涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气富集主控因素分析

李　昂，石文睿，袁志华，张玉清，赵红燕，任　元，石元会

(1.长江大学地球环境与水资源学院， 湖北武汉 430100；

2.长江大学地球物理与石油资源学院， 湖北武汉 430100；

3. 油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学 ，湖北武汉 430100；

4.中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北潜江 433123)



涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气富集主控因素分析

李昂1，石文睿2，袁志华3，张玉清3，赵红燕4，任元4，石元会4

(1.长江大学地球环境与水资源学院， 湖北武汉 430100；

2.长江大学地球物理与石油资源学院， 湖北武汉 430100；

3. 油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学 ，湖北武汉 430100；

4.中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北潜江 433123)

摘要：涪陵页岩气田是国内首个实现商业开发的整装非常规气田，区内焦石坝海相页岩段以深水陆棚相沉积为主，发育富含有机质的深灰色、灰黑色页岩，页岩总有机碳含量高，有机质成熟度适中，储层物性好，脆性矿物含量高，游离气与吸附气含量高，具有明显的异常高压，测录井显示含气特征明显。通过岩心分析、测井曲线及分析化验资料研究，对焦石坝海相页岩气藏主控因素进行探讨，研究发现，焦石坝海相页岩气富集主要受连续厚度、总有机碳含量、热演化程度、储层物性、地层压力及岩石脆性、顶底板组合条件等因素控制，特殊沉积环境构成页岩气富集条件。本文主要依据涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气的勘探实践，特别是JY1井和JY4井勘探成果，重点研究下志留统龙马溪组下部—上奥陶统五峰组海相页岩气富集的主控因素，以期为今后四川盆地海相页岩气勘探提供有益的帮助。

关键词:海相页岩气；涪陵页岩气田；焦石坝区块；龙马溪组下部—五峰组；主控因素

四川盆地涪陵页岩气田焦石坝海相页岩地质条件优越，是中国首个单井日产气量超过百万立方米的页岩气商业开发整装气田[1]。近年来，中国石化、中国石油对四川盆地及其周缘地区志留系龙马溪组勘探实践表明，海相暗色页岩有机质丰富，总有机碳含量(TOC)高，成熟度(Ro)较适中，处于良好生气窗口，气测录井显示具有普遍含气特征，部分页岩层段物性相对较好，但是完井试气效果却千差万别，影响页岩气富集和高产的主控因素研究也越来越受到国内外学者的广泛关注[1-14]。

1 区域地质概况

四川盆地东部和南部下寒武统和下志留统页岩是现今工业技术和经济背景条件下开展页岩气勘探研究的最有利目标[5]。涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区焦石镇，构造位置位于四川盆地川东南构造区川东高陡褶皱带万县复向斜包鸾—焦石坝背斜带中的焦石坝背斜，构造呈北东向展布(图1)。地层自上而下依次为：中生界下三叠统嘉陵江组、飞仙关组；古生界二叠统长兴组、龙潭组，下二叠统茅口组、栖霞组、梁山组，中石炭统黄龙组，中志留统韩家店组，下志留统小河坝组、龙马溪组，上奥陶统五峰组、涧草沟组等。涪陵页岩气田发育大套的深灰色、灰黑色页岩、碳质泥页岩，属深水陆棚相沉积，且沉积水体从下到上逐渐变浅，有利于富含有机质的泥页岩层生长发育[9-14]。

四川盆地川东南地区龙马溪组下部—五峰组海相页岩段厚20～200m不等，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，TOC为1.0%～8.0%，平均在5.0%左右，自上而下逐渐增加，热演化程度已达到高成熟阶段，Ro较高，最大为3.7%，最小为2.5%，平均为2.9%。页岩储层孔隙度峰值集中于4.0%～8.0%，平均为6.2%，总体孔隙度较小，平均渗透率为0.01～104.4mD，属于致密性储层。 页岩储集空间类型丰富，主要以有机质孔、溶蚀孔、粒间孔、粒内孔、微裂缝等为主。含气量为1.0%～10.0%，主要集中于2.7%～6.8%。矿物成分以石英和黏土矿物为主，脆性矿物中石英含量较高，通常大于40.0%。

目前，区内以龙马溪组下部—五峰组页岩为目的层钻探了80口井，其中参数井2口、探井3口、水平开发井75口，均钻遇龙马溪组下部—五峰组页岩“甜点”，测录井显示良好，试气无阻流量为(15～155)×104m3。

2 富集主控因素分析

通过对涪陵页岩气田焦石坝区块海相页岩气富集的主控因素进行分析发现，区内焦石坝海相页岩气富集与页岩埋深和连续厚度、TOC、Ro、储层物性和含气性、地层压力、矿物组成及顶底板条件密切相关。

2.1 页岩埋深和连续厚度

美国五大含气页岩系统埋深183~2591m。北美地区投入商业开发的页岩气田气层埋深一般小于3000m，过深则开采成本高，目前条件下不具有经济价值，深度超过3000m往往被视为资源潜力区[10]。

北美地区投入商业开发的页岩气田气层单层厚度大于20m。美国大规模商业开发的五大含气页岩系统厚度为31.0~579m，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统厚度为61~300m。富含有机质的页岩厚度越大，就越能保证页岩气资源量和压裂改造。

涪陵页岩气田焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组埋深2300~2700m，地层分布稳定，横向上岩性变化小。JY1井、JY2井、JY3井和JY4井录井、取心及测井等资料显示，龙马溪组下部—五峰组页岩连续厚度为89~102m。其中，JY1井2326.5~2415.5m井段发育厚89.0m的页岩，现场习惯称之为“JY1井89m页岩层段”或“89m段”，并将其划分为1段、2段、3段(图2)；JY2井2477~2575m井段为厚98.0m的页岩； JY3井2316.5~2418.5m井段为厚102.0m的页岩；JY4井2511.5~2595.0m井段为厚83.5m的页岩。JY1井、JY2井、JY3井和JY4井主力气层为龙马溪组下部—五峰组底部优质页岩段，厚度分别为38.0m、40.4m、44.0m、39.5m，横向分布较为稳定。对比北美地区Barnett、Marcellus页岩气田[10,15-16],以及建南地区东岳庙段J111井区页岩气藏，焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组页岩厚度具有一定的优势，埋深适中，并与北美地区页岩气田埋深相当(表1)。

表1　国内外部分海相页岩气井(盆地)参数数据表

2.2 总有机碳含量(TOC)

TOC决定了页岩的生烃能力、孔隙空间的大小和吸附能力，是页岩气富集成藏最重要的控制因素之一。从国内外的实测结果看，TOC直接影响含气量，TOC越高，含气量越大，两者具有近似线性相关关系，相关程度很高。

JY1井龙马溪组下部—五峰组页岩取心TOC测试表明，“89m”页岩段自下而上TOC总体呈减小趋势(图2)。“1段”深度为2377.5～2415.5m， TOC为1.0%～5.9%、平均为4.0%，以富有机质页岩为主，夹少量中等有机质页岩，综合评价为Ⅰ类(好)页岩储层段，也是该区块主力气层；“2段”和“3段”下部深度分别为2353.5～2377.5m、2338.5～2353.5m，TOC分别为0.9%～2.2%、1.0%～3.3%，平均为1.6%、2.1%，评价为Ⅱ类(中等)页岩储层；“3段”上部页岩深度为2326.5～2338.5m，TOC为0.5%～1.6%、平均为0.9%，评价为Ⅲ类(差)页岩储层段，也是龙马溪组下部—五峰组89.0m连续页岩层段中最差页岩段。区内JY1井、JY2井、JY3井和JY4井测井解释对比分析发现，纵向上各井页岩段TOC变化一致，都具备自上而下逐渐变好的特点，横向上“89m页岩段”的TOC在JY4井区有减小趋势，其中“1段”主力页岩气层段TOC较为稳定，为2.6%～4.1%，“2段”、“3段”具有自北向南逐渐变差趋势，TOC为0.5%～2.0%。总体来看，焦石坝区块“1段”页岩有机质丰富，分布稳定，是区内核心气层段。

JY1井“89m段”及TOC相对较高的“1段”和“3段”页岩岩心解析含气量与TOC之间呈明显的正相关关系(图3)，反映游离气量的气测全烃也与TOC呈正相关关系(图4)，显示TOC不仅对页岩吸附能力有明显控制作用，也对页岩游离气有较强的影响。综合以上分析可以看出，TOC与总含气量及吸附气量之间均呈现较好的正相关关系，表明其对页岩气富集的控制作用十分显著。

2.3 有机质成熟度(Ro)

Ro不仅决定了天然气的生成方式，还决定了气体的组成与构成，是页岩气富集的主控因素之一。Ro越高越有利于页岩排烃，也加速了页岩气的成藏。根据北美地区资料统计，页岩气成藏要求Ro大于1.2%[11-12]。美国的Marcellus页岩Ro为1.5%～3.0%，产气为高成熟度页岩气；Barnett页岩Ro为1.1%～2.0%，其产气也为高成熟度页岩气。

涪陵页岩气田焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组页岩有机质沥青反射率“A”为3.10%～4.04%，平均为3.43%，依据戴金星(1997)的镜质组反射率Ro计算公式(Ro=0.679A+0.3195)，求得镜质组反射率为2.4%～3.1%，平均为2.7%。焦石坝区块海相页岩的成熟度已经达到成藏的要求，干酪根类型属于生油气的腐殖—腐泥型(Ⅱ1)和腐泥型(Ⅰ)，热演化阶段为干气阶段，有利于页岩气的形成与富集。

2.4 储层物性

孔隙度和渗透率是储层物性研究中两个重要的参数。一般含气页岩都属低孔隙度、低渗透率储层，美国商业化规模开发的五大含气页岩系统孔隙度为1.0%～10.0%，平均在5.0%以上，页岩的基质渗透率一般小于0.1mD，游离气体积约占孔隙总体积的50.0%[13]。

JY1井“89m页岩段”180块样品物性分析表明，页岩储层孔隙度主要为3.0%～6.0%，最小为1.2%，最大为8.0%，平均为4.6%，水平渗透率主要为0.001～355.0mD，平均为22.0mD；全直径样品分析表明，垂直渗透率远远低于水平渗透率，普遍小于0.01mD，平均为0.0032mD，显示页理缝对地层水平渗流能力具显著的贡献。

JY1井实测孔隙度纵向上表现为：①“3段”，2326.5～2353.5m中—高孔隙度段，电性特征表现为高中子、高声波、高密度；②“2段”，2353.5～2377.5m中—低孔隙度段，电性特征表现为低中子、低声波、高密度；③“1段”：2377.5～2415.5m中—高孔隙度段，电性特征表现为低中子、较高声波、较高密度特征，呈现出“两高夹一低”的纵向分布特征。从孔隙度大小单因素判断，“1段”储集性能最优，“2段”储集性能最差。3个层段页岩基质微观孔隙结构基本一致，孔喉半径主要分布于4～10nm(图5)，占80%左右，属于中孔隙度。JY1井压汞测试实验表明，对渗透率起主要贡献的孔喉半径分布于6.3～16nm(图6)，储层的储集空间为裂缝和孔隙，其中裂缝对渗透率的贡献较大，整体渗透率优于美国的Barnett页岩和Marcellus页岩。

JY4井孔隙度为2.4%～6.6%，渗透率为0.1～0.4mD，整体优于建南地区东岳庙段页岩储层，孔隙度与美国的Barnett页岩相近，比Marcellus页岩略低。

2.5 储层含气性

页岩储层含气性是页岩气富集的主控因素之一。页岩气主要以吸附态和游离态赋存于低孔、低渗的页岩中，其中吸附气主要吸附于有机质和黏土矿物表面，游离气主要充填于孔隙与微裂缝中[14]。

现场岩心解析气量测试表明，30℃条件下，JY1井下部富有机质页岩层段含气量为1.3～6.2m3/t，平均为3.0m3/t，含气丰度高。含气量与残余有机碳含量、脆性矿物含量呈明显的正相关关系。同时，岩心等温吸附实验表明，在30℃条件下，页岩饱和吸附气量为2.2～4.7m3/t；在80℃条件下，JY1井下部富有机质页岩层段饱和吸附气量为1.7～2.8m3/t，说明页岩具有良好的吸附性[15]。与北美Marcellus等典型页岩地质特征相比，JY1井龙马溪组下部—五峰组页岩含气量等参数指标与北美页岩基本相当，具有相似的页岩含气性，有利于页岩气富集。

JY1井、JY2井、JY3井、JY4井龙马溪组下部—五峰组岩心解析气量测试表明， 30℃条件下，JY1井、JY2井、JY3井、JY4井含气量为0.7～6.4m3/t(表2)，平均为3.0m3/t。“1段”含气量最为丰富，为5.8～6.3m3/t，平均为6.1m3/t，与30℃条件下饱和吸附气量接近，说明上述解析法所测量的总含气量实际代表的是页岩吸附气量，游离气量所占比例较小。

表2　焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组含气量现场解析测试数据表

注：TOC>1.0%。

2.6 地层超压

地层压力系数是页岩气保存条件评价的重要指标，页岩储层超压说明页岩气藏的保存条件较好，低的压力系数则代表储层保存条件差[14]。

由页岩气赋存方式与成藏过程可知，随着页岩气大量生成，满足页岩吸附后的天然气进入页岩基质孔隙内，并使基质孔隙内的天然气压力升高，出现超压和岩石自然造缝现象。也就是说，页岩层内的天然气压力越高，越有利于储层裂缝自身发育，也越有利于完井后的储层压裂改造。

JY1井最高井口压力为33.1MPa，利用产能测试和变流量试井理论，计算地层压力为37.7MPa，地层压力系数为1.55，随钻录井压力检测JY1井、JY2井、JY3井、JY4井页岩压力系数为1.35～1.50，平均为1.45，属于超压气藏，也证明其保存条件好。

前人研究发现，四川盆地及周缘地区下古生界页岩气产量Q与气层压力系数Kf呈对数正相关关系(lgQ=5.45Kf-0.01)。

2.7 矿物组成

页岩的脆性是评价页岩气藏是否具有开发经济价值的重要参数，它直接影响着产能，因此脆性矿物的组成是页岩气富集的主控因素之一。页岩矿物成分以石英和黏土矿物为主，含斜长石、钾长石、方解石、白云石和黄铁矿等。石英含量在一定程度上间接反映了页岩孔隙含量的多少，且石英含量越高，页岩脆性越强，更容易形成天然裂缝和诱导裂缝，有利于天然气渗流，页岩含气量与石英的含量呈正相关关系[17]。

JY1井全岩X射线衍射和黏土矿物X射线衍射实验数据表明，焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组“89m段”页岩储层主要包括石英、黏土矿物、长石、碳酸盐岩、黄铁矿和赤铁矿。其中，脆性矿物包括石英、钾长石、斜长石及碳酸盐矿物，自下而上呈现逐渐减小趋势，含量为34.0%～80.0%，平均为57.0%；黏土矿物含量为16.0%～63.0%，平均为41.1%，主要包括伊/蒙混层和伊利石，自下而上呈逐渐增加的趋势。

Barnet页岩石英、长石和黄铁矿等脆性矿物含量为49.0%～95.0%，其中石英含量为40.0%～60.0%，碳酸盐矿物含量低于25.0%，黏土矿物含量通常小于50.0%。JY1井、JY2井、JY3井、 JY4井龙马溪组下部—五峰组页岩矿物含量分析实验显示，焦石坝区块页岩储层脆性矿物含量与Barnett页岩相近，较Marcellus页岩脆性矿物含量要高，有利于页岩气层压裂改造。

2.8 顶底板条件

除了具备良好的基本地质条件外，要形成超压、富气高产的页岩气藏，必须具备良好的顶板、底板封隔条件。良好的顶底板条件能够有效地阻止天然气快速垂向运移、散失，有利于富集成藏，也便于后期页岩气储层的压裂改造[10]。

对四川盆地及周缘地区志留系而言，龙马溪组下部—五峰组页岩气层的顶板为龙马溪组中部及以上发育的大套灰色、深灰色厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩、粉砂岩，厚度在170m左右；底板为上奥陶统涧草沟组和中奥陶统宝塔组连续沉积的灰色瘤状石灰岩、泥灰岩、石灰岩，总厚度为30～40m。龙马溪组下部—五峰组页岩气层的顶底板无论是泥岩、粉砂岩还是石灰岩都很致密，封闭性好。JY1井、JY2井、JY3井、JY4井作为顶板的龙马溪组二段粉砂岩孔隙度平均为2.4%，渗透率平均小于0.01mD，在80℃条件下，地层突破压力约为71.2MPa；作为底板的涧草沟组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状石灰岩等岩性的孔隙度平均为1.2%, 渗透率平均小于0.01mD，在80℃条件下,地层突破压力约为70.4MPa。反映了龙马溪组下部—五峰组页岩气层顶底板对页岩气层具有较好的封隔效果，有利于页岩气的富集。

另外，龙马溪组中部浊积砂岩(厚度超过20m)也起到了非常好的顶板作用，为龙马溪组下部增加了一层封隔作用很好的顶板，也为页岩气的形成起到了很好的保护作用，同时也为气层压裂改造起到了很好的垂向压裂防破散作用。

3 结束语

(1)四川盆地川东南地区海相富含有机质页岩厚层发育，埋深适中，中间无夹层，与常规气藏明显不同，“三高三好一适中”特征明显(即“储层TOC高、游离气与吸附气含量高、地层压力异常高，气测烃显示好、储层孔隙度与渗透率好、顶底板组合条件好，Ro适中”)，有利于页岩气形成、富集和成藏，优于建南地区东岳庙段陆相页岩及北美地区的福特沃斯盆地Barnett、阿巴拉契亚盆地Marcellus海相页岩等典型页岩气田的成藏条件。

(2)涪陵页岩气田焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组海相页岩储层矿物以石英为主，黏土矿物次之，由石英、长石和碳酸盐岩组成的脆性矿物含量高，平均含量超过50%，页岩气藏以封闭箱形式存在明显的异常高压，高压形成过程又促进微裂缝发育，有利于页岩气层完井压裂改造，增强渗流能力，使得页岩气井高产、稳产时间长。

(3)涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气富集主控因素为富含有机质页岩连续厚度、TOC、Ro及储层物性、地层异常高压(超压)、吸附气与游离气含量、矿物组成及顶底板组合条件，气田具有典型的页岩气特征，为今后在中—上扬子地区页岩气勘探选区和储层评价提供了良好借鉴。

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Main Factors Controlling Marine Shale Gas Accumulation in Jiaoshiba Shale Gas Field of Fuling Area

Li Ang1, Shi Wenrui2, Yuan Zhihua3, Zhang Yuqing3, Zhao Hongyan4, Ren Yuan4, Shi Yuanhui4

(1.TheEarthEnvironmentandWaterResourcesInstituteofYangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China;

2.GeophysicsandOilResourcesInstituteofYangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China; 3.MOEKey

LaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources,YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China;

4.LoggingCompanyofSinopecOilfieldServiceJianghanCorporation,Qianjiang,Hubei433123,China)

Abstract:Fuling shale gas field is the first unconventional gas field having been commercially exploited already. Jiaoshiba marine shale section is dominated by deep continental shelf deposit, and organic-rich dark-gray and gray-black shale developed. The shale has high total organic carbon (TOC), moderate organic matter maturity, good physical property of reservoir, high brittle mineral content, high content of free gas and adsorbed gas, obviously abnormal high pressure, and remarkable logging characters. Through core analysis, well log curves and testing data research, we discussed the main factors controlling Jiaoshiba marine shale gas reservoir, and found that the enrichment of shale gas in the area was controlled by such factors as continuous thickness, TOC, thermal evolution degree, reservoir property, pressure and brittleness, and combined roof and floor conditions, and shale gas enrichment conditions came from special sedimentary environment. Based on the exploration for marine shale gas in Block Jiaoshiba of Fuling shale gas field, in particular the exploration results in Well JY1 and JY4, we mainly probed into the main factors controlling marine shale gas enrichment from lower Longmaxi Formation of Silurian to Wufeng Formation of upper Ordovician, to be helpful for marine shale gas exploration in Sichuan Basin in the future.

Key words:marine shale gas; Fuling shale gas field; Block Jiaoshiba; lower Longmaxi Formation-Wufeng Formation; main controlling factor

中图分类号：TE122

文献标识码:A

作者简介：第一李昂(1990年生)，男，在读硕士，主要研究方向为页岩气勘探与开发。邮箱：767424461@qq.com。

基金项目：中国石化石油工程技术服务有限公司科技攻关项目“涪陵地区页岩气示范区石油工程集成技术”(SG1305)，中国石化集团公司工程先导项目“页岩油气藏矿物录井定量分析技术”(SG12068)。