鄂阳页1井陡山沱组页岩储层含气性及可压性评价

王玉芳，翟刚毅，包书景，周 志，宋 腾，李浩涵(.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 00083；2.中国地质调查局非常规油气地质实验室，北京 00083)

鄂阳页1井陡山沱组页岩储层含气性及可压性评价

王玉芳1，2，翟刚毅1，2，包书景1，2，周 志1，宋 腾1，李浩涵1
(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.中国地质调查局非常规油气地质实验室，北京 100083)

我国南方海相页岩气储层主要有奥陶系无缝组-志留系龙马溪组、寒武系牛蹄塘组和震旦系陡山沱组，其中震旦系陡山沱组页岩气是目前我国发现的我国最古老地层的页岩气层，通过鄂阳页1井钻探获得了陡山沱组良好的页岩气显示，优质页岩厚度141 m，现场岩心解析气含量可达1.8 t/m3，通过对比发现陡山沱组页岩储层特征与龙马溪组储层特征差异性较大，本文通过对陡山沱组页岩储层的含气性及可压性进行评价，以期为今后陡山沱组页岩气储层勘探开发及压裂改造提供指导建议。

陡山沱组；页岩气；含气性；可压性；压裂改造

随着美国页岩气革命的影响，2009年以来我国的页岩气产业发展迅速，先后发现了重庆涪陵焦石坝、四川长宁-威远、云南昭通能页岩气区，实现了页岩气工业性产能突破，并初步形成了“沉积是基础、保存是关键”、“二元富集”等志留系龙马溪组页岩气富集规律理论认识[1-16]和水平井钻完井及分段压裂改造工艺技术体系[17-26]。然而对于牛蹄塘组和陡山沱组等古老页岩气储层认识及勘探实践较少，中国地质调查局油气资源调查中心立足于实现牛蹄塘组和陡山沱组页岩气发现的基础上，2015年通过有利区优选在湖北宜昌黄陵背斜南翼部署实施了鄂阳页1井钻探，主要钻探目的是评价四川盆地外围武陵山复杂构造区下寒武统牛蹄塘组和下震旦统陡山沱组的含气性。通过本井的钻探，实现了四川盆地外武陵山复杂构造区牛蹄塘组和陡山沱组良好的页岩气显示，开辟了该地区页岩气勘探开发的新层系。在借鉴龙马溪组页岩可压性评价经验的基础上，本文通过对陡山沱组页岩地质特征、含气性特征、储层特征、岩石力学特征对比分析，开展了陡山沱组页岩可压性评价，并通过实际压裂施工验证，提出了下一步储层改造建议。

1 陡山沱组储层基本地质特征

1.1 岩相特征

实钻资料和测井资料分析表明，鄂阳页1井陡山沱组地层属于局限台地相，环境闭塞，能量较低，其岩石类型主要为灰黑色泥岩、粉砂岩、细砂岩、白云岩、白云质泥岩组成，为页岩气有利相带。陡山沱组共分为4段，上部(四段、三段)主要为深灰色、灰色、浅灰色白云岩，厚度53.70 m。中部(二段)为灰黑色含碳白云质泥岩、黑色页岩、黑色含云碳质泥岩不等厚互层，局部夹薄层深灰色含碳泥质白云岩，厚度141.45 m，是主要的含气层段。下部(一段)为灰色、浅灰色泥岩、灰色泥质白云岩夹薄层灰黑色含碳云质泥岩。

陡山沱组岩芯矿物X射线粉末衍射分析结果表明脆性矿物以白云石、石英为主，白云石含量32%～66%，石英9%～39%。其中3 336～3 411 m段石英含量较高，不含方解石；3 412～3 438 m段含部分方解石段，石英含量较低(表1)。这与龙马溪组页岩脆性矿物以硅质矿物为主不同，白云质含量高后期储层改造破裂压力会更高，压裂裂缝的宽度较窄，易造成砂堵或对大粒径支撑剂较敏感。

1.2 有机地球化学特征

鄂阳页1井陡山沱组有机质丰度较好段集中在陡二段。TOC分布在0.18%～3.42%之间，集中段在1.74%～3.42%，总体达到较好页岩气层标准，绝大部分样品TOC样品满足最低下限值，TOC大于1%的样品所占比率达80.0%，大于2%的占34.2%，TOC大于3%的样品所占比率有1.5%(图1)。

1.3 含气性特征

从现场录井解释来看(图1)，陡山沱组二段页岩含气性较好，其中3 335～3 386 m、3 397～3 447 m现场甲烷气测异常在达到4%～8%。通过现场陡山沱组岩芯解析样45个，测得总含气量范围0.12～4.8 m3/t，气体可燃，火焰呈淡蓝色，甲烷含量较高。与周边秭地1和秭地2两口调查井相比(表2)，本井的含气性更好，一方面说明地层埋藏越深，保存条件越好，页岩含气性越好，另一方面也说明本井具备勘探开发潜力。

表1 鄂阳页1井陡山沱组岩芯X衍射矿物分析结果

图1 鄂阳页1井陡山沱组二段TOC含量及含气性综合柱状图

表2 陡山沱组页岩含气性统计表

1.4 裂缝发育特征

根据岩芯观察，鄂阳页1井陡山沱组二段裂缝较发育，主要表现为横裂缝、斜裂缝，以及纵裂缝。缝宽集中在0.01～2 mm之间，被白云石、方解石、黄铁矿、磷或泥质充填。岩芯出筒陡二段上部部分破碎严重，中下部较完整，微孔隙和裂隙较发育，岩芯表面含气试验有米粒状气泡持续冒出。如图2在井段3 359.84～3 376.85 m，可见21条斜裂缝，25条纵裂缝，41条横裂缝，缝长40～980 mm，宽0.02～12 mm，大部分被白云石半充填，部分被泥质半充填，少量未被充填。由此可见陡山沱组天然裂缝发育，有利于后期压裂形成复杂裂缝网络。

1.5 孔渗特征

岩芯实验测试孔隙度在0.6%～2.1%之间，渗透率在(0.008～0.545)×10-3μm2之间(表3)，属于低孔超低渗储层，必须通过压裂改造才有可能获得页岩气产能。

图2 鄂阳页1井陡山沱组3 359.84～3 376.85 m岩芯裂缝观察

表3 鄂阳页1井岩芯实验室孔渗测试结果

2 储层岩石力学特征

2.1 地应力场特征

利用Logview软件对本井井壁坍塌分析，陡山沱组和南沱组井旁最大水平主应力方向主要为近东-西向。3 290.0～3380.0 m及3 444.0～3 480.0 m存在较强各向异性，方向为北东-南西向及近东西向，由于各向异性受裂缝走向及扩径等因素影响，需排除以上情况，判断地层最大水平主应力方向为近东西向(表4)。

2.2 岩石力学特征

根据交叉耦离子声波测井结果，陡山沱组、南沱组(3 240.0～3 480.0 m)纵波时差值在41～91 μs/ft之间，峰值为46 μs/ft、54 μs/ft和60 μs/ft；横波时差在78～172 μs/ft之间，峰值为86 μs/ft和102 μs/ft；斯通利波时差在207～335 μs/ft之间，峰值为208 μs/ft；纵横波速度比值在1.55～2.05之间，峰值为1.72。估算陡山沱组泊松比在0.13～0.35之间，杨氏模量在(3.23～11.58)×104MPa之间，体积模量在(1.90～9.27)×104MPa之间，切变模量在(1.23～4.56)×104MPa之间变化。岩石力学测井资料估算出的泥页岩段破裂压力梯度分布在0.014～0.026 MPa/m之间；破裂压力分布在40～80 MPa之间。

而取芯岩石力学实验分析结果表明，岩芯弹性模量为23.325～41.315 GPa，泊松比为0.209～0.237，其中灰岩部分的弹性模量较高(表5)。由于本井岩石力学实验分析样品数较少，实验分析结果与测井解释结果相差较大，还需要进一步通过更多的实验分析或压裂拟合来验证。

表4 鄂阳页1井地应力统计表

表5 鄂阳页1井陡山沱组岩石力学参数实验室结果

2.3 地层温压特征

根据鄂阳页1井测井资料，3 299～3 441 m地层温度在56.34～58.05℃，井底3 490 m处的地层温度为64 ℃。而陡山沱组钻井液泥浆密度1.14，初步估计地层压力系数1.0～1.1左右。由此可见本地区陡山沱组主要为常压低温储层，后期储层改造中对压裂液体系需考虑低温破胶压裂液，另外由于地层为常压，地层的自然能量较低，储层压裂改造效果难以保证。

3 储层可压性评价

从储层可压性评价指标来看，储层含气性、脆性矿物含量和天然裂缝发育程度是判断可压性的重要指标，从上述对鄂阳页1井陡山沱组页岩的储层特征认识来看，陡山沱组页岩静态指标较好，页岩含气性好，脆性矿物含量高，天然裂缝发育，具备大规模体积压裂形成复杂缝网的条件，具备可压性。但也存在一些影响压裂效果的因素，如由于储层白云质含量高，导致储层的岩石力学参数中杨氏模量高，破裂压力大，会造成储层改造时施工压力较高，并影响压裂裂缝宽度的扩展，容易造成砂堵。另外从地层压力条件来看，本井属于常压储层，目前国内常压页岩气储层改造还从未获得较高的页岩气产量，从国内不同专家对影响页岩气富集高产的主控因素来看，地层超压是页岩气高产的关键，而本井地层压力也将是制约其压后产量的关键因素。

4 压裂施工评价

4.1 施工方案设计思路

针对陡山沱组页岩储层特征，压裂设计中提出了以下针对性措施，针对本井压裂层段可能滤失量较严重，在施工过程中，采用前置液线性胶造缝，粉砂降滤失，打磨近井端的措施，不仅增加复杂缝形成的可能性，从而增强改造效果，也提高施工成功率。另外，本井地层温度较低，需采用与地层配伍性较好的低温体系液体。由于本井自然裂缝较为发育，施工前期排量尽快提到设计排量，增加近井破碎率，沟通天然裂缝，从而较大可能的形成复杂缝，增加储层改造效果。考虑到本井地层压力系数较低，采用了前置液氮增能，增加地层能量，增加后期试气返排能量，提高返排效果。

本井的压裂施工流程主要包括通井、试压(井口试压92 MPa，温压30 min，压降小于0.5 MPa)、第一层射孔、第一层小压测试、第一层主压裂施工、下可钻桥塞、坐封(50 MPa验封)、第二层射孔、第二层主压裂施工、连续油管钻塞、防喷排液求产。根据井口压力变化选择合适的油嘴控制防喷，根据测试求产制度进行求产。

4.2 裂施工应急预案

考虑到本井长时间的高压泵施工作业，制定了施工过程中可能出现的问题及应对措施，本井的施工限压92 MPa，若施工中出现管柱异常，则立即停止施工作业。在泵注携砂液阶段，根据泵压变化情况，若套压持续较快上涨，则立即停止加砂，通过注入胶液观察后期压力变化，再决定是否继续加砂；若施工过程出现砂堵迹象，通过降低排量试挤，若多次打压后仍无法解堵，则进行连续油管冲砂作业；压裂测试开工前要进行防井喷演习，确保井控安全。

4.3 压裂效果分析

在小型压裂测试后，分两段对陡山沱组页岩进行了大型体积压裂，其中第一段注入液氮50 m3，总液量1 752.52 m3，其中减阻水1 504.52 m3，胶液248 m3，加入70/140目粉陶14.18 m3，40/70陶粒45.98 m3，总加砂量60.16 m3(图3和图4)。第二段注入液氮50 m3，总液量2 065.79 m3，其中酸液15 m3，减阻水1 807.79 m3，胶液222 m3，加入70/140目粉陶14.74 m3，40/70陶粒56.50 m3，总加砂量71.24 m3(图5)。从施工曲线来看地层破裂压力54.78～70.65 MPa，累计用压裂液4 031 91 m3，加砂131.4 m3。

图3 鄂阳页1井小型测试压裂施工曲线

图4 鄂阳页1井第1段压裂施工曲线

图5 鄂阳页1井第2段压裂施工曲线

压后套管放喷求产，采用12 mm油嘴，井口压力3.5 MPa，阶段排液17.3 m3/h(氯根4 438 mg/L)，阶段产气227.5 m3/h，合计日产气量最高达5 460 m3/d(图6)。从返排效果来看，基本达到了设计目的要求，但由于地层天然能量不足，后期返排过程中压力下降快，产量无法稳定。就页岩气直井压裂效果来看，本井压裂改造取得了很好的改造效果，进一步落实了本地区页岩储层的含气性，但由于页岩气的低孔低渗储层特征，无法实现直井的经济开采价值，建议下一步通过水平井钻探及分段压裂改造才能实现产能突破。

(注：图中虚线框为连续油管扫塞阶段)图6 鄂阳页1井压后防喷排液曲线图

众所周知页岩气体积压裂有“万方水、千方砂”的说法，本井虽然是直井压裂，但每段压裂规模较大，考虑到压裂过程中的环保问题，本井在液体材料方面采用了滑溜水压裂液体系，降低对地层的污染和伤害，另外施工工程中保证所有的压裂材料不落地，压后返排液直接返回污水处理厂进行处理，保证压裂施工不对当地环境造成影响。

5 结论及建议

1)从本井钻遇的陡山沱组页岩气来看，页岩厚度大，含气性好，脆性矿物含量高，天然裂缝发育，具备较好的可压性及勘探开发前景。

2)受构造保存条件的影响，地层压力较低，影响压后产能，建议在后期勘探中寻求构造保存条件相对较好，地层超压的地区开展钻探。

3)陡山沱组页岩储层脆性矿物以白云质为主，岩石杨氏模量高，破裂压力较高，后期压裂过程中裂缝宽度小，对砂比和大粒径支撑剂表现敏感，建议后期压裂尽量采用低密度小粒径支撑剂，通过提高施工排量来提高砂比，避免施工砂堵。

4)本井首次尝试应用了前置液氮增能工艺，有效提高了后期返排效果，建议在今后储层改造中继续尝试更大规模的前置液氮或前置二氧化碳增能技术，提高单井产能及压后返排效果。

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福布斯2000强榜公布全球有色36强：紫金矿业居中国第2

日前，福布斯发布2017全球企业2000强榜单，紫金矿业凭借良好业绩，位列榜单第1 200位。在上榜的36家有色金属企业中，居第18位，在上榜的国内有色金属企业中居第2位。

福布斯主要参考营业收入、利润、资产和市值等四项指标对企业综合排名，其中榜单中市值由2017年4月7日的收盘价计算获得。就单项指标方面，紫金矿业营业收入排名位列第772位，利润排名第1 883位，总资产排名第1 623位，市值排名第1 143位。

海外项目呈现良好的运营态势，是紫金矿业2016年生产经营的一大亮点。特别是以刚果(金)卡莫阿铜矿资源勘查获重大突破为标志性事件，该矿区铜金属资源储量提升至3 334万t，成为非洲大陆发现的最大铜矿。此外，随着紫金山、多宝山铜矿大开发启动，新疆乌拉根锌矿、图瓦多金属矿产技改扩能工作的启动，以及刚果(金)铜矿等项目的陆续建成投产，公司主营矿产品金、铜、锌三大业务产量将持续大幅攀升，全部进入国内领先行列。截止目前，公司海外黄金、铜、铅锌资源储量分别占公司总量的52.43%、62.29%、9.73%，已成为“一带一路”的先行者。

Evaluation of Sinian Doushantuo formation shale gas content and fracturing property of Eyangye1 well in Hubei province

WANG Yufang1，2，ZHAI Gangyi1，2，BAO Shujing1，2，ZHOU Zhi1，SONG Teng1，LI Haohan1

(1.Oil & Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China；2.Unconventional Petroleum Geology Laboratory of Oil & Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China)

The mainly marine shale gas formations are Ordovician aschiza-Longmaxi Silurian and Cambrian Niutitang and Sinian Doushantuo in south China.The oldest strata of shale gas are Doushantuo formation of Sinian that was discovered until now in China.Through Eyangye 1 well in Hubei，we find well shale gas indication in Doushantuo formation.The thickness shale gas formation is 141 m and the core desorption gas content is 1.8 t/m3.Through comparison of the shale reservoir characteristics difference of Doushantuo formation and Longmaxi formation，after analyzing the shale gas content and fracturing evaluation of Doushantuo formation，we want to give some well provision and advice to future exploration and reservoir fracture of this same shale gas formation.

Doushantuo formation；shale gas；shale gas content；fracturing property；fracturing

2017-02-23 责任编辑：赵奎涛

国家科技重大专项“页岩气资源评价方法与勘查技术攻关”项目资助(编号：2016ZX05034)；国土资源部南方页岩气基础地质调查项目资助(编号：121201229000160021)；“页岩气招标区块勘查跟踪评价”项目资助(编号：12120114054101)

王玉芳(1977-)，女，硕士，主要从事油气藏工程及非常规油气资源调查评价等方面的研究，E-mail：147444819@qq.com。

翟刚毅(1958-)，男，教授级高级工程师，主要从事油气和页岩气基础地质调查及资源潜力评价等方面的研究，E-mail：zhaigangyi@126.com。

P536

A

1004-4051(2017)06-0166-06