延安地区二叠系山西组1段页岩气储层特征及勘探开发关键技术

2022-07-21孙建博郝世彦赵谦平罗腾跃尹锦涛

中国石油勘探 2022年3期

孙建博郝世彦赵谦平罗腾跃姜磊高潮郭超尹锦涛刘刚徐杰

（ 1 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院；2 陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室；3 陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司）

0 引言

页岩气在全球分布广泛，开发潜力巨大。随着水平井钻井和大规模水力压裂技术在页岩气勘探开发工作中的成功应用，北美页岩气获得了突破，并且产量持续增长，在全球范围内掀起了一场页岩气革命[1-4]。美国2017年页岩气产量超过4800×108m3，Marcellus、Utica和Haynesville等盆地页岩气占全美页岩气产量增长的75%，预计2040年美国页岩气产量可达8000×108m3（据EIA等统计）。我国在不同地质层位和区域广泛发育富有机质泥页岩，具有得天独厚的资源禀赋优势[5-9]。据2019年自然资源部页岩气评价结果，我国陆域页岩气地质资源量为109.85×1012m3（不含青海、西藏地区）。

近年来，我国页岩气勘探开发工作发展迅速，四川盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地页岩气勘探均取得了积极进展[10-11]。其中，四川盆地海相页岩气实现了商业化生产，产量突破300×108m3/a；四川盆地和鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探也取得新进展[12-15]。鄂尔多斯盆地上古生界二叠系山西组1段（山1段）陆相页岩气勘探已经历数载，虽然取得了一些进展，但仍然存在成藏机理复杂、甜点段不易确定、储层非均质性强、储层改造难度大等问题，制约着鄂尔多斯盆地东南地区的页岩气勘探工作。与四川盆地海相页岩气相比，鄂尔多斯盆地山西组泥页岩具有热演化程度适中、非均质性强、资源丰度低、吸附气含量高等特点。前人对延安地区山西组页岩气的研究主要集中在沉积环境、有机地球化学和生烃热模拟等方面，对山1段泥页岩层段储层特征和工程结合研究不足[16-23]。本文以延安地区山1段为研究对象，通过对岩心样品进行岩石矿物学、总有机碳含量（TOC）、镜质组反射率（Ro）、微观孔隙结构、含气量等分析，研究山1段泥页岩层系储层地质特征，探讨山1段页岩气成藏的特殊性，在此基础上结合页岩气储层地质和工程特点，创建适合研究区的页岩气勘探开发关键技术，对于加快鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发进程具有重要意义。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地现今基本构造格局形成于燕山期，发展于喜马拉雅期，整体构造面貌为东缓西陡、南北翘起的不对称大向斜，可分为渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起6个一级构造带（图1）。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分图Fig.1 Division of structural unit in Ordos Basin

山西组沉积期是鄂尔多斯盆地处于海退背景下的海陆转换关键时期，受海西构造运动的影响，华北地块整体抬升，海水开始从盆地东西两侧逐渐退出，盆地性质由陆表海盆地演化为近海湖盆，沉积环境由海相开始向陆相转变，东西差异消失，南北差异增强。盆地中南部沉积相主要以滨浅海相、三角洲相和湖泊相为主[24]。研究区位于鄂尔多斯盆地东南部（图1），山西组山1段沉积期主要发育三角洲前缘亚相沉积，沉积了多套深灰色泥页岩、碳质泥岩夹细砂岩、粉砂岩的岩性组合，其中代表井（YY4井）山1段岩性以灰色细砂岩、粉砂岩与深灰色泥页岩互层为主，局部发育薄层煤线，泥页岩电性特征普遍具有高自然伽马（GR）、高声波时差（AC）、高电阻率（RD）、低密度（DEN）的特征（图2）。

图2 鄂尔多斯盆地东南部山1段地层柱状图（YY4井）Fig.2 Stratigraphic column of Shan 1 member in the southeastern Ordos Basin (Well YY4)

2 储层地质特征

2.1 岩性及岩石矿物学特征

本次研究共采集岩心样品131块，其中砂岩样品70块，泥页岩样品61块，选取其中部分样品进行镜下薄片鉴定和X射线衍射分析。砂岩样品分析结果表明（图3），研究区含气砂岩主要为岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩，单晶石英颗粒含量为18%～80%，平均为61%，而变质成因的多晶石英颗粒含量为0.5%～8%，平均为2%。石英颗粒含量自山13亚段到山11亚段逐渐增加，长石含量极少。岩屑以浅变质岩岩屑为主，平均含量为16%，矿物为金红石、锆石、白钛矿、石榴子石等。山西组砂岩碎屑颗粒磨圆度为次棱角状—次圆状，分选性中等，少数含砾砂岩分选差，碎屑颗粒粒径中值为0.1～0.8mm，主要介于0.15～0.65mm。

图3 研究区山1段砂岩碎屑成分三角图Fig.3 Triangular diagram of clastic composition of Shan 1 member sandstone in the study area

泥页岩样品测试结果表明，山西组泥页岩储层的矿物组成除黏土矿物（高岭石、伊利石、绿泥石、伊/蒙混层）外，还有陆源碎屑石英、长石，含少量黄铁矿等矿物。石英、长石及黄铁矿含量为8%～60%，平均为38.2%；黏土矿物含量为37%～90%，平均为59.36%（图4a）。其中高岭石含量平均为20.07%，伊利石含量平均为17.81%，伊/蒙混层含量平均为15.41%，绿泥石含量平均为6.09%（图4b）。

2.2 泥页岩平面分布特征

鄂尔多斯盆地上古生界山1段广泛发育一套黑色、灰黑色泥页岩，泥页岩厚度主要为15～35m，呈多条南北向条带状分布。平面上，山1段泥页岩厚度中心分布在研究区的北部子长—延川、延安东—延长和志丹—永宁—富县地区，泥页岩最大厚度超过30m（图5）。

图5 研究区山1段泥页岩厚度等值线图Fig.5 Thickness contour map of Shan 1 member shale in the study area

2.3 砂岩夹层孔隙结构及平面分布特征

本次研究共采集70块砂岩样品，核磁共振分析结果表明，孔喉半径为0.005～6.400μm，微喉道占比为66%。物性分析结果表明砂岩夹层孔隙度平均为7.2%，渗透率平均为0.226mD。前期勘探结果表明，与泥页岩相邻的砂岩夹层是页岩气赋存的重要载体，对页岩气的富集成藏意义重大。按照国家页岩气地质评价相关标准，对研究区单层厚度小于3m的砂岩夹层的平面特征进行研究，结果表明砂岩夹层累计厚度为3～16m，其中大于10m的厚值区主要分布在研究区的南部和北部（图6）。

图6 研究区山1段砂岩夹层平面分布特征Fig.6 Plane distribution characteristics of sandstone interlayers of Shan 1 member in the study area

2.4 泥页岩微观孔隙特征

前人采用氮气吸附试验和分形几何学方法对延长组长7段页岩的孔隙结构开展了研究，定量评价了储层的非均质性特征[25]。本次研究利用扫描电镜和电子显微镜技术，从微观尺度分析了山1段泥页岩的储集空间类型。结果发现，泥页岩中存在大量的微裂缝和孔隙，这两者是页岩气重要的储集空间。微裂缝主要发育在泥页岩和有机显微组分中，缝宽主要在1～10μm之间，少数可达十几微米，甚至几十微米（图7a）。裂缝表面一般光滑平整，裂缝之间常呈平行关系和垂直关系分布（图7b）。有机显微组分镜质体和丝质体中也发育大量微裂缝，微裂缝宽度在1～10μm之间，单个裂缝形态主要为直线状（图7c、d）。

山1段泥页岩中的孔隙可分为粒间孔、粒内孔、有机质孔、溶蚀孔等类型。粒间孔主要发育在面—面接触的黏土矿物颗粒之间，主要为狭缝孔（图7e）。粒内孔的发育程度明显受到云母颗粒长轴方向与层理方向之间关系的控制，在长轴方向和层理方向垂直的情况下，受压实作用的影响，更易发育孔径较大的孔隙，孔径主要分布于11～89nm之间，平均为25.67nm（图7f）。受有机质类型和热演化阶段的共同影响，研究区有机质孔发育程度较低，局部发育的有机质孔形态多为近圆形、椭圆形、三角形、多边形和不规则长条状，有机质孔或孤立发育或集群发育。镜下观测统计发现，这类有机质孔的孔径分布在5～800nm，主要为100nm左右，整体不发育（图7g）。泥页岩中发育的黄铁矿等含铁矿物普遍发育有晶间溶蚀孔，以圆形为主（图7h）。泥页岩样品物性分析结果表明，泥页岩孔隙度在0.6%～2.4%之间，平均为1.56%，渗透率平均为0.039mD。孔隙度和渗透率之间没有相关性，表明山1段泥页岩中孔隙连通性较差。

图7 研究区山1段泥页岩微观显微特征Fig.7 Microscopic characteristics of Shan 1 member shale in the study area

2.5 含气性特征

解析实验是获得泥页岩含气量最直接的方法，本次研究通过对研究区10余口页岩气井的129块山1段样品开展解析实验，结果表明，山1段泥页岩解析气含量主要分布在0.1～4.75m3/t，平均为1.2m3/t（图8）。相比海相页岩气，鄂尔多斯盆地山1段泥页岩含气量普遍较低[13-15]，这可能和山1段独特的岩性结构有关，山1段泥页岩生成的天然气可以近距离、有效地排出到相邻的砂岩中，从而导致泥页岩含气量较低；另一方面，泥页岩含气量在垂向上的分布具有强烈的不均一性，页理发育的泥页岩样品解析气含量明显高于致密块状泥页岩（图9）。

图8 研究区山1段泥页岩解析气含量柱状图Fig.8 Histogram of desorption gas content of Shan 1 member shale in the study area

图9 YY501井山1段泥页岩层系岩心解析气含量分布图Fig.9 Histogram of desorption gas content of shale section of Shan 1 member in Well YY501

2.6 脆性矿物含量特征

脆性矿物含量是评价页岩气甜点的重要指标之一，也是决定泥页岩储层基质孔隙、微裂缝、含气性特征、储层改造方式等的重要因素[26-28]。在山1段泥页岩储层矿物组分定量分析的基础上，以石英、碳酸盐矿物作为主要脆性矿物，估算山1段脆性矿物含量平均为63%。另外基于测井数据分析，山1段泥页岩具有较好的岩石力学特征，杨氏模量为30～55GPa，泊松比平均为0.27，表明具有较好的储层改造品质。

2.7 有机地球化学特征

有机质类型是影响油气生成的重要因素之一，腐泥型母质主要生油，生气量少；腐殖型母质主要生气，生油量少[29]。14块岩石样品分析结果显示，山1段泥页岩有机质中镜质组、壳质组、腐泥组、惰质组分别占显微组分的60%、23.3%、8.28%、7.92%。山1段泥页岩有机质类型属于腐殖型（Ⅲ型）。

泥页岩中的有机质为烃类气体生成提供了物质基础，油气生成的数量与有机质的丰度有着密切的联系。在其他条件相似的前提下，泥页岩TOC越高，其生烃能力越强，可形成工业性油气资源的可能性越大[30-32]。选择研究区61块山1段泥页岩样品进行测试分析，山1段泥页岩TOC主要介于0.052%～3.54%之间，平均为0.73%（图10）。山1段泥页岩S1主要分布于0.35mg/g以下，平均为0.07mg/g（图11a）；热解S2主要分布于0.05～0.4mg/g之间，具有明显的双峰分布特征，平均值为0.24mg/g（图11b），原始生烃潜量（S1+S2）为0.07～1.19mg/g，平均为0.31mg/g。山1段泥页岩TOC较低，低于四川盆地五峰组—龙马溪组及北美泥页岩。

图10 研究区山1段有机碳含量分布直方图Fig.10 Histogram of organic carbon content of Shan 1 member shale in the study area

图11 研究区山1段泥页岩层系热解S1和S2分布直方图Fig.11 Histograms of S1 and S2 of Shan 1 member shale in the study area

镜质组反射率（Ro）是反映有机质热演化程度最主要的旋光性标志之一，被认为是研究干酪根热演化的最佳参数之一[33]。6块泥页岩样品的镜质组反射率（Ro）的测试结果介于2.33%～2.85%之间（表1）。根据烃源岩有机质热演化成熟度评价标准，研究区山西组泥页岩有机质热演化均达到了过成熟阶段，且已经进入了生干气阶段。

表1 研究区山1段泥页岩Ro数据表Table 1 Ro of Shan 1 member shale in the study area

3 山1段页岩气成藏富集规律探讨

3.1 海相页岩气和山1段页岩气形成差异分析

前人研究成果表明，海相页岩中的有机质来源主要是浮游生物，包括各种藻类、浮游动物，这些原始的有机质易于形成以Ⅰ、Ⅱ型为主的干酪根，有机质成熟过程中首先会生成大量液态烃，这些液态烃会在温度持续升高的情况下裂解成甲烷，同时形成发育孔隙的沥青残留物[34]。由于海相页岩厚度较大，持续升温过程中，由液态烃转化生成的气态烃不易排出；另外由于“石英抗压保孔”和“储层流体超压”的联合作用，海相页岩在埋深较大区域仍具有较高的孔隙度。二者的共同作用致使海相页岩具有较高的含气量，并且气体赋存状态以游离气为主。目前四川盆地取得规模发现地区的龙马溪组海相页岩的地层压力系数大多以超压为主，且页岩气井井口压力系数高，日产气量高。

研究区山1段广泛发育深灰色泥页岩、碳质泥岩夹粉砂岩的岩性组合，具有砂岩、泥岩混合型的特征，具备页岩气形成的基本条件。但山1段泥页岩特殊的沉积环境和岩性结构，导致山1段页岩气成藏富集条件不同于海相页岩气。前人研究认为，山1段泥页岩中有机质来源主要为高等植物或者湖泊水生生物，形成的干酪根类型主要为Ⅲ型，泥页岩有机质在升温过程中大多数直接生成甲烷，缺乏大量液态烃裂解产物及其中发育的气泡孔隙，致使泥页岩中有机质孔不发育、自生自储的空间不足和含气量降低[35]。此观点和本次研究取得的认识基本一致。通过梳理研究区近年的勘探成效，提出砂岩和富有机质泥页岩的配置关系控制着页岩气富集部位的地质认识。笔者认为山1段泥页岩由于自身含气量不足，加上储集空间有限，游离气含量少，在页岩气勘探中不宜作为主要目的层，而应加强泥页岩相邻的薄层砂岩的评价工作。通过“有利薄层砂岩为主，高含气量泥页岩为辅”的勘探思路，在选区选层工作中优先选择砂岩夹层的发育规模、物性、含气饱和度等参数，辅以考虑泥页岩的有机碳含量、含气量等参数，综合寻找有利目标区。

3.2 山1段页岩气成藏富集类型

研究区山1段泥页岩层系具有大面积生气、砂岩夹层比例高、热演化程度高的特点，泥页岩生成的页岩气就近运移在相邻的砂岩中，加上泥页岩自身具有一定的滞留气量，综合分析具有较好的勘探潜力。山1段泥页岩层系中厚层的泥页岩中夹多个薄砂岩层段，单层泥页岩厚度为8～10m，薄层细砂岩厚度小于3m，砂岩中发育粒间孔、晶间孔及粒间溶蚀孔，这些孔隙为游离页岩气提供了储集空间，也为烃源岩生成的天然气提供了运移通道，页岩气的排烃动力主要为源储压差，一般为3～5MPa，运移类型主要为初次及二次运移。按照岩性组合特点，可分为厚层泥页岩夹薄层砂岩和泥页岩与粉砂岩、细砂岩互层两大类型（表2）。

表2 延安地区山1段页岩气成藏富集类型Table 2 Gas accumulation and enrichment patterns of Shan 1 member shale in Yan’an area

4 勘探开发关键技术

4.1 陆相页岩气“三品质”测井评价技术

围绕山1段页岩气地质甜点评价、钻完井及压裂工程应用需求，开展以岩性、储集性、含气性、物性、脆性、地应力各向异性等参数为代表的页岩气储层测井评价研究，建立了10余项参数的定量解释模型，形成了陆相页岩气“三品质”测井评价技术（图12）。通过该技术实现了山1段岩性精细解释，明确了砂岩夹层发育规模、物性及含气性特征，获得了泥页岩生烃参数、含气量及可压裂性指标，为水平井靶层优选提供依据。

图12 Q56井测井综合分类评价成果图Fig.12 Comprehensive logging classification and evaluation results in Well Q56

4.2 页岩气储层识别及随钻地质导向技术

针对山1段泥页岩储层中砂岩夹层薄、变化快等难题，通过地层精细对比，建立三维地质模型等方法，准确预测靶体位置，有效指导了水平井的设计。现场实施过程中，优选岩性录井、气测录井、伽马随钻测井3种随钻地质导向手段，结合地层倾角预测技术，构建基于实钻岩性、气测总烃、随钻伽马、地层倾角等参数为核心的导向地质模型，为水平井地质导向提供精细可靠的地质依据。现场实施后，YY平7、YY平9、YY平10等3口水平井目标靶层薄砂层钻遇率均超过了75%（表3）。

表3 水平井薄层砂岩钻遇率统计表Table 3 Statistics of penetration rate of thin sandstones in horizontal well

4.3 低成本水平井优快钻井技术

针对页岩气水平井直井段、斜井段坍塌、漏失严重的问题，研发了可变形、强韧性的自适应随钻防漏剂、延迟膨胀堵漏剂，形成自适应随钻堵漏、裂缝性漏失停钻承压堵漏技术，一次堵漏成功率提高至66.67%；研制了低成本、强抑制的水基钻井液体系，甲酸盐加量从40%降低至20%，线性膨胀率降低至9.73%，成本降低31.8%；研发低密度水泥浆和纳米增韧水泥浆，形成了全井筒一次上返高效固井技术，固井全封固率达100%。现场应用3口水平井，平均钻井周期缩短11.3%、钻井液成本降低31.8%，钻井成本降低24.34%。

4.4 水平井CO2混合体积压裂工艺技术

针对陆相页岩气储层压力低、脆性矿物含量少、非均质性强、水敏及水锁伤害等问题，提出“以CO2前置造缝增能，混合水体积压裂扩大有效裂缝改造体积”的思路，建立“前置CO2压裂+体积压裂”的混合压裂工艺技术，有效补充地层能量，提升陆相泥页岩储层改造效果。现场应用3口水平井，施工成功率为100%，增产效果明显，无阻流量突破6×104m3/d。