四川盆地涪陵气田焦石坝区块上部气层地质特征分析及有利区优选

2021-06-08舒志国

石油实验地质 2021年1期

舒志国，王进

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉 430223)

随着勘探开发的不断突破，页岩气已成为一种重要的非常规油气资源。美国是世界上页岩气勘探开发时间最早、研究程度最高的国家，页岩气产量从2006年的311亿立方米迅速增加到2019年的6 321亿立方米。我国页岩气勘探起步相对较晚，但近年来发展迅速。随着四川盆地涪陵、长宁、威远等一批页岩气田开发投产，一方面极大提升了我国页岩气产量，同时也推动了我国页岩气勘探开发技术不断进步，尤其是涪陵页岩气田的成功开发，标志着我国页岩气加速迈入大规模商业化发展阶段[1-4]。

目前，国内页岩气的四大产区分别为涪陵页岩气田、川南页岩气田、威荣页岩气田和长宁页岩气田，勘探层系主要为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段，开发层系集中在五峰组—龙马溪组下部气层。涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩气层厚度 85～102 m，纵向上可划分为9个小层，其中下部的①～⑤小层为主力含气页岩段，简称下部气层，是早期页岩气开发的主要目的层段；上部的⑥～⑨小层为上部含气页岩段，简称上部气层，未进行开发。2013—2017年采用水平井在下部①～③小层穿行并进行大规模水力压裂，获得高产工业气流。但一次井网实施发现，纵向储层储量动用率和采收率均较低。在分析页岩气富集高产因素过程中，众多学者研究认为，下部气层有机质丰度高、孔隙度大，下部气层穿行率越高，气井初期产量也越高，优质储层钻遇厚度与单井测试产量正相关[5-10]。随着气田投产年限的逐渐增加，部分气井递减较快，给气田稳产带来较大压力，迫切需要开辟新的勘探开发领域[11-12]。研究发现焦石坝区块气层纵向上无明显岩性隔层，作为较低品位的上部气层是否具备分层开发潜力？下部气层开发建立的有利区划分技术在上部气层是否适用？为解决这些问题，还需进一步攻关低品质页岩甜点评价方法、页岩气分层开发评价方法与技术。本文通过研究焦石坝区块上部气层页岩地质特征，建立上部气层评价标准，开展上部气层纵向选层、平面选区等工作，明确上部气层有利开发层系和开发区域，为涪陵页岩气田持续稳产提供技术支撑，研究成果可为类似海相低品位页岩(有机质丰度在1%～2%)的勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

涪陵焦石坝区块地理位置属重庆市涪陵区，构造位置位于四川盆地川东高陡褶皱带(图1a)。焦石坝区块靠近四川盆地边部，位于盆地边界断裂—齐岳山深大断裂带以西，华蓥山深大断裂以东，被天台场、吊水岩和大耳山西、石门等两组北东向和近南北向逆断层夹持围限，近似呈菱形(图1b)。自基底形成后，焦石坝区块先后经历了加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动等多期构造运动，受雪峰、大巴山等方向多期构造影响，该区主要发育北东向和北西向两组断层。早期为北东向的断层，形成东西分块、隆洼相间的格局，主体构造走向为北东向，从西到东表现为“三隆三凹”的特征；后期为北西向的断层，形成南北分带的特征。

图1 四川盆地涪陵气田焦石坝区块地理位置及焦页A井五峰组—龙马溪组页岩地层综合柱状图

五峰组—龙马溪组一段为焦石坝区块勘探开发的目的层段。目的层横向分布稳定，厚度约80～100 m，其中下部气层(①～⑤小层)约35～40 m，岩性以灰黑色硅质页岩为主；上部气层(⑥～⑨小层)约45～60 m，岩性主要为灰黑色黏土质硅质页岩、灰黑色混合页岩和灰黑色黏土质页岩。上、下部气层岩性、岩相、地化特征、孔隙特征、含气性等特征均存在一定差异(图1c)。

2 上部气层地质特征

2.1 地层特征

志留纪早期，受华南板块挤压，扬子板块由台地转换为前陆盆地沉积环境[13]。涪陵焦石坝地区位于四川盆地川东隔档式褶皱带南段石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜等多个构造单元的结合部，南边是黔中隆起，西边为川中古隆起，受古隆起的夹持，涪陵焦石坝区块处于相对安静的深水陆棚沉积环境，发育一套暗色富有机质页岩。

以焦页A井为例，上部气层厚度约58.4 m，依据测井曲线特征将其自下至上依次划分4个小层。底部⑥小层发育灰黑色含粉砂质泥岩，自下而上粉砂质纹层逐渐增加，与下伏⑤小层碳质页岩整合接触。测井曲线具有相对低伽马、相对高电阻的特征，电阻率齿化高值，密度平均值为2.64 g/cm3，U/Th相对较低，平均值为0.41。古生物欠发育，偶见单列式笔石化石。⑦小层岩性以灰黑色含粉砂质泥岩为主，自下而上粉砂质含量逐渐减少，与下伏⑥小层含粉砂质泥岩整合接触。伽马测井曲线相对低值，电阻率呈箱形中高值，密度曲线、U/Th曲线纵向变化不大。古生物自下而上由发育—欠发育，见单列式笔石化石。⑧小层上部为灰黑色含碳质灰质泥岩，电性上表现为低伽马；中部为含粉砂质灰质页岩；下部为灰黑色含碳质页岩，与下伏⑦小层含粉砂质泥岩整合接触。整体上伽马曲线为中高值，电阻率曲线齿状低值，密度平均值2.63 g/cm3。古生物发育—欠发育，可见笔石及角石化石。⑨小层上部为灰黑色页岩夹灰色粉砂质泥岩，自下而上粉砂质含量增加；下部岩性为夹灰色薄层粒屑灰岩及灰黑色含粉砂质泥岩，本段总体上自下而上粉砂质含量增加，灰质含量减少。自然伽马呈箱形中高值，电阻率曲线低值，密度较高，平均为2.68 g/cm3，U/Th平均为0.29。

2.2 岩相特征

目前页岩岩相划分和表征已成为页岩气层地质评价的重要基础工作。梁超等[14]将四川盆地五峰组—龙马溪组页岩划分为碳质页岩等5类；李卓等[15]以页岩有机碳含量和矿物组分作为岩相划分参数，将页岩岩相划分为富有机质页岩等12种；朱逸清等[16]认为在划分页岩岩相时，必须将石英成因考虑进去，依据石英含量、石英成因及纹层类型，将页岩岩相划分为富硅纹层页岩等7种。由上可知，目前关于页岩岩相的划分尚未形成统一标准[7-19]。笔者认为合理的岩相划分既需考虑页岩矿物组分等静态参数，也应结合生产开发实际应用。因此，本文以硅质矿物、碳酸盐矿物和黏土矿物三端元矿物法为基础，先将页岩划分为硅质页岩、钙质页岩、黏土页岩和混合页岩4类，同时参考岩性分级命名体系，对上述四大类岩相进一步细化。即以三端元含量的 10%、25%、50%、75%为分界，并以单组分、双组分和三组分为命名层级。例如：当硅质矿物含量为 50%～75%，黏土矿物含量为 25%～50%时，可命名为黏土质硅质页岩，当三组分含量均在 25%～50%时，为混合页岩。

以小层划分为垂向剖析单元，对焦石坝区块上部气层页岩岩相发育类型开展系统分析，可知上部气层岩相纵向具有“三分性”特征。⑥～⑦小层岩相以黏土质硅质页岩为主，见薄层状黏土质硅质混合页岩。⑧小层岩相类型由下部硅质类页岩过渡为混合类页岩，以黏土质硅质混合页岩和含钙黏土质硅质混合页岩为主，偶见薄层状含钙黏土质硅质页岩。此外，该段可见厚层状硅质黏土页岩。⑨小层岩相以厚层状硅质黏土页岩为主。整体来看，上部气层页岩岩相由下向上依次发育硅质类页岩—混合类页岩—黏土类页岩，其中硅质类页岩和黏土类页岩呈厚层状，混合类页岩多以薄层状互层发育。平面上，该区上部气层页岩岩相南北存在一定差异(图2)，北部⑥～⑧小层以混合页岩岩相为主，⑨小层以黏土页岩岩相为主；南部⑧～⑨小层均以黏土页岩岩相为主。

图2 四川盆地焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩岩相对比

2.3 地化特征

焦页A井上部气层共完成有机碳含量(TOC)测试57块样品，实测⑥～⑨小层有机碳含量为0.50%～2.41%，平均1.61%，纵向上呈现三分性特征(表1)：⑥小层TOC平均值1.57%，⑦小层TOC平均值1.60%，⑧小层TOC平均值2.02%，⑨小层TOC平均值1.10%；⑧小层最优，其次为⑥～⑦小层，⑨小层有机碳含量最低。

表1 四川盆地焦石坝区块焦页A井上部气层龙马溪组有机碳含量纵向分段统计

平面上，焦石坝区块上部气层TOC整体变化较小(图3a)，北部焦页A井⑥～⑨小层TOC平均为1.61%，东南部焦页B井⑥～⑨小层TOC平均为1.52%，西南区焦页C井⑥～⑨小层TOC平均为1.49%。

2.4 孔隙特征

根据焦页A井58块样品氦气法实测孔隙度分析结果表明，焦石坝区块上部气层实测孔隙度具有“中间高，两头低”的特征，⑧小层孔隙度高，⑥～⑦小层和⑨小层略低。统计结果表明，上部气层孔隙度为3.38%～5.12%，平均孔隙度4.50%，其中⑧小层最优，孔隙度达5.12%。按照能源行业《页岩气藏描述技术规范：NB/T 14001—2015》评价标准[20]，上部气层总体以Ⅱ类储层为主，其中⑧小层最优，为Ⅰ类储层。

平面上，焦石坝区块上部气层自北向南孔隙度呈降低趋势(图3b)，北部焦页A井⑥～⑨小层孔隙度平均为4.50%，东南部焦页B井⑥～⑨小层孔隙度平均为4.20%，西南区焦页C井⑥～⑨小层孔隙度平均为3.52%，反映出构造变形对页岩孔隙度有着明显的控制作用。

图3 四川盆地焦石坝区块上部气层地质参数平面分布

从孔隙类型上看，上部气层发育有机质孔隙、碎屑孔隙和黏土孔隙，孔隙类型纵向具备三分性特征：⑥～⑦小层以有机质孔隙和碎屑孔隙为主；⑧小层以有机质孔隙和黏土孔隙为主；⑨小层以微裂隙为主(图4)。

图4 四川盆地焦石坝地区焦页B井上部气层页岩氩离子抛光照片

2.5 含气性特征

含气性特征表征通常采用含气量和含气饱和度2个参数。针对涪陵焦石坝其他地区单井实测含气量与测试产量存在明显矛盾的问题，有学者提出了使用测井解释含气量来代替实测含气量的方法[21-24]。

纵向上，从焦石坝区块焦页A井上部气层测井解释结果看，自下而上表现为中—高—低三分性特征：⑥～⑦小层含气量3.92 m3/t，其中游离气含量1.60 m3/t；⑧小层含气量4.69 m3/t，其中游离气1.83 m3/t；⑨小层含气量3.23 m3/t，游离气含量1.02 m3/t。从测井解释含气量方面来看，⑧小层最优。从焦页 A井实测含气饱和度来看，自下而上含气饱和度逐渐降低，⑥～⑦小层含气饱和度62.02%～62.62%，⑧小层含气饱和度55.72%，⑨小层含气饱和度49.97%。因此，就含气性而言，⑥～⑧小层为上部气层中有利开发层系。

平面上，焦石坝区块上部气层⑥～⑨小层平面差异较大(图3c)，平均值为2.87～4.69 m3/t。分析认为，页岩储层的含气性受多方因素控制，除页岩自身的品质，还受热演化程度、保存条件等外在因素的影响，含气性结果需要综合分析。

2.6 脆性特征

岩石脆性用来评价页岩基质破碎和形成多维破裂面的难易程度，可反映压裂后形成裂缝的复杂程度，脆性表征可以从脆性矿物含量和脆性指数两方面进行[25-26]。其中脆性矿物含量定义为长英质矿物含量和碳酸盐矿物含量之和；脆性指数定义为脆性矿物与脆性矿物、黏土矿物含量之和的比值。

根据58块样品全岩X衍射实验结果，焦页A井页岩脆性矿物包括石英、钾长石、斜长石、碳酸盐和黄铁矿，自下而上总体呈现逐渐减小趋势。⑥～⑦小层脆性矿物含量介于56.81%～60.32%，平均为58.57%；⑧小层脆性矿物含量平均为54.65%；⑨小层脆性矿物含量最低，平均值为44.84%。脆性指数也具有自下而上逐渐减小的特征，其中⑥～⑦小层平均为61.13%，⑧小层56.93%，⑨小层46.30%(表2)。

表2 四川盆地焦石坝区块焦页A井上部气层五峰组—龙马溪组89 m含气页岩段矿物含量分段统计

平面上，根据焦石坝区块导眼井X衍射分析结果，上部气层脆性矿物含量比较稳定，平均在50%～55%之间(图3d)，分析主要是因为上部气层沉积时期，焦石坝地区处于远离物源区的深水陆棚沉积区，平面沉积环境没有明显变化，因此脆性矿物含量平面展布较为稳定。

3 上部气层综合地质评价

依据上部气层页岩气富集高产主控因素，分别优选了上部气层含气性评价标准和可压性评价标准，同时参考下部气层开发井页岩气压裂改造影响因素分析结果，建立上部气层开发评价指标体系。

3.1 含气性评价标准

焦石坝上部气层平面上厚度大于40 m，厚度因素暂不用考虑，结合焦石坝上部气层目前实际资料状况，优选上部气层含气性评价指标，明确有机碳含量、孔隙度、含气饱和度和含气量4项指标体系(表3)。有机碳含量、孔隙度和含气量参考能源行业标准，同时结合下部气层开发效果，含气饱和度分别以60%和45%作为标准界线，将页岩气层划分为Ⅰ、Ⅱ和￣Ⅲ类(表3)。

表3 四川盆地焦石坝上部气层含气性评价指标体系

3.2 可压性评价标准

焦石坝区块页岩可压性评价标准，参考能源行业标准中页岩储层分类评价规范[20]，将脆性评价分为三级，其中，脆性矿物含量大于55%或脆性指数大于60%，岩石脆度大，压裂中易于形成复杂缝网，可压裂性好，为Ⅰ类脆性层；脆性矿物含量40%～55%或脆性指数45%～60%，压裂中缝网形态较复杂，可压裂性较好，为Ⅱ类脆性层；脆性矿物含量小于40%或脆性指数小于45%，形成缝网形态以双翼缝或多缝为主，可压裂性较差，为Ⅲ类脆性层。

焦石坝区块上部气层⑥～⑦小层脆性矿物平均为58.57%，脆性指数为61.13%，可评价为Ⅰ类；⑧小层脆性矿物含量平均为54.65%，脆性指数为56.93%，可评价为Ⅱ类；⑨小层脆性矿物含量平均为44.84%，脆性指数为46.3%，可评价为Ⅱ类。

3.3 上部气层纵向有利层段优选

综合评价后认为，焦石坝区块上部气层以Ⅱ类气层为主，⑧小层含气性最优(有机碳平均值2.02%，孔隙度5.12%，测井解释含气量4.69 m3/t，脆性矿物平均为54.65%，计算的脆性指数56.93%)。综合评价认为⑥～⑧小层为Ⅱ类页岩层段，其中⑧小层含气性最优，可压性较差，为Ⅱ1类，⑥～⑦小层含气性中等，可压性较好，为Ⅱ2类；⑨小层含气性和可压性均较差，为Ⅲ类(图5)。

图5 四川盆地焦页A井五峰组—龙马溪组上部气层综合评价

3.4 上部气层平面有利区优选

涪陵气田下部气层开发证实，构造变形强度是页岩气富集的关键因素[27]。众多学者研究认为，构造变形强度是造成焦石坝区块含气性差异的关键因素，通过优选主断裂断距、地层增厚比例、断裂密度、曲率值等参数，建立了构造变形强度指数。本次研究综合上部气层页岩气富集高产动静态分析成果，参考下部气层开发井压裂效果评价成果，针对上部气层优选页岩原生品质、含气性、构造变形强度、裂缝、埋深共5大类8项开发选区评价指标体系，建立了焦石坝上部气层分层开发选区评价指标体系(表4)，将页岩气层划分为3类。其中，Ⅱ类开发区依据构造保存条件评分、裂缝及埋深，进一步划分为Ⅱ1类和Ⅱ2类；Ⅲ类开发区依据含气量、构造保存条件和裂缝，进一步划分为Ⅲ1类和Ⅲ2类。

表4 四川盆地焦石坝区块上部气层分层开发评价指标体系

综合上部气层页岩储层品质、含气性、构造变形强度、裂缝发育特征，将整个焦石坝区块上部气层划分为4个区——焦页A井区、焦页B井区、焦页C井区和焦页D井区(图6)。其中，焦页A井区位于焦石坝区块北部，地层倾角0°～5°，断裂不发育，构造变形弱，保存条件好，综合评价为Ⅱ1类区；焦页B井区位于焦石坝区块中部，地层倾角0°～5°，断裂不发育，裂缝发育程度中等，构造变形较弱，保存条件较好，综合评价为Ⅱ2类区；焦页C井区位于焦石坝区块东南部，地层倾角5°～15°，靠近东翼石门1号断层附近，地层增厚，断裂较发育，构造保存条件较差，综合评价为Ⅲ1类区；焦页D井区位于焦石坝区块西南部，受乌江断裂影响较大，地层倾角5°～20°，断裂发育，构造变形强，保存条件差，综合评价为Ⅲ2类区。

图6 四川盆地焦石坝区块上部气层地质综合分区

4 开发效果及富集主控因素分析

4.1 开发效果评价

目前针对焦石坝区块上部气层部署实施了评价井6口，从已完钻的上部气层评价井测试产量来看，与地质分区具有一致性。部署在Ⅱ1类区的5口评价井测试压力9.6～17.6 MPa，平均13.4 MPa，测试产量(15.0～24.8)×104m3/d，平均19.9×104m3/d；部署在Ⅱ2类区的1口评价井测试压力7.0 MPa，测试产量5.3×104m3/d。整体上上部气层评价井测试产量呈现北高南低的趋势，与地质特征的分布趋势一致。

4.2 上部气层页岩气富集高产主控因素

4.2.1 页岩气富集主控因素

页岩气与常规油气的最大区别在于自生自储，因此页岩气富集要求页岩储层自身具备良好的生气和储集能力；其次良好的保存条件也是必要的，可为页岩气井的高产提供有效保障。

具备高热演化程度的焦石坝区块，在保存条件良好的地区，有机碳含量与含气量之间呈现明显的正相关。众多学者认为影响页岩气含量的因素主要有有机碳含量、孔隙度、地层温度和压力、保存条件等[28-29]，针对焦石坝区块上部气层而言，最关键的是有机质丰度、孔隙度和保存条件。

(1)有机质丰度。页岩气富集首先要解决源和储的问题，页岩气属于典型的自生自储性天然气，因此有机碳丰度决定了页岩气生成量的问题。从目前具备高热演化程度的焦石坝区块研究结果来看，在保存条件良好的焦石坝区块主体区，有机碳含量与含气量呈现明显的正相关关系，表明有机碳是页岩气生成的重要物质基础。其次，有机碳热演化过程中生成大量的有机质孔隙，是页岩主要的孔隙类型，孔径以微孔和中孔为主，不仅为吸附气提供了丰富的比表面积，也为游离气的赋存提供了重要的孔隙空间。因此，有机质丰度为页岩气提供了生气和储集两方面的保障，是页岩气富集的物质基础。

(2)孔隙度。分析焦石坝区块已开发的下部气层井含气量的影响因素，孔隙度对含气量的影响较大。页岩气主要存在游离和吸附2种赋存方式，而游离气含量决定气井初产，孔隙度对游离气的影响主要是通过孔隙体积实现的，孔隙体积表示游离气的赋存空间，游离气的赋存需要足够的空间，在微孔中，由于没有足够的赋存空间，游离气含量较低。因此，足够的赋存空间是影响游离气含量和赋存机理的重要因素。焦石坝区块上部气层孔隙度平面差异较大，自北向南孔隙度逐渐降低，孔隙度的变化是造成页岩含气量平面差异的原因之一。

(3)保存条件。焦石坝区块目前开发实践证实，构造变形强度越大，页岩储层含气性相对变差，构造保存条件对于页岩气富集而言至关重要。此外，保存条件对于页岩储层孔隙尺度也有着重要的影响，保存条件变差，气层压力下降，受上覆地层的压实作用，孔隙尺度会变小[30]。孔隙尺度的变化

对页岩气的赋存状态会产生较大的影响，孔隙尺度变小导致游离气含量减少，而吸附气含量增加，影响单井初期产能。

4.2.2 页岩气高产主控因素

影响页岩气改造效果的地质因素主要有脆性矿物含量、埋深、裂缝发育特征等。根据焦石坝区块实际地质特征，脆性矿物含量平面差异较小，因此在开展上部气层有利区优选时，重点根据埋深和裂缝发育特征开展研究。

(1)埋深与地应力。国内外研究表明，埋深对地应力有着最为直接和显著的影响，随着埋深的增加，垂直地应力和水平地应力均呈现逐渐增加的趋势，而且岩石强度随温度升高而降低，泥页岩在高温高压环境下塑性变形能力增强，形成复杂缝网难度增大[25,31]。

埋深是通过影响地应力而间接对压裂改造施工难度产生影响，主要表现在以下3个方面：①埋深增大导致形成的复杂缝网难度增大，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埋深增加会导致施工压力提高，限制了压裂改造施工规模；③埋深增加使得人工缝网的剪切滑移面由粗糙变得光滑，从而导致压裂缝的导流能力、保持能力降低。统计涪陵地区已完钻井压裂段闭合压力与埋深关系发现，二者呈明显正相关关系，在深度3 500～3 700 m附近，二者变化趋势出现拐点，施工闭合压力增加速度加快(图7)。表明在地质背景类似的情况下，随着埋深的增加，压裂改造难度增加，埋深对压裂改造效果有负面影响。

图7 四川盆地涪陵地区完钻井压裂段闭合压力与埋深相关关系

(2)裂缝发育特征。裂缝发育情况对水平井压裂改造效果影响较大，可使与之相遇的水力裂缝停止、转向或产生新缝，从而影响水力压裂的缝网结构[31]。焦石坝区块开发实践证实，在焦石坝西南区，以条带状裂缝为主的区域，人工缝网复杂度低，压裂效果差；而在裂缝不发育区或弱曲率区，人工缝网复杂程度高，压裂效果较好。分析原因可能是在裂缝发育区，人工裂缝易优先进入已存在的天然裂缝，使其发生膨胀，导致缝内净压力降低，影响复杂缝网形成。

此外，大尺度裂缝对上部气层的高产也存在一定的负面影响。从已实施的上部气层评价井来看，大尺度裂缝发育区，在下部气层开发井压裂过程中压裂缝网易波及上部气层，可能已动用部分上部气层储量，导致上部气层初期产能相对较差。比如在地质评价的Ⅱ1类区内部，测试产量也有差异，焦页X平台上部气层井位于裂缝发育区，⑧小层高导缝及微断层相对发育，该区⑧小层相对稳定区压裂难度降低，压裂曲线表现为开井压力低，破裂压力低，施工压力低，压裂加液顺畅，地应力偏低，表明天然裂缝发育程度对上部气层压裂改造效果有较大影响。