红星地区建南区块吴家坪组优质页岩特征及水平井靶窗优选

肖 雄，何 柳，黄明立

(中国石化江汉油田分公司 勘探开发研究院，湖北 武汉 430070)

随着中国碳达峰、碳中和目标的实施，油气行业也在加快转型升级步伐，国内油田企业积极推进稳油增气战略，绿色清洁的页岩气资源已逐渐成为中国天然气产业的核心增长点[1-2]。近年来，四川盆地志留系探明涪陵、威远、长宁等多个整装页岩气田，新增探明地质储量超万亿方[3-5]。为实现中国页岩气资源接替和增储，对新区、新层系的油气地质勘探研究工作显得尤为重要。根据前期研究表明，四川盆地周缘及盆外二叠系吴家坪组富有机质页岩分布面积广、原生品质好、埋藏深度适中，是未来页岩气实现商业开发的有利层系[6-11]。为探查鄂西渝东地区二叠系页岩气资源前景，中石化江汉油田分公司在红星地区建南区块实施了HY1、HY2等钻井，现场含气量测试证实吴家坪组页岩含气性良好；针对吴家坪组二段实施水平井，其中HY1井压裂测试获得日产8.9×104m3的工业气流，取得鄂西渝东新层系页岩气的重要突破，显示出红星地区吴家坪组具有良好的页岩气勘探开发前景。

本文以HY1、HY2等钻井资料为基础，对该地区吴家坪组优质页岩的展布特征、原生品质、含气性及可压性开展系统性评价研究，并结合实钻效果分析，寻找优质页岩储层段，明确水平井穿行靶窗，为提高该区水平井钻井及压裂改造成功率提供依据。

1 地质背景

红星地区位于四川盆地川东高陡断褶带石柱复向斜带，夹持于呈NE走向的齐岳山复背斜和方斗山复背斜之间(图1)。石柱复向斜自南向北发育有右行斜列的茶园坪—盐井、建南、龙驹坝等次级构造[12]。建南区块位于石柱复向斜带中部，发育一保存较完整的宽缓箱状背斜，构造变形幅度较弱，两翼倾角为8°～14°，北西翼较陡，南东翼较缓。

图1 区域构造简图

四川盆地在二叠纪处于古新特提斯转化期[13]，发生了一系列重大地质事件。随着东吴运动结束后区域上再次发生裂陷活动，川东—鄂西地区自南西向北东水体呈逐渐加深趋势，迅速由滨岸沼泽相沉积演化到斜坡浅水陆棚相及深水陆棚相沉积(图2-a)。根据沉积相及岩性特征可将吴家坪组划分为上下两段(图2-b)，吴家坪组一段(简称吴一段)为滨岸沼泽相—浅水陆棚相沉积，总体水体较浅，底部岩性为铝土岩，下部岩性为炭质泥岩夹煤层，上部岩性为灰岩和泥质灰岩；吴家坪组二段(简称吴二段)水体逐渐加深，为斜坡浅水陆棚相—深水陆棚相沉积，岩性为硅质页岩夹薄层状泥质灰岩。吴二段深水陆棚相暗色富有机质页岩具备页岩气形成的物质基础[14-15]。

图2 红星地区吴二段沉积相图及地层综合柱状图

2 优质页岩分布特征

结合岩性、沉积相及测井曲线特征，吴二段自下至上可进一步细分为5个小层(表1)，其中：①小层岩性为灰黑色硅质页岩，厚2.0～3.0 m，具有高GR(伽马)、低电阻特征；②小层岩性为灰色泥质白云岩、泥质灰岩，厚1.2～1.5 m，具有低GR、高电阻特征；③小层岩性为灰黑色黏土—硅质页岩、硅质页岩，厚5.0～8.6 m，具有高GR、低电阻特征；④小层岩性为灰黑色硅质页岩夹薄层状泥质灰岩，厚2.9～4.0 m，具有中高GR、中低电阻特征；⑤小层岩性为灰黑色灰质页岩夹薄层状泥质灰岩，厚4.1～6.9 m，具有中GR、中高电阻特征。总体上区内吴二段沉积水体经历了两次由深至浅的变化过程，①—②小层沉积水体由深变浅，进入③小层水体又逐渐变深，并在③小层中部达到最深，之后水体又逐渐变浅，④、⑤小层因水体持续变浅致泥质灰岩夹层增多。

表1 HY1井吴二段地层划分表

吴二段深水陆棚相区主要位于红星地区中—北部，根据建南区块内二叠系专探井及过路井钻井成果显示，平面上吴二段地层分布稳定，纵向连续性好，厚度16.0～24.1 m。区内HY1、HY2井实钻吴二段页岩厚度分别为19.1 m、17.1 m，③小层厚度最大，分别为6.7 m、6.3 m；北部HY3井实钻吴二段页岩厚度为24.1 m，③小层厚度为8.6 m。建南区块吴二段优质页岩在平面上呈现出由南西向北东逐渐增厚的变化特征(图3)。

图3 建南区块吴二段连井剖面对比图

3 页岩品质及含气性

3.1 有机地球化学特征

有机碳含量(TOC)是表征泥页岩生烃潜力的重要评价指标。对HY1、HY2井吴二段页岩段80件岩心样品进行TOC测试(表2)，数据显示吴二段页岩有机质丰度高，其中HY1井吴二段页岩TOC为0.36%～28.94%，平均8.77%；HY2井TOC为0.17%～17.85%，平均7.21%。超过82%的样品(66件)TOC>4%，达到《页岩气藏描述技术规范》(NB/T 14001—2015)[16]中I类页岩气层指标(TOC≥4%、孔隙度≥4%、含气量≥2.5 m3/t)。通过小层对比分析，③小层TOC整体较高，平均为8.77%～8.96%。

表2 建南区块吴二段页岩TOC含量(单位：%)

选取HY1井吴二段13件页岩样品开展有机岩石学分析。页岩干酪根显微组分以层状藻和藻屑体为主(图4-a)，见固体沥青(图4-b)及少量的镜质体，显示出具有良好的生烃潜力。定量统计结果表明显微组分以腐泥组为主，含量约为15.0%～78.9%，平均值约57.8%；其次为沥青质，含量约为17.5%～76.8%，平均值约37.67%；镜质组和惰质组含量最低。根据《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法》(SY/T 5125—2014)[17]中干酪根类型指数算式(干酪根类型指数=100×腐泥组+50×壳质组-75×镜质组-100×惰质组)，计算得出吴二段页岩的类型指数为 67～75，属于Ⅱ1型干酪根[18]。干酪根碳同位素测试结果表明，吴二段页岩干酪根δ13C介于-28‰～-26‰，在纵向上无明显的差异，综合上述分析判断吴二段页岩以Ⅱ1型干酪根为主。

图4 HY1井吴二段页岩干酪根显微组分照片

选取HY1井吴二段2件页岩样品开展镜质体反射率(Ro)测定，实测沥青反射率(Rb)平均值为2.56%～2.69%(58个测点)，由公式Ro=0.656 9×Rb+0.336 4转算所得Ro为2.02%～2.10%，指示吴二段页岩达到过成熟演化阶段[18]。

通过上述有机质的丰度、类型及成熟度分析评价，认为研究区内吴二段页岩具有良好的生气条件。

3.2 储集特征

选取HY1井吴二段页岩17块岩心样品开展孔隙度测试(氦气法)，实验结果显示页岩孔隙度在3.03%～9.88%，平均为5.59%，88%的样品(15件)孔隙度>4.0%，达到Ⅰ类页岩气层评价指标。高孔隙度层段主要分布在③、④小层，孔隙度平均值分别为6.42%和5.35%。

从岩心氩离子抛光扫描电镜(SEM)图像(图5)上，可较为直观观察到孔隙发育特征。由于吴二段页岩TOC含量高，有机质孔为主要的储集空间类型，有机孔隙具有明显的非均质性，孔隙形态多样，不规则状(图5-a)、气泡状(图5-b)、蜂窝状(图5-c、5-d)孔隙均有发育；孔径一般为50～150 nm，局部由于多个有机质孔隙彼此连通，形成形状不规则的微米级孔隙。

图5 HY1井吴二段页岩有机孔隙SEM照片

3.3 含气性

录井气测显示建南区块吴二段页岩出现明显的气测异常现象。在钻井液密度为1.3 g/cm3条件下，HY1井气测全烃从进入⑤小层开始明显升高，①-⑤小层气测全烃为1.27%～5.98%，平均为4.21%，其中③、④小层气测相对更高，平均值分别为4.98%和4.80%。HY2井也显示出相同的趋势，在钻井液密度与HY1井相同条件下，①-⑤小层气测全烃为0.83%～18.06%，平均为9.84%，其中③、④小层气测较高，平均值分别为13.80%和10.40%。

选取HY1、HY2井吴二段页岩33块岩心样品开展现场含气量测试，测试结果显示HY1井总含气量为0.85～6.99 m3/t，平均为3.81 m3/t；HY2井总含气量为1.20～9.23 m3/t，平均为4.23 m3/t；两口井③小层总含气量最高，平均值分别为4.35 m3/t和6.07 m3/t(表3)。其中，76%的样品(25件)总含气量>2.50 m3/t，达到Ⅰ类页岩气层评价指标，纵向连续厚度>10 m，表明吴二段页岩具有优越的含气性条件，具备工业开发价值。

表3 建南区块吴二段实测含气量(单位：m3/t)

4 页岩可压性

目前国内针对页岩气藏普遍采用水力压裂改造获得工业气流[19-20]，页岩的矿物组分、岩石力学特征及目的层内隔夹层发育情况是影响压裂改造的重要因素[21]。

4.1 岩石矿物组分及力学特征

吴二段页岩脆性矿物整体含量高，但纵向上各小层矿物成分存在一定差异。根据HY1井吴二段地层元素测井(ECS)资料成果(表4)，③小层硅质含量高(平均为47.83%)、碳酸盐岩含量最低(平均为21.78%)、黏土含量较高(平均为23.48%)。

HY1、HY2井偶极声波测井成果(表5)表明，吴二段页岩具有高破裂压力(平均为88.63～97.95 MPa)、高杨氏模量(平均为47.88～49.53 GPa)、较高脆性指数(平均为57.82%～65.02%)的特征。平面对比显示，埋深是影响岩石力学特征的因素之一，HY2井水平段埋深较HY1井深400～700 m，各小层破裂压力相对升高。HY1与HY2井吴二段各小层岩石力学参数纵向对比(图6)显示，③小层破裂压力、杨氏模量、最小水平主应力最小，可压性相对最好。

图6 HY1、HY2井吴二段各小层岩石力学参数对比图

表5 HY1和HY2井吴二段岩石力学参数

4.2 隔夹层和页理发育影响

红星地区吴二段隔夹层较发育，夹层岩性主要为泥质白云岩、泥质灰岩。对比HY1和HY2井(图7)，由南向北夹层发育程度逐渐减少，夹层厚度逐渐减薄。纵向上，②小层为一套灰岩隔层，厚度为1～1.3 m，平面分布稳定；③小层夹层不发育，均质性强；④、⑤小层灰质逐渐增加，夹层逐渐增多。由于隔夹层发育使得吴二段在纵向上表现出较强的力学性质差异，应力曲线揭示③、④小层界面处存在较大的应力差异，②小层为泥质灰岩隔层(图7-d～7-f)，应力较高，弹性模量及泊松比高，而③小层页岩应力非均质性弱，泊松比及弹性模量低，更易改造。

图7 HY1、HY2井吴二段最小主应力对比图

通过岩心观察认为HY1、HY2井吴二段页岩页理较为发育，但纵向页理发育程度存在明显差异，其中③小层页理最发育(图7-a～7-c)，①、④、⑤小层页理相对欠发育。根据电成像测井资料开展页理定量统计，HY1井吴二段页理合计有149条，其中③小层有87条，占比58.4%，页理密度为12.9条/m；HY2井也具有相同的发育特征，吴二段页理有93条，其中③小层有67条，页理密度为10.7条/m。页理发育程度影响岩石力学参数，③小层页理最发育，破裂压力、杨氏模量及最小主应力最小，可压性最好。

5 水平井靶窗优选

5.1 储层评价

基于页岩平均厚度、TOC、孔隙度、含气量、硅质矿物含量、页理发育程度、破裂压力等7个“地质+工程”关键参数，建立了研究区页岩储层评价标[22-23]。由表6可知，红星地区建南区块吴二段页岩各项指标整体较好，其中③小层指标更为优越，体现在高TOC(8.87%)、高孔隙度(6.40%)、高含气量(5.23 m3/t)、较高硅质矿物含量(47.83%)、较高页理密度(11～13条/m)、相对低的破裂压力(92.4 MPa)，可作为该地区水平井穿行的最优靶窗(图8)。

表6 建南区块吴二段页岩储层评价参数表

图8 HY1井水平井靶窗位置图

5.2 靶窗对产能的影响

水平井靶窗是决定优质页岩储层穿行率的先决性因素，也是决定压裂改造效果及水平井单井产能的重要因素之一[24]。

HY1HF井实钻水平段长1 650 m，穿行了②、③、④小层，其中③小层6.7 m靶窗的穿行率为76.7%，④小层穿行率为16.1%，②小层穿行率为7.2%。通过水平段小层归位分析，穿行③小层气测全烃平均为18.2%，穿行④小层气测全烃平均为12.5%。水平段测井解释评价成果表明，穿行③小层1 265 m，测井解释Ι类气层1 250 m、Ⅱ类气层15 m；穿行④小层265 m，测井解释Ι类气层170 m、Ⅱ类气层95 m。水平井气测全烃及测井解释综合证实了③小层具备成为优质靶窗层段的地质品质。

实钻效果表明穿行吴二段③小层优质靶窗层段为后期压裂改造奠定了良好地质条件。HY1HF井分34段压裂，压后试采阶段开展产气剖面测试，结果显示③小层产气贡献率平均为3.2%，高于平均产气贡献率(3.0%)，其中产气贡献率>6%的有5段，全部为穿行③小层的井段，也表明③小层为最有利的甜点层段。

6 结论

(1)红星地区建南区块吴家坪组吴二段为一套深水陆棚相暗色富有机质页岩，厚度为16.0～24.1 m，纵向上可划分5个小层，平面上呈现出由南至北增厚的特征。

(2)吴二段页岩TOC高，有机质类型多为Ⅱ1型，处于过成熟阶段，具备较好的生烃潜力；页岩储层物性好，孔隙类型以纳米级的有机质孔为主，气测录井及现场测试显示出良好含气性。

(3)吴二段页岩脆性矿物含量高，页理和隔夹层较为发育，受埋深控制岩石破裂压力整体偏高，其中③小层非均质性最弱，页理最发育，可压性最好。

(4)综合“地质+工程”因素，优选吴二段③小层作为水平井穿行的靶窗层段，在实钻油气显示和后期压裂改造中取得良好效果。