2025, Vol. 37
2. 贵州页岩气勘探开发有限责任公司, 贵州 遵义 563400;
3. 贵州能源集团有限公司, 贵阳 550081;
4. 贵州能源产业研究院有限公司, 贵阳 550025
2. Guizhou Shale Gas Exploration and Development Co., Ltd., Zunyi 563400, China;
3. Guizhou Energy Group Co., Ltd., Guiyang 550081, China;
4. Guizhou Energy Industry Research Institute Co., Ltd., Guiyang 550025, China
页岩气作为一种非常规天然气，储量大、分布广，具有巨大的资源前景，为我国油气增储上产做出了巨大的贡献。四川盆地及周缘的涪陵、长宁—威远、昭通等区块取得了页岩气勘探重大突破并已进入商业开发。中国南方海相页岩气的勘探开发实践表明，页岩气生-储-保各要素时空匹配的有效性控制着页岩气成藏过程及富集程度[1]，不同地区、不同层位页岩气富集具有供气、储气、保存与构造等要素方面的差异[1-6]。四川盆地及其周缘海相页岩地层具有“高演化、强改造”的地质特征[7]，一般保存条件越好，地层压力系数越高，就越有利于页岩气的高产和稳产[6]，所处的古沉积环境、不同构造样式对页岩气保存与富集影响程度不同，富集高产因素又体现出其自身的特殊性[8]，甚至在同一构造带不同构造部位页岩含气性存在较大的差异[9]。四川盆地外围广大地区由于构造相对复杂，受构造运动控制则以常压页岩气藏为主[10-12]，与进入商业开发阶段的盆内超压页岩气相比，常压页岩气分布区域更广。其中，南方常压页岩气技术可采资源量为9.08×108 m3[13]，发展前景广阔。渝东南盆缘转换带南川—武隆等地区在地质理论、工程工艺等方面取得了较好的勘探开发实践效果，针对复杂构造区常压页岩气提出了以生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气“三元富集”理论[14-15]，认为该盆缘常压页岩气富集受沉积相、保存条件、地应力场等多种因素的控制，进一步总结出“深水陆棚相控烃、保存条件控富、地应力场控产”的“三因素控气”认识[16]，但对于盆外的常压页岩气富集机理及富集规律与如何规模效益开发仍处在探索阶段。
黔北地区页岩气资源丰富，前期勘探评价揭示地质资源量为3.11×1012 m3，可采资源量达0.56× 1012 m3[17-18]。富有机质黑色页岩厚度较大的深水陆棚沉积中心区、有机孔与微裂缝或页理发育的层段以及燕山期抬升时间晚、喜山期抬升幅度小的区带所叠合的区域是页岩气有利富集区[19]。黔北地区靠近晚奥陶世—早志留世沉降沉积中心，构造上位于盆外褶皱区，地史时期历经了多期次褶皱、变形与改造，断裂发育，相对较快的地层沉积和复杂的构造运动形成了黔北地区特殊的页岩气成藏条件，五峰组—龙马溪组页岩残存于条带状向斜内。前期勘探开发实践已经证实，贵州省正安页岩气勘查区块内安场向斜属于典型的盆外残余向斜型常压页岩气藏，地层能量较弱，实测地层压力系数为0.994，大部分水平井压裂后难以实现自喷生产，初期需要助排使返排率达到4% 时见气。近几年的勘探开发实践已取得了一系列重要勘探成果和地质认识，多口井测试产量达5×104 m3，实现了盆外残余向斜型常压页岩气的勘探重大突破，但在同一个向斜不同部位、不同井间产量差异大。近年来，在黔北地区的狮溪向斜、桴焉向斜、务川向斜等残余向斜内的钻探揭示，中浅层残余向斜内仍具有良好的页岩气勘探前景，但总体勘探和研究程度仍然很低，“甜点”分布及富集规律不清，制约了该区残余向斜五峰组—龙马溪组页岩气规模的建产力度。
基于黔北正安地区安场向斜已钻井的测井、录井及分析化验资料，对黔北正安地区安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气储层基础地质特征及页岩气富集特征差异进行分析，进一步明确页岩气成藏条件及富集规律，推进实现页岩气产能和产量双突破，以期为黔北地区一系列残余向斜页岩气勘探开发生产实践提供指导。
1 地质概况黔北地区地处四川盆地外缘，构造主体处于武陵坳陷内，位于中上扬子地块东南部边缘与雪峰山基底拆离造山带之间，即川东隔槽式褶皱带西侧的贵州北部褶皱强改造区，总体构造复杂，褶皱和断裂均较发育。受加里东期、海西期、燕山期—喜山期等多期构造运动影响，构造形迹相互叠加、限制与改造，在该区形成了一系列向斜群，自西向东有狮溪向斜、桴焉复向斜、安场向斜、斑竹向斜、务川向斜和高山石朝向斜。向斜群呈条带状分布，走向基本一致，构造形态以北东向的向斜与背斜相间分布为主。正安地区安场向斜五峰组—龙马溪组页岩地层残留于此类向斜中，具有“残留改造、向斜浅埋”的特征[20]，其长轴与短轴长度比值均大于6，最大达到14。向斜核部地层产状变化较缓，向东西两侧明显变陡，从向斜两翼向核部五峰组底界深度逐渐增大。安场向斜两翼奥陶系五峰组—志留系龙马溪组地层出露，平面变化较大，最深处位于向斜核部，总体反映出南部宽缓，北部收敛、紧闭的特征(图 1a)。
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下载原图 图 1 黔北地区安场向斜位置(a，b)及奥陶系五峰组—志留系龙马溪组地层综合柱状图(c)(据文献[22]修改) Fig. 1 Location of Anchang syncline(a, b)stratigraphic column of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation(c)in Anchang syncline, northern Guizhou |
研究区晚奥陶世—早志留世受北部川中古陆、南部黔中古隆起、东南部雪峰山古隆起的围限，处于半局限滞留浅海环境[21]。晚奥陶世—早志留世初期，五峰组—龙马溪组整体处于静水、缺氧、还原的深水陆棚—浅水陆棚过渡沉积环境(图 1b)。五峰组沉积期为半局限浅海盆地沉积[22]，海平面短期迅速升高，由碳酸盐岩台地沉积转变为局限的深水陆棚相沉积，在宝塔组碳酸盐岩台地之上形成了一套比较稳定的黑色炭质页岩，厚度为3.5~6.0 m。受奥陶纪末全球冰川活动的影响，海平面迅速下降，构造高部位上升到沉积界面未接受沉积，而在较低部位由深水沉积环境转变为浅水沉积环境，沉积了薄层观音桥段含生物介壳灰岩。志留纪早期，自北向南发生海侵，水体逐渐加深，处于安静的低能强还原深水陆棚环境，龙马溪组发育一套富有机质的黑色页岩，龙马溪组下部为一套黑色炭质泥页岩、黄铁矿、有机质富集，顶部属于浅水陆棚亚相沉积，其中优质页岩厚度为17.0~24.0 m，呈向北增大的趋势，略小于盆内威远、长宁、焦石坝等地区。龙马溪组顶部发育一套稳定的灰质泥岩，泥质含量和孔隙度及电阻率曲线呈明显台阶状变化，具有较强的可对比性，将其划分为龙马溪组与新滩组界面，龙马溪组自下而上划分为2段，其中龙马溪组一段划分为4个小层(图 1c)。
2 储层特征及含气性 2.1 储层特征岩心观察及薄片鉴定结果显示，研究区五峰组—龙马溪组岩性主要为硅质页岩与硅质岩。硅质页岩发育于五峰组和龙马溪组一段，岩性主要为灰色—深灰色粉砂质泥岩与粉砂质页岩，笔石化石发育；浅色矿物含量高，粒度较大，纹理发育，结构致密，各组分相间似定向分布，有机质呈条带状分布。硅质岩为灰色—黑色灰质泥岩，呈块状结构，薄片宏观上可见水平纹层发育，笔石零星发育，在全区具有可对比性，矿物以石英为主，含少量长石，多呈棱角状零散分布。
有机质丰度不仅影响页岩的生烃强度，还影响页岩中有机质孔隙的发育以及吸附气含量，通常高丰度的有机质页岩具有较高的生烃潜力和高含量的吸附气[23]。安场向斜五峰组—龙马溪组镜质体反射率为1.92%~2.19%，平均为2.06%，处于高成熟—过成熟早期演化阶段[24]，通过TOC对五峰组—龙马溪组含气页岩的有机质丰度进行表征与评价。对安场向斜五峰组—龙马溪组5口直井共计104块实测TOC样品的统计结果显示，该区TOC呈高—特高值，为0.34%~6.65%，平均为3.69%。有效储层TOC值为1.32%~6.65%，中值为4.34%，TOC值以大于或等于4.00%为主，约占总样品数的54.80%。总体上TOC自下而上呈先增大后减小的趋势，在S1l2小层有机质丰度最高，平均TOC值为4.72%；平面上在向斜核部的TOC含量较高，呈环带状向四周降低。
研究区五峰组—龙马溪组页岩孔隙类型丰富，发育孔隙和裂缝两大类储集空间。有机质孔在页岩中具有重要意义，是页岩气赋存的重要场所，也是页岩储层储集空间研究的重点和热点[25]。有机质孔主要为纳米孔，能够为页岩气的吸附与储集提供更多的比表面积和孔隙体积，研究区可以发现大量的有机孔，平面上呈不规则的椭圆形“蜂窝状”，孔径为20~200 nm(图 2a)。五峰组—龙马溪组页岩储层普遍发育无机孔隙，主要包括碎屑孔隙与黏土孔隙。其中，碎屑孔隙包括粒内溶孔与粒间孔，粒内溶孔为成岩过程中碎屑颗粒内部发生溶蚀作用所形成的孔隙，具备溶蚀港湾状边缘，孔隙尺度较大，多集中在几百纳米至数微米，多为大孔级别(图 2b)；粒间孔隙为经历过压实作用后残留的颗粒间孔隙，多呈不规则状，孔隙尺度一般较大，集中在几百纳米至数微米，多为大孔级别(图 2c)。研究区五峰组—龙马溪组黏土孔隙主要为黏土矿物晶间孔隙，系黏土矿物在成岩演化过程中矿物晶体体积缩小而在晶体间生成的晶间孔(图 2d)，孔隙体积较大，孔径多集中在几百纳米至数微米，结合扫描电镜和氩离子抛光扫描电镜观察结果可知，黏土孔隙相对较为发育。
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图 2 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩储层孔隙氩离子抛光扫描电镜
注：Mus为白云母、Chl为绿泥石。 (a)有机质发育不规则状孔隙，Ay2井，1 957.05 m，龙马溪组，局部放大；(b)粒内溶孔，长柱状钠长石发育溶蚀孔，Ay3井，2 471.00 m，龙马溪组；(c)黏土矿物粒间孔，片状绿泥石集合体与片层状白云母集合体相间分布，层间缝发育，Ay2井，1 975.33 m，五峰组；(d)草莓状黄铁矿发育晶间孔，填隙状有机质发育孔隙，Ay2井，1 957.05 m，局部放大，龙马溪组。 Fig. 2 Argon ion polishing scanning electron microscope images of shale reservoir pores of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
垂向上，龙马溪组S1l1小层、S1l2小层有机孔发育，孔径较大(几十纳米)，而S1l3小层、S1l4小层有机孔发育程度较差，孔径相对较小(几纳米—几十纳米)；五峰组页岩有机孔发育程度与龙马溪组S1l1小层、S1l2小层相近。平面上，越靠近向斜核部，五峰组—龙马溪组有机孔相对欠发育。五峰组与龙马溪组S1l1小层、S1l2小层沉积期间，冰川融化导致全球海平面上升，研究区为还原的深水陆棚相沉积环境，沉积了黑色炭质页岩、含炭质泥页岩与泥页岩等[21]，有机质含量高，为有机孔的发育提供了更多的介质，因而有机孔更加发育。
页岩中有无裂缝发育及裂缝发育程度是影响页岩渗透能力的重要因素[26]。从安场向斜5口取心井岩心裂缝观察可知，研究区构造缝发育较少，仅在构造变形严重及断层发育地带裂缝较为发育，且构造缝充填较为普遍，裂缝由方解石充填(图 3a)。页理缝(即页理纹层面间的裂缝)，岩心抛光面上肉眼可以清晰识别部分页理缝，多为方解石与黄铁矿所充填(图 3b)。氩离子抛光扫描电镜观察结果显示，页岩储层中微裂缝多为地层内部压变过程中沿岩石颗粒或晶体界面形成的微裂缝，具备组构选择性特征，主要包括粒缘缝、解理缝、晶间缝合贴粒缝。粒缘缝是充填状方解石发育的裂缝(图 3c)，解理缝是由于片状黏土矿物(如云母)在压变过程中沿解理面剥离所生成的微裂缝，贴粒缝是由于在埋藏过程中由于上覆压力变化而沿碎屑颗粒与黏土矿物或有机质界面处剥离而生成的裂缝(图 3d)。
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图 3 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组岩心裂缝及氩离子抛光扫描电镜
注：Mus为白云母、Chl为绿泥石、Kfs为钾长石。 (a)网状缝发育，Ay3井，2 487.00 m，五峰组；(b)层间滑动形成的裂缝，方解石与黄铁矿所充填，Ay3井，2 482.94 m，龙马溪组；(c)充填状方解石发育粒缘缝及溶蚀孔，能谱确认，Ay3井，2 485.42 m，局部放大，龙马溪组；(d)片状绿泥石集合体发育层间缝，黄铁矿顺白云母解理缝发育，能谱确认，Ay2井，1 969.26 m，局部放大，龙马溪组。 Fig. 3 Core fractures and argon ion polishing scanning electron microscopy of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
衡量含气页岩是否具有商业开采价值，离不开页岩含气性这一关键指标[9]。对安场向斜5口井的现场含气量解析统计表明，研究区岩心总含气质量体积为1.6~6.2 m3/t，平均为3.9 m3/t；现场解析气质量体积为0.70~3.10 m3/t，平均为1.42 m3/t。其中小于1.5 m3/t的样品占58.33%，1.5~2.0 m3/t的样品占25.00%，大于2.0 m3/t的样品占16.67%。各井解吸气量具有随深度增加而增加的趋势，而Ay4井正好相反，随深度增加解吸气量逐渐减少，这是由于Ay4井取心实验时岩心较为破碎，在钻井及提钻过程中其损失气含量较多，深度越大其提钻时间越长，损失气量就越多，因此解吸气量随深度增加而逐渐减少。Ay1井、Ay2井、Ay3井、Ay5井4口井总含气量均随着深度的增加而不断增加，在龙马溪组的底部达到最大。平面上安场向斜核部的Ay1井、Ay4井总含气量最高，在偏向斜两翼的Ay2井、Ay3井与Ay5井较低(图 4)，测井计算也有相似的特征，含气性总体表现出从安场向斜中部向南北两端逐渐降低，从向斜核部向两翼逐渐降低的趋势。
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下载原图 图 4 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组含气量分布 Fig. 4 Gas content distribution of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
页岩储层具有低孔、低渗的特征，在自然条件下难以产出油气，需要进行大规模压裂才能形成工业产能，而脆性好的页岩有利于后期人工压裂，可有效提高页岩气的产能[27]，页岩气层可压裂性特征是影响后期压裂改造的关键因素。矿物成分是天然裂缝发育的主要内在因素，脆性矿物含量对页岩气的聚集与开发具有重要的影响[28]。脆性指数是评价页岩储层的一个重要参数，在页岩矿物成分复杂的地区，通常采用脆性指数Ⅱ进行页岩气脆性指数的计算[29]：
| $ \text { 脆性指数 }=\frac{\text { 硅质矿物含量 }+ \text { 长石含量 }+ \text { 碳酸盐矿物含量 }}{\text { 全部矿物 }} \times 100 \% $ | (1) |
经过计算，安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气层段的硅质矿物+长石+碳酸盐脆性指数为52.70%~ 76.60%，中值为64.70%，平均达到68.63%，总体较高(表 1)。龙马溪组页岩气层段的硅质矿物脆性指数显示在纵向上具有自下而上逐渐减小的趋势，S1l2小层脆性指数最高，为71.60%~76.60%，平均为74.88%；S1l3小层脆性指数为65.60%~74.00%，平均为69.83%；S1l4小层脆性指数为68.30%~72.20%，平均为70.43%。总体反映了龙马溪组下部地层具有更好的可压裂性。
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下载CSV 表 1 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组 脆性指数分层统计表 Table 1 Stratified statistics of brittleness index of Ordovi‐ cian Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline，northern Guizhou |
地应力大小及差异影响体积压裂裂缝复杂程度与压裂改造效果，现今地应力越大，缝网难度越大，在施工参数上破裂压力与施工压力就越大[30]。研究区地应力测试结果显示，最小水平主应力为36.82~63.08 MPa，平均为51.75 MPa，最大水平主应力为45.84~80.84 MPa，平均为67.35 MPa，水平地应力差异系数为0.20~0.25。综合脆性指数、应力等可压裂性特征及埋深，安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气层总体具有较好的可压裂性，且在龙马溪组下部地层具有更好的可压裂性。
3 富集主控因素 3.1 有利的沉积环境及古生产力页岩中有机质的富集受多种因素影响，包括古海洋的初级生产力、水体的氧化还原条件和陆源碎屑的输入、沉积速率等[31-33]。过渡元素V，Ni，U，Th，Sc，Co及Cr等氧化还原敏感元素通常被用来确定古水体的氧化还原条件，一般用Th/U，V(/ V+Ni)，Ni/Co，V/Cr，V/Sc等比值来表征氧化还原条件[34-35]。安场向斜五峰组—龙马溪组页岩主微量元素测试统计结果显示，Th/U值绝大多数小于2(表 2)，整体代表缺氧还原环境，五峰组底部部分样品的Th/U值位于贫氧范围内，表明黔北地区五峰组—龙马溪组沉积时期以还原环境为主，但在五峰组底部也存在贫氧环境，五峰组沉积环境由贫氧逐渐转变为缺氧还原环境，然而龙马溪组页岩沉积的过程中Th/U值变化并不显著(图 5)。五峰组V(/ V+Ni)值为0.52~ 0.82，平均为0.68，总体上指示贫氧到缺氧的沉积环境；龙马溪组V(/ V+Ni)值为0.56~0.76，平均为0.63，在空间上显示出随着龙马溪组页岩沉积深度的变小，还原程度稍微减弱。总体而言，五峰组—龙马溪组页岩沉积时期地层水体分层中等，沉积环境相对还原(图 5a)。五峰组Ni/Co的值为4.96~23.76，平均为12.89，在五峰组底部的Ni/Co值相对小于顶部，指示五峰组页岩还原程度逐渐增强的趋势；龙马溪组Ni/Co值为12.44~18.39，平均为15.05，从龙马溪组底部到顶部，Ni/Co值显示出稍加降低的趋势，指示其还原程度稍微降低。五峰组—龙马溪组页岩的Ni/Co值均指示为厌氧环境，且从深部到浅部显示出还原程度先升高、最后稍微降低的趋势(图 5b)。五峰组V/Cr值为1.24~8.56，平均为3.90，然而在五峰组底部V/Cr值则小于4.25，显示五峰组由贫氧转变为厌氧环境；龙马溪组V/Cr值为3.02~ 7.70，平均为4.42，指示为厌氧环境，龙马溪组在垂向上V/Cr值随着深度的增加具有稍微降低的现象，指示还原程度减弱。安场向斜的V/Cr值相对较低，反映沉积环境相对缺氧，同时从五峰组底部到龙马溪组顶部，沉积环境的还原程度呈先升高再降低的特征(图 5c)。五峰组V/Sc值为10.26~54.56，平均为25.09，且随着五峰组深度的逐渐变小，V/Sc值逐渐升高，代表沉积环境中的还原程度逐渐升高；龙马溪组V/Sc值为22.34~45.38，平均为31.94，且随着龙马溪组深度的逐渐变小，V/Sc值逐渐降低，代表沉积环境中的还原程度逐渐降低。以上数据均指示五峰组—龙马溪组沉积时以还原环境为主，同时从五峰组底部到龙马溪组顶部，沉积环境的还原程度呈先升高再降低的特征(图 5d)。
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下载CSV 表 2 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组微量元素数据 Table 2 Statistics of trace element of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline，northern Guizhou |
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下载原图 图 5 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩氧化还原环境的微量元素判别指标 Fig. 5 Trace element discrimination index in redox environment of shale of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
反映古生产力变化的地球化学参数TOC，SiO2-bio，Baxs(生物成因钡)，Ba/Al，Ni/Al以及Cu/Al等指示古生产力从五峰组底部向上逐渐增强，并在龙马溪组页岩沉积时期保持在较高的位置，在龙马溪组页岩的顶部区域呈微弱的下降趋势。同时氧化还原程度参数(V/Cr和U/Th)与TOC含量之间成正相关关系(图 6a，6b)，说明还原的沉积环境对于研究区五峰组—龙马溪组页岩的富集具有促进作用；五峰组—龙马溪组页岩的古生产力强度与TOC含量之间成良好的正相关关系(图 6c，6d)，表明研究区五峰组—龙马溪组页岩中古生产力的强度影响了其有机质的富集；五峰组—龙马溪组页岩陆源碎屑输入强度与TOC的相关关系并不显著(图 6e，6f), 证实陆源碎屑的输入对于页岩中有机质的差异富集影响不大；此外，稀土元素显示五峰组和龙马溪组分异程度相近，表明二者沉积速率相当[22]，沉积速率不是控制五峰组—龙马溪组页岩中有机质差异富集的主要因素。综上所述，研究区五峰组—龙马溪组页岩的氧化还原程度以及古生产力的高低对页岩中有机质的差异富集影响最明显，有利的沉积环境及古生产力为五峰组—龙马溪组页岩气富集奠定了基础。
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下载原图 图 6 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩有机质富集的影响因素分析 Fig. 6 Influencing factors of organic matter enrichment of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
页岩储层中的含气量与地质历史过程中天然气的逸散量紧密相关，而构造沉降对天然气逸散具有重要的调控作用[19, 36]。安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气保存条件复杂多样(图 7)，构造(抬升、断裂)条件、封盖性等控制了页岩气的运聚与保存。“早期小幅抬升，长期稳定沉降，后期强烈改造”的多期构造事件造成地层抬升剥蚀与挤压破裂，早志留世广泛海侵，富含笔石的五峰组—龙马溪组暗色页岩形成，伴随原生生物成因的形成，储层压力不断增大。奥陶纪末期，在加里东构造运动的挤压作用下产生了同生断裂与褶皱，该时期以地层持续沉降为主，对气体逸散影响较小，仅在局部断层发育的地方产生较大的页岩气逸散量。泥盆纪—石炭纪，广西—东吴运动的隆升和断裂作用使研究区整体隆升成陆，地层剥蚀，页岩储层中的气体部分逸散，并继而产生次生生物气，储层压力随时间呈增大的趋势。中生代早印支运动影响不明显，晚印支运动的造陆作用产生了一定规模的天然气逸散，并形成了同生古断裂、古隆起、古断陷或古裂谷等。中生代燕山运动Ⅰ期对研究区天然气逸散作用不明显，该时期地层持续沉积，页岩热演化生烃，天然气主要靠生烃膨胀向外幕式运移。燕山运动Ⅱ期与Ⅲ期的隆升剥蚀和褶皱断裂作用对研究区天然气逸散有一定影响。新生代喜马拉雅运动的隆升、褶皱冲断作用对气体逸散作用显著。
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下载原图 图 7 构造运动对安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气逸散的调控模式 Fig. 7 Regulation model of tectonic movement on shale gas escape of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline |
安场向斜断层主要集中于东、西两翼，以北东向的逆断层为主，三维地震满覆盖区域内未见明显通天断层发育。向斜核部发育数条断层，结合钻井情况，未对页岩气保存造成不利影响。向斜内部的断层对于含气性的影响并非是破坏作用，封闭性逆断层尤其是小倾角的逆断层反而有利于页岩气聚集和较高的含气表现。安场向斜五峰—龙马溪组页岩水平页理缝发育，且晚期的构造运动导致低角度裂缝和滑脱面的形成，使页岩横向渗透率大于纵向渗透率，地层倾角和埋深对于地层压力的影响比较重要，页岩地层若其侧向出露地表，由于气体横向顺层散失，气藏丰度会逐渐降低乃至彻底破坏。在安场向斜的西南部地区，其断裂很少，预测的压力系数较高，而断层出露的东北角压力系数则较低，反映了断层分布和闭合程度对地层压力的影响。该区已知钻井的埋深多数为2 000~2 500 m，仅向斜核部埋深大于2 500 m。此外，距离露头远近也可通过影响压力系数进而影响页岩气的保存，目的层距离露头的远近与压力系数呈良好的正相关性，表明距离剥蚀区的远近和地层压力密切相关，向斜构造越宽缓(倾角小)，距离剥蚀区越远，埋深就越大，页岩水平渗透率就越小，逸散方式由渗流强烈扩散逐渐过渡到深埋保存区的微弱扩散，保存条件逐渐变好，压力系数增大；安场向斜两翼地层倾角较大、埋深较小，易使储层压力降低，导致页岩含气量减少。龙马溪组上覆新滩组为一套深灰色泥岩，GR曲线呈平直状、微齿状，底部为大套灰黑色泥岩，地层厚度较大。新滩组盖层裂缝不发育，仅在Ay4井中发育一条高阻缝，倾向以北倾为主，走向以近东西向为主，倾角为38°~70°，表明新滩组在该地区作为一套良好、覆盖范围广的盖层，可阻挡气体逸散；宝塔组裂缝在Ay3井、Ay5井中不发育，Ay2井裂缝发育少，Ay1井宝塔组灰岩水平层理发育，发育高导缝和高阻缝，宝塔组可作为良好的底板封堵油气的下渗，与盖层新滩组相呼应，形成“上盖下堵”的组合。除了新滩组作为顶板盖层外，龙马溪组上段发育的大套页岩也可作为盖层封堵油气，龙马溪组上段作为盖层也具备一定的封堵能力。
4 富集模式及开发启示 4.1 富集模式在综合分析了构造特征、沉积特征、储层特征及含气性特征后，认为在“陆棚边缘、改造残留、向斜浅埋”的独特地质背景下，安场向斜页岩发育具备有机质参数优、孔缝发育、含气性好、脆性高等优势，但也伴随着地层压力低、两向应力差大等特殊性。通过对研究区页岩含气性的分析和页岩气分布规律的研究发现，页岩气的差异性聚集与分布特点明显，井间页岩气储层条件差异较大，垂向上小层储层参数变化不一，主要体现在含气量在垂向和平面上的差异分布。在平面上，向斜核部是页岩气聚集的有利位置，两翼低角度逆断层遮挡处也是页岩气有利富集部位；垂向上，从五峰组底部到龙马溪组顶部，含气性表现出先升高再降低的特征，龙马溪组越靠近龙马溪组底部，含气性就越好。影响其差异分布的主要因素是五峰组—龙马溪组页岩的氧化还原程度、古生产力的高低、构造条件、埋藏深度、顶底板与页岩气层间的接触关系以及特征。进一步总结出研究区五峰组—龙马溪组高陡型残余向斜页岩气差异富集模式，即有利沉积环境及古生产力为页岩气富集奠定了基础，良好的构造保存条件及封盖性保障了页岩储层含气性。
安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气主要富集于较大埋深的向斜轴部，分布于五峰组—龙马溪组的中下部，向斜结构内部的层内运移、差异性埋藏与剥蚀导致的流体势差驱动下的运移、历史时期生烃膨胀运移以及可能存在的地下水运移共同贡献了页岩气的扩散运移和现今分布状态(图 8)。向斜内部发育的逆断层在一定程度上有效地阻止了页岩气的侧向运移，断块之间可形成一定的页岩气聚集，在不同尺度上形成多类型的页岩气富集样式。从图 8可看到，在白垩纪达到最大埋深，干酪根与残留油裂解生成干气，生气基本结束，此后构造差异抬升，气藏进入剥蚀破坏阶段。该地区五峰组—龙马溪组普遍具有较好的顶底板条件，地下水对页岩气的影响有限，控制页岩气保存条件的关键就集中在构造改造作用方面，构造改造作用强，将导致游离气大量向剥蚀区、开启性断层和裂缝方向散失，吸附气转换为游离气同样发生逸散。安场向斜构造演化史晚期的构造改造作用强弱控制了保存条件的好坏，影响页岩含气量和游离气占比，决定了页岩气藏的富集程度。
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下载原图 图 8 黔北地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集模式 Fig. 8 Enrichment model of shale gas of Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in Anchang syncline, northern Guizhou |
在平面上，向斜核部是页岩气聚集的有利位置，两翼低角度逆断层遮挡处也是页岩气有利富集部位。在建立安场向斜五峰组—龙马溪组页岩气差异富集模式的基础上，结合研究区钻井布施情况和生产差异，进一步推断残余型向斜页岩气开发工程优化方向。认为向斜型页岩气藏在盆内、盆外均有分布，但埋深、物性、保存等地质条件差异大，研究区残留向斜型页岩气藏位于盆地外，目的层四周出露地表，页岩气发生较长时期的顺层扩散与渗流，具有向斜中心明显富集的特点，但是盆内(尤其两翼)广泛发育的逆断层使侧向运移一定程度上受限，从而促成较高的含气量与较高的游离气与吸附气之比。受历史时期构造抬升剥蚀影响，研究区五峰组—龙马溪组埋深普遍小于3 000 m，燕山期以来的强烈挤压应力作用，致使向斜两翼到核部的两向应力差增大，抬升过程中向斜翼部应力释放，广泛发育大小裂缝，尤其水平缝、斜交缝较多，在压裂时人造缝横向延伸受限，不易形成复杂缝网。研究区目的储层压力系数较小，资源丰度中等—低，单井产量较低。综合判断距离出露区越远，埋深越大，单井压力系数就越大，测试产量相对就越高，同时压裂施工难度增大，破裂压力和施工压力增高，这与实际压裂情况一致。
除了残留向斜的典型特征外，安场向斜还具有逆断层广泛发育的特征，下盘目的层与上盘致密隔层对接，受逆断层侧向封堵，页岩气滞留于下盘，可形成一定聚集规模，且逆断层下盘经历了燕山早期NW—SE向挤压和燕山晚期SN向走滑作用，形成多期天然缝网交切切割，节理发育，孔渗性较好，利于压裂形成复杂网缝。因此，就研究区页岩气井工程优化方向而言，井位部署应优先考虑“宽、缓、深”的核心部位，其次为缓翼，陡翼慎重。
5 结论(1) 四川盆地外缘残余向斜受多期次构造运动的改造，具有“残留改造，向斜浅埋”的特征，黔北正安地区五峰—龙马溪组属于深水陆棚—浅水陆棚相过渡沉积环境，其优质页岩厚度为17.0~24.0 m，厚度呈向北增大的趋势。岩性主要为硅质页岩与硅质岩，TOC值为0.34%~6.65%，平均为3.69%，纵向上自下而上总体呈先增大后减小的趋势，纵向上S1l2小层有机质丰度最高，平均TOC值为4.72%。平面上向斜轴部的TOC含量较高，呈环带状向四周降低。孔隙类型主要包括有机孔隙及粒间孔、粒内溶孔、晶间孔等无机孔隙与页理缝和构造缝及微裂缝等。
(2) 研究区五峰组—龙马溪组岩心含气的质量体积为1.6~6.2 m3/t，平均为3.9 m3/t，现场解吸气的质量体积为0.70~3.10 m3/t，平均为1.42 m3/t。纵向上随着深度的增加总含气量不断增加，在龙马溪组的底部达到最大，平面上在向斜核部总含气量最高，往向斜两翼含气性逐渐降低。脆性指数为52.70%~76.60%，平均为68.63%；龙马溪组在纵向上具有自下而上逐渐减小的趋势，S1l2小层矿物脆性指数最高，为71.60%~76.60%，平均为74.88%，具有较好的可压裂性。
(3) 研究区五峰组—龙马溪组页岩的氧化还原程度以及古生产力的高低对页岩中有机质的差异富集的影响最大，有利的沉积环境及古生产力为页岩气富集奠定了基础。同时构造运动、断裂、埋藏深度、顶底板等构造条件及封盖性保障了页岩储层的含气性。类似于安场向斜这类残余向斜，其核部是页岩气聚集的有利位置，两翼低角度逆断层遮挡处也是页岩气有利富集部位。井位部署应优先考虑“宽、缓、深”的核心部位，其次为缓翼，陡翼慎重。
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