彭水地區常壓頁巖氣儲層特征及有利區評價

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研究院有限公司，北京100083；2.中國石化頁巖油氣勘探開發重點實驗室，北京100083；3.中國石化華東油氣分公司，江蘇南京210019；4.中國地質調查局油氣資源調查中心，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 井試氣獲得的產量最高為2.52×104m3/d，實現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勝頁2井壓裂試氣獲產量30×104m3/d，取得了常壓頁巖氣商業發現，具有良好的開發潛力。

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—龍馬溪組有機質孔為優勢儲集空間，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，優質頁巖的儲集空間以有機質孔、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：常壓區大多位于四川盆地之外的構造復雜區，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中，距離齊岳山斷裂較近的DY1 井高角度縫發育，導致保存條件與含氣性變差[12]。一些研究者認為昭通地區南側頁巖儲層的北東、北西向中—高角度縫異常發育時，開發井的產量很低，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[8]。徐政語等[14]提出昭通地區羅場向斜頁巖變形相對較弱、高角度微裂縫欠發育的Ι3與Ι4小層有利于高產。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[15]。

國外常壓頁巖氣開發經驗和成果對我國常壓頁巖氣開發具有重要啟發作用。美國費耶特維爾（Fayetteville）頁巖區是目前唯一成功開發的常壓頁巖氣田，既有高產井，又有中低產井，早在2009年，鉆井數就已達到2 014 口[16]，年產氣量達144.53×108m3[美國能源信息署（EIA），2013年發布]。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，地層壓力系數為0.9。氬離子拋光掃描電鏡瀏測量有機質孔大小為5～50 nm，3D FIB 測量有機質孔眾數大小為30 nm[18]。通過大數據、遞減率和數值模擬，認為Fayetteville 頁巖氣開發區的高性能或高產量井占比達50%以上，并且高產井與高頁巖氣資源豐度、高TOC、天然裂縫、水平段長度、壓裂段數總體上呈現正相關，因此，與水平井方位平行的天然裂縫是高產量的關鍵因素[16]。

國內外研究說明，關于頁巖儲層的孔隙大小、裂縫發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 地質背景

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

圖1 彭水地區武隆向斜Fig.1 Wulong Syncline in Pengshui area

彭水區目的層為上奧陶統五峰組—下志留統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小層優質頁巖從隆頁1井至彭頁1井向江南古陸方向出現上超變薄的現象，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，常壓區有機質孔隙形態多呈長條狀，儲集空間以有機質孔隙、頁理縫為主，并且高角度縫及層理縫更發育。

2.1 頁巖巖心尺度裂縫特征

巖心尺度裂縫發育的差異性反映了小層級別的頁巖氣遷移及富集程度。研究發現常壓區天然裂縫尤其是高角度縫較為發育[12-13]，并且巖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生遷移。

通過隆頁1井巖心觀察發現多類型、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，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象是頁巖氣沿裂縫向上遷移至③小層的結果（圖2）。根據隆頁1 井巖心觀察與成像測井資料分析，發現該井水平縫與頁理縫較發育，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，觀察超壓區的焦頁1 井發現①小層見裂縫共計8 條，裂縫長0.5～30 cm，一般長10 cm，僅發育小、中型裂縫。裂縫發育程度與規模的差異表明：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

針對常規手段不能刻畫頁巖儲層基質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直觀、快速地肉眼觀察頁巖無機孔、有機質等頁巖基質孔隙及發育程度；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觀察基質孔隙的三維大小、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、孔隙與頁理縫或層理縫占比，以及連通性研究。通過此方法，可建立頁巖儲層孔隙網絡模型，為測井評價、頁巖氣分子模擬、數值模擬提供約束和依據。

表1 彭水地區彭頁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，開展有機質孔的發育特征對比研究。

2.2.1 有機質孔形態大小和體積

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

從氬離子拋光掃描電鏡看，常壓區的彭頁1井長條狀孔較多，有機質小孔數量少（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）。超壓區的焦頁1 井有機質孔呈橢圓形，有機質孔以中孔為主（4～47.6 nm），因被超壓保護致使小孔數量多（圖3f），與楊文新等（2018）[9]對涪陵地區，王運海（2018）[21]對平橋地區，朱漢卿等（2018）[22]對昭通地區的有機質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，通過統計FIB實驗測量數據和每塊樣品的10 000多個孔隙數據，發現彭頁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]依據吸附—壓汞等全孔徑表征方法所獲得的彭水地區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]應用場發射掃描電鏡的實驗結果發現，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育，同樣，高玉巧等（2018）[24]的研究結論也支持有機質孔屬于大孔的認識。

根據孔隙體積的統計與分形理論，認為①—⑤小層優質頁巖的有機質孔中的大孔決定有機質孔隙總體積及其孔隙度，盡管典型井對比表明大孔個數占比少（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孔大小為5～50 nm（氬離子拋光掃描電鏡測量），眾數大小為30 nm（3D FIB 測量），對比發現，彭水——武隆常壓區孔隙的孔徑要稍大[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，Fayetteville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，單個有機質顆粒內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），有機質顆粒之間基本不連通，單個有機質顆粒內部的有機質孔的連通性也較差。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），出現滲透率異常高而孔隙度中等的現象（圖6b）。超壓區的焦頁1井孔隙度為4.67%，比彭頁1井高出較多。

圖6 不同鉆井優質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

根據廣泛的調研與大量的開發井數據，選取了TOC、儲層性能和含氣性參數，新制定了適用于常壓頁巖氣儲層評價的參數與標準（表2），適用于大面積、區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），在個別地質評價參數平面上變化不大，宜考慮靈活應用主要因素或評價參數加權重的方式，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，考慮剝蝕區或保存條件，常壓區處于構造與次生的天然裂縫復雜區、靠近剝蝕區或界線上，對頁巖儲層的含氣性影響很大，由于武隆向斜TOC、優質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、優質頁巖厚度等為次要因素，對含氣性、孔隙度、TOC、優質頁巖厚度分別賦予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分布平面圖。

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

根據上述方法，結合巖石相與高、低產原因認識，選擇目前勘探開發的主要層系，常壓區五峰—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，面積為620.22 km2，優質頁巖平均厚度為32.6 m，TOC平均為4.22%，含氣量平均為3.41 m3/t，鉆遇①—③小層主力頁巖氣產層。隆頁1HF 水平井采用10 mm 油嘴，試氣產量為9.22×104m3/d，隆頁2HF 水平井采用20 mm 油嘴，試氣產量為6.49×104m3/d，均為中產井。該區屬于有利的深水陸棚相，以富碳高硅頁巖巖石相為主，有機質納米孔占優勢，大小為37.03～52.7 nm，層理縫發育，大型、巨型高角度縫較少，綜合評價為有利區。

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，彭水地區五峰組—下志留統龍一段優質頁巖厚度稍?。?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育。

2）①—⑤小層內的優質頁巖儲集空間以有機質孔隙、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類儲層有利區為620.22 km2。