引用本文

Wang Yuman,Huang Jinliang,Wang Shufang,et al.Dissection of two calibrated areas of the Silurian Longmaxi Formation,Changning and Jiaoshiba,Sichuan Basin [J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):423-432.[王玉满，黄金亮，王淑芳,等.四川盆地长宁、焦石坝志留系龙马溪组页岩气刻度区精细解剖[J].天然气地球科学，2016,27(3):423-432.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0423

四川盆地长宁、焦石坝志留系龙马溪组页岩气刻度区精细解剖

更多

王玉满 ，黄金亮，王淑芳，董大忠，张晨晨，管全中 

（中国石油勘探开发研究院，北京100083）

作者简介：王玉满（1968-），男，湖北荆门人，高级工程师，博士，主要从事沉积储层与非常规油气地质研究.E-mail：wangyuman@petrochina.com.cn.

基金项目：国家重点基础研究发展计划（“973”）项目（编号：2013CB228001）；国家页岩气重大专项（编号：2011ZX05018-001）联合资助.

摘要  
长宁和焦石坝气田为2种不同类型的海相页岩气“甜点”区。针对两大刻度区开展了8项关键参数分析，揭示了两大“甜点”区的共性和差异，主要表现为:①2个气田均具有正向构造背景、富有机质页岩厚度大(>30m)、有机质丰度高(平均TOC>3%)、岩相组合有利(硅质页岩和钙质硅质页岩为主)、基质孔隙发育(孔隙度>4%)、气层压力高(压力系数>1.4)、单井产量高(水平井初试产量一般在10×104m3/d以上)等地质特征，但在裂缝发育程度、孔隙类型和地应力方面存在差异;②长宁气田总体为层间缝发育、基质孔隙为主、两向应力差大(>10MPa)的高产气区，开发难度相对较大，在四川盆地承压区具有广泛代表性，可以成为盆地内向斜区和燕山—喜马拉雅期断褶区资源评价类比取值的重要参考对象；③焦石坝气田总体为特殊构造背景下的裂缝型页岩气藏，在四川盆地承压区具有特殊的构造背景、宏观网状缝和裂缝孔隙十分发育、两向地应力小(<10MPa)、资源丰度高、开发难度小、产量高等独特性，其页岩气赋存的基本地质参数可以作为川东局部地区页岩气资源评价的参考对象。研究证实，五峰组—龙马溪组存在基质孔隙+裂缝型和基质孔隙型等2种页岩气藏类型，为页岩气资源评价提供了2种重要的刻度区。

关键词： 长宁       焦石坝       龙马溪组       页岩气       裂缝孔隙度       刻度区      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0423-10

Dissection of two calibrated areas of the Silurian Longmaxi Formation,Changning and Jiaoshiba,Sichuan Basin

Wang Yu-man ，Huang Jin-liang，Wang Shu-fang，Dong Da-zhong，Zhang Chen-chen，Guan Quan-zhong 

（Research Institute of Petroleum Exploration & Development,PetroChina,Beijing 100083,China）

Abstract  
Changning and Jiaoshiba gas fields are two different types of marine shale gas “sweet spot”.Based on the analysis of eight key geologic parameters,the commonalities and differences between the two gas fields were uncovered in this paper as follows:(1)The two gas fields share the geologic characteristics including positive structural setting,great thickness of organic-rich shale(>30m),high organic matter abundance(average TOC>3%),favorable lithofacies association(dominated by siliceous shale and calcareous-siliceous shale),well-developed matrix pores(porosity>4%),high gas reservoir pressure(pressure coefficient>1.4),and excellent per well production(initial test production of horizontal well generally exceeds 100 000m3/d).However,they differ in development degree of fractures,pore types,and in-situ stress.(2)Changning gas field,characterized by well-developed interlaminated fractures,dominant matrix pores,and great difference between maximum and minimum horizontal in-situ stress(>10MPa),is a highly productive area with relatively great development difficulty.This gas field is broadly representative of the confined area in the Sichuan Basin,thus providing a significant reference for the resource assessment and analogy in syncline area and Yanshanian-Himalayan folding area within the basin.(3)Jiaoshiba gas field is a fractured shale gas reservoir in general,which features special structural setting,well-developed macro-netted fractures and fracture pores,small difference between maximum and minimum horizontal in-situ stress(<10MPa),great resource abundance,relatively less development difficulty,and high production.The basic geologic parameters of shale gas occurrence in this gas field can be used as a useful reference for the shale gas resource evaluation in some areas of east Sichuan.The study suggested that the Wufeng-Longmaxi shale gas reservoirs are of two distinct types:One with both matrix pores and fractures,and another with only matrix pores,providing two types of important calibrated area for shale gas resource evaluation.

Key words： Changning;       Jiaoshiba;       Longmaxi Formation;       Shale gas;       Fracture porosity;       Calibrated area;      

引言

四川盆地及周边下志留统龙马溪组(含上奥陶统五峰组，下同)是我国页岩气勘探现实领域[1-6]。近几年来，中国石油和中国石化围绕该层系，在四川盆地及周边开展大规模勘探评价与选区，先后在盆地南缘和东缘发现了长宁和涪陵焦石坝2个页岩气富集高产区（图1），并以这2个区块为基础开展海相页岩气示范区建设，拟在地质评价、选区选层、水平井钻探、长水平段压裂、微地震监测、产能建设等方面形成一批关键技术和标准，为其他海相页岩气区资源评价和选区、勘探评价和产能建设提供支持。 经过3～4年的勘探评价和示范区建设，长宁气田已钻井16口(其中水平井9口)，投产9口，日产气70×104m3，平均单井产量8.8×104m3，累计产气超过0.7×108m3，落实有利区2 050km2；焦石坝已完钻水平井80口，投产33口，日产气335×104m3，平均单井产量10.2×104m3，累计产气超过10×108m3，落实有利区545km2，探明含气面积106.5km2、地质储量1 067.5×108m3，展现出一个优质大型页岩气田。根据勘探开发进展和认识程度，长宁和焦石坝气田已钻探大量生产井，页岩气富集高产规律基本清楚，资料丰富[1-17]，具备页岩气资源评价刻度区标准。

图1     四川盆地下志留统龙马溪组页岩气区勘探成果
Fig.1     Exploration results of the Lower Silurian Longmaxi shale gas areas in the Sichuan Basin

本文以长宁和焦石坝气田钻井、测井和分析测试等地质资料为基础，通过开展龙马溪组沉积地层、富有机质页岩沉积环境、构造背景、地球化学、储层、地应力、产层含气性等关键地质要素的对比分析，揭示两大刻度区页岩气富集高产的基本控制因素，为海相页岩气资源评价和选区提供参考依据。

1 刻度区研究现状

刻度区解剖是中国石油天然气股份有限公司第三次资源评价中一项特色成果[18,19]，并逐渐发展成为常规油气和非常规油气资源评价工作的重要组成部分。刻度区解剖的重点是通过开展不同级次、不同类型刻度区的解剖，获得不同类型地质单元刻度区的成藏特征参数和资源评价中一些关键类比参数，建立关键参数与主要地质因素相关预测模型与取值标准，以此作为在其他具有相似油气赋存特点地区开展资源评价和选区获取参数的类比依据。 目前，中国石油天然气股份有限公司正组织实施矿权区内第四次油气资源评价，计划沿用和发展刻度区解剖技术，并首次在页岩气资源评价中推广应用。鉴于该技术已在致密砂岩气、煤层气等领域资源评价和选区评价中得到成功应用[18-21]，这为长宁、焦石坝龙马溪组页岩气刻度区精细解剖提供了重要的理论和技术支持。

2 长宁和焦石坝气田关键地质要素对比

长宁和焦石坝气田在沉积地层、黑色页岩空间分布、地球化学和岩石脆性等方面具有相似性，但在构造背景、裂缝发育特征、孔隙类型、物性、地应力和含气性等方面存在显著差异（表1）。下文重点开展两大刻度关键地质参数对比分析。

2.1 沉积地层

龙马溪组为志留纪兰多维列世下部的笔石页岩地层，在中上扬子地区大面积分布[1-22,23]，自下而上可划分为鲁丹阶(Normalograptus.persculptus，Akidograptus ascensus， Parakidograptus acuminatus，Cystograptus vesiculosus，Coronograptus cyphus)、埃隆阶(Demirastrites triangularis，Lituigraptus convolutus，Stimulograptus sedgwickii)和特列奇阶(Spirograptus guerichi)等3阶9个笔石带[1-22]（图2）。在长宁和焦石坝地区,龙马溪组发育鲁丹阶和埃隆阶9个笔石带，无特列奇阶沉积，地层厚250~308m，自下至上可划分为3个岩性段:一段为深灰色—黑色深水陆棚相硅质页岩和钙质硅质页岩,富含笔石、骨针、放射虫等生物化石和有机质，TOC含量一般为1.3%~8.4%，厚度为30~80m；二段为灰 色—深灰色深水—半深水陆棚相含炭质笔石页岩和粉砂质页岩，TOC含量一般为0.8%~1.9%，厚度为30~50m；三段则为灰绿色、浅灰色和灰色半深水—浅水陆棚相黏土质页岩和钙

表1     长宁和焦石坝页岩气刻度区关键地质参数对比表(资料来源于文献[1-17])
Table 1     Comparison of key geological parameters of two shale gas calibrated areas, Changning and Jiaoshiba(data from Ref.[1-17] )
气田名称长宁焦石坝
产层层位五峰组—龙马溪组底部(凯迪阶—鲁丹阶)五峰组—龙马溪组底部(凯迪阶—鲁丹阶)
地层厚度/m250~308250~270
构造背景平缓向斜—斜坡向斜内的箱状背斜
埋深/m2 300~3 2002 400~3 500
有利面积/km22 050545
TOC>2%页岩厚度/m33~4638~44
沉积环境钙质深水陆棚泥质深水陆棚
岩相组合硅质页岩、钙质硅质页岩和黏土质硅质页岩硅质页岩、黏土质硅质页岩
地球化学 参数TOC/%(1.9~7.3)/4.0(1.5~6.1)/3.5
RO/%(2.3~2.8)/2.5(2.2~3.1)/2.6
有机质类型Ⅰ、Ⅱ1Ⅰ、Ⅱ1
孔隙类型基质孔隙为主,少量裂缝基质孔隙和裂缝
宏观天然 裂缝发育 程度裂缝段厚度/m80~9089
缝型与充填状况层间缝为主,多充填黄铁矿网状裂缝,多充填黄铁矿
裂缝密度描述声波时差异常比1.2~1.4裂缝密度1~20条/m,裂缝发育区呈密集型斑块状分布
物性总孔隙度/%(3.4~8.2)/5.4(5.0~7.8)/6.2HDG20mm〗 脆性脆性矿物 含量/%石英25.8~67.6/41.1,长石0.4~14.1/4.6, 方解石+白云石0~43.2/20.5,黏土10.3~52.8/30.5脆性矿物50.9~80.3/62.4,石英44.4,长石8.3, 白云岩+方解石9.7,黏土16.6~49.1/34.6
裂缝孔隙度/%(0~1.16)/0.12(0.54~3.28)/1.63(JY2和JY4井区)泊松比0.1~0.250.19~0.24
渗透率/(×10-3μm2)(0.000 22~0.001 9)/0.000 29(0.02~0.3)/0.15杨氏模量/MPa(1.3~4.1)×104(2.5~4.9)×104
含气性地层压力系数1.4~2.031.55HDG10mm〗 地应力垂直压力/MPa56~6648~50
含气饱和度/%(55.84~85.44)/77.44(71.55~90.34)/81.57两向水平应力差/MPa21.4~22.33.0~6.9
吸附能力/m3/t(1.07~3.97)/2.30(温度70℃,压力20mPa)(0.9~3.91)/2.32(温度85℃,压力37mPa)
含气量/m3/t(1.7~6.5)/4.1(4.0~7.7)/6.1
游离气占比/%6080
资 源 潜 力水平井段长度/m1 0001 500
单井EUR/(×104m3/口)8 000~10 000>1 2000
采收率/%2025
可采资源丰度/(×108m3/km2)0.8~1.01.2~2.0
可采资源量/(×108m3)2 050650

注：表中数值区间表示为(最小值—最大值)/平均值

图2     四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组综合柱状图
Fig.2     Composite columnar section of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formations in Sichuan Basin

质黏土质混合页岩，TOC含量一般为0.3%~1.2%，厚度为110~130m。其中，一段为页岩气主力产层，三段为区域封盖层（图2）。 龙马溪组下伏地层为上奥陶统五峰组笔石页岩，厚度为6~10m，与龙马溪组整合接触，且岩相与龙一段相似，在生产过程常将五峰组并入龙马溪组一同勘探。五峰组自下而上可划分为凯迪阶(Dicellograptus complanatus，Dicellograptus complexus，Paraorthograptus pacificus)和赫南特阶(Normalograptus extraordinarius)等2阶4个笔石带（图2）。五峰组—龙马溪组下伏地层则为分布稳定的上奥陶统宝塔组泥灰岩，厚度为30~40m，构成五峰组—龙马溪组页岩气藏底板。在长宁和焦石坝地区,五峰组—龙一段均为连续的深水陆棚相沉积，具有良好的储盖组合和顶底板封盖条件（图2）。

2.2 富有机质页岩沉积环境与分布特征

奥陶纪末—志留纪初(主要为凯迪阶至鲁丹阶时期)，在全球海平面快速上升背景下，扬子板块区域普遍海侵，上扬子克拉通地台在川中隆起、黔中隆起和雪峰隆起等3 个古隆起控制下，形成了川南—黔北、川东—鄂西、川北等3个大面积欠补偿、缺氧的深水陆棚区[1-6,7-15]，为表层浮游生物的高生产以及海底有机质的聚集与保存提供了良好场所，导致富有机质、富生物硅质页岩的大量沉积和广泛分布[1,2-14]，形成了厚20~100m、面积达10.7×104km2的富有机质页岩分布区（图1）。2个气田均位于连续沉积的深水笔石页岩相带，其中长宁气田位于川南深水沉积中心，产层为钙质深水陆棚相页岩[1]，厚度为33~46m，钙质含量平均为20.5%（表1）；而焦石坝气田位于川东—鄂西沉积中心，产层为泥质深水陆棚沉积[1]，厚度为38~44m，钙质含量为9.7%（表1）。 可见，有利相带控制富有机质、富硅质页岩的形成和规模分布，是页岩气富集高产的地质基础，为长宁、焦石坝气田富集高产奠定了良好基础。

2.3 气藏构造背景

四川盆地及周边发育继承性的大型古隆起和晚期正向构造群，前者是以川中和黔中隆起为代表、形成于加里东旋回期(距今680~320Ma)的大型古隆起，在五峰组—龙马溪期为物源区或水下古隆起，富有机质页岩一般较薄(小于30m)或缺失；后者主体为燕山—喜马拉雅期形成的、广泛分布于四川盆地东部和南部的梳状背斜带，即在五峰组—龙马溪期为富有机质页岩沉降沉积中心(厚度一般为30~100m)，在燕山—喜马拉雅期经过褶皱反转为复背斜带，如川东高陡构造带、蜀南低陡构造带。长宁和焦石坝气田均位于四川盆地承压区正向构造带，形成于燕山—喜马拉雅期断裂褶皱期，但构造样式存在显著差异。 长宁气田主体位于四川盆地南缘长宁背斜南斜坡—向斜区，总体为一个大型宽缓向斜内的马鞍型构造，轴向为北偏东(方位100°~115°)，构造完整，上覆地层为下三叠统和二叠系，五峰组—龙马溪组地层平缓，埋深2 300~3 200m，见北东向张性断裂但通天断层不发育，保存条件优越。目前，长宁气田的开发井组(如N201钻井平台)均部署在构造鞍部——飘水岩背斜区（图3）。在长宁背斜核心区(即狮子山背斜)，五峰组—龙马溪组已出露地表并遭受剥蚀，通天断层发育，保存条件存在较大风险。

图3     长宁五峰组—龙马溪组页岩气藏构造剖面图(北东—南西向)
Fig.3     Structural section of Wufeng-Longamxi shale gas reservoir in Changning(NE-SW direction)

焦石坝构造位于四川盆地东部川东隔挡式褶皱带、盆地边界断裂齐岳山断裂以西，是万县复向斜内一个特殊的正向构造[5,6]。其特殊性表现在:与其两侧的北东向或近南北向狭窄高陡背斜不同，焦石坝构造为一个受北东向和近南北向2组断裂控制的轴向北东的菱形断背斜，构造主体变形较弱，顶部宽缓、地层倾角小、断层不发育，两翼陡倾、断层发育[5,6-16,17]。 勘探和研究实践证实，龙马溪组气层以游离气赋存为主，因此凹中隆背景对天然气的高效聚集最为有利。据焦页1井和焦页2井资料，五峰组—龙一段含气量一般为4.0～7.7m3/t(平均为6.1m3/t)，其中游离气占比为80%，表明焦页坝气田天然气的渗流机理和运移、聚集过程主体符合常规气成藏规律，即正向构造最有利于天然气富集。

2.4 产层地球化学特征

富有机质页岩有机质丰度高，母质类型好，处于有效生气窗内，有利于形成异常高压，是四川盆地龙马溪组页岩气富集高产的物质基础。长宁和焦石坝产层均为优质气源岩。其中，长宁有机碳含量为1.9%~7.3%(平均为4.0%)，焦石坝有机碳含量为1.5%~6.1%/(平均为3.5%)。2个气田有机质类型相似，均为Ⅰ—Ⅱ1型；热演化程度相近，长宁RO值一般为2.3%~2.8%(平均为2.5%)，焦石坝RO值一般为2.2%~3.1%(平均为2.6%)，均处于高成熟热裂解成气阶段。气体组分分析显示，长宁和焦石坝页岩气组分主体为甲烷(占比超过98%)，不含硫化氢，甲烷、乙烷碳同位素具有倒转特征，为典型的高成熟干气藏[5,6-12]。

2.5 产层储层特征

2.5.1 岩相和岩石学特征

长宁气层为钙质硅质页岩、硅质页岩和黏土质硅质页岩组合，硅质含量为25.8%~67.6%(平均为41.1%)，长石含量为0.4%~14.1%(平均为4.6%)，方解石+白云石含量为0~43.2%(平均为20.5%)，黏土含量为10.3%~52.8%(平均为30.5%)，具有富硅质、高钙质岩矿特征（表1）。 焦石坝气层主体为硅质页岩和黏土质硅质页岩组合，硅质含量为31%~72%(平均为44%)，钙质含量为3%~16%(平均为8%)，总脆性矿物含量为51%~83%(平均为66%)，总黏土矿物含量为17%~49%(平均为30%)，具有富硅质、低钙质的基本特征（表1）。 两大气田的产层均发现大量放射虫、海绵骨针等硅质生物遗骸，硅质含量与有机质丰度呈正相关[14]，显示出大量硅质具有生物成因特征。上述岩相组合与Barnett、Haynesville等北美主要产气页岩相似，证实均为页岩气储层的有利岩相。

2.5.2 宏观裂缝发育特征

页岩地层中发育的宏观天然裂缝(尤其网状缝)是清水压裂的最佳脆弱面，有利于降低页岩储层改造的破裂压力，易于形成人工诱导裂缝网络，增大改造缝网总体积[24,25]。因此，对宏观裂缝发育特征的精细描述，是页岩气储层评价与选区的重点工作。 长宁气田总体位于宽缓向斜区，在北东向挤压应力场作用下，龙马溪组下部黑色页岩多发育层间缝，局部见高角度缝，裂缝段厚度近85m，缝宽多为1~25mm，且主要充填黄铁矿，仅局部高角度缝为方解石充填[3]。因裂缝充填物电阻率与页岩基准电阻率(10~40Ω·m)间存在巨大差异，如方解石电阻率一般为5×103~5×1012Ω·m，黄铁矿电阻率为10-4Ω·m，龙马溪组产层电测曲线呈密集性锯齿状响应，且主要为负向锯齿状响应[1]。 在焦石坝气田，北东向和南北向的2组(2期)断裂体系与五峰组—龙马溪组底部滑脱层的共同作用形成的大范围且相互连通的宏观网状裂缝，为后期创建高丰度的人工气藏提供了极大的储集和渗流空间，是页岩气高产的关键。根据焦页1井电测井资料，五峰组—龙马溪组下部出现电阻率曲线密集性锯齿状响应[5,6-15]，显示裂缝段厚度达89m，裂缝密度为1～20条/m（表1），中上部则出现电阻率曲线平直响应，显示裂缝不发育[5,6-15]。另外，焦页1井岩心资料显示:五峰组主要发育水平和高角度裂缝，这些高角度裂缝相互之间不沟通，且被方解石充填；龙马溪组底部发育一条垂直裂缝和一些水平裂缝，垂直裂缝宽度仅为1~2mm，长度较短，仅数十厘米；水平裂缝为层间缝，多充填黄铁矿；黑色页岩中部和上部高角度缝不发育[5,6]。成像测井资料显示，五峰组—龙马溪组底部见大量暗色平缓曲线(层间缝响应特征)和暗色正弦曲线(高角度缝响应特征)，向上暗色正弦曲线响应不明显，表明龙马溪组产层中上部高角度缝不发育。可见，焦石坝气田主力产层网状缝发育，人工改造气藏体积大，易形成高渗透性产层，是页岩气高产稳产的关键因素之一。

2.5.3 孔隙类型和物性

龙马溪组页岩为基质孔隙和裂缝双孔隙介质，其中基质孔隙主体为黏土矿物晶间孔和有机质孔隙(两者所占比例超过73%)，基质孔隙度区域变化不大，一般为4%~6%[3-6],而裂缝孔隙体积受岩石脆性、构造背景等因素影响，区域变化较大。 长宁产层孔隙类型主体为基质孔隙，局部存在裂缝孔隙，总孔隙度一般为3.4%~8.2%(平均为5.4%)，裂缝孔隙度一般为0~1.16%(平均为0.12%)，渗透率为(0.000 22~0.001 9)×10-3μm2(平均为0.000 29×10-3μm2)（表1），物性参数与Barnett页岩[孔隙度为4%~5%，渗透率为(0.000 15~0.002 5)×10-3μm2]相当。 焦石坝产层既发育基质孔隙，也发育裂缝孔隙[4-6-17]。在构造顶部核心区，基质孔隙度与长宁相当，裂缝孔隙发育区在平面上呈密集型斑块状分布[17]。例如，在JY2和JY4裂缝发育井区，基质孔隙度一般为3.7%~5.6%(平均为4.6%)，裂缝孔隙集中发育于五峰组—龙一下亚段，厚度超过60m，裂缝孔隙度高达0.54%~3.28%(平均为1.63%)，高于Barnett页岩(0.8%~1%)，渗透率为(0.02~0.3)×10-3μm2(平均为0.15×10-3μm2)（表1），总孔隙度则达到5.0%~7.8%(平均为6.2%)，物性明显优于长宁气田（表1）。 根据页岩孔隙类型和渗透性判断，焦石坝气田为具有箱状背斜背景的裂缝型页岩气藏，游离含量预计在80%以上，形成机制与其特殊的构造背景有关，分布规律在四川盆地具有独特性；而长宁气田为典型的基质孔隙型页岩气藏，游离含量在60%左右，在四川盆地及周边具有广泛的代表性，可以作为斜坡和向斜带页岩气区勘探和潜力评价的类比标准。

2.5.4 岩石力学参数

受岩相组合和脆性矿物含量控制，长宁和焦石坝产层的脆性基本相当，达到北美优质产层脆性标准(杨氏模量>2.0×104MPa,泊松比<0.25)。前者岩石力学参数为杨氏模量为(1.3~4.1)×104 MPa、泊松比为0.1~0.25，后者岩石力学参数为杨氏模量为(2.5~4.9)×104MPa、泊松比为0.19~0.24。

2.5.5 对甲烷的吸附能力

黑色页岩对甲烷的吸附能力总体受有机质丰度控制，即随着TOC含量增加而增加。笔者对长宁N203井龙马溪组下段黑色页岩的6个样品点(TOC含量为0.9%~4.0%)开展了等温吸附测试，在实验温度为70℃、压力为20MPa的条件下获得上述样品点对甲烷吸附能力为1.07~3.97m3/t(平均为2.30m3/t)。另外，中国石化南方勘探公司对焦石坝气田焦页1井53个样品点(TOC含量为0.8%~4.8%)开展等温吸附测试，在实验温度为85℃、压力为37MPa的条件下获得甲烷吸附能力为0.9~3.91m3/t(平均为2.32m3/t)。可见，尽管测试条件略有差异，由于长宁和焦石坝地区龙马溪组底部高伽马段页岩有机质丰度相近，因此2个气田黑色页岩对甲烷的吸附能力相当。

2.6 地应力特征

受构造背景控制，长宁和焦石坝气田地应力特征差异大，前者总体为高应力差气田，后者则为低应力差气田。 长宁气田为产层埋深浅、但两向应力差大的高产气区，在四川盆地及周边具有典型性。地应力测试资料显示，该区最大水平主应力方向为北偏东100°~115°，裂缝相对发育，走向与最大水平主应力方向基本一致，两向应力差为21.4～22.3MPa，约为焦石坝的3~7倍。另外，长宁气层埋深为2 300~3 200m，施工压力一般为56~66MPa，易于压裂，储层改造体积大。 焦石坝气田为产层埋深浅、两向应力差小的特殊气区，为人工改造提供良好的工程条件。焦石坝构造顶部宽缓、地层倾角为5°～10°、断层不发育，两翼陡倾(倾角达32°)、断层发育。特殊的构造背景导致构造顶部(气田主体部分)两向应力差一般为3.0～6.9MPa，与北美Barnett页岩3.7～4.7MPa很相近，为实施1 500m长水平段钻井和20段以上的体积压裂创造了有利的工程地质条件。另外，该气田产层埋深为2 100～2 600m，地层破裂压力梯度约为2.15MPa/100m，岩石破裂压力约为42MPa，易于压裂，储层改造体积大。

2.7 产层含气性

衡量页岩是否具有良好的含气性，通常考虑地层压力系数、含气饱和度、含气量和生产效果等指标。受孔缝发育程度、地层压力等因素影响，长宁和焦石坝产层含气性差异较大。 根据N201井和N203井测试资料，长宁气田龙马溪组地层压力系数为1.4(N203井)至2.03(N201井)，含气饱和度一般为55.84%~85.44%(平均为77.44%)，TOC>2%页岩段含气量为3.92~6.47m3/t(平均为4.91m3/t)且向底部增大(即与残余有机碳含量呈明显的正相关关系)（图4），游离气含量为60%左右。区内首口页岩气高产井N201井于2012年4月中旬实施水平段分段压裂，共压裂10段，初试产量为15×104m3/d，在2个月的燃烧试气阶段则始终保持在13×104m3/d，地层压力未见明显变化。

图4     四川盆地龙马溪组重点井含气量图版
Fig.4     Gas content chart for key wells of Longmaxi Formation in Sichuan Basin

受龙马溪组中上部超100m厚的黏土质页岩、下伏的涧草沟—宝塔组厚30~40m致密泥灰岩以及构造侧向逆断层的共同封闭作用[5,6]，焦石坝气田在龙马溪组下段基质孔隙和网状裂缝构成的双重孔隙介质中形成了异常高压流体封存箱，压力系数达到1.55，因而具有高含气性。根据含气性测试资料，黑色页岩段含气量为2.1～7.7m3/t(为平均4.7m3/t，大致相当于W201井常压区的2倍)，且与有机质丰度呈正相关，在TOC>2%页岩段高达3.7~7.7m3/t(平均为6.1m3/t)（图4），游离气含量高达80%；含气饱和度为71.55%～90.34%，平均为81.57%。该气田的首口评价井焦页1HF井(水平段1 007.9m)于2012年11月钻探获重大突破，初试产量最高为20.3×104m3/d，采用定产试采，已持续稳定生产650d，日产气为6.0×104m3，累计产气为4 000×104m3以上。 可见，长宁和焦石坝气田均为超高压气区，具有含气饱和度高、含气量高、初试产量高、稳产时间长等特征，是南方海相页岩气重要的“甜点”区；有机质丰度、孔缝发育程度和地层压力是影响黑色页岩含气量的关键因素。

3 页岩气资源潜力参数对比

通过开展长宁和焦石坝关键地质要素对比分析，两大气田在盆地承压区的构造位置、沉积环境、气藏生储盖组合、气源岩规模和质量、基质孔隙发育程度、岩石脆性等方面基本相似，但在局部构造背景、裂缝发育程度、地应力特征等方面差异较大。相似之处决定两大气区均为高丰度超压气藏，而差异之处决定两大气田在游离气含量、水平井钻井方式、压裂改造体积、钻探难度等方面存在差异，进而导致2个气田的单井EUR、资源丰度、采收率等资源潜力指标存在差异。 长宁气田为裂缝孔隙欠发育和高应力差地区，在开发阶段一般采用一个水平井组6~8口井、每口井1 000m水平段和10段压裂的开发方式，获单井EUR值为(8 000~10 000)×104m3、初试产量为(15~21)×104m3/d，按照控压生产流程设计初始产量为(5~7)×104m3/d，预计采收率可达20%，可采资源丰度为(0.8~1)×108m3/km2，可采资源量为2 050×108m3。 焦石坝气田主体为裂缝孔隙发育和低应力差地区，在开发阶段一般采用一个水平井组4~6口井(井距600m)、每口井水平段1 500m和15~20段压裂的开发方式，获单井EUR值在12 000×104m3以上、初试产量为(18~33)×104m3/d，按照控压生产流程设计初始产量为(6~10)×104m3/d，预计采收率可达25%，可采资源丰度为(1.2~2.0)×108m3/km2，可采资源量为650×108m3。

4 结论

长宁和焦石坝刻度区总体为高丰度页岩气田，页岩气赋存条件优越，生产特性好，是2种不同类型的海相页岩气“甜点”区。受生储盖组合、天然裂缝、孔隙类型和构造背景等主控因素制约，2个气田均具有富有机质页岩厚度大(>30m)、有机质丰度高(平均TOC>3%)、岩相组合有利(硅质页岩和钙质硅质页岩为主)、孔缝发育(孔隙度>4%)、气层压力高(压力系数>1.4)、单井产量高(水平井初试产量一般在10×104m3/d以上)等地质特征，但在裂缝发育程度、气藏类型、游离气含量和地应力方面存在差异。 长宁刻度区总体为宏观层间缝发育、基质孔隙为主、两向地应力大(>10MPa)的高产气区，气藏类型为基质孔隙型，开发难度相对较大，但在四川盆地斜坡带和向斜区等承压区具有广泛代表性，可以成为盆地内向斜区和燕山—喜马拉雅期断褶区资源评价类比取值的重要参考对象。 焦石坝刻度区总体为宏观网状缝和裂缝孔隙发育、游离气含量高、两向地应力小(<10MPa)的优质高产气田，气藏类型为基质孔隙+裂缝型，在四川盆地承压区具有特殊的构造背景，开发难度小,其页岩气赋存的基本地质参数可以作为川东局部地区页岩气资源评价的参考对象。

参考文献(References)



[1] Wang Yuman,Dong Dazhong,Li Xinjing,et al.Stratigraphic sequence and sedimentary characteristics of Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its peripheral areas[J].Natural Gas Industry,2015,35(3):12-21.[王玉满,董大忠,李新景,等.四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组层序与沉积特征[J].天然气工业,2015,35(3):12-21.]

[2] Wang Yuman,Wang Shufang,Dong Dazhong,et al.Lithofacies characterization of Longmaxi Formation of the Lower Silurian,southern Sichuan[J].Earth Science Frontiers,2016,23(1):119-133.[王玉满,王淑芳,董大忠,等.川南下志留统龙马溪组页岩岩相表征[J].地学前缘,2016,23(1):119-133.]

[3] Wang Yuman,Dong Dazhong,Yang Hua,et al.Quantitative characterization of reservoir space in the Lower Silurian Longmaxi shale,southern Sichuan,China[J].Science China:Earth Sciences,2014,57:313-322.[王玉满,董大忠,杨桦,等.川南下志留统龙马溪组页岩储集空间定量表征[J].中国科学:地球科学,2014,44(6):1348-1356.]

[4] Wang Yuman,Huang Jinliang,Li Xinjing,et al.Quantitative characterization of fractures and pores in shale beds of Lower Silurian,Longmaxi Formation,Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2015,35(9):8-15.[王玉满,黄金亮,李新景,等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩裂缝孔隙定量表征[J].天然气工业,2015,35(9):8-15.]

[5] Guo Tonglou,Liu Ruobing.Implications from marine shale gas exploration breakthrough in complicated structural area at high thermal stage:Taking Longmaxi Formation in Well JYl as an example[J].Natural Gas Geoscience,2013,24(4):643-651.[郭彤楼,刘若冰.复杂构造区高演化程度海相页岩气勘探突破的启示——以四川盆地东部盆缘JY1井为例[J].天然气地球科学,2013,24(4):643-651.]

[6] Guo Tonglou,Zhang Hanrong.Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gasfield,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):28-35.[郭彤楼,张汉荣.四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式[J].石油勘探与开发,2014,41(1):28-35.]

[7] Liang Digang,Guo Tonglou,Bian Lizeng,et al.Some Progresses on studies of hydrocarbon generation and accumulation in marine sedimentary regions,southern China(Part 3):Controlling factors on the sedimentary facies and development of Palaeozoic marine source rocks[J].Marine Origin Petroleum Geology,2009,14(2):1-19.[梁狄刚,郭彤楼,边立曾,等.中国南方海相生烃成藏研究的若干新进展(三)——南方四套区域性海相烃源岩的沉积相及发育的控制因素[J].海相油气地质,2009,14(2):1-19.]

[8] Dong Dazhong,Gao Shikui,Huang Jinliang,et al.A discussionon the shale gas exploration & development prospect in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2014,34(12):1-15.[董大忠,高世葵,黄金亮,等.论四川盆地页岩气资源勘探开发前景[J].天然气工业,2014,34(12):1-15.]

[9] Zou Caineng,Dong Dazhong,Wang Shejiao,et al.Geological characteristics,formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(6):641-653.[邹才能,董大忠,王社教,等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J].石油勘探与开发,2010,37(6):641-653.]

[10] Zou Caineng,Yang Zhi,Zhang Guosheng,et al.Conventional and unconventional petroleum “orderly accumulation”:Concept and practical significance[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):14-27.[邹才能,杨智,张国生,等.常规—非常规油气“有序聚集”理论认识及实践意义[J].石油勘探与开发,2014,41(1):14-27.]

[11] Xiao Xianming,Wang Maolin,Wei Qiang,et al.Evaluation of Lower Paleozoic shale with shale gas prospect in south China[J].Natural Gas Geoscience,2015,26(8):1433-1445.[肖贤明,王茂林,魏强,等.中国南方下古生界页岩气远景区评价[J].天然气地球科学,2015,26(8):1433-1445.]

[12] Gao Bo.Geochemical characteristics of shale gas from Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin and its geological significance[J].Natural Gas Geoscience,2015,26(6):1173-1182.[高波.四川盆地龙马溪组页岩气地球化学特征及其地质意义[J].天然气地球科学,2015,26(6):1173-1182.]

[13] Chen Shangbin,Qin Yong,Wang Yang,et al.Pore structure heterogeneity of marine shales in the Middle-Upper Yangtze[J].Natural Gas Geoscience,2015,26(8):1455-1463.[陈尚斌,秦勇,王阳,等.中上扬子区海相页岩气储层孔隙结构非均质性特征[J].天然气地球科学,2015,26(8):1455-1463.]

[14] Wang Shufang,Zou Caineng,Dong Dazhong,et al.Biogenic Silica of organic-rich shale in Sichuan Basin and its significance for shale gas[J].Acta Scientiarum Naturalium Universitatis Pekinensis,2014,50(3):476-486.[王淑芳,邹才能,董大忠,等.四川盆地富有机质页岩硅质生物成因及对页岩气开发的意义[J].北京大学学报,2014,50(3):476-486.]

[15] Zheng Herong,Gao Bo,Peng Yongmin,et al.Sedimentary evolution and shale gas exploration direction of the Lower Silurian in Middle:Upper Yangtze area[J].Journal of Palaeogeography,2013,15(5):645-656.[郑和荣,高波,彭勇民,等.中上扬子地区下志留统沉积演化与页岩气勘探方向[J].古地理学报,2013,15(5):645-656.]

[16] Hu Dongfeng,Zhang Hanrong,Ni Kai,et al.Main controlling factors for gas preservation conditions of marine shales in southeastern margins of the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2013,34(6):17-23.[胡东风,张汉荣,倪楷,等.四川盆地东南缘海相页岩气保存条件及其主控因素[J].天然气工业,2014,34(6):17-23.]

[17] Hu Weiguang,Liu Zhujiang,Fan Chunhua,et al.Seismic prediction and evaluation of fractures in Silurian Longmaxi shale at J area in Sichuan Basin[J].Marine Origin Petroleum Geology,2014,19(4):25-30.[胡伟光,刘珠江,范春华,等.四川盆地J 地区志留系龙马溪组页岩裂缝地震预测与评价[J].海相油气地质,2014,19(4):25-30.]

[18] Hu Suyun,Tian Keqin,Liu Guangdi,et al.Dissection of calibrated units and key parameters for oil and gas resource assessment[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(supplement):49-54.[胡素云,田克勤,柳广弟,等.刻度区解剖方法与油气资源评价关键参数研究[J].石油学报,2005,26(增刊):49-54.]

[19] Wang Zhiyong,Jin Ying,Liang Guibin,et al.Dissection study on calibrated unit of coal-formed hydrocarbon in Taibei Sag of Turpan:Hami Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(Supplement):77-81.[王志勇,金颖,梁桂宾,等.吐哈盆地台北凹陷煤成烃刻度区解剖研究[J].石油学报,2005,26(增刊):77-81.]

[20] Yu Shun,Liu Guangdi,Sun Mingliang,et al.Assessment of petroleum resource for calibrated area of Ordovician carbonate reservoir in Tabei Uplift[J].Journal of China University of Petroleum,2013,37(6):24-30.[喻顺,柳广弟,孙明亮,等.塔北隆起奥陶系海相碳酸盐岩刻度区油气资源评价[J].中国石油大学学报:自然科学版,2013,37(6):24-30.]

[21] Wu Guanghui,Ji Yungang ,Zhao Rende ,et al.A new method of oil and gas resource evaluation and its application in Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2007,18(1):41-44.[邬光辉,吉云刚,赵仁德,等.一种油气资源量计算新方法及其应用[J].天然气地球科学,2007,18(1):41-44.]

[22] Fan Jiuxuan,Melchin J Ml,Chen Xu,et al.Biostratigraphy and geography of the Ordovician:Silurian Lungmachi black shales in south China[J].Science China:Earth Science,2011,54:1854-1863.[樊隽轩,Michael J M,陈旭,等.华南奥陶一志留系龙马溪组黑色笔石页岩的生物地层学[J].中国科学:地球科学,2012,42(1):130-139.]

[23] Wang Qingchen,Yan Detian,Li Shuangjian.Tectonic-Environmental model of the Lower Silurian high-quality hydrocarbon source rocks from south China[J].Acta Geologica Sinica,2008,82(3):289-297.[王清晨,严德天,李双建.中国南方志留系底部优质烃源岩发育的构造一环境模式[J].地质学报,2008,82(3):289-297.]

[24] Julia F W Gale,Robert M Reed,Jon Holder.Natural fractures in the Barnett shale and their importance for hydraulic fracture treatments[J].AAPG Bulletin,2007,91(4):603-622.

[25] Creties Jenkins,Ahmed Ouenes,Abdel Zellou,et al.Quantifying and predicting naturally fractured reservoir behavior with continuous fracture models[J].AAPG Bulletin,2009,93(11):1597-1608.