四川盆地川南地区五峰组—龙马溪组页岩储层分类评价

郭建林，贾成业*，何东博，李 林，朱汉卿，周 倚，刘 畅

1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油浙江油田公司，杭州310023；

3.中国地震局地震研究所，武汉430071；4.中国石油大学（北京），北京102249

1 引言

中国南方海相页岩气资源量巨大，主要发育上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套页岩含气层系。目前，筇竹寺组页岩在四川盆地及周缘27 口探井中仅4 口获工业气流，且测试产量总体不高，勘探效果较差。而五峰组—龙马溪组钻探效果显著，目前已建成一定的开发规模，是中国南方海相页岩气开发的主要目的层系（赵文智等，2016）。2015 年12 月中国首个国家级页岩气示范区——重庆涪陵页岩气田实现最高日产量1620×104m3，建成50×108m3/a 产能，拉开了中国页岩气规模化、工业化开发的序幕。2016 年9 月，国家能源局发布《页岩气发展规划（2016～2020 年）》提出2030 年中国实现页岩气产量800×108～1000×108m3的远景目标，页岩气展现出良好的发展前景。美国页岩气开发始于1821年（潘仁芳和黄晓松，2009），21世纪以来水平井快速钻井和体积压裂技术的成熟和大规模应用，推动了页岩气产业的快速发展，促使美国超过俄罗斯成为世界第一大天然气生产国。据美国能源信息署（EIA）和英国石油公司（BP）相关公开统计数据（EIA，2018；BP，2019），2005 年美国页岩气产量为209×108m3，不足当年天然气产量的5%，到2015 年美国页岩气产量达到4382×108m3，占到天然气年产量的57%，成为开发规模最大的非常规天然气资源。与北美页岩气开发百年历程相比，中国自2010 年第一口页岩气井——威201井压裂改造获得工业气流以来，仅仅经历了短短6年开发评价期。因此，加快页岩气开发评价技术研究，进一步提高页岩气开发效益，促进中国页岩气产业健康发展的重要举措。

四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组优质页岩是中国南方海相页岩气开发的主力产层，前人对五峰组—龙马溪组地层研究主要集中在沉积环境、层序地层、富集机理、资源潜力等方面，并对中美页岩主要成藏地质特征参数（层位、深度、厚度、有机碳含量、有机质热演化程度等）开展了对比分析（姜福杰等，2012；周守为等，2012；董大忠等，2012；刘洪林等，2016），相关成果和认识从宏观层面对开展中国海相页岩气战略选区和资源评价提供了重要依据（邹才能等，2015；张大伟等，2012；王世谦等，2013；张鉴等，2016）。但进入开发阶段后，针对页岩的系统储层研究和分类评价等相关开发评价工作尚有欠缺。四川盆地五峰组—龙马溪组地层沉积厚度约250～350 m，进一步开展目的层系内部储层特征和分类评价研究，评价钻遇储层品质对页岩气水平井产能的影响，探索提高页岩气水平井单井产量的技术方法，是提高页岩气水平井EUR、提高页岩气开发效益的关键（贾爱林等，2016；贾成业等，2016）。

本文通过对五峰组—龙马溪组优质页岩储集空间特征、含气特征、岩石矿物组成和脆性矿物含量开展综合研究，明确区分不同品质页岩的地质和工程参数特征，以地质因素和工程因素两类非常规储层开发评价关键技术指标为基础（贾成业等，2016；金之钧等，2016），建立储层和非储层识别标准和优质储层划分标准，进一步将优质储层划分为三类；明确水平井实际钻遇储层品质与气井产量间关系，为进一步优化页岩气水平井钻井技术、提高页岩气水平井单井产量指明技术发展方向。

2 区域地质概况

自震旦纪以来，受多期构造作用的影响，形成了四川盆地现今格局（金之钧等，2016），奥陶纪晚期，受南部黔中隆起、西部川中隆起和东部雪峰古隆起的作用，四川盆地逐渐由早中奥陶世广海海域转变为被东南西三面隆起围限的半局限—局限海域（图1），沉积主体为半局限浅海相深水—半深水陆棚亚相，形成了大面积安静稳定、低能、欠补偿、厌氧环境。晚奥陶世和早志留世，受构造作用和两次全球性海侵影响，形成了五峰组—龙马溪组富有机质黑色页岩（郭旭升等，2014）。长宁、威远、昭通和礁石坝等页岩气开发区块钻探显示，五峰组—龙马溪组富有机质黑色页岩分布稳定、有机质含量高、现场测试含气量高，直井和水平井均获工业气流，特别是水平井测试产量平均测试产量达到20×104m3/d 以上，是目前中国南方海相页岩气开发的主力层系。

国土资源部油气资源战略研究中心制定的页岩气有利区选区标准（国土资源部油气资源战略研究中心，2016），明确了海相页岩气建产目标区优选参数参考标准包括：页岩面积下限50 km2，页岩厚度稳定、单层厚度不小于30 m；TOC 含量大于2%；Ⅰ型干酪根Ro 不小于1.2%，Ⅱ型干酪根Ro不小于0.7%；埋深500～4000 m；总含气量不小于1 m3/t；适合于压裂；地形高差小且有一定的勘探开发纵深，保存条件好。四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组龙一1亚段地层平均厚度约30～50 m，有机碳含量分布范围0.82%～9.64%，平均TOC 为2.13%～4.64%；有机质成熟度高Ro 在1.7%～2.7%之间，平均达到2.03%，处于过成熟阶段；长宁、威远、昭通和礁石坝页岩气开发区块埋藏深度 2000～3500 m 为主；含气量为 2.3～6.47 m3/t；脆性指数分布范围40%～60%（王世谦等，2013；郭旭升等，2014；张鉴等，2016）。依据此标准，四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组龙一1段是页岩气开发的有利层位（图2），四川长宁—威远、滇黔北昭通和重庆礁石坝国家级页岩气示范区均满足页岩气建产目标区优选标准。但由于优质页岩段内部各小层间非均质性强，进一步明确优质页岩内部储层结构、含气特征和可压裂性，制定储层评价标准有利于进一步优化开发部署、提高开发效益。

3 储集空间与含气特征

通过页岩储集空间类型及孔隙演化研究普遍认为，页岩储集空间主要包括三种类型，即无机孔、有机质孔和裂缝（姜在兴等，2014；郭旭升等2014），包括成岩过程中残留的原生孔隙和溶蚀产生的次生孔缝。其中，无机孔主要有：粒间孔、粒内孔、晶间孔和溶蚀孔（图3）；有机质孔主要指有机质生烃演化过程中有机质与被包裹的黄铁矿、方解石、云母等矿物间残留或有机质内溶蚀产生的次生孔隙；裂缝主要指因构造作用形成的构造剪、张节理缝和滑移缝（图4），页岩层间差异形成的层理缝，成岩过程中形成的溶蚀缝和收缩缝等多种类型（图5）。

图1 四川盆地及其周缘五峰组—龙一段沉积环境(据金之钧等，2016略有修改)Fig.1 Sedimentary environment of the Sichuan Basin and its periphery in the period of Wufeng to lower Longmaxi(the first Member Formations)

图2 四川盆地川南地区典型井五峰—龙一亚段地层综合柱状图（含储层分类评价）Fig.2 Generalized stratigraphy of the Wufeng-lower Longmaxi Formations in the southern Sichuan Basin based on representative wells(including classified evaluation of reservoirs)

3.1 孔隙类型

粒间孔、粒内孔、晶间孔和溶蚀孔等无机质孔隙直径分布范围很广，孔径从纳米级到微米。其中，粒间孔是沉积过程中不同大小形态的颗粒快速堆积形成的矿物颗粒间的孔隙，孔径最大，分布范围在1000～3000 nm，粒内孔、晶间孔和溶蚀孔分布范围为10～500 nm。川南地区五峰～龙马溪组孔隙构成分析显示（邹才能等，2015），有机质孔占总孔隙度的14%～23%，裂缝孔隙度仅占2%左右；而无机孔占总孔隙度的75%～90%，是最主要的孔隙类型。与有机质孔相比，无机质孔隙空间大，孔隙直径是甲烷分子直径（0.414 nm）的数千倍，是主要的储集空间和渗流通道。

有机质孔是指分布于有机质内部的孔隙（郭旭升等，2014），在页岩中发育广泛，是最富特色的一种孔隙类型。有机质孔孔径分布范围较广，约2～1000 nm，但以100 nm 以内居多，常呈片麻状或蜂窝状分布。有机质对气体分子的吸附是页岩储层独特特性。有机质孔有利于提高页岩储层总孔隙度和含气量，分析结果表明，有机质含量与孔隙度和含气量呈正相关。

图4 川南地区五峰组—龙马溪组构造缝发育类型图Fig.4 Photographs showing structural fractures in the Wufeng-Longmaxi Formations in the southern Scihuan Basin

根据国际理论和应用化学联合会（IUPAC）的孔隙评价标准，按孔隙直径大小分成三级：大孔（孔径＞50 nm）、中孔（孔径2～50 nm）、微孔（孔径＜2 nm）（近藤精一等，2006；Matthias et al.,2015）。五峰组—龙马溪组优质页岩孔隙以大孔—中孔为主，是天然气（甲烷为主，平均含量95%以上）富集和渗流的有利层位。

3.2 裂缝特征

页岩储层从露头和岩心观察中均可见不同类型裂缝发育，按照成因机制可分为构造成因缝和非构造成因缝。由于构造力学性质不同，构造缝可进一步分为张节理、剪节理和滑移缝，节理缝通常为高角度，滑移缝则呈水平状。非构造成因缝包括层理缝、异常压力缝和成岩收缩缝等。从裂缝发育的规模，节理缝、滑移缝和层理缝规模较大，通常在毫米级到米级；而异常压力缝和成岩收缩缝通常发育在矿物颗粒间，属微观、小尺度裂缝类型。

图5 川南地区五峰组—龙马溪组微观裂缝发育类型Fig.5 Photographs showing microfractures in the Wufeng-Longmaxi Formations in the southern Sichuan Basin

裂缝对页岩气开发具有两面性。页岩储层内部构造缝形成于沉积后期构造作用，是页岩气保存的不利因素，特别是未充填的高角度构造缝易成为气体二次运移的优势通道，不利于页岩气富集和成藏。且规模较大的构造缝在压裂过程中，是压力传导和压裂液流动的优势通道，易形成简单主裂缝，不利于压裂复杂缝网的形成，从而影响体积压裂施工效果；但层理缝和滑移缝，以及微观尺度的异常压力缝和成岩收缩缝一方面改善了页岩的渗流能力（金之钧等，2016），另一方面在压裂施工过程中，是压力传导的薄弱面，有利于压裂复杂缝网的形成（郭彤楼等，2014）。因此，裂缝发育程度在页岩气开发评价中不可一概而论，简而言之，大规模构造缝是页岩气开发的不利因素，而小尺度的天然层理缝和微裂缝则有利于页岩气开发。

3.3 含气特征

川南地区五峰组—龙一段是页岩气富集的有利层段（图2），且底部的五峰组和龙一1亚段四个小层含气量较高，分布范围1.39～9.60 m3/t，平均含气量3.79 m3/t。按照气体的赋存状态，页岩储层中天然气主要呈游离态和吸附态（甲烷在水中的溶解度极小可忽略不计）。孔隙度与游离气量、有机质含量与吸附气量均呈正相关关系（邹才能等，2015）。各评价井含气层段储层参数分析表明（图6）：孔隙度和有机质含量是决定页岩储层含气性的主要因素。因此，孔隙度和有机质含量是含气量的主要影响参数，含气量可表征页岩储层的物质基础，体现了页岩气富集程度，是页岩储层开发评价中重要地质评价指标。

4 岩石矿物组成与脆性评价

4.1 矿物成分

根据三端元岩石类型划分方法（Rickman et al., 2008；陈建国等，2015），页岩储层岩石类型划分的三端元分别是石英（包括石英、长石）、碳酸盐矿物（包含方解石、白云石和菱铁矿等碳酸盐矿物）和黏土矿物。长宁、威远和昭通页岩气开发区块评价井五峰组—龙一段348块岩样X射线衍射（XRD）矿物成分分析结果显示（图7），三端元组分中石英类矿物含量平均51.32%，碳酸盐矿物平均23.67%，黏土矿物含量25.01%，整体上黏土含量低，岩石类型主要为硅质页岩、含硅质页岩和钙质页岩。纵向上，五峰组和龙一段各小层矿物成分略有差别。其中，龙一12小层硅质平均含量最高达59.64%，龙一13小层次之，为54.08%，其它小层分布范围44.31%～48.65%之间；龙一11小层碳酸盐岩平均含量46.14%，其它小层碳酸盐岩平均含量约20%～25%。对黏土矿物进一步分析表明：黏土矿物中以伊利石为主，占58.93%，绿泥石和伊蒙混层分别占28.55%和12.52%。五峰组和龙一段页岩矿物成分以石英、方解石、斜长石等脆性矿物为主要组分，黏土含量低，同时不含高岭石、蒙脱石等遇水易膨胀矿物。

图6 孔隙度、有机质含量、含气饱和度和岩石密度与含气量关系图Fig.6 Correlograms of porosity,organic matter contents,gas saturation,matrix density and gas contents

图7 川南地区五峰组—龙一段页岩矿物成分三角图Fig.7 Triangular diagram of mineral compositions from the Wufeng-Longmaxi Formations in the southern Sichuan Basin

4.2 脆性评价

脆性指数是定量评价储层可压裂性的重要参数（袁俊亮等，2013）。页岩储层可压裂性与脆性指数呈正相关，与岩石断裂韧性呈负相关（孙建孟等，2015）。页岩储层脆性指数评价有多种方法，分为实验测试和测井资料两种评价途径，计算方法多达22 种（Guo et al., 2012）。目前，石油矿场分析中通常采用矿物成分法和弹性模量法两种计算方法。弹性模量法通过静态或动态方法测定岩石杨氏模量和泊松比，建立基于杨氏模量和泊松比归一化（无量纲化）的计算模型（Richman et al., 2008；Matthias et al., 2015）。矿物成分法可通过元素测井测定岩石中石英、长石、黄铁矿、斜长石、方解石、白云石和粘土等各成岩矿物的比例，一般采用硅质（石英）+碳酸盐岩（方解石+白云石）占全岩矿物的百分比表征脆性指数（陈建国等，2015）。由于页岩气开发中目的层段通常采用元素俘获能谱测井（ECS），因此矿物成分法在页岩储层脆性评价中适用性更强。

北美地区页岩气压裂液体系优选和裂缝形态分析表明（Kahraman and Altindag, 2004; Rickman et al.,2008;Zhu and Joyce,2012;Altamar and Marfurt,2014）：Barnett页岩储层脆性指数50%～70%，采用压裂液体系为滑溜水，压裂后呈复杂缝网形态；Marcellous页岩脆性指数40%～50%，采用混合型压裂液或线性胶，压后裂缝形态介于复杂缝网和单一主裂缝之间；而随着脆性指数进一步降低，压裂液体系宜采用交联型压裂液，压后裂缝基本呈简单裂缝。北美地区压裂技术发展经验表明，当页岩储层脆性指数超过40%，压裂缝宽闭合剖面呈不规则状；当页岩储层脆性指数超过50%，压裂缝网逐渐由简单裂缝转变为复杂缝网形态，所需压裂液也可由线性胶逐渐由低粘滑溜水替代，注入液量可进一步提高，而所需支撑剂浓度和支撑剂量则逐渐降低。由此可见，脆性指数评价对压裂施工设计和压裂后形成的缝网形态具有十分重要的意义。

5 储层分类评价

5.1 分类评价标准

页岩气资源评价和勘探选区阶段，通过烃源岩有机母质丰度、热演化程度、埋藏深度、欠压实程度和构造环境、有效产气储层特征等参数评价（邹才能等，2010；姜福杰等，2012；周守为等，2012；董大忠等，2012；张大伟等，2012；王世谦等，2013；刘洪林等，2016；张鉴等，2016；雷丹凤等，2018），主要表征页岩的生烃、排烃能力和残留烃量，评价页岩气资源潜力。而进入页岩气开发阶段，则需从储层物质基础和压裂改造条件两方面开展储层评价，建立可操作性强、满足开发评价需要的储层分类评价标准。

按照页岩气开发有利目标区优选标准建立页岩储层孔隙度、有机质含量、含气饱和度、岩石密度、脆性指数和含气量相关曲线，确定有效储层下限指标。川南地区页岩气评价井气层测井参数分析表明（图6），页岩储层孔隙度（Φ）大于3%，含气饱和度（Sg）高于30%，岩石骨架密度（DEN）低于2.7 g/cm3，脆性指数（BI）高于40%时，相应含气量（V）t高于1 m3/t。因此，该参数体系是识别有效储层的标准。

在有效储层识别的基础上，进一步对有效储层分级评价，明确不同级别储层与气井产量间关系，从而建立储层分类评价标准。砂岩、碳酸盐岩等常规储层分类评价中通常采用孔隙度、渗透率、含气饱和度作为储层分类评价参数。与常规储层相比，页岩储层的孔隙度、含气饱和度和有机质丰度分别表征了页岩储层游离气和吸附气含量，孔隙度、含气饱和度和有机质丰度中任何单项参数均不能反应储层含气性（乔辉等，2018）；而储层含气量是游离气含量与吸附气含量之和，集中体现了页岩储层含气特征，反映了页岩储层开发物质基础。同时，页岩储层原始渗透率极低，长宁、威远区块平均渗透率分别为0.29×10-3mD和0.044×10-3mD（金之钧等，2016），只有经过大规模体积压裂后形成压裂缝网储层渗流能力才能得到改善。因此，可压裂性是制定压裂方案的一项重要依据（Guo et al., 2012；袁俊亮等，2013；孙建孟等，2015；邹才能等，2015），是页岩储层评价中反应工程因素的关键参数指标。本文采用含气量表征页岩储层的物质基础，选取脆性指数表征页岩储层的压裂改造条件，共同构建页岩储层分类评价参数指标体系（图8）。

当脆性指数大于40%，压裂缝宽闭合形态呈复杂，当脆性指数超过50%，压裂缝网逐渐由简单缝转变为复杂体积缝；而依据有利目标区优选标准，含气量超过/t 是判别储层和非储层的界限。因此，分别将脆性指数40%、50%和含气量1 m3/t、4 m3/t作为划分标准，将川南地区评价井测井解释气层和含气层划分为三类。以含气量1 m3/t和脆性指数40%为下限，Ⅰ类储层含气量大于4 m3/t，脆性指数高于50%；Ⅱ类储层含气量和脆性指数中其中一项指标低于4 m3/t或50%；Ⅲ类储层含气量高于1 m3/t，脆性指数高于40%；含气量低于1 m3/t则为非储层。整体上（图9），川南地区五峰组—龙一1亚段各小层品质较好，以I、II 类储层为主，局部为III类储层。

5.2 应用实例分析

以川南地区两口实钻水平井为例，两口井压裂施工中工艺设计均采用：（1）压裂液采用滑溜水与活性胶液组合配方；（2）支撑剂选取100目石英砂与40/70目陶粒组合方式，微缝＋支缝＋主缝三级导流能力设计；（3）桥塞分段式加砂为主；（4）使用前置酸液作为前置液的一部分，调整胶液注入用量和注入时机，实时加入可降解暂堵剂实现缝内转向，保证裂缝高度延伸和平面上有效扩展。压裂液配方和支撑剂性能等工艺参数均相同（任勇等，2015；刘旭礼，2016）。

图9 川南地区长宁区块评价井各小层分类评价剖面图Fig.9 Core stratigraphy showing classified evaluation of reservoirs in Changning area,southern Sichuan Basin

两口井施工参数中（表1），1 井水平井段长1600 m，单段加砂量113.32 t，液量1887 m3，平均施工排量13.6 m3/min，压裂段数19 段，测试产量为28.77×104m3/d，单井EUR达14925×104m3；2井水平井段长1404 m，单段加砂量104.75 t，液量1900 m3，平均施工排量12.85 m3/min，压裂段数12段，测试产量3.84×104m3/d，单井EUR 为2756×104m3。对比压裂设计方案和实际压裂施工参数发现，两口井均采用相同压裂施工方案，且单段加砂量、液量和施工排量等施工参数相当，但两口井测试产量和EUR 相差明显。进一步采用上述储层分类评价标准，开展实钻轨迹储层分类评价结果表明：1井Ⅰ类储层实际钻遇率50.84%，2井Ⅰ类储层实际钻遇率仅6.34%，钻遇储层物质基础相差较大；Ⅰ类储层钻遇率对页岩气水平井测试产量和EUR 影响关键，钻遇储层物质基础是气井高产的必要保障。

表1 川南地区两口水平井压裂施工参数对比Table 1 Fracturing parameters for two horizontal wells in the southern Sichuan Basin

6 结论

（1）在页岩气选区基础上，建立了南方海相五峰组—龙马溪组页岩储层分类评价标准体系：孔隙度（Φ）大于3%，含气饱和度（Sg）高于30%，岩石骨架密度（DEN）低于2.7 g/cm3，脆性指数（BI）高于40%时，对应含气量（Vt）高于1 m3/t，可有效识别出储层与非储层

（2）选取含气量和脆性指数将有效储层划分为三类，I类储层含气量（Vt）高于4 m3/t，脆性指数（BI）高于50%；II类储层含气量与脆性指数中任何一项低于4 m3/t 或50%；三类储层含气量（Vt） 介 于 1～4 m3/t， 脆 性 指 数 （BI） 为 40%～50%，据此建立了有效储层分类评价标准。

（3）采用以上页岩储层分类标准对四川盆地川南地区评价井（直井）开展分类评价表明，五峰组—龙一亚段储层整体含气性和脆性指数均较高，其中五峰组和龙一1亚段四个小层以I 类储层为主，含II 类储层夹层，龙一2亚段局部仅为II 类储层和III 类储层。川南地区长宁、威远和昭通示范区已投产页岩气开发井（水平井）钻遇储层分析表明：钻遇不同品质储层气井测试产量相差较大，Ⅰ类储层钻遇率与气井测试产量间呈正相关关系，钻遇优质储层比例越高气井测试产量越高，且当Ⅰ类储层钻遇率超过50%，水平井测试产量高于15×104m3/d 的概率达92%，对应气井EUR 在8000×104m3以上。进一步优化水平井井眼轨迹、提高I类储层钻遇率是提高水平井单井产量的有效途径，是页岩气水平井技术攻关的主要方向之一。