四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素

马新华，谢军，雍锐，朱逸青

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油西南油气田分公司，成都 610051）

0 引言

近年来，随着中国页岩气基础地质理论的不断发展、勘探开发主体技术的不断进步，四川盆地南部地区（后文简称“川南地区”）3 500 m以浅的志留系龙马溪组已成功实现页岩气规模效益开发，此套富有机质页岩厚度大、品质最优、勘探程度最高、实施效果最好，是目前中国最主力的页岩气勘探开发层系[1-4]。

截至2020年2月，长宁、威远和昭通页岩气示范区块（埋深主要为2 000～3 500 m）已累计提交探明储量10 610×108m3，累产页岩气超 200×108m3。中国石油天然气集团有限公司（后文简称“中国石油”）目前日产页岩气超过3 000×104m3，预计2020年底页岩气产量超100×108m3。此外，2018年以来中国石油对川南地区埋深3 500～4 500 m龙马溪组页岩气持续开展攻关，在川南泸州地区埋深3 800 m的泸203井获得138×104m3/d测试产量（折算1 500 m水平段长产量为202×104m3/d），树立页岩气单井测试产量新标杆，并成功获得了一批高产井，实现了中国深层页岩气的战略性突破[5]。

伴随着埋深2 000～3 500 m中浅层页岩气开发的成功和埋深3 500～4 500 m深层页岩气勘探的突破，中国石油形成了一系列海相页岩气勘探开发的理论和技术。笔者在总结川南地区龙马溪组地质特征、储集层特征以及结合实际生产情况的基础上，完善了对川南地区页岩气高产规律的认识，以期为中国南方海相页岩气勘探开发提供了理论支撑，推动中国页岩气规模有效上产。

1 川南地区龙马溪组页岩气储集层基本地质特征

川南地区位于中国南方上扬子地台西南缘，主要指大凉山以东、乐山—龙女寺古隆起龙马溪组剥蚀线以南、华蓥山以西、黔北凹陷以北的区域，面积约为4×104km2，地处川南低陡构造带，断裂规模相对小，构造抬升时间较晚[6]，后期抬升改造幅度相对小[7]，有大面积的构造稳定区，现今埋深适中，主要为2 000～4 500 m，埋深3 500～4 500 m的区域主要在威远—内江—（乐山—龙女寺）剥蚀线一线以南、纳溪—泸州—合江—江津以北、自贡—富顺—南溪一线以东和铜梁—璧山—江津一 线以西（见图1）。

图1 研究区地质背景综合图

1.1 沉积地层特征

龙马溪组沉积于奥陶纪冰期结束后的早志留世鲁丹期—埃隆期（距今约439～444 Ma），整体处于川中隆起、黔中隆起、华南雪峰隆起以及局部水下高点所包夹的深水陆棚环境[10]，向古隆起和古陆方向依次演化为浅水陆棚和潮坪—滨岸环境。

龙马溪组与下伏上奥陶统五峰组观音桥段生物介壳灰岩整合接触，其上覆地层在自贡—威远—内江一线与上覆下二叠统梁山组不整合接触，地层残余厚度为0～200 m，向南逐渐增厚，在马边—雷波一线龙马溪组与下志留统罗惹坪组整合接触，宜宾—长宁—泸州一线龙马溪组与下志留统石牛栏组整合接触，厚度为500～600 m。

龙马溪组自下而上分为龙一段、龙二段，龙一段又分为龙一1亚段、龙一2亚段，龙一1亚段可再细分为龙一11、龙一12、龙一13、龙一14共4个小层（地层划分与对比见文献[11]），其中龙一11—龙一13小层现今开发效果最好。

龙一11—龙一13小层对应鲁丹阶LM1—LM4笔石带（局部地区到LM5笔石带）[12-13]，厚8～24 m，岩性以黑色炭质页岩和硅质页岩为主，从下至上颜色变浅、粒度变粗，具有高TOC值（大于2.5%）、高硅质含量（大于 65%）的特征。镜下见硅质海绵骨针和硅质放射虫。沉积构造以水平层理和块状层理为主，多见黄铁矿结核。电性特征表现为高自然伽马（大于150 API）、高铀含量（大于 10×10-6）、高声波时差（大于240 μs/m）、高电阻率（大于15 Ω·m）、低补偿中子孔隙度（小于15%）和低密度（小于2.60 g/cm3）的“四高二低”特征（见图2）[14-15]。

龙一14—龙一2亚段对应埃隆阶LM6—LM8笔石带，厚110～170 m，岩性以灰黑-灰色厚层粉砂质泥岩与泥质粉砂岩韵律互层为主，TOC值整体小于2%、硅质含量为40%～65%，整体较龙一11—龙一13小层低。浅水钙质生物丰富，多见钙质结核以及平行层理等沉积构造，少见黄铁矿结核及纹层。自然伽马、声波时差整体低于鲁丹阶，密度整体高于鲁丹阶。

龙二段对应特列奇阶 LM9—N2笔石带，厚约200～300 m，岩性粒度整体较龙一段粗，主要为黄绿-灰色的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩。笔石少见，多为个体较小、破碎的半耙笔石、耙笔石及单笔石等，浅水腹足类发育。纹层、黄铁结核较埃隆阶减少，多发育块状层理，长宁区多见眼球-似眼球状构造；自然伽马整体较埃隆阶低[16]。

1.2 储集层特征

1.2.1 储集层分类

目前中国对于非常规气页岩储集层没有统一的分类标准。《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》中储集层评价参数包括页岩有效厚度（用TOC≥1%、Ro≥0.7%、脆性矿物含量大于等于30%来确定）、含气量、TOC值、Ro值、脆性矿物含量[17]。川南地区龙马溪组页岩属于高过成熟，Ro值整体大于 2.1，因此Ro值不纳入本文储集层分类评价参数。此外，《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》中缺少孔隙度参数，但孔隙度对总含气量中的游离气含量影响大，因此孔隙度需纳入页岩储集层评价指标，并指示储集层含气性。鉴于此，本文分别选取“TOC值、孔隙度、脆性矿物含量”3个静态参数将页岩储集层分为Ⅰ类储集层、Ⅱ类储集层和Ⅲ类储集层（见表1）。

1.2.2 储集层展布特征

从目前川南地区页岩气评价结果分析，龙马溪组储集层纵向叠置关系清楚，Ⅰ类储集层主要位于龙一11—龙一13小层；Ⅱ+Ⅲ类储集层主要位于龙一14小层，其中泸州—长宁地区龙一14小层Ⅱ类储集层更多，威远地区龙一14小层Ⅲ类储集层更多（见图3）。

平面上，川南地区龙马溪组Ⅰ+Ⅱ类储集层连续稳定分布，厚度一般为 20～80 m，岩心实测TOC值为2.5%～4.5%，脆性矿物含量为51.6%～80.0%，孔隙度为3.4%～7.9%[11]。

3500～4500m 范围内Ⅰ+Ⅱ类储集层厚度为32.1～70.9 m，平均为58.0 m；TOC值为2.7%～3.7%，平均 3.1%；脆性矿物含量为 47.3%～68.4%，平均为55.9%（见图4）。总体来看，3 500～4 500 m范围内“TOC、脆性矿物含量、孔隙度”3项参数均较3 500 m以浅稍低，但“储集层厚度大”是3 500～4 500 m范围内龙马溪组储集层的特点及优势（见表2）。

1.2.3 储集层品质、厚度主控因素

1.2.3.1 沉积水体控制储集层品质

沉积岩中的无机地球化学示踪是反映沉积环境及其演化的有效手段之一。前人通过龙马溪组氧化还原指数（见表3）将其氧化还原环境的演化进行了重建，鲁丹期—埃隆期—特列奇期表现为缺氧强还原-弱还原弱氧化-含氧强氧化环境演化序列[18-19]，在同一构造格局和沉积格局背景下，氧化还原条件可以较好的指示古微地貌差异和沉积水体深浅的变化，缺氧条件沉积水体相对更深，随着含氧量增加，水体逐渐变浅。笔者运用4个古氧化还原环境判别指标对N6井龙马溪组的TOC值绘制交会图发现，w(Ni)/w(Co)值、w(V)/w(Cr)值和DOPT，w(U)/w(Th)值的相关性极强，TOC值域范围容易区分氧化还原环境，且容易在测井数据中获取（见图5），因此将w(U)/w(Th)值作为主要参数来探究其与储集层的关系。

图2 长宁地区N3井地质综合柱状图

表1 川南地区页岩气储集层分类评价表

图3 川南地区WD1—WD4H10-2—L1—N1井储集层连井图（剖面位置见图1c）

图4 川南地区Ⅰ＋Ⅱ类储集层参数及含气量平面图

表2 3 500～4 500 m范围内龙马溪组页岩储集层参数与长宁、威远地区典型井储集层参数对比表

表3 海相页岩氧化还原环境判别指标表[20-23]

图5 N6井TOC值与w(U)/w(Th)、w(Ni)/w(Co)、w(V)/w(Cr)、DOPT交会图

图6 氧化还原环境与储集层关系分析图

通过长宁、威远、泸州地区 6口井伽马能谱测井获得的w(U)/w(Th)值与TOC值进行相关分析发现（见图 6a），两者呈正相关，TOC＞3%的页岩w(U)/w(Th)＞0.5，无论页岩是沉积于相对浅水的强氧化、半深水的弱氧化弱还原或是相对深水的强还原条件下，作为影响储集能力的储集层评价指标TOC值都可以较高，说明TOC的富集主控因素除了受氧化还原条件控制外，还受古生物生产力、成岩-埋藏演化-生排烃的控制[25]，但可以明确的是，在w(U)/w(Th)＞1.25的相对深水强还原条件下时，无论其他控制因素条件如何，TOC值均可大于 3%。此外，通过对上述 6口井的测井获得的w(U)/w(Th)值与影响压裂条件的脆性矿物含量进行相关分析发现（见图6b），在w(U)/w(Th)＞1.25的相对深水强还原条件下，脆性矿物含量主要为 55%～80%，最利于压裂[26]，在w(U)/w(Th)值为 0.75～1.25的半深水弱氧化弱还原条件下时，脆性矿物含量主要为40%～75%，在w(U)/w(Th)＜0.75的相对浅水强氧化条件下时，脆性矿物含量主要为40%～70%。

运用w(U)/w(Th)值定量与储集层品质“TOC值、脆性矿物含量”的分析结果可以揭示川南页岩气“沉积环境控储”机理。在不考虑含气量和孔隙度参数时，w(U)/w(Th)＞1.25的相对深水强还原环境页岩层段为Ⅰ类储集层；w(U)/w(Th)值为0.75～1.25的半深水弱还原弱氧化环境页岩层段为Ⅰ—Ⅱ类储集层，Ⅰ类储集层和Ⅱ类储集层各占一半；w(U)/w(Th)＜0.75的相对浅水强氧化环境页岩层段为Ⅱ—Ⅲ类储集层，且多为Ⅲ类储集层。

1.2.3.2 沉积水体控制储集层连续厚度

龙马溪组页岩沉积于海平面快速上升至海平面缓慢下降的旋回过程中，古微地貌的高低差异或沉积水体的相对深浅控制着龙马溪组的沉积厚度。w(U)/w(Th)值可以较好的指示古微地貌差异和沉积水体的变化，龙马溪组底部w(U)/w(Th)＞1.25且连续厚度大于4 m指示着深水陆棚内沉积水体相对更深的区域，若w(U)/w(Th)＞1.25的地层连续厚度更小，沉积水体则相对更浅。相同的海平面升降背景下，古微地貌差异和沉积水体的变化与Ⅰ类储集层连续厚度的分布有较好的匹配关系，半深水区和相对浅水区的Ⅰ类储集层连续厚度多小于5 m，相对深水区沉积的Ⅰ类储集层连续厚度相对更大，盐津—珙县—长宁一带、南溪—泸州—永川—江津一带、威远—自贡一带最厚，Ⅰ类储集层连续厚度大于5 m且多大于10 m，并在泸州地区最厚（见图7）。

图7 深水陆棚水体相对深浅与Ⅰ类储集层连续厚度叠合图

1.3 页岩含气特征

川南地区页岩气勘探开发动静态资料丰富。截至2019年底，中国石油在川南地区二维地震测网基本全覆盖，已经完成三维地震4 856 km2，完成龙马溪组评价井92口，目前川南地区龙马溪组页岩气已进入快速规模上产阶段，完成钻井1 310口、压裂井584口、投产井624口，2019年产页岩气超80×108m3，并建成年产90×108m3的产能。

目前川南地区3 500～4 500 m页岩气有利区主要集中在威远建产区南部、泸州地区以及渝西—大足地区，其中泸州地区的龙一11—龙一13小层含气量最高，为3.7～6.7 m3/t（见图4d），在Y101—H202-H1—泸203井附近含气量最高，向周边有降低的趋势。根据页岩气的赋存特点，采用游离气与吸附气分别计算泸州地区页岩气资源丰度，为 8.13×108m3/km2，泸州地区资源丰度为川南地区最大值。中国石油在泸州地区 3口新评价井测试产量均超过30×104m3/d测试产量，其中Y1HA-B井测试产量为46.89×104m3/d，Y1HB-H井测试产量为50.69×104m3/d，L4井测试产量为14.40×104m3/d（水平段长649 m，折算成1 500 m测试产量约为33.28×104m3/d）。目前 3 500～4 500 m埋深区域是川南地区页岩气勘探的主战场。

2 川南地区页岩气高产控制规律

2.1 优质储集层控制页岩气高产

相较于常规气，页岩气储集层需要进行人工水力压裂，基质渗透率对储集层的判别指导意义不强，储集层最核心的3个评价参数为TOC值、脆性矿物含量和孔隙度。其中脆性矿物含量与工程压裂效果密切相关，该参数至少需要大于35%后压裂施工才较为稳妥，同时在储集层内，脆性矿物含量与TOC也具备一定的正相关性。而TOC则与页岩储集层品质密切相关，相同的压力系数条件下，TOC值越大，储集层总面孔率越大，吸附气含量越高；有效孔隙度越大，游离气含量越高。因此，总含气量大小受控于储集层参数中的TOC值和孔隙度（见图8）。

图8 含气量与储集层参数关系

“Ⅰ类储集层连续厚度”和“储集层压裂改造后的支撑缝高”为控制页岩气优质储量的核心地质因素和工程因素。非放射性示踪陶粒测井表明，压裂支撑缝高一般为10～12 m。若Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m，则支撑段均为优质储量，且Ⅰ类储集层连续厚度越大，越容易获得高产。生产实践表明，在工艺条件相同的情况下，Ⅰ类储集层连续厚度叠合Ⅰ类储集层钻遇长度与单井测试产量具有明显的正相关性（见图9）。有鉴于此，笔者建立了Ⅰ类储集层连续厚度与其钻遇长度之积（动用优质储量体积）跟测试产量关系预测图版，可半定量预测在不同储集层连续厚度下达到高产所需的钻遇长度，并在川南地区得到了较好的应用，长宁—威远建产区若龙马溪组Ⅰ类储集层厚10 m，钻遇优质储集层水平段长为1 500 m，则能实现 20×104m3/d的测试产量（见图10）。

图9 长宁、威远地区测试产量与储集层动用率相关图

2.2 保存条件控制页岩气高产

川南地区龙马溪组盖层条件和顶、底板条件均很好，因此表征保存条件好坏的最重要的条件为断层发育程度和距剥蚀线距离。已有页岩气开发实践表明，一级断层（断距大于300 m）对龙马溪组页岩气产量有较大影响，距离一级断层1.5 km以内，测试产量较低，如N7井，距一级断层800 m，压力系数为1.25，测试产量为11×104m3/d；二、三级断层对测试产量影响较小，其附近的水平井测试产量均可以很高，平均大于20×104m3/d（见图11）。距剥蚀线较近的井，页岩气保存同样受到了破坏，N8井距剥蚀线2 800 m，压力系数为0.50，见微气；WD1井距剥蚀线6 000 m，压力系数为 0.92，见微气。距一级断层和长宁剥蚀区与乐山—龙女寺古隆起剥蚀区越近的地区，有压力系数低的特征。鉴于此，表征地下流体能量和流体的封闭程度的压力系数指标则可以作为指示川南地区龙马溪组的保存条件的一个综合参数[27]。此外，从长宁剥蚀线和乐山—龙女寺古隆起剥蚀线向泸州地区，龙马溪组压力系数随埋深增加而增大，压力系数与埋深表现出明显正相关（见图12）。

图10 川南地区单井产能定量预测图版

图11 长宁地区断层级次与测试产量关系图

气体能量更大、封闭程度更强的高压力系数区，具有孔隙度更大、孔隙结构更优且含气性更好的特征。

通过川南地区27口井的埋深与储集层孔隙度相关性分析，埋深 2 000～4 500 m 范围内，随埋深逐渐增大，Ⅰ类储集层有效孔隙度存在先减小再增大的趋势（见图 13），高孔隙度区间位于 2 200～3 000 m 和3 500～4 500 m范围内。此外，川南地区龙马溪组Ⅰ类储集层孔隙以有机质孔、黏土矿物无机孔等塑性孔为主，缺少刚性矿物颗粒支撑，易被上覆地层有效应力压实，超压的存在对于孔隙具有保护作用[28-31]，超压流体可以抵抗压实作用对孔隙的破坏，从而使成岩作用过程中形成的圆形或椭圆形页岩孔隙得以保存，储集空间得以保留。通过氩离子抛光扫描电镜分析，高压力系数的井龙马溪组Ⅰ类储集层的有机质孔径更大（见图14）。

图12 川南地区实测压力系数与现今埋深关系图

图13 Ⅰ类储集层平均有效孔隙度与深度关系图

根据不同深度、不同压力系数情况下的吸附气、游离气理论模拟计算结果[32]以及川南地区不同埋深页岩气井含气性分析表明（见图15），随着地层温度和压力不断增加，页岩的吸附气含量增大，在一特定温度下（埋深为1 500 m）降低，游离气比例不断增大，由30%增加到65%以上，更有利于高效开发。

川南地区已有的页岩气生产实践表明，高压力系数是页岩气井高产的必要条件之一，已发现工业页岩气井均位于压力系数大于1.2的超压区，压力系数未达到1.2的页岩气井很难获得高产。

图15 龙马溪组埋深与含气性关系图

2.3 川南地区页岩气选区评价技术

针对川南地区龙马溪组氧化还原条件可以反映储集层品质和厚度、优质储集层以及保存条件可以控制页岩气高产的特点，重新完善了川南地区页岩气选区评价参数及标准体系（见表4），确定4项主要页岩气选区评价指标和参数，其中核心区w(U)/w(Th)＞1.25且连续厚度大于4 m、Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m、压力系数大于1.2且埋深为2 000～4 500 m。

表4 川南地区页岩气选区主要评价参数

2.4 深层页岩气高产井模式

与川南地区 2 000～3 500 m 中浅层页岩相比，3 500～4 500 m深层页岩储集层地质构造更复杂，断层、微幅构造发育，复杂地质条件下井眼轨迹精准控制难度大，储集层钻遇率难保证；温度和地应力更高、水平应力差更大，且受天然裂缝等影响明显，导致施工压力高、页岩储集层难以有效改造；针对上述问题，中国石油通过对3 500 m以浅钻井压裂技术的完善与升级，形成了以“高效PDC钻头+地质导向+油基钻井液”为主体的优快钻井工艺，造斜段采用旋转导向控制轨迹，精准着陆，水平段采用旋转导向、近钻头/远端LWD联合地质导向，初步建立了以钻井“工艺+参数+液体+工具”四位一体的学习曲线，钻井效率逐步提升，初步形成了主体滑溜水、密切割+高强度加砂、大排量注入体积压裂工艺，采用地质工程一体化技术，降低钻井压裂过程中的风险，实现“钻好井、压好井”，在地质认识加深以及工程技术进步的基础上，初步形成了可复制、可推广的高产井培育模式（见表5）：①深层页岩气建产区选择龙一11—龙一13小层高脆性段厚度大于10 m，水平段长1 500 m，Ⅰ类储集层钻遇率为 90%；②以密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。该模式为高产井的批量复制奠定了基础，并提高单井EUR（估算的最终采收量）目标达到2×108m3以上，评价阶段投资控制在1亿元以内，开发阶段投资控制在 8 000万元以内，能够实现规模效益开发。

表5 川南地区深层页岩气高产模式工艺技术指标

2.5 川南地区深层页岩气有利勘探区

根据中国石油最新资源评价结果，川南地区下志留统龙马溪组埋深4 500 m以浅页岩气可工作有利区面积为1.4×104km2，页岩气资源量为7.6×1012m3，具备建成页岩气年产规模为（750～1 100）×108m3的潜力。川南地区埋深3 500～4 500 m的很多区域都是相对深水区，基于川南地区龙马溪组页岩气储集层基本地质特征和页岩气高产控制规律，叠合w(U)/w(Th)＞1.25且累计厚度大于 4 m、压力系数大于 1.2以及Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m的区域，核心勘探区带主要位于盐津—珙县—长宁一带、南溪—泸州—永川—江津一带、威远—自贡一带（见图16）。川南地区核心勘探区带扣除不可工作区后总面积为 8 100 km2，其中3 500～4 500 m的区域占比82%，可部署水平井 1.5×104口，可采储量 2×1012m3以上，具备建成 500×108m3页岩气年产规模并稳产 20年或1 000×108m3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力。

图16 川南地区五峰组—龙马溪组有利勘探区分布图

3 结论

建立了页岩气储集层统一的分类评价标准，Ⅰ类储集层TOC值大于3%、孔隙度大于4%、脆性矿物含量大于55%，Ⅱ类储集层TOC值为2%～3%、孔隙度为2%～4%、脆性矿物含量为35%～55%，Ⅲ类储集层TOC值为 1%～2%、孔隙度为 1%～2%、脆性矿物含量为20%～35%。

提出了氧化还原条件参数w(U)/w(Th)来表征沉积环境水体相对深度。研究表明，w(U)/w(Th)值大于1.25时为缺氧还原环境，水体为相对深水区；w(U)/w(Th)值为 0.75～1.25时为弱还原弱氧化环境半深水；w(U)/w(Th)值小于0.75时为强氧化环境相对浅水。

页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为10～12 m，当Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m时，钻遇Ⅰ类储集层连续厚度越长，页岩气产量越高。

川南地区埋深3 500～4 500 m深层页岩气具有地层压力大、压力系数高、孔隙保存好、孔隙结构优以及游离气占比大的特征，压力系数大于1.2是页岩气井获得高产的必要条件。深层页岩气建产区高产井模式为龙一11—龙一13小层厚度大于10 m，水平段长1 500 m，Ⅰ类储集层钻遇率超过90%，应采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。

盐津—珙县—长宁一带、南溪—泸州—永川—江津一带和威远—自贡一带是川南地区页岩气最有利的勘探开发区带，通过理论技术进步，川南地区页岩气有望实现年产450×108m3的目标。