四川盆地上二叠统大隆组页岩储层特征及其控制因素
叶玥豪, 陈伟, 汪华, 宋金民, 明盈, 戴鑫, 李智武, 孙豪飞, 马小刚, 刘婷婷, 唐辉, 刘树根
石油与天然气地质
2024, 45 ( 4):
979-991.
DOI: 10.11743/ogg20240406
四川盆地开江-梁平海槽内上二叠统大隆组发育海相黑色页岩。近期LY1，DY1和HY1井在大隆组勘探发现高产页岩气，显示川北大隆组海相页岩气勘探潜力巨大，研究其页岩储层特征与控制因素具有非常重要的意义。以DY1井为研究对象，开展了大隆组页岩有机地球化学、脆性矿物含量、孔隙类型和孔隙结构等方面研究，探讨其储层特征与控制因素。结果表明：①大隆组黑色页岩为深水陆棚沉积，主要发育硅质页岩和混合质页岩岩相，脆性矿物含量高；②黑色页岩有机质丰度高，总有机碳含量（TOC）平均可达7.84 %，有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型，孔隙度较高，平均可达5.78 %，储集空间以有机质孔为主，微孔峰值高；③热演化程度、有机质类型和丰度控制黑色页岩孔隙发育程度，碳酸盐矿物对孔隙发育起破坏作用。
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图6
四川盆地川北地区DY1井大隆组有机地球化学特征
a.干酪根碳同位素；b.有机质成熟度（Ro）
正文中引用本图/表的段落
有机显微组分测试结果表明，大隆组黑色页岩中有机显微组分以壳质体为主，镜质组次之，偶见腐泥组和惰性组（图5）。壳质组在显微镜下呈现不规则团块，边缘模糊，原始组分为底栖藻类体和孢粉体（图5）；镜质体在油浸反射光下呈灰色，形态以块状、片状为主，无内部结构，边缘清晰；沥青有机组分以贫氢组分为主，呈不规则状，在反射光下呈灰-灰白色（图5）。壳质组分含量为61.0 %～75.0 %，平均为71.25 %，镜质组含量介于22.0 %～26.0 %，平均24.0 %，类型指数（TI）为15.8～22.3。干酪根碳同位素测试结果显示，大隆组干酪根碳同位素值（δ13C）介于-27.3 ‰～-25.9 ‰（图6a），显示其干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型，表明大隆组具有较好的生烃潜力。
DY1井上二叠统镜质体反射率（Ro）测试如图6b，介于2.40 %～2.65 %，平均为2.63 %，处于过成熟阶段，原油开始裂解，具有较好的生气条件。
扫描电镜下有机质呈现出多样的形态特征，包括原始干酪根和迁移有机质（原油裂解形成），但有机质表面孔非均质性较强，部分有机质表面不发育有机质孔（图7a， e），该类有机质主要为块状，与围岩边界清晰，或表现为条带状有机质内部紧密。前人研究认为有机质显微组分对有机质孔的发育有着重要的控制作用［32-34］，低富氢组分的镜质体和惰质体在热演化过程中，很难发育有机质孔［12， 35］。DY1井大隆组发育大量镜质组和腐植无定形体，在热演化过程中很难发育大量有机质孔（图7a， d），富氢无定形体在生烃、裂解过程中伴随有有机质的形成，但孔径较小（图7e）。迁移有机质内部大多发育有机质孔，但孔径较小，一般为几到几十纳米（图6b）。
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