四川盆地五峰-龙马溪组深层页岩气勘探开发进展及建议

王晓蕾

(吕梁学院矿业工程系，煤矿机械装备维护与检测试验吕梁市重点实验室，吕梁 033000)

北美对页岩气成功实施了勘探开发在全世界范围内掀起了页岩气开发的浪潮。中国是继北美后较早对页岩气资源实施勘探开发的国家之一。四川盆地在晚奥陶世—早志留世期间，由于华夏板块与扬子板块的汇聚作用，受到江南-雪峰隆起、川中古水下隆起、黔中隆起等三者的夹持，形成较大范围的深水坳陷，即所谓的“三隆夹一坳”沉积格局[1]，于浅水陆棚-深水陆棚的缺氧环境中沉积了一套海相黑色的富有机质页岩[2]。该套页岩具备有机质丰度高[3]、热演化程度适中[4]、脆性矿物含量高[5-6]、有机质孔-缝发育[7-8]等良好的地质条件，生烃潜力大、良好的储集空间以及较好的可压性均显示出良好的页岩气勘探开发潜力，成为近几年中国石化和中国石油页岩气勘探开发的重点地区之一[9-10]。

目前，中国着眼于老井资料复查、地震资料重新解释和处理、岩心和剖面考察以及相关实验测试分析等方面的工作，凭借着北美页岩气勘探开发的成功经验和中国页岩气勘探开发实践与压裂技术水平，总结了大量有利目标区评价指标，基本圈定川东涪陵—武隆—彭水、丁山—松坎、五指山—昭通—长宁、威远—富顺—永川等有利区带[11]，通过“十二五”页岩气攻关试验，中国已经基本建立起埋深在3 500 m以内的浅埋藏页岩气的勘探开发工业体系，具备了较好的商业开发能力[12-13]。截至2017年底，中国钻探页岩气井多达770口，总日产气量可达100×108m3，页岩气探明储量目前达7 643×108m3[14]。然而，四川盆地页岩气的勘探开发现状表明，页岩气资源主要集中在埋深大于3 500 m的深层构造范围内，其资源量为11.2×1012m3，占比达50%～69%[14-15]，若能在现今地质理论下攻克水平井压裂技术与相关装备等关口，将会极大地拓展页岩气有利勘探开发区域的范围，届时可大幅度增加页岩气开采量。从目前一些深层页岩气探井的压裂试气效果的评估来看，试采的产量、泵压都出现了迅速下降，难以维持后期的稳产[12-16]，在钻井和完井过程中不同程度地遭遇了比浅层页岩层系更多的技术困难与挑战，如储层地质条件和工程地质条件差[17]、深层高水平地应力差下靶向精准技术尚未成熟且水平井段的导管发生严重变形[14]、压裂后不能产生复杂裂缝且裂缝迅速发生闭合[18]等问题都在深层页岩层系的开采过程中逐渐凸显。

为此，笔者以深层页岩气藏为研究对象，通过深入剖析深层页岩气藏地质特征，厘清在实施深层页岩气勘探与开发过程中出现的地质理论和技术水平等相关问题，提出未来发展的建议与展望，以期对深层页岩气藏的勘探开发提供借鉴与参考。

1 深层页岩气藏的定义及分布特征

随着油气藏相关地质认识的不断深化，中国含油气盆地的勘探开发步伐不断由浅层向深层迈入，然而关于深层油气藏的定义和划分标准，不同学者和机构的认识有所差异。贾承造等[19]、庞雄奇等[20]、Sun等[21]、何登发等[22]均把埋深≥4 500 m作为常规的深层油气藏下限，而页岩气藏与常规油气藏无论在油气赋存机理还是地质与空间的分布特征等方面均有所不同[23-24]。中国学者借鉴和吸收国外非常规油气藏先进地质经验与认识，提出埋深≥3 500 m为深层页岩气藏下限[12]，根据《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)[25]中对页岩气藏的分类，明确了埋深介于≥3 500 m～<4 500 m者为深层页岩气藏，当埋深≥4 500 m时则为超深层页岩气藏(表1)。

五峰-龙马溪组页岩有机质丰度较高且有效厚度较大的区域主要集中于川东南、川南以及川北等地[3,26]。川东南地区包括焦石坝、南川、丁山、林滩场-怀仁、南天湖等5个有利区块，埋深大于3 500 m的深层页岩气成藏地质条件优越、保存条件好、压力系数高、含气性好，埋深在3 500～4 500 m的有利区面积达1 132 km2，资源量达0.6×1012m3[22]；川南地区包括威远、长宁和昭通3个区块，埋藏深度介于3 500～4 500 m的五峰-龙马溪组页岩主要分布于内江、自贡、泸州、渝西、宜宾等地，有利面积达1.7×104km2，累计资源量为8.5×1012m3[27]；川北地区处于川北凹陷带和大巴山前缘推覆构造带，五峰-龙马溪组页岩层系埋深过大，其中河坝1井钻至志留系顶部时，井深达7 001 m[28]，属于超深层页岩气藏，目前技术水平难以达到商业开采的标准。因此，在现今页岩气开发成本与水平井压裂技术条件下，深层页岩气藏(埋深为3 500～4 500 m)最为有利的区域属川东南和川南地区(图1[12，16])。

2 深层页岩气藏特征

深层页岩气藏埋深大，以高温、高压以及较大的水平应力差等为主要特征，它们深刻影响着深层页岩层系的物性[29-30]、岩石力学性质[31-32]、水力压裂后裂缝发育模式[33]。

表1 油气藏埋深及类别划分方案Table 1 Buried depth and classification scheme of oil and gas reservoirs

图1 四川盆地下志留统底界不同埋深分布图[12，16]Fig.1 Distribution map of different buried depths in the bottom boundary of Lower Silurian in Sichuan Basin[12，16]

2.1 应力与物性特征

页岩普遍具备特低孔(2%～8%)、特低渗(10～100 nD)等特征[34-35]，页岩中纳米孔隙具备较低纵横比，且黏土矿物和有机质异常丰富，与砂岩和碳酸盐岩相比，在较高的有效应力下，页岩内部的孔隙结构被压缩改造的程度更大[36-37]。根据川东南、川南五峰-龙马溪组页岩在不同应力环境下渗透率和孔隙度的变化趋势发现，当应力从0 MPa增加至25 MPa或者40 MPa时，页岩样品的孔隙度下降幅度较小，约15%～52%，而渗透率下降幅度则超过一个数量级(图2[36，40])。综合前人的研究成果发现，页岩物性对应力的变化较为敏感，其应力敏感系数较高者，对应在测试的有效应力下渗透率和孔隙度发生急剧下降[37,39]。随着埋深的增加，页岩渗透率和孔隙度均下降，深层页岩孔隙内部的游离气受束缚能力增强，其运移或者扩散能力要低于浅层页岩[40]，因此，在深层页岩气藏的开发过程中，裂缝对于促进页岩层系中流体的运移和扩散更加凸显其重要性。

图2 川东南与川南地区龙马溪组页岩渗透率和 孔隙度分别与有效压力关系曲线[36，40]Fig.2 The relation curves of shale permeability and porosity with effective pressure in Longmaxi Formation in Southeast and South Sichuan Basin[36，40]

2.2 脆性及岩石破坏模式

岩石的脆性常被非常规油气藏用来评价工程“甜点”的关键参数之一，是评价页岩气藏能否成功改造的重要依据[41]。然而，页岩的脆性深受温度和围压的控制，随着埋深的增加，相应的温度和围压升高，页岩的脆性降低并向延性发生过渡[42-44](图3[45])。

图3 川东南丁山地区五峰-龙马溪组页岩 不同埋深条件下脆性变化趋势[45]Fig.3 Brittleness variation trend of Wufeng-Longmaxi Formation shale under different buried depth in Dingshan area, Southeast Sichuan Basin[45]

脆性是控制岩石裂缝形成的一项重要的综合力学性质[42,46]，据室内三轴压缩力学实验测试显示，常压或者低围压(0、20 MPa)状态下的岩石，抗压强度低，岩石呈现劈裂式破坏，破碎程度较大，而当施加到一定的围压时(55、60 MPa)，则岩石能够抵抗较大的压力且承载一定的变形后才发生破坏，而且破坏程度较弱，表现为双剪切或者单剪切式破坏模式(图4[45，47-48])。

总之，页岩在高围压条件下比在低围压或者无围压条件下更难发生脆性响应[49-50]，这是由于埋深增加，岩石的横向应力增强，对岩石内部微裂缝(微裂纹)进行了不同程度的抑制作用，埋深越大，这种抑制作用愈加强烈[51-52]。因此，深层页岩气藏埋深较大，就目前技术水平而言，水力压裂的实施较为困难，成本大且难以形成良好的商业产能。

图4 四川盆地重点地区五峰-龙马溪组页岩 在不同围压下的破裂模式[45，47-48]Fig.4 Fracture modes of shale in Wufeng-Longmaxi Formation under different confining pressures in key areas of Sichuan Basin[45，47-48]

2.3 水平应力差及压裂效果

人工裂缝的形成与传播高度依赖于地应力状态，充分了解深层页岩气藏地应力特征，有助于优化水平井钻井方向以及施工参数的调整[53]。随着埋深的增加，地应力也随之增大，一般情况下呈现良好的线性递增关系[54]，然而不同方向的地应力增加幅度有所不同，水平地应力差则随深度的增加而发生变化。页岩气勘探开发实践表明，水平应力差系数与页岩气井产量具有良好的相关性，即水平应力差系数越高，产量越差(图5[55])。

图5 龙马溪组页岩水平应力差系数与产量关系[55]Fig.5 The relationship between horizontal stress difference coefficient and shale yield in Longmaxi Formation[55]

水平应力差已被公认是控制天然-人工裂缝相互作用的主要地质因素[56-57]，当水平应力差Δσb为0 MPa时，水平井筒射孔段的裂缝主要沿着预先存在的天然裂缝继续拓展延伸，这使得射孔附近产生高度复杂的人工-天然裂缝系统，而当水平应力差Δσb增加至15 MPa后，水力压裂所形成的裂缝容易沿着垂直最小主应力方向起裂并传播，倾向于穿透层理和天然裂缝，在无天然裂缝的干扰下，继续延伸而不发生转向[58-59]，并且所注入流体的压力更高，才能让裂缝的宽度得以维持(图6[60])。

根据目前四川盆地五峰-龙马溪组页岩气的勘探开发实践表明(表2[16,45,61])，焦石坝地区、长宁五峰-龙马溪组产气层段埋藏较浅，分别为2 415 m和2 300～3 200 m，属于中深层页岩气藏，其中焦石坝地区水平地应力差较低，为3.0～6.9 MPa，为人工压裂改造提供了较好的工程条件，实际压裂中岩石破裂压力约42 MPa，以大尺度复杂裂缝为主，裂缝延伸长度主要介于150～250 m，整体压裂效果较好，长宁地区虽然两向压力差较高，约为焦石坝地区的3～7倍，但由于埋深较浅，气藏改造后体积较大，压裂效果较好[61]。而丁山地区、威远地区页岩层系埋深过大，属于深层页岩气藏，其中威远地区复杂裂缝较少，裂缝延伸距离主要介于100～150 m[16]。深层页岩气藏水力压裂改造的效果相对较差，常规的压裂技术与模式不利于在深层页岩层系中形成缝网。

表2 四川盆地重点地区五峰-龙马溪组页岩层系水平方向地应力差及压裂效果Table 2 Horizontal stress difference and fracturing effect of Wufeng-Longmaxi Formation shale in key areas of Sichuan Basin

图6 不同水平应力差下水力压裂后裂缝分布模式[60]Fig.6 Fracture distribution mode after hydraulic fracturing under different horizontal stress difference[60]

3 存在问题及建议

四川盆地前期那些已经具备商业开采条件的页岩气层系的埋深一般小于3 500 m，主要吸取了北美地区3 500 m以浅的页岩气成功勘探开发的经验，而人们逐步意识到，中国南方海相页岩气成藏地质条件的复杂性，要开采3 500 m以深的页岩气，没有相关的理论、技术和装备可以借鉴。为此，笔者通过分析前人的研究成果，结合中国南方海相页岩层系特殊的地质背景，总结和归纳了关于深层页岩气勘探开发风险深度范围、水平井钻完井和后期水力压裂相关技术等方面的问题，提出以下几点建议。

3.1 深层页岩气勘探开发风险深度的划定

当脆性矿物含量高达70%～80%的页岩置于高温和高压条件下，即某个埋深条件下，其岩石力学性质也表现为延性特征[62-63]，如果忽略埋深这一重要因素，单纯利用脆性矿物来评价页岩的脆性以确定“甜点”压裂层段是不严谨的[31]。然而，在何种深度范围内页岩力学性质由脆性向延性发生转变，何种深度范围内页岩呈现脆性、半脆性、延性特征，需要前期理论与实践的论证。

为保证前期页岩气保存条件评价的需要和后期水力压裂施工增产的要求，有学者通过实验与现场生产实践，对川东—鄂西一带的五峰-龙马溪组页岩层系的埋深进行了重新划分[16,31,64]，认为埋深小于2 000～2 700 m的页岩表现为脆性，埋深大于4 200～4 400 m的页岩为延性，而页岩处于这两者埋深范围内时则表现为脆性-延性过渡的特征，这种状态下的页岩即使发育有天然裂缝，既能够不破坏页岩气藏整体的稳定性，而且又保证了后期压裂施工中所要求的脆性这一标准(图7[16])。

图7 不同埋深下页岩裂缝、含气量和产量关系模式图[16]Fig.7 Relationship between fractures and gas content and production of shale under different buried depths[16]

此页岩脆性-延性转换带的深度范围较好地囊括了深层页岩气藏的埋深范围，其中川东—鄂西一带五峰-龙马溪组页岩层系延性带顶界深度为4 470 m±230 m[64]，与现今深层页岩气藏埋深下限4 500 m具有较好的对应，是目前技术水平条件下能够达到商业开采的勘探风险深度。

3.2 深层页岩气水平井钻完井技术

20世纪90年代末，随着定向钻井技术的兴起，工业界利用水平井技术穿透富有机质页岩以及实施分段水力压裂，从而产生高渗透流动路径以获取更大范围内的页岩气资源[65]。目前，水平井是开发页岩气的最有效方式。然而，在水平井打钻过程中，钻井液与地层接触出现水化膨胀且发生渗透性岩层损伤、钻遇断层后由于应力失稳或者钻井液沿断层下渗而导致的断层活化等因素都会使得水平井套管和水泥环受围岩滑移而发生剪切变形和破坏，从而难以确保水泥环和套管的完整性(图8[66])。另外，深层地应力条件复杂、上覆地层压力高且地层的横向非均质性强、水平井轨迹难以把控等问题在深层页岩气勘探开发过程中逐渐凸显。

图8 水平井套管受地层滑移而被剪切 变形和破坏平面示意图[66]Fig.8 Schematic diagram of shear deformation and failure of casing in horizontal wells due to formation slip[66]

通过对中外文献的调研发现：在钻井液中添加水化抑制剂，或者更换为强抑制性水基钻井液可有效改善或者避免由于页岩内部黏土等矿物遇水膨胀的问题；通过加强地震资料的解释，优化水平井眼轨迹和方位，避开断层，合理转向，改变裂缝拓展方向；优选旋转导向钻井工具，不仅有效缩短钻井周期，而且对于把控水平井段的长度和轨迹具有良好的应用效果(表3[66-70])。

3.3 深层页岩气藏压裂技术

随着涪陵、长宁—昭通、威远等地区页岩气勘探开发的突破，人们逐渐意识到并不是只要有页岩分布的地区就能实现页岩气的商业开发，其不仅需具备较好的“地质甜点”作为前期工作的基础[71]，而且其“工程甜点”是后期实现气藏能否成功改造的必不可少的条件[72]，能否实现页岩气的高产与稳产，其压裂增产改造等相关技术是关键[13]。

“高净压、大排量”是早期针对深层页岩气水平井的压裂施工整体方案[73]，但在高水平地应力差情况下，裂缝主要沿着最大主应力方向延伸和拓展，体积压裂效果较差，导致中后期泵压迅速上升，不得已采用降低排量的方式确保施工的完成，最后导致水平井远端压裂效果差[74]。以焦石坝和威远地区五峰-龙马溪组页岩为例，虽然这两者脆性矿物含量相当，分别为65.8%和62.4%，但是埋藏深度不同，前期施工发现，水力压裂所产生的裂缝网络存在较明显的差异(图9[16])，这两者不可避免地受到了水平应力差的影响。因此，开发深层且具有较高水平应力差的页岩气藏，可以考虑大范围的贯通天然裂缝和层理面等力学性质较为薄弱的结构[75]，通过改变射孔方式[76]、采用双水平井拉链式同步压裂的方法尽可能地增加岩石之间的应力干扰[77]，尽可能沟通更大范围的天然裂缝和层理面，提高气藏改造效果和保持后期的稳产。

深层上覆地层压力大，压裂后支撑剂进入裂缝很快被压实而嵌入岩石内部，导致裂缝变窄，从而降低裂缝整体的疏导能力，考虑采用多尺度小粒径支撑剂，实行多级裂缝充填[74]。

另外，笔者调研发现，套管变形同样也发生在后期压裂施工的过程中，这是由于水力压裂施工过程中局部所产生的异常高压使得地层体积压缩变形，同时，压裂后滑溜水与页岩中的黏土接触，黏土水化膨胀，以上两者均会导致套管变形和破坏[78-79]。借鉴中深层页岩气射孔方式，量化并合理把控分段压裂的簇数，如丁山地区五峰-龙马溪组1 034.23 m中的水平断分24簇进行分段压裂，其中每簇合理的间距为46 m，可获得107%多裂缝覆盖率，既保证了体积能够得到充分改造，又能不破坏岩层的应力平衡[74]；另外，可考虑采用液氮这种环保型压裂介质，既可以提高深层页岩层系的脆性[80]，也较好地防止黏土遇水发生水化膨胀[81]。深层页岩气藏中的流体是多种机制运移的结果，包括吸附和解吸、扩散流动、黏性流动以及天然裂缝的应力敏感性等，通过建立和优化试井数学模型，将这些机制同时纳入页岩气藏中多裂缝水平井(MFHW)的试井模型中是未来软件系统上多参数和高精度发展方向[82-83]。

表3 深层页岩气藏水平井钻完井过程中存在问题和解决措施的建议Table 3 The existing problems and suggestions for solutions in drilling and completion of horizontal wells in deep shale gas reservoirs

图9 焦石坝和威远地区不同地应力差下水力压裂效果[16]Fig.9 Hydraulic fracturing effect under different ground stress difference in Jiaoshiba and Weiyuan area[16]

4 结论

(1)页岩气藏埋深介于≥3 500 m～<4 500 m者为深层页岩气藏，四川盆地五峰-龙马溪组页岩气资源量主要分布在大于3 500 m的埋深范围内，有机质丰度高且有效厚度大的有利勘探开发目标区属川东南和川南地区。

(2)深层页岩气藏较高的有效应力，使得页岩渗透率和孔隙度下降；较高的地压和地温下页岩力学性质由脆性向延性过渡，岩石以双剪切或者单剪切破坏模式为主；较高的水平应力差下，裂缝主要沿最大水平主应力方向延伸而不发生转向，不能形成复杂裂缝系统。

(3)深层页岩气藏勘探开发风险埋深约为4 500 m，同时也是五峰-龙马溪组页岩层系延性带顶界。深层条件下水平井套管和井筒发生变形和破坏、水平井方位漂移、压裂改造效果不明显、试井模型所考虑的流体运移机制不全等问题凸显，严重阻碍着四川盆地深层页岩气勘探开发事业的进程，对此应积极探索针对关于水平井钻井和压裂方面的先进技术、设备和方案。