蔡进， 刘莉， 吉婧， 孟志勇， 李凯

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉 430223)

0 引言

2011年，美国信息署公布全球页岩气资源评价结果，中国页岩气可采资源量为36万亿m3，排名世界第一[1-2]。涪陵页岩气田是中国首个最大型整装页岩气田，截至2017年底已提交探明储量6 008 亿m3，累积建成产能达百亿m3，年产气量超过60 亿m3，成为中国石化“气化长江经济带”行动的重要资源基础[3-4]。目前国内页岩气勘探区普遍资料较少，地质资源量计算方法与应用研究开展不完善，不同评价方法具有各自的特点，使用的优先性和局限性也有所区别，可靠程度也有所差异，因此根据不同评价区块的勘探开发状况和资料详实程度，需优选可靠性较强的计算方法和评价标准。焦石坝区块作为涪陵页岩气田的主要产气区，是国内勘探开发程度最高的页岩气区块，实物资料丰富，利用研究区各项资料开展资源评价工作，对国内其他页岩气区块开发有着重要的指导作用。

目前焦石坝区块已投产井超过260口，占整个涪陵页岩气田投产井数的80%以上，但以上部气层为开发层位的钻井较少，焦石坝地区内有5口上部气层井已投产。上部气层作为涪陵页岩气田后续开发的接替层位，具备较好的页岩气成藏地质条件，为此，本文在勘探程度较高的焦石坝地区内，开展上部气层资源量评价工作，对该区块后续地质研究和开发部署有重要的意义。

1 研究区概况

焦石坝地区位于四川盆地东南部，构造位置位于四川盆地川东高陡褶皱带的万县复向斜南扬起段(图1)。川东高陡褶皱带是四川盆地的重要产气区[5]。地表断裂出露较少，主要发育于高陡背斜的轴部,而隐伏断裂非常发育。川东高陡褶皱带从南至北，构造走向由NNW转向NNE，再转向NE，形成四川盆地最具特征的弧形褶皱带。焦石坝区块主要位于三级构造单元万县复向斜南部，总体表现为南宽北窄，中部宽缓，走向NE，西侧与三级构造单元方斗山背斜带交汇[6]。

图1 四川盆地焦石坝区块地理位置

Fig.1GeographiclocationofJiaoshibablockinSichuanBasin

钻井揭示，本地区地层纵向上发育上奥陶统五峰组—上三叠统嘉陵江组，缺失泥盆系，部分钻井显示地层缺失石炭系，其中志留系由下统龙马溪组、小河坝组和中统韩家店组组成，与下伏奥陶系整合接触，与上覆石炭系黄龙组平行不整合接触。

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在涪陵焦石坝地区分布稳定，厚度200～300 m，其中五峰组和龙马溪组下段(含气页岩段)为主要勘探层位。

2 上部气层地质简况

五峰组—龙马溪组为涪陵页岩气田页岩气勘探的目的层段[7]。依据岩电特征可以将五峰组—龙马溪组下段划分为①～⑨个小层[8]，从页岩原生品质、含气性特征及开发效果来看，①～⑨小层存在明显的两分性，下部的①～⑤小层为优质页岩气层段，上部的⑥～⑨小层为次优质页岩气层段[9]，研究过程中通常称①～⑤小层为下部气层，⑥～⑨小层为上部气层(图2)。

涪陵页岩气田焦石坝地区焦页D井五峰组—龙马溪组取芯实验分析结果表明：上部气层的有机碳含量为0.53%～2.98%，平均值为1.75%；氦气法实测孔隙度分析结果表明：上部气层小层孔隙度为1.1%～7.1%，平均值为4.53%； 上部气层现场实测含气量为0.60～2.78 m3/t，平均值为1.72 m3/t； 上部气层覆压下含水饱和度为33.40%～73.60%，平均值为58.48%。从各项分析测试结果可以看出，上部气层页岩原生品质、含气性特征较好，具备一定的开发潜力。

图2 焦页A井五峰组—龙马溪组含气页岩段综合柱状图Fig.2 Comprehensive column of Wufeng Formation-Longmaxi Formation gas-bearing shale section of Jiaoye A well

3 资源量计算方法

2015年10月27日发布实施的中华人民共和国能源行业标准《页岩气资源评价技术规范》(NB/T 14007—2015)[10]中，对高勘探程度区的定义为：目的层有地震详查或三维地震资料，有大量钻遇目的层的预探井、评价井以及相关分析化验、测井资料等，该区页岩气基本地质条件及富集规律清楚，具有页岩气的成功探井，可全面获取页岩气评价关键参数和资料。涪陵页岩气田焦石坝地区属于高勘探程度区，应采用体积法和容积法对资源量进行计算。

2014年6月1日发布实施的中华人民共和国地质矿产行业标准《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)[11]中，指出页岩气总资源量为游离气、吸附气和溶解气的地质资源量之和[12]。涪陵页岩气田焦石坝地区上部气层中不含原油，则无溶解气地质资源量，因此利用体积法和容积法分别计算吸附气和游离气的资源量。

吸附气资源量(Gx)计算公式为

Gx=0.01AghρCx/Zi，

(1)

式中：Ag为含气面积，km2；h为页岩有效厚度，m；ρ为页岩质量密度，t/m3；Cx为页岩吸附气含量，m3/t；Zi为原始气体偏差系数，无因次量。

游离气资源量(Gy)计算公式为

Gy=0.01AghФSgi/Bgi，

(2)

式中：Ag为含气面积，km2；h为页岩有效厚度，m； Ф为页岩有效孔隙度，%；Sgi为原始含气饱和度，%；Bgi为原始页岩体积系数，mL/mL。

页岩气总地质储量计算公式为

Gz=Gx+Gy，

(3)

式中：Gx为页岩气吸附气资源量，108m3；Gy为页岩气游离气资源量，108m3；Gz为页岩气总地质储量，108m3。

4 计算参数取值及结果汇总

4.1 含气面积(Ag)

涪陵页岩气田焦石坝地区上部气层整体总有机碳(TOC)含量>1.0%，因此本次以涪陵页岩气田焦石坝地区边界线作为页岩气资源量计算范围，整个涪陵页岩气田焦石坝地区面积为269.9 km2，利用产建区内7口评价井位置进行平面上面积权衡分区(图3)，构造变化较为平缓的北部以井间中垂线为界限，构造变化较大的西南部以构造转折端分界线为界限，获取井控分区面积作为含气面积参数(表1)。

图3 涪陵页岩气田焦石坝地区评价井井控分区Fig.3 Well-control divison of the evaluation wells in Jiaoshiba area of Fuling shale gas field

表1 涪陵页岩气田焦石坝地区评价井资源量计算参数取值

(续表)

4.2 页岩储集层有效厚度(h)

涪陵页岩气田焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为海相深水陆棚沉积，地层分布稳定，横向上岩性变化小，三维地震资料也显示目的层厚度在焦石坝地区分布较稳定[13-14]。利用焦石坝地区内已完钻的7口评价直井录井、取芯、测井等资料确定上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组上部气层作为涪陵焦石坝地区焦石坝地区页岩气资源量计算有效厚度(扣除TOC含量<1.0%的层段)(表1)。

4.3 岩石密度(ρ)

对焦石坝地区内焦页A井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组取芯段2 330.46～2 414.15 m做了180个样品密度分析，利用焦页A井岩芯实测有机碳含量与测井密度资料建立两者关系(图4)，发现有机碳含量与测井密度存在较高负相关关系，关系式为

w(TOC)=-15.491ρ+42.708，

(4)

式中：w(TOC)为岩芯实测有机碳含量，%；ρ为密度测井岩石密度，g/cm3。

图4 焦页A井五峰组—龙马溪组测井岩石密度与岩芯分析有机碳含量关系Fig.4 Relationship between logging density and core organic carbon content in Wufeng Formation- Longmaxi Formation of Jiaoye A well

结合区内7口评价井密度测井资料，运用式(4)计算出7口评价井上部气层密度，作为计算所需的参数，详细数据见表1。

4.4 吸附气含量(Cx)

现场取芯岩芯解析法含气量测试是页岩气资源量计算最基础的也是最关键的步骤，国内与国外公司在取芯、取样过程和分析测试等方面具有明显的差异。国外公司针对页岩岩芯含气量测定，往往采取密闭取芯，岩芯出筒直接进入实验室，而国内页岩气取芯依然按照常规勘探取芯流程，并进行浸水试验等； 在这个过程中，岩芯长时间的暴露将造成大量的天然气逸散，造成现场获取的含气量参数偏低，因此利用现场含气量测试获得含气量数值计算的资源量偏低[15-16]。为避免以上人为误差，本次焦石坝地区上部气层页岩气资源量计算含气量参数运用测井解释成果，同时由于地层状态下含水会对吸附量造成一定的影响，因此用平衡水进行校正(图5)，校正关系式为

Cx=C0×0.828 1+0.146 9，

(5)

式中：C0为实验分析岩芯干样吸附气含量; m3/t，Cx为平衡水校正后吸附气含量，m3/t。

图5 焦页A井五峰组—龙马溪组吸附气含量校正关系Fig.5 Correction relationship of adsorbed gas content in Wufeng Formation-Longmaxi Formation of Jiaoye A well

焦石坝地区内7口评价井上部气层岩芯干样吸附气含量统计数据见表1。

4.5 孔隙度(Ф)

通过对焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段页岩气层“六性关系”研究，结合测井资料建立了基于页岩气层储集参数测井解释模型和处理评价方法，包括基于“传统复杂岩性分析模型计算矿物成分及孔隙度”、基于“ElanPlus最优化分析模型计算矿物成分及孔隙度”、基于“经验统计法计算矿物含量和孔隙度”和基于“元素俘获测井(ECS)与混合骨架密度法计算矿物含量和孔隙度”等4种方法[17]。

但是由于研究区页岩气层的复杂性，上述4种计算孔隙度和矿物含量的方法均具有一定的局限性。最终结合研究区岩芯分析成果资料，以理论模型为基础，利用实验分析的参数值与各测井信息进行敏感性分析，充分考虑测井计算结果的精度，选用基于“经验统计法计算矿物含量和孔隙度”[18]完成本次研究区页岩气层孔隙度的精细解释。

本次资源量计算中，对单井孔隙度，采用地层条件下的孔隙度与地面孔隙度的关系式(图6)进行校正。校正关系式为

Ф=(Ф0×1.025+0.042)×0.955 9-0.248 3 ，

(6)

式中：Ф0为地面孔隙度，%； Ф为覆压校正孔隙度，%。

图6 焦页A井五峰组—龙马溪组地面与地下孔隙度校正关系Fig.6 Correction relationship between ground porosity and underground porosity in Wufeng Formation- Longmaxi Formation of Jiaoye A well

焦石坝地区内7口评价井上部气层柱塞小岩样地面孔隙度统计数据见表1。

4.6 含气饱和度(Sgi)

研究中通常利用密度测井法计算含水饱和度。本区页岩不含可动水，有机孔不含或含极低束缚水，黏土矿物孔高含束缚水，页岩气储层含水饱和度主要取决于黏土孔束缚水和毛细管束缚水孔隙体积。通常随着TOC含量增加，含水饱和度降低，随着黏土含量的降低，含水饱和度降低[19]。建立焦石坝地区全岩分析黏土矿物含量与实测含水饱和度模型(图7)，计算公式为

Sw=0.835V0+10.10，

(7)

式中：Sw为含水饱和度，%；V0为测井解释黏土矿物含量，%。

图7 焦页A井五峰组—龙马溪组黏土矿物含量与含水饱和度关系Fig.7 Relationship between clay mineral contents and water saturation in Wufeng Formation-Longmaxi Formation of Jiaoye A well

运用式(7)得出含水饱和度。含气饱和度计算公式为Sgi=100%-Sw，焦石坝地区内7口评价井上部气层含气饱和度统计数据见表1。

4.7 原始天然气体积系数

涪陵页岩气田焦石坝地区内五峰组—龙马溪组页岩气藏上部气层井焦页2X-S1HF井获取了高压物性资料。高压物性分析结果显示，焦页2X-S1HF井目的层地层温度为83.7 ℃，原始地层压力为30.39 MPa，对应原始气体偏差系数为0.997 2，原始页岩体积系数为0.004 mL/mL，天然气体积系数换算因子即为体积系数的倒数，本井为250。

依据前期评价井分区结果，采取就近原则选取已分析测试井的高压物性资料确定每个区内的原始气体偏差系数和体积系数换算因子，利用焦页2X-S1井高压物性资料，建立不同地层温度下，原始气体偏差系数、原始页岩体积系数与地层压力关系(图8、图9)。原始气体偏差系数与原始页岩体积系数通过高压物性实验分析可得气相关公式为

(8)

(9)

式中：Z0为资料井目的层原始气体偏差系数，无量纲量；B0为资料井目的层原始页岩体积系数，mL/mL；Zi为推算井目的层原始气体偏差系数，无量纲量；Bgi为推算井目的层原始页岩体积系数，mL/mL。

图8 焦页2X-S1HF井五峰组—龙马溪组原始气体偏差系数图版Fig.8 Original gas deviation coefficient in Wufeng Formation-Longmaxi Formation of Jiaoye 2X-S1HF well

图9 焦页2X-S1HF井五峰组—龙马溪组原始页岩体积系数Fig.9 Original shale volume coefficient in Wufeng Formation-Longmaxi Formation of Jiaoye 2X-S1HF well

选取各评价区内上部气层井投产前地层测静压数据进行推算，统计各分区的计算数据，详细数据见表1。

4.8 计算结果

在前文计算参数取值完成的基础上，利用式(1)计算吸附气资源量，利用式(2)计算游离气资源量，利用式(3)计算总地质资源量。以焦页A井井控面积区域为例，初步计算了其上部气层地质资源量。计算的基本参数如下：Ag=44.1 km2，h=46.6 m，ρ=2.64 g/cm3，Cx=1.5 m3/t，Zi=0.989，Ф=4.3，Sgi=51.7，Bgi=250。运用式(5)对Cx进行校正，式(6)对Ф进行校正，校正后与其余各项参数代入式(3)计算得到焦页A井井控面积区域吸附气资源量为83×108m3，游离气资源量为116×108m3，总资源量为199×108m3。同理计算出其余各评价井区资源量，汇总后得出涪陵页岩气田焦石坝地区整体地质资源量约1 100×108m3，资源丰度大于4.0×108m3/km2，涪陵页岩气田焦石坝地区上部气层页岩气资源量评级为Ⅱ级。

5 结论

(1)涪陵页岩气田焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发程度较高，钻井、地震、测井及相关测试分析数据较为齐全，适用静态法(体积法和容积法)计算研究区资源量。

(2)通过涪陵页岩气田焦石坝地区内7口探井测井密度、测井解释孔隙度、吸附气含量、含气饱和度等数据的统计和校正，初步计算焦石坝地区上部气层页岩气资源量为1 100亿m3，资源丰度大于4亿m3/km2。初步资源量计算结果是基于现有钻井资料和实验资料的分析，后续仍需根据新井资料不断修正完善。现阶段研究认为本区资源量评级为Ⅱ级，具备较好的开发潜力，是涪陵页岩气田较好的后续开发层系。