ME  >> Vol. 6 No. 3 (July 2018)

    焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型井解剖
    Anatomy of Typical Shale Gas Wells in Different Regions of the Complex Structure Surrounding Jiaoshiba

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作者:  

张 晖,魏祥峰:中石化勘探分公司,四川 成都;
刘月雯:中石油四川铁投能源有限责任公司,四川 成都

关键词:
焦石坝外围构造复杂区页岩气典型井解剖Complex Structure Surrounding Jiaoshiba Shale Gas Anatomy of Typical Shale Gas

摘要:

随着页岩气勘探开发工作的快速推进,页岩气富集、保存的复杂性逐渐显现出来。尤其在构造复杂区,构造、断裂对于页岩气富集、保存的影响认识还不够深入,严重影响了页岩气目标评价、勘探部署以及高效勘探。虽然在焦石坝外围复杂构造区页岩气勘探取得重大突破,但钻探情况仍不太乐观。本文通过对焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型井进行详细解剖,从压力系数、断裂、裂缝、构造特征、顶底板、含气性等方面对典型井进行分析,认识到不同地区含气性存在较大的差异。川东南地区距离东南部雪峰造山带越近,保存条件总体变差;盆外向斜宽缓、埋深越深、断裂越不发育,保存条件则越好;盆缘复杂构造区保存条件均较差。

With the rapid progress of shale gas exploration and development, the complexity of shale gas ac-cumulation and preservation is emerging gradually. The impact of preservation is not well under-stood, which seriously affects shale gas target evaluation, exploration deployment and efficient exploration, especially in complex structural areas, structures and faults. Although a major breakthrough has been made in shale gas exploration in the complex structural area around the Jiaoshiba, the drilling situation is still not optimistic. In this paper, the typical shale gas wells in different regions in the complex structural areas around the Jiaoshiba are dissected in detail, ana-lyzed from the aspects of pressure coefficient, fracture, fracture, structural characteristics, roof and floor, gas bearing properties, etc, which is recognized that there are significant differences in gas content in different regions. The closer Southeast Sichuan is to the Xuefeng orogenic belt, the worse the preservation condition is; extrabasinal syncline width is slow, buried depth is deeper, fracture is less developed, preservation condition is better; the complex structure condition of basin edge is poor.

1. 引言

北美地区是全世界最早发现页岩气的地区。1821年,在美国东部的泥盆系的页岩层中钻探出世界上第一口页岩气井;1914年,发现了第一个页岩气田-Big Sandy气田;1981年,被誉为Barnet页岩气之父的乔治米歇尔对Barnet页岩C. W. Slay No.1井实施了大规模的压裂,并获得了成果,真正意义上实现了页岩气的突破 [1]。

在我国,2005年以来,借鉴国外特别是北美先进的页岩气研究经验,我国相关部委和企业开始进行了页岩气的资源调查、评价、富集主控因素研究及工业化的实验。在前期不断的尝试和研究下,目前中石油中石化等企业相继取得重大突破。中石油在2012年获国家发改委和国家能源局批准建成了长宁–威远国家级示范区,2017年年度累计产页岩气约13亿方;中石化勘探分公司2011年实施部署了焦页1井,2012年11月获得日产20.3万方的页岩气流,我国最大的页岩气田,涪陵页岩气田被发现。截止2017年7月,累计探明地质储量达到6008.14亿方。

2. 研究区概况

涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区焦石坝镇,构造位置位于齐岳山断裂以西、四川盆地东部川东隔挡式褶皱带,川东高陡褶皱带万县复向斜,目前主要由涪陵焦石坝地区五峰组–龙马溪组气藏组成。产气层主要为五峰–龙马溪组一段灰黑色的炭质笔石页岩。涪陵页岩气气层厚度80~100 m,深水陆棚相优质页岩气层厚约为40 m左右。涪陵页岩气田是国内第一个大型页岩气田,同时也是全球除北美以外第一个投入商业开发的大型页岩气田。

四川盆地受多期次、多方向、多方式构造应力影响,构造表现为多构造边界和多构造体系特征(图1),南部大娄山、东南雪峰山隆起至齐岳山、大巴山为四川盆内盆外构造边界 [2] [3] [4]。主要构造带有盆外的湘鄂西断褶带、黔北断褶带,盆内有川东高陡褶皱带、帚状断褶带、华蓥山断褶带、泸州–赤水构造叠加带,控制构造带的主要断层有齐岳山断层、华蓥山断层、綦江断层、南川–遵义断层、赫章–金沙断层、垭都–紫云–罗甸断层,整体表现为多构造边界的复杂构造体系,可分为NE-SW向展布并向NW突出的弧形构造体系、近南北向构造体系、近东西向构造体系、“S”型构造体系 [5] [6] [7]。

四川盆地及周缘隶属于一级大地构造单元扬子地块,主要包含了雪峰山隆起带、川鄂湘黔褶皱带、四川盆地龙门山褶皱冲断带、米仓山隆起带、南大巴山褶皱冲断带、滇黔北部坳陷、康滇隆起8个二级构造单元。川东南和川西南地区地跨四川盆地、川鄂湘黔褶皱带、峨眉山-凉山块断褶带3个二级构造单元 [8]。

川东南地区受雪峰山和大娄山联合作用,同时受南川–遵义断层、垭紫罗断层、齐岳山断层、赫章–金沙断层的共同制约。川中隆起对雪峰山推覆造成阻挡而产生川中阻挡构造应力,大巴山推覆和雪峰山推覆角度差异而形成大巴山旋转应力。盆内由于川中阻挡构造应力的影响形成华蓥山造山带,又由于华蓥山的影响由北西向南东,形成了帚状构造带隔档式背斜 [9]。川西南地区在康滇构造带、大凉山断褶带内引起的地层变形、多层系的差异滑脱、齐岳山断层的差异作用以及川中隆起的作用下,形成多构造体系的复合与联合,使其构造格局多样化。以构造变形及区域大断裂为依据,将川西南地区划分为四川盆地、滇黔北部坳陷、康滇隆起3个二级构造单元,进一步划分为泸定–米易断隆、米市–江舟断陷、峨眉山断隆、凉山断褶带、滇北斜坡带、川西南低缓断褶带6个三级构造单元 [10] [11]。

Figure 1. Structure map of Sichuan basin and peripheral margin

图1. 四川盆地及周缘构造纲要图

本次研究范围包含了川东南焦石坝南、南天湖和川西南五指山-美姑东地区。焦石坝南地跨义和–凤来褶皱带、焦石坝–涪陵褶皱带和白马-南川断褶带3个四级构造区,南天湖属于南天湖斜坡带。五指山–美姑东属于三级构造区川西南低缓断褶带的四级构造区沐川-雷波西坡带。

3. 焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型钻井解剖

从川东南地区的勘探实践分析,距离东南部雪峰造山带越近,保存条件总体变差。

盆内隔档式变形带总体保存条件好,富顺、永川及焦石坝构造主体、丁山深部等钻井压力系数都在1.5以上,仅高陡构造主体核部附近保存条件中等;盆缘复杂构造带保存条件复杂保存条件从差到好均有发育,除焦石坝南部复杂构造区除平桥断背斜取得较高的压力系数外,白马复向斜、南天湖斜坡、丁山构造主体、仁怀斜坡等钻井都显示保存条件受到了不同程度的破坏;盆外保存条件总体较差,槽挡转换带宽缓向斜具有中等保存条件,目前在武隆向斜、安场向斜、桑拓坪向斜、安场向斜等取得了一定的发现,但是钻井基本为常压特征;隔槽式构造带保存条件差,目前的钻井均未取得页岩气发现。

(一) 四川盆地外围构造破坏区

四川盆地盆外页岩气探井主要位于残留向斜区,向斜宽缓、埋深越深、断裂越不发育,保存条件则越好。此外,前文述及,越靠近造山带,起始抬升时间越早,页岩气后期遭受破坏作用的时间越长,页岩气保存条件越复杂。

彭水地区

彭页1井、彭页3井井位于川东南彭水区块,目的层为五峰组-龙马溪组页岩气层,其中彭页1井目的层埋藏深度2150 m左右,彭页3井目的层埋深3019 m。彭水地区五峰组-龙马溪组优质页岩发育,其中彭页1井富有机质暗色泥页岩总厚度达103 m,2136~2160 m五峰组-龙马溪组层段现场解吸总含气量为1.3~2.3 m3/t。

构造上位于桑柘坪向斜靠近核部位置。彭水区块地质构造属新华构造体系,位于鄂黔武隆起带向四川中台坳下降的斜坡上。晚侏罗世至晚白垩世间的燕山旋回的宁镇运动,以水平挤压为主,形成老厂坪背斜、普子向斜、郁山背斜、桑柘坪向斜、筲箕滩背斜等规模巨大的北北东向褶皱及筲箕滩、七梁子冲断层等伴生断裂(图2)。

彭页1井和彭页3井两口井均为常压,反映了桑柘坪向斜后期保存条件一般,地层压力不足以为页岩气的高产提供足够的能量,分析其原因,是由于桑柘坪向斜位于盆外较强的变形带,多期的构造演化和抬升剥蚀,地层埋深较浅,且目的层段距离剥蚀露头区较近,其中彭页1井距露头区6 km,彭页3井约8 km,容易发生较大规模的侧向逸散,造成了该地区的泄压。而随着埋深和距离剥蚀区距离的增大,彭页3井含气性要优于彭页1井。

(二) 四川盆地盆缘复杂构造区

到目前为止,紧邻四川盆地控盆断裂钻井钻探效果基本都不太理想,显示了控盆断裂对于页岩气保存的破坏影响。典型的钻井有川西南的民页1井和川东南的天页1井,此外川东南盐志1井、利页1井、仁页1井等也同属于紧邻控盆断裂钻井,钻探效果皆不理想。

1) 川西南民页1井

民页1井位于四川盆地川西南屏边复向斜屏边断背斜,目的层位五峰组–龙马溪组优质页岩,目的层埋深3100 m左右,优质页岩厚31.6 m。平均TOC2.61%。实钻页岩层段含气性差。民页1井共钻遇71.0 m/26层油气显示。其中,五峰组–龙马溪组无油气显示层。五峰组–龙马溪组全烃0.08%~1.52%,平均0.45% (受消泡剂影响);甲烷0.02%~0.313%,平均0.075%。钻井液密度1.56~1.60 g/cm3。优质页岩气层段含气量最小值0.029 m3/t,最大值0.125 m3/t,平均值0.065 m3/t。

Figure 2. Structure map of Pengye 1 well of Pengshui block

图2. 彭水地区彭页1井构造位置图

民页1井保存条件不佳的主要原因分析主要为:

① 区域构造改造较强,断裂性质复杂,封闭性不佳

五指山–美姑地区燕山运动以前主要处于拉张应力环境中,形成一系列正断层,燕山晚期–喜山期至今区域应力场转为近东西向挤压剪切应力,在其作用下先期形成的断层(小江断裂、甘洛–昭觉断裂等)反转为逆断层,在产生挤压褶皱的同时形成了一系列新的南北或北北西向的断层。由于断层在不同部位和不同层位,断层走向和现今最大水平主压应力方向都会发生变化,二者夹角相应改变,因此需要分部位、分层位评价断层封闭性。根据以往勘探经验,二者夹角为90˚~67.5˚时封闭性最好,为67.5˚~45˚时封闭性好;为45˚~22.5˚时封闭性较差,为22.5˚~0˚时不具封闭性,可作为渗流通道。

② 近南北向断裂体系向南部沟通至志留系地层剥蚀区,造成大规模的页岩气散失

三级断裂以NNW向为主,长度13~25 km,断距100~1100 m,主要为二级断裂喜山期重新活动派生断层。且井区周边断裂与东南部志留系博士去相连接,更容易造成页岩气的大规模散失。

③ 民页1井裂缝尤其是顺层缝发育,区域滑脱作用强烈,页岩气横向散失破坏严重。

成像测井显示,民页1井发育37条高阻缝,其中1~4号层发育高阻缝36条。优势走向为北北西–南南东,倾向为南西西,倾角为43˚~88˚。龙马溪组二段发育1条高导缝,走向为北东东–南西西,倾向为北北西,倾角为33˚。总体显示了高导缝不发育,高阻缝及诱导缝发育的特征(图3图4)。目前页岩气钻井勘探证实,无论是焦石坝主体构造区、南部复杂构造区以及盆外复杂构造区,高角度裂缝对于页岩气的保存都具有极大的破坏作用。民页1井区五峰组–龙马溪组的张性高角度缝与大量水平缝形成了立体的渗流通道,造成了页岩气的破坏性散失。

尽管高角度缝总体发育不多,但该井水平缝极其发育(岩心统计500条) (图5),与张性高角度缝组成立体的渗流通道,在断层封闭性能较差的情况下页岩气发生了大规模散失作用,导致现今含气性差。

2) 天页1井

天页1井位于川东南地区川东高陡褶皱带南天湖构造,目的层为下志留统龙马溪组–上奥陶统五峰组页岩。目的层埋深3920 m左右。天页1井优质页岩厚33 m。平均TOC 3.41%。五峰组–龙马溪组全烃

Figure 3. The faults system of Minye 1 well

图3. 民页1井断裂体系图

Figure 4. High Angle seam filling feature map of Longmaxi Formation of Minye 1 well

图4. 民页1井龙马溪组高角度缝充填特征

Figure 5. Core fracture statistics map of Jiaoye 8-Minye 1 wells

图5. 焦页8-民页1井岩心裂缝统计图

0.01%~0.41%,平均0.19%。钻井液密度1.25~1.41 g/cm3。现场含气量测试0.029~0.135 m3/t (20个样品)。岩心出筒浸水试验仅底部岩心见少量气泡呈线状逸出,且持续时间短。

天页1井含气性差的主要原因可以总结为以下几点:

① 断裂发育,封盖作用缺失

天页1井井区断裂极其发育(表1)各级次断裂密度可达1条/2 m,发育3条局部断裂,距石柱复向斜边界断裂距离分别为1.99、2.96 km (图6)。局部断裂破坏上部盖层的完整性,可能造成破坏性影响。

② 断裂封闭性不佳,且沟通了南部露头剥蚀区

现今最大水平主应力与构造单元控制断裂夹角为60˚,显示了北东向断层封闭性较差,南部近东西向断层对井区封闭性可能不佳。天页1井井区断裂大多为北东-南西向,且向南部沟通了志留系露头区,是页岩气散失的重要通道。

天页1井处于石柱复向斜向齐岳山复背斜转换带,高角度裂缝总体不发育,龙马溪组中下部地层中见少量高阻缝,上部见少量高导缝(图7)。但是五峰组上部共发育4层复杂裂缝集中段,缝宽最大可达2 cm以上,发育密度和裂缝规模远强于焦石坝及南部复杂构造区,显示了本区强烈的滑脱作用和断裂改造作用。龙马溪组底部及五峰组顺层缝极为发育,密度可达1条/10 cm,多显擦痕、镜面等层滑特征,且被高角度缝复杂化,显示了本区强烈的滑脱作用和断裂改造作用。

3) 焦石坝南

焦页5井位于位于焦石坝南乌江断裂、白家断裂夹持的鸭江断鼻,优质页岩厚度43 m,平均TOC 3.25%,平均含气量2.5 m3/t,地层实测压力系数1.0。显示保存条件一般。分析认为距乌江走滑断裂较近及裂缝发育是页岩气保存不佳的主要原因,焦页5井井口距破坏性断层乌江、白家断裂分别为2.1 km、3.9 km,垂直断距分别为454 m、738 m (图8)。

相较于逆断层,走滑断裂对保存条件破坏更大。焦石坝主体区南部乌江断裂即显示走滑性质,断距距900 m,焦页5井距乌江断裂较近,页岩气逸散较强,压力系数低。焦页5井断裂衍生断层、裂缝发育,不利于页岩气保存。乌江断层所夹持的南部向斜区孔隙度明显下降,且多发生漏失,反应页岩气

Figure 6. Seismic interpretation profile map of NTH2014-NW8 survey line of the Nantian Lake block

图6. 南天湖地区NTH2014-NW8测线地震解释剖面图

Table 1. Fracture statistics of surrounding of Tianye 1 well

表1. 天页1井周边断裂统计表

Figure 7. Imaging log crack statistics map of Tianye 1 well

图7. 天页1井成像测井裂缝统计图

Figure 8. Structural feature seismic profile map of Jiaoye 5 well

图8. 焦页5井构造特征地震剖面

保存条件变差,也反映了呈北西走向的乌江断裂晚期的走滑影响较大,封堵性较差。高角度裂缝和微小断层相对发育,且见到较多未被充填的裂缝(图9),易于页岩气垂向散失。

焦页8井位于平桥断背斜,优质页岩厚度35.8 m,平均TOC 2.43%,平均含气量3.65 m3/t,地层实测压力系数1.65,显示了良好的保存条件。分析认为平桥东西断裂封闭性较好及裂缝不发育是该井保存条件良好的主要原因。

焦页8井井口距平桥西、平桥东断裂分别为2.0、0.74 km,平桥西、平桥东断裂垂直断距分别为680 m、337 m (图10)。

Figure 9. Comprehensive interpretation results of FMI fractures map of Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoye 5 well

图9. 焦页5井五峰组–龙马溪组FMI裂缝综合解释成果图

Figure 10. Tectonic features contrast seismic profiles map of Jiaoye 8 well

图10. 焦页8井构造特征对比地震剖面

构造抬升较晚,与焦石坝主体相似,处于白家断裂带西第一排构造;早期冲断影响大,与焦石坝主体相似,构造走向呈简单的北东向,现今最大主应力方向体现晚期走滑相对较弱,断裂封堵性较好。构造应力简单,也造成高角度裂缝相对不发育,裂缝主要受褶皱作用影响(图11)。边缘断裂封闭性好,顶底板条件好,总体保存条件较好,压力系数1.56。

4. 顶底板条件是页岩气后期保存的必要因素

(一) 龙马溪组、牛蹄塘组特征及对比

五峰组–龙马溪组页岩气层顶、底板与页岩气层位连续沉积;顶、底板厚度大、展布稳定、岩性致密、突破压力高,封隔性好。五峰组–龙马溪组一段页岩气层顶板为龙马溪组二段发育的灰色–深灰色中–厚层粉砂岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂质泥岩,厚度50 m左右;底板为临湘组和宝塔组连续沉积的深灰色含泥瘤状灰岩、灰岩等,总厚度30~40 m,区域上分布稳定,空间展布范围较广。五峰组–龙马溪组的顶底板致密有利于油气的早期保存,牛蹄塘组页岩底板多为渗透性白云岩储层,不利于油气的早期保存。

(二) 不同构造位置顶底板类型及特征存在差异

1) 焦石坝地区

页岩气层顶板为龙马溪组二段发育的灰色–深灰色中–厚层粉砂岩、泥质粉砂岩,厚度50 m左右;底板为上奥陶统临湘组深灰色含泥瘤状灰岩、灰岩等,总厚度为30~40 m,区域上分布稳定。焦石坝区块龙马溪组二段的粉砂岩孔隙度平均值为2.4%,渗透率平均值为0.0016 × 10−3 μm2,在80℃条件下,地层突破压力为69.8~71.2 MPa;下伏临湘组孔隙度平均值为1.58%,渗透率平均值为0.001 7 × 10−3 μm2,在80℃条件下,地层突破压力为64.5~70.4 MPa,顶底板突破压力对页岩气的聚集起到重要作用。综上所述,焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩气层顶底板厚度大、展布稳定、岩性致密、突破压力高,封隔性好(图12)。

2) 川西南地区

民页1井顶板为泥岩,突破压力为0.002 MPa,渗透率为164 md;底板为瘤状灰岩,突破压力为35.8 MPa,渗透率为0.092 md。因此,川西南地区顶底板物性相对较差(图13)。

Figure 11. Comparison diagram of FMI comprehensive fracture interpretation results map of Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoye 5, 6, 7, 8 wells

图11. 焦页8井与焦页5、6、7井五峰组-龙马溪组FMI裂缝综合解释成果图对比图

Figure 12. Composite columnar section of Jiaoye 8 well

图12. 焦页8井综合柱状图

Figure 13. Composite columnar section of Minye 1 well

图13. 民页1井综合柱状图

(三) 构造抬升使顶底板连续性存在一定的差异性

1) 焦石坝主体区

顶板(龙二段以上)高角度裂缝发育,纵向分布不连续。页岩气层段高角度裂缝总体不发育,自封闭性好。因此,焦石坝主体区顶板高角度裂缝发育,纵向分布不连续(图14)。

2) 焦石坝南地区

焦石坝南地区典型井顶板(龙二以上)和页岩气层段都发育高角度裂缝,除焦页6井纵向连续分布外,其他呈不连续分布。页岩气层焦页6井、焦页5井最为发育,自封闭性较差;焦页7、8井主要发育在一、二亚段,三亚段高角度裂缝不发育,自封闭性好。因此,高角度裂缝发育,纵向分布大多不连续,断裂交汇处连续分布(图15)。

3) 南天湖、川西南地区

天页1井顶板和页岩气层段高角度裂缝均欠发育,断裂作用导致封闭性丧失。民页1井顶板高角度裂缝均欠发育,断裂作用导致封闭性丧失;页岩气层段高角度缝集为发育,自封闭性差。因此,断裂作用导致顶底板破坏(图16图17)。

Figure 14. FMI crack interpretation results of the main body of Jiaoshiba

图14. 焦石坝主体区FMI裂缝解释成果图

Figure 15. FMI crack interpretation results of the main body of Jiaoshiba

图15. 焦石坝南地区FMI裂缝解释成果图

Figure 16. Tectonic features contrast seismic profiles map of Minye 1 well

图16. 天页1井、民页1井构造特征对比地震剖面

Figure 17. FMI crack interpretation results map of Tianye 1 well (left) and Minye 1 well (right)

图17. 天页1井(左)、民页1井(右)FMI裂缝解释成果图

5. 结论

通过对焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型井的详细解剖,我们认识到:

(一) 川东南地区距离东南部雪峰造山带越近,保存条件总体变差;盆外向斜宽缓、埋深越深、断裂越不发育,保存条件则越好;盆缘复杂构造区保存条件均较差。相较于逆断层,走滑断裂对保存条件破坏更大。

(二) 顶底板条件是页岩气后期保存的必要因素。不同构造位置顶底板类型及特征存在差异,焦石坝地区五峰组–龙马溪组页岩气层顶底板厚度大、展布稳定、岩性致密、突破压力高,封隔性好;川西南地区顶底板物性相对较差;构造抬升使顶底板连续性存在一定的差异性,焦石坝主体区顶板高角度裂缝发育,纵向分布不连续;焦石坝南地区高角度裂缝发育,纵向分布大多不连续,断裂交汇处连续分布;南天湖、川西南地区断裂作用导致顶底板破坏,自封闭性差。

文章引用:
张晖, 刘月雯, 魏祥峰. 焦石坝外围构造复杂区不同地区页岩气典型井解剖[J]. 矿山工程, 2018, 6(3): 183-198. https://doi.org/10.12677/ME.2018.63025

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