川东五峰组-龙马溪组深层-超深层页岩储层特征与差异

doi:10.11743/ogg20250611

石油与天然气地质 ›› 2025, Vol. 46 ›› Issue (6): 1907-1926.doi: 10.11743/ogg20250611

川东五峰组-龙马溪组深层-超深层页岩储层特征与差异

孙川翔¹^,²^,³(), 张珂⁴, 聂海宽¹^,²^,³(), 苏海琨⁴, 万成祥¹^,²^,³, 边瑞康¹^,²^,³, 俞凌杰¹^,², 杨振恒¹^,²

^1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206
^2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 102206
^3.中国石油化工集团公司页岩油气勘探开发重点实验室，北京 102206
^4.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083

收稿日期:2025-04-01 修回日期:2025-06-30 出版日期:2025-12-30 发布日期:2025-12-25
通讯作者: 聂海宽 E-mail:suncx.syky@sinopec.com;niehk.syky@sinopec.com
第一作者简介:孙川翔（1990—）硕士、副研究员，非常规油气地质。E‑mail： suncx.syky@sinopec.com。
基金项目:
国家自然科学重点基金项目(42130803);国家自然科学基金项目(41872124);中国石化科技项目(P23132)

Comparative analysis of deep and ultra-deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations， eastern Sichuan Basin

Chuanxiang SUN¹^,²^,³(), Ke ZHANG⁴, Haikuan NIE¹^,²^,³(), Haikun SU⁴, Chengxiang WAN¹^,²^,³, Ruikang BIAN¹^,²^,³, Lingjie YU¹^,², Zhenheng YANG¹^,²

^1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development，Beijing 102206，China
^2.Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 102206，China
^3.Key Laboratory of Shale Oil/Gas Exploration and Production，SINOPEC，Beijing 102206，China
^4.School of Energy Resources，China University of Geosciences （Beijing），Beijing 100083，China

Received:2025-04-01 Revised:2025-06-30 Online:2025-12-30 Published:2025-12-25
Contact: Haikuan NIE E-mail:suncx.syky@sinopec.com;niehk.syky@sinopec.com

摘要/Abstract

摘要：

四川盆地五峰组-龙马溪组深层-超深层页岩气资源潜力大，但其储层特征与中-浅层存在显著差异。以川东凤来和梁平地区深层（埋深> 3 500 m）和超深层（埋深> 4 500 m）页岩为重点研究对象，通过场发射扫描电镜（FE-SEM）观测、高压压汞-气体吸附联合孔隙表征、聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）三维孔隙重构、覆压孔-渗测试及流体包裹体显微测温等实验分析，结合与涪陵焦石坝中-浅层页岩储层的系统对比，阐明了深层-超深层页岩储层特征及其与中-浅层差异的主控因素。研究表明：①川东深层-超深层富有机质硅质页岩仍保持良好储集性能，表现为有机质孔主导的孔隙结构、相对较高的孔隙度和渗透率，并具有较强抗压实能力和有限裂缝-流体活动。②与中-浅层页岩储层相比，深层-超深层页岩无机质孔和微裂缝发育程度显著降低，介孔-宏孔占比增加，且受上覆压力影响渗透率显著下降。③深层-超深层与中-浅层储层差异主要受构造位置、矿物组分、成岩作用、构造演化和裂缝-流体活动共同控制。研究成果为四川盆地深层-超深层页岩气勘探开发提供了地质依据。

关键词: 主控因素, 孔隙结构, 储层特征, 页岩, 深层-超深层, 川东地区

Abstract:

The Wufeng-Longmaxi formations in the Sichuan Basin hold considerable potential for deep and ultra-deep shale gas resources. However， their deep and ultra-deep reservoirs exhibit significantly different characteristics compared to their medium and shallow counterparts. In this study， we investigate deep （burial depth > 3 500 m） and ultra-deep （burial depth > 4 500 m） shales in the Fenglai and Liangping areas in the eastern Sichuan Basin through a series of experiments and analyses， including field emission scanning electron microscopy （FE-SEM）， pore characterization using high-pressure mercury injection （HPMI） combined with gas adsorption， 3D pore reconstruction using focused ion beam-scanning electron microscopy （FIB-SEM）， porosity and permeability tests under confining pressure， and fluid inclusion microthermometry. Furthermore， comparative analysis is conducted with the shallow to medium-depth shale reservoirs in the Jiaoshiba area， Fuling shale gas field. Accordingly， the characteristics of deep and ultra-deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations in both areas are elucidated， and the primary factors that distinguish them from the medium and shallow shale reservoirs are identified. The results indicate that the deep and ultra-deep organic-rich siliceous shales in the eastern Sichuan Basin still retain favorable reservoir properties， including organic matter-dominated pore systems， relatively high porosity and permeability， strong resistance to compaction， and limited fracture-fluid activity. Compared to the medium and shallow shale reservoirs， the deep and ultra-deep shales exhibit a significantly decreased density of inorganic pores and microfractures， a higher proportion of meso-to-macro-pores， and markedly lower permeability under the influence of higher overburden pressure. These differences are primarily controlled by the combined effects of tectonic location， mineral composition， diagenesis， tectonic evolution， and fracture-fluid activity. These findings serve to provide a geological basis for the exploration and exploitation of deep and ultra-deep shale gas resources in the Sichuan Basin.

Key words: primary controlling factor, pore structure, reservoir characteristics, ultra-deep shale, deep shale, eastern Sichuan Basin

中图分类号:

TE122.2

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参考文献 54

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层位	埋深/m	孔容/（mL/g）				孔容占比/%			孔隙比表面积/（m²/g）
层位	埋深/m	微孔	介孔	大孔	累计	微孔	介孔	宏孔	孔隙比表面积/（m²/g）
平均值		0.007 17	0.010 57	0.001 13	0.018 87	38	56	6	16.548
龙马溪组	4 157.69	0.005 93	0.009 53	0.001 36	0.016 82	35	57	8	13.596
龙马溪组	4 167.25	0.006 18	0.010 53	0.001 07	0.017 78	35	59	6	14.615
龙马溪组	4 174.45	0.006 45	0.007 64	0.001 12	0.015 21	42	50	7	14.371
龙马溪组	4 177.86	0.003 51	0.007 14	0.000 91	0.011 56	30	62	8	8.437
龙马溪组	4 179.43	0.006 63	0.008 90	0.000 70	0.016 20	41	55	4	14.746
五峰组	4 182.56	0.008 52	0.013 48	0.000 91	0.022 91	37	59	4	20.014
五峰组	4 183.55	0.008 96	0.011 09	0.001 33	0.021 38	42	52	6	20.411
五峰组	4 184.36	0.011 17	0.016 28	0.001 55	0.029 00	39	56	5	26.197

压力/MPa	样品JY11-6		样品JY11-10		样品JY11-11
压力/MPa	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）
5	3.19	0.004 09	4.14	0.001 25	4.08	0.001 22
10	3.06	0.003 89	4.00	0.001 18	3.92	0.001 14
20	2.92	0.003 69	3.83	0.001 10	3.75	0.001 07
30	2.81	0.003 49	3.70	0.001 04	3.64	0.001 01
40	2.75	0.003 29	3.61	0.000 99	3.55	0.000 97
50	2.69	0.003 09	3.53	0.000 95	3.46	0.000 92

层位	埋深/m	孔容/（mL/g）				孔容占比/%			孔隙比表面积/（m²/g）
层位	埋深/m	微孔	介孔	大孔	累计	微孔	介孔	宏孔	孔隙比表面积/（m²/g）
平均值		0.008 760	0.013 690	0.008 060	0.030 510	29	45	26	20.343
龙马溪组	5 950.54	0.006 120	0.011 560	0.001 081	0.018 761	33	62	6	14.523
龙马溪组	5 952.12	0.005 060	0.010 290	0.000 741	0.016 091	31	64	5	11.959
龙马溪组	5 953.55	0.008 690	0.011 790	0.003 965	0.024 445	36	48	16	19.793
龙马溪组	5 955.05	0.004 800	0.006 210	0.001 526	0.012 536	38	50	12	10.066
龙马溪组	5 957.91	0.016 320	0.012 410	0.060 193	0.088 923	18	14	68	36.592
五峰组	5 959.82	0.010 800	0.019 500	0.001 432	0.031 732	34	61	5	26.008
五峰组	5 961.86	0.009 040	0.016 430	0.000 951	0.026 421	34	62	4	21.473
五峰组	5 963.09	0.007 550	0.014 530	0.001 317	0.023 397	32	62	6	17.760
五峰组	5 965.41	0.010 460	0.020 490	0.001 346	0.032 296	32	63	4	24.920

压力/MPa	样品PS1-3		样品PS1-5		样品PS1-12
压力/MPa	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）	孔隙度/%	渗透率/（10^-3 μm²）
5	6.75	0.002 75	4.76	0.005 16	5.87	0.010 80
10	6.56	0.002 40	4.57	0.004 99	5.68	0.008 81
20	6.41	0.002 22	4.42	0.004 82	5.47	0.007 14
30	6.32	0.002 05	4.32	0.004 65	5.34	0.005 97
40	6.22	0.001 87	4.23	0.004 48	5.21	0.005 64
50	6.17	0.001 69	4.18	0.004 32	5.14	0.005 47

井号	JY1	JY11	PS1
埋深/m	2 415	4 185	5 970
TOC/%	3.69	2.55	3.66
孔隙度/%	4.70	4.10	5.30
主要孔隙类型和大小	有机质孔和无机质孔均发育、大小均一性高	有机质孔为主、孔隙大小均一性低	有机质孔为主、孔隙大小均一性较高
孔隙结构特征	微孔和介孔为主	微孔和介孔为主	微孔和介孔为主，大孔较发育
GR/API	182	168	184
U/Th	1.150	0.768	1.695
石英含量/%	44.6	45.0	50.3
黏土矿物含量/%	34.5	37.8	30.5
碳酸盐矿物含量/%	9.7	8.3	8.1
岩相类型	高有机质黏土质硅质页岩	中有机质黏土质硅质页岩	高有机质硅质页岩
WF2—LM4笔石页岩厚度/m	19.0	16.0	17.2
压力系数	1.55	1.20 ~ 1.30	1.95

川东五峰组-龙马溪组深层-超深层页岩储层特征与差异

Comparative analysis of deep and ultra-deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations， eastern Sichuan Basin

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