周安富，谢 伟，邱峋晰，吴 伟，蒋裕强，戴 赟，胡 曦，尹兴平

(1.四川页岩气勘探开发有限责任公司，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051；3.西南石油大学，四川 成都 610500)

0 引 言

随着中国埋深小于3 500 m的页岩气成功开采，地质理论基础逐渐完善，已认识到川南地区深水陆棚相沉积的龙马溪组为最有利的“甜点”段[1-2]，并逐渐明确了深层(埋深大于3 500 m)页岩的资源潜力[3]。2019年，泸州区块内的L203井和Y101H2-8井分别取得了137.9 m3/d和50.7×104m3/d的测试产量，充分显示了该区块龙马溪组深层页岩巨大的勘探开发潜力。泸州地区处于四川盆地志留纪早期局限海域的沉积中心，页岩储层较威远—长宁、渝西、黄瓜山等地区页岩气储层厚度大，储层品质偏好[4]。勘探开发实践显示，泸州区块页岩储层除主力产层龙一11小层外，占龙一1亚段厚度80%以上的龙一14小层也具有较好的油气显示。随着主产区井网部署日趋饱和，提高产能建设规模及勘探开发效益愈发重要。2020年泸州区块钻探了第1口以龙一14小层为靶体的页岩气先导实验井(Y101H2-7井)，并获得了10.22×104m3/d的工业性气流，展示出龙一14小层页岩储层良好的勘探开发前景，但相关的地质勘探评价仍欠缺。因此，利用钻测井资料，开展龙一14小层页岩储层地层单层划分。结合全岩衍射、扫描电镜、气体吸附、高压压汞等实验数据，对泸州区块龙一14小层各单层页岩储层进行了宏观和微观系统性对比，明确优质页岩储层展布规律，对其勘探开发潜力进行评估，并与现阶段主力产层进行对比分析，以期为该区探寻接替层位，实现立体开发提供参考。

1 区域地质概况

受乐山-龙女寺古隆起的持续抬升和康滇-黔中古陆的影响，自晚奥陶世沉积时期开始，四川盆地逐渐形成“三隆夹一坳”的局限海域沉积格局，海域水体由川东南向泸州区块逐渐变深[5]，泸州区块龙一1亚段主要发育一套深水陆棚亚相沉积的黑色富有机质页岩(图1a)，页岩厚度全区分布稳定[6]。

图1 四川盆地及其周缘龙一1亚段沉积相(据参考文献[6]修改)与L205井龙一1亚段地层柱状图Fig.1 The sedimentary facies map of Sichuan Basin(modified according to Reference[6]) and stratigraphic histogram of Longyi1 Sub-member in Well L205

为便于地层对比，前人通过沉积旋回及岩电特征将龙一1亚段自下而上分为龙一11、龙一12、龙一13、龙一14共4个小层[7](简称1小层、2小层、3小层、4小层)。其中，4小层储层厚度大，且纵向特征差异明显。通过指示沉积古环境的微量元素组合(铀钍比、钒铬比、镍钴比)和测井曲线组合(自然伽马曲线与声波曲线交汇)分析龙一1亚段沉积环境，进一步将4小层细分为a、b、c共3个单层。a单层沉积环境稳定，铀钍比、钒铬比与镍钴比值变化不明显，GR与AC曲线相互重合；b单层各氧化还原指标值逐渐增高，沉积环境还原性增强，海平面上升，GR与AC曲线分叉；c单层各氧化还原指标值逐渐降低，沉积环境氧化性增强，为海退特征，GR与AC曲线由分叉趋于重合(图1b)。

2 页岩储层发育特征

2.1 页岩储层厚度

页岩气藏作为典型的自生自储型气藏，足够的页岩厚度是保障地质储量的首要条件[9]。受控于研究区4小层沉积期稳定的深水陆棚沉积环境，该层页岩发育较为稳定，厚度普遍大于30.0 m，具备了形成规模页岩气藏的条件[8-9]。钻测井资料显示，研究区4小层页岩总厚度为52.8～62.0 m(平均值为57.8 m)。其中，a单层页岩厚度为14.2～26.1 m(平均值为18.5 m)；b小层页岩厚度较大，为21.0～31.8 m(平均值为24.3 m)；c单层页岩厚度较薄，平均为15.0 m。

2.2 岩性特征

研究区4小层页岩矿物组分含量如表1所示。矿物组分主要包括黏土矿物、石英、长石、碳酸盐矿物及黄铁矿等；自下而上，黏土矿物含量逐渐增加，石英、碳酸盐矿物等脆性矿物含量逐渐降低；a单层页岩脆性矿物含量为58.2%～75.4%(平均值为67.6%)，b单层页岩脆性矿物含量为58.1%～79.6%(平均值为67.9%)，c单层脆性矿物含量低。研究区a单层与b单层页岩脆性矿物含量均大于55.0%，均具有形成工程“甜点”的岩石脆性条件[9]。

表1 泸州区块龙一14小层页岩储层矿物分布特征Table 1 The mineral distribution characteristics of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed, Luzhou Block

2.3 有机质丰度

有机质不仅是页岩气的生气母质，还是有机孔的主要载体，对页岩储层生烃及储集能力具有重要影响[10]。有机质丰度测试统计分析表明：a单层TOC为1.5%～2.9%，平均值为2.3%；b单层TOC为1.9%～3.8%，平均值为2.7%；c单层TOC含量较低(表1)。一般认为商业性开发页岩储层TOC大于2.0%[8-9]。研究区4小层a单层与b单层具有较高的有机质丰度，具备良好的生烃物质基础。

2.4 储集空间及物性特征

2.4.1 储集空间类型及分布

页岩储集空间根据位置及形态可划分为有机孔、无机孔及微裂缝3种类型[11]，其发育程度及相互配置关系直接影响了页岩气含量及赋存状态，增加了页岩气的开采难度。氩离子抛光场发射扫描电镜(FE-SEM)分析表明，4小层无机孔及微裂缝发育程度高，有机孔发育程度相对较低且非均质性强(图2)。

无机孔主要包括矿物粒内溶孔、矿物粒间孔、黏土片间孔及黄铁矿晶间孔等。粒内溶孔为矿物被溶蚀形成，多见于方解石、长石等易溶矿物内部，偶见于石英颗粒中，孔隙形态多为近圆状(图2a)。矿物粒间孔为压实不完全与后期溶蚀复合形成，多与骨架矿物颗粒有关，形态一般不规则，孔径变化大，纳米级—微米级孔隙均有发育(图2a)。黏土片间孔为片状、书页状等黏土矿物相互叠置排列形成，孔隙多呈狭缝状平行排列，孔径长宽比大，为4小层储层中主要无机孔类型(图2b)。黄铁矿晶间孔发育于草莓状集合体或分散状的黄铁矿晶体之间(图2c)，受限于黄铁矿含量，发育程度不高。

微裂缝主要为压实破裂缝、黏土片间缝与有机质边缘缝3种类型。压实破裂缝主要发育于脆性矿物内部，由压实作用形成(图2d)。黏土片间缝发育程度高，可能由黏土矿物之间相互转化形成(图2e)。有机质边缘缝一般发育于有机质与矿物接触边缘，因有机质与矿物颗粒间的硬度差或有机质热解收缩形成[12]，缝长可达数十微米(图2f)。

有机孔较发育，非均质性较强，各层段表现出不同的发育特征。其中，a单层与b单层多见圆孔、“孔套孔”、蜂窝状孔隙等(图2f—h)，发育程度相对较高且连通性较好；b单层有机孔孔径较大，可达数百纳米，利于页岩气富集与开采；c单层有机孔孔径较大，但数量少，面孔率低，连通性较差(图2i)。

图2 泸州区块龙一14小层页岩储层微观孔隙特征Fig.2 The microscopic pore characteristics of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed, Luzhou Block

为进一步反映各类型孔隙发育情况，通过Image J 图像处理软件对获取的扫描电镜照片进行分析(图3)。由图3可知：1小层有机孔占比高，普遍大于40.0%，4小层无机孔占比高，平均值达58.7%；a单层与b单层有机孔占比相当，平均值为33.0%，c单层有机孔占比最低，仅为20%左右，但b与c单层微裂缝发育程度远高于a单层，平均值为14.5%。

图3 泸州区块典型井龙一1亚段页岩储层孔隙类型占比Fig.3 The proportion of pore types in typical shale reservoirs of Longyi1 Sub-member in typical wells, Luzhou Block

2.4.2 储层孔径分布

据国际理论和应用化学联合会(IUPAC)定义，孔隙可按孔径大小分为微孔(孔径小于2 nm)、介孔(孔径为2～50 nm)及宏孔(孔径大于50 nm)[13]。通过气体吸附与压汞实验联合分析发现，4小层整体上孔径分布范围大，微孔和宏孔均有发育，共同构成其微纳米孔隙网络(图4，表2，表2中r为孔径)。以L205井4小层测试数据为例，a单层单位总孔隙体积为0.009 cm3/g，孔隙以微孔及介孔为主，分别占总孔隙体积的26.1%和58.9%；b单层单位总孔隙体积为0.014 cm3/g，该层段微孔占比最低，孔径为2～100 nm的孔隙为孔隙体积的主要贡献者，占总孔隙体积的76.1%，总孔隙体积与孔径相对较大，有利于页岩气储集与开采；c单层单位总孔隙体积为0.011 cm3/g，主要发育孔径大于1 000 nm的宏孔。

图4 泸州区块L205井龙一14小层页岩储层全孔径分布曲线Fig.4 The curve of pore size distribution of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed, Well L205, Luzhou Block

表2 泸州区块L205井龙一14小层页岩储层各孔径区间孔隙体积占比Table 2 The pore volume ratio of each pore interval of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed,Well L205, Luzhou Block

2.4.3 储层物性特征

研究区4小层孔隙度为1.9%～7.1%，平均值为4.4%，纵向差异较大。a单层孔隙度为1.9%～6.7%，平均值为4.1%，其中，孔隙度为3.0%～5.0%的样品占比为56.3%；b单层孔隙度为2.2%～7.1%，平均值为4.9%，孔隙度大于3.0%的样品占比达97.5%，孔隙度大于5.0%的样品占比为55.7%；c单层孔隙度为2.4%～6.4%，平均值为4.3%，孔隙度主要为3.0%～5.0%，样品数占比达75.2%。由此可知，b单层页岩储层具有更优越的储集条件。

2.5 含气性特征

作为衡量页岩储层产能及经济开采价值的重要指标，含气量是评价页岩储层是否具备开发潜力的关键性地质参数[14]。现场含气量分析显示：a单层总含气量为1.0～6.5 m3/t(平均值为3.2 m3/t)，含气量为3.0～5.0 m3/t的样品占比为64.5%；b单层总含气量整体较高，为2.2～7.8 m3/t(平均值为4.5 m3/t)，含气量大于3.0 m3/t的样品占比达89.9%，含气量大于5.0 m3/t的样品占比为31.9%；c单层总含气量相对较低，平均值为2.1 m3/t。其中，L205井b单层总含气量平均值达5.8 m3/t，值得关注。

3 储层综合评价与勘探开发潜力

3.1 储层综合评价

页岩气储层评价是资源潜力评价及“甜点区”优选的关键，页岩储层评价一般涵盖生气能力、储集能力及可压裂性3个方面内容[15-16]。页岩储层具有优越的生气能力及储集能力是页岩气富集的关键，是形成大规模页岩气藏的基础；页岩储层的可压裂性是其具备经济可采价值的重要影响因素。前人通过分析四川盆地海相页岩储层特征，参考北美地区页岩气勘探开发经验，建立了包括TOC、孔隙度、脆性指数与总含气量4个参数的四川盆地海相页岩储层评价标准[17]，文中在前人基础上结合研究区勘探开发实践，建立了泸州地区4小层页岩气储层评价标准(表3、4)。

表3 泸州区块龙一14小层页岩储层单项参数分级评价标准(据参考文献[15～17]，有修改)Table 3 Evaluation criteria for single parameter classification of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed,Luzhou Area(Modified according to reference [15～17])

表4 泸州区块龙一14小层页岩储层综合品质计算方法(据参考文献[15～17]，有修改)Table 4 Calculation method of comprehensive Quality of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed,Luzhou Area (Modified according to reference [15～17])

根据上述计算方法可计算页岩储层综合品质(Qc)，Qc≥0.85为Ⅰ类储层，Qc介于0.60～0.85为Ⅱ类储层，Qc<0.60为Ⅲ类储层。研究区4小层储层精细评价结果显示，4小层中Ⅰ类储层平均厚度为35.6 m，占储层总厚度的61.7%，Ⅰ+Ⅱ类储层平均厚度为46.5 m，占储层总厚度的80.6%。其中，4小层b单层页岩TOC、孔隙度与含气性3项参数均以Ⅰ类为主，储层综合品质最高，Ⅰ类储层连续发育，平均厚度为22.4 m，厚度占比大于90%，不发育Ⅲ类储层；a单层页岩由于TOC、孔隙度略低于b单层，储层综合品质次之，且非均质性相对较强，Ⅰ类储层与Ⅱ类储层间隔分布；c单层储层综合品质差，主要发育Ⅲ类储层(图5)。综上所述，泸州区块4小层b单层页岩厚度一般为20.0～30.0 m，分布较为稳定，该段具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”特征，是4小层页岩中最有利的“甜点”段。

图5 泸州地区Y101H2-7井龙一14小层页岩储层综合评价Fig.5 The comprehensive evaluation of shale reservoirs in Longyi14 Sub-bed, Well Y101H2-7, Luzhou Block

3.2 勘探开发潜力评价

页岩储层的勘探潜力受其物性、含气性和可压裂性等因素共同影响[18]。与研究区及邻区目前主要的开发页岩层段相比，泸州区块4小层页岩具有以下特点：①b单层TOC普遍大于2.0%，但整体仍小于泸州区块与黄瓜山区块1～3小层(图6a)；②b单层孔隙度与泸州区块及黄瓜山区块1～3小层相当，但b单层孔隙度与TOC含量相关性不明显，而与黏土含量表现出较好的正相关关系，该特征与1～3小层相反，表明b单层中与黏土相关的无机孔对孔隙度有更重要的贡献，而有机孔发育程度低(图6a、b)；③b单层总含气量低于泸州区块1～3小层，但整体上与黄瓜山区块1～3小层相当(图6c)；④b单层石英含量略低于泸州区块与黄瓜山区块1～3小层，且石英含量与TOC含量相关性不明显，表明其陆源石英含量相对增加(图6d)。b单层与主力产层相比，TOC含量略低，但仍具备产生工业气流的物质基础；孔隙度相当，具有优越的储气富气空间。b单层脆性矿物含量普遍大于55%，也保证了水平压裂的良好实施，可见泸州区块4小层b单层具有良好的页岩气开采地质条件。根据原国土资源部2014年颁布的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》，基于4小层页岩相关参数的区域平均值，采用体积法估算研究区4小层页岩气资源量。其中，研究区面积为1 900 km2，储层厚度平均值为46.5 m(b单层厚度平均值为24.3 m)，页岩密度平均值为2.6 g/cm3，含气量平均值为3.5 m3/t(b单层含气量平均值为4.5 m3/t)，估算地质资源量约为8 039.9×108m3(b单层地质资源量为5 401.9×108m3)，具备较好的页岩气资源潜力。此外，在相近的构造作用及保存条件下，4小层与1～3小层相比，埋深更浅，开发成本及技术要求更低。因此，泸州区块4小层具有良好的勘探前景，具备成为泸州区块页岩气勘探开发接替层位的潜力。

图6 泸州区块及邻区页岩储层关键参数对比Fig.6 The comparison of key parameters of shale reservoirs in Luzhou Block and adjacent areas

4 开发实践

页岩气井的开发效果不仅与页岩储层的地质条件有关，同时受压裂工艺与效果控制。Y101H2-7井以4小层b单层上部(4 095～4 110 m)为靶体进行了压裂开采，获测试产量为10.22×104m3/d，截至目前累计生产4个月，共产出页岩气量为809.67×104m3，平均日产气量为6.29×104m3/d，产量较为稳定。目前中国页岩气主产区单井平均初始产量为6.0×104m3/d[9]，与之相比，b单层表现出较好的开发前景。但相较于研究区1～3小层，Y101H2-7井b单层的生产效果仍不理想，这可能与Y101H2-7井b单层储层品质略低，且黏土含量较高有关。

前人研究发现压裂液侵入页岩储层后，黏土水化作用可导致矿物脱落和诱发微裂缝萌生，使页岩储层孔径变大并相互连通。但同时黏土矿物吸水膨胀会堵塞孔喉，使孔隙连通性降低；黏土相关的无机孔具有亲水的特点，可能会使压裂液不易返排，形成水锁伤害，降低气相渗透率。故根据页岩储层黏土含量高的特征，对压裂参数优化设计才能获得最高的页岩气井产量。因此，在下步勘探开发实践中，可以研究区西北部为重点，并考虑b单层更高的黏土含量，采用针对性的压裂工艺和闷排措施，有望取得更好的开发效果。

5 结 论

(1) 通过指示沉积古环境的微量元素组合(铀钍比、钒铬比、镍钴比)精细分析龙一1亚段沉积环境，将4小层细分为a、b、c共3个单层。其中，a单层页岩厚度为14.2～26.1 m(平均值为18.4 m)，b单层厚度为21.0～31.8 m(平均值为24.3 m)，c单层厚度较薄，平均值为15.0 m。

(2) 泸州区块4小层b单层页岩储层矿物组分类型丰富，以脆性矿物为主，含量大于55%；储层有机碳含量高，平均值大于2.5%，物性与主产层系相当，且有机孔占比较高，孔隙孔径大，具有较高的含气量，平均值达4.5 m3/t。该层段Ⅰ类储层连续发育，为4小层页岩中最有利的“甜点”段。

(3) 4小层储层品质最好的b单层TOC平均值大于2.5%，含气量大于4.0 m3/t，具备经济开采的页岩气地质条件，估算地质资源量超过8 000×108m3，且相较于主产层系埋深更浅，具有良好的勘探开发前景，可作为泸州区块页岩气勘探开发新的接替层位。但储层具有更高的黏土含量，需要采用针对性的压裂工艺和闷排措施，以取得更好的开发效果。