泸州区块深层页岩气富集高产主控因素

2019-04-08杨洪志赵圣贤夏自强2吴天鹏凡田友余林瑶

天然气工业 2019年11期

杨洪志赵圣贤,2 刘勇吴伟,2 夏自强,2吴天鹏,2 罗超,2 凡田友,3 余林瑶

1. 中国石油西南油气田公司 2. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院3. 中国石油西南油气田公司蜀南气矿 4. 四川页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

自2012年先后在四川盆地及其周缘设立长宁—威远、涪陵和昭通三个国家级页岩气示范区以来，我国在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组中浅层（埋深小于3 500 m）范围内实现了页岩气的规模效益开发[1-3]，截至2019年10月，页岩气累计探明地质储量超过17 000×108m3，累计产气量超过300×108m3。随着中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）在四川盆地南部（以下简称川南地区）勘探开发的不断深入，逐渐明确了深层页岩气的资源潜力，根据最新一轮的页岩气资源评价，川南地区埋深介于3 500～4 500 m的页岩气有利区面积为13 000 km2，资源量为83 000×108m3，占埋深4 500 m以浅资源总量的80%以上，可以看出川南地区深层页岩气是下一步页岩气勘探开发的重要领域。

泸州区块位于川南地区低陡构造带，龙马溪组底界埋深普遍介于3 500～4 500 m，并且由北往南逐渐变深[4]。2009年，中国石油与荷兰皇家壳牌公司签订了富顺—永川区块联合评价协议，拉开了泸州区块深层页岩气勘探开发的序幕，截至2016年壳牌公司退出中国市场，在这8年期间该公司累计投产井为23口，获得了以Y01井（测试产气量为43×104m3/d）为代表的深层页岩气井。自中国石油自营开发泸州区块后，在其深层部署了一批评价井，评价工作取得了重大突破，自2018年以来更是捷报频传。2018年6月渝西区块垂深为3 960 m的ZU02-H1井测试产气量为45.67×104m3/d，2019年3月泸州区块垂深为3 890 m的泸203井测试产气量达138×104m3/d，成为国内首口测试日产气量超过百万立方米的深层页岩气标杆井，显示出以泸州为中心的川南地区3 500 m以深页岩气勘探开发的巨大潜力。为了实现深层页岩气的规模效益开发，明确其高产富集主控因素至关重要。为此，笔者以川南地区泸州区块五峰组—龙马溪组页岩为研究对象，基于地震、钻井、测井及岩心分析化验资料，深入研究该页岩气区块的构造特征、沉积特征、储层特征及可压性，并结合气井生产动态分析页岩气井高产的主控因素，以期为深层页岩气的勘探开发提供借鉴。

1 基本地质特征

1.1 构造特征

泸州区块位于川中古隆起南斜坡和川东南拗褶带之间的川南低褶带，由北往南发育雁行排列的梳状背斜构造，东北部靠近构造转换带，褶皱强度较强，发育多个低陡背斜带，向斜构造较宽缓，向斜—斜坡所占面积是背斜所占面积的20倍以上。在泸203井所在的福集宽缓向斜附近不发育一级断裂（断距大于300 m），二级断裂仅发育在背斜高部位，向斜—斜坡主要发育规模更小的三、四级层间小断裂（断距介于10～50 m），对页岩气藏无大的破坏作用。

1.2 沉积特征

从晚奥陶世沉积时期开始，受持续上升的乐山—龙女寺古隆起和黔中古陆的影响，四川盆地所在的上扬子克拉通盆地范围进一步缩小，使得早—中奥陶世从具有广海特征的海域转变为“两隆夹一坳”的局限海域，沉积基底为东南高西北低的特征，海域自川东南向泸州一带逐渐变深[5-8]。到早志留世龙马溪期，黔中隆起进一步扩大，以西与康滇古陆相连，以东的雪峰水下古隆起雏形初现，加之川中水下古隆起进一步隆升，使得泸州区块沉积水体进一步加深，处于局限陆表海（陆棚）环境中心，五峰组—龙马溪组沉积厚度普遍介于500～650 m，远高于长宁、威远区块五峰组—龙马溪组沉积厚度（介于190～450 m）。在深水（水体深度大于120 m）强还原条件下，以生物成因为主的硅质页岩广泛发育，主要有骨针、放射虫等[9]。通过选取指示沉积古环境的无机微量元素（U、Th、V、Cr、Mo、Sr等）组合来进一步明确五峰组—龙马溪组龙一1亚段沉积环境及水体变化，U/Th比值介于1.5～2.0，表明沉积处于强还原厌氧环境；V/Cr比值介于4.5～10.7、Re/Mo比值介于（0.10～0.63）×103，表明具有远离陆源的深水沉积特征，Sr/Ba比值介于2.4～3.8，表明该水体所属沉积相为浅海相。

为进一步明确优质页岩段各小层沉积中心的变化，结合长宁、威远地区地质特征，通过U/Th比值大于1.5区域范围的变化来明确沉积中心的迁移（图1）。结果表明，受区域沉积背景影响，龙一11-3小层的沉积中心在长宁—泸州区块，由南往北水体变深，强还原条件下深水沉积厚度介于10～25 m，龙一41小层沉积中心位于威远东—泸州区块，强还原条件下深水沉积厚度介于20～45 m，为川南最厚，表明从龙一11小层开始，各小层沉积中心始终位于泸州区块[10-12]。

1.3 储层特征

图1 川南地区龙马溪组龙一1亚段各小层U/Th等值线分布图

泸州区块位于深水陆棚沉积中心，龙马溪组底部富含生物硅质矿物[13-14]，其含量介于60%～70%，与长宁区块相当、高于威远区块；页岩TOC含量介于2.8%～6.0%，平均为3.9%，与长宁、威远区块相当；孔隙度介于4.0%～6.5%，平均为5.1%，微观有机孔和无机孔隙均发育，面孔率介于5%～12%，面孔率是长宁、威远区块的2倍以上；含气饱和度介于50%～70%，平均为65%，远高于长宁、威远区块；现场测试的总含气量介于5.0～7.5 m3/t，平均为6.3 m3/t，为川南最高。

根据长宁、威远区块储层分类评价标准，将龙马溪组页岩储层划分为3类，其中Ⅰ类储层（TOC大于3%、孔隙度大于5%、总含气量大于3 m3/t、脆性矿物含量大于55%）为最优质储层，均位于深水强还原沉积条件（U/Th大于1.5）的范围内。根据区内典型井实验分析及测井解释结果，五峰组—龙马溪组龙一1亚段纵向上分布两套连续稳定的Ⅰ类储层，底部的龙一11-3小层均为Ⅰ类储层，厚度介于10～20 m，且越靠近泸州南部，厚度越大（图2），与长宁页岩气田同层位的Ⅰ类储层厚度相当，较威远页岩气田厚；顶部的龙一14小层在区内局部区域高伽马段发育一套薄Ⅰ类储层，厚度介于3～10 m，受龙一14小层沉积中心控制，该套储层在泸县境内连续稳定分布，为川南最厚；两套Ⅰ类储层的纵向距离介于35～60 m，平均为45 m，在现有的压裂工艺条件下，纵向上具备双层立体开发的条件。

图2 川南地区五峰组—龙马溪组龙一1亚段Ⅰ类储层厚度等值线图

1.4 可压性

从印支期开始，泸州区块受多期构造运动影响，现今地应力方向呈现叠加的复合类型，总体表现为在构造高部位最大水平主应力方向基本与构造轴向垂直，如位于阳高寺构造的Y01井应力方向为NWW 310°，构造走向为NNE—SWW，向斜及斜坡部位应力方向基本一致，近似为东西方向，如福集向斜内泸203井、GU02井应力方向为NEE 70°～80°，基于全球挤压脉动理论预测应变强度，如图3所示，越靠近构造低部位，应变强度越小，构造高部位的应变强度大，说明地层受挤压作用大。

图3 川南地区福集向斜最大水平主应力方向及应变强度分布图

泸州区块优质页岩段水平应力差介于10～19 MPa，平均为15 MPa，地层压力介于64～72 MPa，平均为68 MPa，杨氏模量介于35～45 MPa，平均为42 MPa，泊松比介于0.21～0.31，平均为0.25，脆性指数介于52%～75%，平均为67%，显示出具有较好的可压性，有利于人工压裂后形成复杂缝网。

2 页岩气井高产主控因素

泸州区块页岩气层位于川南低陡构造带，无破坏性“通天断裂”，且强还原深水沉积厚度大，具有高脆性矿物含量、高含气性及高含气饱和度的“三高”特征[15-19]，而在该地质背景下钻获的以泸203井为代表的一批气井均获得高产，为明确形成气井高产的主控因素，在对泸州区块页岩气精细描述的基础上，对深层页岩气井高产的主控因素及页岩气的高产富集模式进行分析。

2.1 Ⅰ类储层厚度大、品质优

前述认为，泸203井区为泸州区块深水陆棚相的“深水区”，强还原条件下深水（古水体深度大于150 m）沉积厚度大于6 m，通过对川南地区中浅层与深层典型井的储层进行评价，认为泸州区块Ⅰ类储层厚度与强还原条件下深水沉积厚度相关性好，说明受沉积中心控制[20-22]，泸州区块Ⅰ类储层展布规律与深层“深水区”重合，Ⅰ类储层普遍介于10～20 m，为川南最优，而从整个川南沉积格局来看，靠近乐山—龙女寺古隆起的威远和大足以北地区，古水体深度变小，Ⅰ类储层厚度变薄，最薄仅3 m，距离剥蚀线4 km。

选取长宁、威远页岩气田近两年的投产井100余口、泸州区块老井及新投产水平井10余口开展产能主控因素分析，认为在相似的工程施工参数条件下，水平井的测试产量不仅与Ⅰ类储层厚度有关，还与水平井轨迹在Ⅰ类储层内钻遇的长度有关（图4）。当Ⅰ类储层厚度越大、Ⅰ类储层钻遇长度越长，气井初期产量也越高；当Ⅰ类储层厚度达10 m，水平井钻遇Ⅰ类储层的长度超过1 km，气井测试产量能够达到20×104m3/d。在Ⅰ类储层钻遇长度相同的情况下，由于泸州区块Ⅰ类储层厚度最大，气井的测试产量较长宁、威远区块高出10%～25%，可见，Ⅰ类储层厚度大、品质优是中国首口测试产气量破百万立方米的泸203井能获得高产并且保持相对稳产的基础。

通过前人对长宁页岩气田大量生产井生产特征的分析[23]，认为虽然长宁区块龙一11-3小层均为Ⅰ类储层，且厚度介于6～15 m，但单井测试产量明显受到水平井靶体位置的影响，水平井靶体位置越靠近龙一11小层底部，页岩气井的测试产量越高，水平井靶体位置越靠近上部龙一14小层高伽马段，页岩气井的测试产量越低。而泸州区块尚未步入大规模效益开发，通过对已有十余口老井的生产测井解释结果进行分析，认为与长宁页岩气田相类似，龙一11-3小层也全部为Ⅰ类储层，厚度介于8～15 m，水平井靶体位置越靠近龙一11小层底部，气井的测试产量越高，靶体位置距离龙一11小层底界5 m以内的水平井，每米水平段长的平均产气量介于280～450 m3。通过前述对泸州区块沉积特征和储层特征的研究，认为顶部的龙一14小层在区内局部区域高伽马段发育一套薄Ⅰ类储层，厚度介于3～10 m，通过对生产测井解释结果进行分析，认为钻遇该套储层的水平井每米水平段采出气量介于170～280 m3，仅次于靶体距离龙一11小层底界5 m以内的水平井，说明可以通过部署双层水平井实现纵向上两层资源的有效动用。以泸203井区储层地质参数为基础，建立立体开发数值模拟模型，若部署井仅打开下部单层，生产20年该井区的采出程度为23.3%，若部署井同时打开两层，生产20年该井区的采出程度为34.1%，较只采单层提高10.8%。

图4 川南地区典型页岩气井测试产气量与Ⅰ类储层相关性对比图

2.2 地层压力系数高、微观孔隙保存完整、总含气量高

由于泸州区块龙马溪组页岩埋藏深度大，且多为低陡多褶皱构造类型，无深大断裂发育，距离地层剥蚀线较远；如表1所示，地层压力系数介于1.8～2.3，而泸203井区均超过2.0，对比已经进行商业开发的长宁、威远页岩气田，压力系数仅在开发主体区超过1.8。总的看来，泸州区块页岩气保存条件良好。通过统计川南地区典型直井测试产量与实测压力系数，可知气井初期产量随着地层压力系数的增加而增大，深层页岩储层的含气性更好，更有利于页岩气的富集保存，典型井的实测含气量结果显示泸州区块深层页岩气井的总含气量分别是长宁、威远区块页岩气井总含气量的1.3～2.0倍以上。同时，随着埋深增大，地层温度逐渐升高，在某一特定压力下页岩储层吸附甲烷的能力降低，在总含气量增加的同时，孔隙中游离气含量增大，从而使得深层页岩气井在生产初期可以获得较高的产气量。

同时，高压力系数导致高含气量的另一个原因，是异常高压对高硅质含量页岩储层的有机孔隙和无机孔隙均具有保护作用，而受后期压实作用和成岩作用的影响则相对较小，从而使原生有机和无机孔隙得到了有效保留。在高分辨率扫描电镜下微观孔隙呈圆状、次圆状，储集能力更强。通过对龙一11小层面孔率进行统计，认为在泸州区块，总面孔率介于4%～10%，且有机孔和无机孔比例相当，均较长宁、威远区块更发育（图5）。

表1 川南地区龙马溪组页岩气井地层压力系数统计表

2.3 天然裂缝发育

泸州区块由北往南发育雁行排列的梳状背斜构造，褶皱强度由强变弱，发育多个“堑垒”相间的低陡背斜，构造高部位埋深相对较浅，向斜内部埋深普遍超过3 800 m，老井生产动态表明在不同构造位置、不同埋藏深度均钻获工业气井，获气与否与构造位置和埋深的关系不明显，而与井周围发育的不同尺度天然裂缝有关，统计结果表明，在泸州区块获得的测试产气量大于30×104m3/d的气井，其中有80%的气井钻遇天然裂缝发育的储层，说明在低陡构造和高压条件下，天然裂缝的发育有利于深层高含量游离气的聚集，在适当的工程施工条件下，气井将获得高产[24-26]。

图5 川南地区页岩储层含气性及微观孔隙面孔率直方图

通过开展泸州、长宁、威远区块单井岩心裂缝描述，可以看出研究区内主要发育水平层理缝和高角度缝，裂缝密度分布表现为由北东往南西逐渐降低，水平层理缝发育在五峰组—龙马溪组龙一12小层底部、龙一13小层中上部—龙一14小层中部，缝内主要充填黄铁矿、方解石及细粉砂，而高角度缝分布较少，在研究区北部主要分布在五峰组，少量发育于龙一11-2小层，缝内绝大多数全充填方解石。在泸203井区的单井，五峰组—龙马溪组龙一13小层下部均发育有水平层理缝，缝密度介于2～15条/0.5 m，且高角度方解石充填缝相对较发育，缝密度介于3～10条/0.5 m，可见，高角度方解石充填缝发育在一定程度上有利于气井获得高产。长宁区块五峰组—龙马溪组龙一13小层的层理缝较泸州区块发育，但高角度缝在泸州区块最发育，若在该区块开展双层立体开发试验，通过适当的压裂施工使人工裂缝纵向延伸，可以极大提高优质资源的动用程度，获得气井的高产、稳产。

采用多属性定量化地球物理方法，预测得到泸203井区天然裂缝发育强度的分布情况，可以看出该井区下部储层（五峰组—龙马溪组龙一13小层）的天然裂缝更发育（图6）；在平面上，泸203井钻遇的储层天然裂缝相对发育，裂缝呈网络状交错分布，基于测井解释及微地震解释结果，认为水平井筒附近有4～9处不同级别的天然裂缝响应，说明该井高产不仅与其所钻遇的Ⅰ类储层厚有关，还与其钻遇的天然裂缝发育有关。