蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

饶 权,康永尚,2,黄 毅,赵 群,王红岩

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石油集团测井有限公司西南分公司，重庆 400021；4.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

页岩气是指以吸附、游离状态赋存于泥页岩层系中有机质、黏土、微裂缝以及微孔隙中的天然气[1]。四川盆地发育多套页岩层系，截至2018年6月，页岩气累计探明地质储量为1×1012m3，其中蜀南地区页岩气探明地质储量占比达到了44%，埋深4 500 m以浅页岩气资源有利区面积达1.8×104km2，表明蜀南地区良好的页岩气资源潜力[2-3]。页岩气赋存形式多样且具有区域性差异，北美Michigan盆地Antrim页岩游离气含量仅占总含气量的25%～30%，页岩气以吸附态为主[4]；Haynesville 页岩中游离气含量所占比例在60%以上，页岩气以游离态为主[5]；焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩游离气含量比例为53%～65%[6]。数值模拟研究表明，游离气对页岩气的产出有重要贡献，规模化商业性开发的页岩气田多以游离气为主，决定着页岩气藏的开发潜力及经济效益[7-8]。

页岩含气量是页岩储层评价、资源潜力评估与有利区优选的重要指标，主要包括游离气和吸附气。关于页岩含气量主控因素，前人做了大量研究，但多侧重于页岩吸附气含量及总含气量主控因素方面，未重视游离气在页岩气商业开发中的重要地位；如加拿大西部盆地泥盆系Mississippian页岩吸附气含量主要受总有机碳含量(TOC)控制，黏土矿物、温度、含水率对吸附气含量也有一定影响[9]；川西坳陷新页HF-1井陆相须五段页岩吸附气含量主控因素为比表面积、湿度及地层压力[10]；长宁—威远地区页岩总含气量主控因素包括游离气含量、吸附气含量、TOC、孔隙度及渗透率[11]；对页岩气工业建产区游离气含量下限及主控因素缺乏深入认识，难以为页岩气的高效开发提供有效指导。为此，笔者以蜀南X-地区龙马溪组页岩X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等实际勘探开发资料为基础，探讨了游离气含量对页岩气产能的影响及工业建产区游离气含量下限，并从烃源条件、储集条件及保存条件等方面系统研究了页岩游离气含量主控因素，并在此基础上初步提出了页岩孔隙度下限，以期为我国页岩气开发地质风险控制提供支撑。

1 研究区地质概况

研究工区位于四川盆地南部，在盆地边缘发育城口、龙门山等一级断裂，盆地内发育多个低陡、平缓及高陡断褶带(图1)。研究区X-地区属于川西南古中斜坡低褶带，地层平缓、倾角小，整体为大型宽缓单斜构造，断裂不发育[12]。龙马溪组沉积早期，全球海平面开始上升，在蜀南地区形成了滞留缺氧的深水陆棚相沉积，黑色页岩发育；龙马溪组沉积晚期随着海平面下降及向北减退，蜀南地区主体由深水陆棚相过渡到浅水陆棚相，广泛分布钙质及泥质页岩，黑色页岩规模大幅度减少[13]。

图1 蜀南地区构造位置图

2 页岩游离气含量对产能的影响

表1为页岩气井工业气流标准[14]，表2为四川盆地及周缘页岩总含气量、游离气占比与测试日产气量统计表[15-17]。由表2可见，当游离气占比超过60%且总含气量高于4 m3/t时，可获得10×104m3/d以上的高产工业性气流,当游离气占比小于60%时，即使有较高的总含气量(宁201，总含气量4.8 m3/t)，也难以获得工业油气流。总含气量小于2 m3/t的井，难以获得工业气流。

页岩气井生产数值模拟表明开发初期产能主要来自游离气的贡献[7]，探讨页岩游离气含量下限值对页岩储层评价及开发对策研究具有重要意义，但前人对游离气含量下限值的研究相对较少。

勘探实践表明页岩游离气含量、总含气量等存在较大的区域性差异(表2)，由此造成不同地区页岩产层单井产能也相差悬殊。总含气量在4 m3/t以下的产层中，其单井测试日产气量通常较低，约在3×104m3/d以下，如X-01井、彭页1HF井及保页1井等，也侧面说明前人所定的有利区页岩总含气量的下限标准1～2 m3/t[18]，不适宜作为工业建产区的下限标准。此外，现场资料表明[15-17，19]，四川盆地及周缘龙马溪组页岩气井测试日产气量与总含气量有良好正相关性，页岩气井工业气流标准(表1)中最大值8×104m3/d所对应总含气量为4 m3/t，即当总含气量大于4 m3/t时，能够大概率获得高产工业气流(图2)，如X-04井、焦页1HF井、焦页2HF井、焦页3HF井等，可见将工业建产区页岩总含气量下限值定为4 m3/t是比较符合生产实践的。四川盆地焦石坝及威远等国家级页岩气示范区开发实践表明单井测试日产气量高的页岩气井其游离气占比在60%左右[15]，结合本文提出的页岩总含气量下限值4 m3/t，初步认为工业建产区页岩游离气含量下限值在2.5 m3/t是较为合适的。

图2 四川盆地及周缘龙马溪组页岩测试日产气量与总含气量关系(其他地区资料整理于文献[16-17，19])

表1 页岩气井工业气流标准(据文献[14])

表2 四川盆地及周缘页岩气地质特征与测试日产气量

3 页岩游离气含量主控因素

游离气是页岩气重要的赋存形式之一，深入分析页岩游离气含量影响因素对页岩气藏地质评价、降低勘探风险有着重要的指导意义。基于蜀南X-地区龙马溪组页岩测井解释游离气含量数据，结合页岩X-射线衍射、岩石有机碳分析、储层物性等资料，综合国内外其他盆地资料，从烃源条件、储集条件与保存条件等方面探讨了蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量主控因素。

3.1 烃源条件

3.1.1 总有机碳含量(TOC)

页岩有机质是油气生烃的基础，其含量决定了页岩的生烃潜力。有机质所生成的气体首先满足页岩微孔隙表面的吸附，一旦吸附饱和，多余的气体就会以游离态的形式运移、聚集在页岩内部的裂隙空间内。岩石有机碳实验分析结果表明X-地区龙马溪组页岩TOC多分布在1%～4%范围内，大部分达到了北美地区页岩TOC下限值2%；且随着埋深增加，TOC呈现逐渐增加的趋势，主要与页岩沉积环境有关，龙马溪组自上而下沉积水体逐渐变深，有利于有机质的大量富集。X-地区龙马溪组页岩游离气含量、总含气量与页岩TOC在一定程度上表现较好正相关，且随TOC变化幅度大；游离气含量与总含气量随TOC的变化趋势基本一致，也从侧面说明页岩游离气对总含气量具有相当的贡献(图3(a))。可见页岩TOC为游离气的富集提供了一定的生烃基础，是影响游离气含量的主控因素之一；此外，TOC与游离气含量拟合优度略偏低，说明除TOC外，该区页岩游离气含量在较大程度上还受其他地质因素影响。

图3 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、Ro的关系(图(b)中数据来源于文献[20-22])

3.1.2 有机质热演化程度(Ro)

海相页岩有机质多以Ⅰ—Ⅱ型为主，页岩有机质只有达到一定的热演化程度才能大量生气。不同地区页岩产层Ro变化区间大[20-22]，海相页岩Ro较高，多分布在1.0%～3.0%之间，而陆相页岩如鄂尔多斯盆地延长组页岩Ro较低，一般在1.5%以下；页岩游离气占比与Ro整体表现出一定正相关趋势(图3(b))。游离气多赋存于页岩孔径相对较大的介孔、大孔中，当页岩Ro较小时，页岩生烃量小，生成的天然气首先被页岩表面吸附，以吸附气为主；随着Ro增高，有机质开始大量生烃，页岩表面吸附饱和后，生成的天然气便大量以游离态形式运聚；此外，随着Ro增高，有机质在生烃转化中被大量消耗且伴随着生烃膨胀作用，会使页岩孔隙空间增大，形成大量有利于游离气赋存的介孔和大孔，从而使Ro较高的页岩一般表现出高的游离气占比。但在Ro过高时(均值为2%)，页岩游离气含量随Ro变化关系不明显，由于蜀南地区页岩Ro普遍在2%以上且变化范围小，Ro对蜀南地区页岩游离气含量影响较小。

3.2 储集条件

3.2.1 孔隙度

页岩孔隙空间是页岩游离气、吸附气的重要赋存场所，关系到页岩吸附气的吸附、解吸以及游离气在孔隙内部的流动。岩石储层物性实验结果表明，X-地区龙马溪组页岩的孔隙度为1.97%～11.84%，平均为4.65%～7.65%。龙马溪组页岩游离气含量与孔隙度表现为良好的正相关，拟合优度可达0.718，吸附气与孔隙度也表现为一定的正相关，拟合优度达到0.556。随着孔隙度增加，虽然吸附气含量也不断增加，但吸附气含量与孔隙度相关性斜率只有0.84，吸附气含量增幅较小；而游离气含量与孔隙度相关性斜率达到1.164，游离气含量随孔隙度变化幅度大，即与吸附气相比，页岩游离气对孔隙度的变化更为敏感，在其他条件相同时，页岩孔隙度越大，游离气占总含气量比例也越高(图4(a))。

图4 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与孔隙度、含水饱和度的关系

3.2.2 含水饱和度

北美典型页岩气藏含水饱和度分布在7%～50%范围[23]；与之相比，X-地区龙马溪组页岩测井解释含水饱和度为32.80%～65.10%，整体略高于北美。X-地区龙马溪组页岩游离气含量与含水饱和度表现为一定的负相关(图4(b))，主要是页岩内水分过多会占据大量孔隙空间，导致游离气所能赋存的有效空间减小，不利于游离气聚集。此外，研究表明焦石坝涪陵页岩气田龙马溪组页岩含水饱和度与孔隙度表现出良好负相关性[15]，可见页岩含水饱和度能通过关联孔隙度而间接影响游离气含量。

3.2.3 矿物组分

X-射线全岩衍射结果表明，X-地区龙马溪组页岩矿物成分包括石英、黏土矿物、长石、碳酸盐矿物以及少量黄铁矿等。以X-02井龙马溪组页岩为例，石英含量为8.3%～89.9%，平均为44.9%；黏土矿物含量为0～48%，平均为21.2%；碳酸盐含量为0～83.6%，平均为29.0%；长石含量为0～14.7%，平均为3.6%。蜀南X-地区与威远地区页岩气勘探开发资料表明[12]，龙马溪组页岩游离气含量与矿物成分具有一定的联系；其中，游离气含量与硅质含量(石英+长石)呈现一定正相关性，与碳酸盐矿物含量表现为负相关，而与黏土矿物含量关系不明显(图5)。此外，孔隙度与矿物组分也表现出一定相关性；孔隙度与硅质含量表现为较好正相关，与碳酸盐矿物含量表现为弱负相关性，而与黏土矿物含量关系不明显(图6)。

图5 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与矿物成分关系

图6 蜀南地区龙马溪组页岩孔隙度与矿物成分的关系(威远地区龙马溪组页岩数据来源于文献[12])

页岩游离气含量、孔隙度与矿物成分的相关性表明，矿物组分能够影响页岩孔隙发育，通过控制孔隙度从而间接影响游离气含量。硅质矿物(石英+长石)硬度大，抗压实作用强，有利于孔隙的发育和保存，因而硅质含量越高，页岩孔隙度越大，游离气含量也越大。而碳酸盐矿物可以发生胶结作用充填孔隙和裂缝[24]，致使孔隙度下降，导致游离气含量降低。孔隙度与黏土矿物含量无明显相关性，说明黏土矿物对蜀南地区龙马溪组页岩孔隙空间贡献小，致使其与游离气含量也不具明显相关性。

3.3 保存条件

3.3.1 地层压力系数

地层压力是评价页岩气富集成藏、保存以及后期开发的重要地质判别指标，勘探开发实践表明富集高产的页岩气藏普遍具有高压、超压的性质[25]。

四川盆地焦石坝JY1井、JY2井龙马溪组高产页岩气藏地层压力系数均在1.5以上，长宁地区龙马溪组页岩气藏压力系数最高[6,15,17]。X-地区页岩气5口评价井龙马溪组页岩产层中部埋藏深度为1 525～3 676 m，压力为13.79～65.71 MPa，压力系数为0.92～1.82，除一口评价井页岩产层为常压，其余井均为高压、超压，与焦石坝地区龙马溪组页岩气藏类似。

随着埋藏深度的增加，X-地区龙马溪组页岩储层压力系数整体表现为不断增大的趋势，游离气含量整体也不断增高(图7(a))， 除埋藏较浅(1 525 m)的一口评价井，储层压力低，压力系数也低于1，属于低压页岩储层，游离气含量约为1.2 m3/t，其它评价井的压力系数较大，含气量也较高。当埋深大于3 500 m，压力系数出现降低的趋势，游离气含量也随之降低，可见压力系数与游离气含量随深度变化表现为一致的趋势，页岩储层压力系数越高，页岩气藏的保存条件就越好，有效阻止了游离态页岩气的逸散，游离气含量也相应增高。

图7 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与地层压力系数、裂缝密度的关系

3.3.2 裂缝发育

页岩储层物性通常较差，但如若页岩内部裂缝发育，将会很大程度改善页岩储层物性，裂缝与基质孔隙共同构成了游离气的重要赋存场所。北美Michigan盆地Antrim页岩产量高的区域往往发育较大的天然裂缝[26]，一方面，天然裂缝能够有效提高储层的储集和渗流能力，是基质孔隙中赋存的游离气向井筒渗流的重要通道[27]；另一方面，天然裂缝发育的页岩在压裂改造时更容易沿着天然裂缝形成大量的压裂缝网系统，能够提升储层改造品质，裂缝对页岩气藏起到了积极作用。但北美Fort Worth盆地Barnett页岩气藏产能高的地区裂缝往往不发育，而邻近裂缝的井则表现为高含水、低产能[28]，可能是断裂规模较大，如构造裂缝，沟通了地下含水层或断穿了页岩顶底板而破坏了页岩气藏的封堵性，对页岩气藏起到负面影响[29]。由此可见，页岩裂缝发育对游离气聚集具有二重性，裂缝规模适中能够提高页岩孔隙度，有利于游离气赋存；裂缝规模过大则可能断穿顶底板，不利于游离气保存。

基于X-02井2 545～2 575 m井段龙马溪组页岩岩心裂缝统计结果，X-02井龙马溪组以水平缝为主，高角度缝少见，裂缝密度分布范围为3～90 条/m，大部分层段为10～40条/m，且蜀南地区龙马溪组页岩裂缝多被方解石充填[30]。 X-地区5口评价井在构造上均处于川西南古中斜坡低褶带，单井构造差异小，整体位于北西向南、东方向倾斜的宽缓单斜构造，区域地层倾角小，断裂不发育，具有良好的侧向封闭，保存条件好[12,31]。

以X-地区X-02井为例，由于缺乏具体深度段测井解释游离气含量数据，而现场解吸法所估算页岩损失气量近似为游离气含量[6]，因此利用X-02井损失气量替代游离气含量并定性分析了其与裂缝密度的关系。页岩裂缝密度随埋深自上而下呈先增高后降低的趋势，与游离气含量随埋深变化趋势具有一定的一致性，说明X-地区龙马溪组页岩裂缝发育程度整体是适中的，提高了页岩储集能力，对游离气富集起到了积极作用(图7(b))。但局部层段如埋深2 570 m处页岩裂缝密度达到了最大，约90条/m，但游离气含量并不是最高的；一方面说明裂缝只是影响游离气含量的主控因素之一，游离气含量还受到其他因素控制；另一方面也可能是局部层段裂缝过于发育对气藏的封闭条件造成了一定的破坏，导致部分游离气逸散而使游离气含量降低。

上述分析表明，影响页岩游离气含量的因素很多，蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与烃源条件、储集条件、保存条件之间的相关性表明，页岩游离气含量与TOC、孔隙度、硅质矿物含量、压力系数、裂缝发育整体呈一定的正相关性趋势，而与含水饱和度、碳酸盐矿物含量具一定的负相关关系。在建产区选区时，需要抓住主控因素，主控因素应具备三个条件，一是参数容易获得，二是对游离气影响大，三是影响游离气的其它因素与主控因素关系明显，主控因素(少量因素)可代表多影响因素对游离气含量的影响作用。

研究区龙马溪组页岩Ro变化范围小，其变化对游离气含量影响作用较小，而TOC则主要体现了页岩生烃潜力的大小，因此TOC可作为游离气含量的主控因素之一。裂缝发育可提高页岩孔隙度从而对游离气的富集起到积极作用，同时，含水饱和度与孔隙度关系密切，裂缝发育与含水饱和度都能通过与孔隙度的关联而间接影响游离气含量，因而两者对游离气含量的影响主要体现在孔隙度对游离气含量的影响上，孔隙度作为另一个主控因素，既承载了裂缝发育和含水饱和度对游离气含量影响的信息，也是游离气主要的储集空间。矿物组分中硅质矿物及碳酸盐等矿物含量亦是通过影响孔隙度间接控制游离气含量，因而矿物组分不作为页岩游离气含量主控因素。此外，游离气是通过压缩赋存于页岩储层中，压力越大，则单位孔隙体积中游离气含量越高，地层压力系数可作为影响页岩游离气含量的第三个主控因素。

把TOC、孔隙度及地层压力系数作为蜀南地区页岩游离气含量主控因素，有助于从烃源潜力、储集空间和单位空间体积中游离气赋存的浓度三个方面抓住关键因素，对页岩气储层评价有重要意义。

4 建产区储层孔隙度下限模拟分析

4.1 页岩游离气含量理论估算方法

页岩游离气类似于常规储层中的天然气，其含量可采用天然气容积法进行理论估算[32]：

(1)

式中：Gf为页岩游离气含量，m3/t；Bg为天然气体积系数，m3/m3；φe为孔隙度；Sw为含水饱和度；ρb为地层密度，g/cm3。

天然气体积系数Bg计算公式为:

(2)

式中：VR为一定量天然气在油气层条件下的体积， m3；Vsc为一定量天然气在标准状况下的体积， m3。

(3)

(4)

式中：Psc、Tsc分别为标准状态下天然气的压力、温度，量纲MPa、K；P、T为地层压力、温度，量纲MPa、K；n为气体物质的量，mol；Z为天然气压缩因子，无量纲；R为理想气体常数，量纲J/(mol·K)。

标准状况下天然气压力Psc为0.101 325 MPa，温度Tsc为(273.15+20)K，带入上式，综合可得：

(5)

借鉴并结合涪陵龙马溪组页岩孔隙度与含水饱和度之间的相关关系[15]，地表温度为20 ℃，地温梯度为3.3 ℃/100 m，用地层压力系数换算代替地层压力，联立公式(5)可得页岩理论游离气含量与孔隙度、地层压力系数及埋藏深度的关系式:

(6)

式中：αp为地层压力系数，无量纲；h为埋藏深度，m；Z为天然气压缩因子，蜀南地区龙马溪组页岩取值0.998 1；ρb为地层密度，蜀南地区龙马溪组页岩取值2.53 g/cm3。

4.2 建产区页岩孔隙度下限模拟

页岩孔隙度决定了不同相态页岩气的赋存空间，在很大程度控制着页岩游离气含量，是页岩储层评价及产能预测的重要指标。借鉴北美海相页岩气勘探开发经验，国内学者提出了中国海相、陆相页岩孔隙度下限的相关标准，一般将埋深4 500 m以浅的页岩孔隙度定为1%～2%[33-35]。而现场资料表明筇竹寺组页岩孔隙度为2.0%～2.5%的井见气效果并不好，如宁206井、威201井[17]，说明将页岩孔隙度2%作为工业建产区的下限，风险比较大。

蒙特卡罗模拟方法是一种通过随机抽样和统计试验来求解近似解的随机模拟方法，基于公式(6)，运用蒙特卡罗模拟方法对页岩游离气含量分布概率进行了预测，并探讨了页岩孔隙度下限值。具体模拟方法如下:首先将埋深、地层压力系数设定为随机数，综合四川盆地典型井页岩气埋深及压力系数范围[15]，将页岩气埋深分布范围设为2 000～4 500 m，服从均匀分布，压力系数分布范围设为0.8～2.0，服从均匀分布；游离气含量设定为预测值；其次设定孔隙度值为1%、2%、3%、4%、5%和6%等不同条件下，分别对游离气含量进行模拟预测，试验次数为30 000次；最后对不同孔隙度条件下游离气含量分布规律进行统计分析。图8为当孔隙度设定值为1%时的模拟结果，从图中可读出游离气含量大于某个给定值的累计概率。运用蒙特卡洛模拟对孔隙度设定值为1%、2%、3%、4%、5%和6%条件下的游离气含量概率分布进行了预测(表3)；可见，随着页岩孔隙度的增大，游离气含量出现高值的概率逐渐变大。当孔隙度为4%以下时，游离气含量基本小于2.5 m3/t；当孔隙度为4%时，游离气含量大于2.5 m3/t的概率大于50%。在测试日产气量与孔隙度关系图上可见，水平井达到高产工业气流时，孔隙度大约对应4%(图9)，由此可见，将页岩孔隙度下限值定为4%时，页岩游离气含量会有较大概率大于下限值2.5 m3/t，为获得高产奠定了条件。

图8 游离气含量蒙特卡罗模拟结果(孔隙度为1%)

表3 不同孔隙度条件下页岩游离气含量蒙特卡罗模拟结果表

图9 X-地区龙马溪组页岩气水平井测试日产气量与孔隙度关系

综合以上分析，建议在建产区选区时，将页岩孔隙度下限指标适当提高至4%，以此评价并圈定页岩气建产区，降低页岩气开发风险。

5 结论和建议

(1)页岩气井初期产能主要来源于游离气的贡献，游离气含量占比越高，单井测试日产气量一般也越高。在页岩储层评价中，将页岩气工业建产区游离气含量下限值定在2.5 m3/t是较为合适的。

(2)蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、孔隙度、地层压力系数、裂缝发育呈一定正相关，与含水饱和度具有一定负相关，而与Ro关系不明显。裂缝发育及含水饱和度都能通过与孔隙度关联而间接影响游离气含量，而矿物组分中硅质矿物(石英+长石)和碳酸盐矿物也能关联孔隙度而影响游离气含量，因而裂缝发育、含水饱和度及矿物组分均不作为页岩游离气含量主控因素。蜀南地区页岩游离气含量主控因素为TOC、孔隙度及地层压力系数。

(3)页岩游离气含量很大程度决定了页岩的开发潜力及经济效益，运用蒙特卡罗模拟方法可知孔隙度大于4%时，游离气含量大于下限值2.5 m3/t的概率超过50%。在蜀南地区将页岩孔隙度下限定为4%，可以降低页岩气工业建产区优选的地质风险。

建议在页岩储层含气量评价中，以游离气含量评价为重点，抓住游离气含量主控因素，从TOC、孔隙度、地层压力系数等3个方面开展系统评价工作。