川南自贡区块页岩储层最佳靶体优选

张成林，杨学锋，赵圣贤，张 鉴，2，邓飞涌，何沅翰，张德良，王高翔，钟光海

（1.中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川成都 610051；2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川成都 610213；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646000）

川南地区五峰组—龙马溪组页岩气已在威远、长宁、昭通等区域实现规模效益开发，并逐步向新区拓展[1-5]。自贡区块作为近期中国石油开展页岩气产能评价的新区，区块内已实施的8 口水平井，各井间平面距离小于2 km，工程技术条件相近，测试产量介于（7.64～40.31）×104m³/d、平均为21.2×104m³/d，单井产能差异较大；同时，各井轨迹方位相同、水平段长相近，但水平井穿行层位存在差异。因此，分析目的层段的钻遇情况对单井产能的影响，从而确定最优靶体的纵向分布，是该区提高单井产量的研究重点。

北美页岩地层厚度大、储层品质优，学者们在优选最佳靶体时更加重视储层工程参数的评价[6]。国内页岩气主要开发层位为四川盆地五峰组—龙马溪组，储层纵向非均质性强，在靶体优选时侧重于地质参数评价[7-8]；在不同区块优质靶体的纵向分布层段与厚度差异大，例如在中国石油的长宁、泸州、威远[3,5,9]和中国石化的威荣、焦石坝[7,10]等区块最佳靶体的厚度介于3.5～20 m。总体而言，目前的页岩储层最佳靶体优选普遍存在以下问题：一是优选的靶体纵向跨度大，水平钻井偏差率大、未聚焦到最优势位置；二是页岩储层评价侧重于地质参数评价，往往缺少反映页岩岩石力学性质的工程参数，而岩石力学性质是影响页岩储层压裂改造难易程度的重要因素；三是偏重于储层静态参数的评价，缺乏产气剖面等生产动态资料的佐证。

综合运用钻井、录井、测井及分析化验等资料，在地层小层划分基础上，对自贡区块五峰组—龙一1亚段页岩开展储层精细描述并分类评价，同时结合产气剖面资料分析，优选最优靶体层段，为优化该区块水平井钻井轨迹参数设计、提高水平井单井产量提供依据。

1 地质概况

1.1 构造特征

川南自贡区块构造位置位于四川盆地威远斜坡南翼，整体为一北西—南东向的单斜坡构造[11]，五峰组—龙马溪组仅发育少量北西—南东向Ⅳ级断层（断距20～40 m）[12]；五峰组底埋深介于3 200～4 700 m，自北向南逐渐增大（图1）。目的层地层压力系数1.70～1.84，保存条件好。

1.2 地层与岩性特征

针对四川盆地页岩气最有利目的层段[5]，中国石油（五峰组—龙一1亚段）[4]与中国石化（①—⑨号层）[7]在地层小层划分与命名上存在差异，但总体具有良好对应关系（图2）。按中国石油的小层划分方案，根据岩性特征、测井电性特征和古生物发育特征，将五峰组—龙一1亚段划分为五峰组、小层（1 小层）、小层（2 小层）、小层（3 小层）和小层（4 小层）。5 个小层整体呈“三分性”，即五峰组厚度为6.5～7.5 m，岩性自下往上由灰质页岩向页岩过渡，具有低伽马、中密度、中声波时差电性特征，发育异性正常笔石（五峰组典型笔石），顶部发育薄层介壳灰岩（观音桥层小层—小层累计厚度8.6～11.8 m，岩性为黑色硅质页岩，电性特征呈中—高伽马、中—低密度、中—高声波时差，发育耙笔石、叶笔石、囊笔石、雕刻笔石等标准笔石；层厚度为13.2～19.2 m，岩性自下而上由黏土质页岩向粉砂质页岩过渡，具有低伽马、高密度、低声波时差电性特征，偶见单笔石、耙笔石等标准笔石，笔石个体较小、体型保存不完整[4,11]。

图2 川南自贡区块典型井五峰组—龙一1亚段综合柱状图（笔石分层及照片据文献[11]）Fig.2 Comprehensive column of shale reservoir in O3w to S1l1-1, typical well of Zigong Block of southern Sichuan（Layers division and photos of graptolites are modified from reference [11]）

2 储层精细评价

2.1 储层特征

选取了研究区及邻区3口取心井，井位置见图1，五峰组—龙一1亚段岩心分析实验数据描述页岩储层地质参数特征（表1），结果表明储层纵向非均质性强。其中小层脆性矿物含量（即石英、长石和碳酸盐矿物含量之和[4]）平均为81.2 %，总有机碳含量（TOC）平均为6.0%，孔隙度平均为6.9%，总含气量平均为6.0 m³/t，含气饱和度平均为82.4%，单项储层参数整体为各小层最高，是地质最优“甜点”层段。

图1 川南自贡区块五峰组底界埋深Fig.1 Burying depth for O3w bottom,Zigong Block of southern Sichuan

表1 川南自贡区块五峰组—龙一1亚段储层参数实验数据统计Table 1 Experimental data of reservoirs in O3w-S1l1-1,Zigong Block of southern Sichuan

页岩储层的可压性受本身脆性特征、地应力场等要素的影响[13]。岩心分析和测井解释表明，自贡区块小层页岩泊—杨脆性指数48 %～62 %，泊松比0.18～0.24、杨氏模量介于（3.1～4.4）×104MPa，最小水平主应力79～88 MPa，岩石破裂压力85～104 MPa（表2）；相较于其余各小层，总体呈“高脆性指数、低泊松比、高杨氏模量、低最小水平主应力、低岩石破裂压力”的工程特征，更有利于水力压裂形成复杂缝网[14]。

表2 川南自贡区块五峰组—龙一1亚段储层工程参数统计Table 2 Engineering parameters of reservoirs in O3w-S1l1-1,Zigong Block of southern Sichuan

2.2 储层分类评价

页岩储层评价目前尚无统一的标准[4,7,9]。中国石油根据生气潜力、储集物性、可压裂性和含气性4个方面，选取TOC、孔隙度、泊—杨脆性指数、含气量4项静态参数作为页岩储层分类评价标准，将页岩储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类，其中Ⅰ类储层需同时满足“TOC大于等于3.0 %、孔隙度大于等于5 %、泊—杨脆性指数不低于55%、含气量不低于3 m³/t”[4]。马新华等[9]针对临近本次研究区的威远页岩气田100余口水平井，将Ⅰ类储层中更优的、满足“四高”特点（即TOC不低于4.0%、孔隙度大于等于6%、含气饱和度不低于70 %、脆性矿物含量不低于75 %）的储层定义为Ⅰa类储层，其余为Ⅰb类储层，结果表明：Ⅰa类储层在靶体设计中有很好的适应性。研究借鉴以上标准，综合地质、工程参数建立本研究区储层精细分类评价标准（表3），并对自贡区块五峰组—龙一1亚段页岩储层进行了精细分类评价（图2），除龙小层局部和五峰组底部发育Ⅲ类储层外，Ⅰ+Ⅱ类储层主要分布于五峰组中上部—小层上部，其中Ⅰb类储层分布于小层上部和小层底部，Ⅰa类储层稳定分布于小层下部。

表3 川南自贡区块五峰组—龙一1亚段页岩储层精细分类评价Table 3 Fine classification and evaluation of shale reservoir in O3w-S1l1-1,Zigong Block of southern Sichuan

2.3 储层发育主控因素

页岩储层发育受沉积和构造作用的双重影响，其中沉积环境是储层形成的基础；构造作用控制了储层的后期改造，主要体现在对天然裂缝发育程度的影响[15]。

从晚奥陶世开始，四川盆地逐渐由浅水的碳酸盐岩台地（临湘组）转变为浅水陆棚（五峰组下部），岩性以灰质页岩为主；而后在五峰组上部页岩沉积时期，水体逐渐变深，页岩中硅质含量逐渐增加；晚奥陶世末期，受气温骤降影响全球海平面迅速降低，沉积了一套薄层的含生物碎屑泥质灰岩（观音桥段）。进入早志留世，随着气温升高海平面快速上升，四川盆地普遍沉积了一套富有机质硅质页岩（图3a—图3c）；而后沉积水体逐渐变浅，沉积环境由深水陆棚向浅水陆棚演化，岩性亦由黏土质页岩变为粉砂质页岩（图3d）。微量元素U/Th 比值（铀/钍）能有效指示古沉积水体氧化还原条件，比值越大，还原性越强[16]。研究区页岩TOC与U/Th呈较好正相关关系（图4），表明欠补偿、低能、缺氧的深水陆棚是发育富有机质页岩的最佳沉积环境。从图2可以看出，研究区小层下部U/Th 值介于5.4～7.1，为沉积环境最优的层段。

图3 川南自贡区块五峰组—龙一1亚段典型薄片Fig.3 Typical thin sections in O3w-S1l1-1,Zigong Block of southern Sichuan

图4 川南自贡区块五峰组—龙一1亚段TOC与U/Th的关系Fig.4 Correlation of TOC and U/Th in O3w-S1l1-1,Zigong Block of southern Sichuan

构造作用对页岩储层的影响主要反映在天然裂缝的发育特征[15]。川南地区经历了多期构造运动，形成了不同规模的断层和天然裂缝。天然裂缝按尺度可分为微裂缝和大尺度裂缝，其中微裂缝能有效增大页岩储集空间和渗流能力，并能与人工裂缝进行沟通并延伸形成复杂缝网，从而对页岩气富集和产出有重要作用；而大尺度裂缝的发育会造成页岩中气体运移和逸散[18-19]。岩心裂缝观测表明，研究区各层段中龙小层下部微裂缝最为发育（图5），这与小层下部页岩硅质含量最高、脆性最强等特征密切相关。

图5 川南自贡区块岩心裂缝观测Fig.5 Core fracture observation,Zigong Block of southern Sichuan

3 产气剖面分析

分析水平井钻遇靶体的优劣不仅需要地质、工程静态参数的表征，还需要结合气井生产动态特征评价。对水平井钻遇的各小层产能贡献的分析主要运用产气剖面资料，如生产测井、示踪剂、分布式光纤监测等技术[10,20]。以区块内钻遇层下部的A 井为例（图6），该井产气剖面测试结果表明：各压裂段产气贡献率不均一；各小层中龙一11小层下部具有最高的单位长度产气贡献（182.3 m³/m），其余依次为小层上部（120.8 m³/m）、小层（85.3 m³/m）和小层（25.9 m³/m）。此外，开展了区块内8口气井测试产量与单井各小层钻遇长度、钻遇率的多元线性回归拟合分别为：素录井、随钻测井有效开展了水平井地质导向工作（图8）。

图6 川南自贡区块A井各射孔段产气贡献分布Fig.6 Contribution distribution of each perforation section to gas production,Well-A of Zigong Block of southern Sichuan

图7 川南自贡区块8口水平井拟合测试产量与实际测试产量的关系Fig.7 Relation between fitted test production and actual test production of eight horizontal wells,Zigong Block of southern Sichuan

图8 川南自贡区块ZH4-5井小层钻遇情况测井—元素录井综合分析Fig.8 Comprehensive analysis of well logging and element logging for drilling degrees of layers in O3w-S1l1-1,Well-ZH4-5 of Zigong Block of southern Sichuan

式中：Y为测试产量，104m³/d；L1为五峰组钻遇长度，m；L2为小层下部钻遇长度，m；L3为小层上部钻遇长度，m；L4为小层钻遇长度，m；R1为五峰组钻遇率，%；R2为小层下部钻遇率，%；R3为小层上部钻遇率，%；R4为小层钻遇率，%。

拟合的测试产量与实际测试产量吻合度高（图7），在测试产量关于小层钻遇长度和钻遇率的拟合公式中，小层下部的钻遇长度、钻遇率均体现了最大的正向贡献，即一口气井在水平段长一定的情况下，小层下部钻遇长度越长（即钻遇率越高），其预测测试产量越高。该结果从生产动态特征的角度佐证了小层下部为自贡区块最佳靶体的观点，表明小层下部页岩有效压裂段长是区块内影响气井产能的关键因素。

4 现场应用效果

优选最佳靶体并提高钻遇长度是页岩气水平井高产、稳产的基础，所以不仅要选择最佳靶体，还要确保钻井能有效地质导向。页岩气水平井钻进中呈现微幅构造发育、纵向靶窗小、靶点精准预测难度大的特点，存在脱靶和出层的风险[21]。水平井在目的层中呈蛇形钻进，钻遇小层变化频繁、多次重复，单纯依靠随钻测井划分小层易产生多解性[22]。元素录井在页岩气水平井钻井地质导向、随钻评价、复杂地层分层卡层等方面具有重要作用，尤以其稳定、准确、多样的元素参数（其中Si、Ca、Fe、Al 等4 种元素的稳定性最好，与页岩组成矿物存在一定相关关系）为小层划分提供了丰富的地层对比参数，与元素测井（目前最常用为元素俘获测井ECS，主要用于直井）参数有良好可对比性[23-25]。基于前述分析的龙小层下部“高Si、低Al”的元素特征，依据沉积地层不可逆原则和钻井旋回的连续性[22]，综合运用元

随着最佳靶体的确定和元素录井地质导向技术的运用，研究区水平井1小层下部的钻遇率取得了明显提升，由早期的5.2 %上升至近期的89.1 %，单井测试产量由7.64×104m³/d提高至40.31×104m³/d。有效支撑了自贡区块页岩气产能评价工作，为该区块实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

5 结论

1）以地质（脆性矿物含量、TOC、孔隙度、含气饱和度、总含气量）和工程（泊—杨脆性指数、最小水平主应力、岩石破裂压力）关键参数作为储层分类指标，将川南自贡区块五峰组—龙一1亚段页岩储层划分为Ⅰa类、Ⅰb类、Ⅱ类和Ⅲ类4 类。受沉积和构造作用的双重影响，小层下部为“地质—工程”最优“甜点”，稳定发育Ⅰa类储层；产气剖面资料表明，自贡区块小层下部的单位长度产气贡献最高。

2）运用储层精细评价与产气剖面分析相结合的方法将自贡区块最佳靶体锁定到小层下部，厚度精确到1～2 m，小层下部的有效压裂段长是影响该区块气井产能的关键因素。