；大部分镜质体结构紧密，内部基本不发育有机质孔。
龙潭组页岩的吸附能力和含气性变化较大，吸附气含量和总含气量与TOC具有良好的正相关关系，与黏土矿物含量呈较弱正相关关系，说明有机质丰度是龙潭组页岩含气性的主要控制因素之一，黏土矿物对含气性具有一定的影响。

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