页岩气藏综合地质建模技术

龙胜祥 张永庆 李菊红 孙志宇 商晓飞 戴 城

1.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室 2. 中国石化石油勘探开发研究院 3. Paradigm Technology（Beijing） Co. Ltd.

0 引言

我国的页岩气开发虽起步较晚，但发展十分迅速，大量的评价研究工作对页岩气藏地质建模提出了迫切的需求。从国内外有限的页岩气藏地质建模方面的文献来看，成果多集中在建立储层基质模型[1-2]、天然裂缝模型[3-5]和水力压裂缝模型[6-7]这3个方面。在页岩基质参数模型建立方面，国外学者主要采用传统的随机建模方法，通过对页岩岩相的描述与分类，利用地质统计学方法，建立了脆性矿物含量、总有机碳含量（TOC）、物性、含气量等地质模型[8-10]。在国内，乔辉等[11]基于水平井地质信息的解析，建立页岩气藏精细构造模型；石浩[12]针对涪陵页岩气田的一个小工区运用序贯高斯随机模拟方法建立页岩含气目的层段渗透率模型、孔隙度模型、含水饱和度模型和密度模型等基本模型；郑海桥和陈义才[13]利用Petrel软件建立了焦石坝龙马溪组下段页岩的构造模型、岩相模型和属性模型；马成龙等[14]应用序贯指示模拟和序贯高斯模拟方法，在威远地区威202H2平台井区分别建立了相模型和各重要属性参数模型。针对页岩储层的天然裂缝模拟，学者多采用地震属性分析进行裂缝预测，结合裂缝描述的研究成果，对裂缝进行确定性或随机性模拟[15-19]。对人工压裂缝的模拟，目前更多采用的是有限元（FEM）[20]、边界元（BEM）等多种数值模拟方法进行人工压裂缝的走势模拟[21-23]。在进行人工压裂缝模拟时多假设页岩地层均质或不考虑天然裂缝存在，以及压裂缝展布形态为井眼两侧对称的双翼平面缝[24-25]。水力压裂缝的展布受页岩本身性质的影响较大，包括岩石物理性质和天然裂缝分布[26-28]。

总体来看，前人建立的页岩气藏地质模型多数是基质部分的地质模型，而且采用的建模方法多数是常规油气藏的建模思路和技术。然而，页岩气藏既是烃源岩也是储层，在许多方面都具有独特性。为了进一步提高建模成果的质量和可对比性，笔者以某一工区为例，建立了综合地质模型，并提出了页岩气藏地质建模技术流程。此次模型的建立重在探讨页岩气藏地质建模的一些关键性问题和值得注意的环节，以期为地质工作者建立页岩气藏地质模型提供有意义的借鉴。

1 面临的挑战

与常规油气藏相比，页岩气藏的地质特征、页岩气的赋存和渗流均有差异，从而使得页岩气藏的地质建模有其特殊性。具体表现在以下4个方面：①由于仅有早期评价井有导眼井钻穿目的层，因此目的层下部至少底部井控程度很低，给小层划分与对比、层序地层模型建立带来较大困难；②页岩气藏需要建立的基质参数模型比较多，除包括常规的储层孔隙度、渗透率等外，还包括矿物组分、脆性指数、有机地化指标（TOC、Ro等）、地应力及压力等；③页岩中天然裂缝具有多种成因类型，且存在多个尺度，大裂缝的延伸长度达10 m以上，但微小裂缝的延伸长度仅微米级。对于不同尺度天然裂缝进行表征和建模的难度很大；④不同矿物组成、地应力、压力及压裂工艺，加之天然裂缝的干扰和影响，导致人工压裂缝分布形式多样、导流能力不同，从而极大增加了人工压裂缝建模的难度，且人工压裂缝模型与基质属性模型、天然裂缝模型的耦合也是难题。

2 技术流程

2013年开始，随着我国开始规模开发页岩气，笔者根据开发评价的需要，探索了页岩气藏地质建模技术流程。

针对页岩气藏地质建模内容多且相互间存在复杂关系的情况，本次建模工作主要采取逐级叠加建模的思路与技术流程：①以钻井小层划分与对比数据、地震资料构造精细解释成果为基础数据，建立页岩气藏构造模型和小层发育模型，形成构造框架模型；②基于构造框架模型，由采样地质实验数据、测井数据及其解释成果、地震叠前叠后资料预测成果，建立基质属性模型，属性参数包括厚度、有机地化指标（TOC、Ro等）、孔隙度、渗透率、含气量和脆性指数等；③在岩心和野外剖面描述建立的裂缝分布特征认识指导下，依据测井裂缝解释和多尺度、多方法地震断层与裂缝预测成果，建立天然裂缝分布及裂缝属性模型；④在前面属性模型（特别是脆性指数模型）和天然裂缝模型约束下，依据微地震资料解释成果，结合压裂工艺分析得到的人工压裂缝分布概念模型，建立人工压裂缝分布模型；⑤将前述4类模型进行逐级融合叠加，特别是天然裂缝模型与人工压裂缝模型叠加，并与基质属性模型融合，形成页岩气藏数值模拟所需的综合地质模型。

3 模型的建立

3.1 网格划分

本次地质建模工区面积约100 km2。建模目的层为五峰组—龙马溪组一段，特别是其下部优质页岩段在横向上稳定发育，厚度为40 m左右。因此，设定平面网格步长为50 m×50 m，纵向网格步长为1 m，模型网格总节点数约1 600 000，可满足储层表征精度。

3.2 构造模型和小层发育模型

构造模型反映了页岩气藏基本的空间格架，是后续储层参数建模的前提。在精细可靠的构造模型基础上模拟得到的页岩储层属性分布才更加接近客观实际。

将构造解释和小层划分成果结合起来建立区域的构造模型。由于本区地震解释中，目的层顶底界面反射特征清楚，解释成果可靠性高，同时海相沉积目的层及其内部小层发育稳定，横向变化小，故本次主要以三维地震解释页岩气层段顶面和底面深度域构造图、断层解释结果（包括延伸方向与长度、断面倾向与倾角、断距等参数）为基本数据，钻井顶底面分层数据为硬控制数据，建立构造模型（图1）。经未参与建模的钻井资料验证，所建立模型中各小层深度数据与钻井得到的各小层深度数据的误差绝对值介于1.0～3.0 m。在此基础上，依据测录井资料，在前期分层数据基础上，进行井间对比，与岩心、地震等资料相互印证，特别是开展水平井小层划分且与构造展布趋势进行印证，修正分层数据，最后利用各井的层面井点深度数据，将各小层单元经过井间对比后连接起来并进行井斜校正，同时综合地震构造趋势面解释成果，采用趋势面分析法构建页岩气藏小层发育模型（图2），由下往上依次为①～⑨号小层，其中①号、②号小层属于五峰组，③～⑨号小层属于龙马溪组。

图1 建模工区构造模型图

图2 建模工区小层剖面图

3.3 储层属性模型

地质特征参数的确定，一方面依赖于实测或解释数据，另一方面也依赖于地质认识和经验。本次建模为了降低地质模型的不确定性，利用确定性信息来限定随机建模过程。对井间未知区进行参数分布预测，除了考虑常规因素（如距离、局部分布规律等）外，还通过调整控制点的权重插值来考虑岩相对属性分布的影响。本次共构建了整个富有机质页岩段厚度、孔隙度、含气饱和度、TOC、硅质含量及脆性指数等6个属性模型。

首先依据测井解释成果，建立每口井的一维柱状剖面；根据研究需要输入基本参数，包括页岩层段厚度、孔隙度、含气饱和度、TOC、硅质含量、脆性指数等参数；通过对测井解释各属性值的频率分布、均值、方差关系等进行分析，确定其空间分布格局以及相关关系。应用随机建模方法分别建立了上述6个属性地质模型，但为了降低所建地质模型的不确定性，尽可能应用确定性信息来限定随机建模过程，并对井间未知区的属性参数，在分布规律指导下，依据储层结构单元控制作用，通过控制点插值权重调整来进行插值。所有这些手段保证了模型符合地质规律，具有较好的可靠性。基于地质模型预测，页岩储层6个属性参数总体特点为：纵向分层差异性大，下部相对更好；平面差异不大，北部局部较好（图3）。通过属性模型的建立，总体上把控了研究区页岩储层格架体地质特征的空间分布。

图3 建模工区富有机质页岩段属性模型图

3.4 天然裂缝模型

在构造模型的基础上，综合地震自动断裂提取（简称AFE）属性、构造曲率、应变体积膨胀资料，并结合地质认识与实钻漏失区、压力异常区、产量下降区认识，建立天然裂缝（此次建模仅考虑构造裂缝）模型。

综合地质研究表明，本研究区构造成因裂缝在页岩储层裂缝中占主导地位。限于地震识别精度，分频相干、分频曲率、AFE属性及蚂蚁体检测可分辨的断层或断裂破碎带（距断层2.0 km范围内）、大曲率构造转折带为潜在的天然裂缝发育区。优选50 Hz分频，近道曲率可以有效识别断层和小断裂（大裂缝）及其发育规模，而远道曲率则更反映小裂缝的发育情况。

将页岩储层原型模型作为初始模型，可为裂缝模拟提供所需的各项参数（如构造曲率、岩石相、页岩储层属性等）和约束条件，确保裂缝展布预测能够与页岩气藏地质条件相吻合。基于面向对象的随机建模方法（Object-based Modeling）根据应力不同逐个生成各组裂缝片，建立天然裂缝的离散裂缝网络（简称DFN）模型。每组裂缝有位置、形态、厚度、曲率以及所附带的基质块等一系列属性，这些属性的确定是依据已经存在的限定或者一些已经存在的先验关系随机生成。每组裂缝片具有一些共性，并成批生成；通常每一个裂缝片是随机定位的，但也要满足一定的组群特征。

综合地震AFE属性、断裂/曲率变化、页岩属性非均质性等资料数据，以岩石力学参数为依据，应用构造应力场模拟法，模拟出页岩地质体的应变量（如体积膨胀）和断层带附近页岩储层可能的破裂程度及其产状，用定量的三维连续参数场来表征离散的构造裂缝（图4）。研究区断层附近天然裂缝的主要特征为：①裂缝与邻近边界断层均形成于统一的地应力场，力学性质近似，在断层附近发育的裂缝中总有一组裂缝走向与断层走向一致，且在小断层附近裂缝密度会加大；②构造部位控制了裂缝发育密度和规模，页岩非均质性通常抑制了共轭剪切缝中的一组（北西向），而留下另一组主要裂缝（北东向），即在非均质性较强的区带主要产生一组与地应力方向斜交的剪切缝，只有在非均质性较弱的区带才能同时发育两组共轭剪切缝；③与最大主压应力方向近平行分布的裂缝呈拉张状态，连通性较好，孔隙度、渗透率较高，与最大主压应力方向近垂直分布的裂缝呈挤压状态，连通性较差，孔隙度、渗透率较低，而与最大主压应力方向斜交分布的裂缝孔渗性介于前两者之间。

图4 建模工区天然裂缝叠加人工压裂缝模型图

通过三维空间错综复杂的裂缝网络构建裂缝模型，使每组裂缝网络由大量具有不同形状、尺寸、方位及开度等属性的裂缝片所组成，由此实现了对裂缝系统几何形态和分布的有效细致描述，近似模拟出由实际断层控制的裂缝体系，对于基质则用与裂缝片有连通关系的孔渗空间来描述。

3.5 人工压裂缝模型

人工压裂缝是指页岩气层在水平井分段大型压裂所产生的裂缝。由于水平井基本是平行断裂及高角度构造裂缝带钻进的，故人工压裂缝基本与高角度构造裂缝垂直或大角度斜交，其延伸可能受到天然裂缝干扰，但总体影响不大。人工压裂缝特别是其主裂缝张开幅度较大，且有支撑剂支撑，故其长期保持很高的导流能力，在页岩气生产中扮演高速通道作用。因此，人工压裂缝建模是页岩气地质建模的核心和关键。

3.5.1 人工压裂缝展布模式

在人工压裂缝建模中，人工压裂缝展布模式的建立是关键一步，又是最难一步。刘洪等[29]认为，在几种压裂方式中，改进拉链式压裂可以增加压裂缝复杂程度。尹丛彬等[30]提出，影响裂缝扩展的因素主要包括地应力差、簇间距、天然裂缝属性、净压力等。研究区主体天然裂缝不发育，故可依据地应力特征、压裂工艺等进行推断。笔者统计了建模工区及邻区9口井的地层应力差异系数，发现主要分布于0.11～0.25之间，按照Rickman等[31]提出的应力差异系数与裂缝形态关系，判断该压力差异系数下地层易形成“主裂缝＋分支裂缝”的复杂裂缝；在本区压裂中，采用减阻水造复杂网络缝、胶液造主缝，也有利于形成“主裂缝＋分支裂缝”。同时，通过微地震监测与G函数诊断，也确定本区裂缝模式为“主裂缝＋分支裂缝”。

3.5.2 人工压裂缝参数拟合分析

由FMI成像测井解释分析得到最大主应力方位主要为近EW向，而钻井水平段方位基本上为NS向，可以推测压裂产生的人工压裂缝整体为近东西方向，与水平段的夹角介于70°～90°。通过相关井的计算，页岩储层底板与①号小层的应力差为8.8 MPa，而中部⑤号小层与⑥号小层的应力差为2.3 MPa，使得压裂时人工压裂缝向下、向上延伸均遇到较大阻力，故判断人工压裂缝主要在①～⑤号小层中延伸，即得人工压裂缝缝高低于40 m。

对人工压裂缝参数进行拟合分析，以某井第9段压裂为例，根据测井及岩石力学实验资料确定页岩地层基本参数。在裂缝模拟过程中首先应用测试压裂与主压裂G函数分析方法，通过G函数一阶导数曲线的波动程度判断裂缝的复杂程度；然后通过阶梯降排量分析方法，获得近井筒裂缝弯曲摩阻，判断近井筒多裂缝扩展情况以设定地层滤失系数；在这些认识的基础上，结合微地震监测和净压力拟合结果，根据实际泵注参数与应力剖面，定量计算改造体积与网络主裂缝、次级裂缝的体积等参数。对三簇射孔进行模拟，假设每簇射孔形成一条主裂缝，施工液量为1 700 m3，加砂量为60 m3，施工排量为12 m3/min，得到压后裂缝参数（表1）。

表1 某井第9段人工压裂缝参数表

3.5.3 人工压裂缝模型

基于前述人工压裂缝展布模式、裂缝长度与高度、裂缝体积等参数的分析结果，利用研究区内某平台3口水平井的微地震监测数据建立页岩储层人工压裂缝模型。

本次采用SKUA软件平台，对微地震事件数、震源参数（振幅、频率、相位等）、压裂参数（排量、阶段液量、阶段砂量、砂比、施工压力等）随时间的变化规律进行模拟研究，评估压裂监测结果，识别出裂缝高度及长度、裂缝体生长区域与对称性等特性。页岩气藏压裂后基于微地震监测数据进行衍生裂缝的模拟分为以下5个步骤：①加载水力压裂区域的微地震事件数据，标定出压裂缝位置，构建各压裂段三维微地震云图（图5-a）；②根据微地震事件点发生的时间，合并空间数据，确定主裂缝的空间及几何参数约束条件，模拟可能的裂缝破裂路径（图5-b）；③在微地震事件有效分布空间范围内，小尺度网格化描述微地震事件点集的密度分布及裂缝发育程度（图5-c）；④在页岩气藏地质原型模型背景下，以微地震事件点为依据，计算水力压裂过程中主裂缝发生位置及展布方向（含方位、倾角），模拟形态特征（图5-d）；⑤采用DFN建模方法，构建压后裂缝网络模型，并计算压裂缝分布面积和改造体积（图5-e）。

图5 页岩储层人工压裂缝模型建立示意图

3.6 综合地质模型

以某平台为例，1号井（水平段1 500 m，射孔压裂22段）、2号井（水平段1 300 m，射孔压裂17段）、3号井（水平段1 300 m，射孔压裂17段）的水平段基本都是在①或②或③号小层中穿越，三口井人工压裂缝控制面积平均约3 km2。

本次采取“构造和小层发育模型＋储层属性模型＋天然裂缝模型＋人工压裂缝模型”逐级叠加方法，建立了综合地质模型，如图6所示。

图6 某平台综合地质模型图

4 模型的应用

设定模型原始地层压力为38.2 MPa，地层温度为81 ℃、兰氏压力为6 MPa，兰氏体积为2.1～3.6 m3/t、吸附气与游离气含量之比为2∶3、初始含气饱和度介于52%～68%。然后进行了气井历史拟合。

本次历史拟合主要拟合1、2、3号井在定地面产液量生产时的井底压力，历史拟合时间从2015年4月16日—11月26日。主要调整参数为双孔双渗模型中的渗透率，其中人工压裂缝渗透率经过等效处理到相应网格节点上，其值介于10×10-3～100×10-3mD；基质渗透率则介于0.03×10-3～0.30×10-3mD。如图7所示，3口井的拟合结果均较好，最大相对误差为3.3%。

以历史拟合所获得的地质模型、流体模型为基础，进行生产动态预测，预测时间为30年，初期以产气量6×104m3/d降压稳定生产，到井底压力下降至7.5 MPa时开始递减生产。根据预测结果可知，1号井稳产期为1 194 d，30年末累计产气量为1.53×108m3；2号井稳产期为871 d，30年末累计产气量为1.15×108m3；3号井稳产期为942 d，30年末累计产气量为1.36×108m3（图 8）。

5 结论与展望

1）与常规油气藏相比，页岩气藏地质建模更为复杂，主要表现在小层划分与对比困难、基质参数多且存在相互约束关系、天然裂缝成因和尺度多样以及天然裂缝干扰和影响下人工压裂缝分布复杂。针对页岩气藏特殊性，形成了适用于页岩气藏的综合地质建模流程。

2）建立了4类模型，分别是页岩气藏构造和小层发育模型、多种基质属性参数模型、多尺度天然裂缝模型和天然裂缝模型约束下的人工压裂缝模型。天然裂缝模型实现了对裂缝系统几何形态和分布的有效细致描述；人工裂缝模型能较好地体现人工裂缝分布状况及压裂改造体积。不同模型进行逐级融合叠加，形成页岩气藏综合地质模型。

3）所建立的构造模型埋深误差介于1.0～3.0 m，综合地质模型应用于3口井生产历史拟合，误差在3.3%以内，证实模型较可靠。

页岩气地质建模具有较多特殊性，除基质模型包含TOC、矿物组成、脆性指数、地应力、可压系数等特殊属性外，天然裂缝特别是人工压裂缝模型极为重要，裂缝建模的方法还在进一步探索之中。我国页岩气地质建模工作刚起步，下一步除了继续研究特殊基质属性、天然裂缝和人工压裂缝建模技术外，还应开展各种模型的融合叠加和模型检验方法，并研究形成页岩气地质建模技术标准与规范，提高页岩气藏地质建模工作的质量。

图7 某平台3口井生产史拟合图

图8 某平台3口井生产动态预测图