天然气地球科学 >

2019 , Vol. 30 >Issue 12: 1794 - 1804

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.007

非常规天然气

渝西大足区块五峰组—龙马溪组深层页岩储层特征与勘探前景

  • 张成林 , 1 ,
  • 张鉴 1, 2 ,
  • 李武广 1 ,
  • 田冲 1 ,
  • 罗超 1 ,
  • 赵圣贤 1 ,
  • 钟文雯 1
展开
  • 1. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051
  • 2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都;610213

张成林（1990-），男，四川自贡人，工程师，硕士，主要从事页岩气地质综合研究. E-mail：.

收稿日期: 2019-06-07

  修回日期: 2019-08-20

  网络出版日期: 2020-03-25

基金资助

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目“长宁—威远页岩气开发示范工程”(2016ZX05062)

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”项目“页岩气气藏工程及采气工艺技术”(2017ZX05037)

国家重点研发计划课题“页岩气资源勘查、地质评价与开发过程关键技术标准研究”(2018YFF0213802)

中国石油天然气股份有限公司科技重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用——四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”(2016E-0611)

四川省重点研发项目“四川盆地及边缘古生代海相页岩气潜力评价方法”(2018SZ0272)

收起

Deep shale reservoir characteristics and exploration potential of Wufeng-Longmaxi Formations in Dazu area, western Chongqing

  • Cheng-lin Zhang , 1 ,
  • Jian Zhang 1, 2 ,
  • Wu-guang Li 1 ,
  • Chong Tian 1 ,
  • Chao Luo 1 ,
  • Sheng-xian Zhao 1 ,
  • Wen-wen Zhong 1
Expand
  • 1. Shale Gas Institute of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610051, China
  • 2. Shale Gas Evaluation and Exploitation Key Laboratory of Sichuan Province, Chengdu 610213, China

Received date: 2019-06-07

  Revised date: 2019-08-20

  Online published: 2020-03-25

Fold

本文亮点

近年来，四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气已在中浅层（埋深3 500m以浅）区域实现规模效益开发，正逐步向深层（埋深3 500~4 500m）拓展，并已在渝西大足区块等深层区域取得初步进展。通过分析评价大足区块生气潜力、储集物性、可压裂性和含气性等相关储层参数，认为该区块与长宁、威远区块相比，五峰组—龙一1亚段页岩储层脆性矿物含量和含气量基本相当，而TOC值和孔隙度略低，整体储层品质较优；发育有机质孔、粒间孔、粒内孔及微裂隙等孔隙类型，其中粒内孔所占比例最大；裂缝发育程度较高，以五峰组裂缝分布最为集中。综合研究认为：大足区块五峰组—龙一1亚段页岩Ⅰ+Ⅱ类储层厚度大，五峰组表现出较大资源潜力；压力系数高，保存条件好；具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征，该区块深层页岩气展示出良好的勘探开发前景。

本文引用格式

张成林 , 张鉴 , 李武广 , 田冲 , 罗超 , 赵圣贤 , 钟文雯 . 渝西大足区块五峰组—龙马溪组深层页岩储层特征与勘探前景[J]. 天然气地球科学, 2019 , 30(12) : 1794 -1804 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.007

Highlights

In recent years, shale gas of Wufeng-Longmaxi Formations in Sichuan Basin has achieved economical developments on a large scale in middle-shallow reservoirs (vertical depth<3 500 meters), and gradually expanded to the deep reservoirs (vertical depth between 3 500 meters and 4 500 meters). It has made a preliminary progress in Dazu area of western Chongqing. Through analysis and evaluation of the hydrocarbon generation potential, reservoir pores, fracturing feasibility and gas content of shale in Dazu area, the study shows that compared with Changning and Weiyuan blocks, the O3 w-S1 l 1-1 shale reservoir of Dazu is basically equal in brittle mineral and gas content, and is slightly weaker in organic matter abundance and porosity, which means the reservoir quality is comparatively excellent; There exist pore types including organic pores, intergranular pores, intragranular pores and microfissures, among which the proportion of intragranular pores is the largest. The fissure develops on a high level, while the concentration of fissure is the largest in the Wufeng Formation. By comprehensive research, it indicates that the O3 w-S1 l 1-1 layers in Dazu area are characterized by large thickness of types Ⅰ+Ⅱ shale reservoir, and the Wufeng Formation shows great resource potential; the pressure factor is large and the preservation condition is excellent in this area; and it shows the enrichment and high yield mode of “matrix pores+fissures”, which implies a bright future for the exploration and development of deep shale gas in that area.

0 引言

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气已在长宁、威远、焦石坝等中浅层（埋深3 500m以浅）区域实现规模效益开发[1,2]，目前正逐步向泸州、渝西等深层（埋深3 500~4 500m）区域拓展[3]。2018年6月，位于渝西大足区块西山背斜、埋深近4 000m、水平段长1 520m的Z2井放喷测试，折算日产气量达45.67×104m³，该井是中石油在重庆市境内获得的第一口具有商业价值的页岩气井。随后在2019年3月，部署于大足区块蒲吕场向斜、埋深近4 200m、水平段长1 260m的Z3井测试获气21.3×104m³/d。2口深层页岩气产能评价井的突破，展示出渝西乃至四川盆地深层页岩气勘探开发的良好前景，深层地区将成为下一步页岩气勘探开发的重要区域。
本文以渝西大足地区五峰组—龙马溪组页岩储层为研究对象，基于岩心观察描述，利用全岩X-衍射、地球化学分析、物性测试、含气量测定、气体吸附法—压汞法联测及氩离子抛光扫描电镜等多种测试手段，对该区块的页岩矿物组成、地球化学特征、物性特征、裂缝发育特征及含气性等储层特征进行系统研究，以期为落实四川盆地新的页岩气建产区提供地质依据。

1 区域地质概况

渝西地区平面上构造呈带状分布，整体表现为北东—南西向“堑垒相间”的构造特征，区内发育多个鼻状背斜，鼻状背斜之间的向斜构造相对较宽缓[4,5]。大足区块位于渝西地区北部，在区域构造上处于四川盆地川中平缓构造带和川南低陡构造带等两大构造带交界处。自北西向南东依次发育弥陀场向斜、西山背斜、蒲吕场向斜及西温泉背斜等4个构造（图1）。
图1 渝西大足区块构造位置

Fig.1 Tectonic location of Dazu area in western Chongqing

川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为陆棚相沉积格局下形成的连续海相页岩沉积地层，是目前页岩气勘探开发的主要目标层系[6,7,8]。大足区块五峰组—龙马溪组埋深主要分布在3 500~4 500m之间。本区五峰组厚度为6.5~8.8m，其下部发育灰黑色含放射虫硅质笔石页岩，其顶部为厚度介于20~60cm之间的灰黑色含介壳灰质泥岩，称为观音桥段；龙马溪组岩性以灰黑色—黑色富笔石粉砂质、炭质、硅质页岩为主，且自下而上粉砂质含量逐渐增多，地层厚度介于200~530m之间，自北向南随距剥蚀线距离增大而增厚并逐渐趋于稳定。
依据沉积旋回可将龙马溪组自下而上分为龙一段和龙二段，其中龙一段为持续海退的进积式反旋回，依照沉积旋回和岩性特征可自下而上分为龙一1亚段、龙一2亚段等2个亚段。五峰组—龙一１亚段是四川盆地目前商业页岩气井的主力产气层段，也是本文研究的重点层段。龙一1亚段为一套富有机质黑色硅质、炭质、粉砂质页岩，富含大量形态各异的笔石化石。根据勘探开发需要，利用岩石学特征、电性特征和笔石带分布规律等，将其自下而上依次划分为龙一1 1、龙一1 2、龙一1 3、龙一1 4共4个小层，可简称1小层、2小层、3小层、4小层（图2）[9]。
图2 大足区块典型井五峰组—龙一1亚段综合评价柱状图

Fig.2 Comprehensive evaluation column of shale reservoir in O3 w-S1 l 1-1, typical well,Dazu area

2 页岩储层特征

2.1　矿物特征

大足区块五峰组—龙一1亚段全岩X-衍射实验数据表明：矿物组成中石英含量最高，介于31.1%~91.1%之间，平均含量为54.0%；其次为黏土矿物，介于3.2%~56.9%之间，平均含量为24.9%，以伊利石和伊蒙混层为主，其次为绿泥石，不含蒙脱石；长石、方解石、白云石平均含量分别为7.6%、6.8%、4.9%；另有少量黄铁矿。
脆性矿物含量主要指石英、长石和碳酸盐矿物（方解石、白云石）含量之和[10]，储层脆性矿物含量越高，越容易在外力作用下形成裂缝，利于压裂改造[11]。研究区五峰组—龙一1亚段各小层脆性矿物含量高，自上而下呈增大的趋势（图2）。实验数据表明：各小层脆性矿物含量均值介于58.6%~82.5%之间，其中五峰组、龙一1 1小层最高，分别为82.5%、80.9%（表1）。
表1 大足区块五峰组—龙一1亚段各小层脆性矿物含量、TOC值、孔隙度、含气量实验数据统计

Table 1 Experimental data statistical table of brittle mineral content, TOC, porosity, gas content in layers of O3 w-S1 l 1-1, Dazu area

层位 脆性矿物含量/% TOC值/% 孔隙度/% 含气量/(m³/t）
区间 平均值 区间 平均值 区间 平均值 区间 平均值
龙一1亚段 龙一1 4小层 41.2~76.3（58） 58.6 0.3~2.7（58） 1.6 1.9~6.5（58） 4.3 1.3~5.11（19） 2.70
龙一1 3小层 42.2~83.8（60） 67.1 0.4~3.7（60） 2.5 1.8~6.5（60） 4.3 2.31~7.04（20） 4.65
龙一1 2小层 63.8~98.6（48） 74.8 1.9~4.3（48） 2.6 1.5~5.6（48） 3.5 2.2~8.71（17） 5.79
龙一1 1小层 71.2~89.4（21） 80.9 2.9~6.2（21） 4.5 1.8~6.0（21） 4.2 6.26~9.75（12） 6.96
五峰组 58.9~98.9（20） 82.5 1.4~5.7（20） 3.0 2.0~6.4（20） 3.8 0.60~8.14（10） 4.07

注：括号内为样品数

2.2　地球化学特征

大足区块五峰组—龙一1亚段TOC值整体呈现自上而下逐渐增大的特征（图2），实验数据表明（表1），研究区五峰组—龙一1亚段各小层TOC平均值介于1.6%~4.5%之间，其中五峰组和龙一1 1小层TOC值最高，分别为3.0%和4.5%。
研究区五峰组—龙一1亚段岩心干酪根镜检结果表明，有机质组分以腐泥组为主，类型为Ⅰ型干酪根；依据四川盆地镜质体反射率（R O）与沥青反射率（R Ob）之间的关系式[12]，换算大足地区R O值介于2.04%~2.27%之间，处于过成熟阶段。

2.3　物性特征

页岩有机质中，矿物颗粒内和颗粒之间发育大量微米级—纳米级孔隙[13,14]，这些孔隙的结构和孔隙类型等对页岩储层储集能力[15,16,17,18]和运移能力[19,20]有重要影响。本文研究运用多种技术相结合分析大足区块页岩微观孔隙特征，明确页岩孔隙储集能力。

2.3.1　孔隙度特征

岩心实验数据表明，研究区五峰组—龙一1亚段各小层孔隙度均值介于3.5%~4.3%之间，储集性能较好（表1）。其中，五峰组、龙一1 1小层孔隙度均值分别为3.8%、4.2%。

2.3.2　孔径分布

本文研究研究采用CO2吸附—液氮吸附—高压压汞联测系统[21,22]对页岩储层全尺度孔径分布进行分析，以Z1井为例，五峰组—龙一1亚段各小层孔容主要分布在介孔范围内，且累计孔容自上而下逐渐增大，龙一1 1小层、五峰组最大，分别为48.0mm³/g和44.7mm³/g（图3）；各小层页岩孔径分布以介孔为主，其中龙一1 1小层、五峰组宏孔所占比例大于其余各小层（图4）。以上实验结果表明，研究区页岩储层孔隙中介孔和宏孔作主要贡献。
图3 Z1井五峰组—龙一1亚段各小层页岩全尺度孔径分布

Fig.3 Full scale aperture distribution of O3 w-S1 l 1-1 of shale in Well Z1

图4 Z1井五峰组—龙一1亚段页岩不同孔隙类型所占比例纵向分布特征

Fig.4 Vertical distribution characteristics of proportion of different pore types in O3 w-S1 l 1-1 of shale in Well Z1

2.3.3　孔隙类型

运用氩离子抛光扫描电镜对大足区块五峰组—龙一1亚段页岩的微观孔隙进行研究，识别出有机质孔、无机孔（包括粒间孔和粒内孔）、微裂隙等孔隙类型（图5）。
图5 大足区块五峰组—龙一1亚段页岩孔隙类型

(a)Z1井，4 366.11m，龙一1 1小层，有机质内部亚微米级和纳米级孔隙发育，多为椭圆形；(b) Z2井，3 890.04m，龙一1 1小层，有机质孔孔径介于150~350nm之间；(c) Z3井，4 105.07m，五峰组，有机质孔发育，连通性较好；(d) Z1井，4 366.11m，龙一1 1小层，方解石内存在粒内孔；(e) Z1井，4 364.23m，龙一1 2小层，方解石颗粒内溶蚀产生粒内孔，下部黏土矿片间形成粒间孔；(f) Z1井，4 355.02m，龙一1 3小层，方解石颗粒边缘因溶蚀产生粒间孔；(g) Z1井，4 366.11m，龙一1 1小层，黏土矿物开裂形成较大裂隙；(h) Z1井，4 364.23m，龙一1 2小层，黏土矿片开裂形成贯通性裂隙；(i) Z1井，4 355.02m，龙一1 3小层，黏土矿片边缘及内部开裂，形成较大裂隙

Fig.5 Pore types of shale in O3 w-S1 l 1-1 of Dazu area

（1）有机质孔：分布在有机质中，孔径大小介于0.5~350nm之间，以圆形、椭圆形等形状呈星点状分布，在有机质演化过程中发育形成。
（2）粒内孔：本区内主要为方解石颗粒、石英颗粒内等溶蚀形成的孔隙，孔径介于10nm~2μm之间，孔隙多呈圆形、三角状或不规则状。
（3）粒间孔：本区内主要为方解石、黏土矿物等矿物边缘因溶蚀产生的粒间孔，孔径介于100~500nm之间，孔隙多呈不规则形状或长条状。
（4）微裂隙：本区镜下观察的裂隙类型主要为黏土矿物片间缝和脆性矿物颗粒边缘缝。
扫描电镜大面积高分辨率成像表明：总体而言，大足区块五峰组—龙一1亚段页岩中粒内孔对总孔隙体积贡献最大，其次为粒间孔。有机质内部发育的纳米级有机质孔，其孔径小于无机孔孔径。

2.4　裂缝发育特征

裂缝作为页岩储层除孔隙外另一个重要的储集空间，其分布特征（产状、密度、组合特征及张开程度）对于页岩气的流动及后期压裂效果评价均有重要作用[23,24,25,26,27]。借助扫描电镜观察到的裂缝称为微观裂缝，可用肉眼直接观察到的裂缝称为宏观裂缝。

2.4.1　微观裂缝发育特征

利用氩离子抛光扫描电镜，在大面积高分辨率成像（1cm2面积，500nm分辨率）条件下，统计单位面积内不同角度微裂缝的数量。研究表明：大足区块五峰组—龙一1亚段微观裂缝较发育，其中Z2井龙一1 1小层微裂缝极其发育，密度可达80条/cm2；Z3井以水平缝为主（图6）。
图6 大足区块五峰组—龙一1亚段页岩微裂缝类型

(a)Z2井，3 890.04m，龙一1 1小层，水平微裂缝发育；(b)Z3井，4 101.70m，龙一1 1小层，见水平缝和斜缝

Fig.6 Micro-fissure types of shale in O3 w-S1 l 1-1 of Dazu area

2.4.2　宏观裂缝发育特征

岩心观察显示，大足地区五峰组—龙一1亚段宏观裂缝较发育，根据裂缝倾角的大小可分为水平缝（页理缝、层间滑动缝）和高角度缝（垂直缝、斜交缝）等2类（图7）。水平缝为沉积作用或平行于层面滑移形成的纹层、层理间的缝；高角度缝多为页岩在构造力的作用下发生纵向错动而形成。裂缝或未充填，或充填方解石、黄铁矿。
图7 大足地区五峰组—龙一1亚段岩心裂缝观察

(a)Z2井，3 895.01~3 895.46m，五峰组，发育高角度裂缝4条，切穿层理，缝宽1~8mm，缝长2~12cm，方解石完全充填；(b)Z2井，3 897.71~3 897.84m，五峰组，斜交于层理面呈羽状分布的方解石充填缝；(c) Z2井，3 898.29~3 898.54m，五峰组，发育网状缝，裂缝顺层理发育，方解石全充填，顺层理缝并发育黄铁矿结核；另一期裂缝与层理缝相切穿，方解石充填，缝宽小于1mm； (d) Z1井，4 368.7~4 368.82m，五峰组，高角度裂缝，见擦痕；(e) Z3井，4 102.08~4 102.27m，龙一1 1小层，近水平方解石充填微裂缝；(f) Z5井，3 350.03~3 350.20m，龙一1 1小层，高角度方解石充填缝；(g) Z2井，3 888.60~3 888.80m，龙一1 2小层。底部发育高角度缝，缝宽约2mm，缝长较短，被方解石全充填，见黄铁矿；(h) Z2井，3 884.64~3 885.20m，龙一1 2小层。顶部发育网状裂缝，以高角度溶缝为主，缝宽可达1.5cm，缝长可达数十厘米，被方解石完全充填；(i)Z1井，4 342.09~4 342.17m，龙一1 4小层，高角度裂缝，见擦痕

Fig.7 Core fissure observation in O3 w-S1 l 1-1 of Dazu area

裂缝发育特征主要受构造作用、岩石力学特征、岩性和矿物成分等因素影响[5]。大足区块五峰组—龙马溪组受多期构造应力作用，且脆性矿物含量高，易形成裂缝。其中五峰组裂缝最为发育，且靠近断裂区域的裂缝发育程度强于构造较稳定区。岩心裂缝观察统计（表2）明显能证明上述规律，处于构造较稳定平缓向斜内的Z1井裂缝相对集中发育在五峰组，其他小层零星发育；裂缝规模相对更小，缝宽介于1~8mm之间，缝长介于1~14cm之间。而靠近断裂发育区的Z2井，在五峰组—龙一1 2小层裂缝发育程度较强，尤以五峰组最为发育；且裂缝规模相对更大，缝宽介于1~30mm之间，缝长介于1~17cm之间，多被方解石充填。
表2 大足区块典型井五峰组—龙一1亚段裂缝发育统计

Table 2 Statistical table of fissure development in O3 w-S1 l 1-1, typical well of Dazu area

层位 靠近断裂发育区典型井（Z2井） 构造较稳定区典型井（Z1井）
裂缝数/条 宽度/mm 长度/cm 裂缝数/条 宽度/mm 长度/cm
龙一1亚段 龙一1 4小层 2 1~2 6~8 5 1~8 2~12
龙一1 3小层 2 3~20 6~10 2 1~2 2~14
龙一1 2小层 14 1~15 2~12 / / /
龙一1 1小层 6 1~3 2~10 1 1 8
五峰组 70 1~30 1~17 12 1~5 1~10

2.5　含气性特征

大足区块五峰组—龙一1亚段总含气量整体呈现自上而下逐渐增大的特征（图2）。实验数据表明（表1，测试方法据文献[28]），研究区五峰组—龙一1亚段各小层含气量均值介于2.70~6.96m³/t之间，其中龙一1 1小层最高。

3 储层综合评价

3.1　大足区块页岩储层品质较好，与长宁、威远区块具有可对比性

基于以上分析，大足区块五峰组—龙一1亚段储层整体品质较好，其中龙一1 1小层最优，其次为五峰组和龙一1 2小层。对大足、长宁、威远区块五峰组—龙一1亚段各小层储层参数均值进行了对比分析，大足区块的脆性矿物含量、含气量与长宁、威远区块基本相当，而TOC值和孔隙度略低（图8）。
图8 大足、长宁、威远区块五峰组—龙一1亚段各小层储层参数对比

Fig.8 Reservoir parameters contrast of layers in O3 w-S1 l 1-1 of Dazu, Changning and Weiyuan areas

3.2　大足区块Ⅰ+Ⅱ类页岩储层厚度大，五峰组表现出较大资源潜力

页岩储层品质影响因素多，大致可分为生气潜力、储集物性、可压裂性和含气性等四大类别，分别选取TOC值、孔隙度、脆性指数及含气量等4项储层参数将页岩储层由好变差分为I类储层、Ⅱ类储层和Ⅲ类储层，其中I类、Ⅱ类储层为优质页岩储层，Ⅲ类储层为一般页岩储层（表3）[9]。Ⅰ+Ⅱ类储层钻遇率，尤其是Ⅰ类储层钻遇率，为实现页岩气井高产奠定了坚实地质基础[29]。例如，取得高测试产量的Z2井水平段Ⅰ+Ⅱ类储层钻遇率达到100%（其中Ⅰ类储层钻遇率为91%），Z3井水平段Ⅰ类储层钻遇率100%。
表3 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩储层分类标准

Table 3 Classification criteria for shale reservoirs in O3 w-S1 l Formations of Sichuan Basin

参数 页岩储层
I类储层 Ⅱ类储层 Ⅲ类储层
TOC值/% ≥3 2~3 1~2
孔隙度/% ≥5 3~5 1~3
脆性指数/（v/v） ≥55 45~55 30~45
含气量/(m3/t) ≥3 2~3 1~2
基于以上标准对大足区块各直井五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层分布特征进行分析，以Z3井为例（图2），Ⅰ类储层分布于五峰组中上部—龙一1 2小层下部，Ⅱ类储层分布于龙一1 2小层上部—龙一1 4小层下部及五峰组下部，即有利储集段具有一定的层位性。这是由于页岩储层的纵向分布特征主要受沉积演化的控制，五峰组为持续海进的退积式正旋回，即自下而上水体逐渐变深；而龙一1亚段为持续海退的进积式反旋回，即自下而上水体逐渐变浅。水体较深时可为页岩储层段的沉积提供较大的可容纳空间，水体处于静水、低能的环境中，有利于有机质的保存；而水体变浅时可容纳空间变小不利于页岩储层的形成，且沉积环境由缺氧的强还原环境向贫氧的弱还原环境演化，不利于沉积有机质的保存。海平面相对升降幅度、频率及持续时间决定了页岩储层段的发育程度及规模，因此在五峰组中上部—龙一1 2小层下部最易形成优质页岩储层，其中龙一1 1小层是大足区块的水平井最优靶体。统计表明，大足区块五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层厚度为27~39m，与长宁、威远区块基本相当（长宁地区介于25~45m之间，威远地区介于25~40m之间）。
特别需要指出，大足区块五峰组厚度为6.5~8.8m，平均为7.9m，厚度大于长宁、威远地区（长宁地区五峰组厚度为1.7~5.6m，平均为3.0m；威远地区五峰组厚度为0.5~8.0m，平均为3.6m），且横向分布稳定连续，储层品质好（如Z2井五峰组Ⅰ类储层厚度为6.7m），可作为试验水平井靶体层位。大足区块Z1井在五峰组直井压裂，获测试产量为1.08×104m³/d；Z2井水平段龙一1 1小层、五峰组钻遇率分别为77.1%、22.9%，对该井进行生产测井分析，折算的各小层每米产气量表明，五峰组为40.9m³/m，龙一1 1小层为44.8m³/m，2个小层的每米产气贡献相近。以上均表明大足区块五峰组表现出较大资源潜力。

3.3　大足区块压力系数高、保存条件好

压力系数可作为保存条件的综合判别指标。勘探开发实践揭示，压力系数高表明地层后期保存条件较好、能量充足，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，而低产井和微含气井一般分布在常压或异常低压区，页岩气产量与压力系数呈正相关关系[30]。处于向斜部位的Z1井和背斜部位的Z2井压力系数分别为1.89和1.86，表明大足区块五峰组—龙马溪组页岩气藏保存条件较好，整体为深层超压气藏。

3.4　大足区块具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征

四川盆地五峰组—龙马溪组存在2种页岩气富集高产模式，即以长宁、威远等页岩气田代表的“基质孔隙型”气藏类型和以涪陵页岩气田为代表的“基质孔隙+裂缝型”气藏类型[31]。页岩气的成藏规模受诸多因素的控制，适度的构造作用产生的裂缝网络能有效改善页岩的储集性能，提高页岩储层的渗流能力；晚期构造作用形成的裂缝，可能对早期聚集的吸附气和游离气产生改造和调整。因此，裂缝发育程度在一定程度上控制着页岩气的运移方向、成藏规模及储集量。
前人[23,32]研究表明，涪陵页岩气田主力产层网状缝发育，压裂改造体积大、易形成高渗透性产层，是其高产稳产的关键因素之一。整体而言，大足区块与涪陵页岩气田裂缝发育特征类似，尤以五峰组—龙一1 2小层页岩裂缝较为发育，具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征；而龙一1 3小层和龙一1 4小层以“基质孔隙型”为主。

4 勘探前景

与长宁、威远、焦石坝等页岩气成熟建产区块相比，大足区块主要展现出以下地质特征（表4）：构造以“背斜+向斜”为主，断层发育；主体埋深介于3 500~4 500m之间，为典型深层页岩气藏；五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层厚度大，与长宁、威远、焦石坝区块具有可对比性；压力系数高，保存条件好；地应力方向变化较小，利于统一部署水平井轨迹方向；应力差适中，较有利于水平井压裂后形成复杂缝网；天然裂缝发育，具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征。
表4 大足区块与长宁、威远、焦石坝区块关键地质参数对比

Table 4 Contrast of key parameters about geology among Dazu, Changning and Jiaoshiba blocks

区块 大足 长宁 威远 焦石坝
构造特征 背斜+向斜 向斜为主 单斜坡 似箱状断背斜
断层特征 发育 较发育 欠发育 较发育
主体埋深/m 3 500~4 500 2 000~3 500 1 500~3 800 2 000~3 500

五峰组—龙一1亚段

Ⅰ+Ⅱ类储层厚度/m

 27~39 25~45 25~40 约38m
压力系数 1.8~1.9 1.3~2.0 1.2~2.0 1.55
地应力方向 变化较小 变化小 变化小 变化小
应力差/MPa 18~20 9~15 12~15 5~12
天然裂缝 发育 较发育 较发育 发育
结合前期Z2井和Z3井等2口页岩气产能评价井的突破，大足区块展示出四川盆地深层页岩气勘探开发的良好前景，有望成为下一步页岩气勘探开发的重要区域。

5 结论

（1）渝西大足区块五峰组—龙一1亚段页岩各小层脆性矿物含量介于58.6%~82.5%之间，可压性好；TOC值介于1.6%~4.5%之间，生烃条件较好，热演化程度处于过成熟阶段；孔隙度介于3.5%~4.3%之间，略低于长宁、威远区块；含气量介于2.7~6.96m³/t之间。整体而言储层品质较好，以龙一1 1小层和五峰组最优。
（2）页岩储层孔隙类型包含有机质孔、无机孔（粒间孔和粒内孔）、微裂隙等，其中粒内孔对总孔隙体积贡献最大；微观和宏观裂缝均较发育，尤其在五峰组最为集中，且靠近断裂区域的裂缝发育程度强于构造较稳定区。
（3）大足区块Ⅰ+Ⅱ类页岩储层厚度大，五峰组资源潜力大；压力系数高、保存条件好；五峰组—龙一1 2小层具备“基质孔隙+裂缝型”富集高产模式的特征。
（4）大足区块作为四川盆地深层页岩气的一个典型区域，在储层厚度、压力系数（保存条件）、地应力方向、应力差及天然裂缝发育程度等方面均显示出有利特征，结合前期产能评价井的突破，展示该区块良好的勘探前景，有望成为下一步页岩气勘探开发的重要区域。

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