截至目前，涪陵页岩气虽然高产稳产，但不能以此为例盲目外推。

　　○ 文/张 抗

　　两年来，涪陵页岩气田几乎所有试采井获高产稳产，储量丰度值亦相当高。该气田有明显的特殊性且与常规构造裂隙油气藏有一定相似性、过渡性。显然，不可仅按焦石坝的情况简单外推，去规划四川盆地内外的页岩气近期的储产量增长。而要更重视在实践中认识中国各地区、各时代、不同类型富有机质页岩含气的特殊性。

●从第一口探井计起，页岩气仅经过3年时间就取得国家认可的探明储量、建设第一批产能并实现商业开发、实现向区内外用户的稳定供气。(供图/CFP)

　　中国页岩气的突破经验

　　观点集锦：中国页岩气的成功首先是选择了四川盆地及东南缘等优选地区这一正确的突破口。

　　如果从第一口探井焦页1井计起，仅经过3年时间就完成了区块勘探、取得经国家认可的探明储量、建设了第一批产能并实现商业开发、实现向区内外用户的稳定供气，空前的速度达到国际先进水平。这一成果至少说明两个问题。

　　首先，中国页岩气开拓选择了正确的突破口。在一批专家及时推介北美页岩气进展的基础上，国家组织了由国土资源部油气资源战略研究中心牵头产学研相结合跨部门的研究，完成了对全国页岩气资源潜力的初步评估和选区评价，提出四川盆地及东南缘等一批优选的地区。

　　担负着开拓页岩气主力并占据有利区块的中石油、中石化在分析评价页岩气富集条件基础上首选了四川盆地东南缘的下古生界为主攻的方向，各自在其已登记的矿权区优选了目标部署勘探。在目标选择中明确提出：以页岩品质为基础、以保存条件为关键、以经济性为目的。中石化在优选的焦石坝地区，以五峰组—龙马溪组一段为目的层，在部署的第一口预探井焦页1井直井发现了优质的富有机质页岩和良好页岩气显示，进一步选择各项指标最好的五峰组—龙马溪组一段下亚段井深2395～2415m的20m厚作为水平井靶窗，果断决定不经直井压裂而直接进行长达1007.9m的水平段钻进(焦页1HF)和15段的大型加砂压裂，测试获得初产11万～50万立方米/天的高产气流。

　　这种高强度的“火力侦察”取得成功后又迅速布署三口新探井的钻井、压裂和试采，从而实现我国第一个页岩气田的发现。经综合研究认为其为弹性气驱、中深层、高压、干气气藏，用数据证明这是“源储合一”的页岩气。

　　需要强调指出的是，这种选区、选点的正确是有雄厚基础的。数十年不间断的基础地质、油气地质研究和大量的勘探工作，使我们对该四川盆地的地层、构造、油气生储盖组合、成藏和保存条件已有相当程度的认识。对涪陵首选的目的层五峰组—龙马溪组页岩的岩相古地理、厚度分布、有机质特点和埋深等已有比较详细的了解。没有这样的基础，首口预探井就获得突破，后续勘探的顺利完成和快速开发等很难一气呵成。

　　其次，中国非常规气的技术已有相当基础并在实践中取得快速发展。在中国页岩气开拓起步时，许多人认为缺乏必要的技术和设备是重大难点，也是“美国页岩气模式难以在中国复制”的原因之一。但事实上，中国规模开发致密(砂岩)气已有十余年的历史，逐步掌握了水平井和压裂的成套技术，甚至作为关键设备的压裂车已达到2500水马力的国际水平并开始出口。依托川东南页岩气示范区的实践，我国从事非常规油气的企业(包括设备制造)一开始就把工艺设备赶超国际水平和提高国产化率作为当务之急，发挥了“后发优势”在短短数年中取得显著进步。得力于此，涪陵页气田勘探开发后期的工艺技术已初步形成配套，国产设备的使用也促进了成本的降低。

　　涪陵试采高产井可稳产逾两年

　　观点集锦：对于页岩气来说，涪陵试采井的产量都应属高产，至少可稳产两年以上。

　　试采两年以来的产气特点

　　涪陵页岩气田采取了勘探开发一体化的方针，压裂成功的气井投入试采，初期曾用压缩天然气(CNG)外供，后逐步纳入集输系统对外供气。对试采井基本上采用两种方式：定产生产和不同压差生产。

　　其中，定产生产以焦页1HF、焦页1-3HF为代表，投入了8口井;不同压差生产有以1/4～1/3无阻流量生产井5口、1/5～1/4无阻流量生产井14口，以定压放喷试采的1口—焦页6-2HF。

　　焦页1HF是第一口投产井，2013年1月9日开始试采，单井产量4.5万～7万立方米/天，在538天采气中累计产气3300万立方米、平均日产气6.13万立方米。至今年1月9日,该井试采两周年之际累计产量4498万立方米、套压仍稳定在15 MPa。与焦页1HF在同一平台上的焦页1-3HF试采情况与之相似，在363天采气中平均日产气6.03万立方米，至去年6月30日仍保持产量6.16万立方米/天、套压24.20MPa、油压21.10 MPa。

　　不同压差生产有以1/4～1/3无阻流量生产井5口、1/5～1/4无阻流量生产井14口、以定压放喷试采的1口—焦页6-2HF，后者2013年9月30日开始试采，单井产量在18.6万 ～39.68万立方米/天，在274天采气中累计产气8393万立方米、平均日产气30.71万立方米。该井保持持续高产550天、累计产气1.5亿立方米，据此预计单井(可采)储量可超过3亿立方米。

　　按照针对常规气的储量规范，千米井深日产量大于10万立方米/km.d为高产、3万～10万立方米/km.d为中产。上述定产试采的井以平均6万立方米/天的产量，对应的千米井深日为2.5万立方米/km.d，接近规范的中产下限。对大压差生产的焦页6-2HF，以平均日产25万立方米/天计，可属高产范畴。对于页岩气来说，涪陵试采井的产量应属高产，至少可稳产两年以上，压力仅有缓慢平稳(无明显突变拐点)下降。焦石坝气田试采所表现出的高产、稳产特点对非常规气田来说相当少见。

　　一般非常规气藏单井产量曲线特征

　　原无工业产能的非常规气产层经水平井多段压裂后，单井产量变化曲线一般皆成“两段式”，尤以页岩气更为典型。

　　前段高产但急剧下降，因而持续时间相当短;后段低产但相对平稳地下降，因而可持续相当长的时间，美国的大量页岩气井便属于此类，中国已开发的致密气田(如鄂尔多斯盆地的苏里格、大牛地等)也符合此规律。前段的气主要产自新压开裂缝和页岩原存缝孔中的游离气，后半段的气主要产自页岩中的吸附气，两段间的过渡曲线所产者来自两种气的混合。

　　涪陵页岩气田储量丰度高

　　在相当数量钻井及其试采数据的支撑下，中石化申报的该气田第一批储量，针对五峰组—龙马溪组一段产层在106.45平方千米面积上获得探明地质储量1067.5亿立方米，计算储量丰度为10.03亿立方米/平方千米。可以作为对比的是其邻近的四川盆地中部深层作为常规气探明的龙王庙大型气田。其第一批储量的主要参数为：面积805 平方千米、储量4402亿立方米 、储量丰度5.47亿立方米/平方千米、压力系数1.65、气层厚36.4米。可以看出，其后两个参数与涪陵相近，储量丰度却明显较小。另外，作为该盆地最早开发的背斜气田，震旦系碳酸盐岩威远气田，气藏含气高度达241米、探明面积216平方千米、地质储量400亿立方米，储量丰度也仅为1.85亿立方米/平方千米。

　　鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大、开发最成功的致密(砂岩)气田，在其6365平方千米面积上探明储量8715亿立方米、储量丰度为1.37亿立方米/平方千米。以上不同类型的著名气田储量丰度都明显低于涪陵页岩气田。

　　按照针对常规气的有关规范，天然气可采储量丰度大于2.5亿立方米/平方千米、小于8亿立方米/平方千米即属中等丰度。即使以采收率25%计，涪陵页岩气田储量丰度也达到常规气田中等丰度的下限。而其从非常规气角度看即使目前尚无明确规范界定，将其归为较高丰度是可行的。

●涪陵页岩气田储层裂隙发育为压裂改造创造了优越条件。(摄影/胡庆明)

　　岩石裂隙为压裂效果锦上添花

　　观点集锦：涪陵焦石坝页岩气地层中各种裂隙对压裂效果有重要影响,为压裂改造创造了优越条件。

　　目前对涪陵页岩气富集条件已在许多论著中做了全面论述，笔者同意这些中肯的分析，仅想更强调广义的构造活动所造成的裂隙的重要影响。这首先就要涉及其赋存的构造背景。

　　焦石坝箱状背斜的构造形变较强

　　从区域构造上看，上杨子地块东南部越近边缘构造变形越强烈。该区内以齐岳山大断裂为界，东南以隔槽式向斜发育为特征，后期隆起强烈，天然气的保存条件欠佳;北西侧以隔挡式背斜发育为特征，属四川盆地边缘，天然气的保存条件较好。焦石坝背斜邻近齐岳山大断裂 ，恰位于四川盆地边缘内的构造形变较强带背景上。它处于几个大型复向斜复背斜在纵向上交会的鞍状隆起上。这种多种构造交会的部位业内称为“构造结”，形变较复杂。

　　具体看，也可说是被负向构造三面包围，被北东向、北西向断裂切割成菱形断块控制。箱状背斜两陡翼上与轴向平行的吊水岩断层(北西翼)、石门断层(南东翼)影响最大。前者实际上是个波及宽度较大的断层组。

　　在燕山早期到晚期箱状背斜形成过程中两翼倾角逐渐加大、导致挠曲和地层破碎，而后发育成有主破裂面的正断层组，最后因喜山期背斜主体部分的大幅抬升和区域挤压的影响而使早期正断层转变成以逆断层为主体的断层组，对页岩中的天然气形成封闭条件。

　　野外露头研究揭示，断层实际上是一个破碎带。在地震剖面图上，只是将能使同相轴有明显错开处标出，许多两侧位移小的断层和破碎带则难以展示。详细的大比例尺填图也证明在构造形变强烈的箱状背斜上(包括地层倾角较平缓的顶部)还有若干次级的平行和垂直轴向(亦有少量斜交)的断裂、破碎带、挠曲，其上和其附近裂隙是相当发育的。焦石坝箱状背斜亦属此情况。

　　焦石坝背斜五峰组—龙马溪组段有发育的层间滑动

　　岩层构造形变(特别是褶皱)的发生总要伴随层间滑动，两套地层间的岩性差异越大层间滑动越集中，影响也越大。在同一地层内相对塑性强的地层更容易发生层间滑动，其实，常说的造成塑性层厚度变化的“流变”也与大量细小的层间滑动的积累有关。而作为勘探目的层的五峰组—龙马溪组一段下亚段恰同时具备以上两因素。

　　从纵向上看，奥陶系五峰组到志留至下统的龙马溪组和小河坝组是一套厚度四五百米的以泥岩为主的地层，其下是数百米厚的不易变形的下古生界碳酸盐岩地层。伴随构造形变而产生的层间滑动显然易集中在相对软弱的大套泥岩底部。从该目的层内看，不但泥岩水平纹层发育而且有不少斑脱岩和硅质薄夹层(条带)，这也使其易发生层间滑动。露头和岩芯描述记录了大量这种层间滑动现象，不但产生许多肉眼可见的裂隙，更重要的是造成大量微观和超微裂隙。主要因为层间缝的发育作为该套页岩底部的五峰组岩心裂隙密度(12.8条/米)分别为龙马溪组一段二亚段底部(3.83条/米)、顶部(2.88条/米)的3.3、4.3倍。正是由于层间滑动造成大量宏、微观裂隙，使目的层岩芯顺层方向渗透率为垂向渗透率的2～8倍。

　　储层裂隙发育为压裂改造创造了优越条件

　　岩石内已存在的各种裂隙，特别是封闭性强的微—超微裂隙的存在(不管其是否被充填)，不仅使其在压裂作业时易被起裂压开，而且影响人造裂缝的延伸状态，使之发生暂堵、转向，使分枝裂缝延伸更远，从而与多种产状的原生裂隙一起构成网状缝、形成体积性复杂裂缝网络。这正是压裂所追求的理想结果。这不仅为我国的勘探开发实践和模似实验所证实，而且在北美页岩气发展中有良好的例证。很可能，页岩气先存的各种裂隙对储层改造中可压裂性的影响比脆性矿物含量更重要。

　　焦石坝背斜上已试气井的产量无阻流量与其距主断裂距离的关系图可作为上述观点的旁证。笔者分别以各井水平段中点到大耳山断层、吊水岩断层的水平距离与无阻流量的关系作图，发现各井水平段单位长度的日无阻流量与其与大耳山断层之距离无关，而与其到吊水岩断层的距离有一定关系。这显示出在形成箱状背斜的构造形变中产生的各种裂隙对压裂效果的重要影响。

　　涪陵页岩气不可简单复制

　　观点集锦：中国页岩气开拓初期必须进行多种方式、更长期的试采(某些条例草案中仅给予一年甚至半年时间显然是不够的)，以充分暴露页岩气的特点，为储量计算和正式开发提供更准确数据。

　　涪陵页岩气田的特殊性

　　发育在四川盆地东南缘线状褶皱带上的涪陵页岩气田构造形变和裂隙的发育有着重要的影响。这显然与北美发育在稳定地块背景上大面积单斜(或可有微弱次级褶皱)上的页岩气田不同。有业内专家将川东五峰组—龙马溪组页岩气分为两种富集模式：构造斜坡-裂缝型、以长宁区块宁201井为代表;背斜-裂缝型、以焦石坝焦页1井为代表，正是强调了构造形变中裂缝的作用。还有专家在成藏模式中提出“箱状成藏”和“断-滑控缝”的认识也是强调了构造形变和裂缝体系对页岩气富集的影响。

　　可以借鉴的是致密油“甜点”预测的观点也有类似思路。这一预测将准噶尔盆地风城组云质岩致密油甜点分为三类：Ⅰ类为孔隙裂缝型或裂缝型，为最有利区;Ⅱ类为脆性云质岩发育区，是有利区;Ⅲ类为白云岩薄且脆性差的裂缝欠发育区，属有潜力区。显然，这里也突出了裂缝对非常规油气富集的作用。

　　可以说，上述观点都提出了裂缝型作为非常规油气中一种类型的概念。从含油气盆地发育过程看，页岩气所在地层的构造形变中所形成的裂隙和后期隆升剥蚀超压释放所形成的组构选择裂缝(页理缝)都属于盆地改造的研究范畴;从储层性质上看，后期形成的多类型、从宏观到微观-超微观裂隙是与孔隙相并列的流体储存运移控制因素。

　　在常规油气研究念中我们常将其分为两大类：构造(圈闭)油气藏和地层岩性(圈闭)油气藏，前者既包括了大量的背斜油气藏，也包括了少量的裂隙油气藏。从该角度出发，可把涪陵页岩气看作与常规构造油气藏有一定相似性甚至过渡性的油气藏。上面所提到的单井高产量和储量高丰度正是其特殊性的表现之一。

　　涪陵目前试采气主要为游离气

　　对比非常规气的单井产量的两段式曲线，一般是前段相对高产但产量急剧下降时主要产出的是游离气，后段低产但可保持相当长期稳产时主要产出的是吸附气。因此，可以认为涪陵页岩气田目前试采各井已产出的气主要是游离气。气田的异常高压显然有利于压裂后气体迅速向裂缝中汇聚并以游离气高产产出。试采中既有定产限产的井，也有定压放喷的井(焦页6-2HF)。前者还没出现产量曲线的第二阶段，对于后者两年来保持高产，井口套压已由30MPa降到6MPa，是否能出现明显的第二阶段尚不确定。

　　从页岩气试采角度看来，焦石坝区块的工作还没全部完成。这也再次提醒我们，在中国页岩气开拓的初期必须进行多种方式更长期的试采(某些条例草案中仅给予一年甚至半年时间显然是不够的)，以充分暴露它的特点，为储量计算和以后的正式开发提供更准确的数据。

　　不可简单以涪陵作外推

　　焦石坝页岩气的高产稳产给业内外人士以巨大鼓舞，但随之也产生一些认识的偏向。有人提出：假设单位面积上的储、产量为该区块一半，以四川盆地一半面积计就可以达到若干储、产量……这往往是某些规划中高指标产生的根源之一。

　　首先要看优质页岩形成的条件。这一轮工作和研究证实，页岩气仅分布在宜宾—涪陵—石柱的北东向古地理的槽形狭长带上。这套页岩地层越向下含气性和岩石可压性越好，但越向下(五峰组—龙马溪组一段)分布的范围也越小且厚度中心仅限于此槽的中心部位。优质页岩分布及厚度的限制使我们对页岩气富集高产区带的外推应相当谨慎。

　　第二看其保存条件。因四川盆地外侧的保存条件欠缺，从常规气勘探角度而使国家油企在多年工作后退出许多区块。从页岩气吸附气发育的特点上看，曾设想其可能有一定前景，但新一轮工作结果证明并不理想。这使我们对其中勘探条件优越区块的选择更加慎重。除地质条件外还应注意：该带新构造隆起程度超过四川盆地内缘，海拔比之高一个台阶，地表高差大，近地表岩溶更发育，交通条件亦更困难，可使相应的工程施工成本更高。至于在四川盆地内的优质页岩埋藏区，除应评价区块的具体构造情况外还应注意目的层埋深。希望随技术水平提高后，作业成本降低，限制页岩气勘探开发的深度下限将大幅下移。

　　重视中国不同类型页岩气特殊性

　　在认识到中国有许多优良页岩存在并肯定前景的同时，还应注意中国页岩气与北美页岩气赋存上的不同。

    　一为页岩气的保存条件。中国地质构造的许多特点使页岩中的游离气和吸附气保存条件不同程度地变差，富气程度的降低是影响经济可采性的重要因素。此外，埋深过大也不利于经济开发。

　　二是不同于北美成功开发者多集中于晚古生代和中生代海相地层中，中国的富有机质页岩时代分布广，类型也很多。从时代上看有老者至新元古代、新者到新生代，从类型上看有海相、海陆交互相煤系和陆相。在页岩气的开拓中，必须通过大量实践分时代、分类型、分地区的逐步认识其特殊性，找到富集规律，形成相匹配的工艺路线和技术设备体系并降低成本。面对这个艰苦而又不平坦的过程，除了开发者要有清醒的认识和思想准备外，还必须有油气体制改革的保障和足够投资的依托。

　　责任编辑：赵 雪

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