黔北正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣隨鉆C同位素特征及地質(zhì)意義

吳 松, 于繼良*, 李海龍, 藍寶鋒, 李 龍, 何新兵, 李剛權(quán)

黔北正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣隨鉆C同位素特征及地質(zhì)意義

吳 松1, 于繼良1*, 李海龍1, 藍寶鋒2, 3, 李 龍1, 何新兵1, 李剛權(quán)1

(1. 貴州頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司, 貴州 遵義 563400; 2. 貴州能源產(chǎn)業(yè)研究院有限公司, 貴州 貴陽 550025; 3. 自然資源部 復(fù)雜構(gòu)造區(qū)非常規(guī)天然氣評價與開發(fā)重點實驗室, 貴州 貴陽 550025)

C同位素分析已應(yīng)用于鉆探現(xiàn)場, 可以實時連續(xù)監(jiān)測隨鉆泥漿氣及巖屑罐頂氣C同位素值的變化情況, 分析頁巖氣富集規(guī)律與勘探潛力。黔北正安地區(qū)3個平臺(Ay1、Ay2、Ay4)隨鉆泥漿氣與巖屑罐頂氣的C同位素結(jié)果顯示, 泥漿氣縱向上從石牛欄組至五峰組的C同位素總體由重變輕, C同位素倒轉(zhuǎn)主要出現(xiàn)在龍馬溪組, C同位素從S14→S12→O3先變重后變輕, S12的C同位素倒轉(zhuǎn)程度明顯。根據(jù)巖屑罐頂氣C同位素分餾特征將五峰組–新灘組劃分為5段, 第2、3段C同位素分餾程度均勻且較高(2.51‰～4.59‰, 平均3.60‰), 放氣量及氣測值具有相應(yīng)的響應(yīng)特征; 第2段(S11～S12)中上部響應(yīng)特征更明顯, 具備良好的孔隙度及含氣性。龍馬溪組δ13C1主要分布在?36‰～?32‰之間, 平均?33.47‰, δ13C2主要分布在?38‰～?34‰之間, 平均?35.58‰, δ13C1和δ13C2的倒轉(zhuǎn)主要開始于S13, 龍馬溪組頁巖氣主要由原油裂解氣貢獻。各平臺間濕度存在差異(Ay1平臺>Ay2平臺>Ay4平臺), 反映了不同構(gòu)造位置熱演化程度的差異, 五峰組–龍馬溪組的熱演化程度高于威遠地區(qū), 低于焦石壩及長寧地區(qū), 與富順–永川、南川地區(qū)相近。通過C同位素分餾特征、放氣量及孔隙壓力指數(shù)結(jié)合儲層評價相關(guān)參數(shù), 對Ay1-X井五峰組–龍馬溪組縱向上甜點劃分3類, 進一步確定了龍馬溪組最優(yōu)甜點段為龍馬溪組底部3.2 m, 具有巖屑罐頂氣C同位素重、分餾程度高、生烴能力強、總含氣量高、可壓裂性好、有機孔發(fā)育、空隙壓力指數(shù)大等特點, 為黔北正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組箱體選擇提供了理論依據(jù)。

頁巖氣; 五峰組–龍馬溪組, C同位素錄井; 甜點識別; 黔北地區(qū)

0 引 言

常壓頁巖氣是中國頁巖氣勘探開發(fā)的重要類型之一, 其中南方常壓頁巖氣可采資源量為9.08×1012m3(方志雄, 2019), 前景廣闊。目前在渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶南川–武隆等地區(qū)取得了很好的勘探開發(fā)實踐效果(何希鵬等, 2020; Sun et al., 2021)。近年來針對黔北地區(qū)牛蹄塘組、龍?zhí)督M、五峰組–龍馬溪組頁巖氣開展了大量研究工作(李超等, 2019; 史樹勇等, 2019; 伍耀文等, 2019; 鄧恩德等, 2020; 張大權(quán)等, 2022), 其中, 研究熱點及開發(fā)層位主要為五峰組–龍馬溪組。黔北正安地區(qū)的頁巖氣勘探開發(fā)實踐證實了區(qū)內(nèi)五峰組–龍馬溪組頁巖氣屬于常壓頁巖氣藏, 探明優(yōu)質(zhì)頁巖厚度約10～30 m, 熱演化程度大于2%, 平均有機碳含量為3.46%, 脆性礦物占64.1%以上, 總含氣量為1.0～6.5 m3/t, 地層埋深適中, 現(xiàn)場測試產(chǎn)氣量為(1.8～5.8)×104m3/d, 具備一定的勘探開發(fā)潛力(張福等, 2020; Lan et al., 2022)。

C同位素是油氣地球化學(xué)研究的重要內(nèi)容, 氣體C同位素包含氣體母質(zhì)來源、成烴演化、成藏過程和次生變化等方面的信息, 能夠反映天然氣的來源及運移過程, 分析天然氣的成因及熱演化程度(賀聰?shù)? 2016; Song et al., 2021)。C同位素在常規(guī)氣藏研究中的應(yīng)用同樣也適用于頁巖氣勘探領(lǐng)域(牛強等, 2020), 頁巖氣C同位素的縱向變化與頁巖氣的原地賦存特征和成藏規(guī)律有關(guān), 可以通過C同位素判別頁巖氣成因, 分析頁巖氣富集規(guī)律與勘探潛力(賀聰?shù)? 2016; 牛強等, 2020), 為頁巖氣地質(zhì)甜點分析提供理論依據(jù)。頁巖氣藏普遍具有C同位素倒轉(zhuǎn)的現(xiàn)象, 同位素倒轉(zhuǎn)通常與儲層的超壓及天然氣高產(chǎn)有關(guān), 其倒轉(zhuǎn)程度與單井產(chǎn)能有一定關(guān)系(賀聰?shù)? 2016; Milkov et al., 2020)。提高單井產(chǎn)量是實現(xiàn)效益開發(fā)的核心, 差中選優(yōu)、優(yōu)中選甜是其中重要的一環(huán)。氣體C同位素分析已應(yīng)用于鉆探現(xiàn)場(張家政等, 2019; 牛強等, 2020), 可實時連續(xù)監(jiān)測隨鉆泥漿氣及巖屑罐頂氣C同位素值變化情況。本研究基于黔北正安地區(qū)不同構(gòu)造位置的3個平臺(Ay1、Ay2、Ay4; 圖1)開展實時泥漿氣與巖屑罐頂氣C同位素錄井, 分析正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣C同位素倒轉(zhuǎn)特征、熱演化特征和巖屑罐頂氣C同位素分餾特征, 開展甜點識別, 為區(qū)內(nèi)五峰組–龍馬溪組頁巖氣箱體選擇提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

黔北正安地區(qū)構(gòu)造位置主體處于武陵坳陷內(nèi), 位于中上揚子地塊東南部邊緣與雪峰山基底拆離造山帶之間, 即川東隔槽式褶皺帶西側(cè)。地處云貴高原向湖南丘陵和四川盆地過渡的斜坡地帶, 受加里東期、海西期、燕山–喜山期等多期構(gòu)造運動影響, 研究區(qū)構(gòu)造形跡的展布方向主要為NE向, 次為近SN向(戴傳固, 2013), 在區(qū)內(nèi)形成一系列向斜群(圖1), 五峰組–龍馬溪組富有機質(zhì)頁巖殘存于各向斜內(nèi)。結(jié)合區(qū)內(nèi)開發(fā)實際, 區(qū)內(nèi)地層劃分見圖1。寶塔組為一套灰色灰?guī)r。五峰組沉積期為半局限淺海盆地沉積(李琪琪等, 2021), 厚度3.5～6.0 m, 整體為一套頁巖, 頂部發(fā)育薄層觀音橋段。龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖厚17～24 m,略薄于威遠、長寧、焦石壩等地區(qū), 整體有機質(zhì)豐度高, 泥質(zhì)含量偏低, 其頂部發(fā)育一套穩(wěn)定的灰質(zhì)泥巖夾層, 電性特征明顯, 泥質(zhì)含量、三孔隙度及電阻率曲線呈明顯臺階狀變化, 具有較強的可對比性, 因此將其劃分為龍馬溪組和新灘組的界面。新灘組為一套泥巖。新灘組上覆的石牛欄組底部為一套灰色泥灰?guī)r。

2 樣品采集與實驗方法

樣品分別采自黔北正安地區(qū)3個不同構(gòu)造位置的平臺(Ay1、Ay2、Ay4), 共5口井(表1)。取樣間隔: 石牛欄組與新灘組為4 m, 氣測顯示異常時適當加密至2 m; 五峰組–龍馬溪組為2 m, 同一深度樣品在現(xiàn)場同時分析泥漿氣和巖屑罐頂氣。

泥漿氣分析是將錄井脫氣器中脫出的烴類氣體導(dǎo)入GRAND-3C同位素分析儀中, 實現(xiàn)氣體C同位素的自動測量, 同一個氣體樣品經(jīng)過色譜分離后可分別測出C1～C3的C同位素值。巖屑罐頂氣是巖屑解析出來的氣體, 對撈取的巖屑洗凈后裝入巖屑罐, 加水倒置密封, 以固定時間序列(1 d、3 d、7 d)測定巖屑罐頂部氣體中烴類的C同位素值, 檢測儀器為中紅外光譜C同位素自動測量儀(GRAND-3C, 蘇州冠德能源科技有限公司(蘇州加州能源與環(huán)境研究院))。不同于實驗室中常用的氣相色譜–同位素質(zhì)譜儀利用帶電粒子在磁場中的偏轉(zhuǎn)來實現(xiàn)同位素的測量, GRAND-3型同位素分析儀是通過快速色譜將混合的烴類氣體按組分分離, 并依次進入氧化池使其燃燒成為CO2, 之后進入中紅外激光光譜測量腔室, 利用12C–O、13C–O分子鍵對激光的吸收特征峰不同, 實現(xiàn)同位素的測量。與傳統(tǒng)的同位素質(zhì)譜相比, 紅外激光光譜同位素測量儀價格低、體積輕巧、環(huán)境容忍度高, 且在測量的過程中不需要高度的真空條件, 也不需要經(jīng)過復(fù)雜的樣品前處理過程, 在5 min內(nèi)即可完成C1～C3同位素的測量。儀器工作電壓為220×(1±20%) V, 電壓頻率范圍45～65 Hz, 能夠在野外鉆井現(xiàn)場實現(xiàn)樣品的原位測量。

圖1 研究區(qū)位置及地層柱狀圖

表1 正安地區(qū)錄井取樣參數(shù)

3 結(jié)果分析

3.1 泥漿氣C同位素特征

泥漿氣是鉆頭破碎地層釋放的氣體, 通過泥漿循環(huán)返上地面, 反映了鉆遇地層最直觀的信息, 因此通過泥漿氣的C同位素可以分析原地賦存頁巖氣的C同位素特征。泥漿氣δ13C1、δ13C2隨深度變化總體表現(xiàn)為自上向下(石牛欄組→新灘組→五峰組–龍馬溪組)由重變輕。以Ay1-X井(Ay1平臺)為例(圖2), 石牛欄組δ13C1為?34.91‰～?29.96‰, 平均?32.16‰; 新灘組δ13C1為?35.48‰～?28.38‰, 平均?35.48‰; 龍馬溪組δ13C1為?38.45‰～?29.84‰, 主要分布在?36‰～?32‰之間, 平均?33.47‰, δ13C2為?38.98‰～?31.58‰, 主要分布在?38‰ ～ ?34‰之間, 平均?35.58‰, 表現(xiàn)為油型氣特征(孫曉等, 2021)。龍馬溪組泥漿氣C同位素值在區(qū)內(nèi)幾口井中差異不大,但都出現(xiàn)了典型的C同位素倒轉(zhuǎn)特征。

牛強等(2020)對川東南丁山、南川等地區(qū)開展泥漿氣C同位素分析, 其中δ13C1值在DY5井為?30‰ ～ ?29‰, SY3井為?34.5‰～?32.5‰, JY10-10井為?30‰ ～ ?28‰。通過正安地區(qū)與DY5井、SY3井和JY10-10井泥漿氣C同位素對比發(fā)現(xiàn), 焦石壩地區(qū)和丁山地區(qū)δ13C1值相近, 正安地區(qū)與南川地區(qū)δ13C1值相近, 比焦石壩地區(qū)和丁山地區(qū)輕。各地區(qū)δ13C1在縱向上存在共性變化, 在龍馬溪組底部C同位素明顯偏輕, 但不同地區(qū)龍馬溪組δ13C1變化幅度存在差異。DY5井δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)差值最大達8‰, SY3井以及JY10-10井δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)差值為3‰～4‰, 正安地區(qū)龍馬溪組δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)差值平均為2.10‰。正安地區(qū)Ay1-X井泥漿氣C同位素剖面(圖2a)顯示, 縱向上δ13C1、δ13C2基本都發(fā)生了倒轉(zhuǎn), 新灘組泥漿氣δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)差值為1.77‰, 五峰組–龍馬溪組δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)差值平均為2.19‰, 最大值2.84‰, 五峰組–龍馬溪組δ13C1、δ13C2從S14→S12→O3先變重再變輕, 進入S12倒轉(zhuǎn)程度明顯。

圖2 Ay1-X井泥漿氣C同位素縱向特征(a)及五峰組–龍馬溪組C同位素值分布直方圖(b)

3.2 巖屑罐頂氣C同位素特征

基于氣體在納米孔隙中逸散產(chǎn)生的同位素分餾特性, 將巖屑罐頂氣C同位素與泥漿氣C同位素的差值定義為分餾程度。根據(jù)分餾程度、氣測以及放氣特征將Ay1-X井五峰組–新灘組縱向上分為5段(圖3)。第1段(2345.11～2349.82 m): 氣測全烴整體處于高值, δ13C1、δ13C2逐漸變輕, 具有一定巖屑放氣量, 分餾程度為1.80‰～1.97‰, 平均1.89‰。第2段(2340.96～2345.11 m): 氣測全烴值具有齒狀增大特征, 巖屑罐頂氣δ13C1隨解吸時間逐漸增重, δ13C2逐漸變輕, 巖屑放氣量達到最大, 分餾程度(2.52‰～ 4.37‰, 平均3.33‰)較高。第3段(2333.10～2340.96 m):氣測全烴值有一定升幅但整體幅度偏低, 泥漿氣C同位素逐漸變輕, 巖屑罐頂氣δ13C1逐漸變重, δ13C2逐漸變輕, 巖屑放氣量相對穩(wěn)定, 分餾程度(3.65‰～4.59‰, 平均4.24‰)逐漸增加。第4段(2324.02～2333.10 m): 氣測全烴曲線出現(xiàn)“單尖峰狀”, 泥漿氣C同位素在氣測異常處變重, 巖屑罐頂氣δ13C1開始倒轉(zhuǎn), 巖屑放氣量逐漸增大, 主要為甲烷, 分餾程度不明顯, 局部分餾程度大(1.07‰～4.47‰, 平均2.68‰)。第5段(2324.02 m～新灘組): 氣測全烴曲線無明顯變化, 巖屑罐頂氣δ13C1逐漸增重, 與泥漿氣C同位素值差距明顯, 巖屑放氣量低, 隨時間無明顯變化, 分餾程度(3.41‰～3.89‰, 平均值3.69‰)明顯且逐漸降低。

4 地質(zhì)意義

4.1 熱演化特征

烴類C同位素倒轉(zhuǎn)發(fā)生在天然氣形成、運移、富集演化過程中, 氣體C同位素倒轉(zhuǎn)與殘留液態(tài)烴類的裂解有關(guān)(Tang et al., 2012; Xia et al., 2012; 陳麥雨等, 2018; 廖蕓等, 2021)。不同地區(qū)頁巖氣的C同位素存在不同程度的倒轉(zhuǎn), 并且倒轉(zhuǎn)差異明顯(Xia et al., 2012; 蓋海峰和肖賢明, 2013)。例如, 焦石壩地區(qū)δ13C1、δ13C2部分倒轉(zhuǎn), 南川地區(qū)δ13C1、δ13C2完全倒轉(zhuǎn)但倒轉(zhuǎn)程度較低, 且可以根據(jù)δ13C2倒轉(zhuǎn)特征分析頁巖氣的熱演化階段(牛強等, 2020)。長寧地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣C同位素完全倒轉(zhuǎn), 主要由過成熟階段的二次裂解效應(yīng)及乙烷在瑞利分餾條件下與水、含鐵金屬發(fā)生反應(yīng)等次生作用導(dǎo)致(馮子齊等, 2016)。C同位素倒轉(zhuǎn)通常被認為是高演化階段下頁巖中殘余的液態(tài)烴類二次裂解所致(Tang et al., 2012; Xia et al., 2012; Dai et al., 2016; 廖蕓等, 2021)。高演化階段下乙烷含量很少, 所以殘余油二次裂解產(chǎn)生的輕C同位素乙烷, 只需少量的混入就可以導(dǎo)致C同位素倒轉(zhuǎn), 依據(jù)成熟度將頁巖氣C同位素倒轉(zhuǎn)劃分為Ⅰ正常、Ⅱ預(yù)備、Ⅲ倒轉(zhuǎn)、Ⅳ回歸4個階段。國內(nèi)外典型頁巖氣C同位素倒轉(zhuǎn)特征對比結(jié)果(圖4)顯示, 正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣C同位素幾乎為完全倒轉(zhuǎn), 倒轉(zhuǎn)演化處于階段Ⅲ, 表明殘留原油大規(guī)模裂解。Ay1-X井泥漿氣C同位素剖面圖(圖3)顯示, δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)開始于S13, 因此正安地區(qū)龍馬溪組頁巖氣主要由原油裂解氣貢獻, 且原油裂解氣主要存在于中下部地層, 是頁巖氣富集的潛力層位, 殘留原油的貢獻是頁巖氣資源量的重要保證(Xu et al., 2020)。

熱演化程度是影響頁巖氣C同位素分布差異的重要因素。一般熱演化程度越高, 頁巖氣C同位素越重, 同時保存條件對C同位素值也有影響(陳麥雨等, 2018)。四川盆地及周緣地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣C同位素從盆地中心向周緣的變化整體上受熱演化程度控制, 二者呈現(xiàn)近似線性的正相關(guān)關(guān)系(牛強等, 2020)。濕度是熱演化程度的指示參數(shù), 濕度越大, δ13C1越輕。國內(nèi)外典型頁巖氣δ13C1-濕度關(guān)系圖(圖5a)顯示, 正安地區(qū)各平臺濕度存在差異, Ay4平臺濕度最小, Ay1平臺濕度最大, Ay2平臺介于二者之間。在高演化階段, 乙烷、丙烷進一步裂解, 說明演化程度Ay 4平臺>Ay 2平臺>Ay 1平臺。與長寧和丁山地區(qū)相比, 正安地區(qū)頁巖氣濕度偏高, C同位素值偏輕。正安地區(qū)龍馬溪組的演化程度與富順–永川和南川地區(qū)相近, 高于威遠地區(qū), 但是低于長寧及焦石壩地區(qū), 與實測瀝青反射率結(jié)果(2.6%～3.1%)一致(張福等, 2020)。國內(nèi)外典型頁巖氣δ13C2-濕度關(guān)系圖(圖5b)顯示, δ13C2隨濕度降低存在一個明顯的反轉(zhuǎn)。因此, 正安地區(qū)頁巖氣濕度比鄰近的長寧、丁山地區(qū)更大說明其二次裂解氣占比更高, 因為原油裂解氣乙烷、丙烷含量明顯高于干酪根裂解氣, 在生油窗時排烴比例較高, 殘留液態(tài)烴較少, 故倒轉(zhuǎn)程度相對較弱。

4.2 甜點分析

頁巖氣具有大面積分布、源儲一體的特征(鄒才能等, 2017), 巖屑放氣過程中C同位素變化主要是分餾效應(yīng)所致。頁巖氣C同位素分餾主要受頁巖孔隙結(jié)構(gòu)與賦存狀態(tài)的控制, 氣體壓力越低、喉道越細小, 分餾效應(yīng)越顯著(張家政等, 2019)?；诓煌瑲鈮毫椭旅艹潭认路艢膺^程中的C同位素分餾特征, 可以推算出頁巖孔隙流體壓力系數(shù), 通過C同位素分餾特征及放氣量變化則可以反演頁巖氣的相關(guān)地質(zhì)甜點屬性, 優(yōu)質(zhì)頁巖一般發(fā)育大量納米級有機孔隙, 比表面積大。Ay1-X井五峰組–龍馬溪組C同位素隨深度增加緩慢變輕, 物性條件有逐漸變好的趨勢。進入S14中部后錄井Si含量一直保持較高水平, 并且Si含量與脆性礦物含量的變化一致, 表明龍馬溪組頁巖脆性礦物含量較高, 利于后期壓裂改造。根據(jù)不同時間巖屑罐頂氣的分餾程度和放氣量, 結(jié)合泥漿氣C同位素值、氣測特征及孔隙壓力系數(shù)等參數(shù), 將正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組甜點分為3類(圖6), 進一步確定了目前開發(fā)層位的主力貢獻位置, 位于龍馬溪組底部向上3.2 m。主力貢獻位置具有以下特征: ①3 d或7 d巖屑罐頂氣的δ13C1相對泥漿氣δ13C1明顯變重(>4‰), 1 d、3 d或7 d巖屑罐頂氣δ13C1處于高值, 同時泥漿氣δ13C1偏輕, 分餾程度高; ②氣測值高, 且?guī)r屑放氣量大, 3 d或7 d巖屑氣濃度大于30%, 且1 d、3 d和7 d巖屑放氣量逐漸增大, 儲層中總含氣量高; ③有機碳含量高, 生烴能力強, 錄井Si含量大, 易于壓裂; ④比表面積大, 孔隙度較高, 孔隙壓力指數(shù)大, 表明頁巖氣儲層納米級有機孔隙發(fā)育, 保存條件好。

圖3 Ay1-X井泥漿氣及巖屑罐頂氣C同位素縱向特征

Illinois Basin數(shù)據(jù)引自Martini et al., 2008; Strapoc et al., 2010; Western Canadian Sedimentary Basin數(shù)據(jù)引自Burruss and Laughrey, 2010; Tilley and Muehlenbachs, 2013; Appalachian Basin數(shù)據(jù)引自O(shè)sborn and Mcintosh, 2010; Fort Worth Basin數(shù)據(jù)引自Rodriguez and Philp, 2010; Arkoma Basin數(shù)據(jù)引自Zumberge et al., 2012; 威遠、富順–永川、焦石壩、長寧–昭通、南川、丁山數(shù)據(jù)引自牛強等, 2020。

Illinois Basin數(shù)據(jù)引自Martini et al., 2008; Strapoc et al., 2010; Western Canadian Sedimentary Basin數(shù)據(jù)引自Burruss and Laughrey, 2010; Tilley and Muehlenbachs, 2013; Appalachian Basin數(shù)據(jù)引自O(shè)sborn and Mcintosh, 2010; Fort Worth Basin數(shù)據(jù)引自Rodriguez and Philp, 2010; Arkoma Basin數(shù)據(jù)引自Zumberge et al., 2012; 威遠、富順–永川、焦石壩、長寧–昭通、南川、丁山數(shù)據(jù)引自牛強等, 2020。

5 結(jié) 論

(1) 正安地區(qū)縱向上從石牛欄組到五峰組泥漿氣δ13C1、δ13C2總體由重變輕, C同位素倒轉(zhuǎn)主要出現(xiàn)在龍馬溪組。五峰組–龍馬溪組C同位素從S14→S12→O3先變重再變輕, S12倒轉(zhuǎn)程度明顯。

(2) 基于分餾程度、氣測以及放氣特征將區(qū)內(nèi)五峰組–新灘組巖縱向上劃分為5段, 第2段及第3段分餾程度均勻且處于高值, 氣測及放氣量具有相應(yīng)的響應(yīng)特征, 第2段(S11～S12)中上部響應(yīng)特征更明顯, 具有良好的孔隙度及含氣量。

(3) 正安地區(qū)五峰組–龍馬溪組頁巖氣C同位素幾乎完全倒轉(zhuǎn), δ13C1、δ13C2倒轉(zhuǎn)主要開始于S13, 下部地層是頁巖氣富集的潛力層位, 龍馬溪組頁巖氣主要由原油裂解氣貢獻。不同平臺之間的濕度差異指示正安地區(qū)不同構(gòu)造位置演化程度Ay4平臺>Ay2平臺>Ay1平臺。

(4) 根據(jù)巖屑罐頂氣C同位素分餾特征及放氣量, 結(jié)合孔隙流體壓力指數(shù)以及儲層評價參數(shù), 進一步明確了正安地區(qū)龍馬溪組頁巖氣主力貢獻層位為龍馬溪組底部向上3.2 m, 具有巖屑罐頂氣C同位素值重、分餾程度高、生烴能力強、總含氣量高、可壓裂性好、有機孔發(fā)育、空隙壓力指數(shù)大等特點。

圖6 Ay1-X井甜點劃分

致謝: 感謝蘇州冠德能源科技有限公司(蘇州加州能源與環(huán)境研究院)張煥旭博士以及中石化經(jīng)緯有限公司勝利地質(zhì)錄井公司牛強博士的指導(dǎo)與幫助; 感謝兩位匿名審稿專家對文章提出的寶貴意見及建議。

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Carbon isotopic characteristics while drilling and the geological significance of Wufeng-Longmaxi Formation shale gas in the Zheng’an area of northern Guizhou Province

WU Song1, YU Jiliang1*, LI Hailong1, LAN Baofeng2, 3, LI Long1, HE Xinbing1, LI Gangquan1

(1. Guizhou Shale Gas Exploration and Development Co. Ltd., Zunyi 563400, Guizhou, China; 2. Guizhou Energy Industry Research Institute Co. Ltd., Guiyang 550025, Guizhou, China; 3. Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Evaluation and Development in Complex Tectonic Areas, Ministry of Natural Resources, Guiyang 550025, Guizhou, China)

In recent years, gas carbon isotope analysis has been applied to drilling sites, and it can continuously monitor changes in mud gas carbon isotope values and cuttings tank top gas during drilling to analyze the shale gas enrichment law and exploration potential. This study is based on the research and analysis of carbon isotopes of mud gas and cuttings tank top gas in three platforms in the Zheng’an area, northern Guizhou Province. The study’s findings highlight the overall trend of the mud gas carbon isotopes, transitioning from heavy at the top of the Shiniulan Formation to light at the bottom and within the Wufeng Formation. Carbon isotope inversion occurred primarily within the Longmaxi Formation. Vertically, carbon isotopes shifted from lighter values in the fourth sublayer to heavier ones in the second sublayer. In contrast, those from the second sublayer of the Wufeng Formation gradually became lighter. The cuttings tank top gas fractionation characteristics of the Wufeng Formation to the Xintan Formation can be divided into five vertical sections, with the second and third sections exhibiting homogeneous characteristics and a higher degree of fractionation. The fractionation degree ranged between 2.51‰ and 4.59‰, with an average of 3.60‰. The deflation volume and gas measurement values exhibited corresponding response characteristics. In the second paragraph, the S11sublayer in the middle and upper parts of the S12sublayer displayed good gas-bearing properties, including well-suited pores. Methane carbon isotopes in the Longmaxi Formation ranged between ?36‰ to ?32‰, with an average of ?33.47‰, while ethane carbon isotopes mainly ranged between ?38‰ to ?34‰, with an average of ?35.58‰. The inversion of methane and ethane carbon isotopes is primarily initiated in the S13sublayer, progressing from top to bottom in the Zheng area. Furthermore, the origin of shale gas in the Longmaxi Formation is crude oil cracking gas. Among the three platforms in the study area, platform 1 had the highest humidity, followed by platform 2, and then platform 4, reflecting the degree of thermal evolution at different tectonic locations. The analysis shows that the thermal evolution degree of the Wufeng Formation to Longmaxi Formation in the study area is higher than that of the Weiyuan area, lower than the Jiaoshiba and Changning areas, and similar to the levels observed in the Fushun-Yongchuan and Nanchuan areas. Additionally, the sweet spots of the Wufeng-Longmaxi Formation in well Ay1-X can be divided into three categories vertically based on fractionation characteristics, outgassing volume, pore pressure index, and reservoir evaluation parameters. Further analysis determinedthat the highest quality sweet spot within the Longmaxi Formation is 3.2 meters at the bottom of the formation. This sweet spot has several advantageous characteristics, including a heavy carbon isotope value in cuttings tank top gas, a high degree of fractionation, a strong hydrocarbon generationcapacity, a good total gas volume, a good fracturability, well-developed organic pores, and a large void pressure index, which can provide a theoretical basis for the selection of the Wufeng-Longmaxi Formation box in the study area.

shale gas; Wufeng-Longmaxi Formation; carbon isotope logging; sweet spot identification; northern Guizhou Province

TE122

A

0379-1726(2023)05-0615-10

10.19700/j.0379-1726.2023.05.007

2022-04-09;

2022-09-05

貴州省找礦突破戰(zhàn)略行動重大協(xié)同創(chuàng)新項目(黔科合戰(zhàn)略找礦[2022]ZD005)和貴州省科技廳科技支撐項目(黔科合支撐[2021]一般405)聯(lián)合資助。

吳松(1995–), 男, 工程師, 主要從事油氣地球化學(xué)、非常規(guī)油氣地質(zhì)綜合研究。E-mail: 1711913985@qq.com

于繼良(1973–), 男, 高級工程師, 主要從事油氣井工程及油氣勘探開發(fā)研究。E-mail: yujl94@163.com