彭水地區(qū)常壓頁巖氣儲層特征及有利區(qū)評價

彭勇民，龍勝祥，何希鵬，唐建信，聶海寬，高玉巧，薛 岡，凡渝東，劉雨林

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院有限公司，北京100083；2.中國石化頁巖油氣勘探開發(fā)重點實驗室，北京100083；3.中國石化華東油氣分公司，江蘇南京210019；4.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京100083）

近幾年來，常壓頁巖氣領域已成為我國研究熱點，四川盆地之外分布較廣的常壓型頁巖氣藏[1]，面積大、資源廣。彭頁HF-1 井試氣獲得的產(chǎn)量最高為2.52×104m3/d，實現(xiàn)了中國南方盆緣復雜構造帶殘余向斜的海相常壓頁巖氣勘探突破。2019年，四川盆地邊緣南川地區(qū)勝頁2井壓裂試氣獲產(chǎn)量30×104m3/d，取得了常壓頁巖氣商業(yè)發(fā)現(xiàn)，具有良好的開發(fā)潛力。

頁巖儲層的研究已取得了一些長足的進展。在微觀孔隙結構研究方面：有些地質(zhì)家通過圖像直接法，如氬離子拋光掃描電鏡、納米CT、聚焦離子束（FIB）實驗測量及圖像肉眼觀察等，認為五峰—龍馬溪組有機質(zhì)孔為優(yōu)勢儲集空間，孔徑為中孔至大孔（2～200 nm）[2-5]，通過間接法，如氮氣吸附法、高壓壓汞法等，認為屬于微孔與介孔[6-8]；另外一些學者提出，優(yōu)質(zhì)頁巖的儲集空間以有機質(zhì)孔、層理縫為主，且頁巖孔隙連通性較好[9-10]。在儲層裂縫研究方面：常壓區(qū)大多位于四川盆地之外的構造復雜區(qū)，頁巖儲層中常見斷層及派生的次生裂縫，對頁巖氣保存至關重要[11]。四川盆地東南緣的丁山地區(qū)中，距離齊岳山斷裂較近的DY1 井高角度縫發(fā)育，導致保存條件與含氣性變差[12]。一些研究者認為昭通地區(qū)南側頁巖儲層的北東、北西向中—高角度縫異常發(fā)育時，開發(fā)井的產(chǎn)量很低，對應在露頭上可見縫長2～10 m、縫間距0.4 m[13]的中—高角度裂縫；但是，另一些學者認為，裂縫有利于頁巖氣的保存與富集。涪陵頁巖氣田大量的頁理縫改善了儲滲能力，有利于高產(chǎn)[8]。徐政語等[14]提出昭通地區(qū)羅場向斜頁巖變形相對較弱、高角度微裂縫欠發(fā)育的Ι3與Ι4小層有利于高產(chǎn)。此外，國外的Barnett 頁巖中的天然裂縫有利于儲滲、壓裂改造和增產(chǎn)[15]。

國外常壓頁巖氣開發(fā)經(jīng)驗和成果對我國常壓頁巖氣開發(fā)具有重要啟發(fā)作用。美國費耶特維爾（Fayetteville）頁巖區(qū)是目前唯一成功開發(fā)的常壓頁巖氣田，既有高產(chǎn)井，又有中低產(chǎn)井，早在2009年，鉆井數(shù)就已達到2 014 口[16]，年產(chǎn)氣量達144.53×108m3[美國能源信息署（EIA），2013年發(fā)布]。該氣藏典型水平井垂深為1 676 m，TOC（總有機碳含量）介于1.7%～9.8%[17]，平均4.04%[18]，Ro（鏡質(zhì)體反射率）介于1.2%～3.0%，孔隙度約2 %～8 %[16]，總含氣量為1.7～6.2 m3/t，地層壓力系數(shù)為0.9。氬離子拋光掃描電鏡瀏測量有機質(zhì)孔大小為5～50 nm，3D FIB 測量有機質(zhì)孔眾數(shù)大小為30 nm[18]。通過大數(shù)據(jù)、遞減率和數(shù)值模擬，認為Fayetteville 頁巖氣開發(fā)區(qū)的高性能或高產(chǎn)量井占比達50%以上，并且高產(chǎn)井與高頁巖氣資源豐度、高TOC、天然裂縫、水平段長度、壓裂段數(shù)總體上呈現(xiàn)正相關，因此，與水平井方位平行的天然裂縫是高產(chǎn)量的關鍵因素[16]。

國內(nèi)外研究說明，關于頁巖儲層的孔隙大小、裂縫發(fā)育程度的認識存在分歧，常壓頁巖氣儲層評價研究也較為薄弱，這些均有待深入探討。

1 地質(zhì)背景

彭水地區(qū)主要為南川區(qū)至彭水縣一帶（圖1），構造上處于川東南武陵褶皺帶，屬川東南—湘鄂西“槽—擋”過渡區(qū)的西側，構造形態(tài)特征為NE向復向斜和復背斜相間分布。

圖1 彭水地區(qū)武隆向斜Fig.1 Wulong Syncline in Pengshui area

彭水區(qū)目的層為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部含氣頁巖段，厚約220 m，可進一步細分為9 個小層（圖2）。受深水陸棚相與古陸控制[1]，自西向東，①—⑤小層優(yōu)質(zhì)頁巖從隆頁1井至彭頁1井向江南古陸方向出現(xiàn)上超變薄的現(xiàn)象，由隆頁1井的32 m 變薄至彭頁1 井的24 m，其頁巖氣富集條件優(yōu)良。①—⑤小層頁巖層段的TOC平均為3.45 %，Ro平均為2.50%?？v向上，自下而上TOC總體呈減小的趨勢；側向上，隆頁1井的TOC高于焦頁1井，彭頁1 井最低，脆性礦物含量為71.2%，可壓性好?，F(xiàn)場測試含氣量平均為2.13 m3/t，彭頁1井顯示以吸附氣為主，游離氣次之[1]。

2 常壓頁巖氣儲層特征

圖2 隆頁1井頁巖氣富集條件Fig.2 Shale gas enrichment conditions of well-Longye-1

與超壓頁巖氣藏相比，常壓區(qū)有機質(zhì)孔隙形態(tài)多呈長條狀，儲集空間以有機質(zhì)孔隙、頁理縫為主，并且高角度縫及層理縫更發(fā)育。

2.1 頁巖巖心尺度裂縫特征

巖心尺度裂縫發(fā)育的差異性反映了小層級別的頁巖氣遷移及富集程度。研究發(fā)現(xiàn)常壓區(qū)天然裂縫尤其是高角度縫較為發(fā)育[12-13]，并且?guī)r心多尺度裂縫導致氣測突然降低或增高，小層級別的頁巖氣發(fā)生遷移。

通過隆頁1井巖心觀察發(fā)現(xiàn)多類型、多期次的裂縫：第一期為層理縫或頁理縫，形成于早、晚成巖期之間；第二期和第三期為構造成因的高角度裂縫，切穿頁理縫與層面，時間上均晚于頁理縫（圖3a）。①小層見大型裂縫[19]，勘探實踐結果揭示①小層的TOC高，則氣測也應高，但其氣測突然降低，對比焦頁1井的鉆探工程參數(shù)，如泥漿密度、泥漿黏度和鉆時，推測TOC高而氣測突然降低的現(xiàn)象是頁巖氣沿裂縫向上遷移至③小層的結果（圖2）。根據(jù)隆頁1 井巖心觀察與成像測井資料分析，發(fā)現(xiàn)該井水平縫與頁理縫較發(fā)育，層理縫密度為54 層/m[20]，以①、③、⑤小層為最好，④小層屬于中等。另外，①小層高角度裂縫十分發(fā)育（圖3b，表1），裂縫縱向上延伸最長為1.3 m，為斷裂派生的次生裂縫，屬大型、巨型裂縫。①小層大型高角度裂縫引起氣體向上遷移而造成氣測偏低，相反，觀察超壓區(qū)的焦頁1 井發(fā)現(xiàn)①小層見裂縫共計8 條，裂縫長0.5～30 cm，一般長10 cm，僅發(fā)育小、中型裂縫。裂縫發(fā)育程度與規(guī)模的差異表明：由東向西，構造的改造作用逐漸減弱[20]。

圖3 彭水地區(qū)頁巖孔隙類型與特征Fig.3 Types and characteristics of shale pore in Pengshui area

2.2 多尺度多類型孔隙的定量表征

針對常規(guī)手段不能刻畫頁巖儲層基質(zhì)中的納米級尺度孔隙的問題，從肉眼、定量、三維觀測角度上開展了多尺度多類型孔隙的定量表征，通過集成納米CT、氬離子拋光掃描電鏡、3D FIB、Maps實驗等高分辨率納米測試增強技術，建立了頁巖氣儲層定量表征方法與相應流程。

具體的流程為：第一步，利用成本稍低、技術先進成熟的納米CT、氬離子拋光掃描等實驗測試技術，從微米級視域范圍內(nèi)直觀、快速地肉眼觀察頁巖無機孔、有機質(zhì)等頁巖基質(zhì)孔隙及發(fā)育程度；第二步，基于更高分辨率的3D FIB 實驗測試技術，定性與定量從微米級視域范圍內(nèi)觀察基質(zhì)孔隙的三維大小、體積分布與孔隙連通性；第三步，基于Maps 實驗測試新方法及5 級倍率（原大、1 000 倍、2 000 倍、5 000倍、20 000倍），可以從毫米級、厘米級視域范圍內(nèi)定量描述不同尺度有機孔的納米孔大小、多尺度多類型孔隙面孔率、孔隙與頁理縫或?qū)永砜p占比，以及連通性研究。通過此方法，可建立頁巖儲層孔隙網(wǎng)絡模型，為測井評價、頁巖氣分子模擬、數(shù)值模擬提供約束和依據(jù)。

表1 彭水地區(qū)彭頁1井巖心裂縫描述Table1 Core fracture description of well-Pengye-1 in Pengshui area

重點針對隆頁1井、彭頁1井，選擇高TOC、高含氣量、高氣測的①和③小層進行取樣，采用該表征方法，開展有機質(zhì)孔的發(fā)育特征對比研究。

2.2.1 有機質(zhì)孔形態(tài)大小和體積

常壓與超壓區(qū)的有機質(zhì)孔隙形態(tài)、大小具有差異性，常壓區(qū)有機質(zhì)孔隙的長條狀孔與多邊形孔增多、小孔數(shù)量減少，孔隙的連通性均較差。

從氬離子拋光掃描電鏡看，常壓區(qū)的彭頁1井長條狀孔較多，有機質(zhì)小孔數(shù)量少（圖3c），仍屬于大孔[7]，大孔被壓實變形、小孔被封閉。隆頁1井③小層最大孔徑為280.0 nm，平均孔徑為52.6 nm，屬于大孔（圖3d）。超壓區(qū)的焦頁1 井有機質(zhì)孔呈橢圓形，有機質(zhì)孔以中孔為主（4～47.6 nm），因被超壓保護致使小孔數(shù)量多（圖3f），與楊文新等（2018）[9]對涪陵地區(qū)，王運海（2018）[21]對平橋地區(qū)，朱漢卿等（2018）[22]對昭通地區(qū)的有機質(zhì)孔隙屬于細孔的結論相一致，其中，楊文新等提出直徑小于20 nm的孔隙占總孔隙80%以上。

隨著分辨率的提高，通過統(tǒng)計FIB實驗測量數(shù)據(jù)和每塊樣品的10 000多個孔隙數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)彭頁1井③小層頁巖的孔徑一般為19.3～311.5 nm，算術平均孔徑為49.2 nm，屬于中孔，與肖佃師等[6]依據(jù)吸附—壓汞等全孔徑表征方法所獲得的彭水地區(qū)70%孔體積集中在孔徑小于25 nm的認識較相符。但是，體積加權的平均孔徑大小達117.1 nm，屬于大孔，盡管這些大孔個數(shù)占比為14.3%，其孔隙體積之和的占比卻高達77.4%（圖4a、圖4c）。對比超壓帶，焦頁1井③小層孔徑為10.7～885.2 nm，算術平均孔徑為22.8 nm，比彭頁1井的小，但其體積加權的平均孔徑大小則達132.0 nm，屬于大孔，比彭頁1井的大，大孔個數(shù)占比為14.8%，其孔隙體積之和的占比為89.8%（圖4b、圖4d）。因此，常壓帶彭頁1井可能因為保存條件變差導致大孔壓扁、小孔閉合、算術平均孔徑變大、體積加權平均孔徑變小?？傮w來看，體積加權平均孔徑大于100 nm，比以往的大多數(shù)學者所得出的算術平均孔徑要大得多。何陳誠等（2018）[23]應用場發(fā)射掃描電鏡的實驗結果發(fā)現(xiàn)，龍馬溪組一段下部頁巖樣品孔徑在50～900 nm 的有機孔隙相對最發(fā)育，同樣，高玉巧等（2018）[24]的研究結論也支持有機質(zhì)孔屬于大孔的認識。

根據(jù)孔隙體積的統(tǒng)計與分形理論，認為①—⑤小層優(yōu)質(zhì)頁巖的有機質(zhì)孔中的大孔決定有機質(zhì)孔隙總體積及其孔隙度，盡管典型井對比表明大孔個數(shù)占比少（15%），但其孔隙體積占比多（80%），所以，體積加權平均孔徑為100 nm，屬于大孔，從孔隙體積來看大孔是總體積的主要組成部分，氣體主要賦存于有機質(zhì)大孔之中。美國阿克瑪盆地（Arkoma Basin）晚石炭世費耶特維爾（Fayetteville）常壓頁巖氣藏的儲層有機質(zhì)孔大小為5～50 nm（氬離子拋光掃描電鏡測量），眾數(shù)大小為30 nm（3D FIB 測量），對比發(fā)現(xiàn)，彭水——武隆常壓區(qū)孔隙的孔徑要稍大[18]。

圖4 頁巖儲層孔徑大小與孔隙體積特征Fig.4 Pore diameter size and volume characteristics of shale reservoirs

2.2.2 Maps實驗與多尺度孔隙的定量表征

采用孔隙結構的定量表征方法，開展了隆頁1井多個深度的樣品采集與Maps 實驗。其中，隆頁1 井①小層樣品是順層切取并拋光的小塊，TOC為3.93%，總孔隙度為4.67 %。Maps 實驗結果表明：①小層的層理縫是張開且連續(xù)的，張開寬度為4.69 μm，估算其面孔率為0.53%；順層剪切縫的張開寬度為1.1～2.67 μm（圖5），估算其面孔率為0.86%。有機質(zhì)納米孔孔徑最大為172.8 nm，平均孔徑為37.03 nm?？梢钥闯觯簩永砜p與順層剪切縫的面孔率之和為1.39%，占樣品總孔隙度的29.7%，這說明裂縫對總孔隙度的貢獻約1/3，印證了層理縫與天然構造縫的重要性，F(xiàn)ayetteville頁巖的天然裂縫對孔隙的重要性也是如此[16]。

圖5 隆頁1井①小層Maps實驗結果Fig.5 Maps experimental results of lager ①of well-Longye-1

從圖5可以看出：樣品中的有機質(zhì)顆粒（黑點）是星點分布且孤立的（圖5a、圖5c），從放大圖像看，單個有機質(zhì)顆粒內(nèi)的算術平均有機孔大小屬于中孔，個別為大孔（圖5d、圖5e、圖5f、圖5g），有機質(zhì)顆粒之間基本不連通，單個有機質(zhì)顆粒內(nèi)部的有機質(zhì)孔的連通性也較差。對于層理縫來說，肉眼下或在巖心手標本上看起來似乎是閉合的，但是，不論是層理縫或頁理縫，還是高角度縫，從Maps 實驗結果看則是張開且連通的，成為重要的儲氣與滲流通道，層理縫可見到較多的局部分支，且分支之間也是連通的。

2.3 頁巖儲層物性特征

與超壓頁巖氣藏相比，常壓區(qū)頁巖儲層的孔隙度略低，一般介于3%～5%[24]。彭頁1井含氣頁巖段的7個樣品的巖心實測孔隙度平均為2.91%（圖6a），①—⑤小層的4個樣品巖心實測孔隙度為2.05%；隆頁1井①—⑤小層的34個樣品以1～2 m間隔均勻分布，其孔隙度為4.6 %～5.5 %，平均為4.95 %，比較高；焦頁10井①—⑤小層的27個樣品以1～3 m間隔均勻分布，其巖心實測孔隙度平均3.29%?？傮w上，隆頁1 井頁巖段孔隙度縱向上具有“上下部高、中間低”的三分特征，滲透率呈現(xiàn)了“上部低、下部高”的特征（圖2）。此外，彭頁1井受裂縫的影響（圖3b），出現(xiàn)滲透率異常高而孔隙度中等的現(xiàn)象（圖6b）。超壓區(qū)的焦頁1井孔隙度為4.67%，比彭頁1井高出較多。

圖6 不同鉆井優(yōu)質(zhì)頁巖孔隙度與滲透率對比Fig.6 Comparison of porosity and permeability of high quality shale from different wells

3 常壓頁巖氣儲層評價

根據(jù)廣泛的調(diào)研與大量的開發(fā)井數(shù)據(jù)，選取了TOC、儲層性能和含氣性參數(shù)，新制定了適用于常壓頁巖氣儲層評價的參數(shù)與標準（表2），適用于大面積、區(qū)域性的頁巖氣儲層分類評價，而對于小面積的局部構造（或向斜、背斜等），在個別地質(zhì)評價參數(shù)平面上變化不大，宜考慮靈活應用主要因素或評價參數(shù)加權重的方式，開展儲層分類評價。

針對武隆向斜這個局部構造，采用主要因素加權重的方式，開展儲層分類評價，具體流程分為三步。

第一步，考慮剝蝕區(qū)或保存條件，常壓區(qū)處于構造與次生的天然裂縫復雜區(qū)、靠近剝蝕區(qū)或界線上，對頁巖儲層的含氣性影響很大，由于武隆向斜TOC、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度在平面上變化不大，均屬于一類，因此，結合隆頁1 井等鉆井實際與試氣結果，確定含氣性、孔隙度為主要因素，TOC、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度等為次要因素，對含氣性、孔隙度、TOC、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度分別賦予0.5、0.3、0.1、0.1的權重。

第二步，制作TOC、儲層性能和含氣性等單個評價參數(shù)的相應平面分布圖，并將這些圖件進行疊合，得到頁巖儲層綜合參數(shù)分布平面圖。

第三步，在綜合參數(shù)分布平面圖上，根據(jù)評價參數(shù)標準和不同權重，通過多參數(shù)或多變量疊合法，綜合確定不同類別儲層區(qū)的邊界，評價出不同類型的頁巖氣儲層有利區(qū)。

根據(jù)上述方法，結合巖石相與高、低產(chǎn)原因認識，選擇目前勘探開發(fā)的主要層系，常壓區(qū)五峰—龍馬溪組龍一段含氣頁巖層①—⑤小層開展儲層評價。根據(jù)評價結果將儲層分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，面積分別 為620.22 km2、206.64 km2和256.36 km2（圖7）。重點描述Ⅰ類儲層有利區(qū)，面積為620.22 km2，優(yōu)質(zhì)頁巖平均厚度為32.6 m，TOC平均為4.22%，含氣量平均為3.41 m3/t，鉆遇①—③小層主力頁巖氣產(chǎn)層。隆頁1HF 水平井采用10 mm 油嘴，試氣產(chǎn)量為9.22×104m3/d，隆頁2HF 水平井采用20 mm 油嘴，試氣產(chǎn)量為6.49×104m3/d，均為中產(chǎn)井。該區(qū)屬于有利的深水陸棚相，以富碳高硅頁巖巖石相為主，有機質(zhì)納米孔占優(yōu)勢，大小為37.03～52.7 nm，層理縫發(fā)育，大型、巨型高角度縫較少，綜合評價為有利區(qū)。

4 結論

圖7 武隆向斜①—⑤小層頁巖段儲層分類評價Fig.7 Classification and evaluation of shale reservoir in layer ①—⑤of Wulong syncline

表2 常壓頁巖氣儲層評價參數(shù)與標準Table2 Parameters and its Standard for reservoirs evaluation of normal-pressure shale gas

1）與超壓相比，彭水地區(qū)五峰組—下志留統(tǒng)龍一段優(yōu)質(zhì)頁巖厚度稍?。?4～35 m），頁巖儲層的孔隙度略低（3.5 %～5.0 %），高角度縫及層理縫更發(fā)育。

2）①—⑤小層內(nèi)的優(yōu)質(zhì)頁巖儲集空間以有機質(zhì)孔隙、頁理縫為主。從孔隙體積來看，大孔是主要組成部分，層理縫和天然裂縫的總面孔率占樣品總孔隙度的29.7%。

3）建立了常壓頁巖氣儲層評價參數(shù)與標準，結合壓裂試氣結果，評價出武隆向斜①—⑤小層頁巖段Ⅰ類儲層有利區(qū)為620.22 km2。