引用本文

Zhang Jian,Wang Lansheng,Yang Yueming,et al.The development and application of the evaluation method of marine shale gas in Sichuan Basin[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):433-441.[张鉴，王兰生，杨跃明,等.四川盆地海相页岩气选区评价方法建立及应用[J].天然气地球科学，2016,27(3):433-441.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0433

四川盆地海相页岩气选区评价方法建立及应用

更多

张鉴1，2 ， 王兰生1，2，杨跃明1，2，万茂霞1，2，邹春艳1，2，邓鸿斌1，2，孔令明1，2 

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都610050;2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川成都610050）

作者简介：张鉴（1976-），男，四川威远人，高级工程师，主要从事页岩气地质综合研究.E-mail：zhangjian420@petrochina.com.cn.

基金项目：国家科技重大专项“页岩气勘探开发关键技术——南方海相页岩气开采试验”（编号：2012ZX05018-006）；国家“973”计划项目“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究—南方海相典型区块页岩气开发理论与技术适应性研究”（编号：2013CB228006）；国家“973”计划项目“中国南方古生界页岩气赋存富集机理和资源潜力评价—南方古生界典型区块页岩气勘探潜力评价—长宁典型区块古生界页岩气勘探潜力评价”（编号：2012CB214706-03）联合资助.

摘要  
四川盆地寒武系底部和志留系底部各存在一套良好的高成熟度、高有机质丰度、类型好的优质页岩，是页岩气勘探开发的有利目标层系，通过页岩的岩石矿物学、有机地球化学、含气性、物性等特征参数的研究，确定了龙马溪组为现阶段页岩气勘探的重点层系，结合勘探生产实际，提出了页岩气的有利区、建产区和核心建产区的优选方法，经勘探实践证明，方法有效可行。

关键词： 四川盆地       筇竹寺组       龙马溪组       页岩气有利区       建产区      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0433-09

The development and application of the evaluation methodof marine shale gas in Sichuan Basin

Zhang Jian1，2 ，Wang Lan-sheng1，2，Yang Yue-ming1，2，Wan Mao-xia1，2，Zou Chun-yan1，2，Deng Hong-bin1，2，Kong Ling-ming1，2 

（1.Exploration and Development Institute of Southwest Oil & Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 610050,China;2.Sichuan Provincial Key Lab of Shale Gas Evaluation and Exploitation,Chengdu 610050,China）

Abstract  
A set of shale with high quality,high maturity,large abundance and good type of organic matter exist at the bottoms of Cambrian and Silurian in Sichuan Basin,which are favorable target of shale gas exploration and development.Through characteristic parameter research of petromineralogy,organic geochemistry,gas content and physical properties,we confirm Longmaxi Formation is the main strata of shale gas exploration at the stage.Combined with exploration and producing practice,we put forward the optimization methods of shale gas favorable area,producing area and core producing area.And practice has proved that these methods are effective.

Key words： Sichuan Basin;       Qiongzhusi Formation;       Longmaxi Formation;       Shale gas favorable area;       Production area;      

引言

页岩气为产自极低孔隙度和渗透率、以富有机质页岩为主的储集岩系中的天然气。气体成分以甲烷为主，赋存方式为游离气和吸附气并存，属自生自储、原位饱和成藏[1]。页岩气是一种现实的资源。美国2012年页岩气产量达2 653×108m3，大大超过我国当年的常规天然气年产量1 077×108m3。我国具有丰富的页岩气资源，美国能源部能源信息署(EIA)网站2013年发布信息表明[2]：中国页岩气技术可采储量为31.55×1012m3；我国国土资源部发布的中国页岩气技术可采储量为25×1012m3[3,4]，这些均表明我国页岩气具有广阔的勘探开发前景。 根据国土资源部的全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果，四川省页岩气资源量为27.50×1012m3，占全国的20.46%，页岩气可采资源量可达4.42×1012m3，占全国的17.67%，资源量和可采资源量均居全国第一[3,4]。从目前的勘探认识来看，并非有页岩就有页岩气，有页岩气就有工业产能[5]。而且四川盆地经历了多期构造运动，构造条件较为复杂，对于如何找到页岩气有利的勘探开发区块，实现经济效益的开发页岩气，首先需要建立四川盆地海相页岩气选区评价方法。

1 优质页岩的特征及有利目标层位优选

四川盆地是上扬子准地台西缘的一个大型构造兼沉积盆地，盆地内在前震旦系的基底之上，经历了震旦纪—中三叠世的海相碳酸盐岩台地和中三叠世以后的内陆湖盆2个沉积演化阶段，整个沉积地层的发展具多旋回，多层系的特点。在寒武系筇竹寺组、奥陶系大乘寺组、志留系龙马溪组、二叠系龙潭组、三叠系须家河组和侏罗系大安寨组等层系都存在大套页岩[6]。海相页岩主要发育在寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组—志留系龙马溪组(以下简称“龙马溪组”)，盆地除部分地区遭受剥蚀外，其余地区分布稳定，筇竹寺组和龙马溪组底部均发育一套高伽马、黑色的富有机质页岩（图1,图2），是现阶段页岩气勘探开发的有利目标层系[7-10]。 实验数据表明，这2套页岩有机质组分以腐泥组为主，含少量沥青组，基本不含壳质组、镜质组、惰质组，类型以Ⅰ型为主，说明沉积时候水体中的藻类、浮游生物是最主要的有机质来源，具有很好的生烃能力。

图1     四川盆地筇竹寺组残厚分布
Fig.1     Residual thickness distribution map of Qiongzhusi Formation,Sichuan Basin

龙马溪组底部黑色页岩有机碳含量在0.82%～9.64%之间，平均值在2.13%～4.64%之间；筇竹寺组底部黑色页岩机碳含量在1.15%～13.36%之间，平均值在1.45%～5.33%之间；这2套黑色页岩有机碳含量高，有利于吸附气的吸附和有机孔的生成。 龙马溪组有机质成熟度(RO)在1.7%~2.7%之间，平均值为2.03%，处于过成熟度阶段，有机质成熟度高。筇竹寺组RO值在2.44%~2.57%之间，平均值为2.52%，成熟度高于龙马溪组。RO值随着深度的增加而增加，各井所在地区由于经历了不同的构造演化，沉积埋藏过程，其RO值略有不同，但都处于过成熟阶段，以产干气为主。 龙马溪组和筇竹寺组页岩的矿物成分主要有石英、长石、方解石、白云石、黄铁矿，其中石英含量最高，一般在40%~70%之间，其余矿物含量变化不一，但总体上变化不大。黏土矿物主要有伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，其中伊利石含量最高。 龙马溪组底部的富有机质黑色页岩平均孔隙度为5.28％，高于筇竹寺组的2.56％；其基质渗透率基本上分布在(0.01～1 000)×10-3μm2之间，其含气饱和度主要集中在40～70％之间，平均值在50％左右。 以TOC>2%作为优质页岩划分标准，四川盆地优质页岩厚度范围值在30~60m之间，平均值为44m，厚度较大。 以上指标均表明龙马溪组和筇竹寺组的底部均 黑色的富有机质页岩在四川盆地及其周缘的分布稳定，各项参数指标均较好，龙马溪组页岩气评价的各项指标优于筇竹寺组。实际钻探成果表明，以龙马溪组为目的层的页岩气井经压裂后均获气，W1井在筇竹寺组获气，N6井未获气，表明威远地区筇竹寺组具有一定的页岩气勘探前景，而长宁地区相对较差。因此在勘探的初期阶段将龙马溪组作为页岩气勘探开发的优先层位。

2 有利区、建产区、核心建产区优选评价方法

在四川盆地的勘探开发中认为，页岩气有利区是指在页岩气勘探开发的初期阶段，经过研究认为能通过钻井获得页岩气的区域，建产区是指在有利区中，经过评价井认为能够进行集中建产的区域，核心建产区是指经过进一步优选评价，能够进行规模效益开发的区域。 北美地区许多公司在页岩气评价选区中所关注的影响页岩气藏形成规模和产能大小的主要有页岩厚度、埋深、有机质丰度、有机质成熟度、页岩含气性、矿物组成、物性和力学性质等8个方面的关键地质因素，根据实际参数研究，将这8个方面的因素分解为有机碳、成熟度、脆性矿物、黏土矿物、孔隙度、渗透率、含水饱和度、杨氏模量、泊松比、含气量、埋深和厚度等12项参数[7-10]。 通过四川盆地周边浅井以及长宁和威远页岩气评价井钻探资料表明，龙马溪组底部优质页岩段厚度为33.0～50.6m，有机碳含量为2.2%～5.3%，脆性矿物含量为53.89%～74.0%，黏土含量为26.0%～46.11%，孔隙度为2.5%～6.0%，成熟度为1.7%~2.7%，渗透率为(10～10)×10-3μm2，含气量为2.3～6.47m3/t，杨氏模量为(2.02~4.6)×104MPa，泊松比为0.12~0.3。与北美主要页岩气产区的静态地质条件基本相当[11,12]（表1）。

图2     四川盆地龙马溪组残厚分布
Fig.2     Residual thickness distribution map of Longmaxi Formation,Sichuan Basin

表1     蜀南地区与北美页岩储层特征对比
Table 1     Correlation table of shale reservoir characteristics between Shu’nan area and North America
参数BarnettFayettevilleWoodfordHaynesvilleMarcellus长宁—威远龙马溪组
深度/m1 980~1 600366~2 2861 800~3 3503 350~3 9501 220~2 4401 500~4 000
总厚度/m15~100095~120360~39615~15017~15030~210
有效厚度/m31~18315~6191~11661~10718~6833.4～50.6
热成熟度RO/%0.8~1.31.2~3.00.9~1.71.8~2.50.7~2.52.03%
TOC/%4.54.0~9.86.0~6.50.5~4.00.4~10.52.2~5.3
硅质含量/%35~5020~6052~703420~6040~61
钙质含量/%0~80(平均为10)10~360~78(平均为5)15~50(上部);20~40(下部)0~77(平均为21)11~25
黏土含量/%20~40<3020~3520~353426.0～46.1
总孔隙度/%4.54~124~128~151.6~7.02.5~6.0
虽然四川盆地龙马溪组页岩储层和北美的参数基本相当，但通过研究发现，四川盆地与北美相比至少存在4个不利因素：①四川盆地所处扬子地台经历的构造运动次数多而且剧烈，所以页岩气藏经历的改造历史和保存条件显然不同于北美地台。②四川盆地页岩气有利区有机质演化程度处于高—过成熟阶段，而美国页岩气主要处于高成熟阶段。随着成熟度增加，页岩气藏的成藏条件会有哪些变化目前还不十分清楚。③四川盆地页岩气藏埋深小于3 000m的范围相对较少，部分页岩储层埋深可超过5 000m，而美国泥盆系、密西西比系页岩埋深范围介于1 000～3 500m之间。④中国南方页岩气有利区多处于丘陵—低山地区，地表条件比美国复杂得多[5]。此外，通过勘探实践证明，压力系数、保存条件[13-15]、距离剥蚀线距离等因素对于能否钻获页岩气也至关重要。 目前四川盆地主要页岩气的勘探区块长宁和威远地区在地质条件上也存在一定差异，威远地区龙马溪组遭受不同程度的剥蚀，但志留系没有出露地表，而长宁地区地层保存相对完整，但在长宁背斜核部已剥蚀至寒武系。因此保存条件对这2个区块的页岩气勘探开发十分重要。 长宁地区F井，筇竹寺组有机碳含量大于2.0%的页岩厚度共35m，有机碳平均含量为3.3%，总含气量约为0.8m3/t，经压裂后测试产水，说明保存条件的好坏能直接影响勘探结果。 实际钻探发现，距离剥蚀线或断层越近，页岩储层的含气性也会差，即便储层的有机质丰度、成熟度、物性、矿物成分等特征有利于开发页岩气，也不能获得好的开发效果。长宁地区H井，位于长宁背斜南翼，井旁并无大的断裂构造，该井距离龙马溪组剥蚀线仅3km，龙马溪组有机碳大于2%的页岩厚度为38.2m，有机碳含量为2.7%，有效孔隙度为4.3%，硅质含量为54.9%，黏土含量为35.3%，含气量为(0.5～4.0)m3/t，渗透率为(1.22～0.268)×10-3μm2，各项指标均较好，但经压裂后测试仅获微气；威远区块A井距离志留系龙马溪组剥蚀区距离约为7km，测试日产量为0.26×104m3，而其他距离剥蚀区较远的井，不仅测试产量较好，而且地层压力系数也较大。表明在评价页岩储层时，距离剥蚀区距离是不能忽视的重要因素，综合考虑距离剥蚀线应该在7km以上。 长宁地区J井，位于长宁背斜北翼，龙马溪组有机碳含量大于2%的页岩厚度为49m，有机碳含量为2.8%，有效孔隙度为4.2%，硅质含量为57.0%，黏土含量为33.0%，含气量为3.2m3/t，各项指标均较好，该井在压裂后获得了0.99×104m3天然气，但很快就出水，可能是由于该区存在如图3和图4所示的小断层①和大断层②(其中断层2距离井口1.5km)，离井位较近，沟通了震旦系的水层，因此综合考虑在选区评价时距离断层应该超过1.5km。

图3     长宁J井过井地震剖面
Fig.3     Seismic section through Well Changning J

图4     长宁J井构造埋深
Fig.4     Structure burial depth map of Well Changning J

从目前钻探井的情况来看，压力系数越高的井产量也较高，不仅在长宁和威远地区的页岩气评价井表现出来这个特点，四川盆地东南部焦石坝区块的压力系数也较高，目前已经进入规模化开采，说明压力系数对单井产量也是一个影响因素，要实现页岩气的效益开发，单井产量是非常重要的因素，因此在进行选区评价时，应优先考虑异常高压的区块(压力系数>1.2)。 根据北美地区页岩气勘探开发经验、选区评价的参数指标，以及各区块的参数指标，结合四川盆地实际情况，提出了综合页岩矿物组成、地球化学特征、储层特征、盖层、岩石力学性质、资源条件、含气性、保存条件和埋深等9个方面19项参数指标[16-24]，对页岩气有利区、建产区和核心建产区进行标准选择（表2）。

3 四川盆地页岩气有利区块优选

按照表3所列页岩气有利区的优选标准，结合资料井和评价井的分析数据，认为四川盆地志留系龙马溪组底部的黑色页岩的品质均可达到有利区标准。在区域上分布稳定而连续发育，结合龙马溪组埋深及保存条件，优选了威远、长宁、富顺—永川、天宫堂、忠县—丰都、宣汉—巫溪、璧山—合江等7个页岩气勘探开发的有利区，其中长宁和威远区块目的层位为龙马溪组和筇竹寺组，其他区块由于筇竹寺组埋深太大，目的层位为龙马溪组。在资料相对丰富的威远和长宁地区钻探了W1井、N1井等一批直井评价井，2个区块在龙马溪组的评价井均通过压裂成功获气，钻探成果证实长宁—威远地区龙马溪组页岩具有较好的页岩气勘探前景。

4 建产区优选

根据初期评价井的钻探，结合压力系数大于1.2（图5,图6），保存条件好，构造平缓，距离剥蚀线距离大于7km，距离断层3km等条件，优选了长宁地区 1 200km2、威远地区1 000km2的建产区（图7,图8）。 实际钻探结果表明，在建产区范围内，水平井均获得

表2     页岩气有利区、建产区和核心建产区的优选指标及阈值
Table 2     Optimization index and threshold value of shale gas favorable area,producing area and core producing area
参数有利区建产区核心建产区参数有利区建产区核心建产区
有机碳/%>2>2>2埋深/m<4 000<4 000<4 000
成熟度/%>1.35>1.35>1.35优质页岩厚度/m>30>30>30
脆性矿物/%>40>40>40压力系数->1.2>1.2
黏土矿物/%<30<30<30构造条件-构造平缓构造平缓
孔隙度/%>2>2>2距剥蚀线距离/km->7>7
渗透率/(×10-3μm2)>100>100>100距断层距离/km->1.5>1.5
含水饱和度/%<45<45<45评价井-评价井控制有评价井控制
杨氏模量/(×104MPa)2.072.072.07水平井--高产水平井
泊松比0.250.250.25三维地震--三维地震资料
含气量/(m3/t)>2>2>2

图5     威远区块龙马溪组压力系数等值线
Fig.5     Stress contour of Weiyuan block

了较好的钻探效果，直井最高产量为2.75×104m3/d，水平井最高产量为16.5×104m3/d，短期试采情况证实，建产区内页岩气水平井试采稳定，能够实现页岩气的效益开发。

图6     长宁区块龙马溪组压力系数等值线
Fig.6     Stress contour of Changning block

图7     威远区块龙马溪组页岩气建产区位置
Fig.7     Location map of shale gas producing area,Longmaxi Formation,Weiyuan

图8     长宁区块龙马溪组页岩气建产区位置
Fig.8     Location map of shale gas producing area,Longmaxi Formation,Changning

5 核心建产区优选

在长宁和威远2个地区的建产区范围内，根据钻获的高产井位置，结合储层品质、保存条件等综合因素，实施了三维地震，在三维地震资料基础上，选取了N1、W2、W4这3个核心建产区（图9,图10）部署了开发平台，编制了开发实施方案，计划在2014—2015年新钻井121口，新建平台23个，2015

图9     威远建产区井位示意
Fig.9     Location map of shale gas core producing area,Weiyuan

图10     长宁建产区井位示意
Fig.10     Location map of shale gas core producing area,Changning

年建成产能20×108m3。在实际实施过程中，各个核心建产区内均获得了高产页岩气井（表3），试采效 果好（图11），2015年底日产量突破700×104m3/d，实现了20×108m3产能的建设目标。

6 结论

(1)四川盆地经历了多期构造运动，地质条件复杂，但龙马溪组海相品质较好，基本参数与北美页岩

表3     长宁—威远地区部分井测试产量一览
Table 3     Part of well test outputs,Changning-Weiyuan area
序号井号层位水平段长/m压裂段数测试产量(×104m3/d)
1N11龙马溪组1 0451015.00
2N3-4龙马溪组1 5002327.40
3N2-2龙马溪组1 2001521.02
4W4龙马溪组1 0021116.50
5W1-2龙马溪组1 5001711.75
6W2-4龙马溪组1 6001928.18

图11     N3-4井排采曲线
Fig.11     Drainage curve of Well N3-4

气区块基本相当，是目前四川盆地页岩气开采最有力的层系。 (2)在页岩气有利勘探目标区块优选评价中，除了要依据页岩储层品质的岩矿、有机地球化学、物性、含气性和力学特征进行优选外，必须要考虑保存条件、地层剥蚀状况、断层条件等因素。 (3)综合19项页岩气评价参数及阈值，提出了 有利区、建产区和核心建产区的优选方法。 (4)应用选区评价方法在四川盆地优选了7个有利区、2个建产区和3个核心建产区，其中3个核心建产区已经编制了开发方案，正在进行规模化开采，取得较好成效。

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