渝东南地区背斜型浅层常压页岩气勘探发现

马 军 关琳琳 高全芳 周頔娜 刘娜娜 程轶妍

（ 1中国石化华东油气分公司勘探开发研究院；2中国石化重庆页岩气有限公司 ）

0 引言

近年来，受北美页岩气成功实现商业开发启示，我国在页岩气勘探开发领域开展了大量地质调查与钻采工作[1-17]，在页岩优质储层成因机制、保存条件综合评价、成藏关键地质因素、富集高产模式、产能影响因素等多方面取得了丰硕认识与成果[1-36]，并在选区评价方面实现了多点勘探突破，相继发现了涪陵、威远、威荣、长宁、昭通等大型海相页岩气田[10-26]，四川盆地及其周缘埋深2000～3500m、地层压力系数大于1.3的中深层、高压—超压页岩气已进入大规模商业开发阶段[10-26]。川南昭通地区太阳背斜区埋深700～2000m的浅层页岩气勘探获得突破，提交了逾千亿立方米探明地质储量，实现了川南地区浅层页岩气的商业开发[1，28-31]。但渝东南地区埋深小于2000m的浅层常压页岩气勘探潜力如何，是否具有商业开发价值，以及可供商业开发的浅层页岩气埋深下限是多少等问题仍在探索中。近期，中国石化华东油气分公司在道真地区洛龙背斜和武隆地区老厂坪背斜钻探的两口探井，在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组埋深889～1100m的浅层页岩钻遇良好气测显示，现场解吸含气量较高，其中PD1水平井（PD1HF井）页岩埋深为980～1100m，压力系数为0.99，水平段长1510m，分15段进行水力压裂，测试日产气1.1×104m3，达到了储量计算标准[36]，实现五峰组—龙马溪组浅层常压页岩气勘探新发现。本文依托洛龙背斜和老厂坪背斜相关钻探成果，通过浅层页岩气地质条件分析及成藏控制因素研究，提出浅层页岩气甜点选区评价依据，以期指导武隆、道真地区乃至整个四川盆地及外围复杂构造区的浅层页岩气选区评价和勘探部署，推动盆外常压页岩气效益开发。

1 区域地质背景

洛龙背斜和老厂坪背斜位于重庆市与贵州省交界的武隆、道真等县市，构造上处于四川盆地东南缘盆山转换带的武陵褶皱带西北缘，为盆外残留背斜、向斜区，毗邻南川地区平桥背斜、东胜背斜和涪陵焦石坝背斜（图1）。研究区历经加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造，以燕山—喜马拉雅期作用影响最为强烈，奠定了以北东—南西向为主的向斜与背斜相间分布的槽—档构造格局，形成了现今的构造形态[3-4]。老厂坪背斜与洛龙背斜在构造位置、几何形态等方面具有相似性，均是紧邻残留向斜、由逆断层夹持所形成的背斜型构造单元（图1、图2）。

图1 研究区位置图Fig.1 Location map of the study area

图2 研究区五峰组底面构造图Fig.2 Structural map of the base Wufeng Formation in the study area

研究区页岩气目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段，自下而上依次为深水陆棚相黑色硅质页岩、半深水陆棚相灰黑色页岩和浅水陆棚相深灰色粉砂质泥岩[5-8]，伴生层状斑脱岩、多种形态的黄铁矿和粉砂质纹层，五峰组顶部发育深灰色—灰黑色富含赫南特贝的白云质泥岩或灰质泥岩。渝东南盆缘转换带五峰组—龙马溪组主要分布于残留向斜，部分位于斜坡和背斜，总面积为4242km2，页岩气资源量为2.8×1012m3，页岩气富集区处于超压与常压过渡带，以常压页岩气为主。

2 页岩气基本地质特征

2.1 构造特征

洛龙背斜位于道真向斜东部，为一条四级断层和一条五级断层所夹持形成的背斜，东部以五级断层鼓耳岩断层为界，与洛龙向斜分开；西部以四级断层茶园断层为界，与道真向斜分开（图2a）。背斜相对狭窄，核部出露地层为志留系韩家店组（图3a、b），埋深为500～1500m，总面积为45km2。北西向二维地震剖面显示背斜宽度为3km，北东向二维地震剖面显示背斜长度为12.8km，构造幅度为500m。核部地层倾角为0°～5°，翼部地层倾角为5°～25°。

老厂坪背斜紧邻四川盆地，是盆外第一排构造，南部与武隆向斜团堡次洼北翼相连，为两条四级断层和两条五级断层所夹持形成的背斜型构造，东部以四级断层胡家园断层为界，西部以四级断层茶园断层为界，北部以五级断层白沙断层为界，南部以五级断层老厂坪断层为界（图2b）。老厂坪背斜相对宽缓，核部出露地层为志留系韩家店组（图3c），埋深为500～1500m，总面积为278km2。仅有北西方向二维地震测线穿过背斜区，地震剖面显示背斜宽度为8.4km，长度为26.1km，构造幅度为1000m。核部地层倾角为0°～5°，翼部地层倾角为5°～10°。

图3 背斜区地震剖面图（剖面位置见图2）Fig.3 Seismic profile of anticline zone (section location is in Fig.2)

2.2 静态参数特征

钻井揭示洛龙背斜和老厂坪背斜上奥陶统五峰组岩性均以黑色硅质页岩为主，顶部分别为厚0.5m和0.07m的灰黑色介壳灰岩，可见典型的赫南特贝化石。下志留统龙马溪组一段自下而上岩性由黑色硅质页岩逐渐过渡为灰黑色页岩、深灰色泥质粉砂岩（图4）。

在前期的勘探开发过程中，依据岩性、沉积微相、地球化学、电性、笔石化石等特征将渝东南地区五峰组—龙马溪组一段划分为9个小层[4]。洛龙背斜和老厂坪背斜五峰组—龙马溪组各小层特征明显，与区域地层基本一致（图4）。其中，洛龙背斜五峰组—龙马溪组一段厚度为81.8m，其中①—⑤小层厚35.8m；老厂坪背斜五峰组—龙马溪组一段厚度为85.8m，其中①—⑤小层厚38m。

图4 研究区五峰组—龙马溪组一段地层对比图Fig.4 Well stratigraphic correlation section of Wufeng Formation-first member of Longmaxi Formation in the study area

实验分析结果显示，洛龙背斜①—⑤小层TOC为1.09%～4.99%，平均为3.50%，其中TOC＞2%的优质页岩段厚度为29m，TOC为2.07%～4.99%，平均为3.59%，主要分布在3%～4%；Ro为2.81%～3.22%，平均为2.99%。老厂坪背斜①—⑤小层TOC为1.30%～6.39%，平均为3.82%，其中TOC＞2%的优质页岩段厚度为37.5m，TOC为2.01%～6.39%，平均为4.15%，主要为4%～5%；Ro为2.76%～3.22%，平均为2.95%。

盆外背斜区由于构造抬升相对较高，埋深相对较小，应力释放，优质页岩段岩心整体较完整，复杂构造裂缝及网状缝不发育，储集空间以有机质孔为主并发育微裂缝，孔隙度较大（图5）。洛龙背斜优质页岩段岩心实验分析脉冲孔隙度为3.29%～4.12%，平均为3.66%。老厂坪背斜优质页岩段岩心实验分析脉冲孔隙度为3.35%～6.58%，平均为5.27%。

图5 研究区优质页岩段裂缝及有机质孔发育特征Fig.5 Characteristics of fracture and organic matter pore of high-quality shale section in the study area

2.3 页岩含气性特征

钻井气测显示、现场解吸实验、测井解释结果等解释渝东南地区背斜型浅层页岩含气性较好，并且以吸附气为主（图6）。洛龙背斜优质页岩段（①—⑤小层中TOC＞2%的层段）气测全烃为0.78%～8.29%，平均为4.30%；现场解吸测试总含气量为0.74～1.97m3/t，平均为1.35m3/t；气体组分以CH4为主，含量为99.26%。老厂坪背斜优质页岩段（①—⑤小层中TOC＞2%的层段）气测全烃为1.24%～4.85%，平均为3.25%；现场解吸测试总含气量为0.66～5.67m3/t，平均为3.23m3/t；测井解释总含气量为1.43～4.77m3/t，平均为3.51m3/t，其中游离气含量为0.29～0.93m3/t，平均为0.73m3/t，游离气占比为11.97%～48.39%，平均为21.42%；气体组分以CH4为主，含量为94.93%。

图6 研究区优质页岩段含气性对比图Fig.6 Gas content comparison of high-quality shale in the study area

2.4 可压裂性特征

研究区五峰组—龙马溪组优质页岩具有脆性矿物含量高、脆性指数高、水平应力小等特点，易于水力压裂施工。洛龙背斜优质页岩段脆性矿物（石英、长石和碳酸盐矿物）含量为54.2%～77.9%，平均为65.2%，以石英为主，含量为30.3%～68.3%，平均为46.8%；脆性指数为59%，三轴实验分析泊松比为0.2，杨氏模量为25.46GPa（表1）。老厂坪背斜优质页岩段脆性矿物含量为60.6%～83.6%，平均为72.3%，其中石英含量为35.5%～75.5%，平均为54.9%；脆性指数为65%，泊松比为0.2，杨氏模量为35.6GPa，最大水平主应力为29MPa，最小水平主应力为18.6MPa，应力差为10.4MPa，水平应力差异系数为0.56（表1）。

表1 研究区五峰组—龙马溪组优质页岩段可压裂性参数统计表Table 1 Statistics of fracability parameters of high-quality shale section of Wufeng-Longmaxi Formation in the study area

3 页岩气成藏主控因素

从优质页岩静态参数对比来看，道真—武隆地区优质页岩厚度、TOC、孔隙度、石英含量等参数基本相当，但含气量、吸附气占比及含气饱和度存在一定差异（表2）。根据前期勘探实践及认识，对比分析认为保存条件是背斜型浅层页岩气成藏的主控因素[1-4，25-26]。

表2 渝东南地区五峰组—龙马溪组优质页岩段主要参数统计表Table 2 Statistics of main parameters of high-quality shale section of Wufeng-Longmaxi Formation in southeast Chongqing area

3.1 深水陆棚相优质页岩发育，各项静态指标优越

研究区发育深水陆棚相控制下形成的优质页岩，由于原始沉积环境基本相同，致使优质页岩段各项静态参数差别不大（表2）。从沉积建造来看，由南部的安场向斜向北部道真向斜、洛龙背斜、武隆向斜、老厂坪背斜，虽然同处于深水陆棚，但受水体深度和沉积古地形的影响，优质页岩厚度逐渐增厚（图7）。从平面分布特征来看，研究区处于深水陆棚相生烃中心，优质页岩厚度大（29～37.5m），地球化学指标优越（TOC平均为3.59%～4.15%），页岩生烃强度大，具备良好的页岩气富集物质基础；优质页岩静态指标与南川和焦石坝地区相当（图8）。

图7 渝东南地区常压页岩气区五峰组—龙马溪组沉积模式图Fig.7 Sedimentary pattern of Wufeng-Longmaxi Formation in normal pressure shale gas zone in southeast Chongqing area

图8 渝东南地区五峰组—龙马溪组优质页岩静态指标分布图Fig.8 Plane distribution of geochemical parameters of high-quality shale section of Wufeng-Longmaxi Formation in southeast Chongqing area

3.2 逸散程度和保存条件是影响页岩气成藏的关键因素

志留系页岩生烃时间较早，后期经历从海西期—喜马拉雅期的多期构造改造。构造作用造成的保存条件差异，是导致含气性差异的主要原因。受雪峰山构造作用影响，从四川盆地内到盆外残留向斜区，构造改造作用逐步增强，保存条件逐步变差，地层压力系数逐步减小，背斜型浅层页岩气处于常压页岩气区。同时，由于构造变形起始时间、页岩气逸散时间长短存在差异，造成总含气量及游离气占比不同。渝东南地区五峰组—龙马溪组页岩最大埋深基本一致，但抬升时间自东向西逐步变新，彭水地区桑柘坪向斜在距今125Ma时开始抬升，武隆—道真地区武隆向斜在距今95Ma时开始抬升，而盆内南川地区则在距今90Ma时开始抬升，焦石坝地区开始抬升时间约为距今85Ma[3]（图9），因此盆外以吸附气为主。盆外背斜区相对向斜区抬升高度更高，埋藏更浅，页岩气逸散量更大，现今游离气占比仅有20%左右，而游离气占比的降低直接导致压裂改造后的测试产量低下（图10）。

图9 渝东南地区典型井五峰组—龙马溪组埋藏史对比Fig.9 Comparison of burial history of Wufeng-Longmaxi Formation in typical wells in southeast Chongqing area

图10 渝东南地区常压页岩气井五峰组—龙马溪组埋深与含气性关系图Fig.10 Relationship between burial depth and gas bearing properties of Wufeng-Longmaxi Formation in normal pressure shale gas wells in southeast Chongqing area

通过对洛龙背斜和老厂坪背斜页岩气地质特征分析，认为渝东南地区背斜型浅层页岩气成藏模式为构造作用主体控制、浅埋藏、横纵向联合逸散、背斜型常压页岩气的模式（图11）。

图11 渝东南地区背斜型浅层页岩气成藏模式图Fig.11 Gas accumulation pattern of anticline type shallow shale gas in southeast Chongqing area

结合常压页岩气富集规律研究，根据常压页岩气甜点目标评价体系，综合评价出老厂坪背斜埋深500～1500m有利区面积230km2、资源量650×108m3，洛龙背斜埋深500～1500m有利区面积160km2、资源量500×108m3。渝东南地区武隆、桑柘坪、道真、安场、松坎等残留向斜区通常均与背斜区紧紧相连，参考背斜型浅层页岩气的勘探评价方法，初步评价出渝东南残留向斜区有利面积2157km2，测试日产气量为（2～6）×104m3，保存条件较好，资源潜力较大[3，9]，是下一步页岩气增储上产的重要阵地。

4 工程工艺技术对页岩气井产量的影响

根据老厂坪背斜页岩气藏地质特征，PD1HF井选用105MPa井口配套装备，主体采用减阻水造缝，选取以70/140目石英砂、40/70目石英砂及30/50目石英砂作为主要支撑剂，排量和砂比阶梯式升高，变粒径混合加砂，连续加砂，结合多簇射孔、投球转向暂堵等压裂工艺。由于埋深较浅，各项施工参数值较低，以第7段压裂施工为例，该段埋深为1070～1080m，破裂压力为41.6MPa，施工压力为32.2～41.2MPa，施工排量为16～18m3/min（图12），总液量为1876.96m3，总砂量为150.17m3，其中70/140目 石 英 砂 30.59m3、40/70目 石 英 砂 108.19m3、30/50目石英砂11.39m3，投14mm暂堵球35个，转向压力为33.8～40.2MPa。

图12 PD1HF井压裂施工曲线图Fig.12 Fracturing operation curve of Well PD1HF

渝东南地区页岩气井压裂施工参数明显受页岩埋深影响，埋深越大，破裂压力和施工压力越大（表3、图13）。盆外背斜区埋深变浅，水平应力和破裂压力减小，天然裂缝发育程度降低，水力压裂施工难度小。但是，在杨氏模量、泊松比等弹性力学参数未发生明显变化及水平应力差异系数增大的情况下，水力压裂缝网复杂程度会降低，从而影响单井产量[27-35]。

图13 渝东南地区页岩气井埋深—破裂压力—施工压力关系图Fig.13 Relationship between burial depth， fracture pressure and construction pressure in shale gas wells in southeast Chongqing area

表3 渝东南地区五峰组—龙马溪组压裂参数对比表Table 3 Comparison of fracturing parameters of Wufeng-Longmaxi Formation in typical wells in southeastern Chongqing area

与相同埋深的超压页岩气和盆内埋深大的常压—超压页岩气相比，渝东南地区背斜型常压页岩气试采产量取得了一定的突破，但仍处于效益边缘，项目抗风险能力弱，需通过技术优化提高单井规模产能和降低施工成本来实现效益开发。如优化井身结构，“三开制”变“二开制”；全井段优选大扭矩、长寿命螺杆，配合高效聚晶金刚石复合片钻头+激进参数，提升机械钻速；水平段采用常规随钻测井仪器+“地质工程一体化”导向技术提高储层钻遇率；采用“长段多簇、投球暂堵、高强度加砂”工艺，配套“全电动压裂、全程石英砂”等提速提效措施，致力提升单井产量的同时兼顾控制压裂成本。

前期勘探证实四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组一段页岩气层可以分为上、下两个气层，但是与四川盆地内及四川盆地周缘向斜区相比，四川盆地外背斜区由于抬升早，页岩气逸散时间更长，因此上部气层勘探潜力有限，应将下部气层作为重点勘探评价层系[4，6，8-9，36]。还需要进行低成本压裂技术攻关，形成适用的工艺技术、支撑剂、压裂液体系，既能降低成本，又能增加有效储层改造体积，获得更高的日产气量及更长的稳产时间，提高单井估算的最终可采储量。

5 结论

（1）渝东南地区洛龙、老厂坪等背斜型构造单元五峰组—龙马溪组页岩为深水陆棚相黑色硅质页岩，具有厚度、TOC、孔隙度、脆性矿物含量等静态指标优越、生烃条件好的特征。

（2）渝东南地区背斜型浅层页岩气遭受多期构造改造，逸散程度和保存条件是页岩气成藏的关键因素。虽然遭受较长的泄压和改造过程，但仍有一部分烃类气滞留在优质页岩段中，含气性不及残留向斜区和盆内背斜区，具备一定的勘探潜力。

（3）通过对洛龙背斜和老厂坪背斜页岩气地质特征分析，认为渝东南地区背斜型浅层页岩气成藏模式为受背斜型构造背景控制、优质页岩层埋藏较浅、长期遭受横纵向联合逸散、呈现为常压状态的页岩气成藏模式。

（4）渝东南地区背斜型浅层页岩气处于常压状态、埋深浅、地应力小，各项施工参数值较低，易于压裂施工，但需要采用更合理的工程工艺技术，便于压裂形成复杂缝网，提高单井产量的同时降低施工成本，实现效益开采，进一步为四川盆地外常压页岩气区的勘探评价提供依据。