四川盆地南部深層五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙評價

王玉滿，王宏坤，張晨晨，李新景，董大忠

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2. 中國石油大學(xué)（北京），北京102249）

四川盆地南部深層五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙評價

王玉滿1，王宏坤2，張晨晨1，李新景1，董大忠1

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2. 中國石油大學(xué)（北京），北京102249）

根據(jù)川南坳陷中部和北部 5口評價井資料，對四川盆地南部深層上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組海相頁巖進(jìn)行裂縫孔隙的多方法識別和定量評價，初步揭示了川南坳陷深層五峰組—龍馬溪組頁巖儲集特征。形成 4點認(rèn)識：①在川南坳陷中部深層，無論是局部構(gòu)造高點、翼部還是低部位，五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層儲集空間均以基質(zhì)孔隙為主，微裂縫總體不發(fā)育，與長寧、威遠(yuǎn)和涪陵氣田的基質(zhì)孔隙相近；②在川南坳陷北部深層，五峰組—龍馬溪組黑色頁巖段以基質(zhì)孔隙為主，裂縫孔隙主要分布于局部不連續(xù)的深度點，總孔隙度為3.5%～6.7%，平均值為5.3%，裂縫孔隙度為0～2.1%，平均值為0.3%；③川南坳陷中部和北部五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層裂縫孔隙欠發(fā)育，并以大面積基質(zhì)孔隙型為主，間接說明該地區(qū)構(gòu)造活動相對較弱，對頁巖儲集層改造作用不及四川盆地東部涪陵地區(qū)；④寒武系膏鹽巖的發(fā)育規(guī)模與分布特征是五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙發(fā)育的關(guān)鍵控制因素。研究認(rèn)為，L7井區(qū)、Gs1井區(qū)、四川盆地東部、鄂西等地區(qū)寒武系膏鹽層厚度大且分布穩(wěn)定，五峰組—龍馬溪組“甜點層”在燕山期以來的鹽底滑脫構(gòu)造中易形成裂縫孔隙發(fā)育段，是川南坳陷及其周邊深層裂縫孔隙發(fā)育的潛在有利地區(qū)。圖7表2參21

四川盆地；川南坳陷；頁巖氣；上奧陶統(tǒng)五峰組；下志留統(tǒng)龍馬溪組；基質(zhì)孔隙；裂縫孔隙；膏鹽層；滑脫變形

1 研究區(qū)概況

四川盆地南部（川南）及其周邊上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組是中國頁巖氣勘探開發(fā)的重點區(qū)帶，迄今已發(fā)現(xiàn)威遠(yuǎn)、長寧、筠連、涪陵等埋深2 200～3 500 m的中淺層氣田，探明儲量達(dá)5 441.29×108m3，顯示出良好的勘探前景[1-4]。相較而言，川南坳陷中心區(qū)，即深層，埋深一般為3 200～4 500 m，勘探雖起步早（與威遠(yuǎn)氣田同步），卻并未取得實質(zhì)性突破：迄今已鉆頁巖氣評價井超過20口，但測試產(chǎn)量超過10×104m3/d的井?dāng)?shù)不足30%，至今還未建成規(guī)模氣田。勘探和研究證實，川南坳陷處于五峰組—龍馬溪組深水陸棚沉積中心區(qū)[5-7]，TOC≥3%、三礦物法脆性指數(shù)不小于50的“甜點層”[8-10]為全盆地最厚，一般10～70 m（見圖1），中心區(qū)則達(dá)30～70 m。

圖1 四川盆地五峰組－龍馬溪組“甜點層”分布圖（據(jù)文獻(xiàn)[1,5-10]修改）

在如此優(yōu)越的“甜點層”分布區(qū)未實現(xiàn)頁巖氣勘探突破，究其原因可能為儲集條件、地應(yīng)力、構(gòu)造條件和勘探開發(fā)技術(shù)等多因素所致。關(guān)于川南地區(qū)及其周邊五峰組—龍馬溪組儲集條件，勘探和研究人員對長寧、威遠(yuǎn)和焦石壩等氣田的儲集特征認(rèn)識比較清楚[1-4,7-8]，但對川南地區(qū)深層的認(rèn)識則相對不足，總體認(rèn)為：長寧—威遠(yuǎn)氣田為基質(zhì)孔隙型頁巖氣，儲集空間以基質(zhì)孔隙為主，裂縫孔隙不發(fā)育，滲透率低；涪陵氣田為基質(zhì)孔隙+裂縫型頁巖氣，具有構(gòu)造背景特殊、裂縫孔隙度高、滲透性好等特征；川南坳陷深層勘探面積超過5 000 km2，但儲集條件比較復(fù)雜，是以基質(zhì)孔隙型儲集層為主，還是基質(zhì)孔隙+裂縫型儲集層為主，尚沒有相關(guān)報道和明確結(jié)論，例如，該區(qū)首口頁巖氣評價井Y101井鉆于背斜核部，在富有機(jī)質(zhì)頁巖段發(fā)現(xiàn)大量宏觀裂縫，壓力系數(shù) 2.2，初始日產(chǎn)量達(dá) 43×104m3，預(yù)計該井區(qū)孔縫發(fā)育、物性和含氣性好，勘探突破在望[3]，但實測孔隙度僅2.3%～6.9%（平均4.2%，說明宏觀裂縫對孔隙度幾乎沒有貢獻(xiàn)），日產(chǎn)量在投產(chǎn)后的不到一年下降至 6×104m3左右，顯示出該井區(qū)儲集條件的復(fù)雜性以及開展裂縫孔隙評價的重要性。

裂縫孔隙（這里主要指微裂縫，下同）是形成高產(chǎn)頁巖氣的優(yōu)質(zhì)儲集空間[8,11-12]，包括頁巖中呈開啟狀的高角度縫、層理縫以及長度為幾微米到超過幾十微米、連通性較好的微裂隙，以構(gòu)造成因為主。其發(fā)育程度無疑是形成深層大氣田的重要控制因素，因此裂縫孔隙的識別和定量評價是深層頁巖儲集層表征的關(guān)鍵和重點。本文以川南坳陷深層五峰組—龍馬溪組Z101井、Y101井、L101井、T101井和Z201井5口評價井資料為基礎(chǔ)（見圖1），以裂縫孔隙表征為重點，開展裂縫孔隙和基質(zhì)孔隙的定性識別和定量評價，探究海相頁巖優(yōu)質(zhì)儲集空間發(fā)育特征及其主控因素，預(yù)測裂縫孔隙發(fā)育的潛在有利區(qū)，以期為深層頁巖氣勘探開發(fā)和核心區(qū)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù)。

2 裂縫孔隙識別與定量評價

裂縫表征是頁巖儲集空間表征的重要組成部分。目前，常用于頁巖儲集層裂縫多尺度表征的方法包括剖面/巖心觀察法、成像測井、常規(guī)電阻率測井、巖石薄片/高精度SEM（掃描電鏡顯微分析）、孔隙度-滲透率圖版法（氦氣法/壓汞法）、核磁共振法、雙孔隙介質(zhì)模型法（地質(zhì)統(tǒng)計法）7種，每種方法表征內(nèi)容、適用條件及優(yōu)缺點見表1，其中前3種適用于宏觀裂縫的精細(xì)描述，后 4種適用于微裂縫（隙）的觀察、定性判斷和定量計算。本文以黑色頁巖段儲集層微裂縫識別和定量評價為重點，優(yōu)選后 3種方法對川南坳陷深層五峰組—龍馬溪組頁巖儲集條件開展多方法、多途徑研究。

2.1 孔隙度-滲透率圖版法

孔隙度-滲透率圖版法是常規(guī)—非常規(guī)油氣地質(zhì)研究工作中識別裂縫的常用手段，在鉆井巖心和物性測試資料豐富的探區(qū)應(yīng)用較多，且可靠性高（見表1）。該方法的主要特點是利用恒速壓汞法、氦氣法等手段測量巖石樣品的孔隙度和滲透率，并依據(jù)兩者相關(guān)性和孔隙滲透性的高低定性判斷孔隙類型，進(jìn)而判斷氣藏類型。

表1 常用頁巖裂縫識別方法

圖2 川南坳陷中部深層五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層孔隙度與滲透率關(guān)系圖版

位于川南坳陷中部核心區(qū)的Z101井、Y101井、L101井及 T101井是由殼牌公司鉆探的首批五峰組—龍馬溪組頁巖氣評價井，均擁有富有機(jī)質(zhì)頁巖段鉆井巖心和孔隙度、滲透率等測試資料。筆者以這 4口井的巖心物性測試資料為基礎(chǔ)，建立川南坳陷中部深層五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層孔隙度與滲透率關(guān)系圖版（見圖 2）。圖版顯示：4口井產(chǎn)層的孔隙度與滲透率均呈正相關(guān)性，且滲透率均低至小于0.001×10-3μm2，顯示出基質(zhì)孔隙型氣層特征。物性最好的評價井為位于背斜核部的Y101井，其孔隙度為2.3%～6.9%，平均值為4.2%，滲透率一般為（130～510）×10-9μm2；其次為位于背斜核部的T101井，其孔隙度為2.9%～6.9%，平均 5.0%，滲透率（170～510）×10-9μm2（見圖 2）。物性相對較差的評價井為位于背斜翼部低部位的L101井和位于向斜區(qū)的 Z101井，其中 L101井孔隙度為2.4%～5.3%，平均為 4.0%，滲透率（90～390）×10-9μm2，Z101井孔隙度為1.8%～5.8%，平均3.8%，滲透率為（100～400）×10-9μm2。上述4口井分別位于局部構(gòu)造高點、翼部和低部位，在川南坳陷深層具有很強(qiáng)的代表性，其孔隙度均值為3.8%～5.0%，滲透率主體為（90～510）×10-9μm2，物性與長寧和涪陵氣田的基質(zhì)孔隙（基質(zhì)孔隙度一般4.6%～5.4%，基質(zhì)滲透率低于 0.01×10-3μm2）[8]相近。表明川南坳陷中部深層五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層儲集空間以基質(zhì)孔隙為主，微裂縫不發(fā)育。

2.2 核磁共振法

核磁共振法是近幾年發(fā)展起來的、快速測量巖石孔隙度和滲透率的新技術(shù)，其基本原理是利用巖樣孔隙流體中氫原子的核磁共振信號與孔隙體積呈正相關(guān)關(guān)系，測量巖石物性，定性判斷巖石孔縫類型。在核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2譜信息中，信號強(qiáng)度反映孔隙體積，弛豫時間和曲線形態(tài)反映孔喉大小，并間接反映裂縫孔隙的發(fā)育程度（見表1）。在實際應(yīng)用中，首先在實驗室針對目的層段不同儲集類型的樣品進(jìn)行核磁共振測試標(biāo)定，建立基質(zhì)孔隙型和基質(zhì)孔隙+裂縫型儲集層的核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2圖譜，然后依此對井下核磁共振測井T2圖譜進(jìn)行解釋，并識別裂縫孔隙發(fā)育段。

筆者在川南地區(qū)長寧氣田 N211井五峰組—龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)頁巖段挑選兩塊巖心樣品（樣品編號分別為N211-10、N211-24，前者裂縫不發(fā)育，后者裂縫發(fā)育）開展核磁共振測試（見圖 3），建立五峰組—龍馬溪組頁巖基質(zhì)孔隙型和基質(zhì)孔隙+裂縫型巖樣的核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2圖譜。

深度為2 236.51～2 236.76 m的N211-10號巖樣呈塊狀，無宏觀裂縫（見圖 3a）。在飽和溶液礦化度為20 000 mg/L的檢測條件下，利用低磁場核磁共振巖心分析儀（編號RecCore04）對該巖樣進(jìn)行測試，結(jié)果顯示：該巖樣核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2譜顯單峰特征，主峰信號強(qiáng)度為 110，峰值出現(xiàn)的弛豫時間為 0.8～1.0 ms（見圖 3b），總孔隙度為 4.2%～4.5%，滲透率為 4.8×10-9μm2。該巖樣因滲透率遠(yuǎn)低于0.001×10-3μm2，是典型的基質(zhì)孔隙型巖樣，其T2圖譜可作為井下基質(zhì)孔隙型儲集層核磁共振測井對比的參考依據(jù)。

深度為2 274.03～2 274.13 m的N211-24號巖樣具有因局部扭折而產(chǎn)生的大量裂縫，其中宏觀裂縫呈復(fù)雜波狀幾何結(jié)構(gòu)和分離的透鏡體狀，疏密相間（見圖3c）。筆者利用同一儀器在相同檢測條件下對該巖樣進(jìn)行測試，結(jié)果顯示：該巖樣核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2譜顯雙峰特征，首峰信號強(qiáng)度高達(dá)175（對應(yīng)的弛豫時間為1～2 ms），而第 2個峰信號強(qiáng)度僅 25（對應(yīng)弛豫時間為40～50 ms）（見圖3d），其幅度雖然不高，但顯示該巖樣有較大孔隙存在，總孔隙度為 8.5%、滲透率 0.001 9×10-3μm2。與 N211-10 號巖樣相比，N211-24 號巖樣孔隙度比前者高4%，滲透率比前者高2～3個數(shù)量級，屬于典型的基質(zhì)孔隙+裂縫型頁巖樣品，其裂縫孔隙度可能高達(dá)3%～4%。因此，該巖樣T2圖譜可作為井下基質(zhì)孔隙+裂縫型儲集層核磁共振測井對比的參考模版。

在完成五峰組—龍馬溪組基質(zhì)孔隙型和基質(zhì)孔隙+裂縫型儲集層的標(biāo)準(zhǔn)T2圖譜標(biāo)定之后（即基于上述模板），筆者選擇對川南坳陷 Z201井五峰組—龍馬溪組下部開展核磁共振測井解釋，以識別裂縫孔隙發(fā)育段。Z201井位于川南坳陷北部的大足地區(qū)（見圖1），鉆探揭示4 317～4 374 m段半深水—深水陸棚相頁巖57 m（包括硅質(zhì)頁巖、介殼層、炭質(zhì)頁巖、粉砂質(zhì)頁巖和普通頁巖等巖相），其中TOC＞2%的富有機(jī)質(zhì)頁巖段27 m、TOC＞3%的優(yōu)質(zhì)頁巖段10 m，并具備常規(guī)測井、核磁測井、地球化學(xué)、巖礦和巖心孔隙度等地質(zhì)資料，是開展深層儲集空間表征的理想資料點（見圖4）。

圖3 川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組黑色頁巖核磁共振標(biāo)準(zhǔn)T2圖譜

圖4 川南坳陷Z201井五峰組—龍馬溪組綜合柱狀圖

通過與N211-10、N211-24巖樣標(biāo)準(zhǔn)T2圖譜對比，筆者解釋發(fā)現(xiàn)（見圖4）：在Z201井4 317～4 374 m頁巖段，核磁測井響應(yīng)以單峰 T2圖譜為主，僅在4 332～4 336、4 354～4 360、4 364～4 366 及 4 368～4 370 m等深度段/點間斷出現(xiàn)少量雙峰T2圖譜（其中第2個峰信號強(qiáng)度一般低于25，其峰值出現(xiàn)的弛豫時間大多低于100 ms）。這說明該井段主體以基質(zhì)孔隙為主，但在下部局部深度點/段發(fā)育裂縫。

2.3 雙孔隙介質(zhì)模型法

雙孔隙介質(zhì)模型法是近幾年發(fā)展起來、定量計算頁巖儲集層基質(zhì)孔隙度（包括脆性礦物內(nèi)孔隙度、有機(jī)質(zhì)孔隙度和黏土礦物晶間孔隙度）及裂縫孔隙度的重要方法[8]。筆者依據(jù)如下雙孔隙介質(zhì)孔隙度數(shù)學(xué)模型[8]，對Z201井五峰組—龍馬溪組下段總孔隙度構(gòu)成進(jìn)行定量評價，進(jìn)一步揭示該井區(qū)頁巖氣主力產(chǎn)層的儲集特征。

（1）式為雙孔隙介質(zhì)孔隙度計算理論模型[8]，（2）式為基質(zhì)孔隙度計算模型[7-8]，其中，Vbri、Vclay和VTOC即為 3種物質(zhì)單位質(zhì)量對孔隙度的貢獻(xiàn)，是模型中的關(guān)鍵參數(shù)，需要選擇評價區(qū)內(nèi)裂縫不發(fā)育的資料點進(jìn)行刻度計算。（1）式、（2）式主要參數(shù)取值與計算方法見文獻(xiàn)[7-8]。

首先，在Z201井選擇4 343.8、4 358.5和4 366.0 m共3個深度點，對應(yīng)TOC值分別為1.9%、2.9%和4.0%，對模型中Vbri、Vclay和VTOC值進(jìn)行刻度計算，確定3個參數(shù)值分別為0.014、0.024和0.139 m3/t，其中Vclay和VTOC值與長寧和焦石壩氣田相近，Vbri值則明顯高于后者。然后，根據(jù)Vbri、Vclay和VTOC值的計算結(jié)果，結(jié)合該井的巖石礦物含量、TOC值和密度測井等地質(zhì)資料，對4 318.6～4 373.2 m的48個深度點進(jìn)行基質(zhì)孔隙度構(gòu)成和裂縫孔隙度測算，計算結(jié)果見圖5、圖6和圖4。

圖5 Z201井基質(zhì)孔隙度計算值與孔隙度實測值對比

圖5顯示基質(zhì)孔隙度計算值與孔隙度實測值在大多數(shù)深度點差異不大，既反映 3個刻度點選擇合理以及Vbri、Vclay和VTOC計算值符合Z201井區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖儲集空間的實際地質(zhì)狀況，可以作為預(yù)測該地區(qū)基質(zhì)孔隙度及其構(gòu)成的有效地質(zhì)依據(jù)，同時也說明該井儲集空間在大多數(shù)深度點以基質(zhì)孔隙為主，在局部深度點發(fā)育裂縫孔隙。

圖6 Z201井五峰組—龍馬溪組總孔隙度構(gòu)成剖面圖

圖6顯示Z201井五峰組—龍馬溪組48個深度點的總孔隙度由基質(zhì)孔隙度和裂縫孔隙度構(gòu)成。在4 317～4 374 m井段，總孔隙度為3.5%～6.7%（平均5.3%），其中脆性礦物內(nèi)孔隙度為 1.6%～3.6%（平均2.7%），黏土礦物晶間孔隙度為0～3.5%（平均1.5%），有機(jī)質(zhì)孔隙度為0.1%～2.3%（平均0.7%），裂縫孔隙度為 0～2.1%（平均為 0.3%），裂縫孔隙主要分布于4 342.5、4 344.8、4 348.2～4 350.8、4 353.5、4 356.1～4 357.1、4 359.8～4 360.5、4 364.0～4 365.0、4 367.5、4 369.5～4 370.0 m等不連續(xù)的深度點/段，與核磁共振響應(yīng)雙峰T2圖譜分布特征基本一致（見圖4），但與四川盆地東部（川東）涪陵氣田JY4井下部60 m裂縫孔隙集中發(fā)育段（裂縫孔隙度為0.3%～3.3%，且向底部增大，在五峰組達(dá)到3.3%的峰值）[8]不同。在TOC＞2%頁巖段（4 347.5～4 371.0 m），總孔隙度為4.6%～6.7%（平均5.5%），其中脆性礦物內(nèi)孔隙度為1.8%～3.5%（平均2.8%），黏土礦物晶間孔隙度為0～3.0%（平均1.1%），有機(jī)質(zhì)孔隙度為0.5%～2.3%（平均1.1%），裂縫孔隙度達(dá)到 0～2.1%（平均 0.5%）。在底部 10 m TOC＞3%的優(yōu)質(zhì)頁巖段（4 361.0～4 371.0 m），總孔隙度為4.6%～6.5%（平均5.3%），其中脆性礦物內(nèi)孔隙度增加至2.5%～3.6%（平均3.2%），黏土礦物晶間孔隙度減少到0～1.8%（平均0.4%），有機(jī)質(zhì)孔隙度增加為 0.7%～2.3%（平均 1.2%），裂縫孔隙度保持在 0～2.1%（平均0.5%）。這說明在Z201井富有機(jī)質(zhì)頁巖段，隨著有機(jī)質(zhì)、脆性礦物含量的快速增加和黏土含量的大幅度減少，巖石脆性增強(qiáng)，微裂縫增多，導(dǎo)致脆性礦物內(nèi)孔隙度、有機(jī)質(zhì)孔隙度和裂縫孔隙度均呈現(xiàn)不同程度的增加，黏土礦物晶間孔隙度則大量減少，這與長寧和焦石壩氣田孔隙結(jié)構(gòu)變化趨勢[8]基本一致。在富有機(jī)質(zhì)頁巖基質(zhì)孔隙構(gòu)成中，脆性礦物內(nèi)孔隙已成為主要貢獻(xiàn)者，其次為有機(jī)質(zhì)孔與黏土礦物晶間孔，這與長寧和涪陵氣田（兩者均以黏土礦物晶間孔和有機(jī)質(zhì)孔為主）存在差異（見表 2）。產(chǎn)生如此差異的原因與Z201井的頁巖巖相和高Vbri值有關(guān)：該井區(qū)發(fā)育富硅質(zhì)的半深水—深水陸棚相頁巖（井深 4 318.0～4 373.2 m），具有高脆性礦物含量（見圖4），其脆性礦物含量一般為50.5%～100.0%（平均81.4%，其中硅質(zhì)含量一般為 50%～90%），明顯高于長寧氣田（平均68.6%）和涪陵氣田（平均64.9%），其黏土礦物含量0～47.3%（平均 16.9%），遠(yuǎn)低于兩氣田；Z201井Vbri值遠(yuǎn)高于長寧氣田的0.007 9 m3/t和涪陵氣田的0.006 1 m3/t（見表2），可能與該井區(qū)含有更加豐富的放射蟲、有孔蟲等生物遺骸有關(guān)，這些生物顆粒內(nèi)殘存的大量體腔孔是頁巖儲集層脆性礦物內(nèi)孔隙的主要來源。另外，脆性礦物內(nèi)溶蝕孔、晶（粒）間孔也是頁巖儲集層脆性礦物內(nèi)孔隙的來源之一，不過數(shù)量總體較少[7]。目前，關(guān)于Z201井富有機(jī)質(zhì)頁巖脆性礦物內(nèi)孔隙的來源還需要進(jìn)一步證實。

通過上述 3種方法的定性判斷和定量表征，川南坳陷中部和北部地區(qū)深層五峰組—龍馬溪組儲集層以基質(zhì)孔隙為主，在底部局部深度點/段發(fā)育裂縫孔隙，儲集條件與長寧氣田基本相當(dāng)，較涪陵氣田差（見表 2）。

表2 Z201井五峰組—龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)頁巖與其他氣田儲集層參數(shù)對比表

3 裂縫孔隙發(fā)育差異性的控制因素分析與有利區(qū)預(yù)測

通過上述 5口井與長寧、涪陵氣田儲集條件對比發(fā)現(xiàn)，在川南坳陷及其周邊，五峰組—龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)頁巖裂縫孔隙發(fā)育程度區(qū)域變化大，主要表現(xiàn)為：位于川東地區(qū)的涪陵氣田裂縫孔隙發(fā)育，川南北部和中部及長寧地區(qū)裂縫孔隙欠發(fā)育。此差異間接說明該地區(qū)的構(gòu)造活動對頁巖儲集層的改造效果區(qū)域變化大。因此，了解川南坳陷及其周邊五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙發(fā)育的控制因素和有利區(qū)分布是當(dāng)前深層頁巖氣勘探面臨的首要任務(wù)。

筆者通過對北美主要大型頁巖氣田[13-20]和四川盆地涪陵氣田[8,20]的造縫機(jī)制研究發(fā)現(xiàn)，海相頁巖天然裂縫（主要指微裂縫）的形成一般存在前陸盆地沖斷褶皺與頁巖層滑脫變形（如 Appalachian盆地 Marcellus核心區(qū)、Arkoma盆地Woodford氣田）、晚期構(gòu)造反轉(zhuǎn)與頁巖層滑脫變形（如Haynesville頁巖氣田和四川盆地涪陵氣田）、走滑斷層周期性活動（如Fort Worth盆地Barnett核心區(qū)）3種機(jī)制[20]，前兩種均與受基底鹽運(yùn)動控制的頁巖層滑脫變形有關(guān)，是前陸盆地和疊合盆地中常見的造縫機(jī)制，第 3種主要存在于少數(shù)盆地的局部構(gòu)造帶，造縫區(qū)域相對局限，在川南坳陷基本不存在。鑒于五峰組—龍馬溪組下伏頁巖層（如筇竹寺組）普遍具有高過熱成熟度、脆性強(qiáng)及塑性差等特點[1]，在晚期構(gòu)造運(yùn)動中不具備大面積、長距離水平滑移的有利條件，難以帶動上覆頁巖層產(chǎn)生大規(guī)?；撟冃?，筆者認(rèn)為，只有受基底鹽運(yùn)動控制的晚期頁巖層滑脫變形在川南坳陷局部地區(qū)具有形成高豐度裂縫型頁巖氣田的可能性，因此基底膏鹽層發(fā)育規(guī)模與上覆頁巖層裂縫孔隙發(fā)育程度具有直接相關(guān)性?？碧胶脱芯孔C實，四川盆地東部和南部下寒武統(tǒng)龍王廟組、中寒武統(tǒng)毛莊組—張夏組廣泛發(fā)育膏鹽巖，并對該地區(qū)油氣分布具有重要的控制作用[21]。為此，筆者開展了四川盆地寒武系膏鹽層的分布研究，探索揭示川南坳陷及其周邊五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層裂縫孔隙發(fā)育的差異性，并指出裂縫孔隙可能發(fā)育的有利區(qū)。

筆者通過對Ws1井、Gs1井、Zs1井、L7井和Ys2井等一批老井開展膏鹽層統(tǒng)計分析，并結(jié)合前人研究成果[21]，編制了四川盆地寒武系膏鹽巖分布圖（見圖7）。上揚(yáng)子地區(qū)寒武系膏鹽層主要分布川南、川東南、川東和鄂西地區(qū)，總厚度變化大、單層厚度小、伴生巖石巖性組合多樣。在川南地區(qū)，膏鹽層主要發(fā)育于下寒武統(tǒng)龍王廟組，厚度一般低于15 m或無沉積（即分布不連續(xù)），局部可達(dá)30以上，例如：Z201—Z101井及其以北地區(qū)普遍無膏鹽層沉積，缺乏鹽底滑脫造縫機(jī)制，在五峰組—龍馬溪組難以產(chǎn)生大量的裂縫孔隙（裂縫孔隙度平均值一般不超過0.5%），可能是導(dǎo)致該地區(qū)勘探進(jìn)展緩慢的重要原因之一；Ws1井區(qū)雖出現(xiàn)膏鹽層沉積，但單層厚1～5 m，累計厚12 m；L7井區(qū)和Gs1井區(qū)為膏鹽巖規(guī)模分布區(qū)，前者厚度超過200 m，后者為膏質(zhì)云巖夾白色石膏，累計厚35 m。在川東南—川東—鄂西地區(qū)，膏鹽巖主要發(fā)育于下寒武統(tǒng)和中寒武統(tǒng)，厚度遠(yuǎn)大于川南地區(qū)，鹽底滑脫造縫條件優(yōu)于川南，例如：涪陵氣田位于兩套膏鹽巖疊置分布區(qū)，膏鹽巖累計厚度超過150 m，鉆探證實為滑脫造縫的有利區(qū)[3]，五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙度平均值達(dá)到1.3%（底部20 m平均值達(dá)1.9%）[8]；石柱—恩施地區(qū)膏鹽巖疊加厚度一般100～200 m，與涪陵氣田相當(dāng)。

圖7 四川盆地寒武系膏鹽巖分布圖

根據(jù)上述分析，寒武系膏鹽巖的發(fā)育規(guī)模與分布特征是導(dǎo)致五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙發(fā)育差異性的重要控制因素。在川南坳陷及其周邊，寒武系膏鹽層區(qū)域分布不均，厚度變化大，但在L7井區(qū)、Gs1井區(qū)、川東、鄂西等地區(qū)與Appalachian盆地上志留統(tǒng)Syracuse鹽巖（大面積連續(xù)分布，厚度一般超過100 m，局部可達(dá)1 000 m）[15]和Haynesville探區(qū)中侏羅統(tǒng)Louann鹽巖（大面積連續(xù)分布，厚度一般 160～430 m）[17]基本相當(dāng)，具有鹽底滑脫造縫的有利條件，在燕山期以來的構(gòu)造運(yùn)動中可以控制五峰組—龍馬溪組“甜點層”形成裂縫孔隙發(fā)育段（即基質(zhì)孔隙+裂縫型儲集層）。在川南坳陷中部和北部，因寒武系膏鹽巖規(guī)模小或無沉積，分布不連續(xù)，在晚期構(gòu)造運(yùn)動中，五峰組—龍馬溪組難以產(chǎn)生受基底鹽運(yùn)動控制的大面積頁巖層滑脫變形，因而無法形成大面積分布的基質(zhì)孔隙+裂縫型頁巖儲集層?？梢姡诖羡晗菁捌渲苓呂宸褰M—龍馬溪組分布區(qū)，L7井區(qū)、Gs1井區(qū)、川東、鄂西等地區(qū)是深層裂縫孔隙發(fā)育的潛在有利地區(qū)。

4 結(jié)論

通過對川南坳陷中部和北部 5口井裂縫孔隙的多方法識別和定量評價，初步揭示了川南地區(qū)深層五峰組—龍馬溪組頁巖儲集特征以及裂縫孔隙發(fā)育的主控因素和潛在有利區(qū)。

在川南坳陷中部深層，無論是局部構(gòu)造高點、翼部還是低部位，五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層儲集空間均以基質(zhì)孔隙為主，微裂縫不發(fā)育，物性與長寧、威遠(yuǎn)和涪陵氣田的基質(zhì)孔隙相近。

在川南坳陷北部深層，五峰組—龍馬溪組黑色頁巖段以基質(zhì)孔隙為主，裂縫孔隙主要分布于下部不連續(xù)的深度點/段，總孔隙度為3.5%～6.7%（平均5.3%），裂縫孔隙度為0～2.1%（平均為0.3%）。

寒武系膏鹽巖的發(fā)育規(guī)模與分布特征是五峰組—龍馬溪組裂縫孔隙發(fā)育的關(guān)鍵控制因素。在川南坳陷中部和北部，因寒武系膏鹽巖規(guī)模小或無沉積，分布不連續(xù)，在燕山期以來的構(gòu)造運(yùn)動中，五峰組—龍馬溪組難以產(chǎn)生受基底鹽運(yùn)動控制的大面積頁巖層滑脫變形，因而無法形成大面積分布的基質(zhì)孔隙+裂縫型頁巖儲集層。L7井區(qū)、Gs1井區(qū)、川東、鄂西等地區(qū)寒武系膏鹽層厚度大且分布穩(wěn)定，五峰組—龍馬溪組“甜點層”在燕山期以來的鹽底滑脫構(gòu)造中易形成裂縫孔隙發(fā)育段，是深層裂縫孔隙發(fā)育的潛在有利地區(qū)。

符號注釋：

Abri——脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；Aclay——黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；ATOC——有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；GR——自然伽馬，API；Rt——電阻率，?·m；T2——橫向馳豫時間，ms；TOC——總有機(jī)碳含量，%；Vbri——單位質(zhì)量脆性礦物內(nèi)微孔隙體積，m3/t；Vclay——單位質(zhì)量黏土礦物內(nèi)微孔隙體積，m3/t；VTOC——單位質(zhì)量有機(jī)質(zhì)內(nèi)微孔隙體積，m3/t；φfrac——頁巖裂縫孔隙度，%；φmatrix——頁巖基質(zhì)孔隙度，%；φtotal——頁巖總孔隙度，%； ——頁巖巖石密度，t/m3。

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（編輯 魏瑋 王大銳）

Fracture pore evaluation of the Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi Formations in southern Sichuan Basin, SW China

WANG Yuman1, WANG Hongkun2, ZHANG Chenchen1, LI Xinjing1, DONG Dazhong1
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China)

The reservoir characteristics of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formations in southern Sichuan Basin were preliminarily revealed in this study by identifying and quantitatively evaluating the fracture pores of five appraisal wells in the central and northern parts of the southern Sichuan Depression by several methods. Four conclusions were reached as follows： (1) In the central zone of the Depression, the deep reservoir space of the Wufeng-Longmaxi producing pay is composed mainly of matrix pores and the microcracks are not common, whether on the local structural highs, flanks or lows. The physical properties are similar to that of the matrix pores in Changning, Weiyuan and Fuling gas fields. (2) In the northern zone of the Depression, the deep reservoir space of the Wufeng-Longmaxi black shale is composed mainly of matrix pores, and fracture pores mainly occur in local discrete intervals, with a total porosity range from 3.5% to 6.7%, on average 5.3%, and fracture porosity of 0-2.1%, on average 0.3%. (3) In the central and northern parts of the southern Sichuan Depression, the Wufeng-Longmaxi producing pays have undeveloped fracture pores and chiefly extensively distributed matrix pores, indirectly indicating relatively stable tectonic activities and corresponding weaker reservoir reworking there than Fuling field located in eastern Sichuan Basin. (4) The size and distribution of the gypsum-salt layer in the Cambrian are the key controlling factors of fracture pore development in the Wufeng-Longmaxi Formations. Therefore, the areas including Wellblocks L7, GS1, eastern Sichuan Basin and western Hubei province, where gypsum-salt layer in the Cambrian is thick and stable,and fracture intervals are likely to occur in the Wufeng-Longmaxi producing pay controlled by decollement structure above salt structure since the Yanshan Movement, are the potential favorable areas for fracture pore development.

Sichuan Basin; southern Sichuan Depression; shale gas; Upper Ordovician Wufeng Formation; Lower Silurian Longmaxi Formation; matrix pore; fracture pore; gypsum-salt layer; decollement

國家科技重大專項（2017ZX05035001-001）；中國科學(xué)院A類戰(zhàn)略性先導(dǎo)科技專項（XDA01010103）；中國石油勘探與生產(chǎn)分公司頁巖氣資源評價與戰(zhàn)略選區(qū)課題（101016kt1012001b24）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0531-09

10.11698/PED.2017.04.06

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王玉滿（1968-），男，湖北荊門人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事沉積儲集層與非常規(guī)油氣地質(zhì)研究。地址：北京海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心，郵政編碼：100083。E-mail：wangyuman@petrochina.com.cn

2016-12-16

2017-05-15