涪陵地区焦石坝构造龙马溪组页岩气地质建模

郑海桥　陈义才

(成都理工大学能源学院, 成都 610059)



涪陵地区焦石坝构造龙马溪组页岩气地质建模

郑海桥陈义才

(成都理工大学能源学院, 成都 610059)

摘要：涪陵地区焦石坝构造龙马溪组页岩储层的岩相及物性在纵横向上均具有较强的非均质性。针对此特征，应用Petrel地质建模软件，建立龙马溪组下段8个小层的构造模型、地层模型、岩相模型及孔隙度与渗透率模型，反映龙马溪组下段页岩厚度的空间展布及页岩气储层岩相和物性的非均质特征。

关键词：涪陵地区； 龙马溪组； 地质建模； 页岩气； 储层； 焦石坝构造

页岩气是一种非常规油气资源，北美地区的页岩气开发已经取得了良好的成效[1-4]。近年来，四川盆地及周缘志留系龙马溪组等海相页岩气的勘探工作取得战略性突破，川南长宁 — 威远和川东礁石坝地区已先后获得稳定高产的工业气流[5-6]。页岩气以游离态或吸附态富存于致密泥页岩内，只有通过水平井的分段压裂技术才能有效开发。页岩气的分布虽然不受构造圈闭控制，但是有效页岩的厚度、孔隙度及含气量等随沉积微相的变化而产生强烈的非均质性。本次研究根据焦石坝地区地震解释成果及龙马溪组页岩测井相关资料，利用Petrel三维建模软件，建立龙马溪组下段页岩气的构造模型、岩相模型和属性参数模型，可为页岩气的合理高效开发提供理论依据。

1研究区域概况

涪陵地区龙马溪组页岩气开发区位于中石化川东南涪陵区块中部，地处重庆市涪陵区东部，距涪陵城区约35 km。涪陵地区地处四川盆地和盆边山地过渡地带，境内地势以低山丘陵为主，横跨长江南北，纵贯乌江东西两岸。地势大致东南高而西北低，西北 — 东南断面呈向中部长江河谷倾斜的对称马鞍状。涪陵焦石坝构造地理位置上处于重庆市涪陵区东部，行政上隶属于重庆市的忠县、垫江和梁平。图1所示为涪陵地区地理位置交通图。

焦石坝构造位于四川盆地川东高陡褶皱带，西侧以华蓥山深大断裂为界与川中构造区相接，东侧以齐西深大断裂为界与鄂西断褶带相邻，北侧与秦岭褶皱带相接。从南至北，构造走向由北北西转向北北东，再转向北东，形成四川盆地上最典型的弧形褶皱带。

图1　涪陵地区地理位置交通图

2地层构造分析与岩相模型建立

龙马溪组海相页岩沉积范围广，在区域上具有连续分布的特点。有效页岩气产层的空间分布既受沉积微相的影响，又与断层发育及局部构造形态变化有关。在采用水平井技术开发页岩气时，必须建立页岩的构造和岩相分布模型。

2.1小层划分对比

小层划分对比是建立地层构造与岩相模型的基础。焦石坝地区钻遇的志留系与奥陶系地层依次为：志留系中统韩家店组，下统小河坝组、龙马溪组；奥陶系上统五峰组、涧草沟组，中统宝塔组、十字铺组。奥陶系上统的五峰组为黑色页岩，厚度为5～10 m，与上覆龙马溪组下段黑色页岩呈不整合性接触。针对优质页岩气进行开发，将五峰组页岩划归龙马溪组下段，视为同一套黑色 — 暗色岩层。

区域性稳定分布的标志性地层是一个短时期内的事件沉积物，具有严格的等时性，是建立等时地层格架的重要标准。涪陵地区下志留统龙马溪组的划分虽然缺乏明显的标志层依据，但是可以借助岩性及测井的辅助标志进行划分。焦页1井钻井取心资料观察结果显示，下志留统龙马溪组海侵期沉积主要为一套深水陆棚相黑色富有机质页岩沉积，生物化石丰富，可见大量笔石化石，为密集段沉积作用所形成。在黑色页岩之下的涧草沟组为浅灰色含云灰岩、浅灰色含云瘤状灰岩。

在电性特性上，龙马溪组底界的页岩表现出低阻、高伽马的特征，与下覆奥陶系涧草沟组灰岩的低伽马、低时差、高电阻的标志区别显著。龙马溪组侧向电阻率曲线中下部呈齿化的似箱状、峰状中高值，其值一般为5～700 Ω·m。同时，其伽马曲线下部呈块状高值，一般为150～240 API；中部呈齿化的似箱状中值；上部呈大幅齿化的高值。

龙马溪组顶部地层的底界面为岩性转换界面，从泥质粉砂岩转换为粉砂质泥岩和页岩，就开始进入海侵期。海侵期主要表现为泥岩、泥质灰岩、页岩和粉砂质页岩的潮坪相沉积，最大海泛面为黄绿色页岩的顶部，随后转变为石英砂岩和粉砂岩，这标志着海平面开始下降。在划分龙马溪组与小河坝组时，以龙马溪组地层泥岩、砂质泥岩结束而砂泥岩互层出现作为小河坝组与龙马溪组的分界依据。在电性特性上，龙马溪组上部伽马呈大幅齿化高值，中部呈齿化的似箱状中值，伽马值一般为90～140 API，侧向电阻率曲线上部呈波状低值。

在龙马溪组内部，受区域构造和海平面变化的影响，发育多期次一级短期旋回。根据龙马溪组岩心观察及测井曲线反映出的沉积旋回特征，针对黑色页岩气的分布特征，将龙马溪组划分为上、中、下 3段；然后，根据次一级短期旋回，将龙马溪组下段(包括五峰组)划分为8个小层。在小层划分的基础上，从东西向与南北向对10口井的龙马溪组地层骨架剖面进行对比分析。图2所示为焦石坝构造焦页1井龙马溪组沉积旋回及小层划分。

图2　焦石坝构造焦页1井龙马溪组沉积旋回及小层划分

2.2构造模型

构造模型反映的是地层空间格架特征，是地层模型、沉积相模型和属性参数模型的建模基础。在井间地层对比研究的基础之上，以井点分层数据为约束条件，结合三维地震构造解释成果，应用克里金插值法逐层建立各小层的顶面、底面构造图，然后据各小层的厚度分布进行内插计算。涪陵地区焦石坝背斜构造模型显示，龙马溪组下段各小层的顶、底面构造相似，总体上表现为西北部高陡(地层坡度达10°～25°)，东南区相对平缓(地层坡度低于5°),断层分布于西北翼，断距相对较小。图3所示为涪陵地区焦石坝构造龙马溪组下段三维构造模型。

图3　涪陵地区焦石坝构造龙马溪组下段三维构造模型

2.3岩相模型

四川盆地在志留纪早期以浅水陆棚相沉积为主，部分地区为深水陆棚相。涪陵地区焦石坝构造处于川东地区，发育于早志留世龙马溪组沉积期间，距离川中古陆的碎屑物源相对较远，沉积水体相对较深，砂质碎屑供给相对较少，以泥质深水陆棚和泥质浅水陆棚为主[7-8]。根据涪陵地区焦页1井龙马溪组下段80 m处的岩心观察及薄片鉴定资料，划分了泥页岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、石灰岩等5种岩相。在建立岩相模型时，首先以单井测井岩性解释成果为依据，分别对龙马溪组下段8个小层的沉积微相变差函数进行分析，然后应用序贯指示的随机模拟方法建立起这8个小层的岩相随机模型。

在建模过程中，通过储层厚度分布、岩相分布、均值的比较来对模型进行优选。以优选出的岩相模型为基础，井信息为硬约束数据，采用人机交互的方法对储层岩相模型进行修正，建立符合实际地质认识的三维岩相模型。图4所示为涪陵地区焦石坝构造龙马溪组下段岩相栅状模型。龙马溪组下段岩相的80万个网格单元建模统计数据显示，泥页岩相占总数的63.2%，粉砂质泥岩相、泥质粉砂岩相分别占总数的13.4%和10.8%，其余岩相共占总数的12.6%。粉砂质泥岩和泥质粉砂岩的脆性矿物含量高于泥页岩，在实施人工压裂时更容易产生微裂缝。

3页岩孔隙度与渗透率模型建立

3.1页岩孔隙度模型

页岩储层孔隙是页岩气游离赋存的主要场所。页岩气储层的含水饱和度一般低于30%[9]，页岩含气量随页岩孔隙度的升高而增加。涪陵地区龙马溪组经历的古埋深较大，储层致密。龙马溪组下段页岩岩心孔隙度主要为2.5%～4.5%，孔隙类型主要为有机质孔和黏土矿物粒间孔，其次为矿物晶间孔与溶蚀孔[10-12]。我们根据焦页1井龙马溪组下段的岩心实验孔隙度与声波时差的关系，分别建立龙马溪组下段8个小层的孔隙度模型。

建立页岩储层孔隙度模型时，首先加载测井二次解释的孔隙度数据，进行正态变换; 然后对每个层位不同岩相带进行变差函数分析，确定建模所需参数; 最后在岩相控制下，利用序贯高斯随机模拟方法建立孔隙度模型。序贯高斯随机模拟方法应用的前提是，在储层参数的邻域模型中准确无误地采用所有的数据，包括原始数据和已经模拟过的数值。在模拟计算储层单元内的孔隙度分布时，采用岩相数据进行协克里金条件约束，建立合理的孔隙度模型。总体而言，研究区龙马溪组下段的孔隙度横向变化较大，第1小层至第3小层的孔隙度多数为2.5%～4.5%，相对高孔带分布于泥页岩相的发育区；第4小层至第8小层孔隙度多数为3.5%～5.5%，相对高孔带分布于粉砂质泥页岩发育区。图5所示为焦石坝构造龙马溪组下段孔隙度模型剖面图。

图4　涪陵地区焦石坝构造龙马溪组下段岩相栅状模型

图5　焦石坝构造龙马溪组下段孔隙度模型剖面图

3.2页岩基质渗透率模型

页岩的岩石结构致密，具有典型的低孔低渗物性特征。北美地区页岩气勘探开发实践表明，页岩气产层其基质渗透率一般低于0.01×10-3μm2，处于断裂带或裂缝发育带的产气层渗透率可达1×10-3μm2左右[13]。页岩气开发虽然主要依靠人工压裂来改善渗滤通道，但是也受到基质渗透率的一定影响。

建立页岩基质渗透率模型时，首先根据龙马溪组下段岩心物性分析数据建立基质孔隙度与渗透率的关系；然后结合测井资料对每个层位在不同岩相带内进行变差函数分析，确定建模所需参数；最后在岩相控制下，利用序贯高斯随机模拟方法建立渗透率模型。研究区龙马溪组下段页岩渗透率在横向上的变化较大，通常为(0.01～0.1)×10-3μm2，纵向上第4小层至第8小层的渗透率相对较高，第1小层至第3小层渗透率较低。图6所示为焦石坝构造龙马溪组下段渗透率模型剖面图。

图6　焦石坝构造龙马溪组下段渗透率模型剖面图

4结语

(1) 礁石坝背斜龙马溪组下段8个小层的继承性均较好，背斜构造的西北部较陡，东南部则相对较平缓。

(2) 涪陵地区焦石坝构造龙马溪组下段以泥质深水陆棚沉积为主，发育泥页岩相、粉砂质泥岩相及泥质粉砂岩相。采用序贯高斯算法对岩相进行随机建模显示，不同类型岩相的横向分布稳定性较差。

(3) 利用序贯高斯随机模拟方法建立孔隙度模型，可以看出页岩物性参数非均质性较强，明显受相控作用影响。页岩孔隙度一般为2.5%～5.5%，基质渗透率一般为(0.01～0.1)×10-3μm2，相对高孔高渗带分布于泥页岩相、粉砂质泥页岩发育区。

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Geological Modeling of Longmaxi Shale Gas in Jiaoshiba，Fuling Area

ZHENGHaiqiaoCHENYicai

(College of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China)

Abstract:The lithofacies and physical property of the shale reservoir have strong heterogeneity in different directions in Jiaoshiba of Fuling area. By the methods of 3D seismic interpretation, Petrel software and stochastic modeling, we built structure model, lithofacies model, porosity model and permeability model for 8 thin layers in Longmaxi lower segment to reflect the spatial distribution of shales in Longmaxi lower segment and the permeability of reservoir lithofacies as well as the physical property.

Key words:Fuling area; Longmaxi formation; geological model; shale gas; reservior bed; Jiaoshiba structure

收稿日期：2015-06-16

基金项目：国家科技重大专项“南方海相页岩气开采试验” (2011ZX05018-006-07)

作者简介：郑海桥(1990 — )，男，湖北仙桃市人，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为非常规油气地质。

通信作者：陈义才(1963 — )，男，副教授，研究方向为油气有机地球化学、油气成藏动力学。

中图分类号：P618

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0005-05