涪陵焦石坝页岩气层压力预测技术研究

李金磊

(中国石油化工股份有限公司勘探分公司,四川成都610041)

涪陵焦石坝页岩气层压力预测技术研究

李金磊

(中国石油化工股份有限公司勘探分公司,四川成都610041)

压力系数是页岩气保存条件的综合判别指标。以涪陵焦石坝页岩气藏为例,基于压力偏低系数与高角度裂缝密度呈正相关关系,提出了复杂构造区基于裂缝修正的压力系数预测技术及实现流程。首先利用已知井建立封存型和逸散型压力系数预测模型,然后基于归一化的曲率属性定量表征裂缝密度,建立压力偏低系数预测模型,最后综合考虑地层速度和裂缝密度,实现复杂构造区的压力系数预测。焦石坝三维工区五峰组—龙马溪组页岩气层压力系数的预测结果表明,该技术适应性强,预测精度高,在中国南方多期构造运动影响下的勘探区块具有很好的推广应用价值。

涪陵页岩气田;复杂构造区;压力偏低系数;裂缝修正;压力预测

四川盆地东南缘JY1HF井在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组获得稳定高产工业气流,实现了南方海相页岩气的战略突破,展示了四川盆地海相页岩气良好的勘探前景[1-2]。勘探实践及精细研究形成了南方复杂构造区高演化海相页岩气“二元富集”理论,即深水陆棚优质泥页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础;良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键[3-4]。地层压力系数是页岩气保存条件评价的综合判别指标,统计发现,四川盆地及周缘下古生界页岩气井产量与压力系数呈对数正相关关系[5],选区评价时,认为压力系数>1.2时,页岩气保存条件好[4]。因此,研究分析页岩储层的压力特征及开展压力系数预测技术的攻关,对于评价页岩气保存条件、寻找高产富集的页岩“甜点”具有十分重要的意义。

国内外许多学者对异常地层压力预测进行了探索和研究,预测方法主要有两类:一是基于测井数据的预测[6-8],能较准确地在钻后计算地层压力,但只能针对单井不能实现井孔以外的地层压力平面预测;二是基于地震资料进行压力预测[9-20],以地震速度作为预测的基础,可分为依赖正常压实趋势线的方法和不依赖正常压实趋势线的综合参数方法。这两类方法大多应用于常规油气勘探中砂岩和碳酸盐岩地层压力预测,而对页岩储层的压力预测方法研究较少,尤其是针对构造复杂区常规方法表现出较强的不适用性。

以涪陵焦石坝地区为例,综合构造、岩心、成像测井和钻井等资料,分析确定影响该区压力系数的主要因素,建立适应于不同复杂地质条件的压力系数预测模型,提出了基于裂缝修正的压力系数预测技术及实现流程,在五峰组—龙马溪组页岩气层压力系数预测应用中取得良好的效果。

1 压力系数影响因素分析

1.1 构造与压力系数分布特征

涪陵焦石坝地区位于川东隔挡式褶皱带、盆地边界断裂齐岳山断裂以西的万州复向斜内[3-4],受雪峰、大巴山等多方向、多期构造运动影响,总体表现为一北东向大型似箱状断背斜,构造主体地层产状平缓,翼部变陡,被断层切割复杂化。早期发育北东向断层,形成“东西分块、隆洼相间”的格局;后期发育北西向断层,形成“南北分带”的特征(图1)。钻井表明,该区富有机质泥页岩分布稳定,优质页岩气层段(总有机碳含量TOC≥2%)厚度为30～50m;TOC平均值大于3%,脆性矿物含量介于65%～79%,孔隙度平均约为4.53%,含气量平均约为4.21m3/t。由于横向上孔隙度、含气量和压力系数存在差异性,因此总体来看构造复杂区比构造稳定区含气性要差、孔隙度要低,表现出较低的压力系数(表1)。同时,勘探结果证实:顶部宽缓、地层倾角小、断层不发育的背斜主体,其页岩气藏压力系数高,一般为1.30～1.55,普遍高产,无阻流量一般大于50×104m3/d;构造翼部较复杂区,压力系数相对偏低,无阻流量一般为(20～50)×104m3/d,而位于西南部北东及北西两组断裂结合部位的乌江断鼻,受多期应力改造,断裂及裂缝发育,压力系数小于1.0,无阻流量以小于10×104m3/d为主。

图1 涪陵焦石坝地区五峰组底界构造

表1 焦石坝地区探井优质页岩评价参数对比结果

1.2 造成压力系数差异的主要因素

四川盆地东部五峰组—龙马溪组页岩气藏超压形成的机制主要是烃源岩生烃而造成的流体膨胀,晚期构造挤压抬升作用的早晚、强度以及多期应力场的叠加改造、高角度裂缝的发育特征是影响页岩气超压后期保持的控制因素[4]。裂缝对页岩气藏具有双重作用,一方面页岩层段内小尺度裂缝和微裂缝发育改善了页岩储集条件,有助于页岩气的富集和后期的压裂改造,对压裂增产具有积极的作用;另一方面,如果裂缝规模过大,破坏了顶板或底板,导致页岩气散失,降低含气量,不利于页岩气保存[21-23]。

在焦石坝地区,晚期构造作用形成的断裂及其伴生的裂缝是五峰组—龙马溪组页岩气散失的主要因素。岩心观察和FMI成像发现,主要发育高角度缝(斜交缝和垂直缝)和水平缝(层间页理缝、层间滑动缝)两种类型的裂缝(图2,图3)。水平缝在页岩层段内均有发育(图2a,图2b,图2c,图3b),基本未对页岩气的保存产生破坏性。影响含气性的关键因素是高角度缝,实钻结果表明:焦石坝箱状背斜构造稳定区(以JY1-JY4井区为代表),高角度缝主要发育于五峰组—龙马溪组一段的底部(图2a),且裂缝规模较小,多被方解石充填或半充填,基本未见开启的裂缝(图3a),基于体曲率的裂缝预测结果显示,该构造部位裂缝发育强度较低;而处于断裂发育带的构造复杂区(以JY5井区为代表),高角度缝在页岩层段均有发育(图2d,图2e),裂缝密度明显增加,见大量未被充填的裂缝(图3c,图3d),裂缝发育强度较高,造成保存条件变差,页岩气大量散失,因此,在压力系数的定性与定量评价过程中需要重点考虑此类裂缝的影响。

图2 JY3井、JY5井页岩气层FMI裂缝解释成果a JY3井,五峰组,2409.2～2412.3m,含放射虫笔石页岩中水平缝、高角度缝发育; b JY3井,龙马溪组一段二亚段,2359.1～2362.1m,含碳含粉砂泥岩中水平缝较发育; c JY3井,龙马溪组一段三亚段,2334.8～2337.7m,含碳笔石页岩中水平缝较发育; d JY5井,五峰组,3080.5～3084.9m,含碳笔石页岩中水平缝、高角度缝发育; e JY5井,龙马溪组一段一亚段,3064.0～3068.3m,含碳笔石页岩中水平缝、高角度缝发育

图3 焦石坝地区五峰组—龙马溪组岩心裂缝发育特征a 高角度缝和水平缝,方解石充填,JY1井,2409.50m; b 水平缝,方解石和黄铁矿充填,JY3井,龙马溪组,2408.43m; c 高角度缝,JY5井,龙马溪组,3072.50～3072.65m; d 高角度缝,JY6井,龙马溪组,3211.06～3211.30m

2 复杂构造区页岩气层压力系数预测技术

基于大尺度高角度裂缝发育对焦石坝地区保存条件的影响控制作用,将裂缝表征与压力预测有机地结合起来,建立了基于裂缝修正的压力系数预测技术,进而开展页岩气层压力系数预测。

2.1 封存型及逸散型压力系数预测模型

屈大鹏等[19]、陈超等[24]在川东南焦石坝和丁山地区,结合实钻井压力系数与地层速度之间的负相关关系,进一步优化Fillippone公式,形成了新的函数关系式:

Pc=a-bvi

(1)

式中:Pc为压力系数;vi为目的层层速度;a,b为经验系数,可通过实际井资料拟合得到。

在保存条件好的构造稳定区,优选有实测压力系数的钻井,分析压力系数和层速度的关系(图4),确定公式(1)中的a,b分别为7.901 9,0.001 6,相关系数达到0.8900,建立焦石坝地区封存型压力系数预测模型:

Pc-封存型=7.9019-0.0016vi

(2)

式中:Pc-封存型为封存模型压力系数。

同时将位于构造复杂区的钻井加入上述封存型预测模型,发现其实测压力系数明显低于封存型模型压力系数(图4),而且表现出受断层、大尺度高角度裂缝破坏越强偏低系数越大的典型特征,进一步提出断层、大尺度裂缝破坏的逸散型压力系数预测模型:

(3)

式中:Pc-逸散型为逸散模型压力系数;ΔPc为偏低系数。

图4 焦石坝地区钻井五峰组—龙马溪组层速度与压力系数交会分析结果

利用公式(2)计算构造复杂区钻井的理论封存模型压力系数,将计算得到的理论值与实测压力系数Pc-实测比较,求取偏低系数ΔPc:

(4)

2.2 偏低系数预测模型的构建

以上分析结果表明:焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段地层压力系数降低主要与断层及其伴生的大尺度高角度裂缝相关,高角度裂缝发育主要受构造作用影响。在常规储层预测和油藏识别中,地震体曲率属性往往用来表征微断裂和大尺度裂缝发育特征,一般来讲,地层因受力变形越严重,其破裂程度可能越大,曲率也应越大,裂缝也越发育[25]。YENUGU等[26]将高密度的裂缝带测得的成像测井与叠后地震数据估算的曲率属性进行相关分析,两者具有很好的相关性,因此曲率属性有助于识别裂缝。对比分析焦石坝地区构造复杂区压力系数较低的钻井,发现曲率属性表征的裂缝相对较发育,压力系数相对低,为该区利用曲率属性定量表征裂缝发育相对密度以及进一步实现偏低系数的横向预测奠定了基础(图5)。地震体曲率属性为几何属性,曲率大的地方,裂缝密度相对较大,其表征的是一个相对概念,常被用于定性描述。为了实现定量描述,开展体曲率属性的归一化处理来表征裂缝发育密度,定义地震体曲率归一化后裂缝密度0为裂缝不发育,裂缝密度1为裂缝最发育,将表征焦石坝地区裂缝发育程度的地震体曲率属性进行归一化处理得到裂缝密度体,进一步统计裂缝密度与压力偏低系数的相互关系发现,裂缝密度越大,压力偏低系数越大(图6),基于此,建立偏低系数预测模型:

图5 焦石坝区块过JY103-2井-JY5井-JY4井地震叠合曲率剖面

ΔPc=F(Kf)=0.0706lnKf+0.3123

(5)

式中:Kf为裂缝密度;ΔPc为偏低系数;F表示函数关系。

图6 焦石坝构造复杂区钻井压力偏低系数与裂缝密度相关分析结果

2.3 基于裂缝修正的压力系数预测技术及实现流程

综合公式(2)至公式(5),建立复杂构造区通用的压力系数预测模型为:

(6)

基于裂缝修正的压力系数预测技术实现及流程如下。

1) 建立封存型压力系数预测模型及计算压力偏低系数。选取构造稳定区的钻井,对实测压力系数与目的层层速度进行交会分析,建立封存型压力系数预测模型,依据此模型对构造复杂区压力系数偏低的钻井计算理论封存型压力系数,将此理论压力系数与实测压力系数相比,求得构造复杂区钻井的压力偏低系数。

2) 反演高精度速度。层速度是压力系数预测的基础,层速度预测精度直接影响压力系数预测的精度。根据研究区资料情况,选取合适的叠前或叠后速度反演方法获得高精度速度数据体[14,16-19]。

3) 提取体曲率属性。对地震数据体开展针对性的断裂增强滤波、扩散滤波等特殊处理,利用基于新一代优化扫描的曲率技术,计算体曲率属性,获得曲率数据体[25],应用最大正曲率属性定量表征裂缝密度,并进行归一化得到裂缝密度体。

4) 建立基于裂缝修正的压力系数预测模型。将步骤1)中得到的压力偏低系数与步骤3)中得到的归一化裂缝密度进行交会分析,建立偏低系数预测模型,结合此模型与步骤1)中的封存型压力系数预测模型,应用于公式(6),建立基于裂缝修正的压力系数预测模型。

5) 复杂构造区压力系数预测。将步骤2)反演获得的速度数据应用于步骤4)建立的基于裂缝修正的逸散型压力系数预测模型,便可实现复杂构造区压力系数预测。

3 页岩气层压力系数预测及效果分析

基于裂缝修正的压力系数预测技术流程,结合焦石坝地区构造稳定区以及断裂复杂区大量钻井的实际资料(图4,图6),建立适用于焦石坝地区的压力系数预测模型为:

Pc=7.9019-0.0016vi-0.0706lnKf-0.3123

(7)

依据公式(7),首先采用叠前同时反演获得目的层五峰组—龙马溪组较为准确且精度较高的层速度;再对三维叠前时间偏移数据体进行断裂增强滤波优化处理,应用模拟退火全局寻优的方法计算最大正曲率,并进行归一化处理得到裂缝密度(图7),焦石坝箱状背斜主体形变较弱,裂缝基本上不发育,但乌江断鼻、太和背斜以及东南斜坡等外围复杂构造区断裂发育,JY5井、JY103-2井等多口钻井资料表明,该区保存条件较差,压力系数较低,含气量较低,测试效果不理想。

图7 焦石坝三维工区五峰组—龙马溪组一段预测的裂缝密度平面分布

图8和图9分别为应用封存型和基于裂缝修正的压力系数预测模型得到的焦石坝三维工区五峰组—龙马溪组页岩气层压力系数预测平面图。表2为未参与建模的探井和焦石坝箱状背斜外围开发井的压力系数预测对比结果。在构造相对稳定、裂缝欠发育、保存条件较好的背斜主体区,两种预测模型的预测结果一致,而在外围断层及大尺度裂缝发育、保存条件被后期构造活动破坏的区域,基于裂缝修正的预测结果与实测压力系数吻合更好,预测精度明显高于封存型模型,进一步说明该模型的适用性和通用性。

图8 焦石坝三维工区封存模型预测的压力系数平面分布

图9 焦石坝三维工区基于裂缝修正预测的压力系数平面分布

井名实测压力系数基于裂缝修正的压力系数预测封存模型压力系数预测预测结果绝对误差预测结果绝对误差构造稳定区JY11.451.37-0.081.37-0.08JY31.351.25-0.101.25-0.10JY41.461.42-0.041.42-0.04JY87-31.671.61-0.061.61-0.06构造复杂区JY50.991.000.011.430.44JY103-21.001.100.101.340.34JY81-21.211.20-0.011.440.23

4 结论与认识

1) 基于裂缝修正的压力系数预测技术综合考虑了构造稳定区的页岩气超压保持和构造复杂区的断层及其伴生的大尺度高角度裂缝对页岩气的逸散作用,适用性更强,为复杂构造区页岩气层压力系数高精度预测提供了一种新方法。

2) 构造作用形成的断裂及其伴生的裂缝是涪陵焦石坝页岩气藏保存及散失的主控因素,应用基于裂缝修正的压力系数预测技术成功预测了焦石坝三维工区五峰组—龙马溪组页岩气层的压力系数,预测精度较高。

压力系数预测模型的建立需要多口井的实测压力系数,该方法在少井区的应用效果有待进一步验证。

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(编辑:顾石庆)

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Pressure prediction of Jiaoshiba shale gas reservoir in the Fuling Shale Gasfield

LI Jinlei

(SinopecExplorationCompany,Chengdu610041,China)

Pressure coefficient is a comprehensive index for assessing preservation conditions of shale gas.Taking the Fuling Shale Gasfield as example,we proposed a complex structure adaptive method for predicting pressure coefficient based on fracture modification,and its implementing process,as a positive correlation between the lower pressure coefficient and the density of high-angle fractures is discovered.First,according to drilling results,two types of predicting models for pressure coefficient,a sealed type and a dissipation type,are established.Then,a predicting model for lower pressure coefficient is built up by quantitatively characterizing the fracture density using normalized curvature attribute.Finally,overall considering the formation velocity and the fracture density,the prediction for pressure coefficient in complex structure areas is realized.The application result of the Wufeng-Longmaxi shale gas reservoirs,in the Jiaoshiba block verified that this technique has strong adaptability and high prediction accuracy.

Fuling Shale Gasfield,complex structure area,lower pressure coefficient,fracture modification,pressure prediction

2017-01-13;改回日期:2017-03-24。

李金磊(1982—),男,博士,高级工程师,主要从事地震资料综合解释、油气勘探研究工作。

国家科技重大专项(2017ZX05036)和中国石油化工股份有限公司科技部基础研究项目(P15074)联合资助。

P631

A

1000-1441(2017)04-0567-08

10.3969/j.issn.1000-1441.2017.04.013

This research is financially supported by the National Science and Technology Major Project of China (Grant No.2017ZX05036) and the Basic Research Project of Sinopec(Grant No.P15074).