中美常压页岩气赋存状态及其对可动性与产量的影响——以彭水和阿巴拉契亚为例

蒋 恕，李 醇，陈国辉，郭彤楼，吴聿元，何希鹏，高玉巧，张培先

（1.构造与油气资源教育部重点实验室，湖北武汉 430074；2.中国地质大学（武汉），湖北武汉 430074；3.中国石化西南油气分公司，四川成都 610041；4.中国石化华东油气分公司，江苏南京 210019）

美国在阿巴拉契亚盆地Marcellus 组页岩、Ohio组页岩等地的常压区均已获得商业化开采的成功经验。Marcellus页岩水平井平均日产气量达5.8×104m3，且初期产量可达12×104m3/d[1-5]，Ohio 页岩基本无水平井，平均单井日产气量0.75×104m3，但由于深度浅（约1 000 m）等原因依旧具有商业开发价值[6-8]。相比之下，国内五峰组—龙马溪组页岩常压区LY1 井水平井平均日产气量仅为2.5×104m3，PY1 井更是低于1×104m3/d，较美国常压页岩气区经济效益偏低。现阶段，学者们已经对中国常压页岩气开展了大量研究，并初步对比了中美常压页岩气的差异性特征。邹才能等[9]认为对比北美常压页岩气区，中国页岩气形成工业价值的基本地质条件为总有机碳含量（TOC）大于2%、镜质体反射率（Ro）大于1.1%、脆性矿物含量大于40 %、黏土含量小于30 %、有效页岩厚度大于30 m。李建忠等[10]对比了中美页岩气成藏条件、分布特征差异研究与启示认为较美国页岩气藏，我国页岩总体呈现为“一深二杂三多”，具体表现为埋深大、热演化程度复杂、分布层位与构造运动多。万玉金等[11]针对北美Fayetteville 气田开发实践深入分析，总结得出中国应采用转变开发方式、改进工艺技术、深化对页岩气甜点区认识、开辟试验区、实行滚动开发、调整水平井部署方位、大量钻井等方式提高高产井比例。郭彤楼等[1,12]指出中美常压页岩气存在三大差别：一是美国页岩气藏富有机质页岩连续分布面积大；二是绝大多数有机质热演化程度不高、吸附比例大；三是页岩后期经历的构造运动期次少、强度低。但前人对中美常压页岩气的差异性比较局限于地质特征、静态指标及现场试采数据的对比，缺乏对中美常压页岩气赋存状态差异及其对储层含气性及产气特征的定量化对比，导致对常压页岩气赋存状态及其对含气性与产气特征的影响缺乏系统性认识。

对彭水地区隆页1 井五峰组—龙马溪组页岩与阿巴拉契亚盆地Marcellus 组、Ohio 组页岩储层含气孔隙度、含水饱和度和吸附能力等特征开展研究，确定该地区页岩储层特征。在储层特征研究的基础上，基于体积法并考虑水、油及有机质热成熟度对吸附的影响，考虑孔隙度、含水饱和度与游离气密度对游离气量的影响，对该地区的吸附、游离气含量进行定量评价。同时基于因储层压力差异导致的吸附程度差异和游离气密度变化差异，进行降压生产模拟分析，分别阐明降压生产过程中吸附气和游离气的产出过程以及由此所造成的产量差异，揭示其赋存状态及对含气性与产气特征的影响。

1 储层地化、物性特征对比

彭水地区五峰组—龙马溪组页岩位于四川盆地周缘，压力系数约为0.8 ～ 1.2；阿巴拉契亚盆地Ohio组常压和低压的页岩主要位于Great Big Sandy 产区，压力系数约为0.3～0.9；Marcellus 组页岩既有超压区又有常压区，常压区主要位于宾夕法尼亚州中部，压力系数约为0.7 ～ 1.1。三组页岩压力系数均小于1.2，为典型的常压区。

1.1 中美常压页岩储层深度、温度、压力对比

阿巴拉契亚盆地Ohio组页岩埋深主要介于700～1 300 m，Marcellus 组页岩较Ohio 组页岩更深，约为1 500～2 800 m，彭水地区五峰组—龙马溪组页岩最深，达2 000～2 800 m（表1）。储层埋深差异将对储层温度压力产生影响，五峰组—龙马溪组页岩温度、压力最高，可达83.7～109.1 ℃与20.8～29.1 MPa，Marcellus组页岩次之，达47.9 ～ 90.8 ℃与13.6 ～ 25.3 MPa，Ohio组页岩最低，仅为21.5～41.3 ℃与4.5～8.3 MPa[13]（图1）。Marcellus、Ohio 与五峰组—龙马溪组页岩均为常压，但五峰组—龙马溪组页岩深度明显大于Marcellus 页岩与Ohio页岩，因此，五峰组—龙马溪组页岩绝对压力与温度也明显更高，绝对压力与温度的差异将会影响吸附与游离气的赋存与产出。

表1 中美典型常压页岩储层温度和压力对比Table 1 Comparison of reservoir temperature and pressure of representative normally-pressured shale gas reservoirs in China and U.S.

图1 五峰组—龙马溪组、Marcellus和Ohio三组页岩温度、压力差异对比Fig.1 Comparison of differences in temperature and pressure of Wufeng-Longmaxi,Marcellus and Ohio shales

1.2 总有机碳含量与有机质成熟度对比

阿巴拉契亚盆地Ohio 组页岩TOC介于2 % ～6 %，Ro介于0.6 % ～ 1.5 %且含液态烃，处于低熟—成熟阶段；Marcellus 组页岩TOC介于2 % ～ 8 %，Ro介于1.3%～3%，处于成熟阶段；而彭水地区五峰组—龙马溪组页岩TOC介于1.8 % ～ 4.3 %，Ro介于2.4%～3%（图2），处于高过成熟阶段[1]。

图2 五峰组—龙马溪组、Marcellus和Ohio三组页岩有机质丰度、成熟度差异对比Fig.2 Comparison of differences in organic matter abundance and maturity of Wufeng-Longmaxi,Marcellus and Ohio shales

1.3 含气孔隙度对比

含气孔隙度定义为气体所占岩石孔隙体积与总体积之比。彭水地区五峰组—龙马溪组页岩含气孔隙度（图3）介于0.3% ～4.3%[14]，平均为2.1%，优质层为①—⑤小层。彭页1 井优质层含气孔隙度为1.7 %，焦页10-10 井优质层含气孔隙度为2.1 %，隆页1 井页岩含气孔隙度较高，优质层可达3.4 %（图3）。何希鹏等[15]认为武隆地区为生烃中心，有机质丰度、成熟度相比研究区其他区块更高，有机质孔含量更多，对含气孔隙度的贡献更大。

图3 五峰组—龙马溪组页岩含气孔隙度剖面（据文献[14]修改）Fig.3 Gas porosity profile of shale in Wufeng-Longmaxi Formation（Modified from reference[14]）

阿巴拉契亚盆地Ohio 组页岩含气孔隙度介于0.4 % ～ 5.0 %[16]，差异较大，平均为3.2 %，优质层平均孔隙度为4.7 %（图4），并未严格按照随着深度增加而降低的规律变化，具有明显的优质层。各井含气孔隙度剖面图表明，Lower Huron 段含气孔隙度明显更高，可达4 % ～ 5.4 %[17-18]。推测由于Lower Huron 段有机质丰度、成熟度含量更高，存在生烃增压作用阻碍压实，且有机质孔更多，有机质孔体积对含气孔隙度的贡献与生烃增压作用产生的阻碍压实效果超过了压实作用对含气孔隙度的抑制作用。

图4 Ohio组页岩含气孔隙度剖面（据文献[2]、[16]修改）Fig.4 Gas porosity profile of Ohio Formation shale（Modified from reference[2]and[16]）

阿巴拉契亚盆地Marcellus 组页岩含气孔隙度介于4.5% ～9.7%[18]，优质层为Marcellus 下部，平均为7.0%（图5）。Marcellus 组页岩有机质丰度较Ohio 组页岩与五峰组—龙马溪组页岩高，有机质孔偏多，且Marcellus 组页岩古埋深较五峰组—龙马溪组页岩浅，孔隙受压实作用影响较五峰组—龙马溪组页岩小，因此，Marcellus页岩含气孔隙度最高[19]。

图5 Marcellus组页岩含气孔隙度剖面Fig.5 Shale gas porosity profile of Marcellus Formation

对比阿巴拉契亚盆地Ohio 组页岩、Marcellus 组页岩与彭水地区五峰组—龙马溪组页岩含气孔隙度，显示五峰组—龙马溪组页岩无论是平均含气孔隙度还是优质层含气孔隙度都比Ohio 组与Marcellus组页岩略低。可能由于五峰组—龙马溪组页岩最大古埋深（6 500 ～ 7 300 m）远大于Ohio 组页岩与Marcellus组页岩最大古埋深（3 100 m）。古埋深较大造成的储层的压实作用较大，尽管五峰组—龙马溪组页岩因有机质丰度、成熟度的综合作用产生的有机质孔较Ohio组更多，但压实作用差异太大，对页岩含气孔隙度的抑制作用超过了有机质孔的贡献作用，因此，五峰组—龙马溪组页岩含气孔隙度最低。

2 赋存状态及含气量差异性研究

气体赋存状态与含气性作为页岩气评价中一个重要指标，它是评价页岩气储层是否达到经济开采价值的一项重要指标，页岩气资源量评价可靠性首先取决于页岩气赋存状态与含气性评价的准确性。页岩气赋存状态分为吸附态、游离态与溶解态，其中溶解态页岩气由于含量极少，可以忽略其对含气性的影响。页岩气含气性受控因素众多，本研究以体积法为基础，综合考虑温度、压力、成熟度、水、油对吸附程度与最大吸附能力的影响，游离气量的确定考虑温度、压力、孔隙度与含水饱和度的影响。

2.1 吸附气量对比

页岩气的吸附主要发生在有机质与黏土矿物表面，而有机质表面以亲油性为主，黏土矿物表面以亲水性为主，因此，油与水对页岩气的最大吸附能力存在大幅度的抑制作用。研究表明干燥样品的最大吸附能力约为含水样品的2.2 倍[20]（图6a），在不同压力条件下，洗油样品较原始样品对页岩气的最大吸附能力也有不同程度的增强（图6b）。

图6 含水含油对页岩气吸附能力的影响Fig.6 Effect of water and oil saturation on adsorption capacity of shale gas

成熟度对最大吸附能力的影响表现为，随着成熟度的升高，最大吸附能力呈现先升高后降低的现象（图7）。研究表明为当Ro小于2.2%时，随着Ro的升高，生烃作用所产生的有机孔含量增加，页岩最大吸附能力增强；当Ro大于2.2%时，随着Ro的进一步升高，埋深变大，压实作用增强，导致有机质孔隙变形、缩小、闭合，页岩最大吸附能力反而降低。

图7 成熟度对吸附能力的影响Fig.7 Effect of maturity on adsorption capacity

彭水地区五峰组—龙马溪组页岩埋深2 000 ～3 000 m，较阿巴拉契亚盆地Marcellus组页岩（1 500～2 800 m）、Ohio 组页岩（700 ～ 1 300 m）埋深更大，导致储层温度（五峰组—龙马溪组约为83.7～109.1 ℃，Marcellus组页岩约为47.9～90.8 ℃，Ohio组页岩约为21.5～41.3 ℃）与压力（五峰组—龙马溪组约为20.8～29.1 MPa，Marcellus 组页岩约为13.6 ～ 25.3 MPa，Ohio 组页岩为4.5～8.3 MPa）更高[21]。尽管同为常压页岩气田，但温度、压力条件的差异将导致气体赋存机理与赋存状态的明显差异。储层温度、压力的差异决定了吸附的程度，Ohio 页岩在其储层压力下处于吸附的未饱和阶段；五峰组—龙马溪组页岩储层压力高，处于吸附的饱和阶段；Marcellus 页岩尽管储层压力也较高，但其吸附能力强于五峰组—龙马溪组页岩，因此，在其储层压力下处于吸附的较饱和阶段（图8）。

虽然Ohio 组页岩有机质丰度（2 % ～ 6 %）高于五峰组—龙马溪组页岩有机质丰度（1.8%～4.3%），但Ohio 组页岩成熟度处于低熟—成熟阶段，生气较少且含液态烃，有机质孔尚未大量发育，而五峰组—龙马溪组页岩处于高过成熟阶段，有机质孔已较为发育，导致Ohio 组页岩的最大吸附能力明显低于五峰组—龙马溪组页岩。综合储层温度、压力、含水对吸附程度的影响，特别由于五峰组—龙马溪组储层压力高达29.1 MPa，远高于Ohio 页岩最高为8.3 MPa的压力，五峰组—龙马溪组页岩比Ohio 组页岩吸附量高出5 ～ 6 倍、吸附比例高出20 %（五峰组—龙马溪组页岩吸附量，吸附比例分别为3.2 cm3/g，59 %；Ohio 页岩吸附量，吸附比例分别为0.6 cm3/g，40%）。Marcellus组页岩有机质丰度（2%～8%）远高于Ohio组页岩与五峰组—龙马溪组页岩，且处于成熟阶段，有机质孔大量发育，因此，吸附能力强于Ohio组页岩与五峰组—龙马溪组页岩。Marcellus 组页岩优质层吸附量（5.8 cm3/g）为五峰组—龙马溪组页岩的1.4倍，为Ohio组页岩的7.5倍，吸附比例（66%）也高于Ohio组页岩（40%）与五峰组—龙马溪组页岩（59%）。

2.2 游离气量对比

游离气量由含气孔隙度与游离气密度共同决定，Marcellus 页岩含气孔隙度最高（7 %），Ohio 组页岩次之（平均约为3 %，优质层约在4 % ～ 5.5 %之间），五峰组—龙马溪组页岩最低（隆页1井平均约为3.4 %，彭页1 和焦页10-10 井分别约为1.6 %和2.1%）。由于五峰组—龙马溪组页岩孔隙度较小，压力较高，游离气密度（约170.92 kg/m3）最高，Marcellus页岩次之（约150.08 kg/m3），Ohio 组页岩最低（约49.73 kg/m3）。综合含气孔隙度与游离气密度的差异对各储层游离气量进行评价，结果为Marcellus 组页岩游离气量最高，可达3.0 cm3/g 左右；五峰组—龙马溪组页岩次之，为1.8 cm3/g 左右；Ohio 组页岩最低，仅为0.6 cm3/g左右。

吸附、游离气含量的差异导致Marcellus 组页岩总含气量最高，可达8.9 cm3/g 左右，高出五峰组—龙马溪组页岩总含气量40 %，且为Ohio 组页岩的4.5倍；五峰组—龙马溪组页岩次之，为6.2 cm3/g；Ohio组页岩最低，仅为2.0 cm3/g（图9）。

图9 Ohio、五峰组—龙马溪组和Marcellus三组页岩含气性对比Fig.9 Comparison of gas content of Ohio,Wufeng-Longmaxi and Marcellus shales

3 赋存状态对降压产出气量的影响

为阐明常压页岩气赋存机理对产量的影响，探究是何原因导致彭水地区隆页1 井五峰组—龙马溪组页岩含气量较高，但产气量远低于Marcellus 组页岩，仅略高于Ohio 组页岩。分别以隆页1 井五峰组—龙马溪组页岩和阿巴拉契亚盆地Marcellus 组页岩与Ohio 组页岩储层压力作为起始压力，以5 MPa的降压幅度进行降压生产模拟，在分别阐明降压生产中吸附、游离气产出过程的基础上，揭示造成页岩气产量差异的根本原因（图10）。

模拟降压产出气量分析表明，尽管彭水地区隆页1井五峰组—龙马溪组页岩含气量高，但由于埋深大，储层压力高，吸附量位于吸附等温线的饱和阶段，小幅度的降压难以生产出具有实际价值的吸附气量（0.05 cm3/g），Ohio 组页岩尽管含气量低但由于埋深浅，储层压力低，吸附量位于吸附等温线的未饱和阶段，吸附气量对压力的敏感程度高，因此，在同样的压力降幅条件下生产出的吸附气量（0.3 cm3/g）明显高于五峰组—龙马溪组页岩。产出的游离气量由于相同的降压幅度对气体的密度影响差异很小，因而孔隙度作为产出气量的主控因素，导致Ohio 组页岩产出的游离气量（0.33 cm3/g）略大于隆页1 井五峰组—龙马溪组游离气量（0.24 cm3/g），且游离气量的差异大小取决于孔隙度的差异大小。Marcellus 组页岩虽然埋深也较大，储层温度与压力同样偏大，但其吸附能力强，在其储层压力下吸附量位于吸附等温线的较饱和阶段，小幅度降压依旧能生产出与Ohio组页岩相当的吸附气量（0.28 cm3/g）。同时由于其含气孔隙度高于五峰组—龙马溪组页岩与Ohio组页岩，因此，其降压产出的游离气量（0.43 cm3/g）最高（图11）。

图11 Marcellus、Ohio和五峰组—龙马溪组三组页岩模拟生产对比Fig.11 Comparison of simulated shale desorption of Marcellus,Ohio and Wufeng-Longmaxi shales

4 结论

1）彭水地区隆页1井五峰组—龙马溪组常压页岩含气量高但产气量低，原因在于相比于Marcellus组页岩吸附气含量低，孔隙度低，造成采出吸附气量较低及采出的游离气量较低，导致总产气量也明显较低。而相比于Ohio 组页岩，五峰组—龙马溪组页岩埋深大，温度、压力高，很难降压到吸附气大量产出的阶段，由此造成吸附气采出程度极低，并且含气孔隙度较低导致游离气采出程度也较低，二者综合导致五峰组—龙马溪组页岩单位体积总产气量也明显较低。

2）由于五峰组—龙马溪组页岩深层压力高导致吸附气降压开采困难，加上储层孔隙度低及常压区构造活动导致游离气含气量低。如能通过新技术提高吸附气的采出程度，五峰组—龙马溪组常压页岩气产气量与经济效益也将会大幅度提高。