四川盆地威远地区页岩气优质储层精细刻画与靶窗优选

武恒志 熊 亮 葛忠伟 史洪亮 王 同 樊 莉

1.中国石化国际石油勘探开发有限公司 2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司川西钻探公司

0 引言

中国石油化工股份有限公司威远页岩气勘查区块位于四川盆地川中低褶构造带北部，构造位置位于威远古隆起与自流井背斜所夹持的白马镇向斜，整体为一个向斜构造。上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段沉积了一套埋深介于3 500～3 800 m、厚度介于80～85 m的深水陆棚相暗色富有机质页岩，页岩品质优良。近年来相继钻获了一批工业气井，揭示该区页岩气具有良好的开发前景。

研究表明，五峰组—龙一段富有机质页岩段纵向储层品质存在一定的差异，邻区水平井钻井也揭示优质储层的钻遇率是确保获得高产的重要地质基础[1-3]。因此，对目标层系开展储层精细刻画与评价，寻找页岩优质储层段，摸清纵横向分布规律，是指导该区页岩气水平井钻井和提高单井产能的关键。

表1 威远地区五峰组—龙一段小层划分表

1 小层划分

根据岩性特征、测井曲线特征以及古生物发育情况，将五峰组—龙一段划分出9个层。9个层整体上具有“三分性”，即①～④号层岩性为黑色碳质页岩、具有低DEN电性特征，发育五峰组典型化石异形正常笔石以及龙马溪组雕刻笔石、囊笔石、叶笔石、耙笔石、喇叭笔石等典型化石；⑤～⑥号层岩性为浅灰色含碳页岩，具有中—低DEN电性特征，发育具刺笔石等典型化石；⑦～⑨号层岩性为浅灰色粉砂质泥岩，具有中—高DEN电性特征，偶见笔石化石。

以龙马溪组底部3个稳定发育的自然伽马峰为标志，①～④号层又进一步细分为7个小层，即11、12、2、31、32、33、4小层，各小层对应关系如表1所示。

地球物理合成记录标定显示①号层底、32顶、4顶及⑥号层顶、⑨号层顶等主要小层特征清晰，具有明显的强振幅特征（图1）。1—32顶：为上部强波谷，下部强波峰，低阻抗；32—4顶：为中部弱波峰，底为下部强波谷，相对高阻抗；⑤～⑥号层顶：为上部弱波谷，底为中部弱波峰，相对低阻抗。各小层横向井间阻抗特征清晰，区域内稳定展布（图1）。

岩心精细描述表明，纵向上7个小层发育不同矿物组分、不同组合形态的纹层。组成纹层的矿物类型包含有机质、黏土、碳酸盐、硅酸盐、黄铁矿等，有些以单一矿物出现，有些以多种矿物组合的样式出现。岩心纹层刻画的方法主要是根据单块岩心剖面上纹层的发育情况（有/无纹层），将纹层特征相似（组成纹层的浅色矿物的富集程度）、纹层间距相当的数条纹层合并为一个纹层组。纹层组归纳为3类，即粗纹层型、细纹层型、微纹层型。粗纹层型为层理面清晰、浅色矿物含量高，富集厚度较大，纹层间距介于3～7 mm；细纹层型为层理面较清晰、浅色矿物含量较低，富集厚度较小，纹层间距介于1～12 mm；微纹层型为层理不发育、浅色矿物少见。

A井①～③号层17.4 m长的岩心精细刻画共划分出了425层纹层组，单层厚度介于0.40～19.00 cm，平均3.49 cm。其中，粗纹层型和微纹层型纹层组主要分布在GRⅡ号峰—五峰组，细纹层型纹层组分布在④号层—GRⅡ号峰（图2）。不同类型的纹层纵向上交替出现，反映沉积环境变化和储层品质的微观差异。

图1 威远地区波阻抗反演对比图

2 页岩储层“甜点”研究

2.1 沉积微相识别与划分

2.1.1 硅质矿物与黏土矿物成因分析

威远地区五峰组—龙一段为深水陆棚亚相沉积。X射线衍射全岩矿物分析表明，页岩以脆性矿物（石英、长石、方解石、白云石等）和黏土矿物（伊利石、蒙脱石、伊/蒙混层）为主。岩石薄片观察，威远地区五峰组—龙一段底部见大量放射虫及海绵骨针（图3），其中放射虫具有大量原生孔隙，呈多孔结构，为页岩储层提供了重要的储集空间。国外相关研究表明：海水中有充足溶解态硅的存在是放射虫等硅质生物繁盛的基本条件，同时也是其他生物繁盛的重要条件，放射虫富集的环境代表的是一种极有利于浮游藻类繁盛的环境。放射虫是当时海洋高有机生产力的主要贡献者之一。

图2 A井龙马溪组底部高伽马段纹层分布图

图3 显微镜下生物碎屑照片

能谱分析揭示，放射虫等生物无论结构内部还是外部均主要由Si和O组成（图4），表明硅质矿物主要为生物成因。

研究区五峰组—龙一段TOC与Si交汇表明，两者具有较高的相关性，尤其是TOC＞2%的井段，相关性更高，进一步表明五峰组—龙一段底部黑色页岩段硅质成因与生物有关。

图4 A井五峰组（3 850.46 m）放射虫能谱特征图

定量表征生物成因页岩的方法可通过电子探针测量主量元素来分析。生物成因页岩具有“高SiO2、低Al2O3”的特征，Fe、Mn元素的富集与热水成因有关，而Al元素的富集与陆源碎屑相关[4]，据此可以判定五峰组—龙一段纵向上生物成因页岩与陆源成因页岩的分布范围。据F井电子探针测试数据统计表明（表2）：五峰组—龙一段取心井段SiO2含量介于20.67%～98.68%，平均为51.66%；Al2O3含量介于0.07%～36.60%，平均为17.06%，具有“高SiO2、低Al2O3”的特征。Fe元素含量平均值为6.21%，Mn元素含量平均值为0.06%，含量较低。

此外，利用 Al/（Fe+Al+Mn）以及 Si/（Fe+Si+Al）之间的比值关系，也可以判定页岩成因类型，前者纯生物成因比值一般大于0.6，后者纯生物成因比值一般大于0.9。F井电子探针数据统计表明，从上往下，Al/（Fe+Al+Mn）和Si/（Fe+Si+Al）比值逐渐升高，优质页岩段Al/（Fe+Al+Mn）比值均大于0.6，在Al—Fe—Mn图解上落于生物成因区（图5）。底部优质储层段Si/（Fe+Si+Al）比值达到0.9，页岩生物成因特征明显。另外，通过计算高于正常碎屑沉积环境下的SiO2含量也可以确定生物硅的百分含量。经计算，F井五峰组—龙一段②层及③层下部高伽马段生物硅含量介于15.85%～95.48%，平均为55.98%。较高的生物成因硅质含量利于形成天然裂缝，有利于压裂改造。

表2 F井五峰组—龙一段电子探针主要元素含量表

图5 F井优质页岩段Al—Fe—Mn三角图

黏土矿物形成方式有3种：风化作用、热液和温泉水作用、沉积和成岩作用[5-7]。研究区五峰组—龙一段深水陆棚亚相沉积物中普遍含黏土矿物，含量介于17%～57%，平均为33.77%；黏土类型以伊利石、伊/蒙混层为主，少量绿泥石和高岭石。目的层页岩所处的下古生代地层中缺失分散状蒙皂石，说明古老页岩中的原生蒙皂石和高龄石早已成岩转化为伊利石和绿泥石。其次目的层埋深大，介于3 500～3 800 m，实测地层温度为134.97 ℃、地层压力介于68.69～76.95 MPa，为高温高压地层，这为蒙脱石—伊/蒙混层—伊利石的转变提供了必要条件，表明研究区黏土矿物的形成主要由成岩作用提供。

2.1.2 沉积微相划分

根据矿物组分含量、矿物成因类型将五峰组—龙一段深水陆棚亚相细分为6类沉积微相（表3）。由上至下，依次为富黏土页岩深水陆棚微相、含钙富黏土页岩深水陆棚微相、钙质黏土页岩深水陆棚微相、硅质黏土页岩深水陆棚微相、富硅生物页岩深水陆棚微相、黏土质硅质页岩深水陆棚微相（图6）。其中，2—31小层生物硅质含量高、以粗纹层和微纹层型纹层组为主，水体相对安静，TOC含量高，沉积了一套富有机质的页岩，是储集性能最有利的沉积相带。

表3 研究区五峰组—龙一段沉积微相划分表

2.2 储层评价

2.2.1 测井评价

中子—密度交汇表明，五峰组—龙一段的9个小层具有明显的“三分性”：①～④号层具有“低密度、低中子”特征；⑤～⑥号层具有“中—高密度、中—高中子”的特征；⑦～⑨号层具有“高密度、高中子”的特征。其中，龙一段底部富硅生物页岩段2—31小层具有“三高、三低”（高自然伽马、高铀、高电阻率、低TH/U、低密度、低中子）特征，含气性最优。

图6 A井五峰组—龙一段沉积相综合柱状图

2.2.2 储层类型划分

测井储层四性关系分析表明，五峰组—龙一段储层各项参数指标差异大。其中，2—31小层TOC高于5%、含气量大于5 m3/t、孔隙度大于6%，储层评价各项参数指标最高，达到页岩储层评价标准中的Ⅰ类储层级别；五峰组、32、33、4等几个小层，储层评价参数指标较2—31小层略低，TOC介于3%～5%、含气量介于3～5 m3/t、孔隙度介于5%～6%，达到Ⅱ类储层的级别；而⑤～⑥号层TOC介于2%～3%、含气量介于2～3 m3/t、孔隙度介于4%～5%，储层整体品质良好，达到Ⅲ类储层的标准；顶部的⑦～⑨号层，TOC普遍低于1%，孔隙度小于4%、含气量低于2 m3/t，储层品质整体较差。

以TOC、含气量、孔隙度评价参数为主，结合脆性矿物含量、黏土矿物含量、裂缝发育情况、脆性指数、水平地应力差异系数等8个“地质+工程”关键参数作为页岩储层划分指标，制定了储层类型划分标准（表4）。

由此，威远地区五峰组—龙一段纵向上四类储层叠置（图7）。其中，2—31小层具有“五高两低”的储层特征，即高TOC（5.03%）、高有效孔隙率（7.18%）、高含气量（6.20 m3/t）、高脆性矿物含量（大于60%）、高裂缝密度（裂缝极发育）、低黏土（15.7%）、低地应力差异系数（小于0.1），表明为优质储层，五峰组及32—4小层为较好储层，⑤～⑥号层位为一般储层，⑦～⑨号层为差储层。

表4 威远地区龙马溪组页岩储层划分参数表

图7 威远地区五峰组—龙一段储层对比图

2.3 “甜点”预测

以储层地质特征为指导，测井解释和岩石物理分析为依据，开展叠前AVO反演，获取页岩储层段密度这一关键参数，基于密度数据反演页岩储层的TOC、孔隙度和含气量参数。储层预测表明：优质储层+较好储层（①～④号层）厚25～39 m，孔隙度介于4.9%～5.6%，TOC介于2.6%～3.5%，含气量介于6.25～8.0 m3/t，脆性指数高（大于50%）、压力系数高（1.9～2.1）、地应力差异系数低（0.12～0.17），与实钻结果一致（图8）。

3 水平井靶窗优选及轨迹设计

为了提高单井产量，实现效益开发，优选优质的开发层段和水平井穿行靶窗尤为重要。五峰组—龙马溪组底部储层精细刻画表明“四性”特征纵向差异大，不同级别的储层纵向叠置，非均质性强，水平井靶窗位置的选择对单井产能影响较大[8-11]。综合分析认为：优质开发层段的选择包含“地质＋工程”双因素，即首先要考虑有机质含量均值超过4.0%、含气性高于4 m3/t、有效孔隙度大于6.0%，其次，岩石泊松比小于0.25、脆性矿物含量大于50%、水平主应力差异系数相对较小、厚度在30 m左右的连续优质页岩层段内。

储层精细划分与评价表明，威远地区龙马溪组底部高自然伽马段页岩储层明显具有不同的地质和工程特性，层间差异性大，储层各项地质参数间相互耦合，储层地质属性直接影响到工程地质条件的优劣。龙马溪组底部2—31小层储层地质、工程特征最优，具有“高伽马、高AC、较高中子、高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质、高脆性、低DEN、低黏土、低水平主应力差异系数”的“八高三低”参数特征，为“地质＋工程”双甜点层。因此，水平井靶窗应选择在2—31小层优质储层段内，水平井轨迹要设计在优质储层的中间基线上（图9），垂直位移为±2 m，水平位移为±20 m，以便提高优质储层钻遇率，确保获得高产。

图8 威远地区储层甜点预测图

4 水平井靶窗对产能的影响

影响页岩气水平井单井产能的地质因素包括水平井轨迹的穿行位置、优质储层的钻遇率、水平井长度；工程因素包括精准的水平井轨迹控制技术、优质的水平井井筒条件、有效的压裂改造措施，良好的地质条件为后期压裂改造的有效实施起到了关键作用[12-18]。而归根结底，靶窗的选择是影响地质和工程因素的根本。

中石化威远地区已完钻测试的6口井，水平井轨迹均在龙马溪组底部3.5～7.6 m厚的2—31小层内部穿行，优质储层钻遇率为100%，为后续压裂施工提供了良好的地质条件。水平井轨迹穿行在脆性最高的优质储层中，为大液量、大排量、高井口压力施工、最大限度提高裂缝导流能力和有效改造体积提供了良好的工程条件。为提高缝内净压力，增加裂缝的复杂性，排量一般大于15 m3/min；为提高加砂规模和砂液比，利于提高裂缝导流能力，确保压裂缝的有效性，单段砂量一般大于65 m3。此外，通过大液量、大排量，低砂比连续加砂，确保加砂规模，增大改造体积，单段液量一般大于1 900 m3。以A井为例，该井20段45簇压裂，最高排量为20 m3/min，总液量为48 020 m3，总砂量为1 428.15 m3，折算单段液量为2 401 m3，单段砂量为71 m3。微地震监测表明压裂有效改造体积约6 570×104m3，改造效果显著，测试无阻流量在30×104m3/d以上。

图9 威远地区A井水平井靶窗位置图

5 结论

1）威远地区五峰组—龙一段沉积了一套深水陆棚相富有机质暗色泥页岩，纵向上划分出9个层、7个开发小层和3类纹层组；沉积微相具有明显的差异，底部生物成因页岩发育，为优质储层的发育提供了基础。

2）储层综合评价表明：五峰组—龙一段储层“三分性”特征明显，以TOC、含气量、孔隙度、脆性“地质+工程”关键参数作为页岩储层划分指标，将储层划分出了优质储层、较好储层、一般储层、差储层等4类，其中底部生物成因页岩为优质储层和较好储层段，是当前该区页岩气开发的主力储层段。

3）水平井靶窗位置的选择对单井产能影响较大，优质储层的钻遇率是确保获得页岩气高产的地质基础。威远地区水平井靶窗均选择在龙马溪组底部2—31小层优质储层段内，钻井效果良好。