天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 12: 2184 - 2195

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.009

非常规天然气

四川盆地盆外缘安场向斜富有机质页岩储层精细刻画及水平井靶窗优选

  • 蓝宝锋 , 1, 2 ,
  • 杨瑞东 , 1 ,
  • 戴金星 3 ,
  • 姜海申 2 ,
  • 赵明芳 2 ,
  • 龙珍 2
展开
  • 1. 贵州大学，贵州 贵阳 550000
  • 2. 贵州能源产业研究院有限公司，贵州 贵阳 550000
  • 3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
杨瑞东（1963-），男，云南洱源人，博士，教授，主要从事矿床学及地球化学研究.E-mail：.

蓝宝锋（1981-），男，江西赣州人，博士，正高级工程师，主要从事页岩气、煤层气勘探开发技术研究和管理工作. E-mail：.

收稿日期: 2023-09-14

  修回日期: 2024-06-24

  网络出版日期: 2024-09-19

收起

Micro-layer division， comparative evaluation， and target window optimization of horizontal well of marine high-quality shale gas intervals in residual syncline outside Sichuan Basin

  • Baofeng LAN , 1, 2 ,
  • Ruidong YANG , 1 ,
  • Jinxing DAI 3 ,
  • Haishen JIANG 2 ,
  • Mingfang ZHAO 2 ,
  • Zhen LONG 2
Expand
  • 1. Guizhou University，Guiyang 550000，China
  • 2. Guizhou Energy Industry Research Institute Co. ，Ltd，Guiyang 550000，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China

Received date: 2023-09-14

  Revised date: 2024-06-24

  Online published: 2024-09-19

Supported by

The Key Technologies and Engineering Experiments for Beneficial Development of Shale Gas in Guizhou Province （Grant No. Qiankehe Strategic Mineral Exploration(2022ZD005)

the Shale Gas Academician Workstation Project of Guizhou Energy Industry Research Institute Co., Ltd. （Grant No. Zhuke Contract ［2021］ 45-2）

the Guizhou Shale Gas Exploration and Development Technology Innovation Base Project （Grant No. Qian Ke Zhong Yin Di ［2022］4024）

Fold

摘要

四川盆地外缘的复杂构造区“窄陡型”向斜内页岩气储层表现出较强的非均质性，给页岩气储层精细刻画及勘探开发井位部署带来挑战。基于安场向斜钻探成果，对盆外缘的安场向斜五峰组—龙马溪组富有机质页岩储层进行刻画。研究表明：①五峰组—龙马溪组富有机质页岩以深水陆棚相沉积为主，按岩电特征可将龙马溪组（S1 l）划分为2段5个小层，在区域上具有很好的对比性。②富有机质页岩储层有机质丰度总体较高，自下而上TOC值呈现先增大后减小的变化趋势，在S1 l 1 2小层有机质丰度最高（TOC值平均为5.04%），有机质类型主要为I型，均进入过成熟中期演化阶段，以生成干气为主。③孔隙类型丰富，主要有沥青孔、干酪根孔、粒间孔及晶间孔等，实测孔隙度为1.08%~5.76%，整体较高（平均值为3.46%）。纵向上五峰组（O3 w）孔隙度最高，S1 l 2段最低。④现场解吸气量为0.7~3.1 m3/t，平均为1.54 m3/t，测井解释O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层总含气量相对较高。富有机质页岩段含气饱和度分布于50%~80%之间，整体较高。⑤页岩储层主要矿物成分为石英、黏土、长石，总体脆性矿物含量较高。其中O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层脆性指数相对较高。该地区最小水平主应力平均值为50.0 MPa，最大水平主应力平均值为65.2 MPa，水平地应力差异系数在0.25~0.36之间，向核部应力差有增大的趋势。⑥综合评价认为O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3页岩储层段为Ⅰ类储层，S1 l 1 4页岩储层段为Ⅱ类储层，S1 l 2页岩储层段为Ⅲ类储层，S1 l 1 1—S1 l 1 3页岩储层段可作为主力开发层系。综合工程因素，S1 l 1 2页岩储层段为该地区水平井穿行的最优靶窗，压裂时缝网可有效沟通下部S1 l 1 1和上部S1 l 1 3储层段。该研究成果可为安场向斜及南方复杂向斜区页岩气开发确定水平井轨迹提供理论指导。

关键词： 安场向斜; 五峰组—龙马溪组; 页岩气; 小层划分与对比评价; 水平井靶窗优选

本文引用格式

蓝宝锋 , 杨瑞东 , 戴金星 , 姜海申 , 赵明芳 , 龙珍 . 四川盆地盆外缘安场向斜富有机质页岩储层精细刻画及水平井靶窗优选[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(12) : 2184 -2195 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.009

Abstract

The shale gas reservoir in the “narrow steep” syncline in the complex tectonic area of the outer edge of Sichuan Basin shows strong heterogeneity. Through the characterization of the organic-rich shale reservoir of the Wufeng-Longmaxi formations in the Anchang syncline outside the basin， the research shows that： （1） The organic-rich shale of the Wufeng-Longmaxi formations is mainly deposited in the deep water shelf facies. Combined with the petroelectric characteristics， the Longmaxi Formation （S1 l） can be divided into two segments， and further divided into five sub-layers， which have a good regional contrast. （2） The organic matter abundance of the organic-rich shale reservoir is generally high， and the TOC shows a trend of increasing first and then decreasing from bottom to top， and the organic matter abundance is the highest in the S1 l 1 2 sub-layer （average 5.04%）. The organic matter type is mainly type I， which has entered the mature stage of the middle evolution stage， and mainly generates dry gas. （3） The pore types are rich， mainly bitumen pore， kerogen pore， intergranular pore， intercrystal pore， etc. The measured porosity is 1.08%-5.76%， which is relatively high （average 3.46%）. Vertically， the Wufeng Formation （O3 w） has the highest porosity， and the S1 l 2 has the lowest. （4） The field desorption gas is 0.7-3.1 m3/t， with an average of 1.54 m3/t. The total gas content in the O3 w， S1 l 1 1， S1 l 1 2 and S1 l 1 3 sub-layers is relatively high. The gas saturation of the organic-rich shale segment is mainly distributed between 50% and 80%， which is relatively high as a whole. （5） The main mineral compositions are quartz， clay， feldspar， and the overall brittle mineral content is high.The average value of the minimum horizontal principal stress is 50.0 MPa，and the average value of the maximum horizontal principal stress is 65.2 MPa. The horizontal in-situ stress difference coefficient is between 0.25 and 0.36， and the stress difference has an increasing trend toward the core. （6） The comprehensive evaluation shows that： the O3 w，S1 l 1 1， S1 l 1 2 and S1 l 1 3 shale are classified as Class I reservoirs， S1 l 1 4 shale as Class II reservoirs， and S1 l 1 2 shale as Class III reservoirs. The S1 l 1 1-S1 l 1 3 shale can be used as the main development layers. Comprehensive engineering factors， S1 l 1 2 shale can be used as the optimal target window for horizontal wells in this area， and the fracture network can effectively communicate the lower S1 l 1 1 and the upper S1 l 1 3.The research results can provide theoretical guidance for determining horizontal well trajectories for shale gas development in the Anchang syncline and southern complex syncline zones.

Key words： Anchang syncline; Wufeng-Longmaxi formations; Shale gas; Micro-layer division and comparative evaluation; Target window optimization of horizontal well

0 引言

四川盆地及周缘地区下古生界海相页岩具有地层厚度分布稳定、有机质富集程度高、成熟度适中及页岩气资源大等特点［1-2］，是目前中国页岩气勘探开发的主要阵地。上奥陶统五峰组（O3 w）—下志留统龙马溪组（S1 l）页岩气目的层已在四川盆地的泸州、威远、涪陵等区块取得重大突破，并已进入商业开发阶段。据中国日报网2024年的报道显示，四川盆地页岩气探明地质储量近3×1012 m3，年产气量约240×108 m3［3-4］。2016年中国地质调查局油气中心在四川盆地外缘的黔北凹陷安场向斜钻探的安页1井在栖霞组、石牛栏组、五峰组—龙马溪组和宝塔组获得了“四层楼”式重大突破，石牛栏组试气获得日产超过10×104 m3高产工业气流，拉开了盆外复杂构造区油气勘查的新局面［5-6］。黔北凹陷安场向斜地处四川盆地外围，受多期复杂构造运动控制表现为“窄陡型”向斜［7］。近年来，油气勘探开发实践进一步认识到安场向斜的主要含气类型为五峰组—龙马溪组海相页岩气，多口井测试日产量达5×104 m3以上，展现出五峰组—龙马溪组海相页岩气较大的资源潜力，且页岩气的形成及富集控制因素受控于生—储—保各要素［8-9］，不同构造部位页岩含气性存在较大差异，纵向上和平面上都表现出很强的储层非均质性。储层非均质性对页岩气甜点预测及储层改造效果有明显影响［10］。为此，基于岩心观察、测录井资料解释及大量分析化验数据，对安场向斜五峰组—龙马溪组开展小层划分对比及页岩气储层精细刻画，揭示优质页岩储层纵横向分布规律，建立水平井靶窗优选方法，以期为贵州及南方地区广大复杂构造区五峰组—龙马溪组页岩气开发水平井部署提供科学依据。

1 地质概况

安场向斜位于四川盆地外缘黔北地区，构造单元主体处于武陵坳陷内，为中上扬子地块东南部边缘与雪峰山基底拆离造山带之间，即川东隔槽式褶皱带西侧，表现为北北东向构造变形区［11-12］。该向斜为一窄陡向斜，呈南部宽缓，北部收敛、紧闭的特征，轴线为南西—北东向走向（图1）。
图1 安场向斜及邻区五峰组—龙马溪组富有机质页岩残留厚度等值线

Fig.1 Contour map of residual thickness of organic-rich shale in the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Anchang syncline and neighboring area

黔北地区历经多次构造运动［13］ ：加里东—海西期以升降、拉张为主，为被动大陆边缘稳定的旋回性坳陷沉积，沉积建造以发育广布的海相碳酸盐岩夹碎屑岩为主；其中，在奥陶纪晚期至志留纪早期，研究区及周边快速沉降，伴随海水入侵形成一种低能、低速的沉积环境，属深水—半深水陆棚相，形成一套封闭滞留缺氧静水环境下的沉积产物，岩性主要是黑色泥页岩、炭质泥岩等，岩石富含笔石化石［14-17］；志留纪后期开始，地层开始隆升，深海陆棚相渐变为浅水陆棚、滨浅海相，岩性向上渐变为灰黑色—灰色粉砂质泥岩、含钙泥质粉砂岩夹泥灰岩；中、晚三叠世开始的印支运动，该地区从被动大陆边缘转变为前陆盆地演化阶段，地应力由拉张转向挤压；晚燕山—喜马拉雅期受东南部雪峰隆起挤压作用，地层隆起抬升、褶皱、变形，部分地层被剥蚀，形成以北东—南西向为主的残留背斜、残留向斜相间的“隔挡式”构造，龙马溪组在向斜地区得以保留［13，18］（图1）。

2 富有机质页岩段小层划分及对比

2.1　沉积特征

黔北地区五峰组—龙马溪组一段暗色富有机质页岩以深水陆棚相沉积为主，奥陶纪末五峰期，海平面短期迅速升高，整个上扬子地块除川中、黔中、雪峰隆起外，均由碳酸盐岩缓坡沉积转为局限的深水陆棚相沉积，在宝塔组碳酸盐岩台地之上形成了一套比较稳定的富有机质泥页岩，即五峰组（O3 w）页岩［12-13］。此后，受奥陶纪末全球冰川活动的影响，海平面迅速下降，构造高部位上升到沉积界面之上，未接受沉积，而在较低部位由深水沉积环境转变为浅水沉积环境，沉积了观音桥段含生物泥灰岩。志留纪早期，自北向南发生海侵，水体逐渐加深，研究区处于相对安静的低能强还原的深水陆棚环境，龙马溪组下部沉积了一套黑色炭质泥页岩，黄铁矿、有机质富集程度高；后期随着构造挤压的不断加剧，隆起范围不断扩大，海平面缓慢下降，在龙马溪组上部沉积了一套灰色泥岩［图2（b）］。
图2 安场向斜及周边构造分区（a）、安页4井综合柱状图（b）和安场向斜地质剖面（c）

Fig.2 Map of tectonic zoning in and around the Anchang syncline（a）， comprehensive columnar map of the Well AY- 4（b）， and geologic profile of the Anchang syncline （c）

2.2　小层划分

小层划分与对比是准确进行油气藏地质研究和油气藏开发的重要基础，有助于解决油气田开发过程中储层划分、储量计算、油气藏精细地质描述、地质建模及数值模拟等问题。综合考虑电性、岩性等资料，结合区内开发实践，将龙马溪组（S1 l）先划分为2段，自下而上分别为龙马溪组一段（S1 l 1）和龙马溪组二段（S1 l 2）。S1 l 1以炭质页岩为主，测井电性具有高GR、高含U、高电阻、低密度等特征。S1 l 2以泥质页岩为主，测井电性特征与S1 l 1相比具有GR值明显偏低、电阻显著降低、密度明显变大等特征（图3）。依据同样的原则，进一步将S1 l 1划分为4个小层，自下而上分别为龙马溪组一段1小层（S1 l 1 1）、龙马溪组一段2小层（S1 l 1 2）、龙马溪组一段3小层（S1 l 1 3）、龙马溪组一段4小层（S1 l 1 4）。若再包括五峰组（O3 w）、龙马溪组二段（S1 l 2），将五峰组—龙马溪组划分为了6个层段。
图3 安场向斜五峰组—龙马溪组综合柱状图及各层段（小层）放射性元素特征

Fig.3 Comprehensive histogram of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Anchang syncline and the radioactive element characteristics of each layer （small layer）

泥页岩的岩性、电性等特征与沉积环境密切相关，钍（Th）、铀（U）和钾（K）的含量对沉积环境有很好的指示作用［19-20］。S1 l 1 1岩性以黑色炭质页岩为主，具有较高的有机碳（TOC）含量，GR值高（大于280 API），KTH呈低平（类）箱形，DEN值较低。S1 l 1 2岩性也以黑色炭质页岩为主，GR值较高（大于150 API），KTH呈低平（类）箱形，DEN向下部地层呈持续降低趋势。S1 l 1 3岩性以炭质页岩为主，GR值较高（大于180 API），KTH呈低平（类）箱形，DEN值较低。S1 l 1 4岩性主要为泥质页岩和炭质页岩，GR值高（大于230 API），KTH值自下而上由高变低，DEN值较低。S1 l 2岩性以泥质页岩为主，厚度较大，颜色变浅（灰色），有机碳含量相对较低，与龙马溪组一段的4个小层相比，GR值明显偏低，DEN明显偏高。从研究区钻井元素测井（GEM）、自然伽马能谱测井以及页岩样品实验室X射线元素分析资料可以看出（图3）：S1 l 2段沉积环境更偏向于低能、弱还原环境，属浅水陆棚沉积。S1 l 1 1—S1 l 1 4呈现正旋回趋势，越接近龙马溪组底部，U/K值越大，Th/U值越低，说明越靠近龙马溪组底部，越有利于有机质富集；五峰组呈现逆旋回特征，元素差异大。

2.3　小层对比

典型格架井的建立是小层高精度对比的关键，本文采用高分辨测井解释技术，以区域沉积微相为控制，选取典型井统一电性标准进行系统的小层划分和对比，建立涪陵—南川—安场向斜五峰组—龙马溪组小层连井对比剖面（图4），区域上五峰组—龙马溪组小层具有很好的可对比性。五峰组在上扬子局部地区（如邻区凤冈地区）厚度近10 m［21］，大多数地区厚度在5 m左右。S1 l 1 1小层厚度、岩性、电性等特征在全区基本一致，岩性为黑色炭质页岩，电性具极高自然伽马特征，厚度约为1 m。该小层高自然伽马特征被视为龙马溪组沉积早期处于深水陆棚沉积的典型标志。从S1 l 1 2小层开始，从南到北出现了海退现象，导致龙马溪组的厚度从南到北逐渐变大，其中优质页岩厚度在涪陵地区达到80 m以上，正安地区只有20 m左右。南川地区与正安地区的S1 l 1 4小层顶部还发育有灰岩条带。
图4 涪陵—南川—正安地区五峰组—龙马溪组小层对比［剖面位置见图1（b）］

Fig.4 Comparison of small layers of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Fuling-Nanchuan-Zheng′an area （see Fig.1（b） for the location of the section）

3 页岩储层精细刻画

3.1　储层地球化学特征

3.1.1　有机质丰度

有机质丰度（TOC）是表征页岩气储层生烃潜力的重要指标，有机质丰度越高，生烃潜力越大［22］，页岩储层含气性越好。页岩气为页岩储层在高—过成熟阶段滞留的天然气，以游离态和吸附态方式赋存于页岩储层微裂缝—微孔隙及有机质与黏土颗粒表面［23-24］。因此，页岩TOC含量不仅影响页岩在高—过成熟阶段的生气强度，同时也影响页岩储层中有机质孔隙的发育以及含气量。研究区安页1、安页2、安页3、安页4和安页1-6等5口井五峰组—龙马溪组79块岩石样品TOC含量为0.34%~5.96%，平均为3.70%。其中，TOC含量大于4%的样品约占54%，TOC含量为2%~4%的样品约占28%，总体认为五峰组—龙马溪组页岩有机质丰度很高。纵向上，自下而上TOC含量呈现先增大后减小的变化趋势。S1 l 1 2小层有机质丰度最高，平均TOC含量为5.04%，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2的平均TOC含量分别为3.88%、4.94%、4.03%、3.25%和1.26%。

3.1.2　有机质类型

有机质类型对页岩生气能力、含气性等都有影响［23-24］。五峰组—龙马溪组沉积期，正安地区主体处于浅海沉积环境，有机质生源以水生生物为主，尤其是浮游生物、菌藻类、笔石等占绝对优势，局部有放射虫和硅质海绵骨针，有机质类型以腐泥型干酪根为主。安页1、安页2、安页3、安页4等井的54个样品有机显微组分分析表明，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2各小层有机质显微组分特征基本相似，腐泥组占据绝对优势，干酪根类型指数大于90，有机质类型主要为I型（图5）。
图5 安场向斜五峰组—龙马溪组页岩有机显微组分三角图

Fig.5 Triangulation of organic microcomponents in shale of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Anchang syncline

3.1.3　有机质成熟度

衡量有机质成熟度的指标，最常用的参数为镜质体反射率（R O）［24-26］。由于五峰组—龙马溪组属于海相沉积，缺乏高等植物的输入，无法直接测量R O值。因此，通过测量储层中残余沥青质的反射率值（R b），由经验公式换算得到等效R O值［27］。对安页1井、安页2井、安页3井、安页4井五峰组—龙马溪组54块页岩样品R b值测定，由公式R O=0.656 9×R b+0.336 4［27］换算得到O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2各小层的等效R O值分别为2.91%、2.87%、2.83%、2.77%、2.67%和2.59%，表明五峰组—龙马溪组页岩成熟度高，进入过成熟中期演化阶段，以原油裂解生成干气为主。

3.2　储层物性特征

扫描电镜观测表明，研究区五峰组—龙马溪组页岩孔隙类型丰富，兼有机孔和无机孔2类，其中有机孔主要为沥青有机质孔和干酪根有机质孔；而无机孔中包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物片间孔及微裂缝等类型。对比安页2井、安页1-6HF井发现，有机孔的孔径对于页岩气的产出有很大的影响。对研究区79块页岩样品的孔隙度进行分析，五峰组—龙马溪组页岩储层孔隙度为1.08%~5.76%，平均为3.46%，测井解释平均孔隙度为3.21%，表明研究区五峰组—龙马溪组页岩储层整体孔隙度较高。纵向上，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2共6个小层孔隙度分别为5.12%、3.54%、3.42%、3.33%、3.81%和1.39%，五峰组孔隙度最高，S1 l 1 2—S1 l 1 4页岩孔隙度次之，S1 l 2 页岩孔隙度最低。

3.3　储层含气性特征

页岩含气性对评价页岩气藏是否具有经济开采价值至关重要，内部与外部因素共同影响页岩含气性特征［28］，含气量和含气饱和度是表征页岩含气性的2个指标。正安区块安页1-6HF等5口井五峰组—龙一段岩心现场解吸气量测定，含气量分布在0.7~3.1 m3/t之间，平均为1.54 m3/t，其中含气量大于2.5 m3/t的样品占比为8.51%，反映区内含气量总体相对较低。测井解释含气量与实测结果相似，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2等6个小层含气量分别为3.51 m3/t、3.62 m3/t、3.88 m3/t、3.85 m3/t、2.05 m3/t和0.89 m3/t。经对比，整体低于涪陵页岩气田常压地区典型井的4.20 m3/t含气量［4］。同时，各小层含气性对比，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3含气量相当且较高， S1 l 1 4和S1 l 2 小层含气量较低。
正安地区五峰组—龙一段实测含气饱和度较高，主要分布于50%~80%之间。测井解释O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2 这6小层含气饱和度分别为74.9%、86.7%、90.7%、89.4%、57.6%和55.3%，整体含气饱和度较高。各小层对比，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3含气饱和度高，且高于涪陵常压地区的61.2%［4］；S1 l 1 4和S1 l 2小层含气饱和度较低。

3.4　储层可压性特征

3.4.1　页岩脆性特征

页岩气藏为人工气藏，需经过大规模储层压裂改造才能够获得商业产能，泥页岩的可压性是影响储层压裂改造的关键因素。脆性矿物含量、地应力、泊松比等在一定程度上反映泥页岩的可压性［29-31］。全岩矿物X射线衍射分析表明，五峰组—龙马溪组页岩主要矿物成分为石英、黏土、长石、方解石、白云石、黄铁矿等（图6）。O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2等6个小层石英含量分别为39%、46%、47%、45%、37%和38%，长石含量分别为11%、17%、15%、16%、6%和6%，黏土含量分别为40%、30%、26%、28%、47%和48%，脆性矿物总含量较高。按照前人［32］建立的中国南方海相页岩脆性指数计算公式，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2等6个小层页岩储层脆性指数分别为55.8%、67.7%、70.5%、68.5%、47.7%和47.9%，O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层脆性指数高；S1 l 1 4和S1 l 2 小层脆性指数相对较低。
图6 安场向斜五峰组—龙马溪组页岩储层矿物组成及脆性指数直方图

Fig.6 Histogram of mineral composition and brittleness index of shale reservoirs of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Anchang Syncline

3.4.2　应力场特征

安页4井成像测井段内诱导缝主要发育在2 440~2 560 m井段，倾向为北北西向，倾角以38°~88°为主，走向为北东东—南西西向，最大水平主应力方向为北东东—南西西向，依据诱导缝走向可推测层段内地应力方向为北东东—南西西向（图7）。安页2井、安页3井、安页4井、安页5井地应力大小测试结果显示，正安地区内最小水平主应力为36.8~63.1 MPa，平均值为50.0 MPa；最大水平主应力为45.8~80.8 MPa，平均值为65.2 MPa。水平地应力差异系数在0.25~0.36之间，向斜核部应力差有增大的趋势，不利于形成复杂裂缝或复杂缝网。
图7 安页4井成像测井诱导缝成像特征与地应力分析

Fig.7 Imaging logging induced seam imaging characteristics and ground stress analysis of Well AY-4

4 页岩气储层综合评价

参照四川盆地页岩气储层评价标准［33-35］，以TOC含量、含气量、孔隙度、脆性指数等评价参数为主，结合脆性矿物含量、黏土矿物含量、水平地应力差异系数等7个“地质+工程”关键参数作为页岩储层划分指标，制定了黔北地区五峰组—龙马溪组页岩储层划分标准（表1）。五峰组岩性以黑色炭质页岩为主，有机质丰度较高，储层物性好，含气性较好，脆性矿物含量高，综合评价为Ⅰ类储层。S1 l 1 1、S1 l 1 2岩性主要为黑色炭质页岩，有机质丰度高，储层物性较好，含气性较好，脆性矿物含量高，综合评价为Ⅰ类储层。S1 l 1 3岩性以炭质页岩为主，有机质丰度高，储层物性较好，含气性较好，脆性矿物含量高，综合评价也为Ⅰ类储层。S1 l 1 4岩性主要为泥质页岩和炭质页岩，有机质丰度较高，储层物性较好，含气性一般，脆性矿物含量相对较低，综合评价为Ⅱ类储层。S1 l 2岩性以泥质页岩为主，有机质丰度低，储层物性差，含气性较差，脆性矿物含量相对较低，综合评价为Ⅲ类储层（图8）。
表1 黔北地区五峰组—龙马溪组页岩储层类型划分

Table 1 Classification of shale reservoir types of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Qianbei area

分类 TOC/% 孔隙度/% 含气量/（m3/t） 脆性指数/% 水平地应力差异系数
Ⅰ类储层 ≥3 ≥4 ≥5 ≥55 ≤0.100
Ⅱ类储层 2~3 2~4 3~5 45~55 0.100~0.125
Ⅲ类储层 1~2 1~2 2~3 30~45 0.125~0.150
Ⅳ类储层 <2 <2 <2 <30 >0.150

注：评价标准据文献[3,11]修改

图8 安页4井五峰组—龙马溪组页岩储层综合评价

Fig.8 Comprehensive evaluation of Wufeng Formation-Longmaxi Formation shale reservoirs in Well AY- 4

5 水平井靶窗优选

实践证明，水平井靶窗位置的选择对于提高页岩气井单井产量的影响较大（表2），优质储层钻遇率是获得页岩气井高产的关键地质因素，即相同条件下，在最优靶窗内穿行的距离越长单井产气量越大，反之产气量会降低［35-37］。由前述小层对比及评价结果表明，研究区五峰组—龙马溪组页岩储层垂向非均质性强，为了提高页岩气井单井产量、实现效益开发，优选优质的页岩气储层段实施水平井穿行靶窗尤为重要。
表2 正安地区水平井靶窗位置与气井产量统计

Table 2 Statistics of horizontal well target window location and gas well production in Zheng'an area

井号

靶窗位置

/m

 主要储层参数

水平段长度

/m

穿行程度

/m

单井产量

/（104 m3/d）

优质页岩段厚度

/m

TOC

/%

孔隙度

/%

含气量

/（m3/t）

硅质含量

/%

水平应力差

/MPa
安页1-6HF 2 342.11~2 345.11 19.60 4.95 4.27 4.79 77.00 6.90 1 493 1.63
安页2-5HF 1 966.65~1 969.65 18.20 4.30 2.78 3.41 62.10 9.02 1 838 1 692.8 2.04
安页3-3HF 2 482.05~2 485.05 16.50 4.62 3.98 4.39 65.20 17.01 1 858 1 478.3 1.51
安页4-3HF 2 990.10~2 995.10 15.82 4.04 2.99 3.83 67.70 18.65 1 355 2.38
安页6-6HF 2 342.11~2 345.11 18.42 4.24 3.21 3.40 63.20 15.57 1 409 1.25
从页岩气储层综合评价结果看，Ⅰ类储层主要位于龙马溪组底部的S1 l 1 3—S1 l 1 1和O3 w，Ⅰ类储层总体连续，仅被O3 w顶部观音桥段灰质泥岩夹层隔开，隔层厚度为0.5 m左右，S1 l 1 1—S1 l 1 3的Ⅰ类储层厚度大约为11.0 m，O3 w的Ⅰ类储层厚度大约为4.5 m。从厚度对比上看，S1 l 1 1—S1 l 1 3页岩储层为研究区主要勘探开发目的层段。S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3 这3个小层中，S1 l 1 2可为水平井穿行的最优靶窗，压裂时缝网可有效沟通下部S1 l 1 1和上部S1 l 1 3储层。

6 结论

（1）受控于沉积环境的变化，四川盆地外缘安场向斜五峰组—龙马溪组页岩储层纵向上非均质性强，基于岩性、电性等特征，将五峰组—龙马溪组划分为6个小层（段），自下而上分别为O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2、S1 l 1 3、S1 l 1 4和S1 l 2。6个小层（段）在研究区稳定发育，在区域上有很好的可对比性。
--引用第三方内容--

（2）小层对比表明有机质丰度S1 l 1 2小层最高，储层物性五峰组孔隙度最高，含气性和含气饱和度O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3最高，储层可压性五峰组、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3小层脆性矿物含量最高。

（3）建立了黔北凹陷五峰组—龙马溪组页岩储层分类评价标准，综合考虑关键“地质+工程”参数，评价认为O3 w、S1 l 1 1、S1 l 1 2和S1 l 1 3为Ⅰ类页岩气储层，S1 l 1 4为Ⅱ类页岩气储层，S1 l 2为Ⅲ类页岩气储层。

（4）从优质储层分布看，S1 l 1 1—S1 l 1 3页岩储层段可作为研究区主要勘探开发目的层段，S1 l 1 2页岩可作为该地区水平井穿行的最优靶窗，压裂时缝网可有效沟通下部S1 l 1 1和上部S1 l 1 3。

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