四川盆地南部瀘州區塊深層頁巖氣立體開發目標優選

楊洪志 趙圣賢 夏自強 楊學鋒 張成林 張德良 張 鑒,3苑術生 馮江榮 謝 偉 何沅翰 胡浩然 李 博 王高翔

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院3.頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室 4.四川頁巖氣勘探開發有限責任公司

0 引言

立體開發是提高區塊采收率的有利手段。北美2017年后逐漸在Eagle Ford和Permian盆地等區塊開始采用立體井網開發頁巖油，取得了較好的效果。北美立體開發采用“W”形井網開發模式，垂向靶體間距重點兼顧優質儲層縱向分布位置，垂向距離通常大于20 m，平面間距介于150～200 m。中石化于2018年在焦石壩頁巖氣田開展上部氣層試驗及開發，50余口水平井平均測試產氣量為15.3×104m3/d，立體開發區的采收率較僅下部氣層開采區塊的采收率提高10%。瀘州區塊位于四川盆地南部（以下簡稱川南）深水陸棚相沉積中心，龍馬溪組厚度介于500～700 m；開發目的層五峰組—龍一1亞段Ⅰ＋Ⅱ類儲層厚度介于45～70 m，縱向分布2套較穩定的Ⅰ類儲層，整體具備優越的地質條件[1]。

瀘州區塊勘探開發實踐證實：聚焦龍一1亞段底部最優的20 m左右儲層進行1套井網開發，具備規模效益開發條件。截至2021年底，以龍一1亞段底部優質頁巖段為目標靶體的測試完成水平井30余口，井均測試產氣量超過31×104m3/d，其中2019年3月垂深為3 890 m的瀘203井測試產氣量達137.9×104m3/d，為國內首口測試產氣量超過100×104m3/d的深層頁巖氣標桿井[2]。但是，針對龍一1亞段中上部頁巖段僅開展了3口氣井先導試驗，雖然受到早期鉆完井工藝不成熟、有利目標尚未明確等因素的影響，單井測試產氣量仍達到（4～15）×104m3/d，顯示出深層頁巖氣具備立體開發潛力。

為此，基于地震、鉆井、測井、巖心分析化驗等資料，通過對川南深層五峰組—龍馬溪組小層劃分、儲層精細評價，并結合氣井生產動態特征，采用地質工程一體化模擬技術，開展立體開發、靶體優選及有利區評價，以期為川南地區深層頁巖氣立體開發提供借鑒。

1 基本地質特征

1.1 構造特征

瀘州區塊區域地理位置位于四川省的瀘州市、宜賓市、內江市，以及重慶市的榮昌區和永川區；構造位置位于四川盆地川南低陡構造帶（圖1）。瀘州區塊受到西側華鎣山斷裂、東側綦江斷裂、南側大婁山構造的疊加作用，屬于多構造過渡體系[3]。研究區在加里東—海西期為地層沉降及整體抬升階段，褶皺相對較弱，斷裂不發育；后期主要經歷印支期、燕山期、喜山期3個期次的構造運動，形成如今“塹壘”相間的構造形態，具有寬向斜、窄背斜的特征，構造走向為北東—南西向，褶皺強度自北東向南西逐漸減弱。

圖1 瀘州區塊構造位置圖

1.2 小層劃分

瀘州區塊屬于川南地區沉積中心，五峰組—龍一1亞段屬于深水陸棚相沉積，發育富有機質黑色頁巖[4-6]。五峰組—龍一1亞段是當前川南頁巖氣勘探開發的目標層段，巖性主要為1套富有機質黑色頁巖，頁理發育，富含大量形態各異的筆石化石，含黃鐵礦結核和條帶[7-9]。

瀘州區塊五峰組—龍一1亞段地層厚度介于50～75 m，從北東往南西方向逐漸減薄，厚度大于威遠、長寧地區（圖2）。針對川南深層頁巖氣龍一1亞段小層地層劃分方案，2020年以前由于缺少實鉆井資料，因此，國內學者采用“四分”的小層劃分方案[10]。隨著深層頁巖氣勘探開發資料不斷豐富、研究精度增加、認識不斷深入，在前人地層劃分方案基礎上，進一步依據測井曲線、旋回、和元素特征，將龍一1亞段精細劃分為7個小層，自下而上分別為：①、②、③、④、⑤、⑥、⑦。其中④、⑥為典型巖性分界面（圖3、4）。

圖2 瀘州區塊五峰組—龍一1亞段地層厚度等值線圖

圖3 瀘州區塊五峰組—龍一1亞段小層精細劃分特征圖

圖4 瀘州區塊五峰組—龍一1亞段地層、儲層精細劃分對比圖

通過研究區微量元素的綜合分析，認為Mo、Ti、Mn、U/Th比值、Sr/Cu比值指標響應敏感，可很好反映古沉積環境變化[11-12]。其中，Mo、U/Th比值可指示氧化還原條件，二者呈很好線性正相關關系，①—③小層整體為厭氧的強還原環境；Mn元素可指示古水深的相對變化，在⑤小層頂部、⑥小層頂部、⑦小層中部均顯示古水深變淺；Sr/Cu比值指示古氣候的變化，在五峰組頂部、⑥小層頂部為干旱氣候環境；Ti元素指示陸源物注入程度，該值愈高則表明陸源物含量愈豐富，表明了一種溫暖潮濕的氣候背景，④—⑦小層的陸源注入量明顯高于底部①—③小層（表1）。

表1 海相頁巖氧化還原條件的元素指標參數表

1）①—③小層：巖性為黑色頁巖，測井曲線表現出GR、AC、CNL值為整體低值的特征，DEN值逐漸上升，Rt值先增大后減小；微量元素特征表現為Mo、U/Th比值①、②小層為高值，向③小層稍有下降，Mn、Sr和Sr/Cu比值整體為低值段，Ti整體為低值段，向上略有升高；總體為向上先變淺后變深沉積旋回，累計地層厚度介于6～18 m。

2）④小層：巖性以黑色頁巖為主，頂部普遍發育一套薄含粉砂灰質頁巖；測井曲線表現出GR、AC、CNL值為整體低值的特征，DEN值逐漸上升，Rt值呈鋸齒狀波動；微量元素特征表現為Mo、U/Th比值稍有下降后保持穩定，Mn、Ti、Sr和Sr/Cu比值逐略有上升后保持穩定；總體為向上變淺沉積旋回，地層厚度介于7.5～19.5 m。

3）⑤小層：巖性以灰黑色頁巖為主；測井曲線表現出GR值較④小層高，呈緩慢下降的趨勢，CNL為高值段，DEN和AC曲線交匯，Rt為低值段，中部為鋸齒狀波動；微量元素特征表現為U/Th比值保持穩定，Mo、Mn、Ti、Sr和Sr/Cu等比值中下部保持穩定上部出現高尖的峰值；沉積旋回為先上升、后變淺，地層厚度較厚，介于11.5～17.0 m。

4）⑥小層為穩定的標志層：巖性以灰黑色頁巖為主，頂部普遍發育一套薄鈣質頁巖；測井曲線表現出中部GR值為整體高值段150～209 API、頂部為龍一1亞段GR最低值，AC和CNL為高值的特征，CNL頂部見高尖，AC曲線呈逐漸降低趨勢，Rt為穩定段、頂部見高尖；微量元素特征表現為Ti元素保持穩定，Mo元素先升高后降低，U/Th比值上部略有降低，Mn、Sr和Sr/Cu等比值逐漸增大趨勢；沉積旋回為緩慢上升、急劇變淺，厚度介于10.0～25.0 m。

5）⑦小層：巖性以灰黑色頁巖為主，頂部為粉砂質頁巖；測井曲線表現出GR曲線為“鐘”形的特征，GR值底部為高值、向上急劇降低，DEN高值段，CNL整體穩定、頂部為低值，Rt值穩定、頂部為高尖；微量元素特征表現為后緩慢下降，Ti元素基本保持穩定、在GR降低的半幅點出現尖峰，Mo、Sr和Sr/Cu比值逐漸降低；沉積旋回為急劇變深、后緩慢變淺，厚度介于7.0～19.0 m。

2 儲層發育特征

2.1 儲層縱向分布

研究區典型頁巖氣井五峰組—龍一1亞段各小層儲層參數分析表明，小層儲層品質具強非均質性，總體表現為自下而上逐漸變差。①—③小層儲層參數品質相近，儲層品質顯著優于其余各小層；其次較優的為⑤小層、⑥小層，儲層較④小層、⑦小層更優，在總含氣量、孔隙度和脆性礦物含量方面具明顯優勢（表2）。

表2 瀘州區塊五峰組—龍一1亞段各小層儲層參數分布范圍統計表

根據長寧、威遠地區儲層分類評價標準，將五峰組—龍馬溪組頁巖儲層劃分為3類[13]。Ⅰ類儲層縱向上分布有2套：第1套分布在五峰組頂部—④小層中部，為連續Ⅰ類儲層，Ⅰ類儲層連續厚度介于5～18 m，巖心水平頁理縫、高角度構造縫均發育；第2套分布在⑥小層，井間存在差異，Ⅰ類儲層較薄，厚度介于0～9 m，巖心水平頁理縫、高角度構造縫均少量發育。Ⅱ類儲層主要分布五峰組下部、④小層上部、⑤小層、⑥小層和⑦小層下部。Ⅲ類儲層主要分布在五峰組底部、④小層頂部、⑥小層頂部和⑦小層上部（圖5）。

頁巖氣藏屬人工改造氣藏，需要通過壓裂人工縫網的充分改造，以實現區塊規模化、效益化開發。因此，在前述儲層品質分析基礎上，重點對脆性礦物含量、楊氏模量、泊松比、最小水平主應力此4項力學品質差異性開展分析評價。分析結果表明，由于受到沉積環境演化的影響，向上黏土礦物含量明顯增加，五峰組上部—④小層中部，脆性礦物含量普遍介于65%～85%，楊氏模量介于35～50 GPa、泊松比介于0.20～0.25，最小水平主應力介于85～100 MPa，總體為低應力段，力學品質好；④小層上部—⑦小層，脆性礦物含量介于45%～70%，楊氏模量介于25～40 GPa，泊松比介于0.25～0.30，最小水平主應力介于95～110 MPa，總體為高應力段，力學品質較差（圖5）。

圖5 瀘州區塊典型井綜合柱狀圖

按照目前瀘州區塊開發靶體①+②小層開展單井儲量動用程度評價，單井井控最終可采儲量（EUR）為單井井控地質儲量（單井井控面積×儲量豐度）與采收率的乘積。國內外頁巖氣開發區塊采收率一般介于20%～40%（表3），結合瀘州區塊實鉆井井控面積介于0.57～0.92 km2、五峰組—④小層儲量豐度介于（3.50～5.50）×108m3/km2，計算單井井控EUR最高可達2.30×108m3，高于目前已實施氣井EUR（2.14×108m3）。因此，下層系地質儲量滿足①+②小層靶體開發。④小層頂部普遍發育2～3 m的Ⅲ類儲層，為高應力隔擋帶。殼牌老井T2-H1直井分別在①小層、⑥小層射孔壓裂，井溫測井監測表明：①小層射孔段水力裂縫高度為31 m，向上至④小層中部；⑥小層射孔段水力裂縫高度為41 m，向下延伸9 m，縱向上兩段縫網未發生干擾。因此，單層開發靶體①+②小層人工縫網不易突破④小層頂部高應力段，僅可實現五峰組—④小層較充分動用。

表3 川南及北美地區典型頁巖氣區塊儲量豐度及采收率統計表

綜合考慮沉積環境、儲層品質、力學品質和儲量動用程度，按照“沉積環境相似、儲層類別一致、力學品質相近、儲量充分動用”的原則，將深層頁巖氣開發目的層五峰組—龍一1亞段縱向上劃分為2套開發層系，即下部開發層系（以下簡稱下層系）五峰組—④小層、上部開發層系（以下簡稱上層系）⑤—⑦小層。下層系為強還原沉積環境，巖性組合為硅質頁巖、碳質頁巖，頁理發育，儲層類型為Ⅰ+Ⅱ+薄Ⅲ類儲層，Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于20～30 m，Ⅰ類儲層連續厚度介于5～18 m，總體為低應力段。上層系為弱還原沉積環境，巖性以灰質粉砂質泥頁巖為主，頁理欠發育，儲層類型主要為Ⅱ+薄Ⅰ+薄Ⅲ類儲層，Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于25～45 m，Ⅰ類儲層連續厚度介于0～9 m，總體為高應力段。

2.2 儲層平面分布

瀘州區塊五峰組—龍一1亞段上、下層系儲層厚度展布總體表現為由北往南逐漸增厚（圖6、7），下層系Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于20～30 m，由北往南逐漸增厚；Ⅰ類儲層連續厚度介于5～18 m，由北往南厚度先增厚后減薄。上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度介于25～45 m，由西北往東南方向增厚；上層系僅在⑥小層發育1套較穩定的Ⅰ類儲層，厚度介于0～9 m，由北往南厚度先增大后減小。對比焦石壩頁巖氣田典型氣井焦頁1井，其下部Ⅰ類儲層連續厚度介于10～15 m，上部Ⅰ類儲層不發育，厚度介于1～3 m[14]，瀘州區塊整體儲層條件更優，具備立體開發的儲層條件。

圖6 瀘州區塊下層系Ⅰ類儲層連續厚度分布圖

圖7 瀘州區塊上層系Ⅰ類儲層連續厚度分布圖

3 立體開發目標優選

3.1 立體開發靶體優選

頁巖氣開發實踐表明，水力壓裂縫網波及范圍與優質儲層的接觸體積越大，氣井單井產量越高，因此，需對立體開發靶體進行優選。按照高儲層品質和力學品質，結合縱向巖性及頁理分布特征，利用區內典型氣井生產測井等產剖資料，通過折算水平段每米測試產量與鉆遇小層位置的分析認為，下層系巖性以硅質頁巖、碳質頁巖為主，頁理發育，儲層參數整體優越，水平段每米測試產量從大到小依次為：①—②小層、③小層、④小層、五峰組，靶體分布于①—②小層時，每米測試產量最高，可達（300～500）×104m3，結合已實施井的實際效果，優選①+②小層為下層系開發靶體。上層系巖性以灰質粉砂質泥頁巖為主，頁理欠發育，儲層參數⑤、⑥小層較優越，水平段每米測試產量從大到小依次為：⑥小層、⑤小層、⑦小層，靶體分布于⑥小層，每米測試產量可達（200～250）×104m3（圖8）。研究區實施水平井Y2-7井，水平段長為2 000 m，井軌跡在⑥—⑦小層穿行，示蹤劑監測結果表明靶體位于⑥小層的每米測試產量是靶體位于⑦小層每米測試產量的2倍；目前預測EUR為0.70×108m3，折算⑥小層鉆遇長度為1 800 m，EUR可達1.00×108m3，優選⑥小層為上層系開發靶體。綜上所述，瀘州區塊立體開發下層系最佳靶體為①+②小層、上層系最優靶體為⑥小層。

圖8 瀘州區塊產剖解釋水平段鉆遇小層每米測試產氣量柱狀圖

研究區內立體開發2套靶體垂向距離不一致，介于35～50 m，為了探索2套靶體縱向最優動用范圍，基于Y2-7井實際地質工程參數，按照實施井工程施工參數（壓裂施工段長為55 m、6簇，單段液量為1 800 m3，用液強度為30 m3/m，加砂強度為3.0 t/m，模擬支撐縫高介于15～20 m）建立地質工程一體化模型：平面網格精度為15 m×15 m，縱向網格步長為1.0 m，基質水平滲透率介于0.000 10～0.000 28 mD。采用國內外立體開發主流的“W”形井網開發模式，建立7口井（下層系①+②小層設計3口水平井，上層系⑥小層設計4口水平井）的井組數值模型；設計的平面井間距選取區塊開發最小井間距為300 m，上、下層系水平投影井間距為150 m；2套靶體位置垂向距離設計4套方案，上、下2套靶體垂向距離分別為30 m、35 m、40 m和45 m。

立體開發20年后垂向壓力剖面分布表明：①垂向距離小于35 m時，雙層井網縱向層間干擾嚴重；②垂向距離為40 m時，縱向層間微弱干擾；③垂向距離為45 m時，無層間干擾，但縱向存在未充分動用區域（圖9）。綜合推薦垂向距離40 m最優，既可較好動用縱向上儲量又不至產生明顯的層間干擾。

圖9 預測頁巖氣立體井網開發20年后垂向壓力分布圖

3.2 立體開發有利區優選

近十年來在四川盆地及其周邊地區海相頁巖氣有利區的評價認識表明[15-17]：儲層條件決定了立體開發資源基礎，工程條件決定了壓裂改造效果，保存條件決定頁巖氣富集能力，3方面共同影響頁巖氣藏的立體開發效益與產能規模。結合立體開發特征，提出深層頁巖氣立體開發有利區優選的3大類9項參數（表4）。

表4 海相深層頁巖氣立體開發有利區優選參數及標準表

3.2.1 五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度

與常規油氣類似，要形成工業性的頁巖氣藏，頁巖儲層必須達到一定的厚度，繼而成為有效的烴源巖和儲層[18-19]。根據北美地區已開發的6套主力頁巖氣藏統計資料，其頁巖儲層的厚度均大于25 m。頁巖儲層厚度越厚，頁巖氣資源越豐富，勘探潛力越大。參考能源行業標準，考慮到立體開發需有更厚的優質儲層，有利區優選Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度的取值下限為30 m。瀘州區塊五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度普遍介于40～70 m。

3.2.2 ⑥小層Ⅰ類儲層連續厚度

川南長寧—威遠示范區頁巖氣開發實踐已證明，頁巖氣井測試產量與Ⅰ類儲層厚度、水平井在Ⅰ類儲層鉆遇長度均有關，是影響氣井初期產能的主要因素[1]。優選⑥小層Ⅰ類儲層連續厚度大于4 m的區域進行開發建產，靶體水平段鉆遇長度達2 000 m，預期測試產量能達到15×104m3/d的生產效果。

3.2.3 基質滲透率

深層頁巖氣開發實踐表明，頁巖基質滲透率是決定頁巖氣穩產和經濟開發的重要參數。結合深層頁巖實測基質滲透率，以及前人認識和能源行業標準，深層頁巖氣立體開發有利區滲透率取值下限為0.000 1 mD。

3.2.4 含氣飽和度

頁巖含氣性特征，通常采用含氣飽和度和含氣量2個參數進行表征，瀘州區塊含氣量高，普遍大于3 m3/t，借鑒前人對頁巖氣有利區含氣飽和度指標的認識[20]，立體開發有利區含氣飽和度的取值下限為45%。

3.2.5 雙層靶體垂向距離

雙層靶體的垂向距離將直接影響立體井網的井間干擾和資源的有效動用，前文數值模擬已表明立體上層井網的垂向距離為40 m時，可較好動用縱向上的儲量。殼牌老井T2-H1直井的井溫測井表明，2次射孔段測得水力縫高介于31～41 m，下層系水力縫向上擴展22 m，僅延伸至④小層中部，兩段射孔段形成的人工縫網未發生干擾。因此，立體開發雙層靶體的垂向距離大于40 m為宜。

3.2.6 脆性礦物含量

脆性礦物含量主要指石英、長石和碳酸鹽礦物含量之和，脆性礦物含量直接關系到泥頁巖裂縫的發育情況，脆性礦物含量越高，頁巖脆性越強，壓裂通過優化工藝更易實現復雜縫網改造[21]。結合前人對頁巖氣有利區優選指標的認識[22]，立體開發有利區脆性礦物含量的取值下限為45%。

3.2.7 埋深

川南頁巖氣開發實踐表明，對于3 500 m以深的頁巖氣開發，其地層溫度普遍高于120 ℃，井深的增加和地層高溫對鉆井、壓裂工藝提出了更高的要求，更易造成施工復雜。結合現今川南地區頁巖氣主體的鉆井、壓裂工藝水平，4 500 m以淺的區域更易實現立體開發。因此，立體開發有利區埋深的取值下限為4 500 m。

3.2.8 壓力系數

壓力系數可作為保存條件的綜合判別指標[23-24]，壓力系數大于1.2為超壓氣藏。勘探開發實踐揭示，壓力系數越高表明地層后期保存條件較好、能量越充足，有利于頁巖氣井的高產、穩產。高產氣井往往處在異常高壓區，低產井和微含氣井一般分布在常壓或異常低壓區，頁巖氣直井測試產量與壓力系數呈正相關關系。因此，壓力系數取值為大于1.2。瀘州區塊五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏壓力系數整體大于1.90（表5），為超高壓氣藏，保存條件較好。

表5 瀘州區塊龍馬溪組壓力系數統計表

3.2.9 距Ⅰ級斷層距離

川南頁巖氣井實施經驗表明，斷裂系統的發育將影響頁巖氣的富集與保存。研究區主要發育Ⅰ級斷層，選取川南地區靠近斷層的典型井進行了含氣性與壓力系數統計分析，表明Ⅰ級斷層對氣井含氣性影響顯著。遠離Ⅰ級斷層1.5 km以上，含氣飽和度普遍大于55%，總含氣量普遍大于4.5 m3/t，氣井生產效果不受Ⅰ級斷層影響。

據前述深層頁巖氣立體開發有利區選區參數指標，根據瀘州區塊⑥小層Ⅰ類儲層厚度、雙層靶體垂向間距、埋深等參數，優選出瀘州區塊最適宜進行立體開發的有利區位于G2—Y2—L5井所在區域，有利區面積約為2 000 km2，其⑥小層Ⅰ類儲層厚度介于4～9 m，雙層靶體垂向距離介于40～50 m（圖10）。按照瀘州區塊上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層平均儲量豐度5.00×108m3/km2計算，有利區范圍內上層系Ⅰ+Ⅱ類儲層地質儲量為1.00×1012m3。以上層系典型井Y2-7井折算EUR為1.00×108m3（靶體⑥小層、水平段長1 800 m），井間距介于300～400 m測算，預期可提高平臺采收率10%～15%。經濟測算結果表明，在單井EUR為1.00×108m3情況下，控制單井建井投資6 000萬元以內，內部收益率可達6%，即可實現上層系效益開發。

圖10 瀘州區塊頁巖氣立體開發有利區預測分布圖

4 結論

1）瀘州區塊五峰組—龍一1亞段屬深水陸棚相沉積環境，依據沉積旋回、微量元素及電性特征，龍一1亞段縱向上細分為7個小層。

2）開發目的層五峰組—龍一1亞段Ⅰ+Ⅱ類儲層發育，局部區域縱向上發育2套較穩定Ⅰ類儲層。綜合沉積環境、儲層品質、力學品質等特征，將五峰組—龍一1亞段縱向劃分為“上、下”2套開發層系；下層系Ⅰ+Ⅱ類儲層頁巖氣儲量豐度足以支撐目前開發靶體①+②小層的頁巖氣水平井EUR，上層系未能實現有效動用。

3）氣井生產效果及生產測井資料顯示，瀘州區塊立體開發下層系最佳靶體為①+②小層、上層系最佳靶體為⑥小層；采用“W”形立體井網部署方式，2套靶體垂向距離大于40 m時，上、下層系間不會產生明顯的井間干擾，可實現儲量良好動用；綜合儲層條件、工程條件、保存條件，提出了海相深層頁巖氣立體開發有利區優選的9項參數指標，根據有利區優選指標，G2—Y2—L5井所在2 000 km2有利區范圍是瀘州區塊最有望實現頁巖氣規模立體開發的區域，預期可提高平臺采收率10%～15%。