源—储分类新方法在川东地区页岩气井产量分析中的应用

2022-06-23刘雨林范凌霄房大志彭勇民曾联波冯动军

油气藏评价与开发 2022年3期

刘雨林，范凌霄，房大志，彭勇民，曾联波，冯动军

（1.中国石化石油勘探开发研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油大学（北京），北京 102249；3.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室，北京 102206；4.中国石化重庆页岩气有限公司，重庆 408400）

页岩具有一套独立的生储系统，其“源”“储”兼备的特点[1-2]使其在埋藏热演化过程中即可作为源岩，同时又可以作为储层。

页岩作为源岩，其有机质类型、总有机碳含量（TOC）、热演化程度（Ro）决定着页岩的生烃潜力[3]，也是资源评价的重要指标[4-6]，其中浮游藻类（Ⅰ类有机质）和底栖藻类（Ⅱ1类有机质）在高成熟—过成熟阶段生气能力最强[7]。页岩同时作为储集体，其矿物组分、孔隙度、孔隙类型、孔径分布、比表面积等微观特征是影响储集性能的重要参数[8-10]。页岩中的各类有机质、矿物颗粒以及各类孔隙在成岩演化过程中，通过不同的排列方式、空间配置，形成了不同的储集空间类型，也导致了微观结构在纵、横向上的非均质性[11-12]，同时使得水平井靶窗以及井轨迹的设计更加严苛[13-14]。总体而言，TOC（源）与孔隙度（储）分别决定了页岩的生烃潜力和储集性能，是页岩气富集的物质基础[15]，同时也影响着水平井产量高低。

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是中国南方海相页岩气勘探开发的重点层系[16]，其中南川区块处于复杂构造带，单井产量差异明显，页岩气井高低产的原因有待探讨。采用源—储分类评价新方法，在川东海相页岩水平井中开展源—储分类评价，从而解剖单井的高低产原因。

1 地质背景与勘探开发现状

川东地区构造上属于川东高陡构造带，东西紧靠华蓥山、齐岳山，北接大巴山，其内发育北东向隔档式平行背斜。研究区南川区块位于川东高陡构造带万县复向斜，是川东南—湘鄂西“槽—挡”过渡区，构造上主要包括平桥背斜、东胜背斜以及阳春沟向斜（图1）。受印支期、燕山—喜山期等构造运动影响，研究区主要发育龙济桥断层、袁家沟断层、平桥西断层、平桥东断层等北东向断层[17]，西部断层断面平缓，以逆冲滑脱为主，东面断层断面较陡，以冲断为主。

图1 南川地区地质构造Fig.1 Geological structure of Nanchuan Block

从沉积环境来看，晚奥陶世—早志留世时期，四川盆地及其周缘“东南西三面环山”，南川区块远离陆架坡折带，处于深水陆棚沉积。具体表现为五峰组下部为海侵体系域，主要沉积一套5～10 m的炭质页岩和硅质页岩，上部逐渐转变为高位体系域[18]，沉积一套几十厘米的浅水陆棚浅灰色介壳灰岩；到早志留世时期，冰川消融导致海平面持续上升，研究区再次进入海侵体系域阶段，龙马溪组底部沉积一套深水陆棚炭质页岩，向上水体变浅，岩性以浅灰色泥页岩为主，发育粉砂质条带。

南川区块以五峰组—龙马溪组底部为主要开发层系，使平桥—东胜南斜坡JY10 井、SY1 井相继突破，其中平桥南背斜完成了6.5×108m3产能建设。五峰组—龙马溪组底部岩性以硅质页岩、炭质页岩为主，具有石英与黏土含量高、TOC与热演化程度高[19]、含气量好等特点。平桥南背斜JY10-10 井1—3 小层石英含量平均49.3 %，黏土矿物含量平均30.7%，TOC平均2.83%，Ro值平均3.04%，孔隙度平均3.6 %，含气量平均5.21 cm3/g，日产气量约为3×104m3；JY194-3 井1—3 小层石英含量平均56.2 %，黏土矿物含量平均26.4 %，TOC平均达4.09 %，孔隙度平均3.8%，含气量平均4.60 cm3/g，日产气量约6×104m3。

2 页岩源—储分类方法

2.1 源—储耦合机理与方法定义

页岩的“源”“储”并非孤立存在，一方面，有机质的结构、成熟度，矿物组分的不同影响孔隙的发育以及结构特征[9,20]；另一方面，颗粒骨架间的各类孔隙是有机质保存的有效场所，有机质产生的天然气以吸附或游离态的形式赋存在纳米孔内[21-22]。有机质孔比表面积大，有机质越发育的地方有机质孔往往越发育，孔隙越连通，越有利于页岩气的富集，是相互作用最强的一类源—储体系；无机质孔主要包括晶间孔以及粒内溶蚀孔隙，与有机质（源）直接或间接接触，例如草莓状黄铁矿，其微晶之间的孔隙可被有机质充填而发育有机质孔，未被充填的粒间孔也是页岩气赋存的重要场所；黏土矿物塑性强，在刚性矿物或内部超压环境的支撑下形成狭缝状的黏土矿物间孔，内部充填有机质，可为吸附气或游离气提供赋存场所[23]；微裂缝在页岩中有较大的储集空间，常常被有机质充填。微裂缝是页岩中的优势渗滤通道[24]，同时也沟通孤立孔隙并形成孔—缝网络，在源—储体系起到疏通页岩气的作用。综上，页岩有机质与储集空间紧密相连，互相依存，使二者之间形成复杂的源—储耦合关系。

将有机质含量（TOC）与孔隙度分别作为生烃能力和储集性能的核心指标，并依照国内对页岩储层以及页岩气资源的评价指标，将源—储配置类别分为富碳高孔、中碳中孔、低碳低孔等12 类（表1），对页岩储层源—储相互关系进行半定量评价。

表1 页岩源—储配置类型Table 1 Source-reservoir configuration types of shale

将源—储耦合系数定义为页岩储层中有机质与孔隙度相互影响的大小[25]，公式定义为：

式中：K为源—储耦合系数；ωTOC为有机质含量，%；φ为孔隙度，%。

页岩储层中有机质与储集空间的耦合关系多变，在纵向和横向相非均质都非常强，较好的有机质丰度并不代表有较高的孔隙度来赋存页岩气，“源”和“储”两者缺一不可。源—储分类评价方法正是利用这一点，定量的表征源和储之间相互耦合的强弱，突显出页岩气富集条件较优的有利层段。

2.2 源—储分类评价标准制定

研究区南川区块处于四川盆地边缘，地质构造较为复杂、地层压力系数较低、源—储耦合机制复杂。目的层位为五峰组—龙马溪组下段（1—3 号小层）有机质丰富，TOC介于0.4%～7.7%，平均3.9%，孔隙度介于2.17%～5.65%，平均3.47%，整体属于高碳中孔的源—储配置类别。

页岩总含气量可作为页岩气富集程度的重要标准[26]。源—储耦合系数与总含气量之间有着密切的相关性，耦合系数越大，页岩气富集条件优。因此，可以利用耦合系数和总含气量之间的相关性制定储层分类评价标准。以研究区不同井位的总含气量数据、TOC以及孔隙度数据制作散点图（图2），根据主力产层、次要产层与非产层的优势分布区来确定Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类储层的分界线。根据图2可以看出，南川区块主力产层（1—3号小层）散点优势分布区大致以总含气量4 m3/t为界，次要产层与非产层的散点优势分布区以总含气量2 m3/t为界，其分别所对应的源—储耦合系数分级界线为15.0、7.5。也就是说耦合系数大于15.0 的页岩储层，其含气量是最高的，页岩气富集条件是最优良的。综上所述，以源—储耦合系数（≥15.0、15.0～7.5、＜7.5）为界，划分出研究区Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类储层。

图2 南川区块源储耦合系数与总含气量关系Fig.2 Relation between source-reservoir coupling coefficient and total gas content in Nanchuan Block

3 典型井实例分析

3.1 高产井JY-AHF源储配置分析

南川区块JY-AHF 井五峰组—龙马溪组Ⅰ段1—5 号小层TOC介于0.82%～6.67%，平均2.98%，孔隙度介于3.31%～4.55%，平均3.75%。其中1 号和3 号小层分为富碳高孔、高碳高孔源—储类型，4 号小层次之，属于中碳中孔源—储类型（图3）。由源—储耦合公式计算表明，JY-AHF 井直井段五峰组—龙马溪组底部的源储耦合系数明显高于上部，也就是说下部页岩层段，特别是2 697.8～2 685.9 m层段是源储耦合最为有利的层位。按照研究区源—储分类的判别标准，1—3号小层主要为Ⅰ、Ⅱ类源储配置层段，2 号小层附近夹有厚度几十厘米的Ⅲ类源—储层段。4—5 号小层源—储指标逐渐变差，主要以Ⅲ类源储配置层为主。

图3 南川区块JY-AHF直井段源储耦合评价Fig.3 Evaluation of source-reservoir coupling of vertical section in Well-JY-AHF in Nanchuan Block

JY-AHF井水平段长1 538 m，于2017年1月12日进行压裂返排，加液量36 904.05 m3，加砂量1 348.6 m3，12 mm 油嘴试气产量为32×104m3/d，返排率2.36 %。该井靶窗位于1—3号小层内，AB靶间水平段穿行在1—3号小层内部（图4），测井TOC平均3.9%，源—储耦合较好。根据源—储耦合系数的计算，AB段的源—储耦合系数介于0.04～40.2，平均值23，Ⅰ类源—储配置层占到96.7 %，仅在3 308 m 有长度为20.6 m 的Ⅲ类源储配置层段。综合而言，JY-AHF 井1-3 号小层属于高碳中孔源储耦合类型，靶窗位于Ⅰ—Ⅱ类源储配置层段，整个水平井段主要穿行于Ⅰ类源储配置层段中，页岩气富集条件较好，这也是压裂试气产量较高的原因。

图4 南川区块JY-AHF水平井段源储耦合评价Fig.4 Evaluation of source-reservoir coupling of horizontal section in Well-JY-AHF in Nanchuan Block

3.2 中产井JY-BHF井源储配置分析

JY-BHF 井水平段长1 500 m，水平段在1—3 号中穿行，钻遇率为100 %（图5）。1—3 号小层高钻遇率和测试产量并不匹配，12 mm 油嘴测试产量16×104m3/d左右，加液量41 156.4 m3，加砂量1 430.4 m3，返排率2.34%。偏低的测试产量一方面反映了储层中页岩气富集的复杂性，另一方面也说明并不能简单的依据主力产层钻遇率来解释页岩气高低产的原因。研究区五峰组—龙马溪组一段平均孔隙度3.32 %，平均渗透率0.047 8×10-3μm2，孔隙度高、渗透率较低，使得页岩气就地保存而没有经过较长的运移。考虑到页岩储层源—储耦合的复杂性，采用“源—储分类”方法表征储层TOC和孔隙度之间的耦合强度，突出显示页岩气富集条件最优的层段。根据表2 以及图6 可以发现，JY-BHF 井主力产层钻遇率高，源—储配置评价Ⅰ类储层占79.1%，Ⅱ类占比4.4%，Ⅲ类占比16.5%，Ⅲ类源—储配置层段以夹层的形式频繁出现在水平段中，相较于JY-AHF 井而言，源—储耦合关系相对较弱，压裂试气产量受到了Ⅲ类源—储层段的影响而降低。综上所述，虽然五峰组—龙马溪组底部（1—3号小层）深水陆棚炭质页岩有机质碳含量整体较高，但从源—储配置评价来看，Ⅰ类源—储层的占比小，Ⅲ类源—储夹层过多是试气产量偏低的原因。

图5 南川区块JY-BHF水平井源储耦合评价Fig.5 Evaluation of source-reservoir coupling of horizontal section in Well-JY-BHF in Nanchuan Block

3.3 源—储耦合系数与试气产量相关性

页岩气试气产量影响因素较多，涵盖地质因素和工程因素，选取区内开采工艺类似的水平井，从源—储耦合地质角度分析试气产量波动较大的原因。选井的水平井距介于390～450 m、水平段长1 400～1 538 m、压裂18～20 段、加砂量1 072.7～1 485.1 m3、加液量34 155.5～42 099.9 m3、返排率介于2.34%～7.38%。根据源—储分类评价来看，研究区开采工艺相似的8 口水平井钻遇Ⅰ类储层占比介于79.10%～96.96%（表2），其12 mm 油嘴压裂试气产量为（15～32）×104m3/d。总体来看，研究区钻遇Ⅰ类储层的占比越大，压裂试气产量越高，两者之间呈明显的正相关性（图6a）；而1-3 号小层钻遇率基本保持在90%以上，1—3 号小层钻遇率与压裂试气产量之间无明显相关性。

表2 南川区块源储配置评价Ⅰ及Ⅱ类占比Table 2 Proportion of type Ⅰand type Ⅱsource and reserve allocation evaluation in Nanchuan Block

研究区南川区块五峰组顶部埋深介于2 700～4 000 m，优质储层（1—3 号小层）钻遇率普遍大于90%，从研究区开采工艺相似的水平井1—3 号小层钻遇率和压裂试气散点图来看，优质储层钻遇率即使达到100%，其压裂试气产量也会在（14～31）×104m3/d波动（图6b），表明钻遇率与压裂试气产量并不成匹配关系。利用源—储分类方法评价出的Ⅰ类储层占比越高，其压裂试气产量越高，综合而言，在压裂试气产量的分析上，双变量的源—储分类方法优于优质储层钻遇率法。

图6 Ⅰ类储层占比、1—3小层钻遇率与压裂试气产量相关性Fig.6 Correlation between the proportion of type Ⅰreservoir,layer 1 to layer 3 drilling encounter rate and fracturing gas production