天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 3: 393 - 401

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.12.016

非常规天然气

四川盆地焦石坝地区龙马溪组一段上部页岩气层地质特征及开发潜力

  • 舒志恒 ,
  • 方栋梁 ,
  • 郑爱维 ,
  • 刘超 ,
  • 刘莉 ,
  • 吉婧 ,
  • 梁榜
展开
  • 中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉 430223

舒志恒（1987-），男，湖北汉川人，工程师，硕士，主要从事非常规油气地质综合研究.E-mail:.

收稿日期: 2019-08-15

  修回日期: 2019-12-05

  网络出版日期: 2020-03-26

收起

Geological characteristics and development potential of upper shale gas reservoirs of the 1st member of Longmaxi Formation in Jiaoshiba area, Sichuan Basin

  • Zhi-heng SHU ,
  • Dong-liang FANG ,
  • Ai-wei ZHENG ,
  • Chao LIU ,
  • Li LIU ,
  • Jing JI ,
  • Bang LIANG
Expand
  • Research Institute of Exploration and Development，Sinopec Jianghan Oilfield Company，Wuhan 430223，China

Received date: 2019-08-15

  Revised date: 2019-12-05

  Online published: 2020-03-26

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05060)

Fold

本文亮点

涪陵页岩气田虽已取得巨大成功，但随着气田开发进入递减期，单井产量逐年递减，因此需寻找新的增产阵地。以四川盆地焦石坝地区龙马溪组一段上部为研究对象，在有机地球化学、全岩X⁃射线衍射、扫描电镜和岩心观察的基础上进行分析。结果表明，上部气层整体为Ⅱ类页岩储层，具有较优的地质条件。此外通过微地震监测等手段发现，下部气层井压裂形成的有效裂缝大部分未向上延伸至上部气层；上部气层井投产前地层压力比同期邻井的实测地层压力高21.03 MPa，也证实上、下部气层未沟通，上部气层可单独开发。对上部气层评价井进行生产动态分析，计算单井技术可采储量，均达到较高的技术可采储量，具有良好的开发潜力。

本文引用格式

舒志恒 , 方栋梁 , 郑爱维 , 刘超 , 刘莉 , 吉婧 , 梁榜 . 四川盆地焦石坝地区龙马溪组一段上部页岩气层地质特征及开发潜力[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(3) : 393 -401 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.12.016

Highlights

Fuling shale gas field has achieved great success, but with the development of the gas field entering the middle and late stages, the production of single well is decreasing year by year, so it is necessary to find new production increasing positions. Based on organic geochemistry, X-ray diffraction, scanning electron microscopy and core observation, the analysis results show that the upper shale gas reservoir belongs to class II shale reservoir, with good geological conditions. In addition, through micro seismic monitoring and other means, most of the effective fractures formed by fracturing of the lower gas reservoir well do not extend upward to the upper gas reservoir; the formation pressure of the upper gas reservoir well before production is 21.03 MPa higher than the measured formation pressure of the adjacent well in the same period, which also proves that the upper and lower gas reservoirs are not connected, and the upper gas reservoir can be developed independently. By analyzing the production performance of the upper gas reservoir evaluation wells and calculating the technical recoverable reserves of a single well, both of them have reached high technical recoverable reserves and have good development potential.

0 引言

随着国内页岩气开发规模与产量的逐年增加[1]，页岩气开发成功经验的积累，对页岩气开发提出了更高要求，低成本、持续开发成为页岩气藏高效开发的关键。虽然涪陵页岩气田完成压裂试气井均获高产工业气流[2]，但由于页岩气生产普遍具有“初期产量高，结束稳产期进入递减期后，产量递减很快”的特点[3]，该区经过5年的开发，已进入递减期，稳产上产压力大，急需寻找新的勘探领域和开发层系。
2013年美国率先在Permian盆地采取纵向错层立体开发方式，对Spraberry和Wolfcamp气层进行立体开发[4,5,6]，平均峰值日产量为29.2×104 m3/d； 在Eagle Ford页岩油气田对“Lower and Upper Eagle Ford”气层开展了立体开发，在Eagle Ford上段和下段同时进行纵向加密以实现立体开发，不仅可以获得更多、更经济的钻井井位，而且能增加缝网的复杂程度，有利于增产和提高采收率[7,8]。国外页岩气立体开发模式为国内页岩气老区开发调整提供了一种新的思路与方向。
国内对页岩气老区开发调整也进行了积极的探索。国内焦方正[9]提出页岩气“体积开发”的概念，“压裂裂缝与天然裂缝耦合组成大规模的缝网系统、最大限度地增加改造体积”是其核心。蜀南地区五峰组—龙马溪组海相页岩采用“W”形纵向交错布井的方式，整体采收率可提高12%以上[9]。
涪陵页岩气田焦石坝区块于2014年开始规模开发，该区五峰组—龙马溪组龙一段为含气页岩层段，结合岩性、电性特征纵向上可进一步将其细分为3个亚段9个小层，即自下而上为：一亚段（①—⑤小层）、二亚段（⑥—⑦小层）、三亚段（⑧—⑨小层）；①—⑤小层为下部气层，⑥—⑨小层为上部气层[10]，前期开发井的主要开发层系为下部气层（①—⑤小层）。为了提高储量动用程度和提高采收率，评价上部气层的开发潜力，于2015年部署了上部气层评价井。本文以焦石坝区块(图1)作为研究对象，重点分析该区上部气层页岩的地质条件，结合微地震成果，对上部气层评价井的开发效果进行分析，确认其开发潜力和应用前景。
图1 焦石坝区块平面位置

Fig.1 Location map of Jiaoshiba block

1 地质特征

1.1　岩性特征

研究区上部气层厚度约为50~60 m，岩性以灰黑色（含钙）黏土质粉砂质页岩、灰黑色（含钙）粉砂质黏土质混合页岩和粉砂质黏土岩为主，其间夹条带或团块状黄铁矿。页岩中见少量的单列式笔石化石，笔石排列杂乱无定向性，属于风暴浪基面之下的安静的深水陆棚环境，笔石含量约为20%[图2(a)]。在部分层段见顺层集中分布的粉砂质条纹，与泥质条纹呈频繁韵律互层[图2(b)]。
图2 研究区上部气层页岩岩心及镜下特征照片

(a)笔石化石发育; (b)粉砂质纹层;(c)纹层镜下特征，粉砂呈纹层状; (d)纹层镜下特征，纹层特征不明显; (e)黏土矿物镜下特征，呈片状; (f)石英颗粒，晶形完整

Fig.2 Core and microscopic features of upper shale gas reservoirs in research area

根据研究区内2口取心井122个上部气层样品的全岩X-射线衍射分析结果（图3），按照岩性组合对研究区上部气层的页岩岩相进行划分，目前以长英质矿物（长石+石英）、碳酸盐矿物（方解石+白云石）和黏土矿物三端元为主流划分方案[11,12]，对单一矿物含量按10%~25%、25%~50%、50%~75%进行细分，可将页岩样品划分为以下3种岩相。
图3 研究区上部气层矿物组分交会

Fig.3 Crossplot of mineral commponents of upper shale gas reservoirs in research area

（1）粉砂质页岩岩相：主要发育黏土质粉砂质页岩，属深水陆棚亚相。岩心硬度较小，炭质含量降低，长英质含量占50%~60%，碳酸盐矿物含量较少约占8.7%，薄片下纹层明显，富粉砂纹层与富泥炭质纹层间互成层，形成明暗相间的纹层构造[图2（c）]；薄片下未观察到明显的生物骨骼。
（2）黏土类页岩岩相：发育粉砂质黏土质页岩和含钙粉砂质黏土质页岩，属浅水陆棚沉积环境，岩性为灰黑色页岩，黏土矿物含量为50%~69%。薄片下粉砂纹层分布不连续[图2（d）]，可见片状黏土矿物[图2（e）]。
（3）混合类页岩岩相：长英质含量为30.6%~49.7%，黏土含量为37.1%~49.5%，碳酸盐矿物含量为4.3%~22.9%，岩心上可见粉砂质纹层，镜下薄片可见砂质纹层发育，纹层宽度多在0.02~0.15 mm之间，密度约为25条/cm，扫描电镜下可见石英颗粒较为发育[图2（f）]，反映当时的沉积环境为较安静的深水沉积。

1.2　矿物组成

根据页岩样品的X-射线衍射实验数据结果，认为研究区上部气层的矿物组成主要包括脆性矿物（石英、长石、碳酸盐矿物和黄铁矿）和黏土矿物。
脆性矿物中石英含量为26.6%~43.7%，平均为35.3%，长石含量为4.2%~19.3%，平均为9.3%；碳酸盐矿物含量为1.4%~21.7%，平均为9.2%；黄铁矿含量为1.6%~8.1%，平均为4.0%；脆性矿物总含量为35.8%~69.9%，平均为55.7%。黏土矿物中主要包括伊/蒙混层和伊利石，其次为绿泥石，黏土矿物含量为30.1%~64.2%，平均为44.3%，黏土矿物中伊利石相对含量为18%~50%，平均为30%；绿泥石相对含量为15%~40%，平均为26%；伊/蒙混层相对含量为18%~59%，平均为44%。
其中，上部气层脆性矿物含量平均值为55.7%，按照评价标准（表1），上部气层脆性整体属于Ⅰ类。
表1 页岩气藏综合地质评价标准[13]

Table 1 Comprehensive geological evaluation criteria for shale gas reservoirs[13]

评价类别 脆性评价脆性矿物含量/%

TOC

/%

 物性评价孔隙度/%

含气量

/（m³/t）
好（Ⅰ类） >55 ≥4 ≥4 ≥2.5
中（Ⅱ类） 40~55 2~4 2~4 1.5~2.5
差（Ⅲ类） <40 <2 <2 <1.5

1.3　有机地球化学特征

通过对研究区内上部气层2块样品进行有机地球化学分析表明，该区有机质以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，无壳质组和镜质组，腐泥质含量为40.27%，藻粒体含量为52.57%，干酪根类型指数为92.84，为Ⅰ型干酪根，同时根据干酪根碳同位素检测分析δ13CPDB=-29.2‰，判断焦石坝地区下志留统龙马溪组有机质类型为Ⅰ型。镜质体反射率R O值分布范围为2.42%~2.80%，表明该区五峰组—龙马溪组页岩处于生成干气的过成熟演化阶段。
涪陵焦石坝地区焦页A井龙马溪组上部气层的实测有机碳丰度最小为0.50%，最大为2.41%，平均为1.61%，按照评价标准，上部气层有机质丰度整体属于Ⅲ类，部分层段为Ⅱ类。

1.4　储层特征

1.4.1　孔隙结构类型

国外学者对页岩储层孔隙类型进行了分类[14,15]，焦石坝地区根据扫描电镜的观察结果，将页岩储层的孔隙类型主要划分为有机质孔隙和无机质孔隙两大类[16]，其中无机质孔隙主要包括黏土孔隙（晶间孔隙）和碎屑孔隙（粒间孔、粒内溶孔）。

1.4.1.1　有机质孔隙

在有机质热演化过程中，随着有机质向烃类物质的转化，有机质含量会逐渐降低，在其内部会形成孔隙，称为有机质孔[17]。研究区上部气层样品氩离子抛光扫描电镜观测，其有机质孔隙较为发育，主要发育在黑色沥青质内部，其形态主要呈椭球形及不规则形状，边缘较圆滑[图4（a）]，其孔径变化范围从纳米级到微米级，镜下观察到的有机质孔面孔率占总面孔率的10%~30%，平均占比20%。
图4 研究区上部气层孔隙类型

(a)纳米—微米级有机质孔隙；(b)黏土矿物晶间孔；(c)粒内溶孔与粒间孔

Fig.4 Pore types of upper shale gas reservoirs in research area

1.4.1.2 无机质孔隙

研究区上部气层普遍发育无机孔隙。黏土孔隙主要为黏土矿物在成岩演化过程中矿物体积缩小而在矿物颗粒间生成的孔隙[图4（b）]。碎屑孔隙主要包括粒内溶孔和粒间孔，粒内溶孔主要在矿物颗粒内部，在成岩过程中，石英、方解石、黄铁矿等颗粒内部被酸性物质溶蚀后形成的孔隙，边缘一般为溶蚀港湾状 [图4（c）]；粒间孔隙为经历过压实作用后残留的颗粒间孔隙，在石英、黄铁矿等刚性颗粒边缘与塑性黏土矿物间的残余孔隙[图4（c）]，多呈不规则棱角状。从氩离子抛光扫描电镜观察结果来看，黏土矿物晶间孔隙相对较发育，粒内溶孔相对欠发育，孔隙间连通性相对较差。
基于氩离子抛光扫描电镜观察结果，结合常规测井，建立了测井解释模型，从而针对不同孔隙类型的纵向发育特征开展了测井解释，解释结果表明，上部气层有机质孔隙度为1.06%~1.56%，占总孔隙体积比例为23%~35%。

1.4.2　总孔隙度与孔隙体积

1.4.2.1　总孔隙度

对焦页A井的氦气法实测孔隙度的分析结果进行统计，结果表明研究区上部气层实测孔隙度为1.1%~7.1%，平均为4.0%。按照评价标准，上部气层孔隙度总体以Ⅱ类为主，部分层段为Ⅰ类。

1.4.2.2　孔隙体积

对研究区上部气层样品进行孔隙尺度的分析测试，方法主要借助于液氮吸脱附法测定。
从焦页A井上部气层孔径测定结果来看，样品的孔隙直径主要小于10 nm，以微孔和介孔为主，包括少量的大孔（图5），统计结果表明，介孔的平均孔隙体积为0.010 mL/g，占总孔隙体积的60.58%；微孔的平均孔隙体积为0.006 mL/g，占总孔隙体积为37.29%；大孔的平均孔隙体积为0.007 mL/g，占总孔隙体积的2.13%，使用该方法测量的大孔孔隙体积误差较大，结果仅供参考（图6）。
图5 焦页A井上部气层孔径分布特征

Fig.5 Pore size distribution of upper shale gas reservoirs in Well JYA

图6 焦页A井上部气层孔径分布特征

Fig.6 Pore size distribution of upper shale gas reservoirs in Well JYA

对不同尺度孔容与有机质丰度的相关性进行分析可知，微孔与有机质丰度具有最高的相关性，介孔与有机质丰度具有较好的相关性，大孔同有机质丰度无相关性（图7）。解释其原因，认为有机质孔隙主要属于微孔与介孔，有机质丰度越高，在有机质内部形成的微孔和介孔越多；而大孔主要由无机质孔隙组成。
图7 焦石坝地区上部气层孔径分布与TOC交会

Fig.7 Pore diameter vs. TOC content of upper shale gas reservoirs in research area

1.5　含气性特征

表征页岩含气性的主要参数有录井气测显示值、含气量、含气饱和度、压力系数等。

1.5.1　气测显示

气测录井分为随钻气测和循环气测。随钻气测是在钻井过程中测定由于地层岩石破碎进入钻井液中的气体含量和组分[18]，能直接判定钻遇地层的含气性。根据前期的生产经验，页岩气井中气测全烃或甲烷含量的高低与产能呈明显的正相关性[19]。从目前研究区完钻井的气测显示对比情况来看，龙马溪组上部气层气测显示较为活跃，具备整体含气的典型特征，上部气层气测全烃为3.2%~6.7%，甲烷为2.4%~5.6%。

1.5.2　实测含气量特征

在取心现场实测的含气量数据是第一手资料，能最直观的定量反映页岩的含气性。解吸法测定的页岩含气量由损失气、解吸气及残余气共3部分含量组成。在实际研究中损失气相当于游离气，为生产初期的主要产出部分[20]；解吸气相当于吸附气；由于残余气占比小，测量复杂，不参与总含气量的计算。
通过现场实测解吸气量数据，运用USBM直接法（直线拟合法）拟合计算得到损失气量，结果表明，上部气层样品总含气量介于0.6~2.8 m3/t之间，平均值为1.7 m3/t，其中损失气含量为0.3~2.0 m3/t，平均值为1.1 m3/t；解吸气含量为0.2~0.9 m3/t，平均值为0.6 m3/t。实测解吸气在总含气量中占比为29.8%~48.2%，平均值为36.7%，损失气在总含气量中占比为51.8%~70.2%，平均值为63.3%，解吸气在总含气量中占比较低。

2 综合地质评价

综合研究区上部气层的岩矿特征、地球化学特征、储集特征和含气性特征，根据页岩气综合地质评价标准（表1），上部气层脆性矿物含量平均值为55%，脆性整体属于Ⅰ类；实测有机碳含量最小为0.50%，最大为2.41%，平均为1.61%，有机质丰度整体属于Ⅲ类，部分层段为Ⅱ类；实测孔隙度为1.1%~7.1%，平均为4.0%，整体以Ⅱ类为主，部分层段为Ⅰ类；总含气量介于0.6~2.8 m3/t之间，平均值为1.7 m3/t，含气性评价为Ⅱ类(表2)。与以Ⅰ类储层为主的下部气层相比，上部气层各项参数虽然有所不及，但整体仍为Ⅱ类储层，具有较优的地质条件。
表2 上、下部气层地质综合评价参数

Table 2 Comprehensive geological evaluation parameters of upper and lower gas reservoirs

地层 厚度/m 脆性矿物含量/% TOC/% 孔隙度/%

含气量

/(m3/t)

 综合评价
组 段 亚段 小层 分类
龙马溪组 龙一段 三亚段 ⑨ 上部气层 58.4 55.7 1.61 4.00 1.07 Ⅱ类为主
⑧
二亚段 ⑦
⑥
一亚段 ⑤ 下部气层 40.3 72.12 3.97 6.54 3.84 Ⅰ类为主
④
③
②
五峰组 ①

3 开发潜力

由于页岩气为自生自储的非常规气藏，在气藏内页岩气以游离态和吸附态为主，在裂缝内主要以游离气为主，在基质孔隙内既可以游离气为主、又可以吸附气为主，随着压力的降低，吸附气会发生解吸形成游离气[21]。在页岩气开发过程中，裂缝内游离气首先被采出，当地层压力下降至吸附压力时，基质孔隙内的吸附气开始解吸为游离气并向裂缝和孔隙流动，因此，裂缝网络是页岩气最大限度开采的关键。目前国内外普遍采用水力压裂方式对页岩气层进行改造，产生更多的裂缝网络以增加压裂改造体积（SRV），最大程度地采出页岩致密储层中的天然气。
目前焦石坝区块页岩气的开发层系为五峰组—龙马溪组下部气层（①—⑤小层），虽然上部气层具有一定的储量基础，但下部气层的开发是否动用上部气层储量，这一问题将影响上部气层的开发潜力，因此要确定下部气层老井压裂裂缝的延伸范围。

3.1　微地震监测

微地震是在地下岩石发生破裂时产生的小型微地震，因岩石破裂而出现的声发射现象称为微地震事件[22]。微地震监测技术在页岩气水力压裂中运用较为广泛，用以监测压裂过程中产生的人工裂缝，确定其方向、长度和高度，在优化压裂参数和井网布置等方面提供依据。
对研究区的6口下部气层老井的微地震监测数据进行统计，结果表明压裂缝网向上延伸高度主要介于5~25 m之间（图8）。由于下部地层厚度约为40 m，下部气层井穿行层位主要在①—③小层，距上部气层20~35 m，大部分缝高25 m的裂缝还未延伸至上部气层，仅局部裂缝延伸至上部气层。由于压裂支撑剂主要沉降在人工裂缝底部，延伸至上部气层的裂缝可能无支撑剂支撑，在生产过程中裂缝闭合为无效裂缝。因此，下部气层井压裂形成的有效裂缝大部分未向上延伸至上部气层，上部气层基本未动用，可单独开发。
图8 下部气层井压裂上缝高占比直方图

Fig.8 Histogram of fracturing upper fracture height proportion in lower gas reservoir wells

在研究区部署3口上部气层评价井，水平段穿行层位主要在上部气层中部，距上部气层顶约为30 m、底约为25 m，对3口上部气层评价井的微地震监测资料进行统计，结果表明大部分裂缝向上延伸高度为10~30 m,向下延伸高度为15~25 m（图9），大部分压裂缝未延伸至下部气层。
图9 上部气层井压裂缝缝高占比直方图

Fig.9 Histogram of fracture height proportion of well pressure fracture in upper gas reservoir

3.2　地层压力

对上部气层井投产前地层压力与同期老井的实测地层压力进行对比，投产前静压比同期老井地层压力高21.03 MPa，证实上、下部气层之间基本无沟通（表3）。
表3 上部气层井投产前静压与邻井目前压力统计

Table 3 Statistical table of static pressure of upper gas reservoir well before production and current pressure of adjacent well

上部气层井

上部气层井投产前静压

/MPa

同期老井测压值

/MPa

与老井目前静压差值

/MPa
焦页21-SHF 31.28 7.2 24.08
焦页29-SHF 33.28 10.7 22.58
焦页5-SHF 26.4 9.97 16.43
平均值 30.32 9.29 21.03

3.3　开发效果

页岩气井的开发效果主要通过单井技术可采储量来评价。部署3口上部气层评价井均获得较高的测试产量，测试压力为12.53~16.64 MPa，12 mm油嘴测试产量为（20.2~28.86）×104 m³/d。综合运用产能系数法、产量递减法、RTA法对生产动态进行分析，计算这3口井的技术可采储量，以焦页5-SHF井为例。
该井于2018年8月5日投入试采，截至2019年4月15日，井口套压为7.82 MPa，油压为5.6 MPa，输压为5.48 MPa，日产气为8.26×104 m³，累计产气为2 794×104 m³，累产水为1 904 m³(图10)。应用RTA软件，结合流动物质平衡曲线最终确定井控储量，预测该井的可采储量为1.02×108 m³。
图10 JY5-SHF井生产曲线

Fig.10 Production curve of Well JY5-SHF

最终计算3口评价井的平均单井技术可采储量可达到0.9×108 m³，开发效果较好。
综上所述，从地质条件、人工裂缝上下延伸高度、单井技术可采储量方面看，上部气层具有良好的开发潜力。

4 结论

(1）综合评价焦石坝地区上部气层整体为Ⅱ类页岩储层，具有较优的物质基础。上部气层脆性矿物含量平均值为55%，脆性整体属于Ⅰ类；实测有机碳含量最小为0.50%，最大为2.41%，平均为1.61%，有机质丰度整体属于Ⅲ类，部分层段为Ⅱ类；实测孔隙度为1.1%~7.1%，平均为4.0%，整体以Ⅱ类为主，部分层段为Ⅰ类；总含气量介于0.6~2.8 m3/t之间，平均值为1.7 m3/t，含气性评价为Ⅱ类。
(2）微地震监测资料和地层压力资料表明，焦石坝区块上、下部气层的压裂缝网未相互沟通，上部气层可单独分层开发。
(3）焦石坝区块上部气层获得较高的测试产量与单井技术可采储量，具有良好的开发潜力。

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