鄂陽頁1井陡山沱組頁巖儲層含氣性及可壓性評價

王玉芳，翟剛毅，包書景，周 志，宋 騰，李浩涵(.中國地質調查局油氣資源調查中心，北京 00083；2.中國地質調查局非常規油氣地質實驗室，北京 00083)

鄂陽頁1井陡山沱組頁巖儲層含氣性及可壓性評價

王玉芳1，2，翟剛毅1，2，包書景1，2，周 志1，宋 騰1，李浩涵1
(1.中國地質調查局油氣資源調查中心，北京 100083；2.中國地質調查局非常規油氣地質實驗室，北京 100083)

我國南方海相頁巖氣儲層主要有奧陶系無縫組-志留系龍馬溪組、寒武系牛蹄塘組和震旦系陡山沱組，其中震旦系陡山沱組頁巖氣是目前我國發現的我國最古老地層的頁巖氣層，通過鄂陽頁1井鉆探獲得了陡山沱組良好的頁巖氣顯示，優質頁巖厚度141 m，現場巖心解析氣含量可達1.8 t/m3，通過對比發現陡山沱組頁巖儲層特征與龍馬溪組儲層特征差異性較大，本文通過對陡山沱組頁巖儲層的含氣性及可壓性進行評價，以期為今后陡山沱組頁巖氣儲層勘探開發及壓裂改造提供指導建議。

陡山沱組；頁巖氣；含氣性；可壓性；壓裂改造

隨著美國頁巖氣革命的影響，2009年以來我國的頁巖氣產業發展迅速，先后發現了重慶涪陵焦石壩、四川長寧-威遠、云南昭通能頁巖氣區，實現了頁巖氣工業性產能突破，并初步形成了“沉積是基礎、保存是關鍵”、“二元富集”等志留系龍馬溪組頁巖氣富集規律理論認識[1-16]和水平井鉆完井及分段壓裂改造工藝技術體系[17-26]。然而對于牛蹄塘組和陡山沱組等古老頁巖氣儲層認識及勘探實踐較少，中國地質調查局油氣資源調查中心立足于實現牛蹄塘組和陡山沱組頁巖氣發現的基礎上，2015年通過有利區優選在湖北宜昌黃陵背斜南翼部署實施了鄂陽頁1井鉆探，主要鉆探目的是評價四川盆地外圍武陵山復雜構造區下寒武統牛蹄塘組和下震旦統陡山沱組的含氣性。通過本井的鉆探，實現了四川盆地外武陵山復雜構造區牛蹄塘組和陡山沱組良好的頁巖氣顯示，開辟了該地區頁巖氣勘探開發的新層系。在借鑒龍馬溪組頁巖可壓性評價經驗的基礎上，本文通過對陡山沱組頁巖地質特征、含氣性特征、儲層特征、巖石力學特征對比分析，開展了陡山沱組頁巖可壓性評價，并通過實際壓裂施工驗證，提出了下一步儲層改造建議。

1 陡山沱組儲層基本地質特征

1.1 巖相特征

實鉆資料和測井資料分析表明，鄂陽頁1井陡山沱組地層屬于局限臺地相，環境閉塞，能量較低，其巖石類型主要為灰黑色泥巖、粉砂巖、細砂巖、白云巖、白云質泥巖組成，為頁巖氣有利相帶。陡山沱組共分為4段，上部(四段、三段)主要為深灰色、灰色、淺灰色白云巖，厚度53.70 m。中部(二段)為灰黑色含碳白云質泥巖、黑色頁巖、黑色含云碳質泥巖不等厚互層，局部夾薄層深灰色含碳泥質白云巖，厚度141.45 m，是主要的含氣層段。下部(一段)為灰色、淺灰色泥巖、灰色泥質白云巖夾薄層灰黑色含碳云質泥巖。

陡山沱組巖芯礦物X射線粉末衍射分析結果表明脆性礦物以白云石、石英為主，白云石含量32%～66%，石英9%～39%。其中3 336～3 411 m段石英含量較高，不含方解石；3 412～3 438 m段含部分方解石段，石英含量較低(表1)。這與龍馬溪組頁巖脆性礦物以硅質礦物為主不同，白云質含量高后期儲層改造破裂壓力會更高，壓裂裂縫的寬度較窄，易造成砂堵或對大粒徑支撐劑較敏感。

1.2 有機地球化學特征

鄂陽頁1井陡山沱組有機質豐度較好段集中在陡二段。TOC分布在0.18%～3.42%之間，集中段在1.74%～3.42%，總體達到較好頁巖氣層標準，絕大部分樣品TOC樣品滿足最低下限值，TOC大于1%的樣品所占比率達80.0%，大于2%的占34.2%，TOC大于3%的樣品所占比率有1.5%(圖1)。

1.3 含氣性特征

從現場錄井解釋來看(圖1)，陡山沱組二段頁巖含氣性較好，其中3 335～3 386 m、3 397～3 447 m現場甲烷氣測異常在達到4%～8%。通過現場陡山沱組巖芯解析樣45個，測得總含氣量范圍0.12～4.8 m3/t，氣體可燃，火焰呈淡藍色，甲烷含量較高。與周邊秭地1和秭地2兩口調查井相比(表2)，本井的含氣性更好，一方面說明地層埋藏越深，保存條件越好，頁巖含氣性越好，另一方面也說明本井具備勘探開發潛力。

表1 鄂陽頁1井陡山沱組巖芯X衍射礦物分析結果

圖1 鄂陽頁1井陡山沱組二段TOC含量及含氣性綜合柱狀圖

表2 陡山沱組頁巖含氣性統計表

1.4 裂縫發育特征

根據巖芯觀察，鄂陽頁1井陡山沱組二段裂縫較發育，主要表現為橫裂縫、斜裂縫，以及縱裂縫。縫寬集中在0.01～2 mm之間，被白云石、方解石、黃鐵礦、磷或泥質充填。巖芯出筒陡二段上部部分破碎嚴重，中下部較完整，微孔隙和裂隙較發育，巖芯表面含氣試驗有米粒狀氣泡持續冒出。如圖2在井段3 359.84～3 376.85 m，可見21條斜裂縫，25條縱裂縫，41條橫裂縫，縫長40～980 mm，寬0.02～12 mm，大部分被白云石半充填，部分被泥質半充填，少量未被充填。由此可見陡山沱組天然裂縫發育，有利于后期壓裂形成復雜裂縫網絡。

1.5 孔滲特征

巖芯實驗測試孔隙度在0.6%～2.1%之間，滲透率在(0.008～0.545)×10-3μm2之間(表3)，屬于低孔超低滲儲層，必須通過壓裂改造才有可能獲得頁巖氣產能。

圖2 鄂陽頁1井陡山沱組3 359.84～3 376.85 m巖芯裂縫觀察

表3 鄂陽頁1井巖芯實驗室孔滲測試結果

2 儲層巖石力學特征

2.1 地應力場特征

利用Logview軟件對本井井壁坍塌分析，陡山沱組和南沱組井旁最大水平主應力方向主要為近東-西向。3 290.0～3380.0 m及3 444.0～3 480.0 m存在較強各向異性，方向為北東-南西向及近東西向，由于各向異性受裂縫走向及擴徑等因素影響，需排除以上情況，判斷地層最大水平主應力方向為近東西向(表4)。

2.2 巖石力學特征

根據交叉耦離子聲波測井結果，陡山沱組、南沱組(3 240.0～3 480.0 m)縱波時差值在41～91 μs/ft之間，峰值為46 μs/ft、54 μs/ft和60 μs/ft；橫波時差在78～172 μs/ft之間，峰值為86 μs/ft和102 μs/ft；斯通利波時差在207～335 μs/ft之間，峰值為208 μs/ft；縱橫波速度比值在1.55～2.05之間，峰值為1.72。估算陡山沱組泊松比在0.13～0.35之間，楊氏模量在(3.23～11.58)×104MPa之間，體積模量在(1.90～9.27)×104MPa之間，切變模量在(1.23～4.56)×104MPa之間變化。巖石力學測井資料估算出的泥頁巖段破裂壓力梯度分布在0.014～0.026 MPa/m之間；破裂壓力分布在40～80 MPa之間。

而取芯巖石力學實驗分析結果表明，巖芯彈性模量為23.325～41.315 GPa，泊松比為0.209～0.237，其中灰巖部分的彈性模量較高(表5)。由于本井巖石力學實驗分析樣品數較少，實驗分析結果與測井解釋結果相差較大，還需要進一步通過更多的實驗分析或壓裂擬合來驗證。

表4 鄂陽頁1井地應力統計表

表5 鄂陽頁1井陡山沱組巖石力學參數實驗室結果

2.3 地層溫壓特征

根據鄂陽頁1井測井資料，3 299～3 441 m地層溫度在56.34～58.05℃，井底3 490 m處的地層溫度為64 ℃。而陡山沱組鉆井液泥漿密度1.14，初步估計地層壓力系數1.0～1.1左右。由此可見本地區陡山沱組主要為常壓低溫儲層，后期儲層改造中對壓裂液體系需考慮低溫破膠壓裂液，另外由于地層為常壓，地層的自然能量較低，儲層壓裂改造效果難以保證。

3 儲層可壓性評價

從儲層可壓性評價指標來看，儲層含氣性、脆性礦物含量和天然裂縫發育程度是判斷可壓性的重要指標，從上述對鄂陽頁1井陡山沱組頁巖的儲層特征認識來看，陡山沱組頁巖靜態指標較好，頁巖含氣性好，脆性礦物含量高，天然裂縫發育，具備大規模體積壓裂形成復雜縫網的條件，具備可壓性。但也存在一些影響壓裂效果的因素，如由于儲層白云質含量高，導致儲層的巖石力學參數中楊氏模量高，破裂壓力大，會造成儲層改造時施工壓力較高，并影響壓裂裂縫寬度的擴展，容易造成砂堵。另外從地層壓力條件來看，本井屬于常壓儲層，目前國內常壓頁巖氣儲層改造還從未獲得較高的頁巖氣產量，從國內不同專家對影響頁巖氣富集高產的主控因素來看，地層超壓是頁巖氣高產的關鍵，而本井地層壓力也將是制約其壓后產量的關鍵因素。

4 壓裂施工評價

4.1 施工方案設計思路

針對陡山沱組頁巖儲層特征，壓裂設計中提出了以下針對性措施，針對本井壓裂層段可能濾失量較嚴重，在施工過程中，采用前置液線性膠造縫，粉砂降濾失，打磨近井端的措施，不僅增加復雜縫形成的可能性，從而增強改造效果，也提高施工成功率。另外，本井地層溫度較低，需采用與地層配伍性較好的低溫體系液體。由于本井自然裂縫較為發育，施工前期排量盡快提到設計排量，增加近井破碎率，溝通天然裂縫，從而較大可能的形成復雜縫，增加儲層改造效果。考慮到本井地層壓力系數較低，采用了前置液氮增能，增加地層能量，增加后期試氣返排能量，提高返排效果。

本井的壓裂施工流程主要包括通井、試壓(井口試壓92 MPa，溫壓30 min，壓降小于0.5 MPa)、第一層射孔、第一層小壓測試、第一層主壓裂施工、下可鉆橋塞、坐封(50 MPa驗封)、第二層射孔、第二層主壓裂施工、連續油管鉆塞、防噴排液求產。根據井口壓力變化選擇合適的油嘴控制防噴，根據測試求產制度進行求產。

4.2 裂施工應急預案

考慮到本井長時間的高壓泵施工作業，制定了施工過程中可能出現的問題及應對措施，本井的施工限壓92 MPa，若施工中出現管柱異常，則立即停止施工作業。在泵注攜砂液階段，根據泵壓變化情況，若套壓持續較快上漲，則立即停止加砂，通過注入膠液觀察后期壓力變化，再決定是否繼續加砂；若施工過程出現砂堵跡象，通過降低排量試擠，若多次打壓后仍無法解堵，則進行連續油管沖砂作業；壓裂測試開工前要進行防井噴演習，確保井控安全。

4.3 壓裂效果分析

在小型壓裂測試后，分兩段對陡山沱組頁巖進行了大型體積壓裂，其中第一段注入液氮50 m3，總液量1 752.52 m3，其中減阻水1 504.52 m3，膠液248 m3，加入70/140目粉陶14.18 m3，40/70陶粒45.98 m3，總加砂量60.16 m3(圖3和圖4)。第二段注入液氮50 m3，總液量2 065.79 m3，其中酸液15 m3，減阻水1 807.79 m3，膠液222 m3，加入70/140目粉陶14.74 m3，40/70陶粒56.50 m3，總加砂量71.24 m3(圖5)。從施工曲線來看地層破裂壓力54.78～70.65 MPa，累計用壓裂液4 031 91 m3，加砂131.4 m3。

圖3 鄂陽頁1井小型測試壓裂施工曲線

圖4 鄂陽頁1井第1段壓裂施工曲線

圖5 鄂陽頁1井第2段壓裂施工曲線

壓后套管放噴求產，采用12 mm油嘴，井口壓力3.5 MPa，階段排液17.3 m3/h(氯根4 438 mg/L)，階段產氣227.5 m3/h，合計日產氣量最高達5 460 m3/d(圖6)。從返排效果來看，基本達到了設計目的要求，但由于地層天然能量不足，后期返排過程中壓力下降快，產量無法穩定。就頁巖氣直井壓裂效果來看，本井壓裂改造取得了很好的改造效果，進一步落實了本地區頁巖儲層的含氣性，但由于頁巖氣的低孔低滲儲層特征，無法實現直井的經濟開采價值，建議下一步通過水平井鉆探及分段壓裂改造才能實現產能突破。

(注：圖中虛線框為連續油管掃塞階段)圖6 鄂陽頁1井壓后防噴排液曲線圖

眾所周知頁巖氣體積壓裂有“萬方水、千方砂”的說法，本井雖然是直井壓裂，但每段壓裂規模較大，考慮到壓裂過程中的環保問題，本井在液體材料方面采用了滑溜水壓裂液體系，降低對地層的污染和傷害，另外施工工程中保證所有的壓裂材料不落地，壓后返排液直接返回污水處理廠進行處理，保證壓裂施工不對當地環境造成影響。

5 結論及建議

1)從本井鉆遇的陡山沱組頁巖氣來看，頁巖厚度大，含氣性好，脆性礦物含量高，天然裂縫發育，具備較好的可壓性及勘探開發前景。

2)受構造保存條件的影響，地層壓力較低，影響壓后產能，建議在后期勘探中尋求構造保存條件相對較好，地層超壓的地區開展鉆探。

3)陡山沱組頁巖儲層脆性礦物以白云質為主，巖石楊氏模量高，破裂壓力較高，后期壓裂過程中裂縫寬度小，對砂比和大粒徑支撐劑表現敏感，建議后期壓裂盡量采用低密度小粒徑支撐劑，通過提高施工排量來提高砂比，避免施工砂堵。

4)本井首次嘗試應用了前置液氮增能工藝，有效提高了后期返排效果，建議在今后儲層改造中繼續嘗試更大規模的前置液氮或前置二氧化碳增能技術，提高單井產能及壓后返排效果。

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福布斯2000強榜公布全球有色36強：紫金礦業居中國第2

日前，福布斯發布2017全球企業2000強榜單，紫金礦業憑借良好業績，位列榜單第1 200位。在上榜的36家有色金屬企業中，居第18位，在上榜的國內有色金屬企業中居第2位。

福布斯主要參考營業收入、利潤、資產和市值等四項指標對企業綜合排名，其中榜單中市值由2017年4月7日的收盤價計算獲得。就單項指標方面，紫金礦業營業收入排名位列第772位，利潤排名第1 883位，總資產排名第1 623位，市值排名第1 143位。

海外項目呈現良好的運營態勢，是紫金礦業2016年生產經營的一大亮點。特別是以剛果(金)卡莫阿銅礦資源勘查獲重大突破為標志性事件，該礦區銅金屬資源儲量提升至3 334萬t，成為非洲大陸發現的最大銅礦。此外，隨著紫金山、多寶山銅礦大開發啟動，新疆烏拉根鋅礦、圖瓦多金屬礦產技改擴能工作的啟動，以及剛果(金)銅礦等項目的陸續建成投產，公司主營礦產品金、銅、鋅三大業務產量將持續大幅攀升，全部進入國內領先行列。截止目前，公司海外黃金、銅、鉛鋅資源儲量分別占公司總量的52.43%、62.29%、9.73%，已成為“一帶一路”的先行者。

Evaluation of Sinian Doushantuo formation shale gas content and fracturing property of Eyangye1 well in Hubei province

WANG Yufang1，2，ZHAI Gangyi1，2，BAO Shujing1，2，ZHOU Zhi1，SONG Teng1，LI Haohan1

(1.Oil & Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China；2.Unconventional Petroleum Geology Laboratory of Oil & Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China)

The mainly marine shale gas formations are Ordovician aschiza-Longmaxi Silurian and Cambrian Niutitang and Sinian Doushantuo in south China.The oldest strata of shale gas are Doushantuo formation of Sinian that was discovered until now in China.Through Eyangye 1 well in Hubei，we find well shale gas indication in Doushantuo formation.The thickness shale gas formation is 141 m and the core desorption gas content is 1.8 t/m3.Through comparison of the shale reservoir characteristics difference of Doushantuo formation and Longmaxi formation，after analyzing the shale gas content and fracturing evaluation of Doushantuo formation，we want to give some well provision and advice to future exploration and reservoir fracture of this same shale gas formation.

Doushantuo formation；shale gas；shale gas content；fracturing property；fracturing

2017-02-23 責任編輯：趙奎濤

國家科技重大專項“頁巖氣資源評價方法與勘查技術攻關”項目資助(編號：2016ZX05034)；國土資源部南方頁巖氣基礎地質調查項目資助(編號：121201229000160021)；“頁巖氣招標區塊勘查跟蹤評價”項目資助(編號：12120114054101)

王玉芳(1977-)，女，碩士，主要從事油氣藏工程及非常規油氣資源調查評價等方面的研究，E-mail：147444819@qq.com。

翟剛毅(1958-)，男，教授級高級工程師，主要從事油氣和頁巖氣基礎地質調查及資源潛力評價等方面的研究，E-mail：zhaigangyi@126.com。

P536

A

1004-4051(2017)06-0166-06