元壩大安寨灰巖-砂巖-頁巖儲集模式及開發對策

孫天禮，歐成華，郭 威，朱 國，陳 偉，張峙岳，彭仕軒，閆 博

(1.中國石化西南油氣分公司，四川 閬中 637400；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.西南石油大學，四川 成都 610500)

0 引 言

川東北地區元壩區塊處于四川盆地川北低緩構造帶，受龍門與秦嶺造山帶活動應力場調整的影響，元壩區塊大安寨段沉積期進入沉降緩慢的陸內坳陷階段，區塊內廣布濱淺湖亞相，局部為半深湖亞相，沉積了一套介殼灰巖、粉細砂巖、頁巖不等厚混層狀地層，按照旋回結構與巖性變化特征，從上至下可進一步細分為大一、大二和大三3個層[1-3]。元壩區塊大安寨段地層有機質含量豐富，以腐泥型干酪根為主，灰巖-砂巖-頁巖混合儲集體發育，有利于天然氣的生成與富集[4-5]。該區塊在大安寨段YB21井鉆遇厚度為47.7 m的由致密介屑灰巖、致密砂巖與泥頁巖構成的混合沉積儲集體，測試日產氣達50.70×104m3/d，顯示出良好的天然氣勘探開發潛力[5]。然而，截至目前，國內外尚未有可借鑒的致密灰巖-砂巖-頁巖混合儲集體分布特征與組合模式方面的研究成果，嚴重制約了元壩區塊大安寨段天然氣的高效開發與利用。因此，在前人研究成果[1-5]的基礎上，緊密圍繞川東北地區元壩區塊大安寨段致密灰巖-砂巖-頁巖中天然氣儲集模式與開發對策開展深入研究，所獲成果不僅有利于川東北地區天然氣生產再上新臺階(元壩氣田2014年已取得深部海相碳酸鹽巖天然氣開發突破)，也可為碳酸鹽巖、砂巖與頁巖混合儲集天然氣高效開發提供新認識。

1 儲集體沉積成因與測井響應特征

儲集體沉積成因與測井響應特征研究是進一步開展儲集體分布特征與組合模式研究的前提和基礎，是在前人有關地層劃分[2]和沉積相分析[3]基礎上，充分利用元壩區塊下侏羅統自流井組大安寨段豐富的測井及錄井資料、巖心和巖屑及相關分析化驗資料完成的。

1.1 沉積微相類型、特征及對應的儲集體類型

依靠巖心、巖屑及相關分析化驗資料，利用巖心相標志分析方法，在判定川東東地區元壩區塊下侏羅統自流井組大安寨段主要發育淺湖亞相[3]的前提下，進一步識別出介殼灘、淺湖泥、壩砂和灘砂4類微相(圖1)，各微相的沉積特征及測井相具有如下特征。

介殼灘微相(圖1a—c)：灰褐色薄層狀介殼灰巖與深灰色、灰黑色泥頁巖，灰色泥灰巖不等厚互層，介殼厚度不大且較為破碎，水動力中等或強，自然伽馬曲線與無鈾伽馬曲線呈現中高幅漏斗形或舌形特征。

淺湖泥微相(圖1a、b)：以灰黑色頁巖、灰黑色或深灰色泥巖與灰色粉砂質泥巖為主，可見灰色泥質粉砂巖夾層，偶見條帶狀微晶介殼灰巖，厚度中等，局部厚度較大，發育塊狀層理、水平層理、波狀層理，水動力弱，自然伽馬與無鈾伽馬曲線呈低幅平直或齒化。

壩砂微相(圖1c)：以灰色細砂巖為主，可見部分灰色粉砂巖，分選和磨圓較好，可見低角度交錯層理、波狀層理，單砂層中等或較厚，反粒序復合韻律為主，自然伽馬與無鈾伽馬曲線呈中幅或中低幅漏斗形、鐘形或其組合。

灘砂微相(圖1a、d)：以灰色粉砂巖、灰色泥質粉砂巖或褐灰色灰質粉砂巖為主，部分夾灰色泥巖薄層，發育波狀層理和透鏡狀層理，單砂層較薄，呈反韻律，見垂直蟲孔和斜交蟲孔，自然伽馬與無鈾伽馬曲線呈中高幅指形或刺刀形。

依據研究區過路井的測井資料，分別采用常規測井和頁巖測井解釋方法[6-8]開展物性和含氣性解釋，先后在介殼灘中識別出致密灰巖儲集體，在淺湖泥中識別出頁巖儲集體，在壩砂和灘砂中識別出致密砂巖儲集體，形成了沉積微相-儲集體-氣層一體化綜合轉換模式(圖1)，為后續各類儲集體測井響應特征分析奠定了基礎。

圖1 元壩區塊大安寨段沉積微相-儲集體-氣層一體化綜合轉換模式

1.2 致密灰巖、砂巖與頁巖儲集體的沉積成因類型及測井響應特征

對比研究區不同井的沉積微相-儲集體-氣層一體化綜合轉換模式(圖1)，研究沉積微相、儲集體和油氣層之間的對應關系，分析儲集體典型的巖性、物性、含氣性和電性特征，通過歸類、篩選和組合，揭示出致密灰巖、砂巖與頁巖儲集體的沉積成因及其測井響應特征(表1)。結果表明：元壩區塊大安寨段同時發育薄層致密灰巖、致密砂巖和頁巖儲集體，頁巖儲集體不僅單層厚度較前兩者大，且單井累計厚度所占比例也較前兩者高；3類儲集體均為特低孔致密儲層，測井響應特征十分明顯，易于識別。

表1 元壩區塊大安寨段儲集體沉積成因類型與響應特征對比

2 儲集體分布特征與組合模式

儲集體分布特征與組合模式研究是通過其沉積成因與測井響應特征，利用儲集體測井識別與縱橫向分布以及平面分布表征得以實現。

2.1 縱橫向分布特征與組合模式

依靠前述工作支撐，繪制了典型井沉積微相-儲集體-氣層綜合柱狀圖(圖1)和沉積微相與儲集體橫向分布剖面圖(圖2)，總結了儲集體的縱橫向分布特征與組合模式。

儲集體縱橫向分布特征(圖1、2)表現為：①介殼灘發育致密灰巖儲集體，淺湖泥發育頁巖儲集體，壩砂或灘砂中識別出致密砂巖儲集體，表明沉積微相類型決定了儲集體類型；②受破壞性成巖作用，如壓實、壓溶、膠結、重結晶等影響，原本儲集性能較好的介殼灘、壩砂或灘砂，會出現不同程度的降低甚至失去儲集性能，成為非儲集體；③受建設性成巖作用的影響，如有機質干酪根熱解成烴作用、頁巖中滯留地層水的熱蒸發作用、具有結晶水的黏土礦物脫水作用、地下水溶解作用等的改造，會使原本沒有儲集性能的部分淺湖泥產生儲集性能，成為頁巖儲集體；④致密灰巖、致密砂巖、頁巖儲集體的單層厚度大多較小，橫向延伸范圍均不大，難以單獨在局部形成天然氣開采有利區。

圖2 元壩區塊大安寨段典型井沉積微相與天然氣儲集體橫向分布剖面圖

縱橫向組合模式包括：①致密灰巖-砂巖-頁巖集中分布式(圖1a)；②致密灰巖-頁巖組合式(圖1b)；③致密灰巖-砂巖組合式(圖1c)；④致密砂巖-頁巖組合式(圖1d)；⑤孤立式(圖2中YL10、YB9井底部)。各組合模式特征詳見表2。

表2 元壩區塊大安寨段儲集體縱橫向組合模式類型、特征、分布頻次對比

2.2 平面分布特征與疊合模式

將研究區各口單井的儲集體厚度累計到各個單層上，利用儲集體縱橫向分布模式確定各類儲集體的平面延伸范圍，結合沉積微相平面分布圖，編制出元壩區塊大安寨段大一、大二層和大三層各類沉積微相與儲集體平面分布圖、儲集體單井累計厚度與平面面積分布百分比圖(圖3～5)，進一步總結元壩區塊儲集體的平面分布特征與模式。

由圖3～5可知，大一、大二、大三層平面分布特征總體表現為：層內分布零散且不均衡，層間分布集中程度與面積的差異均較大。頁巖儲集體主要分布在大二層的西南、中部偏南和偏東區域以及大三層的中部區域，零星分布在大一層西部邊緣、東部局部及大三層的東南邊緣局部。致密灰巖儲集體成片分布在大一層的南部和大二層的西南部，零星分布在大一層西南、東部以及大二層的東南緣和大三層的東南部和東部局部。致密砂巖儲集體主要分布在大一層西部和西北部以及大二層西北部和東部，零星分布在大二層西南局部以及大三層西北和西南局部。各層各類儲集體的單井厚度百分比與面積百分比之間存在著較大差異，厚度大并不意味著面積大，厚度小而面積可能大，這充分反映了研究區儲集體的縱橫向分布以及平面分布的非

均質性均極其強烈，對研究區的開發突破帶來了極大的挑戰。

表3為元壩區塊大安寨段儲集體平面分布模式，由表3可知，平面分布模式包含5種類型：①致密灰巖-砂巖-頁巖疊合式(圖4a中部)；②致密灰巖-頁巖疊合式(圖4a中南部、東南部，圖5a東南部)；③致密灰巖-砂巖疊合式(圖4a中南部)；④致密砂巖-頁巖疊合式(圖3a西緣局部，圖4a西南部、中南部、東南部，圖5a中南部)；⑤孤立式(圖3～5中均有分布)。

圖3 元壩區塊大一層儲集體分布特征

圖4 元壩區塊大二層儲集體分布特征

圖5 元壩區塊大三層儲集體分布特征

表3 元壩區塊大安寨段儲集體平面分布模式類型、特征及分布頻次對比

3 開發潛力及開發對策

3.1 開發潛力

前人研究表明[4]：大安寨段為四川盆地的優質烴源巖，在生烴能力得到保障的前提下，大安寨段天然氣富集潛力區主要分布在儲集體規模大且分布穩定的區域。

分析圖3～5，可篩選出YB21井—YB11井一帶為元壩區塊大安寨段天然氣富集潛力區，該潛力區具有如下優勢。

(1) 厚度分布穩定：在潛力區范圍內，下部大三層分布有厚度為5.23～21.10 m、局部連片的頁巖儲集體，同時，零星分布有厚度近2.00 m的致密砂巖儲集體；大二層頁巖儲集體厚度為6.10～27.60 m，連片分布，致密灰巖儲集體厚度為3.90～7.50 m，局部連片，同時，零星分布厚度為2.00 m左右的致密砂巖儲集體；大一層在YB21井處局部分布厚度超過2.00 m的致密灰巖儲集體，YB11井—YB9井一帶則連片分布厚度為2.50～15.10 m的致密灰巖儲集體。

(2) 組合優勢明顯：由表1及圖1、2可知，研究區各類儲集體均具有巖性致密、物性差、單層厚度薄，橫向及平面延伸范圍有限等特征。僅就單層單類儲集體而言，不利于天然氣富集和開發，但如果將潛力區范圍內大安寨3個層的各類儲集體組合在一起，則不僅具有生儲組合優勢(圖3～5中，下部大三層和大二層頁巖發育，大二層和大一層致密灰巖發育，大三層和大二層局部還分布有致密砂巖)，包括自生自儲、自生臨儲、下生上儲等多種生儲組合，匯聚成局部的天然氣富集區，而且潛力區內具有表3所示的5類儲集體疊合類型，其中尤以致密灰巖-砂巖-頁巖集中分布式、致密灰巖-頁巖組合式2類分布規模大，這些疊合類型組合在一起，資源規模大幅度增加，很好地彌補了單層單類儲集體天然氣資源不足、建設產能偏低、開發效益不高等缺陷。

由此可見，大安寨灰巖-砂巖-頁巖混合儲集模式，既是兼具常規與非常規天然氣特點的新儲集模式，又是元壩區塊以及類似地區天然氣深入開發必須面對的新課題。

3.2 開發對策

截至目前，國內外還沒有在灰巖-砂巖-頁巖儲集體中實現高效開發天然氣的技術體系和成功案例。這是由于灰巖-砂巖-頁巖混合儲集模式開發，不僅需要解決儲集體巖性致密、物性差、單層厚度薄、橫向及平面延伸范圍有限等常規難題，還要克服不同類別儲集體間壓力差異、滲流模式差異和產出效率差異等帶來的層間干擾和能量損失。

水平井+分段壓裂是當前國內外致密油氣藏開采普遍采用的技術開發體系[9-15]。元壩區塊大安寨段屬于致密儲層，需要利用水平井+分段壓裂等手段進行人工改造后才能形成產能。圍繞元壩區塊大安寨段天然氣致密混合儲集模式特點，在水平井+分段壓裂技術的基礎上，提出如下開發策略以供參考(表4)。

表4 元壩區塊大安寨段天然氣致密混合儲集模式開發策略

3.2.1 孤立式

孤立的致密灰巖、致密砂巖和頁巖天然氣儲集體開發的關鍵是要尋找到具備工業化建產要求的“甜點”區。對于致密灰巖氣、致密砂巖氣或頁巖氣“甜點”，采用水平井+大規模分段重復壓裂技術組合進行開采即可，不再贅述。

3.2.2 致密灰巖-砂巖疊合式

致密灰巖氣與致密砂巖氣在空間上形成的疊合氣藏，如完全屬于同一個氣藏壓力系統，則直接利用水平井+大規模分段重復壓裂技術組合進行合層開采，不會產生層間干擾及多余能耗；如兩者或兩者的組合不屬于同一個氣藏壓力系統，將會產生層間干擾及多余能耗，為避免層間干擾及多余能耗，需要考慮分層系開發策略。研究區單類儲集體資源規模有限，單類儲集體開發難以達到工業化生產的經濟指標下限，因此，需要通過優化多分支水平井[16]和分層采氣工藝[17]及小規模儲集體內局部壓裂技術組合，達到分儲集體類型同時開采的目標，其技術關鍵是要設計出不同的分支水平井，鉆遇不同的儲集體，同時壓裂規模控制在分支水平井軌跡鉆遇的同一類儲集體中。因此，需要精確定位水平井軌跡，使之避免鉆遇到不同的儲集體中，同時還要精確控制壓裂規模，避免壓開不同類型的儲集體。

3.2.3 致密灰巖-頁巖、致密砂巖-頁巖或致密灰巖-砂巖-頁巖疊合式

吸附和游離是頁巖中常見的2種氣體賦存方式，而致密灰巖或致密砂巖中則只存在游離氣，因此，無論是致密灰巖，還是致密砂巖，氣體在地層中的運動方式都與頁巖中的不同。合層共采必然帶來層間干擾及多余能耗，嚴重降低產能，甚至停產，但分層開采，產出氣又難以達到工業化生產經濟效益要求。

為了提高合層產氣效率，避免層間干擾，可以統一采用上部采氣、下部供氣的方式優化水平井+分段壓裂技術，具體措施為：設計水平井軌跡盡量控制在上部的灰巖或砂巖中(若上部為頁巖，也可鉆遇其中)，壓裂規模要在能壓開上部灰巖或砂巖的同時，壓碎整個頁巖儲集體，從而打通不同類型儲集體間的流通路徑。將生產層位統一設計在上部儲集體，一是上部采氣會使上部儲集體一直處于低勢能區，成為氣體流動的指定位置，能夠有效避免不同類型儲集體的層間干擾和多余能耗；二是通過下部儲集體的持續供氣，可維持較高的產氣能力，提高開采效益。

上述開發策略能否取得成功，還需要更多的實踐檢驗和理論論證，這也是灰巖-砂巖-頁巖儲集體天然氣開發下一步需要攻關的方向。

4 結 論

(1) 元壩區塊大安寨段為一套包括介殼灘、淺湖泥、壩砂和灘砂的混合沉積體系，在沉積體系的控制和約束下，同時發育響應特征明顯、數量不等、強烈非均質分布的致密灰巖、砂巖和頁巖3類天然氣儲集體。

(2) 致密灰巖、砂巖和頁巖3類天然氣儲集體的巖性致密、物性差、單層厚度薄，橫向及平面延伸范圍有限，單類儲集體難以形成工業化天然氣產能，但縱橫向及平面形成的儲集體組合，則展示出較好的天然氣開發潛力。

(3) 元壩區塊大安寨段縱橫向儲集體組合模式包括致密灰巖-砂巖-頁巖集中分布式、致密灰巖-頁巖組合式、致密灰巖-砂巖組合式、致密砂巖-頁巖組合式和孤立式5類，對應存在5類平面疊合模式，即致密灰巖-砂巖-頁巖疊合式、致密灰巖-頁巖疊合式、致密灰巖-砂巖疊合式、致密砂巖-頁巖疊合式、孤立式。

(4) 針對不同的混合儲集模式特點，優化相應的水平井鉆井+水平井分段壓裂技術組合與工藝流程是元壩區塊大安寨段天然氣致密混合儲集模式得以成功開發的關鍵。