胡東風 魏志紅 劉若冰 魏祥峰 劉珠江 陳斐然

（中國石化勘探分公司）

0 引言

目前，中國海相頁巖氣在四川盆地五峰組—龍馬溪組取得戰(zhàn)略性突破并實現(xiàn)了工業(yè)化開發(fā)[1-3]，截至2020年12月31日，四川盆地及周緣海相頁巖氣已探明20018×108m3，年產(chǎn)量為200.4×108m3，累計產(chǎn)量達688.25×108m3。國內(nèi)不同層系、不同領域的頁巖油氣一直在不斷探索[4-6]，其中四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣是中國南方頁巖油氣勘探突破的重點領域，2008年開始，中國石化勘探分公司針對元壩、涪陵地區(qū)侏羅系陸相頁巖氣開展老井復試工作，多口井測試獲得中高產(chǎn)頁巖油氣流，初步揭示了兩地區(qū)湖相頁巖油氣具有良好的勘探前景[7-10]，其頁巖層厚度大、普遍高壓，表現(xiàn)出“一強”（縱橫向非均質(zhì)性強）、“二高”（黏土礦物含量較高、壓裂施工難度高）、“三低”（TOC較低、熱演化程度偏低、含氣量較低）的特點[11]，與五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣差異明顯，實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)難度大，需要持續(xù)加強基礎研究，聚焦有利“甜點”、攻關瓶頸技術。2018年，為了貫徹落實黨中央國務院大力提升國內(nèi)油氣勘探開發(fā)力度的重要指示，國內(nèi)幾大石油公司都非常重視陸相頁巖油氣的風險勘探，充分利用海相頁巖氣研究和勘探實踐的經(jīng)驗，開展陸相頁巖油氣勘探潛力再認識、再評價，經(jīng)過2～3年的時間在多個盆地取得了重要進展。其中，中國石油在準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組發(fā)現(xiàn)了中國第一個頁巖油田[12]；中國石化勘探分公司按照“客觀評價資源、聚焦有利甜點、攻關瓶頸技術、實現(xiàn)有效動用”的總體思路，2019年在四川盆地涪陵區(qū)塊侏羅系涼高山組首次部署了四川盆地第一口頁巖油氣探井——泰頁1井，2021年1月3日通過水平井鉆井及分段壓裂測試，試獲日產(chǎn)氣7.5×104m3、日產(chǎn)油9.8m3，實現(xiàn)了侏羅系涼高山組湖相頁巖油氣新層系勘探重大突破，極大地增強了湖相頁巖油氣商業(yè)開發(fā)的信心。本文基于泰頁1井陸相頁巖油氣勘探實踐，充分分析巖心、薄片、錄井、測井及地球化學資料，系統(tǒng)總結涪陵涼高山組頁巖油氣成藏條件、富集規(guī)律和關鍵技術，旨在為具備相似地質(zhì)條件地區(qū)的頁巖油氣勘探提供借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

四川盆地早—中侏羅世為陸內(nèi)坳陷湖相沉積，向盆地邊緣逐漸過渡為三角洲及沖積平原沉積相類型[12]。盆地構造運動經(jīng)歷了強、弱伸展的交替變化，沉積發(fā)育了自流井組珍珠沖段、東岳廟段、馬鞍山段、大安寨段及涼高山組，在早—中侏羅世不同的地質(zhì)時期，沉積、沉降中心主體位于川東北—川東南地區(qū)元壩—涪陵兩地之間，在東岳廟段、大安寨段、涼二段發(fā)生3次湖侵，沉積了3套較厚的湖相暗色泥頁巖，為侏羅系陸相頁巖油氣的生成和富集成藏創(chuàng)造了良好的基礎條件。

泰頁1井位于四川盆地東南緣川東褶皺帶萬縣復向斜的拔山寺向斜南部，向斜兩翼高陡、軸部平緩，目的層涼高山組相對平緩穩(wěn)定，地層傾角為0～5°。該 井開孔層位為上侏羅統(tǒng)遂寧組，鉆遇地層自上而下依次為：上侏羅統(tǒng)遂寧組；中侏羅統(tǒng)上沙溪廟組、下沙溪廟組、涼高山組；下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段（未見底），其中涼高山組底界埋深為2624.50m（圖1至圖3）。

2 泰頁1井頁巖油氣成藏特征

泰頁1井為涼高山組的專探井，導眼井針對目的層進行系統(tǒng)取心，累計取心進尺為225.22m，收獲率為99.67%，開展巖石學參數(shù)、地球化學參數(shù)、物性分析、孔隙結構、巖石力學、含氣性分析和流體分析等系統(tǒng)的分析測試，為頁巖油氣成藏特征評價奠定良好基礎。

圖1 涪陵北部地區(qū)構造綱要圖Fig.1 Structural outline of the northern Fuling area

圖2 涪陵北部地區(qū)涼高山組二段沉積相圖Fig.2 Sedimentary facies map of the 2nd member of Lianggaoshan Formation in the northern Fuling area

圖3 涪陵地區(qū)過泰頁1井地震剖面圖（剖面位置見圖1）Fig.3 Seismic profile cross Well Taiye 1 in Fuling area (profile location is in Fig. 1)

2.1 涼高山組頁巖油氣“甜點”層段

2.1.1 ④小層泥頁巖連續(xù)厚度最大、TOC最高

圖4 涪陵地區(qū)泰頁1井涼高山組頁巖油氣綜合評價圖Fig.4 Comprehensive evaluation graph of shale oil and gas in Lianggaoshan Formation of Well Taiye 1 in Fuling area

根據(jù)巖性、測井、古生物及TOC等資料，涪陵北部地區(qū)涼高山組可劃分為3段8個小層（圖4），泰頁1井巖心揭示涼高山組暗色泥頁巖主要發(fā)育在涼一段上—涼二段下②～④小層（表1），3個小層之間被厚度為3～5m且相對較致密的泥質(zhì)粉砂巖或粉砂巖分割，其中④小層連續(xù)厚度最大，達25.20m；巖性主要為灰黑色泥頁巖，泥地比達到97.50%；電性特征則表現(xiàn)為中自然伽馬、中—高補償中子、中密度、中聲波時差、中電阻率、中—低鈾值。地球化學特征顯示④小層富有機質(zhì)泥頁巖總體表現(xiàn)出厚度大、有機質(zhì)豐度較高、熱演化程度適中的特征，其中TOC為0.47%～3.06%，平均為1.56%，明顯比②小層、③小層高；有機質(zhì)顯微組分主要為殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組，有機質(zhì)類型為Ⅱ型；鏡質(zhì)組反射率Ro為1.01%～1.41%，平均為1.14%，處于成熟—高成熟演化階段，有利于頁巖油氣的大量生成（圖4）。

2.1.2 ④小層泥頁巖孔隙度最高、含氣性最好

孔隙度和含氣量是表征頁巖儲集性和含氣性好壞的關鍵參數(shù)[14-15]。綜合現(xiàn)場含氣量測試及斯倫貝謝公司特殊測井解釋結果，泰頁1井涼高山組不同巖性段孔隙度和含氣性差異較大，總體表現(xiàn)為TOC高的暗色泥頁巖孔隙度、含氣量最高，TOC低的泥質(zhì)（含泥）粉砂巖、粉砂巖、細砂巖儲集性能和含氣性則相對較差（表1、圖5）。④小層富有機質(zhì)泥頁巖相對于其他小層，具有孔隙度最高、含氣性最好的特征，斯倫貝謝公司特殊測井解釋平均孔隙度為3.52%，現(xiàn)場平均含氣量為1.81m3/t；②小層、③小層孔隙度及含氣量較低，孔隙度分別僅為2.90%、3.05%，含氣量分別為0.48m3/t、1.28m3/t。

表1 涪陵地區(qū)泰頁1井涼高山組泥頁巖段主要參數(shù)對比表Table 1 Statistics table of main parameters of thin shale layers in Lianggaoshan Formation in Well Taiye 1 in Fuling area

圖5 泰頁1井涼高山組不同巖性TOC、孔隙度、含氣量對比直方圖Fig.5 Comparison histogram of TOC, porosity and gas content of different lithologies in Lianggaoshan Formation in Well Taiye 1

圖6 泰頁1井涼高山組和焦頁1井龍馬溪組頁巖孔徑分布對比圖Fig.6 Comparison of pore size distribution between Lianggaoshan Formation shale in Well Taiye 1 and Longmaxi Formation shale in Well Jiaoye 1

涼高山組頁巖儲集空間以無機孔（黏土礦物層間孔、粒間孔、粒內(nèi)孔等）為主，僅局部發(fā)育有機質(zhì)孔，富氫有機顯微組分有機質(zhì)孔相對更加發(fā)育，而貧氫的鏡質(zhì)組及絲質(zhì)體基本不發(fā)育有機質(zhì)孔；泥頁巖孔隙類型以介孔（孔徑為2～50nm）和大孔（孔徑大于50nm）為主，大孔占比明顯高于海相頁巖，有利于儲層空間溝通和大分子液態(tài)烴的運移和產(chǎn)出。該特征與四川盆地陸相頁巖油氣孔徑和儲集空間特征類似（圖6、圖7）。

2.1.3 ④小層黏土礦物含量較高，總體埋深較淺，具有低地應力特征

客觀評價陸相頁巖可壓裂性條件是開展針對性壓裂工藝技術攻關的重要基礎[16-18]。對比涪陵頁巖氣田海相頁巖評價標準，涼高山組④小層泥頁巖脆性礦物含量、敏感性、泊松比、楊氏模量等6個評價參數(shù)處于非有利區(qū)，埋深、水平應力差異系數(shù)、上覆巖層壓力、有無隔夾層及微裂縫發(fā)育程度等評價參數(shù)處于有利區(qū)。全巖X衍射顯示涼高山組④小層泥頁巖石英含量為29.7%～48.2%，平均為35.9%，黏土礦物含量為21.0%～57.9%，平均為48.9%（圖4、表1）；黏土礦物中伊/蒙混層含量較高，平均為47.24%，混層比為20%～30%，總體具有低石英、高黏土礦物、中等脆性、較強水敏性的特征。在圍壓30MPa、溫度25℃試驗條件下，涼高山組④小層泥頁巖泊松比為0.215～0.306，平均為0.269，楊氏模量為28.7～38.5GPa，平均為33.5GPa，總體具有中—高楊氏模量、高泊松比特征；涪陵地區(qū)涼高山組泥頁巖埋深主要為2000～2800m，泰頁1井涼高山組④小層底界埋深為2561.70m，總體埋深較淺，同時構造形態(tài)特征相對簡單，具有低地應力且水平應力差異系數(shù)小的特征，其中最大水平主應力（σH）、最小水平主應力（σh）平均值分別為61.60MPa、55.15MPa，水平應力差異系數(shù)為0.117，垂向主應力（σV）平均為61.19MPa，整體三向應力關系為：σH＞σV＞σh（表2）。涼高山組④小層整體處于半深湖相沉積環(huán)境，為連續(xù)的暗色泥頁巖沉積，無夾層，25.20m厚的地層內(nèi)，各巖性間巖石力學性質(zhì)差異不大，有利于后期壓裂過程中縱橫向裂縫的擴展[19-20]。

圖7 涪陵地區(qū)泰頁1井涼高山組泥頁巖儲層孔隙特征Fig.7 Pore characteristics of shale reservoir of Lianggaoshan Formation in Well Taiye 1 in Fuling area

表2 泰頁1井涼高山組④小層與涪陵地區(qū)龍馬溪組下部頁巖地質(zhì)與工程參數(shù)對比表Table 2 Comparison of geological and engineering parameters between sub-layer 4 of Lianggaoshan Formation shale in Well Taiye 1 and the lower part of Longmaxi Formation shale in Fuling area

2.2 自生自儲的“純頁巖型”頁巖油氣藏

目前，根據(jù)源儲關系國內(nèi)通常將陸相頁巖層系劃分為源內(nèi)夾層型和純頁巖型[21-23]。泰頁1井涼高山組④小層厚度大（為25.20m）、泥地比高，孔隙度和含氣量都比頂?shù)装?～5m厚的泥質(zhì)粉砂巖高；泰頁1井側(cè)鉆水平井水平段長1502.00m（2825.00～4327.00m井段），水平段穿行軌跡均在涼高山組④小層內(nèi)，巖性為灰黑色泥頁巖（圖8），水平段全烴顯示好，在鉆井液密度為1.53g/cm3情況下，全烴為4.00%～19.30%，平均為10.33%，涼高山組測試層段為“純頁巖型”儲層。

圖8 涪陵地區(qū)泰頁1井涼高山組水平井軌跡圖Fig.8 Horizontal well trajectory of Well Taiye 1 in Lianggaoshan Formation in Fuling area

涼高山組④小層發(fā)育淺層、低地溫梯度、高壓頁巖油氣藏。泥頁巖埋深主要為2000～2800m，平均埋深約為2400m，泰頁1井涼高山組④小層底界埋深為2561.70m；平均地溫梯度為2.13℃/100m，地層壓力系數(shù)為1.20；涼高山組④小層熱演化程度平均為1.14%，氣油比為7111m3/m3，涼高山組天然氣組分以烷烴氣為主，其中CH4含量為85.91%，CO2含量為10.78%，H2S含量為1.31%；凝析油密度為 （27℃）0.7776～0.7777g/cm3，平均為0.77765g/cm3， 凝析油黏度為1.377～3.963mPa·s，平均為2.160 mPa·s，含蠟量為16.12%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量為21.21%，凝固點為24℃，總硫含量為66.69mg/L，屬于低含凝析油凝析氣藏。

3 泰頁1井勘探突破的啟示和意義

3.1 半深湖—深湖相“純頁巖型”儲層是四川盆地侏羅系尋找規(guī)模油氣藏的重點領域

前期四川盆地侏羅系油氣勘探主要瞄準的是臨近生烴中心、規(guī)模發(fā)育的高能河道砂、灘壩砂或介殼灘等常規(guī)優(yōu)質(zhì)儲層[24-26]，泰頁1井揭示源儲一體的“純頁巖型”儲層同樣具有良好的勘探開發(fā)前景，目前初步評價認為涪陵北部地區(qū)涼高山組二段半深湖相頁巖氣有利勘探面積近1200km2，天然氣資源量為1922×108m3、石油資源量為2800×104t。

研究表明源內(nèi)油氣滯留量是湖相頁巖氣“甜點”優(yōu)選的首要條件[27-28]。相對于五峰組—龍馬溪組海相優(yōu)質(zhì)頁巖氣層，湖相頁巖總體TOC相對較小、品質(zhì)略差，但泰頁1井揭示半深湖—深湖相泥頁巖通常具有連續(xù)厚度大、無薄夾層、TOC高的特點，且橫向大面積分布，遠離高能相帶儲層，縱向上頂?shù)装鍨?～5m厚的中—厚層狀泥質(zhì)粉砂巖，泥質(zhì)含量較大，比泥頁巖孔隙度更低，有利于頁巖油氣在頁巖層內(nèi)源位滯留。

湖相“純頁巖型”儲層TOC與黏土礦物含量呈一定的正相關關系，龍馬溪組海相頁巖TOC與黏土礦物含量呈負相關關系，二者相反（圖9），前者表現(xiàn)出“富集脆性較低”的特征，給地質(zhì)和工程雙“甜點”評價帶來較大的難度。泰頁1井的勘探實踐表明，相對厚度大、無薄夾層的高TOC、高孔隙度、高含氣量“純頁巖型”儲層，若埋藏較淺、地應力和水平應力差異系數(shù)相對較小，在選用合適的工程工藝技術（如密切割、投球暫堵、多尺度變粒徑等）、優(yōu)化壓裂配方的情況下，可以形成規(guī)模有效復雜縫網(wǎng)、實現(xiàn)湖相頁巖油氣高產(chǎn)。

圖9 四川盆地頁巖TOC與黏土礦物含量關系圖Fig.9 Relationship between TOC and clay content of lacustrine (left) and marine shale (right) in the Sichuan Basin

3.2 熱演化程度較高、保存條件好、微裂縫發(fā)育有利于頁巖油氣富集高產(chǎn)

3.2.1 熱演化程度明顯控制油氣的流體相態(tài)

流動性是頁巖油氣高產(chǎn)的關鍵因素之一[29-32]，主要受熱演化程度、流體性質(zhì)等多種因素共同制約，通常熱演化程度越高、氣油比越大，越有利于頁巖油氣產(chǎn)出。涪陵地區(qū)涼高山組、大安寨段、東岳廟段陸相頁巖表現(xiàn)出隨埋深增加流動性不斷增大的趨勢，不同層系流體相態(tài)不同。其中，涼高山組和大安寨段埋深較淺，熱演化程度較低，主要為近臨界態(tài)凝析氣兼揮發(fā)性輕質(zhì)油藏，F(xiàn)Y8-1井在大安寨段一段測試獲日產(chǎn)氣1.1×104m3、日產(chǎn)油25m3，原油流體性質(zhì)測定（20℃）密度為0.784g/cm3、動力黏度為3.16mPa·s，氣油比為432.8m3/m3，原油密度高、黏度大，可流動性差；東岳廟段成熟度相對增大，Ro為1.4%～1.8%，處于高成熟階段，以凝析氣為主，F(xiàn)Y10井在東岳廟段測試獲日產(chǎn)氣5.58×104m3、日產(chǎn)油17.6m3，氣體組分測試甲烷含量為81.9%，20℃時原油密度為0.778g/cm3、動力黏度為1.68mPa·s，氣油比大于2000m3/m3，有利于頁巖油氣的流動和產(chǎn)出[33]。

3.2.2 保存條件好、微裂縫發(fā)育，利于頁巖油氣的富集高產(chǎn)

富有機質(zhì)泥頁巖層段深埋階段持續(xù)生烴，加上自身較好的封閉性和后期構造穩(wěn)定，易形成高壓—超壓地層，同時有利于頁巖油氣的原位滯留和孔、縫的保持[34]。涪陵地區(qū)位于川東高陡斷褶帶，以寬緩向斜與緊閉斷背斜構造為主，向斜區(qū)寬緩、變形較弱、斷裂不發(fā)育。泰頁1井揭示涼高山組相對較平緩，距離剝蝕區(qū)較遠，保存條件較好，涼高山組二段在向斜區(qū)整體表現(xiàn)為高壓地層，實測壓力系數(shù)達到1.20，顯示為淺埋藏、弱超壓特征（圖10）；拔山寺向斜北部地區(qū)涪頁10井東岳廟段埋深約為2800m，位于向斜區(qū)中心，距控盆斷裂15km以上，實測地層壓力系數(shù)為1.75；鄰近地層出露剝蝕區(qū)保存條件受一定影響，普順1井距出露區(qū)3.4km，氣測顯示全烴僅為1.18%?？傮w來看，地層測試產(chǎn)量與壓力系數(shù)具有一定的正相關性，超壓為頁巖氣的高產(chǎn)提供了足夠的能量。微裂縫發(fā)育有利于增加儲集空間、提高滲流能力，是湖相頁巖孔徑比海相頁巖孔徑大的主要原因之一，大孔徑的通道有利于含油率高、烴類分子密度低的頁巖油氣流動，有利于湖相頁巖油氣的富集高產(chǎn)（圖10）。

圖10 涪陵北部地區(qū)涼高山組壓力系數(shù)預測圖（左）和熔融合金氬離子掃描電鏡（右）Fig.10 Prediction of pressure coefficient of Liangshan Formation in the northern Fuling area (left) and argon ion scanning electron microscope of molten alloy (right)

3.3 地質(zhì)工程一體化是實現(xiàn)頁巖油氣勘探突破的重要保障

如何實現(xiàn)湖相頁巖氣的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，需要立足工藝理念創(chuàng)新，突出地質(zhì)工程一體化，打造壓裂新模式，確保預探突破和效益建產(chǎn)。在借鑒海相頁巖氣儲層壓裂改造經(jīng)驗基礎上，通過應力、巖性、液性和砂性相結合，系統(tǒng)科學優(yōu)化簇間距、簇數(shù)、排量、黏度等關鍵壓裂參數(shù)和方案設計，探索形成了以“少段多簇+暫堵轉(zhuǎn)向+大排量+中粗砂強加砂”為主要特點的新模式高效體積壓裂關鍵技術：基于湖相頁巖塑性較強、復雜縫網(wǎng)形成難度大的特點，采用少段多簇（水平段長1502m，20段、146簇，簇間距為8～20m）+投球暫堵轉(zhuǎn)向（其中12段采用投球暫堵工藝），實現(xiàn)密集切割，提高單段儲層改造體積及裂縫復雜性；提高導流能力，采用多尺度裂縫強加砂工藝：變黏滑溜水、高砂比段塞加砂+連續(xù)加砂，其中低黏滑溜水（1～3mPa·s）占比為5.057%，大粒徑（40/70目及30/50目）占比達到72%；提高壓裂裂縫凈壓力，優(yōu)選降阻率高、傷害低、攜砂性能好的壓裂液體系，改善鋪砂效果，同時采用大排量施工模式（主體施工排量為16～18m3/min）；針對黏土礦物含量高、水敏性強的特征，強化儲層保護，使用長效防膨劑抑制敏感性（表3）。

采用上述高效體積壓裂關鍵技術，泰頁1井側(cè)鉆水平井水平段長1502m，壓裂20段，146簇，總液量為39574.7m3，總砂量為3446.4m3（圖11）。施工指標創(chuàng)同類井新高，采用70/140目+40/70目+30/50目支撐劑組合，單段最高綜合砂液比為11.58%，平均綜合砂液比為8.48%，單段最大加砂強度為6.76t/m，平均加砂強度為4.2t/m，壓裂改造效果良好，改造體積達2737×104m3，實現(xiàn)了勘探突破，為湖相頁巖壓裂改造工藝的進一步優(yōu)化提供了借鑒。

4 結論

四川盆地涪陵地區(qū)涼高山組二段廣泛發(fā)育半深湖相富有機質(zhì)泥頁巖，泰頁1井首次在該層段獲得頁巖油氣重大突破，試獲日產(chǎn)氣7.5×104m3、日產(chǎn)油9.8m3，開辟了四川盆地頁巖油氣勘探新層系。

泰頁1井的鉆探成果證實涪陵地區(qū)涼高山組二段“純頁巖型”頁巖油氣藏，具有泥頁巖連續(xù)厚度大、TOC、孔隙度及含氣量較高的特征，具備良好的頁巖油氣成藏條件；保存條件好、微裂縫發(fā)育有利于湖相頁巖油氣富集高產(chǎn)，有效的體積壓裂技術是實現(xiàn)高效開發(fā)的關鍵。

綜合評價涪陵北部地區(qū)涼高山組二段頁巖油氣有利勘探面積近1200km2，天然氣資源量為1922×108m3、石油資源量為2800×104t，勘探前景廣闊，是四川盆地繼五峰組—龍馬溪組之后的重大頁巖油氣資源接替新領域。

表3 泰頁1井涼高山組頁巖地質(zhì)工程參數(shù)及壓裂工藝特征表Table 3 Geological and engineering parameters of Lianggaoshan Formation shale in Well Taiye 1 and optimization of fracturing design

圖11 泰頁1井側(cè)鉆水平井各段壓裂支撐劑使用情況對比圖Fig.11 Comparison of proppant usage of each fracturing section in sidetrack horizontal Well Taiye 1