元坝大安寨灰岩-砂岩-页岩储集模式及开发对策

孙天礼，欧成华，郭 威，朱 国，陈 伟，张峙岳，彭仕轩，闫 博

(1.中国石化西南油气分公司，四川 阆中 637400；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.西南石油大学，四川 成都 610500)

0 引 言

川东北地区元坝区块处于四川盆地川北低缓构造带，受龙门与秦岭造山带活动应力场调整的影响，元坝区块大安寨段沉积期进入沉降缓慢的陆内坳陷阶段，区块内广布滨浅湖亚相，局部为半深湖亚相，沉积了一套介壳灰岩、粉细砂岩、页岩不等厚混层状地层，按照旋回结构与岩性变化特征，从上至下可进一步细分为大一、大二和大三3个层[1-3]。元坝区块大安寨段地层有机质含量丰富，以腐泥型干酪根为主，灰岩-砂岩-页岩混合储集体发育，有利于天然气的生成与富集[4-5]。该区块在大安寨段YB21井钻遇厚度为47.7 m的由致密介屑灰岩、致密砂岩与泥页岩构成的混合沉积储集体，测试日产气达50.70×104m3/d，显示出良好的天然气勘探开发潜力[5]。然而，截至目前，国内外尚未有可借鉴的致密灰岩-砂岩-页岩混合储集体分布特征与组合模式方面的研究成果，严重制约了元坝区块大安寨段天然气的高效开发与利用。因此，在前人研究成果[1-5]的基础上，紧密围绕川东北地区元坝区块大安寨段致密灰岩-砂岩-页岩中天然气储集模式与开发对策开展深入研究，所获成果不仅有利于川东北地区天然气生产再上新台阶(元坝气田2014年已取得深部海相碳酸盐岩天然气开发突破)，也可为碳酸盐岩、砂岩与页岩混合储集天然气高效开发提供新认识。

1 储集体沉积成因与测井响应特征

储集体沉积成因与测井响应特征研究是进一步开展储集体分布特征与组合模式研究的前提和基础，是在前人有关地层划分[2]和沉积相分析[3]基础上，充分利用元坝区块下侏罗统自流井组大安寨段丰富的测井及录井资料、岩心和岩屑及相关分析化验资料完成的。

1.1 沉积微相类型、特征及对应的储集体类型

依靠岩心、岩屑及相关分析化验资料，利用岩心相标志分析方法，在判定川东东地区元坝区块下侏罗统自流井组大安寨段主要发育浅湖亚相[3]的前提下，进一步识别出介壳滩、浅湖泥、坝砂和滩砂4类微相(图1)，各微相的沉积特征及测井相具有如下特征。

介壳滩微相(图1a—c)：灰褐色薄层状介壳灰岩与深灰色、灰黑色泥页岩，灰色泥灰岩不等厚互层，介壳厚度不大且较为破碎，水动力中等或强，自然伽马曲线与无铀伽马曲线呈现中高幅漏斗形或舌形特征。

浅湖泥微相(图1a、b)：以灰黑色页岩、灰黑色或深灰色泥岩与灰色粉砂质泥岩为主，可见灰色泥质粉砂岩夹层，偶见条带状微晶介壳灰岩，厚度中等，局部厚度较大，发育块状层理、水平层理、波状层理，水动力弱，自然伽马与无铀伽马曲线呈低幅平直或齿化。

坝砂微相(图1c)：以灰色细砂岩为主，可见部分灰色粉砂岩，分选和磨圆较好，可见低角度交错层理、波状层理，单砂层中等或较厚，反粒序复合韵律为主，自然伽马与无铀伽马曲线呈中幅或中低幅漏斗形、钟形或其组合。

滩砂微相(图1a、d)：以灰色粉砂岩、灰色泥质粉砂岩或褐灰色灰质粉砂岩为主，部分夹灰色泥岩薄层，发育波状层理和透镜状层理，单砂层较薄，呈反韵律，见垂直虫孔和斜交虫孔，自然伽马与无铀伽马曲线呈中高幅指形或刺刀形。

依据研究区过路井的测井资料，分别采用常规测井和页岩测井解释方法[6-8]开展物性和含气性解释，先后在介壳滩中识别出致密灰岩储集体，在浅湖泥中识别出页岩储集体，在坝砂和滩砂中识别出致密砂岩储集体，形成了沉积微相-储集体-气层一体化综合转换模式(图1)，为后续各类储集体测井响应特征分析奠定了基础。

图1 元坝区块大安寨段沉积微相-储集体-气层一体化综合转换模式

1.2 致密灰岩、砂岩与页岩储集体的沉积成因类型及测井响应特征

对比研究区不同井的沉积微相-储集体-气层一体化综合转换模式(图1)，研究沉积微相、储集体和油气层之间的对应关系，分析储集体典型的岩性、物性、含气性和电性特征，通过归类、筛选和组合，揭示出致密灰岩、砂岩与页岩储集体的沉积成因及其测井响应特征(表1)。结果表明：元坝区块大安寨段同时发育薄层致密灰岩、致密砂岩和页岩储集体，页岩储集体不仅单层厚度较前两者大，且单井累计厚度所占比例也较前两者高；3类储集体均为特低孔致密储层，测井响应特征十分明显，易于识别。

表1 元坝区块大安寨段储集体沉积成因类型与响应特征对比

2 储集体分布特征与组合模式

储集体分布特征与组合模式研究是通过其沉积成因与测井响应特征，利用储集体测井识别与纵横向分布以及平面分布表征得以实现。

2.1 纵横向分布特征与组合模式

依靠前述工作支撑，绘制了典型井沉积微相-储集体-气层综合柱状图(图1)和沉积微相与储集体横向分布剖面图(图2)，总结了储集体的纵横向分布特征与组合模式。

储集体纵横向分布特征(图1、2)表现为：①介壳滩发育致密灰岩储集体，浅湖泥发育页岩储集体，坝砂或滩砂中识别出致密砂岩储集体，表明沉积微相类型决定了储集体类型；②受破坏性成岩作用，如压实、压溶、胶结、重结晶等影响，原本储集性能较好的介壳滩、坝砂或滩砂，会出现不同程度的降低甚至失去储集性能，成为非储集体；③受建设性成岩作用的影响，如有机质干酪根热解成烃作用、页岩中滞留地层水的热蒸发作用、具有结晶水的黏土矿物脱水作用、地下水溶解作用等的改造，会使原本没有储集性能的部分浅湖泥产生储集性能，成为页岩储集体；④致密灰岩、致密砂岩、页岩储集体的单层厚度大多较小，横向延伸范围均不大，难以单独在局部形成天然气开采有利区。

图2 元坝区块大安寨段典型井沉积微相与天然气储集体横向分布剖面图

纵横向组合模式包括：①致密灰岩-砂岩-页岩集中分布式(图1a)；②致密灰岩-页岩组合式(图1b)；③致密灰岩-砂岩组合式(图1c)；④致密砂岩-页岩组合式(图1d)；⑤孤立式(图2中YL10、YB9井底部)。各组合模式特征详见表2。

表2 元坝区块大安寨段储集体纵横向组合模式类型、特征、分布频次对比

2.2 平面分布特征与叠合模式

将研究区各口单井的储集体厚度累计到各个单层上，利用储集体纵横向分布模式确定各类储集体的平面延伸范围，结合沉积微相平面分布图，编制出元坝区块大安寨段大一、大二层和大三层各类沉积微相与储集体平面分布图、储集体单井累计厚度与平面面积分布百分比图(图3～5)，进一步总结元坝区块储集体的平面分布特征与模式。

由图3～5可知，大一、大二、大三层平面分布特征总体表现为：层内分布零散且不均衡，层间分布集中程度与面积的差异均较大。页岩储集体主要分布在大二层的西南、中部偏南和偏东区域以及大三层的中部区域，零星分布在大一层西部边缘、东部局部及大三层的东南边缘局部。致密灰岩储集体成片分布在大一层的南部和大二层的西南部，零星分布在大一层西南、东部以及大二层的东南缘和大三层的东南部和东部局部。致密砂岩储集体主要分布在大一层西部和西北部以及大二层西北部和东部，零星分布在大二层西南局部以及大三层西北和西南局部。各层各类储集体的单井厚度百分比与面积百分比之间存在着较大差异，厚度大并不意味着面积大，厚度小而面积可能大，这充分反映了研究区储集体的纵横向分布以及平面分布的非

均质性均极其强烈，对研究区的开发突破带来了极大的挑战。

表3为元坝区块大安寨段储集体平面分布模式，由表3可知，平面分布模式包含5种类型：①致密灰岩-砂岩-页岩叠合式(图4a中部)；②致密灰岩-页岩叠合式(图4a中南部、东南部，图5a东南部)；③致密灰岩-砂岩叠合式(图4a中南部)；④致密砂岩-页岩叠合式(图3a西缘局部，图4a西南部、中南部、东南部，图5a中南部)；⑤孤立式(图3～5中均有分布)。

图3 元坝区块大一层储集体分布特征

图4 元坝区块大二层储集体分布特征

图5 元坝区块大三层储集体分布特征

表3 元坝区块大安寨段储集体平面分布模式类型、特征及分布频次对比

3 开发潜力及开发对策

3.1 开发潜力

前人研究表明[4]：大安寨段为四川盆地的优质烃源岩，在生烃能力得到保障的前提下，大安寨段天然气富集潜力区主要分布在储集体规模大且分布稳定的区域。

分析图3～5，可筛选出YB21井—YB11井一带为元坝区块大安寨段天然气富集潜力区，该潜力区具有如下优势。

(1) 厚度分布稳定：在潜力区范围内，下部大三层分布有厚度为5.23～21.10 m、局部连片的页岩储集体，同时，零星分布有厚度近2.00 m的致密砂岩储集体；大二层页岩储集体厚度为6.10～27.60 m，连片分布，致密灰岩储集体厚度为3.90～7.50 m，局部连片，同时，零星分布厚度为2.00 m左右的致密砂岩储集体；大一层在YB21井处局部分布厚度超过2.00 m的致密灰岩储集体，YB11井—YB9井一带则连片分布厚度为2.50～15.10 m的致密灰岩储集体。

(2) 组合优势明显：由表1及图1、2可知，研究区各类储集体均具有岩性致密、物性差、单层厚度薄，横向及平面延伸范围有限等特征。仅就单层单类储集体而言，不利于天然气富集和开发，但如果将潜力区范围内大安寨3个层的各类储集体组合在一起，则不仅具有生储组合优势(图3～5中，下部大三层和大二层页岩发育，大二层和大一层致密灰岩发育，大三层和大二层局部还分布有致密砂岩)，包括自生自储、自生临储、下生上储等多种生储组合，汇聚成局部的天然气富集区，而且潜力区内具有表3所示的5类储集体叠合类型，其中尤以致密灰岩-砂岩-页岩集中分布式、致密灰岩-页岩组合式2类分布规模大，这些叠合类型组合在一起，资源规模大幅度增加，很好地弥补了单层单类储集体天然气资源不足、建设产能偏低、开发效益不高等缺陷。

由此可见，大安寨灰岩-砂岩-页岩混合储集模式，既是兼具常规与非常规天然气特点的新储集模式，又是元坝区块以及类似地区天然气深入开发必须面对的新课题。

3.2 开发对策

截至目前，国内外还没有在灰岩-砂岩-页岩储集体中实现高效开发天然气的技术体系和成功案例。这是由于灰岩-砂岩-页岩混合储集模式开发，不仅需要解决储集体岩性致密、物性差、单层厚度薄、横向及平面延伸范围有限等常规难题，还要克服不同类别储集体间压力差异、渗流模式差异和产出效率差异等带来的层间干扰和能量损失。

水平井+分段压裂是当前国内外致密油气藏开采普遍采用的技术开发体系[9-15]。元坝区块大安寨段属于致密储层，需要利用水平井+分段压裂等手段进行人工改造后才能形成产能。围绕元坝区块大安寨段天然气致密混合储集模式特点，在水平井+分段压裂技术的基础上，提出如下开发策略以供参考(表4)。

表4 元坝区块大安寨段天然气致密混合储集模式开发策略

3.2.1 孤立式

孤立的致密灰岩、致密砂岩和页岩天然气储集体开发的关键是要寻找到具备工业化建产要求的“甜点”区。对于致密灰岩气、致密砂岩气或页岩气“甜点”，采用水平井+大规模分段重复压裂技术组合进行开采即可，不再赘述。

3.2.2 致密灰岩-砂岩叠合式

致密灰岩气与致密砂岩气在空间上形成的叠合气藏，如完全属于同一个气藏压力系统，则直接利用水平井+大规模分段重复压裂技术组合进行合层开采，不会产生层间干扰及多余能耗；如两者或两者的组合不属于同一个气藏压力系统，将会产生层间干扰及多余能耗，为避免层间干扰及多余能耗，需要考虑分层系开发策略。研究区单类储集体资源规模有限，单类储集体开发难以达到工业化生产的经济指标下限，因此，需要通过优化多分支水平井[16]和分层采气工艺[17]及小规模储集体内局部压裂技术组合，达到分储集体类型同时开采的目标，其技术关键是要设计出不同的分支水平井，钻遇不同的储集体，同时压裂规模控制在分支水平井轨迹钻遇的同一类储集体中。因此，需要精确定位水平井轨迹，使之避免钻遇到不同的储集体中，同时还要精确控制压裂规模，避免压开不同类型的储集体。

3.2.3 致密灰岩-页岩、致密砂岩-页岩或致密灰岩-砂岩-页岩叠合式

吸附和游离是页岩中常见的2种气体赋存方式，而致密灰岩或致密砂岩中则只存在游离气，因此，无论是致密灰岩，还是致密砂岩，气体在地层中的运动方式都与页岩中的不同。合层共采必然带来层间干扰及多余能耗，严重降低产能，甚至停产，但分层开采，产出气又难以达到工业化生产经济效益要求。

为了提高合层产气效率，避免层间干扰，可以统一采用上部采气、下部供气的方式优化水平井+分段压裂技术，具体措施为：设计水平井轨迹尽量控制在上部的灰岩或砂岩中(若上部为页岩，也可钻遇其中)，压裂规模要在能压开上部灰岩或砂岩的同时，压碎整个页岩储集体，从而打通不同类型储集体间的流通路径。将生产层位统一设计在上部储集体，一是上部采气会使上部储集体一直处于低势能区，成为气体流动的指定位置，能够有效避免不同类型储集体的层间干扰和多余能耗；二是通过下部储集体的持续供气，可维持较高的产气能力，提高开采效益。

上述开发策略能否取得成功，还需要更多的实践检验和理论论证，这也是灰岩-砂岩-页岩储集体天然气开发下一步需要攻关的方向。

4 结 论

(1) 元坝区块大安寨段为一套包括介壳滩、浅湖泥、坝砂和滩砂的混合沉积体系，在沉积体系的控制和约束下，同时发育响应特征明显、数量不等、强烈非均质分布的致密灰岩、砂岩和页岩3类天然气储集体。

(2) 致密灰岩、砂岩和页岩3类天然气储集体的岩性致密、物性差、单层厚度薄，横向及平面延伸范围有限，单类储集体难以形成工业化天然气产能，但纵横向及平面形成的储集体组合，则展示出较好的天然气开发潜力。

(3) 元坝区块大安寨段纵横向储集体组合模式包括致密灰岩-砂岩-页岩集中分布式、致密灰岩-页岩组合式、致密灰岩-砂岩组合式、致密砂岩-页岩组合式和孤立式5类，对应存在5类平面叠合模式，即致密灰岩-砂岩-页岩叠合式、致密灰岩-页岩叠合式、致密灰岩-砂岩叠合式、致密砂岩-页岩叠合式、孤立式。

(4) 针对不同的混合储集模式特点，优化相应的水平井钻井+水平井分段压裂技术组合与工艺流程是元坝区块大安寨段天然气致密混合储集模式得以成功开发的关键。