页岩气富集高产主控因素分析——以四川盆地涪陵地区五峰组—龙马溪组一段页岩为例

方栋梁，孟志勇

(中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 433124)

涪陵地区位于扬子板块中南部、黔中隆起北缘的北部凹陷，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组沉积期，涪陵地区所在的中扬子中西部地区整体处于相对安静的深水陆棚沉积环境，发育了一套暗色富硅质、富有机质泥页岩[1](图1)。近年来勘探证实，该套暗色富有机质泥页岩为一套优质含气页岩储层，有机质类型好(主要为Ⅰ型干酪根)，有机质丰度高(TOC含量在2.54%)，热演化程度适中(Ro为2.5%)，储集性能好(孔隙度4.61%)，含气丰度高(5～6 m3/t)，使得五峰组—龙马溪组海相页岩成为四川盆地页岩气勘探热点[2-3]。该套页岩储层含气性平面分布具有较大差异，并在页岩含气性相似的区域，其页岩气单井测试产量也存在较大差异，页岩气富集高产主控因素亟待深入研究。本文系统研究和阐述了页岩气富集和高产的基本地质条件和主控因素，为研究区五峰组—龙马溪组海相页岩气藏的后续研究及开发提供有力的技术支撑。

1 页岩气富集主控因素

页岩气富集是页岩气高产的基础，页岩气与常规油气的最大区别在于自生自储，另外页岩气在页岩储层中具备多种赋存状态——溶解态、吸附态和游离态，因此，页岩自身良好的生烃、储气能力是页岩气富集的重要基础条件[4-5]。页岩气富集受总有机碳含量和微纳米孔隙影响；良好的保存条件是页岩气得以保存的必要条件，也是页岩气井高产的有效保障。

1.1 有机碳含量

页岩气属于典型的自生自储气藏，储层的总有机碳含量是评价页岩储层原生品质的重要基础参数。针对涪陵页岩气田的测试数据表明，有机碳含量与含气量呈现明显的正相关关系(图2a)。此外，有机质对页岩储层比表面积具有重要的贡献。液氮吸附实验测定结果表明，页岩储层比表面积与有机碳含量之间呈现了明显的正相关关系(图2b)。

1.2 微—纳米尺度孔隙

前人研究成果证实：相同孔隙体积前提下，孔隙直径越小，其孔隙内比表面积越大[6-9]。从分析结果来看，比表面积与微孔和中孔之间呈现明显的正相关关系(图3a)，而与大孔之间相关性较差(图3b)。压汞—液氮吸附联测结果表明：涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组一段页岩以中孔为主，其次为微孔，大孔发育程度最低，其在页岩总孔隙中的占比依次为80%、8%和5.5%。由此可知，中、微孔成为页岩气主要赋存空间。此外，镜下观测揭示，页岩内微—纳米孔隙非常发育(图4)。

图2 四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段含气页岩有机碳含量与总含气量和比表面积关系

图3 四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段含气页岩比表面积主控因素相关性分析

图4 四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段含气页岩微—纳米孔隙镜下观察

1.3 保存条件

保存条件是页岩气富集的重要基础保障。涪陵页岩气田焦石坝区块开发实践证实：构造保存条件对页岩储层的含气性有着重要的影响，构造复杂区常存在一定程度页岩气逸散现象。以靠近东翼石门1号断裂的焦页B井为例，该井五峰组—龙马溪组含气页岩段岩心观察结果证实，整个含气页岩段、下伏层涧草沟组灰岩和上覆层龙二段浊积砂段裂缝均较焦石坝区块主体稳定区发育，在上覆浊积砂段裂缝的充填物中发育了大量的烃类包裹体(图5)，证实该区后期存在一定程度的页岩气的逸散。

从目前开发实践证实，构造变形强度越大，页岩储层含气性相对变差。构造改造强，保存条件变差，气层自身压力下降，受上覆地层压实作用，孔隙尺度变小，进而导致游离气含量减少，并最终影响页岩气井初期产能。因此，保存条件无论是对页岩气的富集还是页岩气井的高产都是至关重要的。

图5 四川盆地焦页B井五峰组—龙马溪组一段含气页岩上下邻层裂缝及流体包裹体照片

2 页岩气高产主控因素

页岩气富集是页岩气高产的重要物质基础。页岩储层自身发育大量纳米级孔隙，使其具有特低孔特低渗特征。因此，相较于常规油气藏，其单井高产条件更为苛刻。针对涪陵地区五峰组—龙马溪组一段而言，孔隙度介于1%～6%，稳态法测试渗透率平均值为0.2×10-3μm2，使得页岩气开采需经过大规模人工压裂改造，提高储层渗流能力，进而形成一定产能。因此，良好的压裂工程工艺改造效果对页岩气单井产能有着至关重要的影响。结合目前焦石坝区块开发实践，影响压裂改造效果的主要地质因素有页岩脆性矿物含量、埋深、构造形态和裂缝发育特征。

2.1 页岩脆性矿物含量

系统分析揭示：在相同地质条件下，页岩脆性矿物含量与单井产能之间呈现明显的正相关关系(图6)，表明页岩自身脆性矿物含量越高，可压性越好，压裂改造效果越好，单井初期产能越高。

2.2 气层埋深

埋深对压裂改造施工难度的影响，主要表现在以下3个方面：(1)形成复杂缝网的难度增大，上覆岩层压力增加导致层间缝剪切难度增加，最小水平主应力、温度增加导致岩石塑性增强，岩石力学参数变化导致诱导应力强度及作用区域减小；(2)导致施工压力提高；(3)由于剪切滑移面由粗糙变得更为光滑，从而导致压裂缝的导流保持能力降低。

在埋深低于2 800 m的构造稳定区，埋深不足以对压裂改造效果产生太大的影响[10]，即这个影响较其他因素相比并不明显。但埋深超过2 800 m后，其单井产能与埋深之间呈现明显的负相关关系(图7)，在相关地质条件相似的前提下，随着埋深的增加，单井产能变低，表明埋深对压裂改造效果起到了负面的影响作用。

图6 四川盆地焦石坝区块1 500 m水平段无阻流量与测井解释脆性指数拟合

图7 四川盆地焦石坝地区下部气层>已测试井归一化试气产量与埋深关系

2.3 天然裂缝

裂缝发育区常存在应力松弛现象，人工裂缝通过应力松弛区过渡到天然裂缝，使张开的天然裂缝发生膨胀，导致液体效率、缝内净压力降低，影响裂缝延伸及复杂缝网形成。生产实践揭示：焦石坝断背斜压裂施工难度大、压裂效果差的井主要集中在以条带状裂缝为主的区域；裂缝不发育区(以斑点状均质分布的弱曲率区)水平井压裂难度小。以焦页F井为例(图8)，其井筒两侧均发育条带状曲率，但西侧条带状曲率明显强于东侧。根据该井微地震检测结果，水平段压裂缝网的平面延展明显受到两侧条带状曲率的限制，在井筒靠近A靶的位置，东侧条带状曲率距离井筒较远，裂缝延伸也相对较远。

3 结论

(1)影响页岩气富集的地质主控因素主要包括总有机碳含量、微—纳米尺度孔隙和保存条件。其中，页岩储层比表面积与有机碳含量之间呈现了明显的正相关关系，微—纳米级孔隙是页岩气主要赋存空间。此外，保存条件对页岩气富集意义重大，构造改造强，保存条件变差，页岩气初期产能较低。

图8 四川盆地焦石坝地区焦页F井水平段曲率预测及微地震检测结果

(2)良好的压裂改造效果是页岩气井高产的必要条件。影响页岩压裂改造效果的主要地质因素包括页岩脆性矿物含量、埋深、构造形态和裂缝。脆性矿物含量越高，可压性越好，而埋深增大不利于有效压裂。另外，向斜构造形态会派生挤压应力，增大了最小主应力，增加裂缝延伸难度，导致施工难度增加。