川西南筇竹寺组页岩气复合地质导向方法研究

颜 磊， 王崇敬， 唐 诚， 瞿子易， 罗 鑫

(1成都理工大学能源学院 2中石化西南石油工程有限公司 3中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院 4中国石油西南油气田分公司四川长宁天然气开发有限公司)

四川盆地页岩气资源丰富，目前发现了志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组页岩气藏[1-2]。筇竹寺组页岩气储层埋深大、成熟度高、矿物组分复杂，热演化程度对页岩孔隙结构的演化有重要影响，与国内外其他页岩气藏有差异[3-6]。由于缺乏高成熟度页岩气储层地化参数、含气量和可压裂性等重要特征的随钻评价方法，难以真正指导水平井在优质储层中穿行，亟待建立一套适用于筇竹寺组页岩气储层的复合地质导向方法。

一、页岩气地质特征测井响应

川西南井研-犍为地区处于川黔坳陷沉积中心附近，处于广海陆棚——深浅海盆地沉积环境[6]。工区内已经钻探了JS1井，目的层岩性为黑色页岩，GR值在121～280 API，优质页岩有机碳含量高、高含气量的特征，Ro达到2.57%～2.74%，筇竹寺组页岩热演化程度明显高于龙马溪。实验表明页岩的孔隙主要由无机孔与有机孔两部分组成，且有机孔占比较高。有机孔与TOC丰度一般为正相关，且一般随着Ro的增加而增大，但当成熟度过高时，有机质孔隙出现明显的塌陷和充填现象，有机质孔隙度降低。

根据对比分析，富气层段的测井曲线响应具有“四高三低”特征，即相对高自然伽马、高声波时差、高电阻率、高铀含量及相对低密度、低中子、低无铀伽马。通过AC-CNL、GR-KTH等交会图(图1)，能识别有效页岩气储层。

图1 筇竹寺组页岩气测井识别图版

注：1 ft=0.3048 m。

二、复合地质导向关键技术

1.岩石组分与孔隙度随钻计算

筇竹寺组页岩岩心实验表明页岩主要由有机质、无机矿物和水构成，且黄铁矿含量较低，基本小于1%。本文采用的岩性体积模型为：黏土矿物+硅质类矿物+钙质类矿物+有机质+孔隙=100%。

利用元素录井、岩屑伽马能谱录井等特殊录井技术结合随钻测井资料建立页岩储层储集参数的多元回归计算模型[7-8]，实现页岩气储层储集参数随钻分析，进而达到复合地质导向的目的。

1.1 黏土含量计算

根据实验室分析资料得知，本区块黏土矿物的主要类型为伊利石、伊/蒙混层以及绿泥石。将构成黏土矿物的主要元素与实验室黏土分析结果进行交汇，优先相关性最高的铝(Al)、钾(K)作为黏土矿物的敏感元素回归得到计算模型：

Vsh=-20.9+1.194×Al+12.72×K

(R=0.84)

(1)

式中：Al—元素录井铝元素测值，%；K—元素录井钾元素测值，%。

1.2 有机碳含量计算

有机碳含量与伽马能谱具有较好的相关关系，随着有机碳含量的增加，其伽马能谱增大，地层高铀特征明显。通过岩心分析数据对各种模型进行了对比优选，确立岩屑伽马能谱录井多元回归方法可以比较准确地计算筇竹寺组有机碳含量：

VTOC=0.082×K+0.028×TH+0.16×U-0.53 (R=0.95)

(2)

式中：K—岩屑伽马能谱录井钾含量测值；TH—岩屑伽马能谱录井钍含量测值；U—岩屑伽马能谱录井铀含量测值。

1.3 硅质与钙质含量计算

页岩中的主要硅质为石英，硅(Si)为主要构成元素，白云石与方解石中钙(Ca)为主要构成元素。根据岩心分析数据，采用多元回归建立硅质、钙质矿物含量的计算模型：

Vquat=3.69+1.22×Si-6.1×Mg

(R=0.81)

(3)

Vca=6.52-0.58×Al+0.62×Ca+0.972×K

(R=0.84)

(4)

式中：Vquat—硅质含量，%；Si—元素录井硅元素测值，%；Mg—元素录井镁元素测值，%；Vca—钙质含量，%。

1.4 孔隙度计算

根据筇竹寺组页岩矿物体积模型，孔隙度采用物质平衡方程计算：

POR=1-Vsh-Vquat-Vca-VTOC

(5)

式中：POR—地层孔隙度，%。

2.含气量随钻计算

根据质量守恒定律和气体状态方程[9]，建立的游离气含量计算模型如下：

(6)

(7)

式中：Fgas—转换到地面条件下的游离气含量，m3/t；Vk—地面与井下条件下的游离气体积比，无纲量；p1、p2—井下和地面的压力，MPa；T1,T2—井下和地面的温度，K；Zg—气体偏差因子，无量纲；φ—储层孔隙度，%；SW—含水饱和度(采用印度尼西亚公式估算)，%。

通过页岩岩心的等温吸附实验，基于兰格缪尔等温吸附模型[10-11]建立吸附含气量解释模型：

(8)

式中：A—校正系数，常介于-0.016～-0.008之间；T0—页岩样品的实验温度，℃；T—地层温度单位：℃；VL0和VLt—分别为实验获得的兰氏体积和经过温度校正的兰氏体积，m3/t；TOC—地层总有机碳含量，%；pLt—经过温度校正的兰氏压力，MPa；p—井下地层压力，MPa；A1、B1和B2—均为拟合系数。

结合游离气含量与吸附气含量，可以计算总含气量：Tgas=Agas+Fgas。

3.随钻评价标准

根据相关研究与规范的规定要求[12-13]，在优质页岩气储层识别的基础上，优选了能有效反映页岩气储层品质的评价参数，主要包括孔隙度、有机碳、总含气量、脆性指数等，建立筇竹寺组页岩气储层的分类评价标准(表1)。

表1 筇竹寺组页岩气测井分类评价标准

4.复合地质导向实施思路

4.1 钻前地质建模与靶点入窗

钻前地质导向建模—直是研究热点，近年来经过快速发展，已经形成了构造建模、储层建模、井旁构造恢复、多井对比等多种方法，取得了较好的效果[14-15]。由于工区内井控程度低。因此根据导眼井测井解释成果，结合地震构造解释成果，采用井震结合的方式开展钻前地质建模。

靶点入窗方面，重点工作是根据录井资料与随钻伽马曲线特征，卡取对比标志层，结合构造特征及时计算地层倾角，及时调整井斜角，确保平稳入窗。

4.2 水平段轨迹优化

常规地质导向技术主要依靠随钻测量获得的伽马数据，判别钻遇的地层层位，指导钻头向目标区域穿行[16-18]。而筇竹寺组优质页岩的Ro相对较高，成熟度高，储层特征复杂，优质页岩的伽马值变化较大，钻进过程中能够采用的地质导向常规判别参数少，需要扩展为复合地质导向技术。

在应用随钻伽马落实清楚钻头位置的基础上，根据建立的随钻计算模型，实时计算出孔隙度、有机碳含量、含气量。通过分析评价参数的变化趋势，及时评估轨迹是否在优质储层段中穿行，提出具体的轨迹调整措施，确保在优质页岩中穿行。

三、应用效果

1.钻前地质建模与靶点入窗

×页1井筇竹寺组3 289.6～3 301.7 m，有效孔隙度约4.8%，有机碳含量最高达3.6%；含气量高达4.3 m3/t；综合评价为Ⅰ类气层。以该层为目标开窗侧钻了×页1HF水平井。以测井解释成果作为钻前地质建模的基础，结合物探资料预测靶点垂深3 300 m。实钻水平井于井深3 471 m，垂深3 297.14 m，随钻伽马开始升高，计算的含气量、有机碳、孔隙度均有所增加，井斜角从82.2°增斜至87.6°后顺利入窗。

2.水平段轨迹优化

钻至井深3 528 m伽马测值有所降低，但计算含气量、有机碳、孔隙度并未发生明显变化，随钻评价为Ⅱ类气层，因此未调整轨迹，井斜角维持在89.8°～90.6°之间。钻至井深3 990 m，计算的含气量、有机碳、孔隙度出现降低的趋势，至井深4 045 m大幅度降低，随钻评价为Ⅲ类气层，根据评价情况，采取了增斜钻进措施，钻至井深4 293 m，气测值升高，含气量、有机碳、孔隙度明显升高，重新进入优质页岩，随钻评价为Ⅱ类气层，轨迹调整成功。

3.优质储层钻遇率

全井共综合解释5段储层，厚度达到1 152.0 m，其中Ⅰ类气层2段446 m，Ⅱ类气层2段496 m，Ⅲ类气层1段210 m。轨迹调整效果见图2所示。完井后压裂测试获得页岩气产量为8.435×104m3/d，取得该区寒武系页岩气勘探的重大突破。

四、结论

(1)川西南筇竹寺组页岩气藏是四川盆地除龙马溪组页岩气藏外又一重要的页岩气勘探开发目标。但是具有埋藏深、高成熟度等不利因素，测井响应特征较为复杂，单条测井曲线难以区分，应用多项测井曲线交汇的方法能够识别有效储层。

(2)常规随钻测量工具或旋转导向工具提供的随钻伽马数据，难以完全满足筇竹寺组页岩气的地质导向需求，通过开展页岩岩石组分含量、孔隙度、有机碳含量、含气量的计算，形成了复合地质导向方法，能够随钻提供更丰富的页岩气评价参数，有效指导水平井施工。

图2 ×页1井筇竹寺组页岩气随钻地质导向效果图

(3)为进一步提高勘探开发效率，可研究岩石力学参数的随钻评价模型，为测试选层与压裂优化提供更多的支撑，提高复合地质导向的应用效果。