鄂西来凤地区上奥陶统—下志留统龙马溪组富有机质页岩储层特征——以龙潭坪剖面为例

王 登, 余江浩, 李雄伟, 吴 龙, 徐海洋

(1.湖北省地质调查院,湖北 武汉 430034; 2.湖北省地质局 第八地质大队,湖北 襄阳 441002)

鄂西来凤地区上奥陶统—下志留统龙马溪组富有机质页岩储层特征
——以龙潭坪剖面为例

王 登1, 余江浩1, 李雄伟1, 吴 龙1, 徐海洋2

(1.湖北省地质调查院,湖北 武汉 430034; 2.湖北省地质局 第八地质大队,湖北 襄阳 441002)

在野外观测的基础上,通过薄片鉴定、地球化学分析、X-衍射分析、物性测量、扫描电镜观察和等温吸附模拟等多种方法,对鄂西来凤地区龙潭坪剖面龙马溪组富有机质页岩储层特征进行研究。研究表明,龙潭坪龙马溪组富有机质页岩厚度较大,达51.8 m,有机碳含量高,介于0.80%～6.55%,平均值为2.70%,热演化程度高,处于高—过成熟阶段;脆性矿物含量丰富,平均值为59.0%;多种孔隙类型及裂缝发育;等温吸附实验表明吸附气量为1.83～3.54 m3/t,平均值为2.68 m3/t,气体吸附能力强。综合认为,鄂西来凤地区龙马溪组富有机质页岩储层条件好,具有良好的页岩气勘探前景。

来凤地区;龙马溪组;页岩;储层特征;页岩气

页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中,以吸附和游离态为主要存在方式的一种非常规天然气[1-9]。

龙马溪组富有机质泥页岩是上扬子地区下古生界主力烃源岩之一,具有厚度大、分布广的特点[10-13]。渝页1井、宁201井、来地1井等的钻探已经证实龙马溪组泥页岩具有很好的页岩气显示或工业气流发现,其中宁201井所在的长宁区块现已成为中国页岩气商业开发示范区之一,勘探潜力巨大[12-13]。本文在野外露头剖面观测的基础上,从泥页岩厚度、有机碳含量、矿物组成和物性等多方面对龙潭坪剖面龙马溪组页岩储层特征进行深入分析,以期为该区下一步页岩气勘探提供依据。

1 剖面地质特征

龙潭坪剖面位于恩施州来凤县大河镇,在大地构造背景上属于上扬子地块的宜都—鹤峰复背斜带两河口向斜西翼(图1)。剖面地层自下而上依次为上奥陶统宝塔组、上奥陶统—下志留统龙马溪组和下志留统新滩组,其中龙马溪组出露完整,顶底界面清晰。龙马溪组采用《湖北省岩石地层》[14]所述定义,是指整合于宝塔组瘤状灰岩之上,新滩组黄绿色页岩之下的一套富含笔石的黑色页岩、炭质页岩、硅质页岩,包括俗称的五峰组与原龙马溪组黑色页岩段之和。根据剖面和镜下薄片观察结果,可将本剖面龙马溪组泥页岩划分为3种岩相类型,即页岩、粉砂质页岩、硅质页岩。整条剖面龙马溪组岩性自下而上呈现粉砂含量增加的趋势,水平层理和黄铁矿特别发育,笔石化石丰富,为一套深水陆棚环境沉积物(图2)。

图1 龙潭坪剖面构造位置简图Fig.1 Diagram of structure location in Longtanping section1.断层;2.构造线;3.地名;4.剖面位置。

图2 鄂西来凤龙潭坪剖面龙马溪组沉积相综合柱状图Fig.2 Synthesis histogram of Longmaxi Formation of Laifeng Longtanping section in western Hubei1.瘤状灰岩;2.硅质页岩;3.炭质页岩;4.粉砂质页岩;5.页岩。

2 有机地化特征

2.1 有机碳含量

龙潭坪剖面龙马溪组页岩厚度较大,连续性好,达51.8 m(图2);整体TOC含量较高,介于0.80%～6.55%,平均值2.70%(图3),TOC含量>2%的样品占70%以上,TOC含量>2%的页岩厚度达29.9 m,表明龙马溪组页岩具有良好的生烃物质基础。该剖面龙马溪组灰黑色页岩TOC含量具有明显的纵向向上降低的特征,即中下部灰黑色页岩TOC含量相对较高,TOC介于2.45%～6.55%,平均值3.47%,而上部灰黑色页岩相对较低,介于0.80%～2.19%,平均值1.54%。这一变化特征与沉积相及古水深变化一致,即中下部深水陆棚相页岩有机碳含量较高,向上水深逐渐变浅,过渡到浅水陆棚相页岩,其有机碳含量有降低趋势,反映了深水陆棚相与有机碳含量呈明显正相关,也揭示了深水陆棚相是富有机质泥页岩发育的有利相带规律。

2.2 有机质热演化程度

下古生界缺乏来源于高等植物的标准镜质组[15],本次采集的下古生界样品富含沥青,采用换算等效镜质体反射率评价成熟度。本次实测的龙潭坪剖面龙马溪组页岩样品Ro值整体较高(图3),介于2.06%～3.05%,平均值2.63%,达到高—过成熟阶段,都已进入生气阶段,有利于页岩气的生成。

3 储层特征

3.1 矿物组成特征

龙潭坪剖面页岩样品的全岩X衍射分析表明,龙马溪组富有机质页岩中粘土矿物含量介于38.0%～44.0%,平均含量为41.0%(图4);脆性矿物含量为56.0%～62.0%,平均含量为59.0%。脆性矿物中,石英含量最高,介于83.93%～88.71%,平均含量为86.92%,其次为钾长石和钠长石,未见碳酸盐岩矿物,微含黄铁矿。北美Barnett页岩脆性矿物含量一般在40.0%～60.0%,粘土矿物较少[16]。与之相比,龙潭坪剖面龙马溪组页岩在脆性矿物含量上与Barnett页岩相似,高含量的脆性矿物有利于后期的压裂改造。

图3 龙潭坪剖面龙马溪组页岩地球化学和物性特征Fig.3 Geochemical and physical properties of Longmaxi Formation shale in Longtanping section

图4 龙潭坪剖面龙马溪组页岩矿物组成Fig.4 Mineral composition of Shale in Longmaxi Formation in Longtanping section

3.2 页岩物性特征

根据龙潭坪剖面所取9个样品统计结果表明,龙马溪组页岩样品孔隙度介于1.23%～2.87%,平均值为1.94%(图3,图5);渗透率介于0.19×10-3～1.62×10-3μm2,平均值为0.598×10-3μm2;密度2.55～2.57 g/m3,平均值为2.56 g/m3。表明龙潭坪剖面页岩基质孔隙发育,具有一定的储、渗能力。

3.3 孔隙类型

扫描电镜结果分析表明,龙潭坪剖面龙马溪组页岩主要发育粒间孔、粒内溶孔、有机质孔和微裂缝4种类型。其中,粒间孔主要包括粘土颗粒间孔隙,一般为100～400 nm不等(图6-a);粒内溶孔主要包括石英溶孔、钾长石溶孔和钠长石溶孔,一般为50～400 nm,也有个别达1～1.5 μm(图6-a、c、d);有机质孔隙一般为200 nm左右(图6-e);微裂缝主要有有机质与粘土颗粒间裂缝,石英颗粒内裂缝宽度一般在20 nm左右,大者可达0.8 μm(图6-f)。

图5 龙潭坪剖面龙马溪组孔隙度和渗透率分布频率Fig.5 Porosity and permeability distribution frequency of Longmaxi Formation in Longtanping section

4 含气性特征

页岩含气性直接决定页岩气资源潜力,主要包括页岩储层中的吸附气、游离气和溶解气等[17-20]。研究区钻遇龙马溪组页岩的钻井较多,见不同程度的页岩气显示,花果坪复向斜带上的H2井龙马溪组气测产气量3.0 m3/d,完井40余年井口仍见天然气不断冒出;LD2井在钻进过程中见明显的气侵现象,现场解吸气总含量平均为1.72 m3/t。以上钻井气显示表明研究区龙马溪组页岩存在天然气,本文通过等温吸附实验进一步表征其含气性特征。分析结果表明(图7),龙马溪组模拟的吸附气量介于1.83～3.54 m3/t,平均值2.68 m3/t,吸附气含量较高,吸附能力较强。

图6 龙潭坪剖面龙马溪组富有机质页岩孔隙特征Fig.6 Pore characteristics of organic-rich shale of Longmaxi Formation in Longtanping section

图7 龙潭坪剖面泥页岩样品等温吸附实验结果Fig.7 Isothermal adsorption test results of mudstone and shale samples in Longtanping Section

5 结论

(1) 龙潭坪剖面龙马溪组富有机质页岩具有厚度大、连续性好的特点。其厚度为51.8 m,其中TOC含量>2%的优质页岩厚度达29.9 m。

(2) 龙潭坪剖面龙马溪组灰黑色页岩具有有机碳含量高、成熟度高等特点。TOC含量介于0.80%～6.55%,平均值2.70%;Ro值介于2.06～3.05%,平均值2.63%,处于高—过成熟阶段,生气条件好。

(3) 龙潭坪剖面龙马溪组页岩储层较好。其脆性矿物含量丰富,介于56.0%～62.0%,有利于后期储层改造;孔隙度介于1.23%～2.87%,平均值为1.94%;多种孔隙类型和裂缝发育,具有良好的页岩气储集空间。同时,其吸附能力较强,等温吸附气含量介于1.83～3.54 m3/t。综合研究认为鄂西来凤地区龙马溪组页岩储集条件良好,具有良好的页岩气勘探前景。

致谢:本文在撰写过程中得到了刘早学、邱艳生教授级高级工程师的指导和帮助,在此谨表衷心感谢！

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(责任编辑：陈姣霞)

Characteristics of Organic-rich Shale Reservoir in the Upper Ordovician-LowerSilurian Longmaxi Formation of Laifeng Area in Western Hubei Province:Taking Longtanping Section as an Example

WANG Deng1, YU Jianghao1, LI Xiongwei1, WU Long1, XU Haiyang2

(1.HubeiGeologicalSurvey,WuhanHubei430034; 2.EighthGeologicalBrigadeofHubeiGeolgogicalBureau,Xiangyang,Hubei441002)

Based on the field observation,thin section identification,geochemical analysis,X-diffraction analysis,physical property measurement,scanning electron microscope,the isothermal adsorption simulation and other methods are adopted,the characteristics of organic-rich shale in Longmaxi Formation of Laifeng Longtanping section in western Hubei are studied. Research shows that the Longmaxi Formation organic-rich shale has relatively high thickness,with an value of 51.8 m,and the organic carbon content range from 0.8% to 6.55%,with an average value of 2.70%. The thermal evolution degree is in high-over mature stage. The brittle mineral content is abundant with an average value of 59%. Several types of pores and fissure are present in the shale. The adsorption isotherm experiments show that the adsorbed gas in shale range from 1.83 m3/t to 3.54 m3/t with an average value of 2.68 m3/t,which means the gas has strong adsorption capacity. It is considered that shale reservoir conditions of Longmaxi Formation in this area are good,in which has a good exploration prospects.

Laifeng area; Longmaxi Formation; shale; reservoir characteristics; shale gas

2016-09-28;改回日期:2017-01-05

“中南地区页岩气资源调查评价”项目下设子项目(编号:12120114049901)。

王登(1987-),男,工程师,矿产普查与勘探专业,从事页岩气地质调查与勘探工作。E-mail:w362311767@126.com

TE132.2

A

1671-1211(2017)03-0295-05

10.16536/j.cnki.issn.1671-1211.2017.03.012

数字出版网址:http://www.cnki.net/kcms/detail/42.1736.X.20170517.1757.036.html 数字出版日期:2017-05-17 17:57