湖南保靖区块龙马溪组页岩气成藏地质因素分析

0 引 言

我国页岩气资源丰富,探明地质储量高达5 441.29×10⁸ m³,2011年将其列为国家第172种新独立矿种以来^[1],中石油、中石化、延长石油等在四川、重庆、云南、陕北等区域相继发现页岩气工业气流,建立了涪陵、长宁、威远、昭通、富顺-永川、延安六个页岩气国家级示范区,页岩气产量逐年增加,2018年达到108.81×10⁸ m³ 。湘西北页岩气探矿权区块(如桑植、永顺、龙山、保靖、花垣等)位于四川盆地东缘复杂变形构造区,与四川盆地相比,具有地质时代老、构造改造运动强烈的地质背景、地层倾角大、储集层厚度薄、热演化程度高、压力系数低等特征,给页岩气的保存和成藏带来不利的影响。因此,在四川盆地东缘湘西北复杂构造区开展页岩气的保存条件和成藏规律研究,寻找有利的页岩气聚集和成藏区带,实现盆缘页岩气的突破,已成为一个重要研究课题。湖南保靖区块位于湖南西部保靖县、龙山县境内,区块范围长37 km、宽32 km,面积为1 189.72 km²。区块地质构造条件十分复杂,由于经过多期构造运动改造^[2,3],区块内褶皱、断层发育,地层倾角大。该区块龙马溪组泥页岩发育,为深水陆棚与浅水陆棚相沉积构造,有机质丰富,成熟度较高,具有较好的勘探潜力,钻井主要目的层为下古生界的下志留统龙马溪组。

在前期野外地质调查和物探成果的基础上,2013年以来在研究区马蹄寨-野竹坪向斜翼部钻井8口,获得大量的岩心、地层评价、化验分析资料,综合对比多尺度的资料,建立研究区地层层序和揭示龙马溪组储集层规律。

在对龙马溪组页岩地层和储集层特征评价的基础上,对影响页岩气成藏的地质因素进行分析,探讨沉积微相、埋深、构造及热演化、距剥蚀边界距离和保存条件等对页岩气成藏的控制作用,确定页岩气有利勘探区,指出下一步页岩气勘探主攻方向,认为马蹄寨-野竹坪向斜西翼的北部为页岩气成藏的有利区带,通过水平井钻井和后期的压裂改造可望获得工业性的页岩气产量。

1 区域地质概况

保靖区块在大地构造上属于中扬子准地台西缘的湘鄂西隔槽式冲断褶皱带,横跨宜都-鹤峰背斜带和桑植-石门复向斜带,区块内页岩气有利远景区为马蹄寨-野竹坪向斜。

保靖区块南为慈利-保靖断裂(江南断裂),与雪峰造山带相邻,研究区内断裂将全区分割成大小不一、形态各异的菱形块体。二维地震解释剖面一致地反映出上奥陶统宝塔组灰岩强反射轴出现程度不等错移,发育规模不等逆断裂,并引起上覆地层逆冲牵引变形^[4]。

保靖区块下志留统龙马溪组黑色页岩在西北和东南区背斜轴部大部分遭受剥蚀,中部下志留统龙马溪组地层发育,核部最大埋深4 200 m。区域上,龙马溪组分布呈北东向宽带状,向西北方向由浅水陆棚向深水陆棚过渡,龙马溪组总厚度由东南向西北方向逐渐变厚,优质页岩的厚度在4~18 m之间变化^[5]。

2 钻遇地层

以BY 1井为例,该井位于保靖区块马蹄寨-野竹坪向斜西南抬升部位,自上而下钻遇第四系,泥盆系云台观组,志留系小溪峪组、回心哨组、吴家院组、溶溪组、马脚冲组、小河坝组、龙马溪组,奥陶系宝塔组(未完)地层,在井深2 642 m钻遇龙马溪组,厚度约124.5 m,完钻井深2 833 m,根据岩性、电性、沉积序列、笔石化石等,可将龙马溪组划分为龙一段、龙二段和龙三段^[6]。

龙一段又可细分为三个亚段,分别为龙一段一亚段、龙一段二亚段和龙一段三亚段,其中龙一段一亚段和二亚段为主力页岩气层。龙一段一亚段以黑色碳质泥岩为主,呈大套块状,笔石化石丰富,滑脱构造发育;二亚段为灰黑色碳质泥岩夹砂质页岩,局部夹黄铁矿纹层及斑脱岩;三亚段为灰黑色粉砂质泥岩、碳质粉砂岩,发育水平纹层,局部夹黄铁矿纹层,富含笔石化石。裂隙在一亚段上部和二亚段下部极其发育,以高角度共轭剪切裂缝为主,大多被后期方解石脉充填,并可见后期黄铁矿沿脉分布。

龙二段为深灰色粉砂岩,发育高频脉状层理,波状层理,透镜状层理,化石稀少。

龙三段为黑色泥岩、黑色碳质泥岩、深灰色脉状层理粉砂岩互层,呈韵律结构,部分碳质泥岩表面见笔石化石,为浅水陆棚环境沉积产物。

岩性分析:自上至下岩性变细,泥质含量增加,说明沉积环境水体逐步变深,更靠近深水区,反映了水体由浅到深退积-进积序列。

电性分析:自上至下,自然伽马值整体呈增大趋势,自然伽马值大多介于126.4~221.1 API,最大值可达472.1 API,进入龙一段曲线呈箱状,数值升高,在二亚段出现一个高伽马尖峰,随后进入一亚段,曲线呈台阶状,数值变低,最低115.2 API;电阻率曲线变化趋势不明显,其中龙三段曲线较平缓,电阻率值约为89.7 Ω·m,龙二段电阻率从低变高,龙一段受导电矿物黄铁矿的影响局部低值,电阻率呈锯齿状变化(图1)。

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图1   BY 1井龙马溪组地层柱状图

   

3 龙马溪组页岩储集层特征

实现页岩气勘探开发的物质基础是具备优良的储集层品质,涉及层厚、总有机碳含量(TOC)、孔隙度、渗透率、有机孔隙度、含气量等参数^[7]。

保靖区块龙马溪组的优质页岩储集层位于龙马溪组底部,因此对龙马溪组的储集层评价主要是针对龙一段一亚段和二亚段的页岩。

3.1 泥页岩分布及厚度特征

据二维地震反演和储集层平面展布预测,研究区内的优质页岩地层发育完整,但厚度自南东向北西方向逐渐变薄,介于6~16.5 m之间。

研究区因受地质历史期地层差异升降和沉积环境变化的影响,各井钻遇的龙马溪组优质页岩储集层厚度变化较大,据钻井揭示,BY 1井储集层厚度16 m、BC 1井储集层厚度13 m、BC 2井储集层厚11 m、BY 3井储集层厚度8 m、BC 3井储集层厚度仅5 m,储集层厚度从南向北逐渐变薄,与地震预测结果基本一致^[8]。

3.2 有机地球化学特征

3.2.1 总有机碳含量

研究区龙马溪组页岩储集层的TOC含量为1.01%~4.08 %,平均2.51%,其中BC 1井TOC最高,平均为2.69%,BC 3井TOC最低,平均为2.16%,TOC含量从东南向西北方向呈增加的趋势。储集层TOC平均含量高于目标区有机碳含量大于2%的参考标准^[9],为优质烃源岩,而BY 1井TOC含量为2.33%,相对较低,与其靠近古隆起,距离物源较近有关,沉积时与其他井相比水深相对较浅,烃源岩品质为中等(表1)。

3.2.2 干酪根类型和热成熟度

(1)有机显微组分分析认为龙马溪组页岩以腐泥组为主,整体大于90%,少量壳质组及树脂体,未见惰性组。干酪根类型指数为81.63~99.5,平均95.9,属I型干酪根。I型干酪根主要在海洋环境下形成,易于产油,也可产气。

(2)有机质镜质体反射率(R_o)数据显示, 龙马溪组页岩R_o为1.96%~3.89%,平均为2.62%,已过了生烃期,其中BY 3井R_o最低,平均为2.26%。BY 1井目的层的热成熟度最高,R_o平均为3.28%,有机质热演化程度由东南向西北逐渐降低。根据R_o结果分析可知,页岩热成熟度较高,已达到高成熟-过成熟阶段,以生干气为主。

(3)岩石热解地化录井显示,BY 1井龙马溪组干酪根裂解烃S₂峰顶温度T_max平均值456.77℃,BC 2井T_max平均值502℃,表征有机质成熟度的T_max值高于判别标准的437℃^[10],表示烃源岩有机质已进入成熟生烃门限。

3.3 储集层物性特征

孔隙度和渗透率是储集层特征研究中最重要的两个参数,由于页岩具有非常低的渗透率,其中存在的裂缝可能会作为通道提高页岩的渗透率。

3.3.1 孔隙度

研究区页岩储集层具有特低孔超低渗的物性特征。龙马溪组储集层孔隙度为0.21%~2.76%,平均1.18%,其中BC 2井储集层孔隙度最高,平均2.54%,BC 3井储集层的孔隙度最差,平均0.66%。通过对比发现,龙马溪组优质页岩总体孔隙度较低,全区孔隙度基本低于2%,向斜核部孔隙度较低,西翼孔隙度整体高于东翼孔隙度,且孔隙度与深度呈正相关关系,即埋深大的地区成岩演化作用强,孔隙度低。

3.3.2 渗透率

龙马溪组储集层渗透率差别非常大,储集层渗透率为0.44~457 nD,平均51.5 nD,其中BC 2井储集层渗透率最低,平均2.6 nD;BY 1井储集层渗透率最高,平均193 nD。研究区储集层渗透率主要分布在10 nD以下,脉冲渗透率和基质渗透率对比发现,微裂隙对渗透率的贡献显著。

3.3.3 孔隙类型和BET比表面积

研究区龙马溪组底部优质含气页岩的孔隙孔径以纳米级为主,裂缝多以微裂缝形式存在,无机孔隙较为发育,黄铁矿粒间见少量有机质孔隙,且孔隙较小,微裂缝较多,具有一定的开发潜力。

BY 1井BET比表面积2.74~18.9 m²/g,平均为7.88 m²/g;BET孔径2.56~5.97 nm,平均为4.20 nm,小于50 nm的总孔容占比最大,总体上以微孔与中孔为主。

3.4 脆性矿物和黏土矿物含量

通过岩心样品的X射线衍射全岩测试分析,龙马溪组储集层的脆性矿物含量为54.98%~67.6%,平均62.52%,黏土矿物含量为32.4%~45.02%,平均36.50%。哈里伯顿公司在BY 1井的储集层(2 758.14~2 758.31 m)取样并做了XRD 实验,发现优质页岩脆性矿物含量更高,达到89%。

总体上看,研究区龙马溪组页岩脆性矿物含量高,全区差别不大,均高于目标区可压裂性脆性矿物含量大于45%的参考标准^[9],有利于后期储集层的压裂改造。

3.5 含气性特征

对气样的解吸测试表明,龙马溪组页岩储集层含气量为0.043 6~4.51 m³/t,平均为1.57 m³/t,含气量随井深明显增加。BC 1井的含气量平均0.52 m³/t、BC 2井的含气量平均1.02 m³/t、BC 3井的含气量平均0.308 m³/t、BY 1井的含气量平均1.15 m³/t、BY 3井的含气量平均2.21 m³/t。其中BC 2井、BY 1井、BY 3井含气量均高于目标区含气量大于1 m³/t的参考标准^[9]。

对气体组分的分析表明,解吸气、损失气和残余气的占比分别为29.03%、60.42%和10.41%;气体组分以甲烷和氮气为主,甲烷含量为19.23%~100%,平均71.64%,氮气含量为0~79.56%,平均27.63%,只有BY 3井二氧化碳含量为0.34%~4.87%,平均2.29%。

4 页岩气成藏地质因素分析

在中国南方页岩气勘探实践中,郭旭升等提出了“二元富集”理论^[11,12],深水陆棚相优质页岩和良好保存条件是海相页岩气富集的关键,深水陆棚相优质页岩的存在和发育为海相页岩气成藏提供了物质基础,良好的保存条件是实现海相页岩气勘探突破的关键。

研究区处于武陵山区中段典型的隔槽式褶皱带中,地质构造背景和沉积环境复杂,与四川盆地内焦石坝、川南等页岩气主产区相比,页岩气成藏条件又有所不同。通过系统分析研究区页岩气成藏地质因素,提出复杂构造区页岩气成藏新观点和认识:储集层品质等“静态”参数是页岩气富集的基本条件,但能否成藏,取决于构造及热演化、保存条件、埋深和地层压力、距剥蚀边界距离等“动态”参数^[13,14,15]。研究发现,已钻井储集层“静态”参数基本达标合格,但完井压裂产气效果不理想,故今后页岩气勘探方向是在优质页岩发育区去发现局部构造背景,寻找沉积厚度大、埋深适中、保存条件好的页岩气甜点区,才有可能实现页岩气勘探的突破^[16,17]。

4.1 沉积相带

实践证明,有利沉积相带对海相页岩气成藏起着重要作用。在龙马溪组底部沉积期,研究区古地理呈现西北低、东南高的构造格局,海侵方向由西北向东南,向东南水体逐渐变浅。沉积微相平面展布西北为泥质深水陆棚沉积微相,东南为砂泥质浅水陆棚沉积微相,因此西北为页岩气成藏的有利沉积相带(图2)。自下至上沉积微相分别为:龙一段一亚段,岩性为灰黑色碳质泥页岩,属泥质深水陆棚沉积微相;龙一段二亚段和三亚段岩性为黑色硅质页岩夹钙质粉砂岩,属硅质深水陆棚沉积微相。

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图2   研究区龙马溪组龙一段沉积微相分布

   

深水陆棚相为弱还原-强还原环境,有利于有机质富集与保存,研究认为泥质深水陆棚微相和硅质深水陆棚微相为页岩气成藏的有利沉积微相类型^[18,19]。实钻证明,泥质深水陆棚和硅质深水陆棚沉积的页岩具有较高的含气性,其次是泥质浅水陆棚沉积,砂泥质浅水陆棚相含气性较差,有利沉积相带对海相页岩气富集具有控制作用。

4.2 保存条件

4.2.1 储集层、盖层及储盖组合特征

研究区储集层物性具有低孔、低渗的特点,但受构造运动和慈利-保靖大断裂的影响,岩心页理、裂缝、微裂隙较发育,电镜扫描可见微米孔和纳米孔、有机质孔和无机质孔(矿物晶间孔、粒间孔)、微裂缝等,层中黄铁矿、笔石化石局部富集(图3),具有良好的储集空间,为良好储集层,页岩气可以游离态和吸附方式赋存于其中。龙二段粉砂质泥岩可作为盖层,形成龙马溪组自储自盖的储盖组合^[20]。

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图3   BY 1井页岩储集层岩心照片

   

4.2.2 顶底板封闭性

龙马溪组优质页岩储集层顶部直接盖层为龙二段粉砂质泥岩,封盖性较好,底部为奥陶系宝塔组灰岩,岩性致密,封闭性好。因此,龙马溪组优质页岩顶底板保存条件较好。

通过偶极阵列声波计算得到岩石力学参数数据,BY 1井储集层最小水平主应力为48 MPa,上部地层最小水平主应力为55 MPa,下伏地层灰岩的最小水平主应力为58 MPa,隔挡能力很好。

BY 3井储集层最小水平主应力25 MPa,破裂压力39 MPa;上部地层最小水平主应力26 MPa,

破裂压力平均41 MPa;下伏地层灰岩最小水平主应力27 MPa,破裂压力42 MPa,隔挡能力较好(表2)。

上部地层最小水平主应力和破裂压力较大,反映地层具有较强的隔挡能力,可有效防止页岩气生成后逸散,具备较好的盖层封闭条件。

4.3 埋藏史和热演化程度

研究区生烃史模拟分析表明,龙马溪组经历了四次埋藏生烃。志留纪早期发生大规模海侵,沉降幅度加大,形成深水陆棚沉积环境,沉积龙马溪组页岩,随着水体的变浅,上部岩性以钙质泥岩、砂岩为主,到志留纪末期,沉积厚度达到2 500 m以上,古地温在90℃左右,龙马溪组有机质进入生油门限,少量生油;志留纪末期-二叠纪初期受加里东运动末期的造山运动影响,研究区开始隆升成陆,导致上志留统剥蚀殆尽,出现沉积缺失,生烃作用停止;二叠纪海西运动,海水再次广泛侵入,形成大套碳酸盐沉积和两套煤系地层,龙马溪组埋深2 000 m,处于成熟早期,有机质开始排烃,以生油为主,少量生气;二叠纪海西运动晚期,开始海西褶皱运动,研究区相对抬升,遭剥蚀,缺失部分泥盆系和全部石炭系;中三叠世末期印支运动时期发生海退,研究区隆升为陆,遭受严重剥蚀,造成沉积间断;至晚侏罗世,水体变深,接受沉降,埋深达到4 000 m以上,古地温达130℃左右,有机质进入热成熟中、晚期,达到生油高峰;到侏罗纪末期,研究区再次快速沉降,埋深增至6 000 m以上,古地温达160℃以上,有机质进入高成熟期,开始大规模生气^[21]。早白垩世以后,受燕山和喜山运动影响,研究区持续抬升剥蚀,龙马溪组埋深和地温持续下降,生烃作用基本停止(图4)。

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图4   BY 1井下志留统烃源岩埋藏史和热模拟图

   

龙马溪组页岩有机质自晚二叠世进入排烃期后,经历了印支运动、燕山运动和喜山运动这三次大的构造运动,造成有机质在不同地区埋藏史和热演化史存在差异性,体现为不同构造部位的有机质埋深和热成熟度不同,需要“高中找低”,在热演化度高的地区寻找和发现热演化度低的区带^[22]。由于受来自江南古隆起和隆头镇背斜的隆升影响,研究区马蹄寨-野竹坪向斜两翼的地层持续抬升、剥蚀,使得两翼龙马溪组页岩有机质随后期抬升停止热演化,而向斜核部的有机质随埋深增加而继续热演化,最终形成向斜核部的有机质成熟度(R_o介于3%~3.89%)明显大于向斜翼部(R_o介于1.96%~2.5%)的格局,而露头和向斜翼部有机质的成熟度基本相同,向斜翼部为页岩气成藏的有利部位。

4.4 构造演化

自下寒武统沉积以来,研究区龙马溪组随中扬子准地台经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山等多期构造运动改造。

晚志留世前,未发生大的构造活动,研究区地层相对平缓。

中侏罗世前,加里东和海西期构造活动较弱,研究区以宽缓褶皱为主。

侏罗纪中-晚期(165-145 Ma),受燕山运动影响,研究区构造抬升开始,由东向西传递,东部抬升明显,向斜雏形形成,断裂开始发育。

古近纪中-晚期(45-32 Ma),受喜山运动影响,研究区快速褶皱隆升,隔槽式褶皱样式定型,断裂活动强,现今构造格局定型于古近纪中-晚期,向斜东翼构造抬升更早,幅度更大。

中国石油大学(北京)非常规研究所平衡剖面研究表明,研究区侏罗纪以来剖面缩短率依次增加并超过30%,表明晚期构造活动增强^[23]。

与四川盆地及周缘地区相比,研究区晚志留世构造抬升过程更明显,抬升开始更早,持续时间更长,抬升幅度更大,构造运动更强,直接造成目的层的大面积剥蚀,同时造成残存区强烈的挤压破碎,对页岩气成藏产生不利影响,需要“强中找弱”,在构造活动强的地区发现构造活动弱的有利区带^[24]。

从区域上来看,向四川盆地方向构造变动减弱,保存条件和含气性变好,马蹄寨-野竹坪向斜西翼,相对远离保靖-慈利断裂带,构造变动相对较弱,局部发育鼻状构造,保存条件相对较好;向斜东翼距离保靖-慈利断裂带较近,受断层发育的影响,保存条件较西翼差;向斜南部离白云山较近,历史上遭受多期次构造运动改造,以及深部热流体活动的影响,导致热演化程度较高,保存条件和含气性均较差。

4.5 埋深的差异和地层压力系数

研究发现含气量与孔隙度呈明显的正相关,而孔隙度与深度呈负相关关系(图5),即埋深大的地区压实作用强,成岩性好,造成孔隙度变低,页岩含气量偏低。录井发现受埋深及孔隙度的影响,向斜西翼含气量较高,向斜东翼含气量较低,向斜东翼存在保靖-慈利断裂带,构造发育,使得页岩气盖层条件较差,部分页岩气发生逸散,不利于页岩气成藏,向斜东翼存在大的断裂带。埋深的差异性和孔隙度的变化为研究区含气性及烃类浓度的主控因素之一,如BY 1井位于向斜核部,总体埋深较大,挤压应力变强,孔隙度较低,产气量较低。

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图5   优质页岩孔隙度与含气量、孔隙度与井深的关系

   

高地层压力是非常有利的储集层参数,有利于页岩气的保存和开采。根据地震层速度和测井资料评价,研究区已钻井基本为正常地层压力系统,地层压力系数为1左右,页岩气无自然产能。

4.6 与剥蚀边界的距离

向斜两翼外围的西北和东南区背斜轴部大部分遭受剥蚀,为剥蚀区,有利区处于剥蚀区边缘,向斜两翼龙马溪组地层出露地表,为一开放性构造,整体保存条件较差;从剥蚀量来看,向斜东翼剥蚀量大于西翼,抬升幅度更大,而向斜西翼远离剥蚀区。在10 km范围内,与剥蚀边界相距越远,气测显示越好,例如BY 3井距离剥蚀区7.2 km,最大含气量为4.51 m³/t,BC 2井距离剥蚀区5.5 km,最大含气量为1.59 m³/t(图6)。

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图6   保页区块龙马溪组扩散距离和页岩气成藏示意图

   

5 实钻井区页岩气成藏分析

研究区残存的龙马溪组平面分布呈西南高、东北低的格局,西南紧邻白云山,白云山海拔1 300 m,为本区海拔最高部位,西南区龙马溪组地层随白云山隆起而抬升,直至出露地表。地表水容易沿露头、裂缝和断层进入储集层,对剥蚀区附近低势流体产生东北向的驱替作用,从而使龙马溪组页岩气逐步向东北方向运移,无法在剥蚀区附近富集,而向斜西翼远离剥蚀区地带页岩气扩散速率降低,局部发育有断层、鼻状构造等,有利于页岩气成藏。研究发现该区存在滞流区成藏模式(BY 1井)、逆断层封闭成藏模式(BC 1井、BY 3井)、鼻状构造高部位成藏模式(BC 2井)等,因而也存在向上倾方向尖灭形成岩性气藏的可能。

5.1 BY 1井区

BY 1井位于马蹄寨-野竹坪向斜西南部。该井龙马溪组底部埋深为2 763 m,为探区龙马溪组最深探井,在井段2 748.3~2 761.3 m录井发现气测异常,气测全烃 0.243%~1.46%,C₁ 0.229%~1.357%,C₂ 0.002%~0.012%;测井解释总有机碳含量为3.6%,孔隙度为3.1%,含水饱和度为31.5%,渗透率为27.6 nD,总含气量为2.6 m³/t,综合解释为页岩气层;含气性解析测试,解析含气量平均为1.15 m³/t,气体组分甲烷相对含量为89%,含气性相对较差。分析认为,井区西南龙马溪组地层出露地表,地表水容易进入地层后,对低部位龙马溪组页岩气产生驱替作用,无法在井区附近富集成藏。沉积相分析认为,本井区位于砂泥质浅水陆棚沉积微相与泥质深水陆棚沉积微相过渡带,热演化程度高,处于含气性相对富集的区带,综合评价划归含气性中等的Ⅱ类区(图7)。为验证研究区储集层的含气性,优选BY 1井开展直井压裂试气,采用分三簇射孔的方案,射孔位置分别选在2 714~2 715 m、2 747~2 748 m、2 758~2 759 m井段,其中2 733~2 759 m段为主要压裂试气目的层段。

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图7   BY 1井区页岩气成藏示意图

   

由于BY 1井储集层微裂缝和微纳米孔隙结构发育、黏土矿物和有机质含量较高,在室内实验和分析模拟基础上,优选滑溜水做为主压裂液、优选40/70目和30/50目低密度陶粒做为支撑剂,为解除近井筒地带污染,采用15%的盐酸作为前置液,为了打磨炮眼和近井筒的限流地带,在前置液中增加了100目粉陶,进行储集层改造工艺,压后排液12 h便见气,测试产气量为1 658 m³/d。

5.2 BY 3直井区

BY 3直井位于马蹄寨-野竹坪向斜西翼。该井龙马溪组底部埋深989 m,优质页岩厚度7 m,在井段948.00~989.17 m发现气测异常,全烃0.207%~4.72%,C₁ 0.105%~4.178 1%,现场含气量解析测试,平均为2.21 m³/t,实测最高含气量4.51 m³/t,甲烷最高相对含量为82%,解释为页岩气层;含气性指标为全区最好,在550 m侧钻BY 3XF水平井,BY 3XF水平段1 647~1 740 m气测显示较好,全烃最高11.58%,C₁最高11.35%,钻后统计显示,全烃>5%的井段208 m,全烃>10%的井段20 m。

实钻分析认为,BY 3直井区龙马溪组页岩与宝塔组灰岩之间可能存在滑脱面,深部持续生成气源沿滑脱面向上运移,为井区低幅度鼻状构造持续提供气源,具备较好的页岩气成藏条件,且实钻含气量较高。因此,将该井区划归为保存条件相对较好、含气性相对较高的Ⅰ类区(图8)。

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图8   BY 3直井区东西向成藏示意图

   

6 结 论

(1)根据录井、地层评价、岩心分析化验等资料,系统研究了龙马溪组岩石地层单元、沉积相变,将龙马溪组划分为三段,具有典型的“三明治”特征,其中龙马溪组底部有机质含量丰富,具有“高TOC、高成熟度、高脆性矿物含量、低孔隙度、低渗透率”特征,干酪根类型以腐泥质为主,为优质页岩储集层。

(2)通过对研究区成藏地质因素分析,认为泥质深水陆棚和硅质深水陆棚微相为页岩气成藏有利相带,埋深、构造及演变、保存条件、距剥蚀区边界距离等条件是页岩气成藏的主控因素。

(3)由于研究区经历多期构造运动,造成地层的升降差异,东面靠近保靖-慈利大断裂带,北东向断层发育,不同构造部位页岩气成藏具有差异性,向斜两翼是页岩气成藏有利区带,西北翼更有利。

(4)BY 1井龙马溪组优质页岩储集层厚度16 m,实测TOC 2.33%、R_o3.28%、孔隙度0.87%、脉冲渗透率193 nD、脆性矿物含量64.23%、解析含气量平均1.15 m³/t,其储集层呈现低孔、低渗特征,有机质和脆性矿物含量高,页岩可压性较好,直井压裂测试,产气量1 658 m³/d,具备一定的页岩气勘探潜力。BY 3直井龙马溪组优质页岩储集层厚度7 m,气测全烃0.207%~4.72%,C₁ 0.105%~4.1781%,解析含气量最高4.51 m³/t,甲烷最高相对含量为82%,含气性较高,解释为页岩气层;侧钻BY 3XF水平井水平段气测显示较好,全烃最高11.58%,C₁最高达11.35%,具备一定的页岩气开发潜力。

(编辑 王丙寅)

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