潘濤，姜歌，孫王輝

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；2.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆 阜康 831500）

四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)龍馬溪組泥頁巖儲層非均質(zhì)性

潘濤1，姜歌2，孫王輝3

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；2.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆 阜康 831500）

在詳細(xì)調(diào)研前人研究成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)的實際地質(zhì)情況，將泥頁巖儲層的非均質(zhì)性分為宏觀非均質(zhì)性、微觀非均質(zhì)性和巖石力學(xué)非均質(zhì)性3個方面。泥頁巖儲層的宏觀非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在儲層的橫向展布、垂向上的巖性變化以及裂縫的分布特征。下志留統(tǒng)龍馬溪組海相優(yōu)質(zhì)頁巖的有效厚度普遍大于30 m，橫向上厚度變化較小，均質(zhì)性相對較好；垂向上泥頁巖中普遍含砂質(zhì)和灰質(zhì)，部分層段幾乎為粉砂巖，垂向非均質(zhì)性非常明顯；儲層中裂縫主要發(fā)育在龍馬溪組底部層段，具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性。微觀非均質(zhì)性主要受礦物組分和成巖作用的控制，其礦物組分、微孔隙和微裂縫的發(fā)育特征具有非常明顯的非均質(zhì)性。巖石力學(xué)非均質(zhì)性主要包括泊松比、彈性模量、脆性和應(yīng)力各向異性，是決定后期水力壓裂措施和頁巖氣產(chǎn)量的關(guān)鍵。綜合研究認(rèn)為，四川盆地及其周緣龍馬溪組頁巖橫向均質(zhì)性較好，垂向非均質(zhì)性、儲層裂縫發(fā)育特征、微觀非均質(zhì)性以及巖石力學(xué)非均質(zhì)性明顯，對后期頁巖氣井的壓裂和采收率的提高有重要影響。

泥頁巖儲層；非均質(zhì)性；四川盆地；龍馬溪組

0　引言

隨著頁巖氣資源開發(fā)的持續(xù)推進(jìn)，頁巖氣儲層非均質(zhì)性研究的重要性也不斷凸顯，已成為提高頁巖氣采收率的關(guān)鍵和基礎(chǔ)［1］。通過對北美已鉆的大量頁巖氣井水平層段的測錄井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，其有機(jī)碳體積分?jǐn)?shù)、礦物成分、巖石脆性、裂縫發(fā)育情況以及含氣量等方面都存在明顯的非均質(zhì)性［2-3］。在頁巖氣生產(chǎn)測井?dāng)?shù)據(jù)中，水平層段上各分段的頁巖氣產(chǎn)量也有顯著的差異［4］。就北美頁巖氣儲層而言，其非均質(zhì)性研究主要集中在泥頁巖應(yīng)力各向異性研究、泥頁巖裂縫研究和泥頁巖非均質(zhì)性建模［1］。國內(nèi)相關(guān)學(xué)者［1，5-8］也對頁巖氣儲層非均質(zhì)性開展了初步研究，并取得了一定的成果和認(rèn)識。

龍馬溪組作為四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)的主要層位，其在TOC、巖石脆性、礦物組分和裂縫發(fā)育狀況等方面均存在明顯的非均質(zhì)性。對頁巖氣藏的開發(fā)基本上都需要進(jìn)行水力壓裂等增產(chǎn)措施，而泥頁巖儲層非均質(zhì)性對頁巖氣井的壓裂改造具有重要的影響，因此值得進(jìn)行進(jìn)一步的研究。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地處于揚子準(zhǔn)地臺上偏西北一側(cè)，是揚子準(zhǔn)地臺的一個次級構(gòu)造單元，在印支期已具備盆地的雛形，后經(jīng)喜山運動全面褶皺形成現(xiàn)今的構(gòu)造面貌［9］。大的構(gòu)造分區(qū)包括川東南坳褶區(qū)、川中隆起區(qū)和川西北坳陷區(qū)［10］。威遠(yuǎn)構(gòu)造屬于川中隆起區(qū)的川西南低陡褶帶，東及東北與安岳南江低褶皺帶相鄰，南界新店子向斜接自流井凹陷構(gòu)造群，北西界金河向斜與龍泉山構(gòu)造帶相望，西南與壽保場構(gòu)造鞍部相接［11］（見圖1）。

研究區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組為一套深海陸棚沉積—淺海碎屑巖沉積過渡的沉積體系，其下部頁巖層段以黑色頁巖、黑色筆石頁巖、炭質(zhì)頁巖和鈣質(zhì)頁巖為主，向上逐漸過渡為黑色粉砂質(zhì)頁巖、炭質(zhì)頁巖、硅質(zhì)頁巖夾泥質(zhì)粉砂巖沉積。泥頁巖具有有機(jī)碳體積分?jǐn)?shù)高、有機(jī)質(zhì)類型好、熱演化程度高等特點［12］，優(yōu)質(zhì)頁巖層段主要分布在龍馬溪組底部。

2　泥頁巖儲層宏觀非均質(zhì)性

泥頁巖儲層的宏觀非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在儲層的橫向展布、垂向上的巖性變化［7］以及裂縫（主要是構(gòu)造縫）分布特征上，主要受區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造、沉積作用和成巖作用的控制。

2.1儲層橫向非均質(zhì)性

深水陸棚相是富有機(jī)質(zhì)泥頁巖沉積的主體，也是頁巖氣勘探的主要方向。盆地不同演化階段直接控制著富有機(jī)質(zhì)頁巖的發(fā)育與分布［13］。就整個盆地范圍而言，從沉積盆地邊緣到沉積中心，泥頁巖所占的比重逐漸增加，厚度也逐漸增大。研究區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組海相優(yōu)質(zhì)頁巖的有效厚度普遍大于30 m，沉積環(huán)境相對比較穩(wěn)定，泥頁巖地層在橫向上厚度變化較小，均質(zhì)性相對較好。相對穩(wěn)定的沉積環(huán)境和相似的構(gòu)造演化也造成了泥頁巖中TOC和有機(jī)質(zhì)成熟度的分布在平面上差異較?。ㄒ妶D2、圖3）。

2.2儲層垂向非均質(zhì)性

儲層垂向上的非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在巖性的變化上。純的泥質(zhì)泥頁巖的儲層物性較差，即使經(jīng)過后期的水力壓裂等措施依然難以形成工業(yè)產(chǎn)能。相較泥質(zhì)泥頁巖儲層，鈣質(zhì)泥頁巖、硅質(zhì)泥頁巖、云質(zhì)泥頁巖、粉砂質(zhì)泥頁巖的儲層物性較好，發(fā)育層段產(chǎn)氣量也較高。據(jù)M.Rachael等［14］的研究，Barnett頁巖氣儲層垂向上的非均質(zhì)性非常明顯，巖心上可見到泥頁巖中夾有大量的薄層硅質(zhì)碎屑層、泥晶灰?guī)r和灰?guī)r層。四川盆地龍馬溪組泥頁巖儲層垂向上也具有相似的特征，對取心資料分析表明，龍馬溪組頁巖中普遍含砂質(zhì)和灰質(zhì)，部分層段粉砂質(zhì)體積分?jǐn)?shù)非常高，幾乎為粉砂巖，頁理非常發(fā)育，巖心柱面酸滴劇烈反應(yīng)而巖心面微反應(yīng)，由此可見垂向上的非均質(zhì)性非常明顯（見圖4）。

2.3儲層裂縫分布特征

泥頁巖儲層中的裂縫不僅是非常重要的儲集空間，而且也是天然氣滲流的重要通道［15］。裂縫的存在不僅增大了呈游離狀態(tài)天然氣的體積，也有助于呈吸附狀態(tài)天然氣的解析，還有利于頁巖地層中呈分散狀態(tài)的納米級孔隙的大面積連片，形成網(wǎng)絡(luò)狀孔隙-裂縫系統(tǒng)。裂縫的存在可以極大地提高頁巖儲層的滲流能力，其發(fā)育程度是決定頁巖氣藏品質(zhì)的重要因素［16-17］。四川盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組成巖演化程度高，縱向上巖性變化較快，從巖心統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，主要發(fā)育4種類型的裂縫，分別為垂直縫、高角度縫、斜縫和水平縫。裂縫發(fā)育特征具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，主要發(fā)育在龍馬溪組底部層段，以近垂直的微裂縫和水平縫為主（見表1），這也是龍馬溪組頁巖氣高產(chǎn)的原因。

3　泥頁巖儲層微觀非均質(zhì)性

儲層的微觀非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在儲層礦物組分、微孔隙和微裂縫的發(fā)育特征等方面。隨著觀測尺度的減小，儲層微觀非均質(zhì)性越發(fā)明顯［7］。

3.1儲層礦物組分

脆性礦物體積分?jǐn)?shù)直接影響頁巖基質(zhì)孔隙和微裂縫發(fā)育程度、含氣性及壓裂改造方式。頁巖中脆性礦物體積分?jǐn)?shù)越高，巖石脆性越強(qiáng)，在外力作用下越易形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫，有利于頁巖氣的開采，而高黏土礦物體積分?jǐn)?shù)的頁巖塑性強(qiáng)，以形成平面縫為主，不利于頁巖體積改造［18］。此外在TOC相近的條件下，較高的黏土礦物體積分?jǐn)?shù)有利于氣體的吸附［15］。

研究區(qū)X衍射實驗數(shù)據(jù)表明，龍馬溪組泥頁巖儲層主要由黏土礦物、石英和碳酸鹽礦物組成。儲層中黏土礦物以富含較多的綠泥石和伊利石以及較少的高嶺石為主要特征。不同層段泥頁巖中黏土礦物體積分?jǐn)?shù)變化較大，分布在14.9%～57.1%，平均為37.3%。其中：伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)占21.0%～78.0%，平均為50.8%，伊/蒙混層體積分?jǐn)?shù)變化范圍較大，平均為19.6%，綠泥石體積分?jǐn)?shù)占10.0%～58.0%，平均為26.8%。石英、長石等脆性礦物主體體積分?jǐn)?shù)40.0%～82.0%，最高可達(dá)90.0%，平均為59.6%（見圖5）?？傮w上礦物組分在不同深度段變化非常明顯。

3.2微孔隙發(fā)育特征

頁巖氣儲層為低孔、特低滲儲集層，其微觀孔隙以多種類型的微米—納米級孔隙為主，包括原生孔隙、次生孔隙和有機(jī)質(zhì)孔隙3種類型。泥頁巖中微觀孔隙的非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在孔隙的類型與形態(tài)特征、孔隙間的連通性以及孔隙的分布特征上。微觀孔隙的發(fā)育主要受成巖作用的影響，在成巖演化的不同階段所對應(yīng)的主要儲集空間有所不同。四川盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖演化程度較高，處于晚成巖A階段，其原生孔隙保存較差，次生孔隙和有機(jī)質(zhì)孔隙較為發(fā)育。微觀孔隙在縱向上由于礦物組分的不同，其孔隙發(fā)育特征也有所不同。黏土礦物體積分?jǐn)?shù)高的層段，黏土礦物晶間孔較為發(fā)育，多呈片狀和縫狀，且其排列方式具有一定的定向性（見圖6a）；地層中雖然方解石、長石等易溶組分體積分?jǐn)?shù)較低，但溶蝕孔隙較為發(fā)育，在局部富集層段溶蝕孔隙甚至能成為主要的儲集空間類型（見圖6b）；石英等剛性礦物體積分?jǐn)?shù)高的層段，殘余的原生粒間孔隙較為發(fā)育（見圖6c）；在有機(jī)質(zhì)富集段，可見到“蜂窩狀”的有機(jī)質(zhì)孔隙等等（見圖6d）。

3.3微裂縫發(fā)育特征

泥頁巖中微裂縫一般規(guī)模較小，主要為微米級，常發(fā)育在不同礦物組分接觸處，一般未被充填。微裂縫的發(fā)育受成巖作用的控制，主要有3種類型：一是黏土礦物轉(zhuǎn)化形成的微裂縫；二是有機(jī)質(zhì)演化異常壓力縫；三是有機(jī)質(zhì)高過成熟階段的體積收縮形成的微裂縫［8］。四川盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組微裂縫的發(fā)育具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，主要體現(xiàn)在微裂縫的大小、方位及發(fā)育特征上。在黏土礦物富集段，黏土礦物轉(zhuǎn)化縫較為發(fā)育，主要發(fā)育在黏土礦物間和黏土礦物與礦物顆粒的接觸處，微裂縫寬度較小，一般在2~3 μm，長度變化范圍較大，在十幾到幾十微米，局部可以達(dá)到100 μm左右，主要沿頁巖層理發(fā)育的方向分布（見圖7a）。有機(jī)質(zhì)收縮成巖縫主要分布在有機(jī)質(zhì)與礦物顆粒的接觸處，由有機(jī)質(zhì)在熱演化過程中體積發(fā)生收縮所產(chǎn)生，有機(jī)質(zhì)在生烴過程中產(chǎn)生的有機(jī)酸對礦物顆粒表面進(jìn)行溶蝕，故裂縫面一般不規(guī)則，呈鋸齒狀（見圖7b）。裂縫發(fā)育規(guī)模主要由熱演化程度、有機(jī)質(zhì)類型和有機(jī)質(zhì)顆粒大小決定。有機(jī)質(zhì)演化異常壓力縫在本區(qū)也較為發(fā)育，在巖石薄片和掃面電鏡圖片中都可觀察到裂縫面不規(guī)則具有明顯的分叉現(xiàn)象和“楔形”特征（見圖7c，7d）。

4　巖石力學(xué)非均質(zhì)性

泊松比和彈性模量是巖石脆性2個方面，巖石脆性隨彈性模量的增加而增加，而泊松比隨脆性的增加而減?。?8-22］，因此可以用彈性模量和泊松比的組合來定量表征巖石的脆性。巖石應(yīng)力的變化是影響頁巖氣產(chǎn)出速度的最重要的非巖石因素之一，當(dāng)應(yīng)力差異系數(shù)較小（小于0.25），應(yīng)力各向異性水平趨于中等時，能形成更加復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)。

龍馬溪組底部頁巖層段的三軸壓力實驗數(shù)據(jù)與通過計算得到的泊松比、彈性模量和剪切模量吻合度較好。對預(yù)測剖面分析表明，龍馬溪組底部的優(yōu)質(zhì)頁巖段的泊松比在縱向上變化較小，均小于0.25，彈性模量的變化較大，但均大于3.03 MPa（見圖8），脆性指數(shù)變化幅度較大，為20.0%～70.0%，高值主要分布在龍馬溪組底部層段，平均為37.5%。研究區(qū)龍馬溪組泥頁巖脆性總的來說從下至上逐漸降低，但脆性指標(biāo)呈鋸齒狀寬幅震蕩變化，表明巖石力學(xué)非均質(zhì)性非常明顯。

5　結(jié)論

1）通過對威遠(yuǎn)地區(qū)實際地質(zhì)資料的研究，將龍馬溪組泥頁巖儲層的非均質(zhì)性分為宏觀非均質(zhì)性、微觀非均質(zhì)性和巖石力學(xué)非均質(zhì)性。

2）泥頁巖儲層的宏觀均質(zhì)性主要體現(xiàn)在儲層橫向展布、垂向上巖性變化和裂縫發(fā)育特征上。橫向上由于沉積環(huán)境和構(gòu)造演化相對穩(wěn)定，泥頁巖厚度、TOC和成熟度的變化較小，均質(zhì)性相對較好；巖性變化非常明顯，垂向上的非均質(zhì)性強(qiáng)；儲層裂縫的發(fā)育特征也具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，主要發(fā)育在龍馬溪組底部層段，以垂直的微裂縫和水平的小縫為主。

3）儲層微觀非均質(zhì)性主要受礦物組分的控制，不同深度段的礦物組分變化較大，導(dǎo)致了微孔隙在類型與形態(tài)特征、孔隙間的連通性和孔隙的分布特征及微裂縫的大小、方位及發(fā)育特征上具有明顯的差異。

4）巖石力學(xué)非均質(zhì)性對后期泥頁巖儲層的改造具有重要的意義?？偟膩碚f龍馬溪組泥頁巖脆性從下至上逐漸降低，脆性指標(biāo)呈鋸齒狀寬幅震蕩，巖石力學(xué)非均質(zhì)性非常明顯。

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（編輯趙旭亞）

Shale reservoir heterogeneity of Longmaxi Formation，Weiyuan Area，Sichuan Basin

PAN Tao1，JIANG Ge2，SUN Wanghui3
（1.School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China；2.Fengcheng Oilfield Operation Area，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China；3.Zhundong Oil Production Plant，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，F(xiàn)ukang 831500，China）

Based on the detailed investigation of predecessors′research and the practical geological conditions of Sichuan Basin and its peripheral，shale reservoir heterogeneity is divided into three kinds:macroscopic heterogeneity，microscopic heterogeneity，and lithomechanics heterogeneity.The macroscopic heterogeneity is mainly instantiated in the horizontal distribution of reservoir，vertical change of lithology and fracture distribution characteristics.The effective thickness of marine high quality shale of Lower Silurian Longmaxi Formation is generally greater than 30 m and lateral thickness changes very slowly with good reservoir homogeneity.The shale Formation generally contains silty and grey matter，and part of the interval is almost siltstone with strong vertical heterogeneity.Fractures are mainly developed in the bottom of Longmaxi Formation with strong heterogeneity.Microscopic heterogeneity is mainly controlled by mineral components and diagenesis with obviously developed components，micro-porosity and micro-fractures.Lithomechanics heterogeneity，poisson′s ratio，young′s modulus，brittleness and stress anisotropy，determines hydraulic fracturing measures and shale gas production.Comprehensive analysis of Lower Silurian Longmaxi Formation shows that the good lateral uniformity，obviously developed vertical heterogeneity，fracture characteristics，microscopic heterogeneity and lithomechanics heterogeneity，have great effect on shale gas well fracturing and the recovery ratio of shale gas.

shale reservoir；heterogeneity；Sichuan Basin；Longmaxi Formation

國家自然科學(xué)基金項目“頁巖油、氣甜點構(gòu)成要素比較研究”（41472123）

TE122

A

10.6056/dkyqt201604004

2015-11-01；改回日期：2016-05-10。

潘濤，男，1987年生，在讀博士研究生，主要從事非常規(guī)油氣成藏與展布規(guī)律方面的研究。E-mail：pt_kof@126.com。

引用格式：潘濤，姜歌，孫王輝.四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)龍馬溪組泥頁巖儲層非均質(zhì)性［J］.斷塊油氣田，2016，23（4）：423-428.

PAN Tao，JIANG Ge，SUN Wanghui.Shale reservoir heterogeneity of Longmaxi Formation，Weiyuan Area，Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2016，23（4）：423-428.