四川盆地南部泸州区块深层页岩气立体开发目标优选

杨洪志 赵圣贤 夏自强 杨学锋 张成林 张德良 张 鉴,3苑术生 冯江荣 谢 伟 何沅翰 胡浩然 李 博 王高翔

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院3.页岩气评价与开采四川省重点实验室 4.四川页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

立体开发是提高区块采收率的有利手段。北美2017年后逐渐在Eagle Ford和Permian盆地等区块开始采用立体井网开发页岩油，取得了较好的效果。北美立体开发采用“W”形井网开发模式，垂向靶体间距重点兼顾优质储层纵向分布位置，垂向距离通常大于20 m，平面间距介于150～200 m。中石化于2018年在焦石坝页岩气田开展上部气层试验及开发，50余口水平井平均测试产气量为15.3×104m3/d，立体开发区的采收率较仅下部气层开采区块的采收率提高10%。泸州区块位于四川盆地南部（以下简称川南）深水陆棚相沉积中心，龙马溪组厚度介于500～700 m；开发目的层五峰组—龙一1亚段Ⅰ＋Ⅱ类储层厚度介于45～70 m，纵向分布2套较稳定的Ⅰ类储层，整体具备优越的地质条件[1]。

泸州区块勘探开发实践证实：聚焦龙一1亚段底部最优的20 m左右储层进行1套井网开发，具备规模效益开发条件。截至2021年底，以龙一1亚段底部优质页岩段为目标靶体的测试完成水平井30余口，井均测试产气量超过31×104m3/d，其中2019年3月垂深为3 890 m的泸203井测试产气量达137.9×104m3/d，为国内首口测试产气量超过100×104m3/d的深层页岩气标杆井[2]。但是，针对龙一1亚段中上部页岩段仅开展了3口气井先导试验，虽然受到早期钻完井工艺不成熟、有利目标尚未明确等因素的影响，单井测试产气量仍达到（4～15）×104m3/d，显示出深层页岩气具备立体开发潜力。

为此，基于地震、钻井、测井、岩心分析化验等资料，通过对川南深层五峰组—龙马溪组小层划分、储层精细评价，并结合气井生产动态特征，采用地质工程一体化模拟技术，开展立体开发、靶体优选及有利区评价，以期为川南地区深层页岩气立体开发提供借鉴。

1 基本地质特征

1.1 构造特征

泸州区块区域地理位置位于四川省的泸州市、宜宾市、内江市，以及重庆市的荣昌区和永川区；构造位置位于四川盆地川南低陡构造带（图1）。泸州区块受到西侧华蓥山断裂、东侧綦江断裂、南侧大娄山构造的叠加作用，属于多构造过渡体系[3]。研究区在加里东—海西期为地层沉降及整体抬升阶段，褶皱相对较弱，断裂不发育；后期主要经历印支期、燕山期、喜山期3个期次的构造运动，形成如今“堑垒”相间的构造形态，具有宽向斜、窄背斜的特征，构造走向为北东—南西向，褶皱强度自北东向南西逐渐减弱。

图1 泸州区块构造位置图

1.2 小层划分

泸州区块属于川南地区沉积中心，五峰组—龙一1亚段属于深水陆棚相沉积，发育富有机质黑色页岩[4-6]。五峰组—龙一1亚段是当前川南页岩气勘探开发的目标层段，岩性主要为1套富有机质黑色页岩，页理发育，富含大量形态各异的笔石化石，含黄铁矿结核和条带[7-9]。

泸州区块五峰组—龙一1亚段地层厚度介于50～75 m，从北东往南西方向逐渐减薄，厚度大于威远、长宁地区（图2）。针对川南深层页岩气龙一1亚段小层地层划分方案，2020年以前由于缺少实钻井资料，因此，国内学者采用“四分”的小层划分方案[10]。随着深层页岩气勘探开发资料不断丰富、研究精度增加、认识不断深入，在前人地层划分方案基础上，进一步依据测井曲线、旋回、和元素特征，将龙一1亚段精细划分为7个小层，自下而上分别为：①、②、③、④、⑤、⑥、⑦。其中④、⑥为典型岩性分界面（图3、4）。

图2 泸州区块五峰组—龙一1亚段地层厚度等值线图

图3 泸州区块五峰组—龙一1亚段小层精细划分特征图

图4 泸州区块五峰组—龙一1亚段地层、储层精细划分对比图

通过研究区微量元素的综合分析，认为Mo、Ti、Mn、U/Th比值、Sr/Cu比值指标响应敏感，可很好反映古沉积环境变化[11-12]。其中，Mo、U/Th比值可指示氧化还原条件，二者呈很好线性正相关关系，①—③小层整体为厌氧的强还原环境；Mn元素可指示古水深的相对变化，在⑤小层顶部、⑥小层顶部、⑦小层中部均显示古水深变浅；Sr/Cu比值指示古气候的变化，在五峰组顶部、⑥小层顶部为干旱气候环境；Ti元素指示陆源物注入程度，该值愈高则表明陆源物含量愈丰富，表明了一种温暖潮湿的气候背景，④—⑦小层的陆源注入量明显高于底部①—③小层（表1）。

表1 海相页岩氧化还原条件的元素指标参数表

1）①—③小层：岩性为黑色页岩，测井曲线表现出GR、AC、CNL值为整体低值的特征，DEN值逐渐上升，Rt值先增大后减小；微量元素特征表现为Mo、U/Th比值①、②小层为高值，向③小层稍有下降，Mn、Sr和Sr/Cu比值整体为低值段，Ti整体为低值段，向上略有升高；总体为向上先变浅后变深沉积旋回，累计地层厚度介于6～18 m。

2）④小层：岩性以黑色页岩为主，顶部普遍发育一套薄含粉砂灰质页岩；测井曲线表现出GR、AC、CNL值为整体低值的特征，DEN值逐渐上升，Rt值呈锯齿状波动；微量元素特征表现为Mo、U/Th比值稍有下降后保持稳定，Mn、Ti、Sr和Sr/Cu比值逐略有上升后保持稳定；总体为向上变浅沉积旋回，地层厚度介于7.5～19.5 m。

3）⑤小层：岩性以灰黑色页岩为主；测井曲线表现出GR值较④小层高，呈缓慢下降的趋势，CNL为高值段，DEN和AC曲线交汇，Rt为低值段，中部为锯齿状波动；微量元素特征表现为U/Th比值保持稳定，Mo、Mn、Ti、Sr和Sr/Cu等比值中下部保持稳定上部出现高尖的峰值；沉积旋回为先上升、后变浅，地层厚度较厚，介于11.5～17.0 m。

4）⑥小层为稳定的标志层：岩性以灰黑色页岩为主，顶部普遍发育一套薄钙质页岩；测井曲线表现出中部GR值为整体高值段150～209 API、顶部为龙一1亚段GR最低值，AC和CNL为高值的特征，CNL顶部见高尖，AC曲线呈逐渐降低趋势，Rt为稳定段、顶部见高尖；微量元素特征表现为Ti元素保持稳定，Mo元素先升高后降低，U/Th比值上部略有降低，Mn、Sr和Sr/Cu等比值逐渐增大趋势；沉积旋回为缓慢上升、急剧变浅，厚度介于10.0～25.0 m。

5）⑦小层：岩性以灰黑色页岩为主，顶部为粉砂质页岩；测井曲线表现出GR曲线为“钟”形的特征，GR值底部为高值、向上急剧降低，DEN高值段，CNL整体稳定、顶部为低值，Rt值稳定、顶部为高尖；微量元素特征表现为后缓慢下降，Ti元素基本保持稳定、在GR降低的半幅点出现尖峰，Mo、Sr和Sr/Cu比值逐渐降低；沉积旋回为急剧变深、后缓慢变浅，厚度介于7.0～19.0 m。

2 储层发育特征

2.1 储层纵向分布

研究区典型页岩气井五峰组—龙一1亚段各小层储层参数分析表明，小层储层品质具强非均质性，总体表现为自下而上逐渐变差。①—③小层储层参数品质相近，储层品质显著优于其余各小层；其次较优的为⑤小层、⑥小层，储层较④小层、⑦小层更优，在总含气量、孔隙度和脆性矿物含量方面具明显优势（表2）。

表2 泸州区块五峰组—龙一1亚段各小层储层参数分布范围统计表

根据长宁、威远地区储层分类评价标准，将五峰组—龙马溪组页岩储层划分为3类[13]。Ⅰ类储层纵向上分布有2套：第1套分布在五峰组顶部—④小层中部，为连续Ⅰ类储层，Ⅰ类储层连续厚度介于5～18 m，岩心水平页理缝、高角度构造缝均发育；第2套分布在⑥小层，井间存在差异，Ⅰ类储层较薄，厚度介于0～9 m，岩心水平页理缝、高角度构造缝均少量发育。Ⅱ类储层主要分布五峰组下部、④小层上部、⑤小层、⑥小层和⑦小层下部。Ⅲ类储层主要分布在五峰组底部、④小层顶部、⑥小层顶部和⑦小层上部（图5）。

页岩气藏属人工改造气藏，需要通过压裂人工缝网的充分改造，以实现区块规模化、效益化开发。因此，在前述储层品质分析基础上，重点对脆性矿物含量、杨氏模量、泊松比、最小水平主应力此4项力学品质差异性开展分析评价。分析结果表明，由于受到沉积环境演化的影响，向上黏土矿物含量明显增加，五峰组上部—④小层中部，脆性矿物含量普遍介于65%～85%，杨氏模量介于35～50 GPa、泊松比介于0.20～0.25，最小水平主应力介于85～100 MPa，总体为低应力段，力学品质好；④小层上部—⑦小层，脆性矿物含量介于45%～70%，杨氏模量介于25～40 GPa，泊松比介于0.25～0.30，最小水平主应力介于95～110 MPa，总体为高应力段，力学品质较差（图5）。

图5 泸州区块典型井综合柱状图

按照目前泸州区块开发靶体①+②小层开展单井储量动用程度评价，单井井控最终可采储量（EUR）为单井井控地质储量（单井井控面积×储量丰度）与采收率的乘积。国内外页岩气开发区块采收率一般介于20%～40%（表3），结合泸州区块实钻井井控面积介于0.57～0.92 km2、五峰组—④小层储量丰度介于（3.50～5.50）×108m3/km2，计算单井井控EUR最高可达2.30×108m3，高于目前已实施气井EUR（2.14×108m3）。因此，下层系地质储量满足①+②小层靶体开发。④小层顶部普遍发育2～3 m的Ⅲ类储层，为高应力隔挡带。壳牌老井T2-H1直井分别在①小层、⑥小层射孔压裂，井温测井监测表明：①小层射孔段水力裂缝高度为31 m，向上至④小层中部；⑥小层射孔段水力裂缝高度为41 m，向下延伸9 m，纵向上两段缝网未发生干扰。因此，单层开发靶体①+②小层人工缝网不易突破④小层顶部高应力段，仅可实现五峰组—④小层较充分动用。

表3 川南及北美地区典型页岩气区块储量丰度及采收率统计表

综合考虑沉积环境、储层品质、力学品质和储量动用程度，按照“沉积环境相似、储层类别一致、力学品质相近、储量充分动用”的原则，将深层页岩气开发目的层五峰组—龙一1亚段纵向上划分为2套开发层系，即下部开发层系（以下简称下层系）五峰组—④小层、上部开发层系（以下简称上层系）⑤—⑦小层。下层系为强还原沉积环境，岩性组合为硅质页岩、碳质页岩，页理发育，储层类型为Ⅰ+Ⅱ+薄Ⅲ类储层，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于20～30 m，Ⅰ类储层连续厚度介于5～18 m，总体为低应力段。上层系为弱还原沉积环境，岩性以灰质粉砂质泥页岩为主，页理欠发育，储层类型主要为Ⅱ+薄Ⅰ+薄Ⅲ类储层，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于25～45 m，Ⅰ类储层连续厚度介于0～9 m，总体为高应力段。

2.2 储层平面分布

泸州区块五峰组—龙一1亚段上、下层系储层厚度展布总体表现为由北往南逐渐增厚（图6、7），下层系Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于20～30 m，由北往南逐渐增厚；Ⅰ类储层连续厚度介于5～18 m，由北往南厚度先增厚后减薄。上层系Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于25～45 m，由西北往东南方向增厚；上层系仅在⑥小层发育1套较稳定的Ⅰ类储层，厚度介于0～9 m，由北往南厚度先增大后减小。对比焦石坝页岩气田典型气井焦页1井，其下部Ⅰ类储层连续厚度介于10～15 m，上部Ⅰ类储层不发育，厚度介于1～3 m[14]，泸州区块整体储层条件更优，具备立体开发的储层条件。

图6 泸州区块下层系Ⅰ类储层连续厚度分布图

图7 泸州区块上层系Ⅰ类储层连续厚度分布图

3 立体开发目标优选

3.1 立体开发靶体优选

页岩气开发实践表明，水力压裂缝网波及范围与优质储层的接触体积越大，气井单井产量越高，因此，需对立体开发靶体进行优选。按照高储层品质和力学品质，结合纵向岩性及页理分布特征，利用区内典型气井生产测井等产剖资料，通过折算水平段每米测试产量与钻遇小层位置的分析认为，下层系岩性以硅质页岩、碳质页岩为主，页理发育，储层参数整体优越，水平段每米测试产量从大到小依次为：①—②小层、③小层、④小层、五峰组，靶体分布于①—②小层时，每米测试产量最高，可达（300～500）×104m3，结合已实施井的实际效果，优选①+②小层为下层系开发靶体。上层系岩性以灰质粉砂质泥页岩为主，页理欠发育，储层参数⑤、⑥小层较优越，水平段每米测试产量从大到小依次为：⑥小层、⑤小层、⑦小层，靶体分布于⑥小层，每米测试产量可达（200～250）×104m3（图8）。研究区实施水平井Y2-7井，水平段长为2 000 m，井轨迹在⑥—⑦小层穿行，示踪剂监测结果表明靶体位于⑥小层的每米测试产量是靶体位于⑦小层每米测试产量的2倍；目前预测EUR为0.70×108m3，折算⑥小层钻遇长度为1 800 m，EUR可达1.00×108m3，优选⑥小层为上层系开发靶体。综上所述，泸州区块立体开发下层系最佳靶体为①+②小层、上层系最优靶体为⑥小层。

图8 泸州区块产剖解释水平段钻遇小层每米测试产气量柱状图

研究区内立体开发2套靶体垂向距离不一致，介于35～50 m，为了探索2套靶体纵向最优动用范围，基于Y2-7井实际地质工程参数，按照实施井工程施工参数（压裂施工段长为55 m、6簇，单段液量为1 800 m3，用液强度为30 m3/m，加砂强度为3.0 t/m，模拟支撑缝高介于15～20 m）建立地质工程一体化模型：平面网格精度为15 m×15 m，纵向网格步长为1.0 m，基质水平渗透率介于0.000 10～0.000 28 mD。采用国内外立体开发主流的“W”形井网开发模式，建立7口井（下层系①+②小层设计3口水平井，上层系⑥小层设计4口水平井）的井组数值模型；设计的平面井间距选取区块开发最小井间距为300 m，上、下层系水平投影井间距为150 m；2套靶体位置垂向距离设计4套方案，上、下2套靶体垂向距离分别为30 m、35 m、40 m和45 m。

立体开发20年后垂向压力剖面分布表明：①垂向距离小于35 m时，双层井网纵向层间干扰严重；②垂向距离为40 m时，纵向层间微弱干扰；③垂向距离为45 m时，无层间干扰，但纵向存在未充分动用区域（图9）。综合推荐垂向距离40 m最优，既可较好动用纵向上储量又不至产生明显的层间干扰。

图9 预测页岩气立体井网开发20年后垂向压力分布图

3.2 立体开发有利区优选

近十年来在四川盆地及其周边地区海相页岩气有利区的评价认识表明[15-17]：储层条件决定了立体开发资源基础，工程条件决定了压裂改造效果，保存条件决定页岩气富集能力，3方面共同影响页岩气藏的立体开发效益与产能规模。结合立体开发特征，提出深层页岩气立体开发有利区优选的3大类9项参数（表4）。

表4 海相深层页岩气立体开发有利区优选参数及标准表

3.2.1 五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层厚度

与常规油气类似，要形成工业性的页岩气藏，页岩储层必须达到一定的厚度，继而成为有效的烃源岩和储层[18-19]。根据北美地区已开发的6套主力页岩气藏统计资料，其页岩储层的厚度均大于25 m。页岩储层厚度越厚，页岩气资源越丰富，勘探潜力越大。参考能源行业标准，考虑到立体开发需有更厚的优质储层，有利区优选Ⅰ+Ⅱ类储层厚度的取值下限为30 m。泸州区块五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层厚度普遍介于40～70 m。

3.2.2 ⑥小层Ⅰ类储层连续厚度

川南长宁—威远示范区页岩气开发实践已证明，页岩气井测试产量与Ⅰ类储层厚度、水平井在Ⅰ类储层钻遇长度均有关，是影响气井初期产能的主要因素[1]。优选⑥小层Ⅰ类储层连续厚度大于4 m的区域进行开发建产，靶体水平段钻遇长度达2 000 m，预期测试产量能达到15×104m3/d的生产效果。

3.2.3 基质渗透率

深层页岩气开发实践表明，页岩基质渗透率是决定页岩气稳产和经济开发的重要参数。结合深层页岩实测基质渗透率，以及前人认识和能源行业标准，深层页岩气立体开发有利区渗透率取值下限为0.000 1 mD。

3.2.4 含气饱和度

页岩含气性特征，通常采用含气饱和度和含气量2个参数进行表征，泸州区块含气量高，普遍大于3 m3/t，借鉴前人对页岩气有利区含气饱和度指标的认识[20]，立体开发有利区含气饱和度的取值下限为45%。

3.2.5 双层靶体垂向距离

双层靶体的垂向距离将直接影响立体井网的井间干扰和资源的有效动用，前文数值模拟已表明立体上层井网的垂向距离为40 m时，可较好动用纵向上的储量。壳牌老井T2-H1直井的井温测井表明，2次射孔段测得水力缝高介于31～41 m，下层系水力缝向上扩展22 m，仅延伸至④小层中部，两段射孔段形成的人工缝网未发生干扰。因此，立体开发双层靶体的垂向距离大于40 m为宜。

3.2.6 脆性矿物含量

脆性矿物含量主要指石英、长石和碳酸盐矿物含量之和，脆性矿物含量直接关系到泥页岩裂缝的发育情况，脆性矿物含量越高，页岩脆性越强，压裂通过优化工艺更易实现复杂缝网改造[21]。结合前人对页岩气有利区优选指标的认识[22]，立体开发有利区脆性矿物含量的取值下限为45%。

3.2.7 埋深

川南页岩气开发实践表明，对于3 500 m以深的页岩气开发，其地层温度普遍高于120 ℃，井深的增加和地层高温对钻井、压裂工艺提出了更高的要求，更易造成施工复杂。结合现今川南地区页岩气主体的钻井、压裂工艺水平，4 500 m以浅的区域更易实现立体开发。因此，立体开发有利区埋深的取值下限为4 500 m。

3.2.8 压力系数

压力系数可作为保存条件的综合判别指标[23-24]，压力系数大于1.2为超压气藏。勘探开发实践揭示，压力系数越高表明地层后期保存条件较好、能量越充足，有利于页岩气井的高产、稳产。高产气井往往处在异常高压区，低产井和微含气井一般分布在常压或异常低压区，页岩气直井测试产量与压力系数呈正相关关系。因此，压力系数取值为大于1.2。泸州区块五峰组—龙马溪组页岩气藏压力系数整体大于1.90（表5），为超高压气藏，保存条件较好。

表5 泸州区块龙马溪组压力系数统计表

3.2.9 距Ⅰ级断层距离

川南页岩气井实施经验表明，断裂系统的发育将影响页岩气的富集与保存。研究区主要发育Ⅰ级断层，选取川南地区靠近断层的典型井进行了含气性与压力系数统计分析，表明Ⅰ级断层对气井含气性影响显著。远离Ⅰ级断层1.5 km以上，含气饱和度普遍大于55%，总含气量普遍大于4.5 m3/t，气井生产效果不受Ⅰ级断层影响。

据前述深层页岩气立体开发有利区选区参数指标，根据泸州区块⑥小层Ⅰ类储层厚度、双层靶体垂向间距、埋深等参数，优选出泸州区块最适宜进行立体开发的有利区位于G2—Y2—L5井所在区域，有利区面积约为2 000 km2，其⑥小层Ⅰ类储层厚度介于4～9 m，双层靶体垂向距离介于40～50 m（图10）。按照泸州区块上层系Ⅰ+Ⅱ类储层平均储量丰度5.00×108m3/km2计算，有利区范围内上层系Ⅰ+Ⅱ类储层地质储量为1.00×1012m3。以上层系典型井Y2-7井折算EUR为1.00×108m3（靶体⑥小层、水平段长1 800 m），井间距介于300～400 m测算，预期可提高平台采收率10%～15%。经济测算结果表明，在单井EUR为1.00×108m3情况下，控制单井建井投资6 000万元以内，内部收益率可达6%，即可实现上层系效益开发。

图10 泸州区块页岩气立体开发有利区预测分布图

4 结论

1）泸州区块五峰组—龙一1亚段属深水陆棚相沉积环境，依据沉积旋回、微量元素及电性特征，龙一1亚段纵向上细分为7个小层。

2）开发目的层五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层发育，局部区域纵向上发育2套较稳定Ⅰ类储层。综合沉积环境、储层品质、力学品质等特征，将五峰组—龙一1亚段纵向划分为“上、下”2套开发层系；下层系Ⅰ+Ⅱ类储层页岩气储量丰度足以支撑目前开发靶体①+②小层的页岩气水平井EUR，上层系未能实现有效动用。

3）气井生产效果及生产测井资料显示，泸州区块立体开发下层系最佳靶体为①+②小层、上层系最佳靶体为⑥小层；采用“W”形立体井网部署方式，2套靶体垂向距离大于40 m时，上、下层系间不会产生明显的井间干扰，可实现储量良好动用；综合储层条件、工程条件、保存条件，提出了海相深层页岩气立体开发有利区优选的9项参数指标，根据有利区优选指标，G2—Y2—L5井所在2 000 km2有利区范围是泸州区块最有望实现页岩气规模立体开发的区域，预期可提高平台采收率10%～15%。