四川盆地深层页岩气储层特征及高产主控因素<br/>——以渝西区块五峰组—龙马溪组为例

四川盆地深层页岩气储层特征及高产主控因素
——以渝西区块五峰组—龙马溪组为例

2021-01-11韩贵生雷治安徐剑良牟泳澄

天然气勘探与开发 2020年4期

韩贵生雷治安徐剑良何嘉牟泳澄王滢赵磊

1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院 2.重庆页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

页岩气作为一种清洁能源，在世界各地备受重视。四川盆地页岩气勘探开发从借鉴北美地区页岩气勘探开发技术转变为自主创新，页岩气储量和勘探正处于快速发展阶段，已经在四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩取得了重大突破，探明了焦石坝、长宁—威远等千亿立方米的大气田，基本实现了埋深小于3 500 m海相页岩气勘探关键技术、配套工艺及装备国产化[1-2]。进入到“十三五”，页岩气勘探不断向深层发展。

渝西区块五峰组—龙马溪组埋深4 500 m以浅的资源量1.9 1012m3，几乎全为深层页岩气资源。该区页岩气的勘探始于2014年，钻探的Z1井直井段完钻后，五峰组测试获气1.1 104m3/d，拉开了渝西区块深层页岩气勘探开发的序幕。随后部署了一批评价井，深层页岩气的勘探开发取得了一定突破，尤其是部署的水平井Z2H1井，测试产量更是达到45 104m3/d，揭示了渝西区块五峰组—龙马溪组深层页岩气具有较好的资源潜力。但随着勘探工作的深入，单井测试产量相差巨大，对于深层页岩气储层特征、富集规律和页岩气井高产主控因素尚不明确，制约了深层页岩气高效益开发。以渝西区块5口页岩气评价井为研究对象，基于岩心、测井、地震及试油资料，系统研究五峰组—龙马溪组页岩的构造特征、沉积特征和储层特征，对深层页岩气高产主控因素进行了探讨研究，为区块下步勘探、开发提供参考。

1 区域概况

1.1 构造特征

渝西区块位于川中古隆平缓构造区东南部和川东南坳褶带西南段，构造在平面上呈带状分布，整体表现为北东—南西向“三拱三凹—堑垒相间”的构造特征（图1）。

图1 渝西区块五峰组底界埋深图

受区域构造控制，渝西区块代表性的气藏类型有2种（图2），一种是以Z1和Z3井为代表的宽缓向斜型，该类型埋深较大，一般在4 000 m以深，但构造宽缓，远离大断裂，保存条件较好。另一种是以Z2和Z5井为代表的窄陡背斜型，该类型埋深较小，一般在4 000 m以浅，但受断层夹持，褶皱强烈，构造较为狭窄，保存条件存在一定风险。

图2 渝西区块页岩气藏示意图

1.2 地层特征

区内地表在构造两翼主要出露侏罗系沙溪庙组、遂宁组砂、泥岩，在构造顶部主要出露三叠系须家河组石英砂岩、雷口坡组与嘉陵江组石灰岩（图3）。整体地层层序正常，在加里东运动末期，四川盆地内志留系生了不同程度的剥蚀。威远地区韩家店组、石牛栏组完全剥蚀，龙马溪组部分剥蚀，从而使龙马溪组与二叠系梁山组呈不整合接触；长宁地区志留系保存完整；渝西区块的大足地区韩家店组完全剥蚀，石牛栏组部分剥蚀（在区块北部缺失）。

按照中国石油西南油气田公司的地层划分方案[3-5]，将五峰组—龙一1亚段由下至上依次划分为五峰组（含观音桥段）、龙一11、龙一12、龙一13和龙一14等5个小层，其中五峰组岩性为含硅质黑色页岩，观音桥段为黑灰色、灰色泥灰岩、介壳灰岩，龙一11–4小层为黑色、深灰色碳质、硅质、砂质页岩。

图3 渝西区块典型井岩性剖面示意图

2 储集层特征研究

页岩储集层品质对气井产量有重要影响。页岩气勘探开发实践和前人研究已经总结出，选取总有机碳含量、孔隙度、含气量及脆性矿物含量等4大参数可以描述页岩储集层的静态特征[6-10]。

2.1 总有机碳含量

对渝西区块5口评价井岩心分析资料统计发现，五峰组页岩总有机碳含量在1.10%～6.23%之间，均值为3.30%，龙一11小层页岩总有机碳含量在2.39%～5.31%之间，均值为3.91%，龙一12小层均值为2.54%，龙一13小层均值为2.40%，龙一14小层均值为1.20%。总有机碳含量高值主要集中在五峰组和龙一11小层，这也是目前四川盆地页岩气勘探开发的主力层段，且随着层位自上而下，总有机碳含量有逐渐变大的趋势（图4a）。

图4 渝西区块五峰组—龙一1亚段页岩储集层参数统计分布图

2.2 孔隙度

岩心分析五峰组页岩孔隙度在1.14%～6.42%之间，均值为3.52%，龙一11小层孔隙度在2.45%～6.01%之间，均值为4.09%，龙一12小层均值为3.53%，龙一3小层均值为4.52%，龙一411小层均值为3.86%。孔隙度的大小与深度、层位没有明显的相关关系，各小层间相差不大，龙一13小层和龙一11小层孔隙度相对略大，总体表现出低孔隙度特征（图4b）。

2.3 含气量

岩心分析五峰组页岩含气量在1.23～9.96 m3/t之间，均值为4.94 m3/t，龙一11小层含气量在4.29～9.90 m3/t之间，均值为7.05 m3/t，龙一12小层均值为4.65 m3/t，龙一13小层均值为4.43 m3/t，龙一14小层均值为2.36 m3/t。含气量高值主要集中在龙一11小层，其次为五峰组，随着层位自上而下，有逐渐变大的趋势（图4c）。

2.4 脆性矿物含量

页岩脆性矿物成分主要为石英、长石、方解石、白云石、黏土和黄铁矿等，黏土矿物包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石等。渝西区块五峰组脆性矿物含量在57.3%～90.1%之间，均值为77.7%，龙一11小层脆性矿物含量在67.6%～89.0%之间，均值为78.7%，龙一12小层均值为73.9%，龙一13小层均值为66.0%，龙一14小层均值为55.9%。各小层脆性矿物含量均较高，脆性矿物含量随着深度增加而逐渐变大（图4d）。

2.5 储集层参数对比分析

纵向上，随着层位自上而下，五峰组—龙一11小层页岩储层参数均有逐渐变好趋势，龙一11小层储层品质最佳。横向上，在渝西区块内部，储层参数的变化与所处构造类型无太大关联，仅与所处构造的相对位置有关。由北往南，龙一11小层厚度、总有机碳含量、孔隙度和含气量均逐渐增大，储集层品质整体变好（图5）。

图5 渝西区块龙一11小层储层参数对比图

与长宁、威远和泸州区块对比[11]，渝西区块页岩储集层总有机碳和孔隙度低于四川盆地内的其他区块，脆性矿物含量相差无几，含气量略高（表1）。产生这些差异的原因可能与埋藏深度有一定的关系：埋深越大，上覆地层压力越大，压实作用强烈，页岩孔隙随着上覆地层压力增大逐渐发生压缩，孔隙体积逐渐变小，孔隙度减小，压力系数增大，导致甲烷气体在地层中的扩散系数减小，页岩含气量随之增大[12-14]。

3 富集高产主控地质因素

3.1 沉积相带

研究Z2井岩心资料，认为渝西区块五峰组—龙一1亚段属于深水陆棚相沉积（图6），页岩颜色深，水平纹层发育，笔石多，且个体保存完整，堆积杂乱，局部富集黄铁矿，这些都是水体较深、安静，处于较强还原环境的体现。五峰组—龙一11小层岩性为黑色碳质、硅质页岩，笔石发育，总有机碳和硅质含量最高，发育层间缝、高角度缝，为碳质硅质深水陆棚微相，龙一12–3小层岩性为深灰色、灰黑色页岩，局部含砂质条带，为泥质深水陆棚微相，龙一14小层岩性为深灰色砂质页岩，为砂泥质深水陆棚微相。

表1 渝西区块龙一11小层储层关键参数与邻区对比表

晚奥陶世，黔中隆起出露水面，使得早—中奥陶世具广海特征的海域转变为被（水下）隆起所围限的局限海域，形成大面积低能、缺氧的沉积环境。在奥陶纪末期，发生海侵，五峰组时期沉积一套黑色富笔石硅质放射虫页岩。到早志留世龙马溪期，黔中隆起进一步扩大，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，最终形成了“三隆夹一坳”（川中古隆起、黔中古隆起和雪峰古隆起夹持陆内坳陷）的沉积格局，因此形成了一套全盆地分布广、沉积稳定、沉积厚度大的低能、缺氧、高沉积速率、古生物（耙笔石、尖笔石、硅质放射虫、海绵骨针为主）保存较完整的海相页岩地层[15-18]。现今开发效果最好的五峰组—龙一1亚段正是沉积于此时的凯迪期—鲁丹期，以富有机质硅质页岩相为主，在渝西区块厚度介于35～60 m，且从北往南有逐渐增厚趋势。

3.2 保存条件

由于沉积环境稳定，渝西区块乃至整个川南地区富有机质页岩的地质参数较为相似，页岩气富集高产的关键是保存条件。

页岩气的保存条件主要与顶底板条件和构造运动有关。五峰组—龙马溪组页岩气层的顶板为龙马溪组上部发育的大套灰色—深灰色泥岩夹砂质泥岩，底板为上奥陶统临湘组—宝塔组石灰岩[14]，厚度较大，展布稳定，岩性致密且封隔性好，有利于页岩气得到有效保存。同时，五峰组—龙马溪组页岩具有低孔低渗的特性，在深埋藏情况下，其渗透率更低，且页岩本身就具有一定的封闭性。

图6 Z2井五峰组—龙马溪组的划分及沉积相图

尽管泥页岩因其较强的塑性，具有一定的抗破坏能力，但强烈构造运动引起地层的褶皱变形和断裂切割，对页岩气的保存提出了严峻挑战，尤其是在窄陡背斜构造，因而，断层的封闭性就显得尤为重要。

渝西区块断层走向主要为NNE–SSW和近N–S向，均为明显的逆断层，而现今该区的最大水平主应力方向整体以NW–SE向为主，与断层走向基本保持垂直（图7）。据郭旭升[19]、陈永峤等[20]认为，现今最大水平主应力方向与断层走向夹角越大，断层封闭性越好。按此理论，渝西区块的断层封闭性较好。

图7 渝西区块五峰组断裂分布及现今最大水平主应力方向图

表2 渝西区块页岩气井压力系数统计表

压力系数是评价保存条件的综合判断标准，超压或高压意味着保存条件良好。渝西区块已钻页岩气井压力系数介于1.8～2.0之间，整体较高（表2）。Z2井处于窄陡型断块背斜，其构造形态与中石化的涪陵平桥背斜较为相似，尽管受两侧断层夹持，构造形态较小（断层间距仅1.6 km），但五峰组—龙马溪组页岩仍然保持较高的压力系数（1.86），且该井直井测试获气近5 104m3/d，也证实该区窄陡型断块的保存条件较好。

不同期次构造运动对页岩气保存的影响是不同的[21]。在生烃期发生的构造运动，受沉积成岩作用的影响，主要被黄铁矿和方解石等矿物充填（图8），降低了裂缝的连通性，有利于页岩气的保存。而生烃期之后的构造运动，裂缝主要为未充填状态，连通性强，若规模较大，就易造成页岩气的逸散和破坏，不利于页岩气的保存。通过Z2井岩心资料分析，裂缝主要发育在五峰组—龙一1亚段，都被方解石全充填，未见明显张开缝，因此，该井好的保存条件得以保障。

尽管本区断层封闭性整体较好，但在本区高陡构造，页岩气井的产量仍然与距离断裂的远近和规模有关。在Z2井附近钻探了2口水平井Z2H1井和Z2H2井，相距仅1 km，位于同样的构造位置（被两侧断裂（断距大于100 m）所夹持），储层参数也基本相当。但Z2H1井距断裂平均约680 m，测试产量为45 104m3/d，Z2H2井距断裂平均约300 m，测试产量仅5 104m3/d。断裂对页岩气井产量的影响主要表现有：①距断裂过近，在压裂过程中易造成压裂液的滤失，导致施工压力和停泵压力过大，加砂改造效果明显减弱。②微地震事件的延伸方向明显受断裂走向的影响，压裂缝网的单一主缝特征明显，复杂程度较低；微地震事件到达断裂边缘很难向外延伸，压裂改造规模受到限制。③受断裂封隔等影响，远端地层的页岩气补给能力受到限制。

图8 Z2井五峰组岩心裂缝示意图

根据断裂性质及规模，将本区断裂划分为四级（图7），Ⅰ级断裂控制构造格局，一般断至地面，Ⅱ级断裂控制二级构造，断距通常为100～300 m，Ⅲ级断裂为志留系内部断裂，断距40～100 m，Ⅳ级断层为龙马溪组内部断裂，断距小于40 m。依据本区及邻区断裂对页岩气勘探影响的研究表明，距Ⅰ级断裂2 km以上、距Ⅱ级断裂600 m以上、距Ⅲ级断裂200 m以上，页岩气的保存条件较好，Ⅳ级断层对页岩气的保存不构成较大影响。

3.3 天然裂缝的发育

对于低孔隙度、低渗透率的页岩储层来说，天然裂缝的发育可以改善页岩的渗流能力。对于深层页岩气，由于埋深大，水平应力差较之中浅层页岩气明显增大（表1），导致压裂过程中压裂缝难以转向[22-23]，裂缝复杂程度和储层改造体积难以提高。天然裂缝的存在将有助于页岩在后期水力压裂中形成复杂缝网，改善体积压裂效果，从而提高页岩气井获得高产的可能性[24]。

岩心宏观裂缝特征能直观反映天然裂缝的发育程度和展布规律[25]。Z2井岩心裂缝集中发育在龙一11小层及五峰组（图8d），该段岩心累长9.3 m，裂缝条数共计24条，岩心缝密度达到2.2条/m。从裂缝产状来看，裂缝以高角度裂缝为主（图8a），局部可见多组斜交裂缝（图8b），在层理面呈羽状分布的斜交裂缝（图8c），但所有裂缝均被方解石全充填。成像测井资料显示五峰组—龙一11小层页理非常发育（图8e），由一系列薄层页岩组成。页理面为力学性质薄弱的界面，极易发生剥离、滑脱而形成层理缝和水平缝，提高页岩的水平渗透率，在压裂时易形成网状裂缝。

将Z2井的岩心裂缝特征与Z1井进行对比可以发现，岩心裂缝的发育特征存在很大差别。Z2井五峰组—龙一1亚段岩心裂缝密度为Z1井的4.4倍（Z1井为0.5条/m），Z2井岩心裂缝以高角度裂缝为主，而Z1井以低角度缝或水平缝为主。裂缝的发育程度也直接反映在测试产量的差异上，Z2井测试获气4.9 104m3/d，而Z1井仅1.1 104m3/d。

针对Z2井宏观裂缝发育段，镜下观察可见较多的水平构造成岩缝、收缩缝和构造斜缝，微裂缝均被方解石全充填。尽管这些碳酸盐矿物充填的微裂缝对页岩气藏的孔渗和储集性能基本没有贡献，但在人工水力压裂过程中，由于裂缝中的碳酸盐矿物无法与岩壁岩石中的颗粒形成连续性的结晶体，之间的接触面抗张强度较弱，在压裂过程中，被充填的裂缝将在压裂液的压力下发生破裂，恢复裂缝活力，并与井筒相连，有利于天然气沿着人工裂缝网络渗流扩散至井筒[26]。

通过蚂蚁体预测的天然裂缝分布特征（图9），Z2H1井（与 Z2井同平台的水平井）天然裂缝发育，对促进单井SRV（储层压裂改造体积）体现在2个方面：①天然裂缝呈网状交错分布，且与水平井轨迹保持较大夹角，在水力压裂过程中易于形成网状裂缝，增大压裂改造体积；②由于天然裂缝的沟通作用，可将改造的压裂缝与井周附近天然存在的裂缝系统进行沟通，进一步提升单井SRV。

Z2H1井水平段长1 500 m，总SRV为8 650 104m3，其中受天然裂缝影响的SRV达5 450 104m3，占本井总改造体积的63%。通过微地震事件所描述的裂缝网络特征，进一步对天然裂缝影响的SRV进行分析，得出井周附近原始存在的天然裂缝（非压裂形成）的SRV约1 700 104m3，占受天然裂缝影响的SRV的31%。可见，天然裂缝对于提升水平井的SRV作用明显，该井最终测试产量达45 104m3/d。

对渝西区块已测试的6口水平井测试产量与水平段部分参数开展统计分析（表3），除与SRV呈正相关关系外，单井测试产量与水平段其他参数相关性均较差（图10）。可见，在水平段储层参数基本相似的条件下，SRV大小是决定渝西区块单井测试产量高低的关键因素。在保存条件较好的前提下，优先寻找天然裂缝发育区是渝西区块下步勘探开发的主攻方向。