四川盆地东部页岩气甜点评价体系与富集高产影响因素

何 希 鹏

中国石化华东油气分公司勘探开发研究院

0 引言

近年来，四川盆地及其周缘海相页岩气探明储量已超过2×1012m3，年产气量超150×108m3，实现了页岩气储量和产量的快速增长，表明我国页岩气勘探开发取得了跨越式发展[1-6]。近期，四川盆地东部南川地区页岩气勘探开发取得了积极的进展[7-12]，该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气具有压力系数较低（1.0～1.3）、埋藏较深（2 500～4 500 m）的特点，为中深层—深层常压页岩气，已部署探评井10余口，测试日产气量介于7.1×104～34.3×104m3，实现了四川盆地盆缘复杂构造区页岩气勘探的重大突破，明确了平桥、东胜、阳春沟共3个千亿立方米增储区带[10]，提交页岩气探明储量近2 000×108m3，已累产页岩气20×108m3，实现了常压页岩气的商业开发。然而，该区的页岩气井在生产上表现出井间产气量差异大、部分井区测试产气量和估算最终可采储量（EUR）偏低的特征，开展甜点分级评价和富集高产影响因素分析是该区页岩气勘探开发研究的重点。为此，笔者利用四川盆地东部南川地区页岩气井钻井和试气资料，在页岩气地质特征分析基础上，选取关键参数，建立储层分级评价标准和甜点目标评价体系，优选甜点段和甜点区，从地质工程一体化的角度入手，深入分析不同分区页岩气生产特征和产能影响因素，明确该类型页岩气富集高产的影响因素，以期为盆缘复杂构造区页岩气高质量勘探和规模效益开发提供指导和参考。

1 页岩气地质特征

南川地区处于四川盆地东部盆缘复杂构造区，北部与焦石坝构造毗邻，东部与白马向斜相接，南部与武陵褶皱带相邻，西部与四川盆地相连，受燕山期雪峰山逆冲推覆作用和喜马拉雅期抬升剥蚀作用影响较为明显，燕山中晚期以挤压作用为主，形成了平桥、东胜等北东向构造，燕山晚期以挤压走滑作用为主，形成了阳春沟等近南北向构造，奠定了现今隆凹相间的构造格局（图1）。

图1 南川地区五峰组底界构造及目标层段地质柱状图

南川地区不同构造带页岩厚度、总有机碳含量（TOC）、热演化成熟度（Ro）、岩石矿物组成等静态参数基本一致，但在储层物性、保存条件、含气性、地应力场等方面存在较大差异（表1）。

1.1 沉积及地化特征基本一致，但储层物性变化较大

南川地区在奥陶世晚期—志留世早期处于深水—半深水陆棚相沉积环境[10,13-14]，底部深水陆棚相优质页岩（①—⑤小层）厚度介于28.7～34.5 m，TOC介于3.2%～3.5%，Ro介于2.5%～2.7%，具有较大的生烃潜力。优质页岩储层物性差异大，具有由北向南孔隙度逐渐增大的趋势，平桥地区孔隙度介于3.8%～4.4%，东胜地区孔隙度介于2.6%～5.0%，阳春沟地区孔隙度介于3.0%～4.2%（表1）。天然缝发育程度与构造位置密切相关，背斜区和斜坡浅部位裂缝最为发育，向斜区和斜坡深部位裂缝较少。

表1 南川地区地质参数对比表

1.2 保存条件复杂，压力系数和含气性差异大

南川地区处于高压—常压过渡带，以常压页岩气为主，具有由南向北、由东往西保存条件逐渐变好，含气量变高的趋势，南部斜坡区地层压力系数介于1.0～1.2，总含气量介于2.5～5.0 m3/t，游离气占比介于45%～55%；北部的背斜及向斜区地层压力系数约为1.3，总含气量介于4.0～6.0 m3/t，游离气占比介于50%～65%。

1.3 地应力场方位变化快，应力大小差异大

南川地区地应力在不同区带、不同构造部位变化较快，具有明显分区性。自东向西、由南向北地应力整体呈增大的趋势。平桥地区最大水平主应力介于50～75 MPa，方位以90°～135°为主；东胜地区最大水平主应力介于60～85 MPa，方位以50°～65°为主；阳春沟地区最大水平主应力介于50～95 MPa，方位以50°～65°为主。最大、最小水平主应力差值介于5～15 MPa，差异系数介于0.1～0.2，有利于压裂改造形成复杂缝网。

2 甜点目标评价

页岩气甜点段和甜点区的优选对于提高单井产量和勘探开发效益至关重要[15]。由于研究区地质特点与盆内涪陵等商业开发页岩气田有较大差异，已有的储层评价和目标评价方法难以满足研究区科研和生产需要，笔者基于分形理论，开展储层分级评价，以此明确纵向有利储层段分布规律；以页岩气富集和高产为主线，强化保存条件及体积改造研究，从地质—工程一体化角度，建立了定量化页岩气甜点目标评价体系及标准，以此开展甜点目标分级评价。

2.1 页岩气储层分类评价标准

页岩微观孔隙的表征及分类是页岩储层分级的基础，分形理论认为在一定尺度内孔隙具有自相似性，根据拐点可以划分孔隙类型。大量低温氮气吸附实验显示，5 nm、25 nm和100 nm是页岩孔隙特征出现变化的3个拐点，以此为分界点将页岩孔隙划分为微孔（小于5 nm）、小孔（5～25 nm）、中孔（25～100 nm）和大孔（大于100 nm）。根据不同区间孔隙含量，结合孔径、TOC、孔隙度等聚类分析（图2），建立了南川地区页岩储层分级评价标准（表2），将储层划分为3类，Ⅰ类储层主要位于①—③小层，是页岩气勘探甜点段。

图2 页岩气储层评价参数与储层类型关系图

表2 南川地区页岩气储层分类评价标准表

2.2 甜点目标评价体系与标准

在储层分级评价的基础上，突出保存条件和压裂体积改造研究，优选13项关键参数，依据各参数对单井产气量的影响对其赋予不同的权重，建立了定量化页岩气甜点目标评价体系及标准（表3）。

2.3 甜点目标地质特征

根据甜点评价标准，南川地区评价出3类甜点区，共计总面积为328.2 km2，总资源量为3 458×108m3（表4）。其中，Ⅰ类甜点区主要为平桥背斜；Ⅱ类甜点区包括东胜背斜、东胜南斜坡、平桥南斜坡；Ⅲ类区包括阳春沟南斜坡、阳春沟背斜、袁家沟向斜。

Ⅰ类甜点区平桥背斜形成于燕山中期，为北东走向长轴断背斜，东西侧被封闭性断层夹持，向北东和南西方向倾伏，内部构造简单，断层不发育；优质页岩厚度介于30～35 m，TOC介于3.2%～3.9%，孔隙度介于3.2%～3.5%，储层分级评价为Ⅰ类储层；平桥背斜为正向构造，页岩气保存条件较好，地层压力系数介于1.30～1.32，含气量介于4.1～4.5 m3/t；页岩埋深介于2 500～4 200 m，地应力适中（50～85 MPa），构造缝和层理缝发育，硅质矿物含量介于53%～55%，曲率中等。

表3 页岩气甜点目标评价标准表

表4 南川地区甜点目标评价表

Ⅱ类甜点区东胜背斜、东胜南斜坡、平桥南斜坡形成时间与平桥背斜相当，但保存条件、地应力等方面与平桥背斜有一定差异。东胜背斜与平桥背斜呈北东向雁列式分布，地层西陡东缓，中部较窄，北东和南西倾末端构造相对宽缓，地层齐全，埋深较大（3 400～4 500 m），地应力较大（75～85 MPa）；平桥南斜坡和东胜南斜坡北部通过鞍部分别与平桥背斜、东胜背斜连为一体，南部地层上翘，目的层出露地表，页岩气保存条件遭受一定破坏，压力系数介于1.00～1.20，页岩埋深介于2 500～4 200 m，地应力介于50～80 MPa。Ⅱ类甜点区优质页岩厚度介于28～32 m，TOC介于3.1%～3.4%，孔隙度介于2.6%～5.0%，储层分级评价为Ⅰ、Ⅱ类储层；含气量介于3.0～4.5 m3/t；构造缝和层理缝较发育，硅质矿物含量介于42%～48%，曲率中等。

Ⅲ类区阳春沟南斜坡、阳春沟背斜、袁家沟向斜的优质页岩厚度介于28～32 m，TOC介于2.9%～3.7%，孔隙度介于3.0%～4.2%，储层分级评价为Ⅱ类储层；地层压力系数介于1.00～1.40，含气量介于2.5～4.5 m3/t；页岩埋深介于2 500～4 800 m，地应力介于50～95 MPa，构造缝和层理缝较发育，硅质矿物含量介于43%～51%，曲率中等。

3 页岩气生产特征

南川地区页岩气地质特征具有明显的分区性，不同类型甜点目标，地质特点差异较大，页岩气单井产能及生产特征亦具有明显不同（图3、表5）。

图3 南川地区不同甜点区气井归一化生产曲线图

3.1 Ⅰ类甜点区生产特征

Ⅰ类甜点区（主要为平桥背斜）具有高产气量、低产液量、稳产期长、递减慢的特征（图3-a）。该类区已投产井32口，平均单井测试日产气量为29.4×104m3，目前气井已生产600～1 000 d，单井累产气量普遍介于0.36×108～0.72×108m3、返排率为19.4%、井口压力为3.0 MPa，井口套压为生产初始套压的10.5%。Ⅰ类区气井生产可划分为自喷生产、措施生产两个阶段，其中自喷生产阶段可细分为定产生产期、放压携液生产期及间歇生产期（表5）。定产生产期单井平均产气量为9.0×104m3/d，稳产时间约460 d，阶段累计产气量为3 950×104m3；放压携液生产期适当放大生产压差，提升低渗区及远井区气体流动能力，同时提高井筒携液能力，促进气井产能进一步释放，阶段生产时长约120 d，日产气量由11.5×104m3逐步递减为5.0×104m3，阶段产气曲线呈指数递减特征，折算年递减率为77.3%，阶段累计产气量为825×104m3；间歇生产期地层压力接近管输压力（5.0 MPa），通过间断关、开井以恢复近井筒地层能量来维持自喷生产，日产气量介于3.5×104～6.0×104m3，生产时间约60 d，阶段累计产气量为285×104m3；措施生产阶段采用地面压缩机增压、人工举升等措施实现持续生产，生产330 d后，日产气量由7.5×104m3递减到4.8×104m3，阶段产气曲线呈调和递减特征，折算年递减率为33.1%，阶段累计产气量为2 062×104m3。该类甜点区气井单位压降产气量相对最大，为280×104m3/MPa（图4）；利用双对数诊断图版开展流动阶段分析[16]，估算单井最终可采储量为1.08×108m3。

表5 南川地区甜点目标试采特征参数

3.2 Ⅱ类甜点区生产特征

Ⅱ类甜点区（主要包括平桥南斜坡、东胜背斜、东胜南斜坡）与Ⅰ类甜点区相比，存在3个方面的差异：①构造缝相对不发育，以水平缝为主；②地层压力系数介于1.05～1.30，地层能量较弱，为常压气藏；③地应力相对较高，较平桥背斜高10～15 MPa。单井生产具有中等产气量、中等产液量、相对较慢递减的特征（图3-b）。Ⅱ类区已投产井24口，单井平均测试日产气量为16.3×104m3。目前，投产气井已生产70～400 d，单井累计产气量普遍介于0.13×108～ 0.44×108m3，返排率为 30.3%，套压7.5 MPa（为生产初始套压的40.5%）。定产生产期平均日产量为7.0×104m3，稳产约130 d，阶段累计产气量为900×104m3；放压携液生产期约120 d，日产气量由8×104m3递减为5×104m3，折算年递减率为68.2%，阶段累计产气量为780×104m3；措施生产阶段已生产170 d，阶段累计产气量为1 000×104m3，折算年递减率为35.4%。气井单位压降产气量为250×104m3/MPa（图4），估算单井平均最终可采储量为 0.78×108m3。

图4 南川地区不同甜点区典型井单位压降产气量曲线图

3.3 Ⅲ类甜点区生产特征

Ⅲ类甜点区（主要包括阳春沟南斜坡、阳春沟背斜和袁家沟向斜）具有高角度缝发育、埋深较大、地应力高的地质特点。气井生产具有中等产气量、高产液、稳产期短、递减快的特征（图3-c）。目前，该类区试气井3口，单井平均测试日产气量为11.5×104m3，已投井生产时间较短（30～260 d），平均单井累计产气量为800×104m3，返排率为37.5%，套压10.6 MPa（为生产初始套压的78.1%）。Ⅲ类区气井生产可划分为自喷和措施两个生产阶段，但自喷生产阶段因液量大，井筒易积液，产气量递减较快（表5）。自喷生产阶段（定产生产）平均单井配产6.5×104m3/d，稳产时间为130 d，阶段累计产气量为800×104m3；措施生产阶段生产130 d后，日产气量由6.0×104m3递减为4.5×104m3，阶段产气曲线呈调和递减，折算年递减率为44.4%，阶段累计产气量为700×104m3。单位压降产气量相对较低，为165×104m3/MPa（图4），估算单井最终可采储量为0.68×108m3。Ⅲ类区由于埋深大、地应力高，储层改造体积有限，需加大改造规模、优化排采工艺以提升产能。

4 富集高产影响因素

国内外学者针对页岩气富集高产影响因素已开展深入的研究工作[8-11,17-22]，笔者从地质与工程一体化角度，探讨沉积相带、保存条件、体积改造对页岩气富集高产的影响。

4.1 沉积相带的影响

沉积相带对页岩生烃和成储均具有显著影响。在生烃方面，沉积相带控制了页岩厚度、有机质丰度和矿物组成，进而影响了生烃能力大小。南川地区在奥陶世晚期—志留世早期处于深水—半深水陆棚沉积环境，水体上部古生物繁盛，古生产力高，水体下部安静、强还原，有利于页岩颗粒缓慢堆积以及有机质的富集和保存，从而形成厚度介于101～128 m的富有机质页岩。下部深水陆棚页岩（①—⑤小层）TOC高达3.2%～3.3%，上部半深水陆棚页岩（⑥—⑨小层）TOC介于1.0%～2.2%，为页岩气富集提供了雄厚的物质基础。此外，依据岩性、岩矿、地球化学、古生物、电性等，深水—半深水陆棚亚相可划分为9种岩石相，不同岩石相的页岩各项地质参数具有明显的差异性，富碳—高碳富硅—高硅富笔石硅质页岩相具有高自然伽马、高TOC、高石英含量特征，生烃能力强，为最有利岩石相。在成储方面，沉积相带对有机孔隙形成和保持具有明显影响。南川地区深水—半深水陆棚环境沉积了丰富的有机质和硅质颗粒，丰富的有机质不仅能生成大量页岩气，同时能产生大量的有机孔隙和比表面，为游离态和吸附态页岩气提供主要的储集和吸附空间；大量的生物成因及碎屑成因硅质颗粒为页岩储层提供了坚实的岩石支撑格架[23]，降低了成岩作用及后期构造作用对微纳米级孔隙的破坏，从而维持良好的储层物性。TOC与孔隙度、含气量、单井产气量的相关性分析表明，在相似的保存条件下，有机质丰度越高，页岩有机孔越发育，孔隙度越大，含气量越高，单井测试产气量相对越高（图5）；在不同的保存条件下，压力系数越高，页岩有机孔越发育，孔隙度越大（图5-a），含气量越高。总体上，深水陆棚相形成的优质页岩具有高TOC、高孔隙度、高含气性特征，生烃能力强，储层物性好，控制了页岩气富集的资源基础[5]。

图5 南川地区页岩TOC与孔隙度、单井日产气量关系图

4.2 保存条件的影响

保存条件影响页岩气富集程度[8-11,17-19,24-25]。南川地区构造演化特征相近，构造样式、断层、离剥蚀区远近、埋深是影响保存条件的重要因素[18]。

4.2.1 构造样式的影响

南川地区发育背斜、向斜、斜坡3种构造样式。背斜构造天然裂缝较发育，页岩气汇聚于裂缝发育区，易形成高压、高含气量页岩气藏。例如平桥背斜，地层压力系数介于1.30～1.32，单井测试日产气量介于15×104～40×104m3。斜坡构造页岩气向剥蚀区发生侧向运移，但由于页岩大面积连续分布，有来自盆内的气源补充，页岩气保存条件相对较好。以东胜南斜坡为例，深部位地层压力系数1.10～1.25，单井测试产量10.0×104～32.8×104m3。向斜构造由于页岩没有出露，页岩气仅发生小规模扩散，大部分残留于原地，保存条件较好。总体上，背斜和向斜的保存条件优于斜坡，页岩气更富集。

4.2.2 断层的影响

4.2.2.1 挤压环境下的断层与产气量的关系

南川地区处于挤压构造环境，盆缘结构呈现“三段式”，从东向西分为冲断带、转换带和盆内原状地层带，在转换带主要发育三级及以下级别断层，三级断层的规模和断距较小，在垂直断层走向的挤压应力作用下，对页岩气保存影响不大，四级、五级断层在断裂带附近形成大量伴生裂缝，提高了储层物性和气体流动性，更利于页岩气富集成藏。多口井钻探证实该区三级及以下断层对页岩气保存没有明显影响。南川地区距离三级断层小于1 km的井有12口，测试日产气量9.01×104～29×104m3，其中JY205-1井、JY205-2井分别位于平桥西断层（三级断层）上、下盘（图6），距离断面为453 m、560 m，测试日产气量分别为11.38×104m3、29×104m3，表明在挤压背景下的三级断层封闭性较好，上、下盘均能获得较高产量。距离五级断层小于500 m的井有7口，测试日产气量19.3×104～89.5×104m3，其中平桥东翼的JY200-1井、JY196-5井分别位于平桥东①断层（五级断层）上、下盘，距断层只有118 m和220 m，测试日产气量分别为89.5×104m3、48.3×104m3，表明规模较小的四级、五级断层改善了储层物性，且封闭性好，更利于获得高产。

4.2.2.2 反向逆断层与产气量的关系

对于斜坡型目标，页岩气易向出露区发生顺层逸散，上倾方向发育反向逆断层有利于侧向遮挡。平桥南斜坡上倾方向发育龙凤场逆断层，形成时间早于主生气期，断距介于100～180 m，下盘目的层与上盘奥陶系致密底板对接，较大程度阻止或减缓了斜坡区页岩气向剥蚀区逸散，页岩气得以滞留于断下盘，有利于页岩气富集。平桥南斜坡距离该断层小于5 km的井有6口，测试日产气量8.1×104～14.9×104m3，其中JY10-10井距离龙凤场逆断层1.7 km，地层压力系数为1.12，测试日产气量为9.01×104m3（图7）。

4.2.2.3 顺向断层与产气量的关系

对于斜坡型目标，压扭区顺向逆断层不利于页岩气保存。四川盆地盆缘东部外围的古蔺斜坡处于南川—遵义断层以西的压扭变形区，为一个近东西走向、向北倾伏的斜坡构造，上倾方向发育多条倾向、走向与地层倾向、走向一致的顺向逆断层，断裂带宽介于100～300 m，现今最大水平主应力方向与断层走向平行，在顺断层走向的走滑应力作用下，断层开启，封闭性差，断裂带成为泄压区，导致页岩气沿断裂带向上散失。RY1井位于古蔺斜坡顺向逆断层上盘，该井在目的层上方钻遇一条顺向逆断层，上倾方向距离另一条顺向逆断层1.5 km，目的层含气性差，顺向断层破坏了井区保存条件，是该井失利的重要原因。

图6 断层级别与单井测试产气量关系剖面图

图7 反向逆断层遮挡型聚散模式图

4.2.3 剥蚀区及埋深的影响

页岩渗透率实验分析结果表明，水平渗透率是垂直渗透率的2.7～1 510.9倍，平均43.1倍，说明页岩气更易发生横向逸散。对于目的层出露的目标，离剥蚀边界越远、埋深越大，页理缝更易闭合、页岩非均质性越强，保存条件越好、页岩气逸散越少，地层压力系数越大，单井产量越高[10]。初步统计结果表明，埋深大于2 500 m、距离剥蚀边界大于4 km，压力系数超过1.10，能获得工业气流。

4.3 体积改造的影响

页岩气井体积改造与单井产能及估算最终可采储量具有较好的相关性（图8），储层改造体积越大，裂缝与基质的接触表面积越大，则更利于基质气体向外扩散和渗流形成高产。因此，为提升页岩气井产能，需尽可能增大单井体积改造规模。影响有效改造体积的主要因素有地应力场、开发技术政策、压裂施工规模等[26-29]。

图8 改造体积与无阻流量、估算最终可采储量关系图

4.3.1 地应力场的影响

地应力场对单井产气量的影响主要体现在天然缝发育程度和人造缝复杂程度两个方面。古地应力场决定了天然缝发育程度，进而影响了页岩气保存和压裂。在良好的保存单元内，古地应力场作用下形成的天然缝越发育，越有利于页岩气聚集和压裂获得高产；而在保存条件较差的单元内，天然缝越发育，越有利于页岩气逸散，压裂改造难以获得高产。今应力场是决定页岩体积压裂改造效果的关键因素，现今地应力越大，压裂施工时表现为破裂压力和施工压力越大，停泵压力也越高，裂缝形成难度越大；现今应力差异系数越大，形成复杂缝网难度越大，越难获得良好的压裂改造效果。平桥背斜轴部地应力相对集中，高角度缝发育，两翼以低角度缝为主。该构造压裂实践表明，轴部破裂压力（70～80 MPa）和停泵压力高（50～60 MPa），压裂改造效果较差，单井无阻流量（20.8×104～25.4×104m3/d）和估算最终可采储量（0.84×108～0.86×108m3）较低；翼部破裂压力（65～75 MPa）和停泵压力低（35～45 MPa），压裂改造效果较好，单井无阻流量（28.4×104～148.8×104m3/d）和最终可采储量（0.85×108～ 1.44×108m3）较高。

4.3.2 开发技术政策及压裂施工规模的影响

水平段长度与产能有较好的线性关系，即无阻流量、估算最终可采储量随着水平段长增加而增大，但南川地区构造宽度窄（3.6～9.5 km）、地层倾角陡（15°～45°）、地层起伏大、微断层发育，不具备实施超长水平段（3 500～5 000 m）的地质条件，且水平段越长，会增加钻井和压裂成本，综合经济效益分析，认为水平段介于1 800～2 500 m为当前工艺技术条件下最佳水平段长。水平段方位与最小水平主应力夹角对储层体积改造规模的影响主要体现在两个方面：①应力夹角过大致使人造缝沿近井筒方向延伸，导致储量动用率低且干扰下一段压裂施工；②据垂直井筒方向水平射孔破裂压力公式[26]计算，储层破裂压力随水平井方向与最小水平主应力夹角增大而增大，当夹角小于30°时破裂压力增幅小于20%，当夹角大于30°时，破裂压力呈线性快速增大，为充分动用储量和降低施工难度，水平井方向与最小水平主应力夹角尽可能控制在30°以内。另外，微地震压裂监测结果及压裂数值模拟表明，相同地质条件下，加大施工排量，提高加砂强度和注液强度，加大储层改造规模，对应停泵压降更大、停泵压力更低，裂缝延伸长度越远，储层有效改造体积更大，相对能获得更好的压裂效果。

5 结论

1）基于分形理论建立了南川地区储层分级评价标准，明确I类储层主要位于①—③小层，是该地区页岩气勘探甜点段；建立了定量化页岩气甜点目标评价体系及标准，优选出平桥背斜为Ⅰ类甜点目标，东胜南斜坡、东胜背斜、平桥南斜坡为Ⅱ类甜点目标。

2）南川地区页岩气井生产特征具有分区性。Ⅰ类区具有高产气量、低产液量、稳产期长且递减慢的特征，单井测试产气量和估算最终可采储量高；Ⅱ类区具有中等产气量、中等产液量、产量相对较慢递减，单井测试产气量和估算最终可采储量较高；Ⅲ类区具有中低产气量、高产液量、稳产期短且递减快等特征，单井测试产气量和估算最终可采储量较低。

3）页岩气水平井产能主要受控于沉积相带、保存条件和压裂体积改造。深水陆棚相形成的优质页岩具有高TOC、高孔隙度、高含气性特征，生烃能力强，储层物性好，控制了页岩气富集的资源基础；保存条件影响页岩气富集程度，构造作用方式、断层、离剥蚀区远近、埋深是控制保存条件优劣的主要因素；体积改造影响单井产气量和估算最终可采储量，地应力场、水平段长度、水平段方位、压裂施工规模是控制有效体积改造的关键因素。