页岩气储层地层压力预测方法及其在四川盆地的应用

胡华锋,胡 起,林正良

(中国石油化工股份有限公司石油物探技术研究院,江苏南京211103)

异常地层压力分布是含油气沉积盆地普遍存在的现象,有效预测地层超压对于了解油气富集、运移状况和保证钻井安全具有重要意义[1]。导致地层异常高压的原因有很多,可以总结为三大类:第一类是欠压实作用引起地层高压,即当地层沉积速度过快时,地层中的孔隙流体不能及时排出,导致孔隙流体压力增加。第二类是孔隙流体体积膨胀引起超压,即在水受热、油气生成、油裂解成气、蒙脱石向伊利石转化等因素影响下,孔隙流体体积发生膨胀,从而引起地层压力升高。此外,构造作用、地层抬升和地层剥蚀等因素也会引起地层压力的变化[2]。

从20世纪60年代开始,就有学者尝试对异常地层压力进行预测[3-6]。有效应力原理[7]是地层压力预测的理论基础,即上覆地层压力与岩石骨架上的垂直有效应力和孔隙流体压力之和形成平衡。由于地层欠压实可以使得有效应力不增加或者增加缓慢,但不会引起有效应力的降低,而孔隙流体体积膨胀可以引起有效应力的降低,进而导致速度曲线的倒转,因此,针对欠压实成因提出的地层压力预测方法通常假设浅层泥岩段为正常压实,通过拟合浅层泥岩段速度趋势构建常压趋势线,结合Eaton方程、Fillippone方程等,计算地层压力。在页岩气储层中,泥页岩段由于生烃增压的影响通常不是常压,因此常规地层压力预测方法并不适合流体体积膨胀成因的地层压力预测。

随着四川盆地五峰-龙马溪组页岩气藏勘探开发的不断深入,人们逐渐认识到地层超压对于页岩气富集具有重要意义。吴波等[8]通过综合应用主频较高的叠后阻抗体和地震层速度体,得到高低频闭合速度体,最终利用Fillippone压力预测模型计算出页岩气储层的地层孔隙压力。李金磊[9]利用高角度裂缝密度参数修正复杂构造区地层压力系数,并预测了涪陵焦石坝页岩地层压力。但是,有机质生烃是页岩气形成的重要地质过程,也是页岩气储层形成超压的重要原因,常规基于欠压实成因的地层压力预测方法并不适合直接应用于页岩气储层的地层压力预测。本文以Eaton方程为基础,考虑干酪根生烃的影响,基于岩石物理建模的思路,提出一种新的正常压实趋势线(normal compaction trend,NCT)构建方法,形成新的页岩气储层地层压力预测模型,并将其与地震地层压力预测相结合,有效提高页岩气储层的钻前地层压力预测精度。

1 方法原理

1.1 基于测井资料的页岩气储层地层压力预测模型构建方法

根据Terzaghi有效应力原理,EATON[4]给出了地层压力与地震层速度的关系:

(1)

式中:Pov为上覆地层压力;Phy为静水压力;v为地震层速度;vnct为正常压实条件下地震层速度;n为Eaton常数,由实际数据拟合得到。Pov和Phy可以通过岩石密度和地层水密度在深度上积分获得,v可以通过声波测井或者地震资料处理获得。该方法在实际应用中的难点是vnct的获取,通常的做法是假设浅层泥岩段为正常压实,拾取浅层泥岩段速度,拟合其与深度的关系,得到一条平滑的正常压实速度趋势线[10],如图1所示。但是很多情况下正常压实趋势线难以建立,比如深水环境中常常在泥线以下就进入高压状态;又比如在四川盆地,浅层为灰岩出露,深层泥页岩普遍超压。

图1 常规正常压实速度趋势线

HUFFMAN等[11]分析了不同岩性的压力加载和卸载曲线,指出不同岩性的有效应力对速度的敏感程度不同。本文研究认为,常规基于拟合方法得到的平滑正常压实速度曲线是对真实正常压实速度的一种高度近似,而正常压实速度应该与岩石的矿物组分、矿物磨圆度、胶结类型等有关。近年来,PERVUKHINA等[12-14]提出一种名为Clay-Plus-Silt(CPS)的泥页岩岩石物理模型,并通过实际应用证明了该模型可用于求取正常压实情况下的地层速度,相对基于数据拟合得到正常压实速度趋势线具有更高的压力预测精度[15]。但CPS模型是针对普通泥页岩建立的,并未考虑生烃物质(有机质)的影响,有机质的存在不仅会大大降低岩石的硬度,而且其定向排列的空间分布形态往往会进一步增强岩石的各向异性,要想利用CPS模型构建的正常压实速度趋势线进行富含有机质的页岩气储层地层压力预测,需对该模型加以改进。本文通过在CPS模型中加入有机质,在一定程度上考虑有机质生烃对异常压力的影响,使之能更好地适用于富有机质页岩气储层的地层压力预测。

CPS模型能计算正常声波时差的理论基础在于模型假设岩石孔隙均与粘土相关,孔隙流体与粘土颗粒构成“湿粘土”混合物。实验数据表明,湿粘土混合物的弹性张量与湿粘土孔隙度(湿粘土中流体的体积含量)呈线性负相关关系,而与粘土的矿物组分无关。因此,湿粘土的弹性张量可由湿粘土孔隙度单一确定,整个泥页岩的弹性张量可由湿粘土孔隙度和砂质混合物(除粘土以外的其它矿物组分)的体积含量共同确定。与此同时,地层压力的变化只会影响岩石中软孔隙的开启和关闭,而软孔隙对总孔隙度的影响可忽略不计,故影响泥页岩弹性张量的两个因素均不受异常压力的影响,从而可计算出正常压实情况下岩石的速度或声波时差。

本文在改进CPS模型中依然假设粘土与孔隙流体构成湿粘土混合物,而石英、长石、方解石、黄铁矿等硬性矿物组成砂质混合物;与CPS模型不同的是,模型的构成组分由原来的湿粘土-砂质混合物两相变为湿粘土-砂质混合物-有机质三相。相比原模型中采用微分等效介质理论(DEM模型)来求取两相混合物的等效弹性张量,改进模型中选用Backus平均公式[16]来求取湿粘土-砂质混合物-有机质三相所构成的等效介质。由于Backus平均公式具有显式表达形式,比需要迭代求解的DEM模型具有更高的计算效率,因此被很多学者应用于含有机质页岩的岩石物理建模流程中[17-20]。

本文基于改进CPS模型的页岩气储层单井地层压力预测流程如图2所示,具体实现步骤如下。

图2 基于改进CPS模型的页岩气储层单井地层压力预测流程

1) 用经验公式计算湿粘土弹性张量:

(2)

(3)

2) 用Voight-Reuss-Hill模型计算砂质混合物弹性张量:

(4)

(5)

3) 用Backus平均公式计算湿粘土-砂质混合物-有机质构成的等效页岩弹性张量:

(6a)

(6b)

C12=C11-〈c11〉+〈c12〉

(6c)

(6d)

(6e)

C66=〈c66〉

(6f)

式中:Cij表示等效页岩的弹性刚度分量,cij为每一相的弹性刚度分量,尖括号〈〉表示对其内属性按体积比进行加权平均。

4) 将等效页岩的张量元素转化为正常压实下的速度:

(7)

将公式(7)带入公式(1),计算地层压力。

1.2 页岩气储层地震地层压力预测

由于正常压实趋势线通常难以获得,因此,在利用地震资料进行地层压力预测时多采用Fillippone法[5]。该方法通过获取高精度的速度场来尽可能提高基于地震资料的钻前地层压力预测精度,但地震资料处理过程中获得的速度精度有限,无法满足页岩气储层甜点预测的精度要求。石万忠等[21]指出,充分利用地震资料解释过程中获得的信息(包括地震属性及叠前AVO反演获得的速度资料),可以有效提高地震地层压力预测的精度。

RASOLOFOSAON等[22]基于有效应力原理,提出了基于波阻抗的地层压力预测方法。该方法的优势如下:①地层压力与纵波阻抗具有良好的相关性;②基于地震资料获取纵波阻抗的技术成熟、手段丰富、分辨率高。本文基于上述方法,结合1.1节介绍的页岩气储层地层压力预测模型,建立了以叠后波阻抗反演为基础的地震地层压力预测流程,如图3所示。具体实现步骤如下:

1) 基于常规波阻抗反演获得高精度波阻抗数据Ip。

2) 基于1.1节单井计算获得的正常压实速度vnct,结合地质层位信息,利用克里金插值方法构建正常压实速度趋势体。

3) 计算3D密度体ρ,并计算上覆地层压力Pov和静水压力Phy。

4) 将Ip,vnct,ρ,Pov,Phy代入Eaton压力预测模型,计算地层压力及压力系数。

(8)

图3 页岩气储层地震地层压力预测流程

2 实际应用

四川盆地五峰—龙马溪组页岩层系普遍存在超压现象,某页岩气区块A井五峰-龙马溪组实测压力系数区间为1.20～1.55[23]。以A井实测压力系数范围为约束,采用不同的方法构建了正常压实速度趋势线,如图4a所示。其中红色曲线(NCT-model)为基于本文改进的CPS模型,通过岩石物理模型正演计算得到的正常压实速度曲线;绿色实线(NCT-fit)为通过常规数据拟合方法得到的正常压实速度曲线;蓝色曲线为泥岩实际声波速度。对比可见,通过岩石物理模型构建的正常压实速度曲线能够更好地反映岩性细微变化对岩石骨架应力的影响,这种岩性差异会导致正常压实速度的细微变化。图4b为A井静水压力(黑色实线)、上覆地层压力(品红色实线)及地层压力计算结果,其中绿色曲线为基于NCT-fit曲线结合Eaton方程计算得到的地层压力,红色曲线为基于NCT-model曲线结合Eaton方程计算得到的地层压力。图4c为两种不同方法计算的压力系数(压力系数=地层压力/静水压力)。可以看出,即使在最佳拟合的情况下,采用NCT-fit曲线计算出的地层压力曲线依然有部分数据点偏离了实测压力系数区间,而基于NCT-model曲线计算的地层压力曲线数据点变化范围与实测压力区间非常匹配。

图4 A井地层压力预测结果a 改进的CPS模型计算的NCT与拟合方法计算的NCT对比; b 基于两种方法求取的地层压力; c 基于两种方法求取的地层压力系数

以A井为模型校验井,确定页岩气储层地层压力预测模型相关参数,并将该模型应用到区块内B井地层压力预测中。图5a为B井目的层段静水压力(蓝色实线)、上覆地层压力(红色实线)和地层压力(品红色实线)计算结果。图5b对比了地层压力系数与钻井液泥浆比重,可以看到压力系数与泥浆比重具有较好的相关性,在2320m处地层压力系数增大,对应的泥浆比重也增大,说明通过A井构建的地层压力预测模型能够在全区块很好地推广应用。

W1井区是四川盆地另一页岩气新探区,由于实测压力数据缺乏,利用传统方法建立压实趋势线具有较大的不确定性,也无法利用实测压力数据来回归其它经验公式法中的经验系数,给地层压力预测带来了很大困难。采用本文提出的改进CPS模型对该区进行了压力预测,图6为W1井的压力预测结果,图6a中蓝线、绿线和红线分别表示计算出的静水压力、地层压力和上覆地层压力,图6b给出了预测压力系数。可以看出,目的层优质页岩段预测地层压力最高可达66.97MPa,对应压力系数为1.92,高于上覆普通泥页岩段和下伏碳酸盐岩段。该井目的层实测压力为68.69MPa,对应实测压力系数为1.94,说明本文给出的单井地层压力预测方法具有较高的预测精度。

图5 B井地层压力预测结果a 地层压力; b 压力系数与泥浆比重

利用W1井构建的地层压力预测模型,对该井区进行钻前地震地层压力预测,图7为W1井区地震地层压力系数剖面,可见五峰-龙马溪组底部(黑色实线)地层压力系数明显偏高,介于1.70～1.96之间,属于超压页岩气藏,且深凹区压力系数更大,保存条件相对隆起区要好。对该区W1,W2,W3井目的层地层压力系数预测结果进行了统计(表1),误差小于6%,地震地层压力系数预测结果与实测地层压力系数吻合较好。

图6 W1井地层压力预测结果a 地层压力; b 压力系数

图7 W1井区地震地层压力系数剖面

表1 W1井区3口井五峰-龙马溪组页岩气储层地层压力预测结果统计

3 结束语

本文基于页岩气储层异常高压成因分析和CPS模型,考虑干酪根生烃的影响,提出一种新的正常压实速度趋势线构建方法,结合Eaton方程,形成新的页岩气储层地层压力预测模型。以该模型为基础,结合有效应力原理,建立了基于波阻抗的页岩气储层地层压力地震预测技术流程。在四川盆地多个页岩气区块的实际应用表明:①该流程以测井解释的矿物组分、孔隙度等参数为基础,基于岩石物理建模构建页岩气储层压力预测模型,通常只需要知道目的层段地层压力系数,就能构建出比较合理的模型,因此能更好地适应页岩气储层实测压力数据较少的情况。②通过岩石物理建模构建页岩气储层压力预测模型,能更有效地反映岩石骨架有效应力随岩性的细微变化,结合高精度波阻抗反演结果,能有效提高页岩气储层钻前地层压力预测精度。

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