页岩气储层录井配套技术应用新进展

2019-09-02郑马嘉唐洪明瞿子易刘雪梅贾昭清肖庞江平

天然气工业 2019年8期

郑马嘉唐洪明瞿子易刘雪梅贾昭清肖平罗鑫庞江平王柯

1.西南石油大学地球科学与技术学院 2.中国石油西南油气田公司页岩气勘探开发部3.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 4.四川页岩气勘探开发有限责任公司5.中国石油西南油田公司开发事业部 6.四川长宁天然气开发有限责任公司

0 引言

四川盆地是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的盆地，其下古生界发育的下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组两套海相黑色页岩均具备页岩气富集气藏的基本地质条件，具有巨大的勘探开发潜力，是该盆地天然气大发展的最重要领域[1]。历经10余年勘探实践，四川盆地五峰组—龙马溪组3 500 m以浅海相页岩从最初的评层选区到目前的规模开发，取得了重大进展：落实了持续发展的资源基础，掌握了有效开发的技术手段，迈入了商业化开采快速发展新阶段，已成为中国天然气开发的重要接替领域和天然气产量跨越增长的主力[2]。

川南地区五峰组—龙马溪组页岩气水平井钻井广泛采用PDC钻头+螺杆、旋转导向等新技术，但上述技术在岩性识别、储层评价、水平井地质导向等方面也给页岩气录井技术带来了严峻的挑战[3]。页岩气录井面临的难点主要包括：①常规录井技术在及时卡准底部黑灰色和黑色优质页岩取心层位存在较大难度；②如何准确辅助页岩气水平井地质导向；③如何利用录井资料定量评价页岩气储层。针对上述难题，在传统地质录井、综合录井的基础上，集成配套了地球化学、元素分析、自然伽马能谱和核磁共振等特色录井技术，较好地解决了页岩气录井工作中的难题，并在生产实践中得到了广泛验证，效果显著，具有广阔的推广应用前景[4-5]。

1 页岩气储层录井配套技术

为了解决钻井技术和工艺给地层对比划分、储层识别和储层评价等方面带来的难题，满足页岩气地质评价、工程施工和储量计算的需求，提升钻井时效，同时提高优质页岩钻遇率，经过长宁—威远国家级页岩气示范区100余口井实践，结合现有成熟的录井技术，综合考虑烃源岩岩性、地球化学特征、物性、含气性、脆性矿物含量等特征参数，科学评价页岩气储层，提出压裂层段建议，优选出综合录井+特色录井相结合的录井配套技术，保证在各种复杂条件下及时、准确地划分小层，识别页岩气储层，有效地实现页岩气储层录井定量解释。

1.1 页岩气储层录井响应特征

1.1.1 地层与储层划分

龙马溪组自下而上分为龙一段与龙二段，龙一段自下而上分为龙一1亚段与龙一2亚段，其中龙一1亚段自下而上又可细分为4个小层。龙二段岩性变化明显，以灰质页岩、砂质页岩或泥岩为主，底部一般为深灰色页岩或灰色页岩，为多个短期旋回的垂向叠加；龙一2亚段以黑色页岩、灰色粉砂质页岩为主，部分井见少量泥质灰岩；龙一1亚段以灰黑色页岩为主，其底部为富含笔石化石黑色页岩；龙马溪组底与五峰组地层整合接触，五峰组顶部的观音桥段岩性为泥质灰岩，下部硅质页岩[6-9]（图1）。

页岩气储层发育段主要为五峰组—龙一1亚段。依据区内岩心资料，通过对岩性、电性特征及储层参数将五峰组—龙一1亚段优质页岩储层由下至上依次划分为五峰组（含观音桥段）、龙一11、龙一12、龙一13、龙一14等5个小层（图1）。

1.1.2 优质储层录井响应特征

龙一1亚段的录井特征为：岩屑颜色较深，气测值和总有机碳含量（TOC）逐渐高；在自然伽马能谱录井曲线上的特征是钾（K）和钍（Th）含量低而铀（U）含量高，具高自然伽马（GR）、高U、低K、低Th的“两高两低”特征；元素录井剖面上，富含有机碳的页岩气储层硫元素呈现五峰组和龙一13小层两段高值，自上而下（龙一14—龙一11小层）呈现钙（Ca）含量逐渐升高、铝（Al）和铁（Fe）含量逐渐降低的趋势（图1）。

1）龙一14小层。为灰质—粉砂质泥棚沉积，岩性以灰黑色粉砂质页岩、灰黑色钙质页岩为主，碳酸盐岩含量降低，黏土矿物含量较高。底部以灰黑色粉砂质钙质泥页岩与龙一13小层顶部黑色碳质页岩分界，厚度大，自然伽马为低平的箱形；Th、K含量较高；元素录井表现为高Al、高Fe、低Ca特征；TOC表现为低平箱形特征[10]。

2）龙一13小层。为碳质泥棚沉积，为全区辅助标志层之一，区域对比性好、分布稳定，岩性以黑色碳质笔石页岩为主，含大量黄铁矿纹层、方解石条带，厚度较薄。与上下小层差别主要表现为：自然伽马能谱录井表现为GR高和U含量高；元素录井表现为Al、Fe、Si逐渐降低、Ca逐渐升高；TOC表现为凸状高值特征。

3）龙一12小层。位于龙一11、龙一13两个标志层之间，沉积特征为相对海平面降低的碳质泥棚沉积，岩性特征与龙一11、龙一13小层区别不大，以黑色碳质页岩为主，笔石丰富，含黄铁矿及方解石结核[11]。厚度相对稳定，GR中值，U含量较高，K、Th含量较低；元素录井表现为低Al、低Fe、高Si、高Ca特征；TOC相对较高特征。

图1 N203井五峰组—龙马溪组小层划分及地层特征图

4）龙一11小层。作为全区重要标志层，具有区域对比性好、分布稳定等特征。龙一11小层为碳质泥质沉积，以黑色碳质笔石页岩为主，含大量黄铁矿纹层、方解石条带，与龙一12小层岩性分界特征不明显。GR及U含量均为高值；元素录井表现为低Al、低Fe、高Ca、高Si特征；TOC为高值特征。

5）五峰组。该地层为一套碳质页岩，顶部为薄层观音桥石灰岩，含大量生物，岩性上与龙一11小层容易区分。五峰组厚度变化大，GR及U含量由高值逐渐减低，Th、K含量较高；元素录井表现为Al、Fe含量较高，Si含量先降后升，Ca含量先升后降；TOC呈由高值逐渐降低的特征。

对五峰组—龙马溪组优质页岩录井响应特征分析发现，各小层的总放射性和放射性元素U和主要Al、Si、Ca、Fe等元素含量不同，这种矿物成分和放射性的差别导致其在录井曲线上响应特征有差异（表1）。因此，根据其自然能谱伽马和元素录井中测得的放射性和各元素的变化情况及曲线形态特征可进行小层划分，确定了元素录井+自然伽马能谱录井的页岩气小层划分录井技术组合。

表1 N203井优质页岩各小层自然伽马能谱、元素含量统计表

1.2 储层评价技术

页岩气储层品质对气井产量有重要影响，开展页岩气储层品质评价十分重要。页岩气储层评价至少应包括烃源岩评价、储层评价和工程参数评价等3方面内容，在沉积背景、构造特征相似的地区，页岩气储层差异主要体现在生气潜力、储集物性、可压裂性和含气性等4方面[11]，利用储层总有机碳含量、矿物组分、孔隙度、饱和度、含气量等4项静态评价参数，结合页岩气水平井生产效果，将页岩气储层由好到差依次分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，不同类型的储层在录井上存在不同的响应特征。

各项常规录井技术从不同侧面反映地层、储层的信息，均有其自身的特点和优势。根据页岩气储层评价参数与对应随钻参数的相关性研究[12-13]，选用随钻伽马、钻时、气体全烃等录井参数作为录井解释的主要参数，建立了TOC、脆性矿物含量、含气量的录井计算模型，但方法的准确性不高，这是因为常规录井参数只能定性判断储层，其定量化解释精度还不高，随钻评价储层难度较大。针对页岩气评价储层关键评价指标，对各项录井技术的适用性进行了分析评价，并将选取的各项录井技术进行现场试验，对其解释成果进行了验证，最终确定了以气体录井+核磁共振录井+自然伽马能谱+元素录井相结合的页岩气储层评价的录井配套技术[14]（表2）。

表2 页岩气录井储层评价配套技术

1.2.1 总有机碳含量

TOC可通过传统的残余碳分析来获取，但在PDC钻头和油基钻井液条件下岩屑呈糊状，选样和清洗难度较大，分析时间较长加之受热解温度和时间的影响，其结果与实验室分析数据误差较大。TOC也可以通过随钻自然伽马进行计算，但计算结果与实际偏差较大。利用自然伽马能谱录井计算TOC的原理是在还原环境下，当页岩中含有机碳和硫化物时，黏土颗粒对U离子的吸附力增强，黏土矿物中的U含量明显增高。笔者采用U含量与TOC关系回归法计算页岩气储层TOC，较之于岩石地球化学热解残余碳录井技术，其分析与计算过程更快捷。

式中TOC表示总有机碳含量；U表示岩样中铀元素含量，μg/g；a、b表示地区经验系数，取值以实验分析TOC与录井U进行校正。

1.2.2 储层物性

录井获取孔隙度数据比较准确的方法是采用核磁共振法进行直接测量。其理论基础是：当岩样孔隙内充满流体时，流体体积与孔隙度体积相等，储层中油、气和水中富含的氢原子核是核磁共振录井主要研究对象。宏观磁化矢量是一个可被仪器检测的物理量，与自旋数量成正比，也就是与样品中油、气、水的氢核含量成正比，这是核磁共振录井测量岩石样品中流体含量获得孔隙度等参数的基本原理。纳米孔隙核磁共振分析仪可以定量检测到孔径超过2 nm的孔隙的大小、分布和类型等孔隙结构信息（图2）。该方法目前只能对粒径超过2 mm的岩屑进行测量，对小于2 mm的细碎岩屑检测误差较大。

图2 L201井龙马溪组—五峰组核磁共振录井成果图

1.2.3 矿物成分

矿物学特征是页岩气藏储层评价一项非常重要的内容，尤其是黏度矿物对储层敏感性直接决定钻井、压裂液类型和压裂参数的选择。页岩矿物含量实验室采用全岩分析和黏土矿物进行测定。

对于矿物成分相对复杂的页岩气储层，利用元素录井资料，采用多元线性回归拟合、化学式推导、氧化闭合物模型等多种方法计算。其计算公式经岩心实验分析结果进行标定，并具有较好的一致性（图3）。计算公式的通用表达式为：

式中 PMg、PAl、PSi、PK、PCa、PFe表示岩样中 Mg、Al、Si、K、Ca、Fe 元素含量。

四川盆地川南地区五峰组—龙马溪组页岩各种矿物成分计算式为：

1.2.4 含气量

页岩含气量是指每吨岩石中所含天然气折算到标准条件下（压强101.325 kPa，温度25℃）的天然气总量，包括游离气、吸附气和微量溶解气。游离气含量多少主要取决于储层孔隙度、含水饱和度以及天然裂缝的数量；吸附气的评价一般采用等温吸附曲线来评价其最大吸附能力。含气量测定较为精确的方法是采用密闭取心，然后将岩心迅速送实验室进行分析，此种方法成本高，不适用于现场大规模评价页岩气含气量，而且过程缓慢，对开发井实时评价存在较大的局限性。

现场较为常用的方法是利用气体录井资料进行检测计算含气量，但含气量计算必须同时获取5个相关参数进行校正计算才可以获得含气量校正值。5个相关参数分别是单位时间所脱钻井液量、气体检测设备单位时间进样量、单位时间破碎的岩石量、单位时间钻井液排量和脱气效率，建立地面含气量与脱气量、进气量、脱气效率、钻时等工程参数的关系，即

图3 Z201井龙马溪组—五峰组元素录井成果图

式中Tg校表示校正后的测点岩石含气量，即测点岩石的实际含气量，m3；k表示校正系数，无量纲；T表示钻时，min/m；Q表示钻井液泵排量，m3/min；Tg表示实测全烃值，m3；d表示井眼直径或钻头直径，m。

2 应用效果评价

2.1 判别优质页岩气储层

通过优化页岩气储层特殊录井技术，有效解决了优质页岩储层精准识别和优质页岩的顶板和底板取心难题，在N213等20余口页岩气评价井推广应用，取心层段卡准率达到了100%。

N213井在井段2 480.00～2 585.85 m取心钻进中，井深2 535.00 m岩屑颜色由灰黑色变为黑色，气测全烃值升高，自然伽马能谱录井中GR和U含量升高，K、Th含量逐渐降低，元素录井中S和Si含量升高、Al和Fe含量下降、Ca含量先降低后升高，TOC含量升高，综合各类录井资参数判断该段钻井进入龙一1亚段，录井解释井段2 535.00～2 579.50 m为本井优质页岩气储层段，测井解释井段2 535.30～2 580.30 m为优质页岩气储层段，与测井解释成果较吻合（图4）。

2.2 精确划分小层

通过建立图版，结合曲线形态、曲线叠合等特征，对优质页岩储层段小层进行准确识别和精细划分，实现了水平段巷道精准定位和导向，解决了水平段靶体储层钻遇率低的难题，在长宁—威远国家级示范区应用30余口井，其Ⅰ类页岩气储层钻遇率超过90%。

图4 N213井龙马溪组特殊录井综合图

CNH24-8井龙一14小层为灰黑色页岩，自然伽马录井曲线为低平的箱型，Th、K含量较高；元素录井表现为高Al、高Fe、低Ca特征；龙一13小层为黑色页岩，自然伽马录井曲线GR、U含量相比上下小层为高值，Th、K含量开始下降；元素录井表现为Al、Fe降低、Ca升高的特征；龙一12小层为黑灰色页岩，自然伽马录井曲线GR、U含量、Th含量、K含量相对稳定；元素录井表现为低Al、低Fe、高Si、高Ca特征。龙一11小层为黑色页岩，自然伽马录井曲线GR、U含量升高至最大值；元素录井表现为低Al、低Fe、低Ca、高Si特征；五峰组顶部为观音桥石灰岩，自然伽马录井曲线GR、U含量低，元素录井表现为高Ca特征；上部为黑色页岩，灰质含量较重，自然伽马录井曲线GR、U含量相对较高，元素录井表现为Ca较高。根据以上特征，在水平井钻井过程中对小层的及时识别，有效地指导现场小层划分，辅助地质导向及时调整轨迹，保障了靶体钻遇率，其小层划分方案与测井具较好的一致性，整体误差小于4 m（图5）。

图5 CNH24-8井水平段元素及自然伽马能谱录井图

2.3 评价页岩气储层

利用直井建立模型，根据元素、自然伽马能谱、地球化学、核磁共振等录井技术得到的关键参数对储层进行快速综合评价，实现了对水平段页岩气储层的快速解释和评价，其结果与岩心分析、测井解释成果吻合度高。

利用Z201井导眼井段建立地质模型，分段解释了Z201直改平水平段储层TOC、总含气量、脆性矿物含量等关键参数，并按页岩气储层定量评价标准对页岩气储层进行了储层品质分级[15]，得到Z201井直改平的各类储层的厚度（表3），其解释成果与测井解释成果误差小于3%，水平井段储层钻遇率高、品质好，其中钻遇Ⅰ类储层850 m（占65.4%）、Ⅱ类储层621 m（占34.6%）。

根据录井和测井的储层解释成果，结合井身结构、套管管串、固井质量等工程参数[15-16]，提出试气地质方案建议，优化水平井射孔位置及压裂段长，该井压裂后测试获得日产气量18.6×104m3。现场录井储层评价应用效果显著，与生产测井对比，符合率达86.5%。