长宁页岩气储层分级测井评价标准及应用

杨扬,樊骐铖,王海青,曹冬云,钟光海,黄劲松

(1.四川长宁天然气开发有限责任公司,四川成都610056;2.山东立鼎石油科技有限公司,山东东营257100;3.中国石油西南油气田公司页岩气研究院,四川成都610051)

0 引 言

油气的富集程度是页岩油气分级的首要考察要素。页岩气藏评价的主要地质参数包括矿物组分、孔隙度、总有机碳含量、有机质成熟度、有机质类型、含气性、埋深和厚度等。利用测井资料划分页岩气有利储集段,通过测井资料计算模型确定页岩气储层的矿物组分和孔隙度,评价储集层的总有机碳含量、热演化程度、含气饱和度、储层厚度等,对页岩气储层品质进行分级评价[1-4]。

《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》(DZ/T 0254—2014)[5]自实施以来,多位学者对页岩气资源及储层分级评价进行了多方位、多尺度的研究。在对页岩气储层测井评价技术研究与应用现状综合分析的基础上[6],采用灰色关联分析法计算得到各影响因子的权重,对页岩气储层用质量综合评价因子进行页岩气储层分类[7-8],利用主成分分析法优选页岩气水平井储层品质主控因素,实现储层品质评价,指示储层级别。诸多研究多侧重于页岩气资源分级评价以及储层品质定性或定量评价方法[9],均未明确长宁页岩气测井分级评价重要指标参数的界限值,而这些界限值作为测井评价页岩气储层的重要依据,是评价储层品质的基础。本文通过对长宁地区20口井龙马溪组—五峰组的测井资料及实验数据进行深入分析,在前人研究基础上,明确Ⅰ类页岩气层(好)、Ⅱ类页岩气层(中)、Ⅲ类页岩气层(差)、页岩干层及石墨化页岩干层的测井分级评价标准,通过区间数指标权重熵值法得到页岩气单因素指标权值,进而形成页岩气层储层品质评价方法。

1 页岩气分类关键参数界限值的确定

综合前人研究成果,在对页岩气储层地质特征及影响因素分析总结的基础上,筛选出黏土含量、脆性矿物含量、孔隙度、总有机碳含量、有机质成熟度、吸附气含量、总含气量、储层有效厚度、储层压力和埋深共10个因素作为综合评价页岩气储层的指标。通过求取灰色关联度[10-12]或主成分分析[13]的方法进行量化分析,确定评价页岩气层综合品质的5个主控因素为总有机碳含量(TOC)、总含气量(Gt)、有机质成熟度、孔隙度(φ)和脆性矿物含量。

1.1 总有机碳含量

干酪根富集程度是页岩气聚集的主控因素。总有机碳含量越高,页岩的生烃能力越强,储层含气量也越大,对于页岩气藏的富集越有利。长宁20口井的取心深度为1 263～4 333 m,有机质类型以Ⅰ型为主,含有少量Ⅱ1型。

将反映干酪根含量最直接有效的总有机碳含量与直接反映页岩含油气量的地化指标热解烃量(S1)相结合,对页岩气进行分级评价[14]。图1为长宁地区N201、N203、N208、N210、N213这5口井龙一段—五峰组247块岩心分析的TOC—S1关系图,S1随TOC的增大表现为3段:①TOC<1.0%,S1保持极低稳定值,属于有机质丰度低、生烃量较低区;②1.0%≤TOC<2.0%,S1呈现明显上升趋势,为低效资源区;③TOC≥2.0%,S1保持高稳定值,表明有机质丰度达到一定临界值时,生烃量能够满足页岩自身残留烃的需要,丰度更高,页岩含气量达到饱和,多余的游离烃排出,为富集资源区。

图1 长宁地区龙一段—五峰组TOC—S1关系图

在长宁地区页岩气大规模勘探开发过程中,积累了大量的测录井及岩心实验、水平井压裂试气资料,结合测井响应特征和测试产能等因素,将龙一段—五峰组各小层能够明确页岩气层类别的N201等12口井的398块岩样以及渝东南地区Z2井的17块石墨化页岩岩样进行TOC与总含气量相关性分析,确定不同级别的页岩气层TOC及总含气量分布区间(见图2)。

图2 长宁地区龙一段—五峰组TOC与总含气量关系图

不同类型页岩气层分级评价标准:TOC≥3.0%,页岩气层为Ⅰ类;2.0%≤TOC<3.0%,页岩气层为Ⅱ类;1.0%≤TOC<2.0%,页岩气层为Ⅲ类;TOC<1.0%,页岩层为页岩干层。长宁地区龙马溪组—五峰组Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类页岩气层的TOC最低界限值分别为3.0%、2.0%、1.0%,即有效页岩气层的必要条件是总有机碳含量大于1.0%。

1.2 总含气量

总含气量是页岩层储集能力、保存能力及储层品质的综合反映,是表征和评价页岩气藏的一个关键地质要素,是利用测井信息进行页岩气层储层评价时要依据的参数指标。图2中Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类页岩气层及页岩干层的总含气量分布区间有所重叠,这说明页岩气层各因素之间相互影响、相互制约。在页岩气层测井评价过程中,首先要厘定各个主要因素的区间值,再通过各个因素的权重值综合判断页岩气层综合品质。

不同类型页岩气层评价标准:Gt≥3.0 m3/t,页岩气层为Ⅰ类;2.0≤Gt<4.0 m3/t,页岩气层为Ⅱ类;1.0≤Gt<3.0 m3/t,页岩气层为Ⅲ类;Gt<2.0 m3/t,页岩层为页岩干层;Gt<0.2 m3/t,页岩层为石墨化页岩干层。含气量是表征页岩气含气丰度的重要参数,但不同埋深或赋存状态获得工业产能的含气量下限标准不相同,在运用含气量界限值进行测井评价的过程中要综合考虑各种影响因素。页岩干层一般是指处于高过成熟期、低含气丰度的页岩层,它同石墨化页岩干层的共性是总含气量及脆性矿物含量较低。二者与页岩气层之间的差异主要表现在:低含气丰度页岩干层的TOC值及孔隙度较低,但其镜质体反射率和电阻率与页岩气层差异不大;而特高过成熟期的页岩石墨化严重,具有高镜质体反射率值、极低电阻率值[15],但其TOC值及孔隙度值与页岩气层无明显区别。

图2中的页岩干层为龙二段—龙一2亚段较低含气丰度页岩层,深侧向电阻率一般在十欧姆米至几十欧姆米。长宁地区西北部的N228、N219井龙一13—五峰组深侧向电阻率小于0.5 Ω·m,上部的龙二段—龙一14深侧向电阻率也呈现2.0～8.0 Ω·m的较低值,推断为石墨化页岩干层,或由于构造保存条件变差所致含气性极低的页岩干层。

1.3 有机质成熟度

有机质成熟度是衡量页岩生烃能力的主要因素,TOC指标必须结合有机质成熟度才能有效界定页岩油气的分级标准。《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》规定,页岩气地质储量中有机质成熟度的起算标准为其值大于0.70%。四川盆地海相页岩气为热成因型,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ1型,有机质热演化程度高,全部进入生气窗(1.10%～3.10%)。在生气窗之内,除有机质成熟度之外,页岩气储层的分级评价只需考虑孔隙度、TOC、总含气量和脆性矿物含量等参数。

镜质体反射率Ro是有机质成熟度指标,而早古生代海相烃源岩中不存在镜质体,使这一指标的应用受到限制,热解实验测量均为沥青反射率Rb。通过沥青反射率与镜质体反射率对应关系的转换[16],可以得到等效镜质体反射率。

3.要素流动。联合体和农村产业融合的实质均是，不同产业的市场主体基于既定的目标，由原来的竞争关系转变成合作关系，并组成价值创造共同体，协同生产经营，共享增值收益。共同体模式降低了要素的传导障碍，要素的流向和配置数量得以满足规模一定的成本最小或成本一定的规模最大。

图3 长宁地区及邻区海陆相Ro—深测向电阻率关系图

长宁地区N201、N213、N215、N216、N217井龙马溪组—五峰组72个岩样的沥青质反射率为2.56%～3.82%,平均值为3.23%。由图3可见,换算后的镜质体反射率全部位于2.13%～3.03%的生气窗内,表现出长宁地区龙一段—五峰组为过成熟演化阶段的海相页岩气层。依据与总含气量的关系确定不同级别页岩气层Ro分级界限值(见图4):2.3%3.1%,页岩层为页岩石墨化页岩干层。

图4 长宁地区龙一段—五峰组镜质体反射率—总含气量关系图

在页岩气储层测井评价中,镜质体反射率是一个决定性的重要参数。Ro≤3.1%为页岩气层分布范围,根据其他参数对页岩气层进行分级评价;Ro>3.1%,有机质出现石墨化现象,页岩气层演变为石墨化页岩干层,与相同层位的页岩气层相比,其深侧向电阻率、总含气量均呈现急剧减小特征。图4中Z2井石墨化页岩干层的镜质体反射率大于3.1%,总含气量小于0.2 m3/t,深侧向电阻率小于8.0 Ω·m(大部分小于4.0 Ω·m)。

1.4 孔隙度

研究表明,四川盆地龙马溪组—五峰组页岩气藏游离气占80%以上。以游离气为主的页岩气藏,其孔隙度与总含气量呈正相关,即孔隙度越大,总含气量越大,储集能力越强。孔隙度与页岩的矿物组分含量、成岩作用、脆性矿物的分布形式等多种因素有关,不同区块页岩气藏的孔隙度下限值差别很大。利用孔隙度及总含气量关系,参照总含气量分级区间,确定页岩气层孔隙度分级界限值。

图5为长宁地区N201等11口井龙一段—五峰组272块岩样孔隙度—总含气量的关系图,以不同级别页岩气层总含气量界限值作为约束条件,确定孔隙度的分级区间:φ≥3.5,页岩气层为Ⅰ类;2.5%≤φ<4.0%,页岩气层为Ⅱ类;2.0%≤φ<3.0%,页岩气层为Ⅲ类;φ<2.0%,页岩层为页岩干层;φ<5.0%,页岩层为石墨化页岩干层。

上述分级评价指标中,孔隙度区间下限值是一个比较明确和重要的指标,而上限值却有一定范围的重叠,分析其原因为页岩孔隙包含大量有机质孔和黏土孔等微小孔隙,这些都是天然气储集的有利孔隙,页岩的储集能力更多取决于微观孔隙结构。长宁地区龙马溪组页岩的Ro平均为2.42%,处于过成熟阶段,纳米级有机孔大量发育,发育程度主要受沉积环境和热演化作用控制[17]。优质页岩气层的形成和控制因素较多,利用孔隙度参数界定页岩气层类型,必须建立在总有机碳含量、总含气量、脆性矿物等多元系统控制的基础上。根据岩心实验给出不同类型页岩气层的区间范围,在区间的上限重叠区域内参考其他判别参数综合做出判断。

图5 长宁地区龙一段—五峰组孔隙度—总含气量关系图

1.5 脆性矿物含量

页岩主要包括黏土、石英、长石、方解石、白云石和铁矿类矿物,不同的组分含量影响岩石的孔隙结构、岩石力学特征及气体吸附能力。脆性矿物指矿物中的石英、长石、方解石和白云石,其含量直接影响页岩的裂缝发育,富含石英或碳酸盐的储层有利于产生复杂缝网,对页岩气层的商业开采非常重要,脆性矿物是表征和评价页岩气藏储集性能的一个重要地质要素。《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》规定地质储量起算标准为脆性矿物含量大于30%。对长宁地区N201等12口井龙马溪组—五峰组全岩进行X衍射统计分析,页岩脆性矿物含量大于50%,确定长宁地区海相页岩气层的脆性矿物含量下限为50%。

将能够明确Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类页岩气层的N201井等12口井204块岩样以及Z2井17块石墨化页岩样品做脆性矿物含量与总含气量的关系图(见图6),结合孔隙度、总有机碳含量及总含气量等地质参数,得出不同类型页岩气层脆性矿物含量分布界限值。脆性矿物含量≥65%,页岩气层为Ⅰ类;55%≤脆性矿物含量<80%,页岩气层为Ⅱ类;50%≤脆性矿物含量<70%,页岩气层为Ⅲ类;脆性矿物含量<60%,页岩层为页岩干层;脆性矿物含量<75%,页岩层为石墨化页岩干层。

图6 长宁地区龙一段—五峰组脆性矿物含量—总含气量关系图

2 页岩气层分类标准

运用大量的测井资料、岩心实验数据和试气成果,研究地质参数对页岩气层的影响规律,确定不同级别页岩气储层各参数的取值范围,建立长宁地区页岩气测井评价标准。依据孔隙度、总有机碳含量、总含气量和脆性矿物含量,将页岩气层划分为Ⅰ类页岩气层(好)、Ⅱ类页岩气层(中)、Ⅲ类页岩气层(差)、页岩干层和石墨化页岩干层5个类别,完成页岩气层质量评级。页岩气层测井分级评价参数标准见表1。在测井数据处理过程中,为解决储层5类评价主参数计算值不能全部落入同一级别页岩气层区间的问题,需要确定表1中所列页岩气层参数的重要程度,赋予各个主、次参数因子不同的权重分值[12],以进一步获得储层品质综合评价结果。

表1 长宁地区海相页岩气层测井分级评价标准

将优选的页岩气储层品质影响参数镜质体反射率、孔隙度、总有机碳含量、总含气量、脆性矿物含量通过分类判别、综合分析,得到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类页岩气储层、页岩干层及石墨化页岩干层储层品质综合评价模型

RQ=δ(wφQ1+wTOCQ2+wGASTQ3+wWBMQ4)

(1)

式中,RQ为页岩气层综合品质;wφ、wTOC、wGAST、wWBM分别为孔隙度、有机碳含量、总含气量和脆性矿物含量在总评价参数中的权重;Q1、Q2、Q3、Q4分别为其子评价参数的权值;δ为Ro的三维权重。

三维权重δ代表镜质体反射率Ro以乘法因子的形式出现:Ro≤3.1%,权重因子δ=1;Ro>3.1%,权重因子δ=0.001。即当Ro≤3.1%时位于富集页岩气窗内,只需根据Ro之外的其他参数对储层进行分级评价即可;而当Ro>3.1%时,乘法项为极小值0.001,可令页岩气层综合品质RQ数值最小,从而判定储层为石墨化页岩干层。

给孔隙度、总有机碳含量、总含气量和脆性矿物含量的影响因素权重wφ、wTOC、wGAST、wWBM赋值,涉及到原始数据的变化处理,通过消除原始数据的物理意义以及量纲之间的差异,使每项评价分数成为无量纲、标准化的数据;通过区间数指标权重熵值法得到单项参数指标[18],页岩气层测井评价单项分类权重及综合品质数值选取见表2。

表2 页岩气层单项分类权重及综合品质测井评价数值选取表

具体处理方法和处理过程:设多指标决策问题有4个可行方案为A1、A2、A3、A4,其分别为Ⅰ类页岩气层、Ⅱ类页岩气层、Ⅲ类页岩气层和页岩干层,4个评价指标Gi,1、Gi,2、Gi,3、Gi,4(i=1,2,3,4)分别为4个可行方案对应的孔隙度、总有机碳含量、总含气量和脆性矿物含量。

建立决策矩阵A,令A=(A1、A2、A3、A4)T,Ai=(Gi,1、Gi,2、Gi,3、Gi,4),计算得到4个评价指标区间数指标值序列信息熵,即E1=0.8365,E2=0.7644,E3=0.7311,E4=0.8874;进一步计算得到4个评价指标对页岩气储层级别评价优选的重要程度di(i=1,2,3,4),即d1=0.1635,d2=0.2356,d3=0.2689,d4=0.1126;再计算得到4个评价指标的权重,即wφ=0.2100,wTOC=0.3000,wGAST=0.3400,wWBM=0.1500。

通过算法得到4个评价指标的权重。结合目前长宁地区页岩气层综合品质分类标准中单项权重设置,最终确定孔隙度单项权重为0.2,有机碳含量单项权重为0.3,总含气量单项权重为0.3,脆性矿物含量单项权重为0.2,与现有标准单项权重设置较为一致。

综上所述,依据孔隙度、总有机碳含量、总含气量和脆性矿物含量这4个地质参数,将页岩气层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类页岩气层、页岩干层和石墨化页岩干层这5个类别,完成页岩气层分类评级。

3 应用实例

利用形成的页岩气关键参数分级评价方法进行页岩气水平井NH01井储层评价(见图7)。分析发现测试产量高的第4～10段对应储层综合品质为Ⅰ类气层,特别说明的是,NH01井A靶点(3 550 m)穿过断距为59 m的断层,3 050～3 200 m发育过井天然裂缝带,3 450～4 755 m发育规模较大的5组微裂缝带,过于发育的裂缝系统在一定程度上会影响地层封堵性;同平台的NH08井压裂又压窜NH01井相同井段,地质及工程因素共同导致第11～20测试段内的Ⅰ类气层产量低;测试产能低的第1～3段对应底部的Ⅱ类和Ⅲ类气层。表明所形成的页岩气测井分级评价标准及综合品质评价方法能较好地指示储层品质级别,进而选择页岩气地质及工程甜点压裂层段,为获得理想的勘探开发效果及页岩气资源评价奠定基础。

图7 NH01井储层评价及综合品质评价成果图*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同

4 结 论

(1)通过研究长宁地区海相页岩气测井分级评价方法,形成了利用影响页岩气丰度主控因素进行页岩气层分级评价及综合品质评价的方法和标准。在对孔隙度、总有机碳含量、总含气量、脆性矿物含量及镜质体反射率等参数综合分析基础上,明确了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类页岩气层、页岩干层和石墨化页岩干层重要指标参数分级评价的界限值,为测井评价页岩气储层提供重要依据,也是进一步评价储层品质的基础。

(2)页岩气层各因素之间相互影响、相互制约,导致目前建立的评价标准中不同级别页岩气层分布区间有所重叠,在页岩气测井评价过程中,必须要遵守下限值界限,在上限重叠区间内,则要兼顾其他判别参数综合做出判断。

(3)通过区间数指标权重熵值法确定各个主、次参数因子不同的权重分值,优选得到页岩气储层品质评价模型。镜质体反射率是起决定性的参数,在2.1%≤Ro≤3.1%有利范围内,则只需要考虑Ro之外的TOC等参数进行页岩气储层分级评价。