页岩气层有效厚度下限探讨——以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组为例

高红贤，王雪玲，严伟，王建波

（中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

页岩气层有效厚度下限探讨
——以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组为例

高红贤，王雪玲，严伟，王建波

（中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

储层有效厚度是储量计算的重要参数之一，国内对页岩气储层有效厚度下限标准的研究尚处于探索完善阶段，为了评价国内首个页岩气田的探明储量，有必要深入研究页岩的有效厚度下限。文中以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气藏为例，首先对商业开发的页岩储层厚度开展研究，然后通过分析页岩气储层岩性、脆性矿物体积分数、总含气量、有机碳质量分数、镜质体反射率等，优选出适合研究区的页岩气层有效厚度下限表征参数，最后提出适合研究区储层特征的有效储层下限标准。该标准在四川盆地涪陵页岩气田页岩气储量计算中取得较好的应用效果。

有效储层下限；页岩气；五峰组—龙马溪组；涪陵页岩气田

1　研究背景

近年来，国内逐渐建立起页岩气地质选区技术与评价方法，制定出可操作的选区评价标准。目前，国内仅在长宁、涪陵取得页岩气勘探突破，页岩气开发仍处于探索阶段，缺乏资料积累和生产数据，制约了页岩气层有效厚度下限的评价［1-2］。对页岩气储层有效厚度下限的评价标准，尚在探索完善过程中。涪陵页岩气田有效厚度下限研究得到国家储委的高度认可，是国内页岩气层有效厚度下限研究的先例。

笔者结合近几年涪陵页岩气地质和储量研究的工作实践，以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组气藏为例，应用页岩岩心分析、测井、试采资料，类比焦石坝区块与北美成熟区块地质条件（见表1），参考北美地区，同时结合当前中国页岩气勘探现状和国土资源部发布的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范（DZ/T0254—2014）》，探索了焦石坝区块的有效厚度下限标准。

2　研究区地质概况

涪陵页岩气田位于川东南地区川东高陡褶皱带包鸾—焦石坝背斜带焦石坝构造。页岩气层发育于五峰组—龙马溪组，为滨外陆棚沉积，储层岩性主要为碳质笔石页岩、含骨针放射虫笔石页岩等。五峰组—龙马溪组页岩气已进入过成熟热演化阶段，总有机碳质量分数（TOC）平均2.66%，含气量平均4.71 m3/t，其中吸附气量占36%。页岩层段厚度在50.0～90.0 m，其中页岩层理发育，笔石化石丰富，TOC大于2.00%（平均3.50%）的优质泥页岩厚38.0 m［3］。页岩储层平均孔隙度为4.87%，几何平均渗透率为0.153 9×10-3μm2，为低孔、特低渗孔隙型储层。

3　页岩储层厚度

页岩有效厚度是指达到储量起算标准的含气页岩中具有产气能力的那部分储层的厚度。有产气能力的页岩储层厚度受多种因素影响，包括骨架矿物成分、总有机碳质量分数、孔隙度、渗透率、流体饱和度等，页岩厚度是保证足够的有机质及充足的储集空间的前提条件，页岩的单层厚度越大，越有利于页岩气藏富集。

烃源岩有效排烃厚度约为28.0 m［4］，页岩层段厚度必须超过有效排烃厚度，一般要求页岩层段厚度应大于30.0 m。从开采的角度，页岩厚度大于30.0 m有利于水平井和压裂技术的实施。

北美页岩气藏早期以直井为主，当时确定的页岩有效厚度下限值为30.0 m。目前，由于水平井钻井技术和水力压裂、分段压裂等技术的成功应用，页岩有效厚度下限值已降至10.0～15.0 m［5-6］。美国地质调查局提出，富含有机质（TOC＞2.00%）的页岩厚度大于15.0 m时，能保证生烃量具有工业开采价值，因此，一般选择15.0 m为厚度下限［7］。

国土资源部发布的页岩气储量计算规范［8］（以下简称“规范”）将页岩有效厚度与含气量结合起来评价，当含气量下限为1.00 m3/t时，页岩储层有效厚度需大于50.0 m；当含气量下限为2.00 m3/t时，页岩储层有效厚度大于30.0 m；当含气量下限为4.00 m3/t时，页岩储层有效厚度可以低至30.0 m以下。

深入分析焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩纵向上的岩性组合特征、有机碳特征和钻井揭示的储层特征后得到：当含气量下限取值大于1.00 m3/t时，储层的厚度最小值为58.0 m；含气量下限取值大于2.00 m3/t时，储层的厚度最小值为49.6 m；含气量下限大于4.00 m3/t的储层的厚度为5.4～19.1 m。同时，综合考虑美国已实施的工业开采厚度下限值和我国页岩气勘探开发的实际水平，认为将五峰组—龙马溪组页岩储层厚度的下限定为30.0 m较合适。

4　页岩气层有效厚度下限表征

对于常规天然气储层，大多数国外石油公司认为天然气有效储集层是指储集了烃类流体并可采出的物性下限以上部分［9］。由于页岩气需要大型水力压裂才能采出，需从地质和工程角度探索表征页岩气层有效厚度下限的参数。页岩气有效厚度下限应包括生气能力、储气能力和易开采性3个方面。

在页岩气有利区优选的过程中认识到，商业开采区页岩的热演化阶段要有足够的生烃能力，有机质是天然气生成的物质基础，页岩的有机碳质量分数越高，生烃潜力就越大。另外，有机质生烃后产生的有机质孔越发育，比表面积、孔隙体积越大［10］，页岩中的吸附气含量就越大。有机质丰度是作为有效厚度下限最重要的评价指标。

总含气量是页岩气评价的核心参数，是页岩气投入开发需要考虑的关键参数。因吸附气量随温度和压力的变化而变化，难以求准，在地质储量计算的过程中无需将其区分，而将总含气量作为有效厚度下限指标。

北美的页岩气统计结果表明，页岩的成熟度越高越有利于页岩气的生成，页岩成熟度是页岩气聚集形成的重要指标［11］。热演化程度决定了地层中烃类流体的相态、生烃量及页岩气赋存空间的形态、大小等。另外，还对纳米级孔隙的发育具有控制作用，因此有必要将镜质体反射率作为有效厚度下限指标。

根据北美页岩气开采经验，页岩的产气率随着脆性矿物体积分数的增加而增加。脆性矿物体积分数的高低直接影响着储层的可压裂性，因此有必要将脆性矿物体积分数作为有效厚度下限评价指标。

对于常规天然气，有效厚度下限标准主要指物性标准［12］。而非常规气藏的页岩气主要由游离气和吸附气组成，当游离气含量较低时，通过储层改造，吸附气也能形成商业产能。由于页岩储层的复杂性，因此，页岩气层有效厚度下限评价指标包括岩性、脆性矿物体积分数、总含气量、有机碳质量分数及镜质体反射率。

5　五峰组—龙马溪组有效厚度下限

5.1岩性及脆性矿物体积分数标准

页岩是指由粒径小于0.003 9 mm的碎屑、黏土、有机质等组成的具页状或薄片状层理、容易碎裂的一类细粒沉积岩，常见的页岩类型有黑色页岩、碳质页岩、硅质页岩、铁质页岩、钙质页岩等［13］。五峰组—龙马溪组页岩层段岩性，主要包括含放射虫碳质笔石页岩、碳质笔石页岩、含骨针放射虫笔石页岩、含碳含粉砂泥岩、含碳质笔石页岩以及含粉砂泥岩等。有效储层岩性为碳质页岩、含碳页岩、含碳含粉砂泥岩（见图1）。

北美几大页岩气盆地的脆性矿物体积分数为28%～50%［14］，商业开采的页岩气藏脆性矿物体积分数一般要求大于25%。根据国内目前的压裂技术水平，要取得较好的压裂效果，“规范”要求脆性矿物体积分数大于等于30%，因此确定其下限为30%。

5.2含气量标准

页岩含气量是指每吨天然气折算到标准温度和压力条件下（101.325 kPa，25℃）的天然气总量［15］。

美国8套主要页岩产层的含气量下限均随埋深增加［16］，将页岩气产层的含气量（Q）和深度（D）投入坐标系中，可以找到3条特征曲线（a，b，c）和3个典型区域（A，B，C）（见图2）。图中：曲线a说明产气页岩在不同深度的最小含气量，即不同深度的含气量下限值；区域A代表含气量低，基本不具有经济价值。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组平均埋深为2 645 m，根据图版，确定总含气量下限为1.45 m3/t。

“规范”中对含气量下限的界定是按照有效厚度划分的，当页岩有效厚度大于50.0 m时，含气量下限为1.00 m3/t。钻井揭示的焦石坝4口探井的页岩有效储层厚度均大于60.0m，因此，含气量的下限确定为1.00m3/t。

5.3总有机碳质量分数及成熟度标准

美国从事页岩气藏勘探开发的石油公司，一般将总有机碳质量分数下限确定为2.00%［17-18］，其页岩气镜质体反射率一般低于1.90%。“规范”中总有机碳质量分数下限标准为1.00%，镜质体反射率下限标准为0.70%。

涪陵页岩气田的镜质体反射率在2.54%～2.80%，平均为2.65%，其镜质体反射率的最小值既高于美国页岩气成熟度的最高值，也高于“规范”中确定的下限值，所以在划分五峰组—龙马溪组有效厚度时，可以不必考虑成熟度指标。TOC可以通过2种方法来确定：

1）有机碳恢复法。当美国页岩气田TOC为2.00%时，恢复到原始状态下的TOC介于2.60%～3.40%。根据实验研究，四川盆地五峰组—龙马溪组烃源岩的恢复系数为2.7～3.4［19-20］，涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩层段TOC取值1.00%时，恢复后的原始TOC能够达到2.70%～3.40%。可见涪陵页岩气田TOC为1.00%时的原始TOC与美国页岩地化特征相似。

2）含气量反演法。现场解析总含气量与岩心分析总有机碳质量分数之间存在较好的正相关线性关系：岩心分析总有机碳质量分数越高，现场解析总含气量越大。

统计龙马溪组页岩有机碳质量分数与总含气量之间的相关性（见图3）表明，当TOC为1.00%时，总含气量为2.10 m3/t。由此可见，总有机碳质量分数下限可以定为1.00%。

6　研究区有效储层分类标准

通过对焦石坝地区页岩气测井资料精细解释，并经岩心资料严格刻度，确定总有机碳质量分数为划分有效厚度的最重要指标。当总有机碳质量分数大于等于1.00%时，五峰组—龙马溪组页岩层段对应的总含气量大于等于1.90 m3/t，即只要满足TOC大于等于1.00%的下限标准时，必定满足总含气量大于等于1.00 m3/t的下限标准。因此，利用测井精细解释成果进行有效厚度划分，以测井计算的总有机碳质量分数为主要划分依据，既使测井储层分类具有较好的可操作性，又严格满足有效储层厚度下限各性指标的要求。确定页岩气层测井分类评价指标，如表2所示。

7　结论

1）页岩气有效厚度下限指标不同于常规天然气，有效厚度评价指标为岩性、脆性矿物体积分数、总含气量、总有机碳质量分数及镜质体反射率。

2）确定了以有机碳质量分数为主的有效厚度划分标准，落实了涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩有效厚度取值。

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（编辑王淑玉）

Lower limit of effective thickness of shale gas:a case from Wufeng and Longmaxi Formations in Fuling shale gas field

GAO Hongxian，WANG Xueling，YAN Wei，WANG Jianbo
（SINOPEC Exploration Company，Chengdu 610041，China）

Effective reservoir thickness is an important parameter in reserves calculation.The research on the minimum net pay thickness of shale gas reservoir is still at the starting stage in China.It is necessary to deeply study minimum net pay thickness of shale gas reservoirs in order to estimate the reserves of Fuling shale gas field.Taking Fuling shale gas field for example，this paper firstly studies shale reservoir thickness in shale gas field which has been commercially developed.Secondly，by analyzing parameters such as reservoir lithology，brittle mineral content，total gas content，total organic carbon content，and vitrinite reflectance，etc.，representational parameters of the minimum net pay thickness suitable for research field are optimized.Finally，the standards of minimum net pay thickness of shale gas reservoir are established.This standard has good application results in reserves calculation of the Fuling shale gas field in Sichuan Basin.

lower limit of effective reservoir；shale gas；Wufeng and Longmaxi Formations；Fuling shale gas field

国家科技重大专项“上扬子及滇黔桂区页岩气资源调查评价与选区”（14B12XQ151001）

TE122.2+4

A

10.6056/dkyqt201604006

2015-12-08；改回日期：2016-04-15。

高红贤，男，1984年生，工程师，硕士，2011年毕业于中国石油大学（北京）地球探测与信息技术专业，现从事测井精细解释、储量评价研究。E-mail：hongxian2014@163．com。

引用格式：高红贤，王雪玲，严伟，等.页岩气层有效厚度下限探讨：以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组为例［J］.断块油气田，2016，23（4）：434-437.

GAO Hongxian，WANG Xueling，YAN Wei，et al.Lower limit of effective thickness of shale gas：a case from Wufeng and Longmaxi Formations in Fuling shale gas field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：434-437.