涪陵焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气富集主控因素分析

冯建辉 牟泽辉

（中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部）

涪陵焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气富集主控因素分析

冯建辉 牟泽辉

（中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部）

在总结涪陵焦石坝页岩气田基本地质特征的基础上，对页岩气富集主控因素进行了分析。研究表明，五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩不仅有利于页岩气的生成，而且页岩的有机质丰度与含气量具有很好的正相关关系，为页岩气的富集提供了物质基础；页岩较高的有机质丰度和适中的热演化程度有利于有机质孔的发育，为页岩气的聚集提供了有利的储集空间；良好的顶底板条件和超压独立封存箱的形成，为页岩气富集提供了良好的保存条件，是页岩气富集高产的关键。

页岩气；富集条件；主控因素；五峰组—龙马溪组；涪陵页岩气田

1 概况

涪陵焦石坝页岩气田位于重庆市境内，构造隶属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构造。焦石坝构造为一被大耳山西、石门、吊水岩、天台场等断层所复杂化的断背斜构造，总体表现为南宽北窄、中部宽缓的特点。焦页 1 井水平井于 2012 年 11 月 28 日进行分段压裂测试，在奥陶系五峰组—志留系龙马溪组优质页岩段获日产 20.3×104m3高产工业气流。2013 年开展 18 口井的开发井组试验，2014 年正式投入商业开发，2015 年建成 50×108m3年生产能力。涪陵焦石坝页岩气田是中国第一个投入商业开发的大型页岩气田[1-3]。

2 页岩气田特征

焦石坝页岩气田产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部黑色富有机质页岩，主要岩性为含放射虫碳质笔石页岩、含骨针放射虫碳质笔石页岩、含碳质笔石页岩，页岩中笔石、放射虫、海绵骨针等化石十分发育。产气层段页岩岩性在气田主体区内4口探井具有较好的可对比性，气层厚度在 40m 左右，分布稳定。气层底部埋深以 2250～3500m 为主，具有西北浅、东南深的趋势。

产气层段页岩 TOC 为 1.04%～5.89%，优质烃源岩段 TOC 平均为 3.5%，有机质类型为Ⅰ型，有机质成熟度Ro为 2.42%～2.8%，处于热裂解干气生成阶段。页岩矿物组成为石英、黏土矿物、长石、碳酸盐、黄铁矿等，脆性矿物含量达到 50.95%～80.3%，平均为 62.4%，其中石英含量最高可达 70.6%，具有高脆性特征。

焦页1井五峰组—龙马溪组产气层段页岩储层孔隙度为 1.17%～7.98%，平均为 4.61%。水平渗透率介于 0.0015～5.71mD，平均为 0.25mD；垂直渗透率介于 0.0002～0.024mD，平均为 0.00323mD。页岩储层具有较高孔隙度、特低渗透率的特征。

焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气藏属于中深层高压常温连续性气藏，气藏地层压力系数为 1.55，地温梯度为 2.73℃ /100m。

页岩气层自然产量低，需要经过大规模水平井分段压裂改造才能获得工业气流。以焦页11号平台为例，焦页 11-4 井采用 APR 测射联作工 艺，对上奥陶统五峰组页岩气气层 2359.5～2361.5m(2m/1 层 )未压裂，射孔进行测试，测试产量为 40～93m3/d。同一平台相邻的焦页 11-2 井，采用水平井分段压裂储层改造方式在 1385m水平段分 14段进行压裂，采用 3 个 不 同 制 度 测 试， 获 得 日 产 气（34.6～41.5） ×104m3的高产气流。

焦石坝地区所产页岩气组分以甲烷为主，含量 为 97.22%～98.90%（ 平 均 98.27%）， 乙 烷为 0.55%～0.84%， 丙 烷 及 以 上 重 烃 组 分 含 量 为0.02%～0.266%，CO2含 量 为 0～0.22%， 不 含 硫化氢等有毒气体。焦页 1HF井天然气相对密度为0.5656（临界温度 191.4K，临界压力 4.598MPa）。天然气类型属过成熟天然气，为干气，属于优质天然气。

3 页岩气富集主控因素

3.1 深水陆棚相优质页岩是物质基础

3.1.1 优质页岩段整体为深水陆棚相富有机质页岩

五峰组—龙马溪组优质页岩段主要岩性为含放射虫碳质笔石页岩、含骨针放射虫碳质笔石页岩、含碳质笔石页岩。水平层理发育，常见大量黄铁矿薄层、条带或小透镜体及大量分散分布的黄铁矿晶粒。页岩中生物化石十分发育，可见笔石、放射虫、海绵骨针等化石，笔石发育且种类丰富，包括直笔石、对笔石、栅笔石、四笔石和树笔石，含量约为 30%～60%，呈杂乱状排列。该段页岩沉积环境为稳定、缺氧、水体扰动作用影响较小的深水陆棚环境。

图1 焦页 1 井—焦页 2 井—焦页 3 井—焦页 4 井下志留统层序对比

根据岩性岩相、水深、颜色、结构、构造、古生物、测井相、地震相等标志，自下而上可识别出2个三级层序（SSQ1 与 SSQ2）及4个体系域（图1）。SSQ1 层序厚度相对较薄、富泥、进积明显；SSQ2层序厚度大，相对富砂，退积明显。龙马溪组产气层段属于海侵体系域（TST）的深水陆棚沉积，沉积了一套富有机质页岩层系，TOC 大于 2.0%，厚度为38～44m,为页岩气的生成和赋存提供了良好的物质基础。在单井沉积相分析的基础上，通过制图与综合 分 析， 下 部 层 序（SSQ1） 内 的 TST、HST 时 期沉积格局呈现出“北面向次深海敞开、东西南三面受古陆围限、陆架广布”的沉积格局[4-5]。焦石坝地区位于有利的深水陆棚中心，有利于富有机质页岩的形成。

3.1.2 有机质丰度与总含气量呈正比关系

焦石坝地区焦页1井、焦页2井、焦页3井、焦页4井现场总含气量的测定表明，五峰组—龙马溪组底部页岩总含气量总体较高。4口井的总含气量主要分 布在 0.63～9.63m3/t 范围之 间， 平均为 4.61m3/t，其中大于 4m3/t 的比例达到 54.9%。对上述样品进行页岩含气性敏感参数分析，从图2可以看出，总含气量与总有机碳含量（TOC）有很好的正相关关系，随着TOC增加，总含气量明显增大，相关系数达到了 0.9。

图2 焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段总含气量与 TOC 交会图

3.2 有机质孔是主要储集空间

3.2.1 页岩储层主要储集空间、类型

关于页岩储层孔隙分类方案，目前尚存在一定的分歧。较为成熟的分类方案是 Loucks的三分法，将页岩中与基质有关的孔隙分为有机质孔隙、粒间孔隙和粒内孔隙[6]。本文依据孔隙发育的主要载体的不同，将五峰组—龙马溪组页岩储层储集空间类型分为有机质孔、碎屑矿物孔、黏土矿物孔和微裂缝等（图3）。

有机质孔主要分布于干酪根、分散状固体沥青中，孔隙形状不规则，多呈泡沫状或椭圆状，孔径大小从几纳米到 300～500nm 不等。

碎屑矿物孔主要分布于石英、碳酸盐等刚性颗粒之间（图3a、e、f），部分孔隙被分散状沥青充填。在扫描电镜下黄铁矿晶间孔较为常见，孔径一般为20～50nm,只有少量超过 100nm。黄铁矿球状集合体经常与有机质相伴生（图3d），与周围的石英等硬质颗粒共同形成支撑结构保存粒间孔隙，并在其中赋存有机质。

黏土矿物在页岩中的含量较高，由于黏土矿物的片状结构与塑性特征，难以形成坚固的支撑结构，相当部分与黏土矿物相关的孔隙在成岩过程中丧失，局部见到黏土絮凝粒间孔隙、晶片间孔隙（图3a、e）。在黏土矿物晶片间常可见到黄铁矿晶粒和碳酸盐胶结物，说明在早期这些晶片是张开的，但在晚期晶片间孔隙闭合，仅在内部充填的胶结物尖端残存少量细小孔隙（图3c）。

此外，通过岩心观察发现，焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩岩心水平层理缝比较发育，且见垂直缝和高角度斜裂缝，部分裂缝被方解石所充填。对渗透率的测试分析表明，产气层段页岩水平渗透率为垂直渗透率的 100 倍以上，表明水平层理缝、微裂缝不仅是该区页岩储层重要的储集空间类型，而且也为后期页岩气的运移提供了渗流通道。

图3 焦页 1 井龙马溪组—五峰组页岩储集空间特征（a)微裂缝、黄铁矿晶间孔、碎屑矿物孔、有机质孔，S1ln，2397.13m；(b)有机质孔，S1ln，2385.42m；(c)黏土矿物孔及有机质孔，S1ln，2381.91m；(d)黄铁矿晶间孔及有机质孔，S1ln，2381.91m；(e)碎屑矿物孔及有机质孔，S1ln，2406.16m；(f)碎屑矿物孔，O3w，2411.05m

3.2.2 有机质丰度与有机质孔发育呈正比关系

对焦页 1 井不同 TOC 的泥页岩样品进行 CT 扫描，发现富有机质页岩与低有机质含量页岩的超微观孔隙的组成以及结构特征存在一定差异（图4、图5）。

龙马溪组底部产气层段的黑色碳质页岩TOC 为5.89%。页岩储集空间以纳米级的有机质孔为主；孔隙形态为席状、片状、管状，喉道形态为针管状，局部片状、斑块状，孔径以 30nm 为主，属中型纳米孔，孔隙之间具有较好的连通性；孔隙度为 5.06%[7]。

龙 马 溪 组 中 下 部 的 粉 砂 质 页 岩 TOC 较 低， 为1.27%。页岩储集空间主要以微米、纳米级的无机孔隙为主，可见有机质孔隙[8-9]；孔隙形态为席状、片状，喉道形态为针管状，局部球状，孔隙之间的连通性差；孔隙度为 2.44%[7]。

图4 富有机质页岩 CT 扫描图（a）红色为有机质孔，蓝色为有机质；（b）孔隙连通图

图5 较低有机质含量页岩 CT 扫描图（a）红色为有机质孔，蓝色为有机质；（b）孔隙连通图

焦页1井、焦页2井、焦页4井龙马溪组下部TOC、孔隙度、孔隙类型统计表明（表1），龙一段一亚段 TOC 高，以有机质孔为主，平均所占比例一般在 50% 以上；龙一段二亚段 TOC 相对较低，有机质孔较少，为 27%～43%，黏土矿物孔增多，占50%～60%；龙一段三亚段TOC进一步降低，有机质孔一般占 14%～37%，主要以黏土矿物孔为主，一般占 70% 左右。

随着泥页岩中 TOC 的增高，泥页岩储层中的有机质孔在储集空间所占比例不断增大（图6），孔隙连通性不断变好，孔隙度增加，有利于改善泥页岩储集性能。

表1 焦石坝地区龙马溪组一段页岩孔隙构成统计表

3.2.3 热演化成熟度控制有机质孔发育

国内外研究表明有机质内部孔隙的形成不仅与页岩有机显微组分的构成有关，而且与有机质的热演化程度密切相关。Jarvie 等[10]提出，有机质孔隙随有机质成熟生烃作用增强而增加，从干酪根到石油和从石油裂解成气的热转化过程中，会形成高含碳的残留碳及有机质孔，对页岩的储集能力造成一定的 影 响。Fishman 等[11]对 Eagle Ford 页 岩 研 究 表明，Ro值在 0.7% 左右时很少形成有机质孔，Ro值1.2% 左右时，广泛发育有机质孔。王飞宇等[12]研究表明，海相页岩有机质孔隙度在生气阶段（Ro值在1.3%～2.0%）总体上随有机质成熟度升高而增加，但当Ro值大于 2.0% 以后，有机质孔隙度总体上随深度增加而降低（图7）。在生气窗内，干酪根内部的液态烃以及运移到干酪根外部的液态烃经历二次裂解转化成富含孔隙的固体沥青或焦沥青，Marcellus页岩和 New Albany 页岩固体沥青中气泡状的有机质孔被证实形成于沥青的二次裂解。吴松涛等[13]对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段低成熟泥页岩模拟实验表明，泥页岩Ro值大于 1.2%时有机质孔开始大量发育，随着成熟度增高，富有机质泥页岩中纳米孔隙不断增加，孔隙度不断增大；不同成分对泥页岩孔隙演化贡献具有差异性，有机质热演化贡献最大，黏土矿物转化贡献次之，脆性矿物转化贡献最小。

焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩热演化程度较 高， 等 效 镜 质 组 反 射 率 Ro介 于 2.2%～3.06%，均值在 2.5%左右，处于过成熟生气阶段，有利于富有机质页岩中滞留液态烃的二次裂解及有机质孔的形成。

图6 焦页 2 井五峰组—龙马溪组孔隙组成分布图

图7 Ro值与页岩孔隙度关系图[12]

3.3 保存条件是页岩气富集高产的关键

3.3.1 顶、底板条件控制页岩气的保存

顶、底板为直接与含气页岩层段接触的上覆及下伏地层，其与页岩气层的接触关系及其性质的好坏对含气页岩的保存非常关键。以四川盆地金页1井寒武系为例，下部硅质页岩与上震旦统灯影组泥粉晶白云岩不整合接触。底板灯影组为灰色白云岩，属于风化壳缝洞型储层，钻井期间漏失钻井液 1400m3，并通过酸化压裂后获得日产天然气 4.74×104m3。由于底板封盖性差，导致筇竹寺组底部页岩气散失。筇竹寺组底部碳质页岩的气测显示、含气量均明显低于中上部页岩（图8）。

反之，五峰组—龙马溪组页岩气层顶、底板与页岩气层位连续沉积，顶、底板岩性致密、厚度大、展布稳定、突破压力高，封隔性好。其中顶板为龙马溪组二段发育的灰色—深灰色中—厚层粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥岩，孔隙度平均为 2.4%， 渗 透 率 平 均 为 0.0016mD， 地 层 突 破 压力为 69.8～71.2MPa。底板为涧草沟组和宝塔组连续沉积的灰色瘤状灰岩、泥灰岩等，孔隙度平均为1.58%，渗透率平均为 0.0017mD，地层突破压力为64.5～70.4MPa。以上特征显示，顶、底板均属低孔、低渗致密地层，在页岩气形成和后期构造运动过程中对页岩气层都具有很好的封隔作用。龙马溪组底部页岩有较好的气测显示（图8）。

3.3.2 超压独立封存箱是页岩气富集高产的关键

异常压力封存箱是一个在三维空间上被渗透性极低的封隔层所封闭的水动力系统和物理化学系统，是油气生成、运移、聚集的基本地质单元[14-15]。对渤海湾盆地济阳坳陷、莺歌海盆地、鄂尔多斯盆地大牛地气田等的研究表明[16-19]，压力封存箱的存在不仅有利于油气的生成，而且对储层物性的改善起到积极的作用。一方面，在超压封存箱内部，异常高压在一定程度上减缓或抑制了成岩作用，从而减少了对原生孔隙的损失；另一方面，异常高压支撑了部分上覆地层压力，减缓了对超压封存箱的压实作用，有利于孔隙的保存。

焦石坝地区五峰组—龙马溪组富有机质页岩段具有较好的顶、底板条件，封闭条件好，加之页岩气层段生烃增压作用，有利于超压流体封存箱的形成。有机质裂解形成气和孔，气体连续生成并在原地有机质孔中不断聚集，体积膨胀，流体压力不断积累增加，产生异常高压。利用产能测试和变流量试井理论，计算 焦 页 1HF 井 地 层 压 力 为 34.0～35.00MPa， 地 层压力系数为 1.41～1.45。焦页 1-3HF 井关井最高井口压力为 33.10MPa，利用产能测试和变流量试井理论，计算该井地层压力为 37.69MPa，地层压力系数为 1.55。

图8 金页 1 井与焦页 1 井气测显示对比图

高 键 等[20]在 涪 陵 焦 石 坝 页 岩 气 田 五 峰 组 —龙门溪组页岩石英和方解石脉体样品中发现了高密度甲烷包裹体，计算包裹体捕捉时的压力为 102.6～137.3MPa， 对 应 的 压 力 系 数 达 到1.68～2.18，均一温度范围在 215～255℃，指示了该区在燕山期抬升前或抬升初期含气页岩处于超压状态。超压流体封存箱的存在，不仅有利于次生孔隙的形成和保存，而且泥页岩层系在超压条件下容易形成微裂缝，在为页岩气富集提供储集空间的同时，也提高了页岩储层的渗透性。勘探实践表明，四川盆地龙马溪组页岩气压裂试气时的最高产量与压力系数具有较好的相关性（图9），揭示了超压独立封存箱是页岩气富集高产的关键因素。

图9 四川盆地龙马溪组页岩气测试产量与压力系数关系图

4 结论

(1）焦石坝地区五峰组—龙马溪组优质页岩形成于深水陆棚相，有机质丰度高，有利于页岩气的生成，页岩的有机质丰度与含气量呈现很好的正相关关系，优质页岩为页岩气的富集提供了物质基础。

(2）五峰组—龙马溪组具有较高的有机质丰度和适中的热演化程度，有利于有机质孔的发育，为页岩气的聚集提供了有利的储集空间。

(3）五峰组—龙马溪组页岩气目的层段具有良好的顶底板条件，页岩气层段生烃增压作用有利于超压封存箱的形成，为页岩气富集高产提供了良好的保存条件。

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Main factors controlling the enrichment of shale gas in Wufeng Formation–Longmaxi Formation in Jiaoshiba area, Fuling shale gas fi eld

Feng Jianhui, Mou Zehui
(Sinopec Oilfi eld Exploration and Development Department)

This paper presented the analysis on main factors controlling the shale gas enrichment based on the basic geological characteristics of the Jiaoshiba area in the Fuling shale gas fi eld. It is indicated that high-quality shale of deep-water continental shelf facies in the Wufeng Formation–Longmaxi Formation is beneficial to the generation of shale gas. Besides, the organic matter abundance of shale is positively correlated with its gas content. Thus, it provides the material basis for the enrichment of shale gas. Higher organic matter abundance and moderate thermal evolution degree are favorable for the development of organic pores, providing the favorable reservoir space for the accumulation of shale gas. Good roof and fl oor conditions and the formation of over-pressure separate compartment provide good preservation conditions for shale gas enrichment, which serves as the key factor controlling the enrichment and high productivity of shale gas.

t: shale gas, enrichment condition, main factor, Wufeng Formation–Longmaxi Formation, Fuling shale gas fi eld

TE2

A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.03.004

冯建辉（1961-），男，陕西兴平人，博士，教授级高级工程师，主要从事油气田勘探研究和管理工作。地址：北京市朝阳区朝阳门北大街 22 号油田勘探开发事业部，邮政编码：100728。E-mail:fengjh@sinopec.com

2016-03-18；修改日期：2017-04-11