川中侏羅系自流井組大安寨段頁巖油儲層特征及其勘探啟示

洪海濤,路俊剛,秦春雨,張少敏,張 芮,周易鑫,肖正錄,周紅飛,韓璐媛

1.中國石油 西南油氣田分公司 勘探開發研究院,成都 610051;2.西南石油大學 油氣地質及開發工程全國重點實驗室,成都 610500;3.西南石油大學 天然氣地質四川省重點實驗室,成都 610500;4.西南石油大學 地球科學與技術學院,成都 610500

頁巖油作為非常規油氣的重要組成部分,在保障國家能源安全方面扮演著愈發重要的角色。中國頁巖油資源豐富,可采資源量僅次于俄羅斯和美國,是現階段最具現實意義的接替資源[1]。近年來,隨著頁巖油勘探開發技術的不斷進步,我國在頁巖油勘探開發領域不斷取得突破。松遼盆地古龍凹陷青山口組古頁1、英頁1以及古頁2HC等重點井均實現了高產、穩產油流[2]。鄂爾多斯盆地慶城油田2021年在三疊系延長組的頁巖油產量達到了1.31×106t[3]。渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔二段已經獲得多口日產油穩定在80 t以上的油井[4]。

四川盆地侏羅系頁巖層系成熟度較高,氣油比較大,頁巖脆性較高,頁巖油的流動性較強,具有良好的頁巖油開發條件,一直寄希望于取得勘探突破。其中,又屬自流井組大安寨段頁巖層系有機碳含量相對最高,頁巖厚度最大,湖盆沉積范圍最廣,被認為是四川盆地侏羅系最有利的頁巖油開發層位[5]。截至目前,四川盆地侏羅系頁巖油勘探已經取得了一些進展。位于儀隴—平昌地區的平安1井在侏羅系涼高山組頁巖獲得日產油112.8 m3、日產氣11.45×104m3的高產油氣流[6]。位于四川盆地涪陵北部拔山寺向斜的泰頁1井,在侏羅系涼高山組取得了日產氣7.5×104m3、日產油9.8 m3的突破[7];涪頁10HF井在東岳廟段也取得了日產氣5.58×104m3、日產油17.6 m3的重大突破[8]。然而,被認為是四川盆地侏羅系最有利的頁巖油開發對象的大安寨段[9]一直未獲得顯著突破。近年來,學者們已經對川中地區大安寨段的巖相類型和儲層特征進行了一系列的研究[10],在頁巖油儲層微觀孔喉方面取得了大量的認識[11],但缺少對其宏觀層面的定量表征,導致不同巖相的儲集性不明,嚴重制約了頁巖油的勘探與開發進程。

基于此,本文對不同巖相頁巖的儲集性開展綜合研究,并對頁巖油的賦存空間和含油性進行定性與定量表征,從而深化對川中侏羅系大安寨段頁巖油儲層的認識,以期指導頁巖油的勘探開發。

1 研究區概況

四川盆地整體上近似菱形,四周從北部順時針依次被米倉山、大巴山、齊岳山、大婁山、大涼山、龍門山包圍[12]。四川盆地由6個構造單元構成,分別是川北坳陷、川東高陡構造帶、川東南低陡構造帶、川西南平緩構造帶、川西坳陷及位于盆地中部的川中隆起。研究區位于四川盆地中部,屬于川中油氣區,區域構造位置隸屬于四川盆地“川中古隆中斜平緩構造帶”及“川北古中坳陷低緩帶”的東部,夾于成都和重慶之間(圖1a)。

圖1 四川盆地構造單元劃分、研究區位置(a)及侏羅系自流井組大安寨段地層特征(b)據參考文獻[13]修改。

四川盆地下侏羅統自流井組大安寨段可以分為3個亞段,從下至上分別命名為大三、大二、大一亞段;又可將大二亞段分為大二a、大二b、大二c3個小層。其中大三亞段厚度約5～12 m,頂部和底部發育厚層介殼灰巖,中間夾有黑色頁巖,屬于淺湖沉積;大二亞段厚度約為40～60 m,巖性為厚層黑色頁巖以及頁巖與泥質介殼灰巖的薄互層,屬于半深湖沉積;大一亞段厚度約20～35 m,主要發育厚層介殼灰巖,其間夾有薄層頁巖,為淺湖沉積[13](圖1b)。

2 巖相類型及其特征

目前,對于川中大安寨段頁巖巖相類型的研究已經取得了一系列的進展,學者們認為主要發育黏土質頁巖、粉砂質黏土質頁巖、黏土質粉砂質頁巖、黏土質介殼灰質頁巖、介殼灰質黏土質頁巖和泥質粉砂巖等6類巖相[10]。本文以前人對大安寨段巖相劃分為基礎,通過巖心宏觀觀察及顯微薄片鏡下鑒定,并且結合沉積構造特征,將大安寨段劃分為塊狀(泥質)介殼灰巖(圖2a,b)、紋層狀含介殼頁巖(圖2c)、層狀介殼頁巖(圖2d)、塊狀含介殼黏土質頁巖(圖2e)、頁理狀含粉砂黏土質頁巖(圖2f)、層狀泥質介殼灰巖(圖2g)共6種主要巖相類型。在顯微鏡下,塊狀介殼灰巖主要由亮晶方解石構成(圖2h),而塊狀泥質介殼灰巖主要由泥晶方解石構成(圖2i);塊狀含介殼頁巖中破碎的介殼呈間斷性分布(圖2n);層狀介殼頁巖中泥質和灰質條帶相隔發育(圖2j),部分方解石條帶在鏡下呈疊椎構造(圖2k);紋層狀含介殼頁巖中介殼定向排列,殼形完整、殼體較小,與泥質條帶間隔發育(圖2l);頁理狀含粉砂黏土質頁巖中介殼含量極少(圖2m),增加曝光強度后可見明顯的層理結構(圖2o)。

圖2 川中侏羅系自流井組大安寨段典型巖性特征

3 頁巖儲集空間類型

川中大安寨段頁巖層系巖相復雜、儲層非均質性強,孔隙類型、大小和形態等特征在空間上變化很大。掃描電鏡觀察結果顯示,不同巖相孔隙結構特征差距明顯(圖3)。根據LOUCKS等[14]對成熟—高成熟頁巖樣品的孔隙分類方案,將大安寨段頁巖層系中的孔隙類型劃分為粒間孔、粒內孔和微裂縫3個大類,并對各類孔隙圓度、伸長率、面積、周長、孔徑等特征進行統計分析(表1)。

表1 川中侏羅系自流井組大安寨段頁巖孔隙類型及形態特征

圖3 川中侏羅系自流井組大安寨段頁巖儲集空間類型

3.1 粒內孔

川中大安寨段頁巖粒內孔包括有機質孔、黃鐵礦晶間孔、黏土粒內孔。有機質孔呈長條狀或不規則狀(圖3h),多發育在無定形瀝青質體中,圓度中等(平均0.37),孔隙伸長率中等(平均3.49),孔面積較大(平均1.37 μm2),周長較大(平均5.09 μm),孔徑介于0.5～10μm之間。黃鐵礦晶間孔呈三角形狀(圖3i),在黃鐵礦形成的集合體中發育較多,孔隙形態較為規則,圓度較高(平均0.41),孔隙伸長率較低(平均3.43),孔面積中等(平均1.09 μm2),周長中等(平均4.78 μm),孔徑介于0.2～5 μm之間。黏土礦物粒內孔形態復雜,呈近板狀或不規則狀(圖3a),在黏土礦物之間發育較多,圓度較低(平均0.31),孔隙伸長率較高(平均4.44),孔面積較小(平均0.66 μm2),孔徑介于0.5～5 μm之間。

3.2 粒間孔

川中大安寨段頁巖粒間孔包括石英粒間孔、方解石晶間孔、有機質邊緣孔。石英粒間孔的形態較為規則(圖3f),孔圓度較高(平均0.54),伸長率較低(平均2.10),孔隙較大,平均孔面積達到5.87 μm2,孔徑分布在0.2～10 μm之間。方解石晶間孔形成于方解石晶體間,形態較為規則,均質性較強(圖3c),孔圓度中等(平均0.46),伸長率中等(平均2.59),但孔隙較小,平均孔面積為0.83 μm2,孔徑分布在0.5～5 μm之間。有機質邊緣孔發育于有機質的邊緣,是由于有機質的收縮而形成的“收縮縫”,整體上呈長條狀(圖3g-h),其圓度較低(平均0.16),平均伸長率達到9.08,但是孔隙較大,平均孔面積可達5.58 μm2,孔徑可達20 μm。

3.3 微裂縫

大安寨段頁巖中的微裂縫可以分為兩種:一種是沉積層理縫(圖3b),它的特點是切穿多個礦物顆粒,在頁巖中較為發育,延伸遠且跨度長,是頁巖油賦存和流動的主要空間;另一種是成巖縫(圖3e,d),此類裂縫的縫寬較大,連續性較好,其延伸長度受碳酸鹽礦物的長度控制,發育在碳酸鹽礦物(如介殼)和黏土礦物之間?？傮w上,微裂縫呈長條狀分布,圓度差,伸長率極高,孔面積大,孔徑分布在20～220 μm之間,是頁巖儲層中有利的儲集空間類型。

大安寨段頁巖的儲集空間類型以黏土礦物粒內孔為主,其孔徑小,但數量多,連通性較好?；規r中發育的方解石晶間孔的孔徑雖大,但孔隙之間相互獨立,連通性較差。有機質孔和溶蝕孔欠發育,微裂縫構成了頁巖油的有效滲流通道。

4 頁巖油儲層特征

4.1 頁巖儲集空間定量表征

隨著近年來頁巖油氣勘探開發技術的不斷突破,表征頁巖孔徑的實驗方法得到了豐富[15-16]。目前表征頁巖孔徑的實驗方法較多,如掃描電鏡、原子力顯微鏡、高壓壓汞、N2吸附、CO2吸附、小角散射、核磁共振等[16-17],但各種方法皆有其優缺點。為了獲得頁巖儲層全孔徑分布特征,需要將多種方法結合起來。目前常用的全孔徑表征方法有兩種:一種是利用CO2吸附、N2吸附和高壓壓汞聯合表征頁巖全孔徑,其中CO2吸附用于表征微孔、N2吸附用于表征介孔、高壓壓汞用于表征宏孔[18];另一種方法是利用核磁共振T2譜特征來表征頁巖的全孔徑分布,但此種方法需要進行T2值與孔徑之間的聯合標定[19]。鑒于核磁共振能夠避免不同實驗聯合表征頁巖孔徑時的誤差缺陷,本文采用后者對川中大安寨段頁巖儲層進行定量表征。

4.1.1 高壓壓汞實驗

高壓壓汞實驗是目前研究頁巖孔隙結構、孔徑分布廣泛使用的方法,高壓壓汞實驗能夠獲得較寬的孔徑分布范圍,可用來準確地刻畫頁巖的儲集空間分布特征[19-20]。選擇5塊大安寨段不同巖相樣品做高壓壓汞實驗。通過對比5種巖相的高壓壓汞數據(表2)、高壓壓汞進汞曲線及孔徑分布曲線(圖4),發現頁理狀含粉砂黏土質頁巖的門檻壓力最大(0.089 4 MPa),孔隙連通性較差;其次是層狀介殼頁巖(0.039 2 MPa)、塊狀含介殼黏土質頁巖(0.023 6 MPa)和塊狀介殼灰巖(0.023 3 MPa),孔隙連通性中等;紋層狀含介殼頁巖的門檻壓力最小(0.004 6 MPa),孔隙連通性最好。

表2 川中侏羅系自流井組大安寨段不同巖相頁巖(塊狀樣品)高壓壓汞實驗數據統計

圖4 川中侏羅系自流井組大安寨段不同巖相塊狀樣品高壓壓汞進汞曲線及孔徑分布

但是從總孔體積來看,平均孔徑最大的兩者分別為塊狀介殼灰巖(651.970 nm)和層狀介殼頁巖(205.430 nm),但它們的進汞量(0.005 mL/g與0.008 mL/g)、孔隙度(1.401%與1.951%)、總孔體積(0.005 mL/g與0.008 mL/g)和比表面積(0.033 m2/g與0.145 m2/g)反而最小;頁理狀含粉砂黏土質頁巖擁有最大的進汞量(0.033 mL/g)、孔隙度(7.680%)、總孔體積(0.033 mL/g)和比表面積(8.254 m2/g);紋層狀含介殼頁巖與塊狀含介殼黏土質頁巖介于上述兩者之間。

4.1.2 核磁共振實驗

核磁共振被認為具有頁巖全孔徑表征的優勢。核磁共振弛豫時間可以指示頁巖的孔徑大小,長弛豫時間對應大孔徑,短弛豫時間對應小孔徑,所以頁巖孔徑特征可以利用頁巖飽和水核磁共振T2譜中峰的個數、信號強度和所處位置來反映[21-22]。

大安寨段頁巖層系中各巖相飽和水后核磁共振T2譜均呈現出3個峰形態(從前到后分別命名為P1、P2和P3)(圖5),表明頁巖孔徑分布較為復雜?？傮w上,P1峰處于T2<8 ms范圍內,P2峰處在8 ms

圖5 川中LA1井侏羅系自流井組大安寨段頁巖層系不同巖相飽和水核磁共振T2譜圖

通過將核磁共振T2譜與高壓壓汞孔徑分布曲線進行比對,建立T2時間與孔徑大小的定量關系,并統計不同巖相中微小孔、中孔和大孔體積的相對占比(圖6)。塊狀(泥質)介殼灰巖、層狀泥質介殼灰巖和層狀介殼頁巖的大孔含量較高,平均占比達到75%以上;而微小孔和中孔的含量較低,平均占比小于25%,這與介殼灰巖主要發育介殼邊緣縫或破裂縫、很少發育粒內孔和基質孔有關。紋層狀含介殼頁巖和塊狀含介殼黏土質頁巖的微小孔和中孔含量增加,占比達到35%以上;大孔含量相應減小。頁理狀含粉砂黏土質頁巖的中微小孔含量較高,占比達到80%;而大孔的含量較低,占比小于20%。

圖6 川中侏羅系自流井組大安寨段不同巖相核磁共振孔隙體積相對占比統計

統計不同巖相各類孔隙的峰面積(圖7),發現頁理狀含粉砂黏土質頁巖、層狀介殼頁巖和紋層狀含介殼頁巖中各類孔隙的總孔隙體積較高,而塊狀含介殼頁巖、層狀泥質介殼灰巖、塊狀(泥質)介殼灰巖中各類孔隙的總孔隙體積較小,證明隨著紋層的增加和泥質含量的增加,頁巖總孔隙體積逐漸變大。統計大安寨段巖石礦物組分與孔隙度之間的關系(圖8),結果顯示巖石孔隙度與黏土質含量呈正比,與鈣質含量呈反比,表明黏土礦物基質孔是大安寨段頁巖主要的儲集空間類型。

圖7 川中侏羅系自流井組大安寨段不同巖相核磁共振峰面積統計

圖8 川中侏羅系自流井組大安寨段頁巖層系巖石礦物組成與孔隙度之間的關系

結合高壓壓汞實驗與核磁共振實驗結果,分析認為川中大安寨段不同巖相孔徑分布存在明顯差異,且隨著紋層的增加(塊狀—層狀—紋層狀—頁理狀)和泥質含量的增加(介殼灰巖—泥質介殼灰巖—介殼頁巖—含介殼頁巖—頁巖),頁巖的孔徑逐漸減小,但總孔隙體積和連通孔體積逐漸變大。

4.2 不同巖相含油性與賦存空間

刻畫頁巖儲層中原油的賦存空間,有助于識別頁巖油富集的巖相。通過熒光顯微鏡觀察,發現大安寨段各類巖相均有強烈的熒光顯示,但原油的賦存空間不同(圖9)。塊狀介殼灰巖中的生物殼體熒光顯示較弱(圖9a),含油性較差,原油主要賦存在介殼破裂縫和介殼邊緣縫(圖9b)中;層狀介殼頁巖中原油主要賦存在介殼破碎縫(圖9c)和泥巖基質孔(圖9d)中;紋層狀含介殼頁巖原油主要賦存在微裂縫和基質孔中(圖9e);頁理狀含粉砂黏土質頁巖原油主要賦存在微裂縫中(圖9f)。對比不同巖相的熒光照片,發現隨著泥質含量的增加,熒光顯示減弱,這與熒光顯微鏡能夠識別的孔隙較為局限有關。熒光顯示強烈的地方多集中在微裂縫中,證明微裂縫可以改善儲層的物性,有利于頁巖油的可動性。

圖9 川中侏羅系自流井組大安寨段各類巖相典型的單偏光照片及其對應的熒光照片

含油性評價是頁巖油研究的關鍵要素之一,頁巖層系的含油性高低直接決定了目的層中頁巖油的開采潛力。熱解參數游離油S1值和氯仿瀝青“A”含量是表征頁巖油含油量的2個重要參數,其值越高,代表頁巖的含油性越好[24-25]。

前人對川中龍安1井和仁安1井大安寨段頁巖樣品的熱解數據進行過統計,認為大安寨段含油性總體較差,S1值介于0.03～3.22 mg/g之間,平均值為0.85 mg/g[11]。本次統計結果顯示,川中大安寨段頁巖層系的含油性中等,S1值分布于0～9.47 mg/g之間,平均值為1.31 mg/g,氯仿瀝青“A”分布于0.01%～0.89%之間,平均值為0.23%。分類統計不同巖相的S1值和氯仿瀝青“A”值結果顯示,不同巖相的含油性差距較大(圖10):頁理狀含粉砂黏土質頁巖S1值與氯仿瀝青“A”含量較高,分別可達到2.37 mg/g和0.42%;塊狀含介殼黏土質頁巖和紋層狀含介殼頁巖的含油性次之,S1平均值分別達到1.65 mg/g和1.82 mg/g,氯仿瀝青“A”平均值分別達到0.31%和0.28%;層狀介殼頁巖和層狀泥質介殼灰巖含油性較低,S1平均值分別為1.12 mg/g和0.58 mg/g,氯仿瀝青“A”平均值分別為0.22%和0.12%;塊狀(泥質)介殼灰巖S1平均值和氯仿瀝青“A”平均值僅為0.16 mg/g和0.03%,為6類巖相中最小。

圖10 川中侏羅系自流井組大安寨段不同巖相S1值和氯仿瀝青“A”含量交會圖

5 頁巖油勘探啟示

上文對不同巖相中原油賦存空間的定性及定量表征發現,頁理狀和紋層狀頁巖發育有大量的微裂縫和連通孔,這些孔縫構成了頁巖油主要富集與流動的空間,導致其物性優于介殼灰巖。熱解S1和氯仿瀝青“A”值亦顯示頁巖的含油性優于介殼灰巖。為了明確不同巖相中頁巖油的豐度和可采性,對比評價不同巖相的含油性指數OSI[OSI=S1/w(TOC)]。

大安寨段頁巖層系TOC含量較低,但其OSI值較高,平均值為95.0 mg/g,證明頁巖的烴轉化率較高,整體可采性較好,這與前人的認識一致[11]。

不同巖相的OSI指數相差較大,其中頁理狀含粉砂黏土質頁巖的OSI值最大,平均值達到100.1 mg/g;其次為紋層狀含介殼頁巖,OSI平均值為98.2mg/g;其他巖相的OSI值較小,低于70 mg/g。OSI用來指示頁巖儲層的含油性與可采性,可分別以25、50、75、100 mg/g為界,將頁巖儲層劃分為低含油層、中含油層、高含油層、優質含油層和商業含油層,并且OSI值越高,頁巖儲層的可采性越強[25-27]。從上述結果可知,頁理狀含粉砂黏土質頁巖和紋層狀含介殼頁巖的可采性相對較好,這與前人研究認為大安寨段富有機質頁巖段含油性好相吻合[11]。

綜合巖相、儲層和含油性的研究結果,認為大安寨段發育的主要巖相中,頁理狀含粉砂黏土質頁巖和紋層狀含介殼頁巖總進汞量較大、總孔體積較大、連通孔體積較高、熱解參數S1和氯仿瀝青“A”值較大,含油飽和度指數較高,指示其儲集性與含油性較好。因此,頁理狀含粉砂黏土質頁巖和紋層狀含介殼頁巖組成的巖相組合可作為大安寨段頁巖油的重點勘探對象。近期,在大安寨段富有機質、高孔隙度、高S1值的黑色頁巖段有多口井出油氣(如龍安1井、龍淺2井、秋林19井),是對這一觀點的有力佐證[5]。

6 結論

(1)川中大安寨段主要發育塊狀(泥質)介殼灰巖、層狀泥質介殼灰巖、層狀介殼頁巖、紋層狀含介殼頁巖、塊狀含介殼黏土質頁巖、頁理狀含粉砂黏土質頁巖6類巖相。黏土礦物粒內孔是最主要的儲集空間類型,有機質孔和溶蝕孔欠發育,微裂縫構成了頁巖油的有效滲流通道。

(2)川中大安寨段頁巖層系不同巖相微小孔、中孔和大孔均有發育。隨著灰質含量的減少、泥質含量的增加,頁巖的孔徑逐漸減小,但總孔體積和總連通孔體積逐漸增大。隨著紋層數量的增多,頁巖層系核磁共振T2譜圖信號增強,總孔體積逐漸變大,這導致頁巖物性遠優于介殼灰巖。

(3)川中大安寨段頁巖層系的熒光顯示集中在介殼破裂縫等微裂縫中,頁理狀含粉砂黏土質頁巖和紋層狀含介殼頁巖的儲集性較好、含油性較高、可采性好,兩者構成的巖相組合可以作為大安寨段頁巖油的重點勘探對象。

致謝:本文在撰寫過程中審稿專家提出許多寶貴意見,在此致以衷心感謝!

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’Contributions

洪海濤、路俊剛參與實驗設計與論文撰寫;肖正錄、周易鑫參與實驗操作與數據解釋;秦春雨、張少敏、張芮、周紅飛、韓璐媛參與數據整理與繪圖。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

HONG Haitao and LU Jungang participated in experimental design and paper writing. XIAO Zhenglu and ZHOU Yixin participated in experimental operations and data interpretation. QIN Chunyu, ZHANG Shaomin, ZHANG Rui, ZHOU Hongfei and HAN Luyuan participated in data organization and diagram drawing. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.