四川盆地“槽-隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因

doi:10.11743/ogg20240209

石油与天然气地质 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (2): 420-439.doi: 10.11743/ogg20240209

四川盆地“槽-隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因

何骁¹(), 郑马嘉², 刘勇¹, 赵群³, 石学文⁴, 姜振学⁵(), 吴伟⁴, 伍亚², 宁诗坦⁵, 唐相路⁵, 刘达东⁵

^1.中国石油西南油气田分公司，四川成都 610051
^2.中国石油西南油气田分公司开发事业部，四川成都 610051
^3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083
^4.中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川成都 610051
^5.中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249

收稿日期:2023-10-28 修回日期:2024-03-18 出版日期:2024-04-30 发布日期:2024-04-30
通讯作者: 姜振学 E-mail:hexiao@petrochina.com.cn;jiangzx@cup.edu.cn
第一作者简介:何骁（1969—），男，博士、高级工程师，常规和非常规油气开发研究及技术管理。E-mail： hexiao@petrochina.com.cn。
基金项目:
国家自然科学基金项目(42372144);中石油西南油气田分公司蜀南气矿2023年度科研计划项目（XNS蜀南矿JS2023-539）

Characteristics and differential origin of Qiongzhusi Formation shale reservoirs under the “aulacogen-uplift” tectonic setting， Sichuan Basin

Xiao HE¹(), Maja ZHENG², Yong LIU¹, Qun ZHAO³, Xuewen Shi⁴, Zhenxue Jiang⁵(), Wei WU⁴, Ya WU², Shitan NING⁵, Xianglu TANG⁵, Dadong LIU⁵

^1.Southwest Oil & Gas Field Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China
^2.Petroleum Development Division，Southwest Oil & Gas Field Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China
^3.Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
^4.Shale Gas Research Institute，Southwest Oil and Gas Field Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China
^5.National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China

Received:2023-10-28 Revised:2024-03-18 Online:2024-04-30 Published:2024-04-30
Contact: Zhenxue Jiang E-mail:hexiao@petrochina.com.cn;jiangzx@cup.edu.cn

摘要/Abstract

摘要：

四川盆地寒武系筇竹寺组是继五峰组-龙马溪组后页岩气勘探开发的重要接替层位，目前在德阳-安岳裂陷槽中心和槽缘部署的Z201井和WY1井页岩气勘探取得良好效果，但裂陷槽内筇竹寺组页岩储层发育特征仍不清楚。以槽内中心Z201井和槽缘WY1井为重点，结合其他页岩气勘探开发资料，系统分析了研究区筇竹寺组页岩各小层矿物特征、有机地化特征、储层及储集空间特征、含气性特征。研究结果表明：①筇竹寺组可划分为8个小层，页岩整体以脆性矿物为主，总有机碳含量（TOC）普遍大于1 %，为优质烃源岩，且槽内TOC高于槽缘，具备良好的生气条件。②筇竹寺组页岩有机孔与无机孔均发育，槽内孔隙发育更好，具有极高的含气量。1，3，5和7小层黑色页岩储层品质较好，5小层储层品质最优。③德阳-安岳裂陷槽控制了筇竹寺组页岩储层发育，槽内Z201井钻遇的筇竹寺组页岩储层优于槽缘WY1井。④乐山-龙女寺古隆起控制筇竹寺组页岩有机质演化程度，古隆起内筇竹寺组有机质热演化成熟度普遍低于古隆起外，隆起区适中的热演化程度具备大规模富气的条件。筇竹寺组页岩储层各项条件较好，是未来页岩气勘探开发的主要接替区域。

关键词: 德阳-安岳裂陷槽, 乐山-龙女寺古隆起, 储层特征, 页岩气, 筇竹寺组, 寒武系, 四川盆地

Abstract:

The Qiongzhusi Formation， following the Wufeng-Longmaxi formations， has been recognized as a promising target for future shale gas exploration and exploitation in the Sichuan Basin. Presently， notable achievements have been made in shale gas exploration in wells Z201 and WY1， drilled at the center and margin of the Deyang-Anyue aulacogen， respectively. However， there is a lack of clear understanding of the Qiongzhusi Formation shale reservoirs occurring in the aulacogen. Focusing on wells Z201 and WY1， coupled with other data on shale gas exploration and exploitation， we systematically analyze the mineral and organic geochemical characteristics， reservoir and storage space characteristics， and gas-bearing properties of each shale in the Qiongzhusi Formationin the study area. Key findings are outlined as follows. （1） The Qiongzhusi Formation shales in the study area can be divided into eight layers， predominantly composed of brittle minerals overall. This formation generally exhibits total organic carbon （TOC） content exceeding 1 %， suggesting high-quality source rocks. Furthermore， the TOC content is higher within the aulacogen than on its margin， indicating favorable gas generation conditions.aulacogen （2） Both organic and inorganic pores are found in the Qiongzhusi Formation shales， more prevalent within the aulacogen， contributing to extremely high gas content. Black shale reservoirs in layers 1， 3， 5， and 7 exhibit high quality， especially the layer 5. （3） The quality of shale reservoirs in the Qiongzhusi Formation is governed by the Deyang-Anyue aulacogen. Specifically， reservoirs encountered in drilling well Z201， situated within the aulacogen， exhibit superior characteristics compared to those in well WY1 located at the margin. （4） The degree of organic matter evolution in the Qiongzhusi Formation shales is significantly influenced by the Leshan-Longnvsi paleo-uplift. The organic matter generally tends to be less mature within than outside. The moderate-degree organic matter evolution within the paleo-uplift creates conditions favorable to large-scale gas enrichment. Therefore， high-quality Qiongzhusi Formation shale reservoirs are identified as a major successor play for future shale gas exploration and exploitation.

Key words: Deyang-Anyue aulacogen, Leshan-Longnvsi paleouplift, reservoir characteristics, shale gas, Qiongzhusi Formation, Cambrian, Sichuan Basin

中图分类号:

TE122.2

何骁,郑马嘉,刘勇,等. 四川盆地“槽-隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(2): 420-439. doi: 10.11743/ogg20240209 Xiao HE,Maja ZHENG,Yong LIU,et al. Characteristics and differential origin of Qiongzhusi Formation shale reservoirs under the “aulacogen-uplift” tectonic setting， Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(2): 420-439. doi: 10.11743/ogg20240209

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参考文献 57

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井号	地层		深度/m	层厚/m
Z201井	筇二段		4 292.0 ~ 4 487.1	195.1
	筇一段	筇一¹亚段	4 487.1 ~ 4 621.1	134.0
	筇一段	筇一²亚段	4 462.1 ~ 4 868.3	247.7
WY1井	筇二段		4 167.5 ~ 4 243.2	75.7
	筇一段	筇一¹亚段	4 243.2 ~ 4 364.7	121.5
	筇一段	筇一²亚段	4 364.7 ~ 4 477.5	112.8
W207井	筇二段		2 987.5 ~ 3 049.1	61.6
	筇一段	筇一¹亚段	3 049.1 ~ 3 144.7	95.6
	筇一段	筇一²亚段	3 144.7 ~ 3 247.5	102.8

样品位置	井名	层位	埋深/m	R_o（拉曼）/%		δ¹³C（干酪根）/‰
样品位置	井名	层位	埋深/m	范围	平均值	范围	平均值
槽内	Z201	筇竹寺组	4 893.29	3.29 ~ 3.44	3.36	-29.93 ~ -28.61	-29.41
	GS17	筇竹寺组	4 976.86	3.54 ~ 3.60	3.57	-31.05 ~ -28.23	-30.04
	N206	筇竹寺组	1 863.57	3.71 ~ 3.75	3.74	-31.42 ~ -29.86	-31.14
	N208	筇竹寺组	3 237.97	3.72 ~ 3.81	3.78	-30.12 ~ -27.59	-29.55
槽外	W201	筇竹寺组	2 822.42	3.02 ~ 3.33	3.22	-31.86 ~ -27.74	-30.23
	JS1	筇竹寺组	3 280.52	3.41 ~ 3.50	3.46	-31.00 ~ -29.30	-30.58
	PT1	筇竹寺组	3 280.52	3.38 ~ 3.52	3.44	-34.08 ~ -30.64	-32.33

地层	储层编号	样品数/个	孔隙度/%
地层	储层编号	样品数/个	最大值	最小值	平均值
合计		190	6.21	0.18	3.91
筇二段	7小层	26	5.29	1.60	4.39
筇一¹亚段	5小层	58	6.21	1.39	4.60
筇一²亚段	3小层	64	4.76	1.42	3.82
筇一²亚段	1小层	14	4.64	1.20	3.12
麦地坪组	MDP	28	6.26	0.18	2.86

参数	储层分类
参数	Ⅰ类	Ⅱ类	Ⅲ类
TOC/%	≥2	1 ~ 2	<1
有效孔隙度/%	≥4	2 ~ 3	<2
脆性指数/%	≥55	35 ~ 55	100
含气量/（m³/t）	≥2	1 ~ 2	<2

井名	地层	小层编号	起始深度/m	终止深度/m	地层厚度/m	储层厚度/m	有效孔隙度/%	含水饱和度/%	黏土矿物含量/%	碳酸盐矿物含量/%	石英含量/%	脆性指数/%	TOC/%	吸附气含量/（m³/t）	游离气含量/（m³/t）	总含气量/（m³/t）	储层类型
Z201	筇二段	7	4 460.9	4 487	26.1	2.4	4.8	32.2	24.3	0	63.0	69.0	2.1	1.5	5.7	7.2	Ⅱ类
	筇一²亚段	5	4 563.2	4 620.9	57.7	40.6	4.8	25.4	21.3	1.4	64.0	71.2	2.8	1.7	6.3	8.0	Ⅰ类
	筇一¹亚段	3	4 740.4	4 809.3	68.9	15.0	3.9	25.3	13.6	12.5	63.1	80.4	2.7	1.7	5.0	6.6	Ⅰ类
	筇一¹亚段	1	4 846.9	4 868.8	21.9	4.1	3.9	24.7	9.6	12.4	67.0	83.8	3.2	1.9	5.0	6.8	Ⅰ类
WY1	筇二段	7	4 219.1	4 243.2	24.1	0.6	4.0	37.8	34.9	6.2	45.4	57.0	2.1	1.4	3.7	5.2	II类
	筇一²亚段	5	4 314.9	4 364.7	49.8	18.0	4.4	22.6	34.2	3.2	48.1	63.1	2.5	1.6	6.4	8.0	Ⅰ+Ⅱ类
	筇一¹亚段	3	4 403.9	4 448.7	44.8	23.0	3.7	19.3	35.8	2.2	47.4	66.2	2.8	1.7	5.8	7.5	Ⅰ+Ⅱ类
	筇一¹亚段	1	4 463.5	4 477.5	14.0	0	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	Ⅲ类

四川盆地“槽-隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因

Characteristics and differential origin of Qiongzhusi Formation shale reservoirs under the “aulacogen-uplift” tectonic setting， Sichuan Basin

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