湘鄂西构造复杂区页岩气井含气性及可压性评价——以湖北鹤峰区块HY1井为例

洪克岩,朱亮亮,程晓艳,姜生玲,谢伍平,佟恺林

(1.中国华电集团清洁能源有限公司,北京 100160;2.四川页岩气勘探开发有限责任公司,四川 成都 610000;3.四川省能投矿业投资开发有限公司,四川 成都 610000)

近年来,中国南方海相页岩气勘探开发取得了重大突破,涪陵、长宁-威远、昭通等地区实现了大规模商业开发.中国南方海相地层共发育震旦系、寒武系、志留系、二叠系等多套页岩含气层系[1].除了已经商业开发的下志留统龙马溪组层系外,震旦系、寒武系勘探在井研-犍为地区已取得突破,而主要勘探层系二叠系在中国南方勘探程度极低,仅在湘中地区、鄂西地区投入了少量钻井工作,分别是湘中地区的湘页1井、鄂西地区的HY1,HD1,巴页1井[2-4].这些井在二叠系处于有利的沉积相带上,具有较大的厚度、较高的有机质丰度以及合适的埋藏深度,钻井过程中均见到了较好的显示,但至今未获得工业气流.湖北鹤峰区块为国土部第2轮页岩气招标区块(简称区块),该区块具备了开展页岩气井含气性、可压性评价及进行单井压裂试气的基础.通过对HY1井的深入研究,明确区内页岩含气性及可压性的主要评价指标,对准确寻找页岩气产能建设目标区及规模建产意义重大.

1 地质简况

鹤峰页岩气勘查区块位于扬子板块中部的湘鄂西褶冲带,区块主体位于湘鄂西褶冲带的宜都-鹤峰复背斜带的核部,部分位于花果坪复向斜带上[5-6](见图1).区域露头、钻井资料显示,区块基底为前震旦系浅变质岩,沉积盖层发育有元古界、古生界和中生界地层,以元古界震旦系-中生界三叠系为主,缺失中生界侏罗系及以上地层.区块内二叠系发育面积约800 km2,埋深小于3 000 m.目前,该区块针对二叠系的已钻井为HD1井、HY1井,钻井见二叠系富有机质泥页岩,获得了较好的页岩气显示.若有工业气流突破,再部署评价井进行水平井压裂试气、试采,以期打开中国南方二叠系页岩气勘探开发的新局面.

图1 鹤峰区块位置及构造纲要

2 含气性主要评价指标

2.1 页岩岩石相及分布

二叠系沉积环境总体为碳酸盐岩台地相之台盆亚相[7],台盆深水陆棚沉积环境为优质页岩的形成提供充足的物质基础(见图2).二叠系分为大隆组、下窑组、龙潭组和孤峰组等4套层系,厚度102 m,页岩集中发育层段是大隆组和孤峰组,且全工区稳定分布.陆永潮等[8-9]将海相页岩按照"黏土""碳酸盐岩""硅质"三端元划分为7类16亚类岩相,即泥岩、泥质页岩、灰岩、灰质页岩、硅质页岩、硅岩、混合页岩.笔者根据上述分类,在对野外露头、钻/录井岩心取样进行全岩矿物分析的基础上,将岩相划分为四大类:硅质页岩相组合、灰质页岩相组合、黏土质页岩相组合、混合质页岩相组合,其中优势页岩相为硅质页岩相组合.

图2 区块及周边二叠系沉积相

按照上述岩石相分类方案,大隆组划分为3个岩石相单元,自下而上分别为:硅质页岩相组合,对应井段为大隆组下段;灰质页岩相组合,对应井段为大隆组中段,且以薄层的形式夹于硅质页岩相内,在岩性上表现为二者薄互层状;混合质页岩相组合,对应井段为大隆组上段.孤峰组划分为2个岩石相单元,自下而上分别为:硅质页岩相组合,对应井段为孤峰组下段;混合质页岩相组合,对应井段为孤峰组上段(见图3).

图3 中二叠统孤峰组岩石相

2.2 有机地球化学特征

鹤峰区块大隆组TOC为0.49%～13.07%,平均值为5.83%(见表1);TOC>1.00%的样品占总数的80%,TOC>3.00%达到样品总数的58%.孤峰组下部硅质页岩相有机质丰度极高[10],TOC平均值为16.54%,最大值达25.93%(见表2).

表1 本区与邻区二叠系页岩主要参数对比

表2 HY1井含气性主要评价指标对比

2.3 储集物性

HY1井页岩段核磁有效孔隙度最大值为3.54%,平均值2.26%.硅质页岩集中发育在大隆组下段,核磁孔隙度平均2.54%,岩心样品的孔隙度平均值为1.75%(见表1、表2).孤峰组页岩样品孔隙度为0.97%～3.61%,平均1.88%;页岩段核磁有效孔隙度最大4.72%,平均2.36%.硅质页岩集中发育在孤峰组下段,核磁孔隙度平均3.29%.对比来看,HY1井大隆组各项指标要优于湘页1井,HY1井孤峰组(对应巴页1井龙潭组)各项静态指标也要优于巴页1井(见表1、表2).

2.4 储层微观特征

通过岩心、薄片、扫描电镜及氩离子抛光-扫描电镜观察发现,湘鄂西二叠系页岩储层段发育的孔隙类型包括无机孔隙、有机孔隙和裂缝3种类型[11-12].二叠系页岩储层普遍发育无机质孔隙,孔径整体较大,多处于数百纳米-微米级,主要包括粒间孔、粒内孔以及黏土矿物晶间孔.裂缝型储集空间类型主要包括微裂缝和构造缝2种,其产生可能与断层和褶皱等构造运动相关,也可能与成岩作用及成烃演化过程有关(见图4).

图4 中上二叠统储层微观特征

2.5 页岩含气性特征

从HD1和HY1井的测试资料可以看出,含气量最高4.39 m3/t,平均1.06 m3/t,主体在 0.30～2.00 m3/t.其中,大隆组下段气测全烃0.13%～7.81%,解析气量0.28～3.14 m3/t,平均1.12 m3/t,孤峰组下段,气测全烃0.83%～6.23%,解析气量0.66～1.71 m3/t,平均解析气量1.22 m3/t(见表2).

3 可压性主要评价指标

3.1 岩石矿物学特征

鹤峰区块中上二叠统大隆组、下窑组、龙潭组和孤峰组脆性矿物主要包括石英、钾长石、斜长石及碳酸盐岩矿物,大隆组下段石英+长石的体积分数在43.9%～61.6%,平均51.5%;孤峰组下段石英+长石的体积分数在42.2%～58.9%,平均48.9%;除石英和长石外,碳酸盐岩体积分数1.7%～75.2%,平均27.0%.总体而言,上述页岩地层脆性矿物体积分数较高,属于高脆性地层,易于压裂(见表3).

3.2 裂缝特征

宏观裂缝包含高角度缝、水平缝.大隆组和孤峰组裂缝以高角度缝为主,其次为低角度缝,水平缝发育相对较少.推测二叠系裂缝发育主要受岩性和断层的影响,其中硅质页岩和灰质体积分数高的岩性,脆性矿物体积分数高,容易形成裂缝(见表3).

表3 HY1井可压性主要评价指标对比

3.3 保存条件

HD1井和HY1井构造位于陈家湾向斜,上倾方向无大型断裂,与最近露头边界相距2.2 km.顶板为三叠系大冶组泥晶灰岩,总厚度1 000 m以上,底板为茅口组泥晶灰岩,厚度约300 m,保存条件较好.HD1井现场解析气样中的天然气组分以CH4为主,最大值可达98.27%,平均为87.08%.

3.4 岩石力学特征及地应力状况

大隆组下段的泊松比均值0.22,破裂压力均值43.5 MPa,最大主应力38.8 MPa(方向北东-南西),应力差异系数0.19～0.25,脆性指数51.5%;孤峰组下段的泊松比均值0.21,破裂压力均值44.1 MPa,最大主应力40.1 MPa(方向北东-南西),应力差异系数0.20～0.26,脆性指数48.9%(见表3).

综上所述,二叠系是一套认识及勘探程度低的层系,且构造条件复杂,压力系数低[13-14].笔者依托鄂西地区的2口钻井资料,分析总结了在湘鄂西构造复杂区二叠系页岩气核心评价指标,其中含气性评价是基础,可压性评价是关键[15-16].含气性主要评价指标为岩石相为硅质页岩相,TOC大于2.0%,孔隙度大于2%,现场解析含气量大于2 m3/t,气测录井全烃显示大于2%.可压性主要评价指标为:脆性矿物体积分数50%～70%,钻井附近无大断裂或大型裂缝发育较弱,泊松比在0.20～0.25,水平应力差异系数在0.13～0.20.HY1井大隆组下段厚度达31 m,岩石相为硅质页岩相,TOC平均为7.1%,孔隙度为2.3%,气测全烃为7.81%,平均含气量为1.5 m3/t,脆性矿物平均体积分数大于70%,泊松比为0.1～0.3,水平应力差异系数为0.19～0.25,且附近不发育大断裂或大型裂缝,为优质页岩层段及重点压裂层段.

4 结论

1)以全岩矿物分析为基础,将岩相划分为硅质页岩相组合、灰质页岩相组合、黏土质页岩相组合、混合质页岩相组合,其中优势岩石相为硅质页岩相组合.

2)建立了湘鄂西构造复杂区二叠系页岩可压性主要评价指标;含气性评价指标包括岩石相、TOC、物性、储层微观及含气性等,可压性评价指标包括脆性矿物、裂缝发育、保存条件、岩石力学及地应力等.

3)应用二叠系页岩含气性及可压性评价指标对鹤峰区块二叠系页岩进行评价,上二叠统大隆组下段硅质页岩相页岩为优质页岩段,可作为有利勘探层系.