威远龙马溪组黑色页岩非均质性及对开发的影响

葛忠伟，樊 莉，钟文俊，周 静，张南希，王 同.

(1.中石化西南油气分公司 勘探开发研究院，四川成都 610041；2.中国石油川庆钻探工程有限公司 川西钻探公司，四川成都 610051)

威远地区龙马溪组底部广泛沉积一套黑色页岩，该套页岩厚度大，展布稳定，品质优良，是当前四川盆地海相页岩气开发的主力层系。截至2018年6月，中石化威荣页岩气田完钻6口直井，黑色优质页岩厚度35～46 m，目前已提交千亿方探明地质储量，储量丰度高，商业开发潜力大。其主体为一向斜构造，构造简单，早期整个工区储层综合评价为有利区，后期进入开发评价阶段，随着钻井数的增多，揭示出工区东、西区页岩地质特征差异大的特点。钻井模式主要以1台3井为主，水平段长度、井距、合理采气速度、单井配产等开发技术政策采用一套方案。在储层强非均质性的情况下，用一个综合评价级别和一套开发技术政策已无法满足准确评估页岩气地质储量及建产的需要。因此，强非均质性页岩储层需要在储层精细刻画的基础上，进一步提高储层综合评价精度，寻找优质“甜点”，为开发方案编制、钻井部署以及钻井生产跟踪提供支撑。

1 页岩高伽玛段小层精细划分

威远地区龙马溪组底部黑色页岩段根据电测曲线组合特征，纵向上划分了5个层(②、③、④、⑤、⑥层)，其中②+③层发育厚度7～14 m的高自然伽玛页岩段，测井曲线上三个高伽玛峰对应一个最大海泛面和两个次级海泛面，横向上展布稳定。

以高伽玛3个高峰为标志层，龙马溪组底部高伽玛页岩段划分出5个次一级小层[1-2](Ⅰ、Ⅰ-Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ)(图1)，各小层横向上由西往东有减薄的趋势，西区厚度13～14 m，东区7～10 m。电测曲线的变化体现了储层各项静态参数特征的差异，为开展储层非均质性精细研究提供了依据。

2 页岩储层非均质性

储层非均质性纵向较横向更为明显，主要体现在页岩岩性、地质静态特征，以及储层工程特征的差异性方面。

图1 威远地区龙马溪组底部高伽玛段小层划分对比图Fig.1 Comparison map of the high-gamma section of the bottom of the the Longmaxi formation in Weiyuan area

2.1 岩性纵向变化

页岩矿物成分类型多样，包括黏土、碎屑颗粒、有机质以及少量重矿物[3-4]。岩心剖面上各种成分的矿物富集堆积，以纹层(层理)的形式显现(有机质纹层、黏土纹层、碳酸盐纹层、硅质纹层、黄铁矿纹层)，有些单一出现，有些以组合的样式出现。薄片鉴定黏土、有机质、黄铁矿等多成层分布，其中黏土和有机质常混杂堆积。纵向上不同类型矿物的分层分布及含量变化，使得页岩岩性差异明显。

根据组成纹层的矿物富集的程度，纵向上划分出了三类，即粗纹层、细纹层、微纹层，其中Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ小层以粗纹层和微纹层为主，Ⅰ、Ⅰ-Ⅱ小层以细纹层为主(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。

不同类型的纹层以及同一类型纹层组在埋深差异的情况下，储层参数差异明显(表1)。以A井含气量为例，粗纹层含气量均值为4.87 m3/t，细纹层含气量均值为4.69 m3/t，微纹层含气量为5.62 m3/t；纵向上粗纹层型发育在不同的井段，含气量差异较大，例如Ⅰ-Ⅱ小层为3.8 m3/t，Ⅲ为5.2 m3/t，五峰组为5.6 m3/t。

2.2 电性特征差异

电测曲线反映纵向上电性非均质性强，以GR、RD、DEN层间差异较为突出(图3)。Ⅰ小层具有相对高GR、低RD、较低DEN、高CNL、高AC的特征；Ⅰ-Ⅱ小层具有相对低GR、低RD、高DEN、较高CNL、较高AC的特征；Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ等三个小层具有相对高GR、高RD、低DEN、低CNL、低AC的特征；五峰组具有低GR、低RD、低DEN、低CNL、低AC的特征。

图3 A井电测曲线图Fig.3 The electrical logging curve of well A

2.3 储层地质参数差异

页岩静态参数指标主要包含矿物组分、残余有机碳含量(TOC)、物性、含气量等，威远地区黑色页岩高伽玛段各小层地质参数差异大(表1)。

表1 威页地区龙马溪组底部黑色页岩高伽玛段储层参数表Table 1 Reservoir parameters of black shale high-gamma section at the bottom of the Longmaxi formation in Weiyuan area

(1)矿物组分含量。

黑色页岩储层中矿物组分包含碎屑颗粒、黏土、少量重矿物。碎屑颗粒主要为石英，其次为长石、方解石、白云石等；黏土矿物以伊/蒙混层、伊利石、绿泥石为主；重矿见少量黄铁矿。矿物组分的差异型主要体现在各矿物组分的含量方面，以硅质含量变化最为明显，特别是Ⅱ小层和Ⅱ-Ⅲ小层硅质含量最高，均高于50%。

(2)TOC。

有机碳含量(TOC)与GR呈一定的正相关性，在黑色页岩高自然伽玛段的三个高峰处，TOC值也相应较高。从Ⅱ-Ⅲ小层往下，TOC值整体超过4%，达到Ⅰ类储层的标准。

(3)物性。

纵向上孔隙度值介于4～7%之间，Ⅱ小层以下孔隙度值明显高于上部小层，孔隙度普遍高于5%，其中以Ⅱ-Ⅲ小层相对最高。

储层物性的差异，微观上表现为孔隙类型(有机孔、无机孔)、孔隙结构的构成和空间分布非均质性。页岩孔隙空间类型以脆性矿物内微孔隙、黏土矿物层间微孔隙、有机质微孔隙3大类为主，其中有机质孔是决定储层物性好坏的关键因素。以D井为例，Ⅰ小层～Ⅲ小层岩心氩离子扫描电镜显示，该段储层孔隙类型以有机质孔和黏土孔为主，有机质孔所占比例大，纵向上有机孔比重及孔径逐渐减小，黏土孔比例逐渐增加。其中，Ⅱ-Ⅲ小层有机孔孔径相对较大，岩心实测孔隙度相对较高，而三维空间有机质与有机孔的分布随机性强，进一步表明物性非均质性强(图4)。

另外，裂缝发育程度及裂缝的产状也影响着储层的非均质性。纵向上，以Ⅱ小层及Ⅱ-Ⅲ小层裂缝相对更为发育，裂缝条数几十～上百不等，裂缝密度达3.0～5.5条/米。实验分析表明，垂向和纵向渗透率差异明显，F井水平渗透率均值0.08 md，垂直渗透率均值0.006 2 md。裂缝类型以层理缝为主，少量水平缝、斜交缝和垂缝，层理缝和水平缝发育的井段，储层横向渗透率较高，而斜交缝、垂缝发育的井段，储层纵向渗透率较高。

(4)含气量。

龙马溪组底部黑色页岩段含气量整体在4 m3/t以上，Ⅱ-Ⅲ小层和Ⅲ小层两层最高，均值在6 m3/t以上，局部小层含气量偏低，例如B井，Ⅰ-Ⅱ小层及Ⅱ小层含气量仅2～3 m3/t。

2.4 储层工程参数差异

影响页岩储层压裂改造效果的重要工程参数中，岩石力学性质和地应力是两个重要的指标。岩石力学参数中脆性是评价页岩储层可压裂性的一个重要指标[5-6]。脆性的表征有静态和动态两种方式，静态表征主要是指岩石矿物组分中脆性矿物(石英、长石、方解石等)的含量，比重越高，脆性越好。动态表征主要是用杨氏模量和泊松比来衡量，即杨氏模量越高，页岩的脆性越大，越有利于开采的顺利进行；而泊松比越小，页岩的脆性越大。

(1)岩石力学性质。

以A井为例，②+③层高伽玛段内部各小层(Ⅰ、Ⅰ-Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ小层)岩石力学参数总体上表现出：“低泊松比、高杨氏模量、高脆性指数、较高可压性”的特征(表2)。小层间以Ⅱ-Ⅲ及Ⅲ小层综合评价最优，脆性指数0.80以上，低泊松比(0.21)，相对高杨氏模量(大于29 Gpa)，相对较高的可压性指数(0.25)。

(2)水平地应力。

水平地应力参数在一定程度上也能反映出储层压裂改造的效果，其中一个重要的参数是水平主应力差异系数，其反映了储层改造形成网状裂缝的难易程度，是客观评价储层有效改造的关键指标。水平主应力差异系数指越小，表明更容易形成网状裂缝。

图4 D井龙马溪组底部高伽玛段页岩段孔隙分布图Fig.4 Pore distribution map of the shale section of the high-gamma section at the bottom of the Longmaxi formation, well D

表2 A井龙马溪组底部高伽玛段小层岩石力学参数表Table 2 Rock mechanics parameter table of the high-gamma section at the bottom of the Longmaxi formation, well A

从A井高伽玛段各小层地应力参数可以看出(表3)，Ⅱ小层和Ⅱ-Ⅲ小层相对具有较低的最小水平主应力值和较低的差异系数，表明该段储层易于体积压裂，具备有效改造的工程地质条件。其中，高伽玛段Ⅱ～Ⅱ-Ⅲ小层水平主应力差异系数(0.07以下)明显低于其他小层(0.07以上)，表明更易形成网状缝。该井微地震监测也证实，压裂改造形成以较为复杂的网状裂缝为主，平均半缝长度约260 m，宽度约123 m，高度约117 m。

表3 A井龙马溪组底部高伽玛段小层地应力参数表Table 3 Ground stress parameter table of the high-gamma section at the bottom of the Longmaxi formation, well A

3 储层非均质性对页岩气开发的影响

页岩储层非均质性对开发效果的直接影响主要体现在储层压裂改造的难易程度以及有效体积压裂规模、水平井靶窗的选择及穿行轨迹设计等方面，最终决定了页岩气单井产能[7-8]。

3.1 非均质性储层需制定配套的压裂改造措施

针对深层页岩气，为充分有效改造非均质性优质页岩储层，解决裂缝复杂程度低、裂缝导流能力不够、有效改造体积小的问题，需采取针对性措施，包括：提高排量和液体性能，利于提高缝内净压力，增加裂缝的复杂性，排量一般要求大于15 m3/min；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，单段砂量一般要求大于65 m3；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20 m3/min，总液量48 020 m3，总砂量1 428.15 m3，折算单段液量2 401 m3，单段砂量71 m3。微地震监测表明压裂有效改造体积(SRV)约6 570×104m3，改造效果显著。

3.2 非均质性储层需重视水平井靶窗的选择和轨迹的设计

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。邻区永川地区页岩气开发实践揭示：该区水平井靶窗位置多，无统一认识，导致单井产能差异大，五峰组-龙马溪组底部储层精细刻画表明“六性”关系纵向差异大，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。结合前述储层非均质性的分析，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达到4.0%以上、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玛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②+③层高伽玛段以Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ三个小层储层地质、工程特征最优，具有“高伽玛、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+③层底部厚7～14 m的高伽玛段优质储层Ⅱ～Ⅱ-Ⅲ小层内，水平井轨迹要设计在优质储层的中间基线上(图5)，垂直位移±2 m，水平位移为±20 m，以便提高优质储层钻遇率和I类储层钻遇率，确保获得高产[9-14]。

3.3 非均质性储层对水平井轨迹控制提出了较为严苛的技术要求

在确定水平井靶窗及轨迹位置的前提下，控制好轨迹始终在优质储层中穿行是打好页岩气井的关键所在，需强化地球物理、地质、钻井工程等学科的紧密结合。首先，需提高地球物理深度预测精度、有效识别微幅构造、地震反射假象等异常；其次，根据导眼井实钻情况，结合地球物理预测，做好造斜段及水平段轨迹跟踪预案，设置三级预警点，对造斜段和水平段实施“两段”精确控制，用实钻数据不断修正地球物理预测模型，进一步指导后续钻进。在此过程中，借助带方位GR的旋转导向工具，辅以XRF录井技术，判断钻头相对位置，实时修正轨迹姿态，确保顺利中靶。

3.4 开发效果

在优选水平井靶窗位置、做好水平井轨迹控制以及制定配套的压裂改造措施基础上，该区开发评价井优质储层钻遇率均达到100%，单井平均测试产量15万方/天以上，平均无阻流量20万方/天以上，突破了盆内深层页岩气商业产能关，开发评价取得重大突破，目前已提交探明储量，进入规模建产阶段，经济及社会效益凸显。

4 结论

(1)威远地区龙马溪组底部黑色页岩高伽玛段厚度7-14 m，根据伽玛形态特征划分出了5个小层(Ⅰ、Ⅰ-Ⅱ、Ⅱ、Ⅱ-Ⅲ、Ⅲ)。

(2)各小层间储层特性差异大，具有不同的TOC、孔隙度、含气量、脆性以及岩石力学特征，储层非均质性强。其中，以高伽玛段Ⅱ小层和Ⅱ-Ⅲ小层储层品质最优，为“地质+工程”双甜点层，是该区页岩气水平井轨迹穿行的最佳位置。

图5 A井水平井靶窗及轨迹位置图Fig.5 Horizontal well target window and track location map of well A

(3)页岩储层非均质性对开发的影响主要体现在水平井靶窗的选择尽量要求在龙马溪组高伽玛段2-3号峰“甜点”层内，其易于压裂改造和形成有效的改造体积，是获得较高的单井产能的基础。