中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术——以昭通国家级页岩气示范区为例

梁 兴王高成徐政语张介辉陈志鹏鲜成钢鲁慧丽刘 臣赵春段熊绍云

1.中国石油浙江油田公司 2.中国石油杭州地质研究院 3.斯伦贝谢中国公司

梁兴等.中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术——以昭通国家级页岩气示范区为例.天然气工业，2016，36 （1）：33-42.



中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术——以昭通国家级页岩气示范区为例

梁 兴1王高成1徐政语2张介辉1陈志鹏1鲜成钢3鲁慧丽2刘 臣1赵春段3熊绍云2

1.中国石油浙江油田公司 2.中国石油杭州地质研究院 3.斯伦贝谢中国公司

梁兴等.中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术——以昭通国家级页岩气示范区为例.天然气工业，2016，36 （1）：33-42.

摘 要针对中国南方海相页岩气勘探开发所面临的“强改造、过成熟、复杂山地人文”等地质与地理条件，以云南昭通国家级页岩气示范区6年来的页岩气勘探甜点评价及黄金坝产区5×108m3页岩气产能建设实践为支撑，在调研总结国内外页岩气储层评价认识的基础上，明确提出南方海相山地页岩气储层甜点评价中应补充页岩气保存条件、孔隙压力条件这2项关键指标，并应强化地应力与天然微裂缝系统评价研究。以此为基础，融合页岩气多学科资料进行系统分析并开展地质工程一体化综合研究，由此建立了页岩气储层“地球物理、储层地质、裂缝系统、岩石地质力学”三维模型。应用实践结果表明：①地质工程一体化和储层三维建模是中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点评价的有效方法；②页岩气储层甜点评价体现了多属性、多项评价参数的三维空间叠合与叠加效应；③木桶短板原理决定了页岩气储层甜点区的分布格局和评选结果。结论认为：该页岩气储层甜点综合评价方法具有创新性，可有效规避复杂的地质风险和工程风险，对高效勘探开发南方海相页岩气具有指导意义。

关键词中国南方 海相页岩气 储集层 甜点 三维模型 地质工程一体化 综合评价 云南昭通国家级页岩气示范区

页岩气作为非常规、清洁能源，因其资源丰富和在美国成功的效益开发而备受各国关注，成为勘探的热点[1]。2009年取得国内首个页岩气勘查矿权的滇黔北昭通探区，2012年被列为中国石油天然气股份有限公司在南方建立的首批国家级页岩气示范区，目前已实现海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气井商业突破，优选出4个页岩气勘探甜点区，基本建成黄金坝5×108m3页岩气产区，并向国家提交了页岩气开发探明地质储量。通过多年来的山地页岩气勘探开发积极探索与持续实践，目前已形成了“有序选区→阶段评价→分区建产→效益开发”的南方海相山地页岩气勘探开发技术体系，开启了南方海相页岩气地质工程一体化高效开发引领模式[1-4]，为中国南方海相复杂山地页岩气勘探开发工作奠定了坚实基础。

1 山地页岩气储层甜点选区评价参数

滇黔北昭通示范区主要目的层—五峰组—龙马溪组优质页岩发育于龙马溪组下亚段底部和五峰组[5]，细分为Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅰ4、Ⅰ5共5个小层（图1、表1）。受广西期沉积环境、沉积相带和滇东—黔中古隆起控制，优质页岩气储层现主要残存于滇黔北坳陷北部建武、沐爱、彝良等复向斜区，呈北东东至近东西向展布[5-9]，地表地形呈云贵高原山地—丘陵地貌特征。

图1 昭通示范区五峰组—龙马溪组下亚段页岩气储层划分图

表1 昭通示范区龙马溪组下亚段—五峰组页岩储层小层划分与评价对比表

经与北美Haynesville、Barnett、Marcellus等页岩对比［10-12］，发现昭通示范区富有机质页岩除地层时代相对较老、演化程度较高外，沉积环境基本相同、储层物性相近，但由于后期成烃与埋藏环境演化历史明显不同，呈现了页岩气地质工程和地面条件的不同格局。主要体现在昭通示范区页岩在经历印支期以来多期造山事件改造后而残留于构造坳陷内，地层形变强度大且横向多变，地质应力背景和天然裂缝复杂，页岩气储层早已进入生烃渐趋停滞的过成熟阶段，页岩气赋存主要以原生气藏的保存与再聚集赋存为主，页岩气藏因遭受逸散破坏而出现地层孔隙压力下降与非连续性分布格局。这明显有别于构造相对稳定、现今多处于中—高演化阶段并有大量湿气—干气生成补充的北美克拉通台地页岩气赋存区，以弱变形、保存较高地层孔隙压力的原生型气藏为主，气藏赋存呈现大面积、连续型分布特征，并伴生有页岩油和致密油。在地表地形地貌方面差异也十分明显，昭通示范区呈现山高谷深、平坝少、人口相对集中的山地—丘陵地貌，而北美呈现地广人稀的大平原。因此，以昭通示范区为代表的中国南方海相复杂山地页岩气勘探区，页岩气富集与赋存突现了保存条件及地层孔隙压力两项评价参数的尤为关键与重要。

通过与四川盆地长宁、威远、涪陵等页岩气示范区对比［13-15］，发现昭通示范区页岩虽然沉积岩相、地球化学指标、含气量、脆性指数等静态参数与邻区相同或相近（表2），但由于所处的大地构造位置的差异、沉积埋藏史与构造改造历程不同（图2），页岩变形改造、地应力、裂缝发育、储层物性、孔隙压力等方面均有不同，表现出了与四川盆地内示范区页岩气富集赋存不一样的特征：①川渝页岩气富集与赋存区构造相对简单、连片面积大，如涪陵礁石坝含气区面积达500 km2、威远及长宁地区超过1 000 km2；而昭通示范区构造复杂，为多期多组构造挤压与走滑作用叠加与联合的复向斜单元，页岩气富集与赋存区（向斜构造带）连片面积小、分布分散。②川渝页岩气富集与赋存区页岩地应力环境简单、多压扭，水平应力差值小（一般小于15 MPa），钻井压裂技术的挑战小；而昭通示范区处于靠近三江走滑构造带的三角地带，走滑+压扭叠合的应力环境极为复杂，水平应力差值超过20 MPa，安全钻井和体积压裂技术的挑战大。③川渝页岩气富集与赋存区孔隙压力系数普遍较高，测试压力系数多超过1.5；而昭通示范区仅靠近向斜轴部YS108井区较高（表2），区域上变化较大。近年来页岩气试采成果亦证实，昭通示范区单井产量维持在日产气量超过1×104m3的评价直井，其页岩原始孔隙压力系数多在1.45～1.96，压力系数低于1.2的为低产井或干井。因此，以昭通示范区为代表的中国南方海相页岩气甜点选区评价，除引用国内外常规的页岩气八大评价指标（页岩埋深与厚度、有机质丰度与成熟度、页岩物性与含量气性、页岩矿物成分组成和页岩力学性质）外［14］，务必高度重视南方海相山地页岩气地质条件的特殊性，需要因地制宜地补充页岩气保存条件、地层孔隙压力两项关键的评价指标（图2）。

表2 昭通示范区与四川盆地川渝示范区页岩气地质要素对比表

图2 中国南方复杂山地页岩气选区评价指标体系简图

勘探评价实践表明，区域盖层剥露缺失区、通天断层发育带和水文地质淡化带，页岩气藏往往遭受破坏而变成无气赋存区或无气赋存带，地层压力系数明显偏低；整体封闭保存完好的斜坡带，页岩气保存条件好，页岩气井产能随页岩地层压力系数增高而增大。因此，页岩气储层甜点选区评价，应首先优选区域盖层保存完好，并有一定厚度、远离通天断层、水文地质呈现停滞或缓慢微渗还原环境、构造相对稳定的区带。

2 山地页岩气储层识别与表征

经近年来昭通示范区测井与地震勘探技术攻关，目前已初步形成了适用于南方海相山地页岩气的测井数据采集与处理解释等技术系列，形成了页岩气测井识别与预测技术系列[16-21]，建立了井震响应的关联与过关键井的骨干地震地质解释大剖面，实现了示范区页岩气储层识别与表征[22-27]。其中，昭通示范区页岩气层在测井曲线上响应特征表观为高伽马、高时差与低纵横波速度比（图3），时常伴有高电阻、低密度、低补偿中子的异常；在地震剖面响应特征上，表观为优质页岩龙马溪组下亚段碳质+砂质页岩顶界与龙马溪组上段灰质页岩底界呈现波谷反射、连续性较差，而五峰组—龙马溪组页岩底界与奥陶系宝塔组石灰岩顶界呈现强振幅波峰反射、中低频、连续较好，优质页岩富气层段显现低频波阻抗反射（图3），表明示范区优质页岩与富气层段易于识别、易于追踪与表征。

图3 昭通示范区YS108井和上1井五峰组—龙马溪组页岩储层井震标定图

3 山地页岩气储层甜点预测方法

基于能容纳地质工程多学科资料数据与系统分析研究的Petrel软件平台[28]，通过昭通示范区黄金坝产区页岩气地质体三维空间构架及储层属性、天然裂缝与孔隙压力参数预测，运用地球物理（测井和地震）、储层地质、裂缝系统及岩石力学建模技术，实现储层属性三维空间表征与参数三维空间叠合叠加，进行产区页岩气储层甜点体综合评价与选优。其中，页岩储层属性预测包含厚度与埋深、有机质丰度（TOC）与成熟度（Ro）、含气量与物性（孔隙度和渗透性）、岩石力学性质（杨氏模量和泊松比）、矿物成分（脆性指数）、三向地应力特征（可压性）等8项页岩气地质品质与工程地质评价指标参数。天然裂缝预测是利用三维地震蚂蚁追踪方法进行不同尺度天然裂缝研究，获取不同级别和尺度的断层、裂缝密集带、天然微裂缝形态特征及其封堵性质，从而反映页岩储层保存条件和表征次生改造渗透性评价参数；地层孔隙压力预测则是获取页岩储层气藏含气性及保存条件封闭性能评价参数。

3.1 储层地质体三维空间构架与表征技术

建立页岩气储层地质体三维空间架构，是进行页岩气储层甜点体预测、三维空间表征的基础与前提，该技术包含地球物理层速度建模、构造精细解释与储层地质体建模3三项内容。通过对示范区黄金坝建产区154 km2三维地震开展高分辨率频谱拓宽处理，使频带由5～60 Hz拓宽到10～65 Hz，主频由35 Hz增加到45 Hz；通过井震标定进行精细化时深转换与速度块结构分析，建立产区时间域山地地震层速度精细模型；通过上覆地层追踪与准确解释，预测优质页岩埋深、目标层断层与褶皱，编制深度域高精度构造地质图，构建黄金坝产区页岩气储层地质体三维空间构架。

3.1.1 层速度建模

分为以下3个步骤：①在时间域建立三维区构造模型，包括乐平组、韩家店组、龙马溪组、龙马溪组下亚段Ⅰ、Ⅱ号层及奥陶系宝塔组顶界面；②根据评价井和导眼井时深标定计算层速度，建立三维速度体；③在开发井的水平井段设置虚拟井，用以校正水平段的层速度模型。

3.1.2 构造精细解释

突出了以下两方面的工作：①通过关键井目的层标定与连井骨干剖面，建立起构造解释格架，进行三维区64线×64道、32线×32道的手动解释，为人机交互自动层位追踪建立骨架约束，最终实现1线×1道的层位解释结果，确保层位可靠性；②借助骨干剖面、格架剖面，对天然断层进行分级解释，按照由大到小、由粗到细、由模糊到清晰的次序进行落实，解释过程中对照层位和不连续性检测结果来进行质量控制。

3.1.3 储层地质建模

运用下面两种方法处理两个方面的问题：①运用VBM（Volume Based Modeling）方法建立目的层地震解释界面级别的框架，如龙马溪组顶面、页岩Ⅱ号层顶面和Ⅰ号层顶面、宝塔组顶面等界面，以便在Petrel层面建模时，三维地震构造解释控制大层，分层厚度控制小层，虚拟井控制水平段；②运用角点网格法建立多条“断层柱”，通过编辑断层处层面与断层的交线，从而控制断层与层面的交接关系。

3.2 储层属性反演与储层裂缝、流体压力预测方法

3.2.1 储层属性反演方法

3.2.1.1 叠前同步AVO反演

以测井、地震和层位为基本输入，以五峰组—龙马溪组下亚段优质页岩段为目标层，通过利用目标区三维地震道集的AVO特征，开展产区测井质控及岩石物理分析、地震数据质控及预处理、各种反演方案测试等研究，计算获取纵波阻抗、vp/vs、泊松比等弹性参数数据体。地震属性反演剖面显示，龙马溪组I号层页岩为一套相对低阻抗和低纵横波速度比的储层，横向连续性较好，但有一定变化。使用目标函数进行叠前同步AVO反演，在目标函数中包括了叠前地震属性各个方面的求解和控制，如对求解值正演合成记录与地震的对比、水平方向的变化、求解值与低频模型的偏离、反射系数计算的设定和优选、强反射系数纵向变化的设定和优选、多道反演求解等。

3.2.1.2 储层属性预测

基于叠前同步AVO反演结果，通过多轮反演测试和参数优化，在目的层处纵波阻抗和vp/vs与井取得较高的一致性后，确定反演三维弹性体可靠性；在综合分析产区已有的页岩气评价井和关键导眼井页岩层岩心分析与测

井资料基础上，岩电标定后计算页岩气储层孔隙度、TOC、含气量等与阻抗和vp/vs的相关性，并通过对YS108井声学测量做交会图（图4），确认产区岩石属性分离程度良好。具备运用地震反演参数进行储层属性反演条件后，才进行储层属性预测。

1）储层孔隙度预测方法

通过产区关键井目的层段纵波阻抗与总孔隙度、纵横波速度比与总孔隙度做交会图分析（图5），发现总孔隙度与纵波阻抗存在明显的负相关，相关系数达-0.81；总孔隙度与纵横波速度比相关性减弱，相关系数为-0.65；联合应用纵波阻抗和纵横波速度比线性回归总孔隙度，预测的总孔隙度与实测孔隙度相关系数达到0.83。基于该回归公式和地震反演结果，即可以较准确预测产区页岩储层三维孔隙度体。

2）储层TOC及含气量预测方法

通过对产区关键井目的层段TOC与含气量交汇图分析，发现储层TOC含量与测井密度相关性最强，相关系数达0.80；但地震反演的密度结果次于纵波阻抗和纵横波速度比反演结果。为精细预测TOC含量，采用了纵波阻抗、纵横波速度比和密度的组合回归方法、相关系数可达0.90。结合目的层段TOC和总含气量交会图分析，总体上反映高TOC对应高含气量和高孔隙度，线性相关系数达0.97。基于回归公式和地震反演结果，可以预测三维TOC体和含气总量体。

3）其他属性预测方法类似，脆性指数是通过阻抗、vp/vs计算杨氏模量和泊松比的方法进行计算（vp为纵波速度，ft/s；vs为横波速度，ft/s；1ft = 30.48 cm，下同）。总体而言，反演结果为储层裂缝发育和地质力学建模提供了三维趋势约束。

图4 黄金坝YS108井纵波阻抗—纵横波速度比交会图

图5 页岩波阻抗—总孔隙度交会图（a）与vP/vS—总孔隙度交会图（b）

3.2.2 储层天然裂缝预测方法

通过对比，选用精度较高的地震属性蚂蚁追踪方法——该方法是在斯伦贝谢公司Petrel软件中研发的一种复杂地震属性算法，其过程包括以下4个环节：①通过地震资料预处理突出边界特征；②通过边缘检测技术来进一步增强边界特征；③通过蚂蚁追踪不同参数的优化建立蚂蚁追踪体；④通过对蚂蚁体的可靠性进行验证，最终得到可信的蚂蚁异常结果数据体。

通过对产区地震数据体尝试全角度叠加和分角度叠加，经偏移处理得到多个数据体，分别对这些数据体进行优选，选择最适合的数据体以用来预测裂缝。在此基础上，通过蚂蚁边界条件设置、调节参数，不断运算并质控结果，最终得到最优参数。经对产区裂缝预测结果进行质控、地层倾角信息过滤后，保留下可能反映断裂、天然微裂缝的蚂蚁异常值。蚂蚁追踪结果在强度和连续性呈现出3个级别（即强连续、强异常，中连续、较强异常以及弱连续、弱异常），这分别可对应大型断层、中型断层、小型断层或天然微裂缝密集带或地层倾角变化带。在平面上，蚂蚁追踪结果表现了较好的规律性，并与断层展布、断层发育规律、区域地质背景可以很好对比。通常情况下，大断层处有较强响应，平面上表现蓝色明显连续线状，剖面对应地震反射轴明显错断，蚂蚁体强烈异常；小断层处有较明显响应，平面上呈现蓝灰色较明显连续线状，剖面上对应地震反射轴反射强度明显变化或倾角明显改变，蚂蚁体中等异常；裂缝带结果多为模糊响应，平面上以灰色较模糊线或网状显现，剖面上对应反射轴反射强度的轻微变化，微弱蚂蚁体异常（图6）。从而依据蚂蚁追踪的异常结果来判断页岩次生改造强度：强异常、大型与中型穿层断层发育区，页岩气保存条件普遍偏差；弱异常、微断层与天然微裂缝密集带发育区，页岩气保存条件较好，储层渗透性得到较好改善。

图6 黄金坝产区五峰组—龙马溪组页岩I号层蚂蚁体追踪显示平面图

3.2.3 储层孔隙压力预测方法

从超压机理出发，通过建立示范区声波速度场计算孔隙压力的理论模型，并应用油气藏属性、压裂资料以及钻井气测数据对孔隙压力模型进行校核。具体做法如下：①通过对关键导眼井纵波速度进行空间展布，建立初始速度场，并与校正后的水平井纵波速度对比；②引入水平井纵波速度后，得到更精确的三维速度场模型，应用最新的水平井纵波速度进行校核，验证速度场模型的可靠性。在得到较为可信的压力模型参数基础上，应用于一维岩石力学计算中，产区通过分析20口已钻井气测数据，验证了孔隙压力的三维分布及数值，为后续的三维地质力学建模、储层压裂改造设计和压后评估分析以及钻井工程设计、钻井过程中的井壁稳定与钻井液优化均提供了可靠的模型。据黄金坝产区6口关键导眼井储层段孔隙压力及压力梯度分析，产区孔隙压力从I5层有较明显升高，至I4层顶附近最大、封闭性最好；随后向下有所降低，在I3层内达到低值，至五峰组内又有回升，综合结果以I5和I4层压力最高、封闭性最好，为优质页岩气储层。

3.3 储层三维空间表征与甜点优选

在储层地质体三维空间构架基础上，借助Petrel平台，通过储层属性、天然裂缝及地质力学三维建模技术，将产区页岩储集体原生属性（8项地质工程评价指标）、次生属性（裂缝发育及应力分布，保存条件与储集体次生改造渗透性能评价指标）、流体属性（页岩储集体封闭性评价指标和孔隙压力系数）等多项参数进行三维空间表征，实现黄金坝三维区储集体10项指标评价参数优势叠合与叠加。这种将页岩气地质、工程一体化进行综合研究方法，在国内是首次应用，具有显著的创新性，具有国际领先的水平，而且建立的储层建模型成果有很高精度和可信度。在多参数三维储层模型成果应用上，一是以页岩气保存与封闭性指标为核心，优选出优势相对集中的YS108井区甜点体与龙马溪组下亚段底部的I3～I4两小层作为高产层（图1），二是系统地描述和表征页岩气地质特点、工程特征及其区域变化规律，既能有效地克服单因素评价的弊端，又能源头上有效解决地质与工程单方面作业的矛盾推诿，而且系统论成果还有效指导黄金坝产区页岩气钻井轨迹设计、钻井液设计优化与压裂方案优化，并在钻井、压裂工程实施时进行实时的作业方案优化与有效施工调整，从而有效规避施工作业风险，确保水平井储层钻遇率、体积压裂改造效果和井筒完整性。

3.3.1 储层属性建模

在地震反演和测井解释工作基础上，①通过结合地震面元确定网格横向尺寸，根据测井分辨率确定网格垂向尺寸，设计三维网格；②将测井曲线采样到井轨迹穿过的网格，测井曲线粗化；③将反演属性体重采样到三维网格；④井震结合，以地震反演属性作为软数据控制属性的横向分布，测井数据作为硬数据，控制属性的纵向分布进行三维储层属性体建模。属性模型采用序贯高斯法，结合反演属性体进行协同克里金(Co-Kriging)模拟；TOC、杨氏模量则分别与反演的TOC及杨氏模量进行协同模拟，建模结果用于储层三维空间表征与评价（图7）。

图7 黄金坝产区五峰组—龙马溪组下亚段页岩I号层属性模型图

3.3.2 裂缝系统建模

基于蚂蚁体追踪结果，通过采用离散裂缝网络DFN（Discrete Fracture Network）方法将随机产生的裂缝片组成裂缝网络，以描述天然裂缝系统。所需参数包括裂缝发育强度、方位、倾角、延伸长度及高度等。针对产区构造裂缝发育程度与特点，定义合理的裂缝力学强度，可使其在地质力学模型中体现出真实力学特征。三维天然裂缝建模成果用于储层裂缝系统三维空间表征与页岩气评价，有效地指导钻井压裂设计与作业施工如何有效规避断层裂缝或利用微裂缝。

3.3.3 地质力学建模

基于储层地质体三维框架模型建立的三维有限元网格，通过利用地震反演结果及一维岩石力学研究成果确定三维岩石力学参数，包括杨氏模量、泊松比、单轴抗压强度、摩擦角及抗拉强度，集成断层及裂缝带于三维模型中，确定三维孔隙压力体；利用斯伦贝谢三维地质力学软件VISAGE确定原场地应力，包括最小水平主应力、最大水平主应力及上覆岩层压力。三维地质力学建模结果用于储层力学三维空间表征与评价，从而有效地建立以井筒稳定性（不漏不塌、不涌不溢）为核心的钻井地图，以有效指导优化防漏防塌的钻井液设计，实现安全顺利快速钻进；与此同时，地质力学模型为储层压裂改造优选射孔层段与水平井合理分簇分级提供了成果支撑，结合裂缝模型成果可从设计源头指导规避压裂作业风险，以形成复杂缝网和实现最大化的压裂改造体积SRV（Stimulated Reservoir Volume）的水平井体积压裂目的。

4 认识与结论

1）滇黔北坳陷昭通示范区海相页岩受多期次造山挤压构造叠加与走滑作用联合影响，页岩气地质条件复杂，形成了以向斜构造区带为主体的多个页岩气富集与赋存单元，五峰组—龙马溪组下亚段页岩气富集与赋存在隔槽式复向斜带呈现以连片性差、甜点区单体面积小与区域分散展布为特征，明显有别于四川盆内川渝示范区连续性好的页岩气藏；认识到保存条件对经历强烈改造的构造坳陷型页岩气赋存区有着至关重要的控制作用。

2）位于滇黔北坳陷的昭通示范区海相页岩，经历了“强改造、过成熟演化”的复杂地史演变，但页岩气储层仍具有明显的测井与地震识别特征，可以通过井震结合，采用叠前技术进行页岩气目标储层原生属性8项指标评价参数计算，利用蚂蚁体算法进行次生裂缝系统预测，运用孔隙压力模型计算压力系数，实现三维储层属性多项评价参数预测。

3）昭通示范区三维储层甜点综合评价方法及其建模成果，有效地指导了黄金坝产区页岩气勘探开发实践。良好的实践效果表明，此方法对南方复杂山地页岩气是有效可行的，具有显著的创新性和因地制宜的适用性。研究表明，山地页岩气储层既具有原生属性（TOC、矿物含量、孔隙度渗透性等），又有次生属性（断层与天然微裂缝），还有流体属性（含气量、流体压力等）和地质力学属性（页岩储层岩石脆性和压裂改造的可压性）；储层甜点区（体）优选充分体现了多属性、多项评价参数的三维空间叠合与叠加效应，遵行木桶短板原理进行综合评价优选储层甜点。整体封闭保存条件是控制页岩气赋存展布格局的前提条件，高地层压力系数和好储层物性是决定单井高产能的关键要素。

4）昭通示范区海相页岩气储层甜点综合评价技术方法对中国南方复杂山地海相页岩气勘探开发具有重要的示范与引领意义。页岩气地质工程一体化与储层三维建模技术国内首次应用，具有显著的创新性，能有效指导页岩气勘探开发实践并规避部署设计与施工作业风险，对高效勘探开发南方海相山地页岩气方面具有重要的导向引领作用，对国内非常规油气勘探具有借鉴意义。

参 考 文 献

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Comprehensive evaluation technology for shale gas sweet spots in the complex marine mountains, South China: A case study from Zhaotong national shale gas demonstration zone

Liang Xing1, Wang Gaocheng1, Xu Zhengyu2, Zhang Jiehui1, Chen Zhipeng1, Xian Chenggang3, Lu Huili2, Liu Chen1, Zhao Chunduan3, Xiong Shaoyun2
(1. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 2. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 3. Schlumberger China, Beijing 100015, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.33-42， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:The exploration and development of marine shale gas reservoirs in South China is challenged by complex geological and geographical conditions, such as strong transformation, post maturity, complex mountains and humanity. In this paper, the evaluations on shale gas sweet spots conducted in Zhaotong demonstration zone in the past six years and the construction of 500 million m3shale gas production capacity in Huangjinba region were discussed, and the results of shale gas reservoir evaluations in China and abroad were investigated. Accordingly, it is proposed that another two key indicators be taken into consideration in the evaluation on shale gas sweet spots in marine mountains in South China , i.e. shale gas preservation conditions and pore pressure, and the research on ground stress and natural microfracture systems be strengthened. Then, systematic analysis was conducted by integrating shale gas multidisciplinary data and geological and engineering integration study was carried out. Finally, a 3D model, which was composed of “geophysics, reservoir geology, fracture system and rock geomechanics”, was established for shale gas reservoirs. Application practice shows that the geological engineering integration and the 3D reservoir modeling are effective methods for evaluating the shale gas sweet spots in complex marine mountains in South China. Besides, based on shale gas sweet spot evaluation, 3D spatial congruency and superposition effects of multiple attributes and multiple evaluation parameters are presented. Moreover, the short-plate principle is the factor controlling the distribution patterns and evaluation results of shale gas sweet spots. It is concluded that this comprehensive evaluation method is innovative and effective in avoiding complex geological and engineering risks, so it is of guiding significance in exploration and development of marine shale gas in South China.

Keywords:South China; Marine shale gas; Reservoirs; Sweet spot; 3D reservoir model; Geological engineering integration; Comprehensive evaluation; Zhaotong （Yunnan） national shale gas demonstration zone

收稿日期（2015-11-24 编辑 罗冬梅）

作者简介：梁兴，1965年生，本刊第七届编委会委员，教授级高级工程师，博士；现任中国石油浙江油田公司副总经理兼总地质师，长期从事页岩气、煤层气、常规天然气的地质综合评价研究工作和油气勘探开发规划部署与科研管理工作。地址: （310023）浙江省杭州市西湖区留下街道荆山岭。ORCID:0000-0003-1712-0538。E-mai:liangx85@ petrochina.com.cn

基金项目：国家油气重大专项“云南昭通页岩气开采试验”(编号：2012ZX0518-006)、中国石油天然气集团公司重大专项“昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（编号：2012F-47-02）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.004