四川盆地东部南川常压页岩气开发效果地质与工程因素分析

胡春锋，梅俊伟，李仕钊，卢 比,，马 军,，钱 劲

（1.中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210000；2.中国石化重庆页岩气有限公司，重庆408400）

目前中国页岩气开发主要集中在四川盆地一带，从盆内到盆外建立了长宁、威远、威荣、涪陵、南川等多个页岩气田，从超压到常压实现了多个突破，逐步迈入商业化开发阶段。在页岩气勘探中形成了“箱状成藏”“断—滑控缝”“三因素控气”等地质理论和认识[1-9]，在开发效果评价方面形成了分区产能差异、分阶段生产特征和针对性开发技术政策[10-11]。前期研究主要集中在较大的勘探突破和整体建产层面，针对常压页岩气资源品质相对较差、单井产能差异大、边际效益突出的气藏，其开发效果影响因素对比研究较少。综合利用南川页岩气大量的地震、钻井、测井、压裂、生产动态等资料，选取相同地质背景、相近施工工艺井对比分析，通过梳理相关影响因素，重点研究了压力系数、天然缝网发育程度、局部复杂构造、地应力等主控因素的局部变化对开发效果造成的影响，为常压页岩气优化部署、效益开发提供了参考。

1 概况

南川区块位于渝东南盆缘复杂构造带（图1），历经了加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造[12-13]，以燕山—喜马拉雅期作用影响最为强烈，奠定了以NE—SW 向为主的向斜与背斜相间分布的槽—挡构造格局[3]，形成了现今的构造形态。平桥、东胜构造带为龙济桥断层和青龙乡断层夹持的复背斜，共发育20条逆断层，其中三级断裂4条，四级断裂5条，五级断裂11条，从北往南逐步抬升，埋深变浅，北部背斜窄陡，南部斜坡宽缓，五峰组底界整体埋藏深度从1 500 m 到4 500 m。目的层位为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一段，最大水平主应力变化较大（50～95 MPa），背斜埋深大，地应力较高（80～95 MPa），斜坡区地应力较低（50～80 MPa），地层压力系数1.35～0.92，属于高压—常压过渡区，以常压页岩气为主。工区常压页岩气资源总量大、资源丰度较低、地质条件复杂，具有“五低三大”的地质特点，即优质页岩厚度、总有机碳含量（TOC）、基质孔隙度、压力系数、地温梯度较低，高角度缝和层理缝、吸附气占比、应力及差异系数（最大主应力与最小主应力的比值减1）较大。

图1 四川盆地东南部南川页岩气田构造位置Fig.1 Structural location of Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

经过十余年持续攻关，进行了一定规模的商业化开发，但总体尚处于探索阶段，在地质理论、工程工艺技术、开发优化研究等效益开发上仍面临着挑战。主要表现为：①构造、应力复杂，井距、段长及水平段方位难以同步兼顾；②埋深偏大、地应力高，岩石力学性质及天然缝分布非均质性强，导致难以形成复杂缝网；③气井产量平面差异大、递减快、产液多，产能影响主控因素认识仍不够清晰。

2 开发效果差异的地质与工程因素分析

影响页岩气生产效果的因素包括：①地质因素。TOC、孔隙度、总含气量、优质页岩厚度、沉积特征、构造及断裂特征、地层压力系数、地应力、埋深、微裂缝等。②开发—工程因素。开发层系、穿行甜点、段长、井距、脆性矿物含量、杨氏模量、泊松比、施工液量、加砂量等。

结合典型单井、井区对比分析，梳理出影响南川页岩气生产效果的四大主要影响因素：压力系数反映页岩气富集程度；天然缝网造成了局部富集程度的差异增大；局部复杂构造影响了优质页岩钻遇率；地应力影响了人造裂缝的扩展。

2.1 地层压力系数反应了页岩气富集程度

地层压力系数表征了地层能量是否充足和驱动力的强弱，是反映页岩层保存条件、含气量丰富程度的关键性指标。压力系数越大，流体封存条件越好，构造变性导致的逸散作用减少，储层物性越好，含气量和游离气占比越高，单井产量和EUR 越高。按照国家标准，地层压力系数介于0.9～1.3时为常压页岩气藏。页岩气井生产效果与气藏压力系数呈明显正相关（图2、图3），页岩储层流体压力系数越高，含气量越高[14]。

图2 单井EUR、增压前累产气与初期套压关系Fig.2 Relation between cumulative gas production and initial casing pressure before single well EUR/pressurization

图3 不同区块增压前累产气与初期套压关系Fig.3 Relation between cumulative gas production before pressurization and initial casing pressure in different blocks

平桥南区压力系数为1.30～1.35，孔隙度为3.4 %～4.2 %，含气量为4.4～6.2 m3/t，埋深介于2 500～4 100 m，地应力介于52～59 MPa，保存条件较好、埋藏中深、物性及含气性好、地应力适中。压力系数从北至南逐渐下降，背斜核部从北往南对比分析，埋深2 543 m 上升至3 237 m，孔隙度、含气量、实钻气测降低，投产初始套压降低。在地质背景、压裂参数相当的情况下，初期套压由26.2 MPa 下降至22 MPa，单位压降产量由473×104m3/MPa 下降至273×104m3/MPa，EUR由1.44×108m3下降至1.11×108m3，效果逐渐变差。

平桥南斜坡常压区压力系数为1.1～1.2，孔隙度为3.2 %～3.6 %，含气量为3.6～4.7 m3/t，埋深介于2 700～3 800 m（图4），地应力介于63～85 MPa，两向应力差异系数为0.14～0.16，保存条件较好，埋藏中深，物性及含气性好，地应力适中。测试产量与地层压力系数呈现正相关性，由北向南随着压力系数降低，在施工压力、压裂改造规模基本一致的条件下，测试产量由20.2×104m3/d 逐渐下降至9×104m3/d，套压由19.6 MPa 下降至8.2 MPa，气井产能逐渐下降，生产效果变差，单位套压压降产量由133×104m3/MPa下降至76×104m3/MPa。

图4 四川盆地东部南川气田平桥南斜坡北南向气藏剖面Fig.4 Gas reservoir profile of south slope of Pingqiao in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

压力系数在1.32、1.18、1.06，3 口井见气返排率分别为1.8%、4.7%、16.5%（图5），表明压力系数对页岩气井生产能力具有重要作用。当地层压力系数大于1.3时，压力系数变化对初期套压和单位压降产气影响较大；当地层压力系数小于1.3 时，对见气返排率和单位压降产气影响较大，常压区生产效果对压力系数的变化更为敏感。在缝网改造规模相当的情况下，压力系数越高稳定生产时间越长，纯液、过渡阶段越短，增压前采出气量越大[11，15]。

图5 四川盆地东部南川气田不同压力系数页岩气井见气曲线Fig.5 Gas breakthrough curves of shale gas wells with different pressure coefficients in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

2.2 天然缝网发育程度反应了页岩气非均质分布特征

天然裂缝发育程度对页岩气储集和保存具有重要影响[3]，裂缝规模和封闭性控制了页岩气的富集程度[16-17]。特殊裂缝和层理缝对页岩气富集和产出具有重要作用[18-20]。南川区块经历了多期构造作用，形成了不同类型、不同规模、不同展布方向的断层、微断层、褶皱和天然裂缝带，多尺度天然裂缝发育[21-22]。天然裂缝按照尺度分，为大尺度、中尺度和小尺度三大类[23]。大尺度裂缝主要是区域构造运动形成的大型断层；中尺度主要是构造、沉积、成岩作用形成的小断层、裂缝带、节理带；小尺度主要指热演化、生烃等形成的微裂缝。平桥、东胜构造带为挤压抬升作用下形成的北东向长轴断背斜，东西翼受封闭性逆断层夹持，整体封闭性较好。不规则曲率分布是中、小尺度裂缝发育的间接反映，一般曲率越大，其张应力就越大，张裂缝也越发育[24]，人工裂缝更容易与天然微裂缝进行沟通并延伸形成复杂缝网，为流体渗流提供了优势通道，增大了游离气储集空间。

平桥南背斜轴部东1 断层附近裂缝发育（图6、图7、表1），曲率异常明显（图8），埋深小于3 800 m，7口井测试产量平均39.49×104m3/d，初期套压30.6 MPa，单井累产气7 537×104m3，EUR 为1.3×108m3，远高于平桥南单井累产气5 230×104m3，EUR为1.08×108m3，局部区域产能的巨大差异，与天然裂缝的发育程度关系较大（表2）。而背斜轴部，天然裂缝发育程度不及东一区，显示出高应力特征，典型井埋深浅300 m，破裂压力、停泵压力分别高20，15 MPa，EUR 相差20%左右。

图6 四川盆地东部南川气田JY194-3井高角度缝Fig.6 High angle fracture of Well-JY194-3 in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

图7 四川盆地东部南川气田JY194-3井2 677.88～2 678.16 m井段岩心Fig.7 Core of 2 677.88～2 678.16 m section of Well-JY194-3 in Nanchuan Block,eastern Sichuan Basin

表1 平桥南区3口取心井裂缝发育情况统计Table 1 Statistics of fracture development of three coring wells in South Pingqiao District

图8 四川盆地东部南川气田平桥南区曲率分布Fig.8 Curvature distribution of southern Pingqiao area in Nanchuan block,eastern Sichuan Basin

表2 平桥南区生产情况统计Table 2 Production statistics of Pingqiao South District

东胜南斜坡常压区，压力系数1.12～1.25，埋深（2 500～3 500 m）较浅，构造稳定，地应力（50～75 MPa）适中，微注测试解释储层均质特征，裂缝欠发育（图9）。同平台同方向典型井组SY2HF与SY2-2HF，埋深3 000 m 左右，压裂段长分别为75，62 m，加砂强度分别为1.2，1.7 m3/m，破裂压力分别为78.8，79.7 MPa，停泵压力分别为55.9，61.9 MPa。SY2HF井初期套压30.6 MPa，日产气（7.2～9.3）×104m3，EUR为0.85×108m3。SY2-2HF 初期套压14.7 MPa，日产气（8.1～10.4）×104m3，EUR为0.65×108m3。压后G函数分析（停泵后井口压力随时间变化关系）揭示以单一主缝为主，复杂缝网占比20.0%～41.2%，低于平桥南的57 %，与平桥南相比，在加砂强度0.95 m3/m上升至1.4 m3/m 的情况下，复杂缝网占比降低，分析为井区天然缝网不发育，存在高破裂压力梯度区，投产后表现出压力低，压降快，大液量，高水气比生产特征。

图9 四川盆地东部南川气田东胜曲率分布Fig.9 Curvature distribution of Dongsheng Gasfield in Nanchuan block,eastern Sichuan Basin

2.3 局部复杂构造影响了优质页岩钻遇率

南川区块构造变形程度上的差异，导致该地区局部构造复杂[25]。局部高陡膝折带、挠曲、微断层等较发育。高陡构造，地层倾角大，落差大，地震成像识别难度大，局部隆起、微断层等构造突变，在三维地震上不易识别。龙马溪组优质页岩段部分小层伽马特征具有一定相似性，钻井过程中判断地层倾角变化和构造变化比较困难，井眼轨迹容易穿出优质页岩段设计箱体[18]，影响优质页岩钻遇率。

东胜区块资源落实，为一不对称背斜+上倾斜坡构造，局部构造复杂，背斜西翼整体更为高陡（局部倾角达65°），南斜坡西部存在局部微幅隆起，地层起伏高差60 m。局部构造变化影响地应力分布，也造成了区域钻遇率不高，改造欠佳。

东胜背斜西翼高陡（图10a），具有保存条件好，埋藏深，物性相对较低，地应力较高的特征，发育断展褶皱，地层倾角变化大（0°～70°），SY20-2HF井水平段1 200 m，其中①—③小层钻遇率34%，产剖测试其产气贡献率87%。试采初期日产气15.6×104m3，套压31.4 MPa，初期能量足，产量高，但压力递减快，累产气1 904×104m3，平均日产气7.4×104m3，返排率36%，EUR为0.6×108m3。井震模型优化后，SY20-1HF井水平段长1 335 m，①—③小层钻遇率提升至49.8%，仍难以实现钻遇率的根本性改善。

东胜南斜坡西翼DP2 平台钻遇高陡膝折褶皱（图10b），局部隆起，视地层倾角变化在15°以上，轨迹难以控制追层，实钻水平段较短（875～1 291 m，平均1 039 m），优质页岩钻遇率低（59 %～94 %）。在小段长（63.4 m）、密切割、全陶粒施工的条件下，效果仍然较差，初期套压平均7.55 MPa，日产气（2.6～7.5）×104m3，目前日产气（2.0～3.8）×104m3，EUR为（0.3～0.5）×108m3。

图10 四川盆地东部南川气田SY20-2HF井和SY2-1HF井气藏剖面Fig.10 Gas reservoir profile of Well-SY20-2HF and Well-SY2-1HF in Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

东胜背斜与斜坡转折区DP12 平台钻遇局部冲起构造，前冲逆断层断距180 m，延伸长度1.9 km，反冲断层规模较小，断距20 m，延伸长度650 m，2条逆断层夹持，面积约0.05 km2。3 口井水平段短（1 500～1 412 m），优质页岩钻遇率低（27.5 %～76.3%）；压裂改造规模较好，加砂强度1.28 m3/m，但是G函数揭示复杂缝网占比较低（20.0%～41.2%），导致初期套压较高，压降较快。3 口井初期日产气（3.2～10.0）×104m3，套压12.1～20.0 MPa。目前日产气（2.9～5.5）×104m3，套压1.28～6.67 MPa，累产气（80～577）×104m3，EUR（0.3～0.5）×108m3。

2.4 地应力影响压裂改造的难易程度

2.4.1 挤压变形区应力复杂

地应力控制着压裂裂缝扩展与压裂效果，不仅取决于岩性和地层孔隙压力，还取决于地质构造与沉积环境[26]，及多期构造运动，挤压、拉伸、旋扭产生复杂应力场[27]。实践揭示不同构造单元、同一构造单元不同部位，单井压裂测试产量差异悬殊。在页岩气富集程度相似的条件下，地应力场是决定单井产量高低的关键因素[3]。古地应力场决定天然缝发育程度，在古地应力集中区，页岩挤压破裂形成天然缝网，天然缝越发育，越有利于页岩气运移和聚集。现今地应力场影响目的层的可压性，是决定页岩体积压裂改造效果的关键因素[11，15]，人工缝与天然缝切割沟通形成网络缝，有利于提升单井产能和经济可采储量。现场压裂实践表明，在穿层条件基本一致的情况下，破裂压力的高低可表征今地应力的大小，停泵压力的高低可表征压裂改造效果，同时反映出人造缝与天然缝交割沟通程度。现今地应力越大，形成复杂缝网难度越大，在施工参数上表现为破裂压力和施工压力越大。天然缝越发育，人造缝与天然缝沟通程度越好，则停泵压力越低。

实钻表明，平桥南斜坡东部沙子堡断层附近的应力大（图2、图11、图12），最大水平主应力80～95 MPa，压裂改造困难，破裂压力82～99 MPa，停泵压力69～88 MPa。物探预测应力方向变化快，JY211-2HF井：埋深3 546 m，整体靠近沙子堡断层，破裂压力99.4 MPa，施工压力100 MPa，投产无自喷能力，初期压力6.1 MPa，日产气2×104m3，累产气568×104m3。JY211-4HF 井：埋深3 288 m，1～19 段破裂压力76.9 MPa，20～31 段逐渐靠近沙子堡断层施工压力上升，破裂压力90.2 MPa，升高13.3 MPa，加砂困难，投产无自喷能力，初期压力1.1 MPa，日产气1.48×104m3，累产气636×104m3。分析认为应力复杂，现有工艺难以改造，造成低产。

图11 四川盆地东部南川气田沙子堡断层附近井破裂压力、30min压降与埋深统计Fig.11 Statistics of fracture pressure,pressure drop per 30 min and buried depth of wells near Shazibao fault of Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

图12 四川盆地东部南川气田沙子堡断层附近井破裂压力与断层距离统计Fig.12 Statistics of fracture pressure and fault distance of wells near Shazibao fault of Nanchuan Gasfield,eastern Sichuan Basin

2.4.2 深层地应力增大显著

埋深与页岩含气量具有一定相关性，整体控制气藏含气性分布，一定程度上影响着页岩气的保存。受压实作用影响，背斜高部位物性更好，储集空间更大，游离气含量更高，随着储层埋深增加，表现出“五高”特性[28]，即地层温度高、上覆压力高、应力差值高、破裂压力高和闭合压力高[29]。随着围压增加抗压强度增加，深层页岩受高温、高围压影响，塑性增大，应力与应变的非线性关系越来越明显，地层塑性增强，导致层理缝开启困难，增加了压裂的难度，形成复杂缝网难度大。根据平桥南压裂与埋深的关系，3 750～3 800 m 为储层压裂改造应力敏感深度，超过3 800 m，页岩抗破裂能力及塑性急剧增强。

平桥南区两翼埋深3 800～4 500 m，地应力80～110 MPa，随埋深增大，破裂压力增加，存在明显的应力拐点（图13、图14），改造难度增大，该区埋深大于3 750 m井6口的测试产量均小于10×104m3。同平台同方向相邻两口井对比，JY194-1 井、JY194-4HF井静态指标基本一致。JY194-1HF井埋深3 412 m，破裂压力75.7 MPa，EUR 为1.06×108m3；JY194-4HF井埋深3 673 m，破裂压力81.4 MPa，EUR为0.68×108m3。JY194-1HF 埋深较浅，压裂、生产效果相对较好。埋深导致了压裂改造的差异，造成了单井产能上的较大差异。

图13 平桥南区埋深与破裂压力Fig.13 Relation between buried depth and fracture pressure of southern Pingqiao area

图14 平桥南区埋深与开井压力Fig.14 Relation between buried depth and well opening pressure of southern Pingqiao area

2.4.3 水平段方位与最小水平主应力方位夹角增大造成施工难度增大

页岩储层水平井最佳的布井方式是沿最小水平主应力方向[30]，裂缝扩展需要的能量较低，较易形成复杂缝网[28]。东胜背斜最大水平主应力方向为60°，构造形态为北东向约40°，夹角较大，构造窄陡，布井必须综合考虑应力、水平段长、AB靶点高差、穿行轨迹等因素，较难沿最小水平主应力方向布井。前期理论分析认为在两向应力差异系数为0.1～0.2时，与最小水平主应力夹角小于30°，破裂压力增幅小于17%，夹角大于30°时，破裂压力急剧上升。实钻过程中，SY1-8HF 井较SY1HF 井深162 m，夹角由57°降至30°，破裂压力由103.5 MPa 降至89.4 MPa，降低14.1 MPa，停泵压力降低3.2 MPa，施工难度显著降低。每米液量达到30.26 m3/m，平均排量达到16 m3/m，相对于SY1HF井有了明显提高。SY1HF井关井压力恢复慢，SY1-8HF 井G 函数分析以剪切缝及复杂裂缝为主，造缝效果较好。SY1HF 井的EUR 为0.53×108m3，SY1-8HF 井的EUR 为0.7×108m3。可见布井方位与最小水平主应力夹角减小可有效改善压裂效果，利于形成复杂缝网。

3 结论

1）南川区块压力系数从北至南整体呈下降趋势，局部压力系数相差大，反应出富集程度上的差异。常压区生产效果对压力系数的变化更为敏感，压力系数下降见气返排率上升，纯液、过渡阶段长。局部天然缝网的发育，有效改善了页岩气富集程度，造成同平台同区域井生产效果差异增大。

2）局部构造、应力双复杂特征，导致在资源落实区，优质页岩钻遇率低，压裂形成复杂缝网难度大。应及时利用实钻参数、曲率特征、破裂压力、施工压力、延伸压力、停泵压力、30 min压降等参数，开展压裂模拟校正，明确不同构造样式、构造部位、不同埋深、不同天然裂缝发育区现今应力的变化规律。应用地质工程一体化设计、实施、评价，做到布好井、穿好层、造好缝、管好井、算好账。

3）开发过程中应以地层压力系数、埋深、地应力为核心，井震结合做好井区构造刻画，加强区域裂缝、地应力展布规律研究，开展页岩气藏精细描述和地质建模，划分优先动用区，保障效益开发。