陸亞秋，梁 榜，王 超，劉 超，吉 靖

(中國石化 江漢油田分公司 勘探開發(fā)研究院，湖北 武漢430223)

截至2018年底，中國已先后建成了涪陵、威遠-長寧和昭通3個國家級頁巖氣示范區(qū)，均為埋藏深度小于3 500 m的中-淺層頁巖氣藏[1]。隨著頁巖氣大規(guī)模的勘探開發(fā)，在中-淺層頁巖氣成功勘探開發(fā)的基礎上，埋深大于3 500 m的深層頁巖氣已經(jīng)成為中國頁巖氣勘探開發(fā)的主要接替領域。涪陵頁巖氣田是國內首個進行商業(yè)開發(fā)的大型頁巖氣田[2-6]，2015年底涪陵頁巖氣田一期產(chǎn)能建設順利完成，與此同時，涪陵二期產(chǎn)能建設正式啟動[7-9]，江東區(qū)塊作為二期開發(fā)產(chǎn)能建設的主要區(qū)塊，位于涪陵氣田一期產(chǎn)建區(qū)西北部，區(qū)塊內斷裂相對不發(fā)育，包括天臺場1號斷鼻、天臺場2號斷鼻、江東鞍部和烏江1號斷背斜等構造單元。江東區(qū)塊目的層的埋深大于3 500 m(深層頁巖氣)占區(qū)塊面積的50.1%，鉆探的3口導眼井(JY87-3，JY81-2及JY9井)，其中取心井2口(JY87-3和JY9井)目的層埋深均大于3 500 m(圖1)。

圖1 四川盆地涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊位置及取心井位分布

深層頁巖氣藏構造形變較中-淺層更加強烈，具有儲層埋藏深度大、致密化程度高和保存條件復雜等特點[10-11]。在江東區(qū)塊深層頁巖氣勘探開發(fā)實踐過程中，發(fā)現(xiàn)深層頁巖仍然具有較好的地化條件和含氣性，但隨著頁巖目的層埋深增大，主要面臨地層壓力增大、儲集物性變差、壓裂改造形成復雜縫網(wǎng)困難、開發(fā)選區(qū)及井位優(yōu)化部署難度大等問題。筆者深入剖析了深層頁巖地質特征和影響壓裂改造的因素，明確了江東區(qū)塊深層頁巖氣產(chǎn)能的主控因素，有效指導了江東區(qū)塊高溫、高壓、高地應力條件下深層頁巖儲層的有效改造，單井試獲較高的測試產(chǎn)量和可采儲量，勘探開發(fā)效果總體較好，形成規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)的局面。在此基礎上建立的深層頁巖氣開發(fā)選區(qū)及井位優(yōu)化部署技術，在四川盆地海相深層頁巖氣開發(fā)具有廣泛的借鑒意義，具有良好的應用前景。

1 深層頁巖氣地質特征

前期勘探開發(fā)實踐表明，深層頁巖氣儲層埋深較大(>3 500 m)，地層溫度較高(120～150 ℃)，頁巖塑性增強，地應力較大且應力差值高。深層頁巖品質決定了頁巖儲層類型和物性特征[12]，進一步控制了頁巖含氣量和儲層改造的難易程度。

1.1 深層優(yōu)質頁巖巖性與地化特征

1.1.1 巖性特征

江東區(qū)塊目的層上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組一段屬深水陸棚沉積環(huán)境，根據(jù)鉆井、測井、錄井以及巖心特征，自下而上可細分9個小層(圖2)，其中①—⑤小層為富炭、富硅、富頁理、富筆石、富黃鐵礦的黑色頁巖[13-15]。從區(qū)塊導眼井JY87-3井的巖心觀察結果來看，五峰組-龍馬溪組一段的巖性主體為灰黑色-黑色炭質硅質頁巖和含粉砂質頁巖，發(fā)育水平紋層(圖2a)，局部夾粉砂質條帶，巖心呈千層餅狀(圖2b)，黑色頁巖中發(fā)育大量的筆石化石，見星散狀黃鐵礦和團塊狀黃鐵礦(圖2c)，反映了強還原、安靜的深水陸棚沉積環(huán)境[16]。

圖2 江東區(qū)塊JY87-3井五峰組-龍馬溪組含氣頁巖段地層綜合柱狀圖及巖心照片

江東區(qū)塊深層頁巖氣井巖心分析結果揭示，含氣頁巖儲層段①—⑨小層脆性礦物含量介于45.24%～69.52%，平均為59.35%，粘土礦物含量介于35.48%～44.76%，平均為40.65%。主力氣層①—⑤小層脆性礦物含量介于59.26%～69.52%，平均為65.14%(圖3)，粘土礦物含量介于30.48%～40.74%，平均為36.14%。分析認為江東區(qū)塊深層頁巖脆性礦物含量較高，均大于50%，和一期產(chǎn)建區(qū)中-淺層主力氣層段①—⑤小層脆性礦物含量和粘土礦物含量大體相當，且平面上展布相對穩(wěn)定，脆性礦物含量均大于50%[17-19]，具備較好的壓裂改造條件。

圖3 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組含氣頁巖巖石礦物含量三端元圖

1.1.2 有機質豐度

江東區(qū)塊3口井導眼井測井解釋有機碳含量(TOC)表明，縱向上含氣頁巖段從①小層自下而上至⑨小層呈現(xiàn)逐漸減小的趨勢(表1)。主力含氣頁巖段①—⑤小層TOC含量平均3.10%～3.48%，⑥—⑨小層TOC含量平均2.69%～2.90%。①—③小層TOC含量較高，平均基本4.0%以上，⑥—⑨小層TOC值普遍介于1.0%～2.0%。巖心取樣分析結果表明江東區(qū)塊具有較好的地化條件。

表1 江東區(qū)塊重點評價井五峰組-龍馬溪組TOC分層測井統(tǒng)計數(shù)據(jù)

1.2 深層頁巖含氣性評價參數(shù)

頁巖氣開發(fā)實踐證實，頁巖孔隙度、地層壓力、含氣飽和度(含氣量)及地層電阻率等4項參數(shù)與頁巖含氣性評價結果和測試產(chǎn)能結果匹配性較好[20-21]，因此這4項指標可以作為較為可靠的含氣性評價指標。

1.2.1 頁巖孔隙類型及孔隙度

江東區(qū)塊深層頁巖儲層孔隙類型包括無機孔和有機孔，主要是以有機孔為主，通過進一步分析可以看出，頁巖儲層的孔隙類型及特征都存在明顯差異。

1)孔隙類型

有機質孔：利用IB-09010CP型離子截面拋光儀對JY87-3HF井16塊樣品進行氬離子拋光，隨后開展掃描電鏡觀測。有機質孔隙較為發(fā)育，主要為有機質熱演化過程中在有機質內部所生成的孔隙，平面上呈圓形、橢圓形及不規(guī)則形狀(圖4a)，主要集中在納米級，基本都大于50 nm，屬于大孔級別。對JY87-3HF井16塊樣品進行統(tǒng)計，有機質孔面孔率一般介于10%～50%，平均面孔率為30%。

無機孔：涪陵地區(qū)五峰組-龍馬溪組頁巖儲層無機孔隙主要包括碎屑孔隙(粒間孔、粒內溶孔)和粘土孔隙[22-26]。粘土孔隙主要為粘土礦物粒內孔，系粘土礦物在成巖演化過程中礦物晶體體積縮小而在晶體間生成的晶間孔，孔隙體積較大，孔徑多集中在幾百微米-微米級(圖4b)。碎屑孔隙主要包括粒內溶孔和粒間孔，粒內溶孔為成巖過程中碎屑顆粒內部發(fā)生溶蝕作用所形成的孔隙，具備溶蝕港灣狀邊緣，孔隙尺度較大，多集中在幾百納米-數(shù)微米之間，多為大孔級別。粒間孔隙為經(jīng)歷過壓實作用后殘留的顆粒間孔隙，多呈不規(guī)則狀，孔隙尺度一般較大，集中在幾百納米-數(shù)微米之間，多為大孔級別，碎屑孔隙相對欠發(fā)育。

圖4 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組JY87-3井有機孔隙氬離子拋光掃描電鏡照片

2)孔隙度

根據(jù)江東區(qū)塊3口導眼井孔隙度統(tǒng)計結果(表2)，深層頁巖儲層仍然具有較高的孔隙度。JY81-2和JY87-3HF導眼井主力氣層段①—⑤小層孔隙度為5.88%，與一期JY1井平均值5.06%大體相當。含氣頁巖段①—⑨小層孔隙度平均為4.74%，與一期JY1井(平均為4.52%)大體相同。JY9井無論是主力氣層段(平均為3.25%)還是含氣頁巖段(平均為2.72%)的實測孔隙度略低于一期產(chǎn)建區(qū)。

表2 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組導眼井孔隙度統(tǒng)計數(shù)據(jù)

根據(jù)江東區(qū)塊深層頁巖氣地層壓力測試數(shù)據(jù)結果，認為該區(qū)塊氣藏屬高壓氣藏，其中JY81-2HF井地層壓力為55.54 MPa，壓力系數(shù)為1.58，JY69-2HF井地層壓力為52.62 MPa，壓力系數(shù)為1.48，均屬于超壓氣藏。江東區(qū)塊地層壓力高，隨埋深增加，地層溫度增大，頁巖氣層吸附能力降低，游離氣占比增大，深層頁巖具有高壓、高含氣量的特征。

1.2.3 頁巖含氣量和含氣飽和度

1)含氣量

江東區(qū)塊深層頁巖氣3口導井的實測含氣量來看[27]，整個含氣頁巖段頁巖含氣性縱向上表現(xiàn)為自上而下逐漸增加的趨勢。以JY87-3井為例，上部⑧—⑨小層含氣量平均1.55 m3/t，向下⑥—⑦小層含氣量平均2.35 m3/t，下部④—⑤小層含氣量平均3.85 m3/t，底部的①—③小層含氣量增加至5.05 m3/t左右，實測含氣量呈現(xiàn)自上而下逐漸增加。本文選取涪陵頁巖氣田各區(qū)塊構造相對穩(wěn)定的單井進行含氣量進行對比，分析不同埋深的主力氣層段①—⑤小層實測含氣量的差異，埋深小于3 500 m的4口井含氣量4.64～5.78 m3/t，平均5.19 m3/t，主力氣層段①—⑤小層埋深大于3 500 m的4口井含氣量4.45～6.24 m3/t，平均5.20 m3/t，結果表明埋深的變化對五峰組-龍馬溪組主力氣層段①—⑤小層含氣性無明顯影響。

2)含氣飽和度

對比涪陵頁巖氣田一、二期不同埋深的典型直井(圖5)可以看到，主力氣層段①—⑤小層含氣飽和度，埋深3 500以淺的含氣飽和度與埋深大于3 500 m的頁巖氣井含氣飽和度基本在65%左右，與埋深無明顯的相關性，表明埋深的變化對五峰組-龍馬溪組一段頁巖含氣性無明顯影響。

圖5 涪陵氣田不同埋深井五峰組-龍馬溪組實測含氣量、含氣飽和度柱狀對比

1.2.4 深層頁巖電阻率特征

從圖6中可以看出，電阻率與頁巖埋深呈現(xiàn)明顯的負相關關系，即隨頁巖埋深增大，電阻率降低(圖6a)。電阻率隨埋深增大而降低的主要原因是地層壓力增加，研究認為地層壓力改變了頁巖巖石骨架本身的導電性，使得地層電阻率降低。實驗結果表明高壓條件下頁巖巖石骨架導電性增強，導致電阻率降低。以JY87-3井實測數(shù)據(jù)為例(圖6b)，③小層的巖心埋藏深度3 639.6 m，同一樣品在不同壓力下測的電阻率隨壓力增大而減小，同一小層埋深越大，一般地層壓力也越大，說明埋深是引起電阻率降低的因素。江東區(qū)塊各井水平段測井解釋含氣飽和度為52.02%～66.64%，隨著埋深的變化，各分區(qū)單井水平段含氣飽和度并沒有明顯的差異(圖6c)，江東區(qū)塊單井水平段含氣飽和度與電阻率沒有明顯的相關性，表明電阻率降低與含氣性沒有必然聯(lián)系。

A strong correlation between Pacific subsurface ocean temperature and East Asian summer monsoon

圖6 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組電阻率與埋深、壓力和含氣飽和度相關圖

2 影響深層頁巖氣井壓裂改造的主要因素

江東區(qū)塊深層頁巖氣的勘探開發(fā)實踐表明，影響深層頁巖氣井壓裂改造效果的主要地質因素包括地層埋深、地應力、裂縫發(fā)育特征及頁巖地層傾角[28]。

2.1 埋深

江東區(qū)塊39口氣層埋深小于3 500 m的中-淺層井平均測試產(chǎn)量為22.4×104m3/d，27口氣層埋深大于3 500 m的深層井平均測試產(chǎn)量12.4×104m3/d，深層頁巖氣單井產(chǎn)能明顯低于中-淺層頁巖氣。

江東區(qū)塊埋深大于3 500 m區(qū)域測試產(chǎn)量偏低，單井測試產(chǎn)量與埋深呈負相關。優(yōu)選江東區(qū)塊水平井段①—③小層穿行率大于80%的井，繪制水平段平均垂深與測試產(chǎn)量的交會圖(圖7)，從交會圖可以看出，江東區(qū)塊單井平均垂深與測試產(chǎn)量呈明顯的負相關性。當頁巖氣井水平段埋深大于3 500 m時，試氣產(chǎn)量基本小于20×104m3/d，當埋深越大，測試產(chǎn)量越低，表明隨埋深增大，壓裂改造能力在降低，影響了單井產(chǎn)量。

圖7 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組單井測試產(chǎn)量與目的層埋深交會圖

2.2 地應力

國內外研究成果表明，影響地應力大小的主要有埋深、構造應力、裂縫發(fā)育程度、巖石脆性及地層傾角等多種因素[29-32]，但主要因素為埋深，因為隨著埋深的增加，水平地應力呈現(xiàn)逐漸增加的趨勢。

江東區(qū)塊埋深大于3 500 m的區(qū)域主要分布在天臺場1號斷鼻西部、江東鞍部、吊水巖向斜核部。JY82-2HF到JY82-4HF，水平段埋深從3 567 m加深至4 345 m，水平最小主應力從82 MPa到92 MPa，上覆地層壓力增加20 MPa，上覆地層壓力增加相對較多，人工改造形成水平縫更難，縱向縫更易形成。同時該區(qū)塊的直井實測資料表明埋深增大，巖石最小水平主應力和上覆巖層壓力增大，導致裂縫閉合壓力和停泵壓力增大，導致壓裂難度增大，影響單井產(chǎn)量。

2.3 裂縫

頁巖氣水平井壓裂的目的就是為了形成復雜縫網(wǎng)，壓裂效果越好，單井產(chǎn)量越高。采用曲率能夠較好地表征微裂縫發(fā)育特征，深層頁巖氣若水平段周緣曲率發(fā)育，氣顯示較好，裂縫不發(fā)育則氣顯示較差[33]。研究認為主要是隨著埋深增大，地層微裂隙逐漸閉合，同時該區(qū)域的水平井均位于裂縫不發(fā)育區(qū)，導致氣測值變小。

江東區(qū)塊構造較為復雜，曲率平面變化較快，主要發(fā)育斑點狀和條帶狀曲率。由于受埋深大的影響，水平井壓裂難度大，復雜縫網(wǎng)形成能力差，若水平段裂縫(曲率)相對發(fā)育，加砂相對容易，有利于形成復雜縫網(wǎng)，提高單井產(chǎn)量。對比江東區(qū)塊JY83平臺的2口井與JY86平臺的2口井可以發(fā)現(xiàn)(表3)，兩個平臺水平井段埋深差異小，均在3 569～3 665 m，但是水平井在水平段曲率發(fā)育程度差異較為明顯，其中JY83平臺的2口井JY 83-1和JY 83-1井曲率值較大，裂縫發(fā)育，含氣性相對好，鉆井氣顯示明顯高于JY86平臺的2口井。同時隨著深度增加，地應力增加，破裂壓力增加，但微裂縫發(fā)育，可降低破裂壓力，降低壓裂改造難度，JY86-1，JY86-2，JY83-1，JY83-2等4口井最小主應力比較接近，但JY83平臺的JY83-1，JY83-2井微裂縫較JY86-1，JY86-2井發(fā)育，破裂壓力明顯低于JY86-1，JY86-2井這兩口井，最終JY83平臺的JY83-1，JY83-2井測試產(chǎn)量較高。

表3 江東區(qū)塊不同頁巖氣井五峰組-龍馬溪組氣顯示、平均破裂壓力與裂縫發(fā)育對比

2.4 地層傾角

江東區(qū)塊頁巖氣層底界構造產(chǎn)狀變化較快，相對平緩的南部地層傾角在5°～15°，占比49%；北部天臺場1，2號斷鼻的地層產(chǎn)狀較陡，傾角在20°～45°。測試產(chǎn)量與地層傾角呈負相關，地層傾角增大，測試產(chǎn)量明顯越低(圖8)。江東區(qū)塊地層產(chǎn)狀變化較快，南部地層產(chǎn)狀相對平緩，地層傾角在5°～20°；北部靠近江東向斜，地層產(chǎn)狀較陡，地層傾角在20°～45°。研究表明，地層傾角大于20°后，頁巖儲層中順層滑脫縫明顯增多，影響壓裂縫網(wǎng)的復雜程度(圖8)，導致單井測試產(chǎn)量越低。

圖8 江東區(qū)塊五峰組-龍馬溪組地層傾角與測試產(chǎn)量(a)、滑脫裂縫發(fā)育程度(b)關系

3 深層頁巖氣勘探開發(fā)啟示

3.1 深層頁巖氣開發(fā)選區(qū)及井位優(yōu)化部署

3.1.1 開發(fā)選區(qū)參數(shù)和標準

基于明確影響深層頁巖氣井壓裂改造的主要因素的基礎上，通過對江東區(qū)塊深層頁巖氣綜合地質評價，優(yōu)選了TOC、硅質含量作為頁巖品質指標，孔隙度、壓力系數(shù)及電阻率作為含氣性指標，氣層埋深、構造形態(tài)及曲率特征作為可壓性指標，充分考慮影響頁巖氣富集高產(chǎn)的地質主控因素，綜合鉆探、壓裂效果，建立了深層頁巖氣開發(fā)選區(qū)標準體系(表4)，根據(jù)勘探開發(fā)實踐，優(yōu)選出了平橋區(qū)塊為涪陵頁巖氣田二期深層頁巖氣有利開發(fā)區(qū)塊，有利開發(fā)區(qū)面積57.8km2。平橋區(qū)塊TOC大于3%，硅質含量在50%～65%，平均孔隙度在4.05%以上，壓力系數(shù)1.1～1.3，電阻率主要集中于20～30 Ω·m，屬于Ⅱ類有利區(qū)。

表4 涪陵頁巖氣田五峰組-龍馬溪組深層頁巖氣開發(fā)評價指標體系

3.1.2 深層頁巖氣水平井井位優(yōu)化部署

江東區(qū)塊深層頁巖氣勘探開發(fā)實踐早期主要開展單井評價試驗，之后采取評建一體的開發(fā)思路，在開展先導試驗井的基礎上，實現(xiàn)優(yōu)化井位部署方案與壓裂工藝。針對3 500 m以深、地層傾角較大區(qū)域頁巖氣開發(fā)井位部署，主要根據(jù)影響壓裂改造效果的主要地質因素進行水平井井位、水平段方位、長度進行優(yōu)化。在深層裂縫發(fā)育區(qū)，考慮垂直最大主應力部署的井水平井A，B靶點垂差過大，造成排困難的特點，采取布井方位與靶點垂差綜合考慮的方法，確定水平段與最小主應力夾角一般小于30°，最大不超過40°，同時靶點垂差不超過300 m，實現(xiàn)了優(yōu)化水平井方位與長度。

3.2 深層頁巖氣壓裂工藝優(yōu)化

江東及焦石壩區(qū)塊周緣勘探開發(fā)實踐表明，目前深層頁巖氣井，壓裂改造主要面臨地應力絕對值增加，導致施工壓力增高，裂縫延伸難度明顯增大及隨著深層地應力增加，頁理縫及微裂縫閉合程度高，且深井巖石破裂端面趨于平滑，導致新生裂縫自支撐能力、復雜程度降低這兩大技術難點。

針對埋深增加、地應力絕對值增加，導致施工壓力增高及復雜度降低的難點，深層頁巖氣井壓裂采用細分段、提導流為主體的工藝。通過優(yōu)化射孔簇數(shù)及段數(shù)、增加用液規(guī)模及砂量來提高改造效果。從江東區(qū)塊深層頁巖地質特點分析，在改造范圍與復雜度兩者不能兼顧的條件下，增加裂縫延伸長度比增加裂縫復雜度更為重要，即要首先保證深層頁巖儲層平面上能有較大的改造波及面積，并盡可能與天然裂縫溝通形成有效改造區(qū)域。針對隨著深層地應力增加，頁理縫及微裂縫閉合程度高難點，優(yōu)化壓裂設計，段內分簇密度不宜過高，在江東區(qū)塊南部接近4 000 m的深層井對比，在各項地質參數(shù)相當?shù)臈l件下，單段設計較少簇的水平井，其改造效果優(yōu)于超密分簇水平井。

3.3 勘探開發(fā)實踐效果及啟示

綜合江東區(qū)塊深層頁巖地質特點，采取井位優(yōu)化部署及針對性的深井壓裂改造工藝，已完成3 500 m以深試氣水平井27口，已試氣井取得較好的效果，實現(xiàn)了涪陵二期深層頁巖氣經(jīng)濟有效開發(fā)。江東區(qū)塊深層已試氣水平井平均產(chǎn)量12.4×104m3/d，預測單井平均技術可采儲量0.85×108m3，實現(xiàn)了深層頁巖氣的有效開發(fā)，取得較好的開發(fā)效果。

通過江東區(qū)塊深層頁巖氣勘探開發(fā)實踐，建立了深層頁巖氣開發(fā)評價選區(qū)指標體系及深層頁巖氣水平井井位優(yōu)化技術，單井獲得較高的測試產(chǎn)量和可采儲量，勘探開發(fā)效果較好，對四川盆地海相深層頁巖氣開發(fā)具有重要借鑒意義。

4 結論

1)涪陵頁巖氣田江東區(qū)塊深層頁巖勘探開發(fā)目的層一套富炭、富硅、富頁理盒富黃鐵礦的黑色頁巖，具備優(yōu)質頁巖巖性和地化條件，脆性礦物含量大于50%，實測有機碳含量(TOC)平均為3.48%；

2)江東區(qū)塊深層頁巖具有較好的儲集性及含氣性，孔隙度、地層壓力和含氣飽和度(含氣量)等3項參數(shù)可以作為含氣性主要評價指標，整體評價認為江東區(qū)塊深層頁巖含氣性較好，深層頁巖儲層主力氣層段①—⑤小層孔隙度較高，一般5%～6%，地層壓力高，壓力系數(shù)為1.48～1.58，平均含氣量5.20 m3/t，平均含氣飽和度在65%左右。深層頁巖電阻率有隨埋藏深度降低的現(xiàn)象，但與含氣性沒有必然相關關系。

3)江東區(qū)塊深層頁巖氣的開發(fā)實踐表明，影響深層頁巖氣井壓裂改造效果的主要地質因素包括地層埋深、地應力、裂縫發(fā)育特征及頁巖地層傾角。深層、構造復雜區(qū)頁巖氣水平井井位部署要綜合考慮與地應力夾角及靶點高差的影響進行優(yōu)化，同時考慮深層壓裂的影響因素，裂縫發(fā)育區(qū)是有利因素。

4)針對深層、構造復雜的地質特點，在勘探開發(fā)實踐中建立了深層頁巖氣開發(fā)評價選區(qū)指標體系及深層頁巖氣水平井井位優(yōu)化技術，江東區(qū)塊深層頁巖氣單井獲得較高的測試產(chǎn)量和可采儲量，勘探開發(fā)效果總體較好，對四川盆地海相深層頁巖氣開發(fā)具有重要借鑒意義。