四川盆地东部海相页岩分布及综合评价

2019-11-19孙庆莉乐锦波

天然气技术与经济 2019年5期

徐姣孙庆莉段杰乐锦波龚立

（中国石油东方地球物理勘探有限责任公司西南物探研究院，四川成都 610213）

0 引言

中国页岩气资源十分丰富，主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、江汉盆地、四川盆地、扬子准地台、华南褶皱带和南秦岭褶皱带等，其勘探开发潜力巨大。四川盆地页岩气勘探开发取得重要突破，大量研究工作和钻探实践表明，四川盆地下古生界龙马溪组、五峰组海相黑色页岩具备页岩气成藏的地质条件，当钻遇裂缝较发育的龙马溪组黑色页岩层段时，普遍见气测异常、井涌、气浸和井喷，勘探开发潜力巨大。近年来，蜀南威远、长宁以及川东中国石化涪陵焦石坝等地区页岩气大量投产，取得突破性成绩，N201 井区、W202 井区、W204 井区均获得高产气流。中国石化在焦石坝地区页岩气获得重大突破，JY1HF 井最高日产气量达20.3 × 104m3，JY2、JY3、JY4 三口井分别试获日产33.69 × 104m3、11.55 × 104m3、25.83 × 104m3中高产工业气流。中国石油在四川盆地东部的海相页岩气勘探也取得一定的进展，钻探WK1 井气侵显示，在志留系获气1.09 × 104m3／d；TH1 井在志留系龙马溪组— 奥陶系五峰组显示较好，地质录井显示为 “气测异常”，后在龙马溪组侧钻水平井，测试产量为6 600 m3／d；C7井、Z3井未在志留系获气，但是在底部都含有深灰色— 黑色页岩，且具有一定的物性条件。这些井的钻探情况表明，四川盆地东部页岩气资源较为丰富，开展区域性特征分析和认识，探索页岩气富集规律有可能使川东成为非常规油气勘探的又一重要领域。

1 川东志留系优质页岩分布研究

1.1 区域地质特征

早志留世龙马溪组沉积期，盆地西侧的康滇古陆稍有抬升，同时江南隆起也逐渐露出水面形成古陆剥蚀区，伴随古陆的抬升，隆起范围不断扩大，扬子南缘的黔中隆起、武陵隆起、雪峰隆起、苗岭隆起基本相连形成滇黔桂隆起带。四川盆地东部从东到西处于坳陷中心逐渐向古陆过渡区域，沉积环境表现为海水相对宁静的半封闭滞留海还原沉积环境，水体动荡，间歇性受海流影响的高能沉积，主要为深水陆棚和浅水陆棚沉积大规模海侵［1-2］。

在龙马溪组沉积早期，大规模海侵、构造调整和局部沉降的综合作用造成局部为深水陆棚沉积，在底部沉积富有机质的黑色页岩。早志留世晚期到中晚志留世，古陆不断抬升、扩大，海盆不断变浅，直到最终全部露出水面，地层广遭剥蚀［3-4］。川东上志留统回星哨组基本上已经被剥蚀殆尽，中志留统韩家店组也遭到了不同程度的剥蚀。所以，川东地区志留系龙马溪组的岩性一般可分为上、下两段，上段以深灰色带黑色页岩为主，夹薄层泥质粉砂岩、生屑灰岩，页理发育，含灰质不均匀；下段以黑色高含碳页岩为主，夹薄层灰黑色泥岩，页理及笔石化石发育，且局部含黄铁矿。其中，下部黑色— 灰黑色页岩及五峰组黑色页岩为主要烃源岩，与下伏上奥陶统呈假整合接触［5-6］。

1.2 页岩气地球物理响应特征

川东TH1 井是中国石油在2012 年钻探的一口预探井，具有较完整的钻、测井解释成果，在志留系龙马溪组— 奥陶系五峰组岩性为黑色碳质页岩，测井解释在3 502.5～3 532.8 m 为页岩气层，即优质页岩段，储层段成像测井见多条低角度裂缝，阵列声波能量衰减不明显，有机碳含量（TOC）较高，基本大于2%，孔隙度较发育，总含气量大于1.5 m3／t，地质录井显示为 “气测异常”，后在龙马溪组侧钻水平井，测试产量为6 600 m3／d。龙马溪组上部主要岩性为泥页岩间夹薄层砂岩、生物灰岩，岩性较单一，速度变化不大，自然伽马值相对较低，底部黑色碳质页岩发育，具有相对高自然伽马值、低密度的特征（图1）［7-8］。龙马溪组中下部至宝塔组上部（深度3 450～3 560 m，采样率0.125 m）的测井数据交汇图见图2，从图2 可以看出，自然伽马值为140 API基本上能区分优质页岩与非优质页岩段。优质页岩速度介于3 650～4 300 m／s，波阻抗值介于9 300～10 600（g／cm3）×（m／s），而电阻率并不能有效区分优质页岩与非优质页岩［9］。

通过TH1 井合成记录与井旁道对比以及过井地震剖面分析认为，五峰组底界对应强反射，该同相轴为五峰组底部的硅质页岩与下伏临湘组和宝塔组灰岩、泥灰岩形成的强阻抗界面，故优质页岩即包括龙马溪组底部至五峰组底界的范围。优质页岩的地震响应特征表现为五峰组底界强波峰向上的强波谷，由于此特征在地震剖面上较难识别及区分，因此通过地震反演进行预测（图3）。

图1 TH1井页岩气优化处理成果图

1.3 地震反演及储层预测

根据分析可知，龙马溪组优质页岩与一般的泥页岩相比自然伽马值相对较高，普遍大于140 API。因此可通过波阻抗、自然伽马反演来寻找相对高自然伽马条带，从而达到预测优质页岩的目的。C7 井是川东地区的直井，虽未在志留系获气，但龙马溪组地层较厚，大于600 m，岩性以深灰、黑灰、灰黑色页岩为主，底部为黑色碳质页岩、硅质岩，物性条件较好。TH1井在龙马溪组下部测井解释页岩差气层49 m 和页岩气层30 m，物性条件好。过C7 井和TH1 井波阻抗和自然伽马反演剖面见图4，从图4 可知，五峰组底界均为一低波阻抗的蓝色条带和较厚的红色高自然伽马条带，不同的是TH1 井的波阻抗值更低，页岩厚度更大，自然伽马值相对也更高，局部高于170 API，可见TH1井五峰组底界的页岩物性优于C7 井。总体上反演的井旁道与测井曲线之间高低关系吻合，反演效果较好，与地质情况相吻合。通过反演成果计算优质页岩累计厚度，主要在0～50 m 之间变化，有3 块较厚区域，第一块在研究区南部（Ⅰ），优质页岩厚度大于等于20 m 的区域约5 894 km2，呈团块状分布；第二块在研究区东部（Ⅱ），呈北北东向展布，优质页岩厚度大于等于20 m的区域约4 800 km2；第三块在研究区东北部（Ⅲ），呈东西向展布，优质页岩厚度大于等于20 m 的区域约2 742 km2（图5）。

图3 TH1井井震标定及过井时间偏移剖面图

图4 过C7井和TH1井波阻抗和自然伽马反演剖面图

图5 四川盆地东部勘探区优质页岩厚度区分布预测图

2 综合评价

2.1 页岩气成藏主控因素分析

控制页岩气富集程度的关键因素主要包括优质页岩厚度、有机质含量、热成熟度和页岩储集空间（孔隙、裂缝）等。优质页岩厚度越大，气藏富集程度越高。在有效厚度大于15 m，TOC 大于2%以及处于生气窗演化阶段等页岩气形成基本条件的限定下，优质页岩厚度越大，页岩气的丰度就越高。TOC越高，页岩气的生成量就越多［10］。一般认为TOC 大于等于2%时页岩气勘探开发才具有商业价值。孔隙和微裂缝的发育程度对页岩气富集也有较大的影响，另外大型断裂附近的页岩气存在逸散的问题，这个在勘探中也值得注意。由于页岩储层致密且非均质性强，孔隙度和渗透率均非常低，因此孔隙和微裂缝成为储集页岩气的主要空间。现阶段，四川盆地的海相页岩气勘探主要是针对1 500～4 000 m范围内的中浅层来实施［11-12］。笔者重点阐述断裂、埋深及优质页岩厚度对页岩气藏的控制作用：①断裂。断裂对页岩气具有双重作用，大断裂附近对页岩气富集具有破坏作用，而微裂缝发育带对页岩气富集及后期改造具有积极作用。大断裂由于构造应力较强，造成断裂附近的岩石破碎，无论是页岩气的游离气还是吸附气，大断裂更多的是为页岩气的运移散失提供了通道，不利于页岩气的富集。但是，当距离大断裂一段区域后，大断裂不再对页岩气的赋存产生破坏作用。对壳牌公司在富顺— 永川地区部署的6口直探井进行统计可以看出，部署的探井距离大断裂为1.3～1.7 km，在这些探井中均获得了工业气流。由此可以说明，当钻井距离大断裂大于等于1.3 km 时，大断裂对页岩气的保存已不产生破坏作用。此外，相关的勘探成果表明，大断裂附近的水平井在实施压裂时往往会造成贯穿（沟通）断裂的现象，从而致使压裂失败。总之，断裂对页岩气勘探区的主要影响为，如勘探区内被多条断裂所切割，构造形态相对复杂则不利于页岩气勘探；反之，则有利于页岩气勘探［13］。②埋深。页岩层的埋深也是页岩气藏规模开发的主要控制因素之一，埋深越深，对开发成本和技术均会提出更高的要求。四川盆地南部页岩气层埋深在2 000～3 500 m。壳牌公司在富顺— 永川地区部署的几口探井埋藏深度约3 500 m，并且Y101 井、Y101-H2 井分别获得了6 ×104m3／d、43 × 104m3／d 的高产气量。这些数据进一步表明，页岩层埋深小于4 000 m应在页岩气商业开发的埋深范围之内［14-15］。③优质页岩厚度。根据研究表明，优质页岩的判断指标为：TOC大于2%，含气量高（大于1.5 m3／t），孔隙度大于2%，厚度大于30 m。优质页岩厚度越大，对于页岩气的规模效益开发更为有利［16］。

2.2 有利勘探区域优选

页岩气勘探不受构造圈闭控制，与断裂关系密切，但是距离大断裂多远能保存页岩气需要在以后的勘探开发实践中总结。川东地区构造相对复杂、断裂发育、断块多，仍认为远离大断裂1.3 km 以外，大断裂对页岩气不再产生破坏作用，可以作为有利勘探区域。埋深是页岩气商业开发的重要参数，一般要求埋深小于4 000 m，经实际勘探开发分析后，四川盆地东部的埋深普遍大于南部，部分区域埋深大于4 500 m，可定4 500 m为川东页岩气商业开发的埋深上限。优质页岩厚度也是页岩气商业开发的重要依据，目前暂定优质页岩厚度大于等于20 m为页岩气商业开发的下限厚度。因此，有利勘探区域选择条件可总结为构造图+埋深图（1 500～4 500 m）+优质页岩厚度图（大于等于20 m）［17-19］。综合本次研究成果认为，A 区、D 区主要位于包鸾— 太和场区域，构造相对简单，断裂复杂程度相对较低，埋深适中，优质页岩厚度相对较厚，为页岩气的有利勘探区带；B 区、C 区主要位于马槽坝— 巫溪区域，构造较复杂，断块多，断裂系统较发育，埋深较浅，优质页岩厚度相对较厚，为页岩气较有利的勘探区带（图6）。