四川盆地南川區(qū)塊頁巖氣開發(fā)潛力分析

馬 波

中石化華東分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京

1.引言

2012年以來，頁巖氣勘探開發(fā)取得巨大的進步和豐碩的成果，在不斷的探索和實踐中，已基本掌握了超壓-常壓頁巖氣地質(zhì)理論方法，形成了相適應(yīng)的開發(fā)工程工藝技術(shù)系列[1]-[6]，從早期的頁巖氣地質(zhì)資源評價[7][8]，深水陸棚頁巖沉積環(huán)境研究[9]，富集高產(chǎn)主控因素分析[10][11]，壓裂改造工藝技術(shù)的適應(yīng)性，到目前的頁巖氣藏精細刻畫[12]，井網(wǎng)井距的優(yōu)選，靶窗的優(yōu)選[13]，儲量有效動用[14]，開發(fā)區(qū)從高壓區(qū)轉(zhuǎn)向常壓區(qū)，從埋藏深度小于3500 m 攻關(guān)到4500 m，工程工藝降本增效途徑多樣化[15]?？碧侥繕藦乃拇ㄅ璧叵蛲庋由靃16][17]，開發(fā)持續(xù)降本攻關(guān)，提高儲量動用程度和采收率，頁巖氣勘探開發(fā)歷程正逐漸走向可持續(xù)發(fā)展的方向。

統(tǒng)計國外已開發(fā)頁巖氣儲層壓力系數(shù)分布在0.8～2.2，海恩斯威爾和巴肯區(qū)塊均大于2.0，高壓力系數(shù)區(qū)投產(chǎn)壓力高，且長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，而0.8～1.2壓力系數(shù)的井產(chǎn)量低，開發(fā)難度大，對比國內(nèi)四川盆地頁巖氣開發(fā)情況具有相似特征，盆地中心向邊緣壓力系數(shù)逐漸降低。國外儲層厚度一般200～600 m，埋深1500～2000 m，厚度大采用多層水平井開發(fā)取得顯著效果[18][19][20]，而四川盆地五峰組-龍馬溪組一段的厚度(90～150 m)，2018年礁石壩區(qū)塊開始試驗上下兩套層系開發(fā)，各層段不會因壓裂產(chǎn)生干擾，保障儲量動用更加充分[21][22]，國內(nèi)區(qū)塊受工程工藝技術(shù)限制，目前最深4500 m 可獲得工業(yè)氣流氣。對比國內(nèi)外開發(fā)潛力，國內(nèi)地質(zhì)條件差異大，目前僅四川盆地中心實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，盆地邊緣及其他有利區(qū)需加快評價，工藝技術(shù)創(chuàng)新有望提高難動用儲量的開發(fā)潛力。

南川工區(qū)位于四川盆地東南緣，與礁石壩處相同的沉積環(huán)境，頁巖氣藏特征對比性較好，但埋深相對較大(2700～4500 m)，壓力系數(shù)1.1～1.3，屬中深層的常壓頁巖氣藏，目前國內(nèi)無成熟的常壓頁巖氣開發(fā)區(qū)塊，工區(qū)內(nèi)194-X 井區(qū)開發(fā)效果初步顯現(xiàn)，但規(guī)模開發(fā)的潛力需進一步評價。本文以工區(qū)鉆井、測井、試氣及試采數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分析流程包括兩大點，一是通過對巖心的實驗分析數(shù)據(jù)分析，確定頁巖氣藏關(guān)鍵靜態(tài)參數(shù)取值，結(jié)合測井資料解釋結(jié)果，初步估算目的層地質(zhì)儲量，確定開發(fā)潛力的資源基礎(chǔ)；二是對評價井和194-X 井區(qū)的單井產(chǎn)能開展評價，結(jié)合動態(tài)分析確定單井動用層位、控制規(guī)模及采收率，最終確定開發(fā)潛力的產(chǎn)能大小。研究證實影響開發(fā)潛力的關(guān)鍵因素一是頁巖品質(zhì)，保存越好，靜態(tài)參數(shù)越優(yōu)，資源量越大；二是壓裂改造，規(guī)模越大，裂縫復(fù)雜程度高，裂縫控制的體積越大，單井產(chǎn)氣效果越好，對比上部層系靜態(tài)參數(shù)略差于下部，但上部仍獲得工業(yè)氣流，壓裂改造是開發(fā)的關(guān)鍵。

綜合分析認為工區(qū)地質(zhì)儲量大，單井產(chǎn)能較落實，EUR 平均1.08×108m3，具備較好的開發(fā)潛力。研究結(jié)果為下步四川盆地邊緣常壓頁巖氣的效益開發(fā)提供依據(jù)。

2.工區(qū)概況

南川區(qū)塊主要位于重慶市南川區(qū)內(nèi)，是原國土資源部第一個頁巖氣“招拍掛”區(qū)塊。構(gòu)造上隸屬于四川盆地川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜的西南部，燕山早期受南動向北西方向擠壓，形成了“隆凹相間”構(gòu)造格局，喜山期南部抬升剝蝕。區(qū)內(nèi)自東向西發(fā)育青龍鄉(xiāng)向斜、平橋背斜、袁家溝向斜、東勝背斜、神童壩向斜，主要斷裂呈北北東走向，以逆斷層為主(圖1)。

目的層奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組一段屬深水-半深水陸棚沉積環(huán)境[16][17]，巖性以黑色、灰黑色的頁巖，巖心斷面顯示含大量筆石化石，為還原環(huán)境條件下的沉積巖。頁巖氣藏厚度主要介于100～130 m，橫向分布穩(wěn)定，頁巖埋深最大4500 m，往南逐漸變淺并出露地表，微壓測試壓力系數(shù)1.0～1.3，整體保存條件較好，是一套常壓至超壓過渡型頁巖氣藏。

2016年以來工區(qū)滾動建設(shè)產(chǎn)能達到9.2億方，累計投產(chǎn)井50口，測試產(chǎn)量9～89×104m3/d，累計產(chǎn)氣為13.2×108m3；上部層系評價井，氣測顯示較好，壓裂施工順利，試氣獲得14.1×104m3/d 工業(yè)氣流。區(qū)塊內(nèi)獲取了大量實驗分析數(shù)據(jù)、試采及動態(tài)監(jiān)測等數(shù)據(jù)，為區(qū)塊立體開發(fā)潛力分析提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。目前工區(qū)持續(xù)滾動建產(chǎn)，取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益，是常壓頁巖氣成果有效開發(fā)的典范。

Figure 1.Location of research area 圖1.研究區(qū)位置圖

3.地質(zhì)特征及潛力

3.1.沉積特征

利用194-X 井地質(zhì)資料分析，目的層沉積相為海相深水-半深水陸棚相(圖2)，平面上沉積環(huán)境穩(wěn)定，沉積了一套厚度大、分布廣的頁巖，縱向上自下而上巖相分別是硅質(zhì)頁巖相、含黏土硅質(zhì)頁巖相、含硅黏土頁巖相，結(jié)合電性和含氣性特征縱向可劃9個小層(圖2)。①～⑤小層主要巖性為黑色硅質(zhì)頁巖，厚度約33 m，頁理較發(fā)育，巖心斷面顯示筆石化石普遍發(fā)育，含黃鐵礦和斑脫巖層，典型的深水缺氧環(huán)境下的沉積巖；中部⑥⑦小層巖性以灰黑色頁巖為主，發(fā)育粉砂質(zhì)頁巖，厚度32.5 m；上部⑧⑨小層巖性以灰黑色頁巖為主，發(fā)育含粉砂質(zhì)頁巖，厚度45.5 m?？v向下部硅質(zhì)含量高，向上逐漸變低，黏土含量向上逐漸變高，筆石化石向上變少。

Figure 2.194-X Composite bar chart 圖2.194-X 綜合柱狀圖

3.2.頁巖品質(zhì)

頁巖氣開發(fā)中總有機碳(TOC)的平均含量大于1%，對4口探井的巖心進行TOC測試，主要分布在0.9%～5.7%之間，平均為1.93%，從上到下含量逐漸增加。按特高(≥4%)、高(2%～4%)、中(1%～2%)、低(＜1%)4個級別對212個樣品數(shù)據(jù)統(tǒng)計，占比分別為4.29%、27.20%、62.65%、5.86%，TOC≥ 1%的占比94.14%。較高的TOC說明生烴潛力大，具備較好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

利用掃描電鏡方法獲取頁巖儲集空間類型和大小，主要為納米級孔隙和裂縫，孔徑主要介于1.5～300 nm 之間，以中孔(2～50 nm)為主，微裂縫相對發(fā)育，裂縫中有方解石充填，孔隙和裂縫發(fā)育為頁巖氣富集提供了較好的吸附空間。

孔隙度是頁巖氣富集的基礎(chǔ)參數(shù)，實驗分析分布在1.06%～5.23%之間，平均3.47%，167個樣品分析孔隙度大于2%的占比94.44%，屬中高孔隙特征，具有較好的儲集空間。

滲透率是頁巖氣運移和后期開發(fā)的關(guān)鍵參數(shù)，149個樣品分析分布在0.00001～1.2337 mD之間，中值為0.0154 mD，小于0.1 mD的占總樣品的71.7%，0.1～1 mD的占比26.6%。滲透率為特低滲、低滲的特征，對頁巖氣開發(fā)效果有較大影響，因此，提高產(chǎn)量需要對儲量進行人工壓裂造縫，與天然裂縫相結(jié)合，形成復(fù)雜縫網(wǎng)體，提高開采運移的導(dǎo)流能力。

實驗分析總含氣量分布在1.88～8.89 m3/t 范圍之間，平均為4.10 m3/t，大于2 m3/t 的樣品占比98.8%。含氣飽和度58.01%～62.75%之間，平均60.48%?？傮w為中高含氣量特征，有較好的含氣性，顯示具有較好的儲量基礎(chǔ)，具備工業(yè)開發(fā)價值。

脆性礦物含量介于34.2%～82.6%，平均為54.4%，以硅質(zhì)礦物為主，占比38.9%。樣品值均大于30%，有利于壓裂改造時裂縫開啟和延伸，一定程度上反映了儲層具有較好的可壓裂性。

3.3.水平地應(yīng)力

現(xiàn)今應(yīng)力是決定天然裂縫發(fā)育和體積壓裂改造效果的關(guān)鍵因素，天然裂縫發(fā)育區(qū)水平地應(yīng)力低，壓裂施工難度越低，顯示破裂壓力和停泵壓力均低；水平地應(yīng)力差異系數(shù)越小，裂縫延伸更加均勻和復(fù)雜，測試單井產(chǎn)量高。194-X井各小層地應(yīng)力參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果表明，水平地應(yīng)力49～57 MPa，差異系數(shù)0.111～0.124(表1)，工區(qū)地應(yīng)力適中，具備較好的可壓性。

Table 1.Tableof rock mechanicsand in-situ stress parameters表1.小層巖石力學和地應(yīng)力參數(shù)表

3.4.綜合評價

目的層總體表現(xiàn)為厚度大、中高有機碳含量、低孔隙度、特低滲透率、高含氣量、高脆性礦物含量、水平地應(yīng)力低、應(yīng)力差異系數(shù)低的特征?？v向上烴源巖類型和流體性質(zhì)基本一致，僅含量的大小略有差異。垂向最小主應(yīng)力曲線呈箱型，局部出現(xiàn)相對高應(yīng)力層段，地應(yīng)力介于56.3～60.2 MPa，比相鄰層高3～7 MPa，阻擋壓裂裂縫縱向延伸，即縱向可劃分三套開發(fā)層系(表2)。在各層系中細分亞層優(yōu)選靶窗，以靜態(tài)指標好和垂向最小水平地應(yīng)力低的⑧-2、⑦-1和③-2亞層(圖2)為不同層系靶窗。

Table 2.Statistical table of sedimentary microfacies parameters表2.沉積微相參數(shù)統(tǒng)計表

4.開發(fā)潛力評價

4.1.儲量規(guī)模估算

按頁巖氣儲量估算規(guī)范《頁巖氣資源量和儲量估算規(guī)范》DZ/T0254-2020，采用體積法計算吸附氣(式1)和容積法計算游離氣(式2)的地質(zhì)儲量(式3)[23]，儲量計算關(guān)鍵參數(shù)取值來源于實驗分析化驗和測井解釋數(shù)據(jù)，通過測井精細處理解釋，編制“六性”關(guān)系圖，按儲量估算規(guī)范取準下限層參數(shù)值。

體積法計算頁巖氣層中的吸附氣地質(zhì)儲量：

式中：Gz，頁巖氣總地質(zhì)儲量(108m3)；Gx，頁巖氣吸附氣地質(zhì)儲量(108m3)；Gy，頁巖氣游離氣地質(zhì)儲量(108m3)；A，含氣面積(km2)；h，有效厚度(m)；ρy，密度(t/m3)；Cx，吸附氣含量(m3/t)；Ф，有效孔隙度(%)；Sgi，原始含氣飽和度(%)，Bgi，體積系數(shù)。

計算194-X 井區(qū)豐度10.63×108m3/km2；JY10 井區(qū)豐度10.28×108m3/km2；SY2 井區(qū)豐度10.45×108m3/km2，導(dǎo)眼井計算儲量豐度差別較小，顯示深水海相地層平面展布穩(wěn)定的特點，估算南川區(qū)塊地質(zhì)儲量約1700×108m3，面積160 km2，整體儲量規(guī)模大(圖3)。

以194-X 井為例進行三套層系資源豐度評價(表3)，參數(shù)對比顯示上部厚度45.5 m，厚度最大，中下部厚度相對薄；TOC下部高，中上部基本相當；孔隙度和含氣量均為下部最好，所以，下部豐度高，上部次之，中部相對低。三套層系地質(zhì)儲量分別為530×108m3、430×108m3、740×108m3，中上部資源量大，占比55.32%，為立體開發(fā)提供較好資源潛力。

Figure 3.Gas-containing area 圖3.含氣面積圖

Table 3.Reserve abundance of three layers in 194-X well area 表3.194-X 井區(qū)三套層系儲量豐度計算表

4.2.儲量動用評價

利用微地震監(jiān)測評價單井縱向上動用情況，X-3HF井穿行層位②③小層，壓裂監(jiān)測第10～15段，垂向裂縫高度為20～60 m，平均半縫高23 m (圖4)。分析認為垂向裂縫向下到達①小層下部，最小主應(yīng)力最大到65.28 MPa；向上裂縫延伸到⑤小層上部，最小主應(yīng)力平均56.7 MPa，最大值57.79 MPa，裂縫向上延伸受阻，而軌跡穿行層位②③小層最小主應(yīng)力在52.95～57.71 MPa，平均55.27 MPa，低于高應(yīng)力層段3～10 MPa，即垂向縫高小于40 m。

194-X 井區(qū)動用面積24.8 km2，①～⑨小層(圖2)儲量263.6×108m3，投產(chǎn)30口井，采用流動物質(zhì)平衡法評價頁巖氣單井動態(tài)儲量，26口井進入擬穩(wěn)態(tài)流動階段，單井動態(tài)儲量介于0.72～1.47×108m3，平均值1.08×108m3。單井控制儲量(①～⑨小層)7.97×108m3，評價采收率為13.3%，采收率較低，顯示動用不充分；根據(jù)監(jiān)測結(jié)果評價單井控制儲量(①～⑤小層)3.56×108m3，下部采收率為29.75%。

Figure 4.Side view of microseismic monitoring in X-3HFwell 圖4. X-3HF井微地震監(jiān)測側(cè)視圖

4.3.產(chǎn)能評價

4.3.1.下部層系單井產(chǎn)能

根據(jù)194-X 井區(qū)30 口井壓裂后放噴試氣資料，統(tǒng)計測試日產(chǎn)氣量18.4～89.5×104m3，平均28.61×104m3，“一點法”經(jīng)驗公式計算無阻流量6.4～148.8×104m3/d，平均37.1×104m3/d，歸一1500 m 水平段長無阻流量分級統(tǒng)計顯示大于20×104m3/d 的井占比70% (圖5)，屬中-高產(chǎn)工業(yè)氣流，顯示較好的產(chǎn)能。目前日產(chǎn)氣196×104m3，累計產(chǎn)氣14.59×108m3，平均單井累產(chǎn)4864×104m3。采用歸一化試采曲線分析，平均單井穩(wěn)產(chǎn)6.5×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)周期已達866天，實踐證實試驗井組效果良好。

Figure 5.Open-flow classification bar chart of testwell 1500 m 圖5.測試井1500 m 無阻流量分級柱狀圖

典型井195-X 井試采效果分析，2018年1月13日投產(chǎn)，投產(chǎn)前三個月累產(chǎn)414.87×104m3，平均日產(chǎn)氣4.76×104m3，套壓從38 MPa 降到35.8 Mpa，壓降2.2 MPa，單位壓降彈性產(chǎn)量188.54×104m3/MPa。試采可分兩個階段，階段一生產(chǎn)周期249天，按5×104m3/d 配產(chǎn)生產(chǎn)，使用3.8 mm 油嘴生產(chǎn)，階段累產(chǎn)氣1208×104m3；階段二使用6 mm 油嘴生產(chǎn)，平均日產(chǎn)氣15.07×104m3/d，階段累產(chǎn)氣9027×104m3。目前套壓5.6 MPa，日產(chǎn)氣14.6×104m3，日產(chǎn)液6.74 m3，累產(chǎn)氣10,235×104m3，累產(chǎn)液5052 m3(圖6)，應(yīng)用流動物質(zhì)平衡法評價預(yù)測單井EUR 為1.47×108m3。

Figure6.Production curve of 195-XHFwell圖6.195-XHF井生產(chǎn)曲線

滾動評價平橋背斜南斜坡實施JY10HF，水平段長1500 m，下部層系靶窗穿行率100%，分21段進行水力加砂壓裂。12 mm 油嘴測試獲日產(chǎn)氣19.60×104m3，一點法計算無阻流量28.6×104m3/d。試采累產(chǎn)氣3000×104m3，平均日產(chǎn)6.1×104m3，初步預(yù)測單井EUR 為0.93×108m3。

向西滾動勘探東勝背斜實施SY1HF和SY2HF井，靜態(tài)參數(shù)與平橋背斜基本一致，下部層系均獲得中高產(chǎn)工業(yè)氣流，12 mm 油嘴測試日產(chǎn)氣為14.36×104m3和32.80×104m3，一點法評價無阻流量為18.6×104m3/d 和46.8×104m3/d。其中SY2HF井試采周期達一年，累產(chǎn)氣3500×104m3，日均產(chǎn)9.59×104m3(圖7)，應(yīng)用流動物質(zhì)平衡法預(yù)測單井EUR1.25×108m3。

Figure7.Production curve of SY2HFwell圖7.SY2HF井生產(chǎn)曲線

4.3.2.上部氣層單井產(chǎn)能

上部層系實施了X-S1HF井，靜態(tài)參數(shù)優(yōu)選穿行靶窗⑧-2亞層，實鉆水平段長1700 m，目的層鉆遇率99.1%；氣測全烴3.14%～28.41%，平均值11.51%；TOC平均值1.12；孔隙度1.36%～2.97%，平均值2.08%；硅質(zhì)含量平均值44.28%。實鉆氣測顯示較好，可壓性靜態(tài)指標與導(dǎo)眼井⑧-2小層基本相當(圖8)。12 mm 油嘴放噴測試，獲得日產(chǎn)氣14.1×104m3，穩(wěn)定套壓11.8 MPa，無阻流量為17.7×104m3/d。該井2020年3月投產(chǎn)，初期套壓14.3 MPa，日產(chǎn)氣6.7×104m3，試采套壓日降幅0.06 MPa，日產(chǎn)氣5.62～6.51×104m3，平均6.08×104m3/d，試采遞減緩慢。試氣試采結(jié)果表明上部層系為可動用資源，為立體開發(fā)提供有力依據(jù)。

194-X 井區(qū)一套層系開發(fā)采收率僅13.3%，中上部剩余儲量大，X-1HF井落實了上部層系產(chǎn)能，利用已有的地面配套設(shè)施和低成本的工藝技術(shù)，可充分動用剩余地質(zhì)儲量，提高動用程度和采收率，實現(xiàn)區(qū)塊開發(fā)效益最大化。中上部層系可部署水平井42口，動用儲量97.7×108m3，預(yù)測單井經(jīng)濟可采儲量0.7×108m3，綜合計算采收率可達到28.4%，立體開發(fā)采收率可提高15.1%，預(yù)測工區(qū)頁巖氣產(chǎn)量可達482.8×108m3。

5.結(jié)論

1)五峰組-龍馬溪組一段頁巖屬深水-半深水陸棚沉積巖，橫向分布穩(wěn)定，厚度約110 m，有機碳含量平均1.93%；目的層孔隙和裂縫發(fā)育，孔隙度適中，滲透率較差，脆性礦物含量高，可劃分三套開發(fā)層系，儲量規(guī)模達1700×108m3，具備立體開發(fā)的資源基礎(chǔ)。

Figure 8. X-S1HFwell histogram 圖8.X-S1HF井柱狀圖

2)194-X 井區(qū)下部層系開發(fā)試驗證實了較好效果，一套井網(wǎng)采收率僅13.3%，中上部剩余儲量占比55.32%；上部X-1HF井靜態(tài)參數(shù)略低于下部，試氣獲得工業(yè)氣流，為可獨立開發(fā)的層系。

3)平橋背斜南斜坡、東勝背斜及上部層系獲得14.1～32.8×104m3/d 的中高產(chǎn)工業(yè)氣流；按三套井網(wǎng)分層系開發(fā)，采收率可達28.4%，預(yù)測頁巖氣產(chǎn)量可達482.8×108m3。綜合分析認為，工區(qū)具備立體開發(fā)潛力。