页岩岩相表征及页理缝三维离散网络模型

欧成华，李朝纯（. 西南石油大学，成都 60500；2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 60500）

页岩岩相表征及页理缝三维离散网络模型

欧成华1, 2，李朝纯1
（1. 西南石油大学，成都 610500；2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500）

以四川盆地焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为例，开展页岩岩相表征及页理缝三维离散网络模型研究。页理缝的发育受控于页岩的岩相类型，不同岩相内页理缝发育强度存在显著差异，据此，研制出基于岩相表征的页理缝三维离散网络模型建模方法。该方法通过页岩储集层岩相分析和页理缝描述，建立岩相与页理缝特征模式，依靠页岩岩相三维模型，建立页理缝发育指数三维模型和页理缝发育强度三维模型，最终建立页理缝三维离散网络模型。通过四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气储集层页理缝离散三维模型的建立，不仅在三维空间充分展示了页岩气主力产层内页理缝的分布位置、发育规模以及每条页理缝的倾角、方位角的信息，为后续的生产模拟提供了页理缝地质参数，也为类似页岩页理缝建模提供了借鉴。图7表2参38

页岩岩相；页理缝；发育指数；发育强度；三维离散网络模型；四川盆地；上奥陶统五峰组；下志留统龙马溪组

引用：欧成华, 李朝纯. 页岩岩相表征及页理缝三维离散网络模型[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(2): 309-318.

OU Chenghua, LI Chaochun. 3D discrete network modeling of shale bedding fractures based on lithofacies characterization[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(2): 309-318.

0 引言

页岩储集层孔喉为纳米级，孔渗性极差[1]，没有页理缝的沟通难以大规模产出石油和天然气。研究者通过野外露头观察[2-3]及各类室内实验[4-5]，证实了页岩储集层中页理缝的客观存在。当页岩储集层中压力较大，如达到超高孔隙压力时，就会形成大量页理缝[6-9]，成为页岩油气渗流的有效通道，使得致密的页岩储集层也能成为有效产层[1,10-12]，甚至还能出现较高的油气产能[13-17]，因此，页理缝对于页岩油气的开采意义重大。目前有关页理缝的认识仅局限于岩心观察或各类电子显微镜观测[4,7-9]，仅能描述页理缝的密度和基本产状，无法实现在三维空间对页理缝进行定量刻画，难以为页岩油气生产提供定量的页理缝三维离散网络模型。针对上述问题，本文提出基于页岩岩相表征的页理缝三维离散网络建模新方法，并以四川盆地东部焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为例，采用该方法建立了页理缝三维离散网络模型，实现了对页理缝分布位置、发育规模及延伸方位的三维可视化。

1 研究思路

富油气页岩都是在静水条件下、还原环境中形成的[18]。极其缓慢的沉积速度[19-20]，加上受沉积时水体能量、温度、盐度及含有物等周期性变化的影响[21]，使得这些富油气页岩中相互平行的纹层状页理极其发育[4,17-21]，从而将页岩与砂岩、碳酸盐岩、煤系等其他油气储集层显著区别开来。

众所周知，页岩通过成岩压实会大量排出原生地层水[22]，由细小颗粒支撑形成的页岩孔隙半径极其细小[1,11-12]，地下水在其中难以自由通过，因而在页理面间很难获得由地层水溶解带来的胶结物质。缺少胶结的页理纹层面成为脆弱面，一旦出现构造应力集中[23-26]或页岩中生成的大量烃类物质体积膨胀[6-9]，极易诱发形成页理纹层面间的裂缝，即页理缝[6-9,17]。

由此可见，页理是页理缝形成的物质基础，页理的形成与页岩沉积环境及在该环境下发育的沉积物息息相关[18, 20-21]，而页岩岩相的概念同时涵盖了页岩沉积期古环境及该环境下发育的沉积物两种属性，因此，页理缝与页岩岩相间具有内在联系。页岩岩相分析是页岩储集层表征的常用手段[27-29]，研究者先后发现不同页岩岩相中页理缝的发育程度明显不同[6-17,30]，笔者在研究区五峰组—龙马溪组页岩中共识别出 8种页岩岩相，不同岩相的页理缝发育强度具有显著差异。

因此，通过页岩岩相分析，观察不同类型页岩岩相页理缝发育的数量和产状特征，能建立页岩岩相与页理缝发育空间范围以及发育强度之间的关系，利用这种关系，即可通过建立页岩岩相三维定量地质模型，得出页理缝发育指数和发育强度三维模型，从而达到依靠页岩岩相来约束页理缝建模的目的。

2 基于岩相表征的页理缝三维离散网络模型建立方法

首先，开展页岩储集层岩相分析和页理缝描述，建立页岩储集层岩相与页理缝特征关系；其次，利用离散型变量储集层建模方法，建立页岩岩相三维模型，利用页岩岩相与页理缝之间关系，建立页理缝发育指数三维模型，圈定页理缝建模的空间范围；然后，依靠页岩岩相三维模型的空间约束，利用页理缝特征模型，建立页理缝发育强度三维模型，揭示页理缝发育强度的空间分布；最后，以页理缝发育指数模型为空间约束，利用页理缝发育强度三维模型，建立页理缝三维离散网络模型（见图1）。

图1 基于页岩岩相表征的页理缝三维离散网络模型建立方法

2.1 页岩储集层岩相与页理缝特征模式的提取

首先开展取心井岩心观察描述，详细记录每块岩心的岩性、颜色、组成等特征，精确测量页理缝的长度、宽度、密度、倾角、方位角等参数，构建页岩储集层页理缝特征模式。采用岩相古地理方法，分析页岩岩相类型及特征模式，统计每种页岩岩相页理缝发育强度，揭示页理缝发育与页岩岩相类型及其纹层结构间的内在关系。筛选出页理缝易于发育的页岩岩相类型，作为建立页理缝发育指数三维模型的基本依据。

2.2 页岩岩相与页理缝发育指数三维模型的建立

依据研究获得的页岩储集层岩相模式，开展单井页岩岩相分析，识别出每口井在目的层深度范围内各个深度位置处的页岩岩相类型，建立单井页岩岩相变化剖面。编码不同的页岩岩相类型，构成单井剖面岩相数据，输入商业化建模软件，采用序贯指示模拟算法[31-34]，即可建立起研究区内的页岩岩相三维模型，从而在三维空间定量表征研究区内不同页岩岩相的分布特征。

依靠建立的页岩岩相三维模型，将页理缝发育的页岩岩相定义为1，其余岩相定义为0，建立起页理缝发育指数模型 F，该模型中页理缝只发育在值为 1的网格内。

2.3 页理缝发育强度三维模型的建立

对比分析依靠岩心描述构建的页岩储集层页理缝特征模式与测井曲线特征，开展沿井深剖面的页理缝宽度与密度的定量描述。考虑到页理缝宽度和密度都对流体渗流具控制作用，将沿井深剖面每个深度位置处的页理缝宽度和密度的乘积作为页理缝强度属性，构建单井页理缝发育强度数据集 E。将 E输入到商业化储集层建模软件中，以页理缝发育指数模型F为约束条件，采用序贯高斯模拟算法[31-34]，即可建立页理缝发育强度三维模型，在三维空间表征页理缝发育强度。

一般而言，构造应力越强，诱导产生的页理缝就越发育[23-26]。反之，页理缝发育强度值越大，页理缝越发育，构造应力也就越强。

2.4 页理缝三维离散网络模型的建立

以页理缝发育指数三维模型为页理缝建模的三维空间约束，以建立的页理缝发育强度三维模型为主输入，页理缝的倾角、方位角为辅助输入，利用储集层建模商业软件[31-34]的裂缝离散网络建模模块即可建立页理缝三维离散网络模型，从而在三维空间再现页岩储集层页理缝的分布及其属性特征。

3 焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩页理缝三维离散网络模型的建立与应用

3.1 基础地质研究

前人研究表明[15]，位于涪陵地区的焦石坝页岩气田（以下简称实例页岩气田）在构造上处于万县复向斜与方斗山背斜带之间（见图2），其五峰组—龙马溪组页岩为深水—半深水陆棚沉积。依靠单井岩心观察及室内分析化验，共识别出 4类沉积微相[28]，分别是硅质陆棚、砂质陆棚、混积陆棚和泥质陆棚，各沉积微相类型及特征见表1。实例页岩气田发育从下到上水深由深到浅的沉积序列（见表1、图3），最下部为深水强还原沉积环境的硅质陆棚沉积，是气田当前实际投入开发的主力产层，往上均为半深水弱还原沉积环境，依次为砂质陆棚、混积陆棚和泥质陆棚沉积，成为气田的接替产层、次接替产层和难采储集层[35-38]。

图2 研究区位置图

表1 实例页岩气田五峰组—龙马溪组沉积微相类型、特征及其对生产的作用

在沉积环境与沉积相研究的基础上，前人进一步开展了岩相类型及其特征分析，并制定了岩相划分标准[27-29,35-37]。该标准采用黏土、硅质/长英质、碳酸盐3端元组分，按常规岩石组成比例划分岩石类型，同时按TOC值的高低添加富炭（含量大于4%）、高炭（含量3%～4%）、中炭（含量2%～3%）和低炭（含量1%～2%）前缀。基于上述方案，依据6口取心直井和163口水平井的测井解释数据，在实例页岩气田五峰组—龙马溪组识别出 8种岩相类型，各岩相类型的参数特征详见表2。

以岩相类型及其特征模式为基础，进一步开展了单井岩相分析，同时将岩心观察获得的页理缝宽度、密度以及通过两者计算的页理缝发育强度数据同步到单井岩相分析成果中，编制了实例页岩气田单井页岩岩相及页理缝分布剖面（见图3）及统计表（见表2）。结果发现：①页理缝的延伸方向与页岩层面基本平行，实例页岩气田主体部位的页岩层倾角通常小于20°，页理缝的倾角也基本小于20°，而页理缝方位角的指向性则不明显，基本在 360°范围内变化；②页理缝的发育与页岩岩相类型具有较好的相关性，即硅质页岩页理缝的发育好于砂质页岩，砂质页岩页理缝的发育好于黏土页岩；③硅质页岩通常具有极其发育且分布均匀的页理纹层，成为硅质页岩页理缝极其发育且均匀分布的物质基础，砂质页岩常常出现二元或三元互层的纹层结构，造成砂质页岩的页理缝也常常出现二元或三元互层结构，黏土页岩常常出现块状层理，也会出现不规则的纹层结构，使得黏土页岩的页理缝相对欠发育；④在同类页岩岩石中，随着TOC值的增大，页理缝发育的强度值也有增大的趋势。

图3 实例页岩气田五峰组—龙马溪组单井页岩岩相及页理缝分布特征（Vsh—泥质矿物含量，Vsi—硅质矿物含量）

表2 实例页岩气田五峰组—龙马溪组页岩岩相类型及特征

由此可见，硅质矿物和TOC值的大小控制了页理缝的发育强度。随着页岩中硅质矿物的增多和TOC值的增大，页理缝的发育强度增大，反之则减小。硅质矿物含量增多，反映页岩的脆性增加，成为页理缝更发育的内因；而TOC值增大，则意味着页岩具有更强的生气能力，生成的气体在页岩孔缝中形成的内压也就更大，导致裂缝更加发育，形成页理缝发育的外因。内、外因共同起作用，以不同页岩岩相类型页理缝发育程度不同的规律表现出来，形成依靠页岩岩相开展页理缝建模的理论基础。

在实例页岩气田中，按照页理缝发育强度由高到底排序为：富炭含黏土硅质页岩、高炭黏土质硅质页岩和灰质介壳泥岩、高炭黏土质粉砂质页岩、中炭黏土质粉砂质页岩、中—低炭黏土质粉砂质页岩和中炭粉砂质黏土页岩、低炭粉砂质黏土页岩，其中的中—低炭黏土质粉砂质页岩、中炭粉砂质黏土页岩和低炭粉砂质黏土页岩3类页岩岩相的页理缝发育强度较低，可以忽略。

依据上述规律，不仅可以利用页岩岩相来控制实例页岩气田页理缝发育的空间范围，还可以借助页岩岩相估计页理缝发育的强度。

3.2 模型建立

以实例页岩气田单井页岩岩相类型分析成果为输入数据，利用序贯指示建模方法[31-34]，建立了实例页岩气田五峰组—龙马溪组页岩岩相三维模型（见图4）。结果表明，受沉积环境影响，实例页岩气田的岩相类型随页岩层位的变化而依次变化；在同一层位，常常是以某一类页岩岩相为主，间杂分布1种或2～3种其他页岩岩相；同层页岩沉积稳定，仅局部存在相变，而不同层之间相变迅速，这也是海相页岩沉积的普遍特点。

图4 实例页岩气田五峰组—龙马溪组页岩岩相三维模型（图a、b层位位置见表1，图c剖面位置见图2）

由于实例页岩气田的中—低炭黏土质粉砂质页岩、中炭粉砂质黏土页岩和低炭粉砂质黏土页岩的页理缝发育强度较低，可以忽略，因此，将这 3种页岩岩相定义为0，其他页岩岩相定义为1，建立实例页岩气田页理缝发育指数三维模型（见图5）。建模结果限制了实例页岩气田页理缝发育的空间范围，即页理缝只能在上述3类页岩岩相分布的空间之外发育。

图5 实例页岩气田五峰组—龙马溪组页理缝发育指数三维模型（图a、b层位位置见表1，图c剖面位置见图2）

以实例页岩气田单井页理缝发育强度数据为输入数据，以页理缝发育指数三维模型为趋势约束，利用序贯高斯方法[31-34]，建立了实例页岩气田五峰组—龙马溪组页理缝发育强度三维模型（见图6）。结果表明，页理缝的发育强度呈现下强上弱的特征，从下到上，不同层位间差异巨大，同一层位仅局部有些变化、总体变化不大，与岩相类型的空间分布特征保持一致。

以实例页岩气田页理缝发育强度三维模型为页理缝建模的主输入，以岩心观察描述获得的页理缝倾角、方位角等限定页理缝属性特征，以页理缝发育指数三维模型为页理缝建模的空间约束，采用商业软件[31-34]的裂缝离散网络建模模块，建立了实例页岩气田五峰组—龙马溪组页理缝三维离散网络模型（见图7），在三维空间展示了实例页岩气田页理缝的分布特征。图7a—7d分别为以页理缝的倾角、方位角、孔隙度和渗透率属性作色的页理缝三维离散网络模型，显示了页理缝的倾角、方位角、孔隙度和渗透率等属性在三维空间的分布特征。图7e—7f则详细统计了实例页岩气田页理缝的倾角、方位角、孔隙度和渗透率属性值的分布频率，统计结果与实例页岩气田页理缝基础地质研究结果保持一致，表明建模结果反映了实例页岩气田页理缝发育的实际特征。

图6 实例页岩气田五峰组—龙马溪组页理缝发育强度三维模型（图a、b层位位置见表1，图c剖面位置见图2）

3.3 模型应用

在开展页理缝三维离散网络模型研究之前，实例页岩气田生产模拟依靠的是常规方法建立的地质参数模型，该模型的主输入为测井解释获得的基础物性数据。由于测井解释没有提供页理缝的物性参数解释，建立的地质参数模型只能反映页岩储集层的基质物性，难以反映页理缝的物性特征，致使模拟结果严重偏离实例页岩气田实际生产动态，只得反过来通过生产历史拟合人为调整地质参数模型。虽然最后的模拟结果总体上吻合了实际生产动态，但调整后的地质参数模型与调整前相比差别显著，无法反映实例页岩气田的实际地质特征，给采用该模拟结果预测气田未来生产动态带来了极大误差。

针对上述问题，本研究建立了四川盆地东部焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气储集层页理缝三维离散网络模型，该模型详细表征了实例页岩气田一期产能建设区主力生产层位页理缝的分布位置、发育规模及延伸方位，刻画了其中每条页理缝的空间位置、几何尺寸，以及倾角、方位角、孔隙度和渗透率等属性特征。通过将本模型与原地质参数模型叠加使用，未经大的调整，模拟结果即吻合了实际生产动态。更重要的是，采用本模型能定量表征不同平面位置、不同剖面层位的页理缝发育特征，给实例页岩气田后续的生产调整指明了方向。

4 结论

理论分析及实例研究表明，页岩岩相类型与页理缝发育特征具有一一对应关系，这种关系形成了依靠页岩岩相有效约束页理缝分布建模的理论及实践基础。具体表现在两个方面：①可以按照页岩岩相类型与页理缝发育特征间的对应关系调整和修正页理缝发育强度三维模型；②可以依靠岩相三维模型建立页理缝发育指数三维模型，限制页理缝插值的空间范围，实现对页理缝空间分布位置的有效界定。

基于页岩岩相表征的页理缝三维离散网络建模需要解决 4个关键技术环节：①通过页岩储集层岩相分析和页理缝描述，建立岩相与页理缝特征模式；②依靠页岩岩相三维模型，建立页理缝发育指数三维模型；③提取页理缝特征模式，在页岩岩相三维模型的约束下建立页理缝发育强度三维模型；④依靠页理缝发育强度三维模型，在页理缝发育指数三维模型的约束下建立页理缝三维离散网络模型。

四川盆地东部焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气储集层页理缝三维离散网络模型研究表明：①在实例页岩气田中识别出 8类页岩岩相，每类页岩岩相页理缝发育的程度均不相同，其中有 3类页岩岩相页理缝发育程度较差，可以忽略；②依靠页岩岩相三维模型为空间约束，建立的页理缝发育指数三维模型和页理缝发育强度三维模型与实例页岩气田的实际地质特征吻合一致；③页理缝三维离散网络模型在与实例页岩气田页理缝岩心观察描述特征保持一致的前提下，在三维空间充分展示了实例区内页理缝的分布位置和发育规模以及倾角、方位角的变化，为实例页岩气田后续的生产模拟提供了页理缝地质参数；④模型在实例页岩气田的成功应用充分证实了基于岩相表征的页理缝三维离散网络建模方法的适用性和可靠性。

致谢：李继庆、陆亚秋、李争、孟志勇、刘超、卢文涛、马乔、徐园等在岩相分析和模型应用过程中提供了诸多帮助，袁崇杰、温永贵协助清绘了部分图件，在此一并表示诚挚的谢意！

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（编辑 黄昌武）

3D discrete network modeling of shale bedding fractures based on lithofacies characterization

OU Chenghua1, 2, LI Chaochun1
(1. Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu 610500, China)

Taking the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi shale gas field in the Jiaoshiba area in Sichuan Basin as an example, 3D discrete network modeling of shale bedding fractures based on lithofaices characterization was studied. The development of shale bedding fractures are controlled by shale lithofacies and shale bedding fractures in different lithofacies vary widely in development intensity, so this study developed a new methodology of 3D discrete network modeling of shale bedding fractures based on lithofaices characterization. This methodology constructs modes of shale lithofaices and shale bedding fractures by analyzing shale reservoir lithofacies and describing shale bedding fractures; builds shale bedding fracture index 3D model relying on 3D shale lithofaices model; builds development intensity 3D model of shale bedding fracture limited by 3D shale lithofaices model; and finally, builds 3D discrete network model. This methodology has been used to construct the 3D discrete network model of shale bedding fractures of Wufeng-Longmaxi shale reservoirs in Jiaoshiba area. The modeling results visualized the distribution, development scale of shale bedding fractures in main production layers in the study area and showed the variation of dip angle and azimuthal angle of each shale bedding fracture in the three-dimensional space, providing basic geological parameters for production simulation of the shale gas field later.

shale lithofaices; shale bedding fracture; development index; development intensity; 3D discrete network model; Sichuan Basin; Upper Ordovician Wufeng Formation; Lower Silurian Longmaxi Formation

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2014CB239205）；国家科技重大专项（2016ZX05035003-004-002）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文献标识码：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0309-10

10.11698/PED.2017.02.18

欧成华（1971-），男，四川剑阁人，博士，西南石油大学教授，主要从事储集层地质描述及表征方面的研究工作。地址：四川省成都市新都区，西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，邮政编码：610500。E-mail: chomm@ 163.com

2016-06-27

2016-12-18