随钻地质与地球化学分析在四川威远页岩气开发中的应用

张新新

（ 中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司 ）

0 引言

以四川盆地威远、涪陵、长宁地区为代表的页岩气勘探开发工作，经过10 余年的发展，其地质研究的重点已经由页岩气储层特征分析、页岩气藏富集规律研究，逐步转向页岩气有利开发层段优选、有效产气层控制因素分析[1-12]。在页岩气钻井方面，国内学者就页岩标志层识别、页岩气甜点厘定与刻画、地质工程一体化及地质导向分析方法，也进行了深入研究[13-17]。页岩气储层地质认识与钻探方法的不断提升有效推动了中国页岩气开发的工业化进程[18-26]。然而，由于目前国内页岩气储层水平井开发的测井、录井、试井技术尚处于初步完善阶段[27-30]，特别是对于地层构造起伏大、优质储层与非优质储层之间岩性差异不明显、有效储层厚度薄的页岩气储层，随钻过程中的精细解释方法不够深入，水平井地质导向仅依托气测录井、随钻自然伽马（GR）、随钻电阻率技术，方法相对单一，缺乏相应地质与地球化学分析技术的支撑，经常出现地层岩性落实不准确、小层对比不精细、井身轨迹狗腿度大等一系列地质及工程问题[31-32]，导致页岩气开发过程中仍有很多低产低效井出现[10]；同时一些水平井由于井身结构相对复杂、水平段过长等工程因素，不能进行测井作业，也制约了页岩气储层的有效解释与评价。因此，页岩气水平井的钻探必须匹配好相应的地质分析手段，以实现页岩气水平井所钻地层的清楚认识，以及井身结构的优化，最终提高优质页岩气储层的钻遇率和钻遇长度。本文通过分析威远地区页岩气水平井录井及取心资料，利用随钻过程中获取的有机碳含量（TOC）、气测全烃、吸附气含量、Ca 含量、脆性矿物含量等参数，建立页岩气储层地质评价方法及水平井地质导向辅助方法，以期实现页岩气水平井随钻过程中地层界面的有效落实、小层划分与对比、储层含气性及有利开发层段的准确评价，以及水平井靶向的有效调整。

图1 研究区构造位置图（a）与地层剖面图（b）Fig.1 Structural location (a) and stratigraphic column (b) of the study area

1 区域地质背景

四川威远地区页岩气藏分布于川西南古中斜坡低褶带北部的斜坡带上（图1），页岩地层构造相对平缓[1-2,33]，局部发育以背斜、断层为主的微幅构造，自西北向东南方向，页岩埋深逐渐增加，储层埋深为2700～3500m，地层南东向倾斜，地层倾角为5°～12°。威远地区页岩气有效储层分布于古生界下志留统龙马溪组底部（图1），为一套深水陆棚沉积下的灰黑色、黑色富有机质页岩[34]，其中优质储层集中于龙一11、龙一12两个小层内[35]，其页岩硅质含量、灰质含量高，有机碳含量高，储层脆性好、含气性好，有效储层厚度为6～15m。目前研究区以W202 井、W204 井为核心区域，进行了大规模的页岩气开发，以丛式水平井方式钻探，水平井靶向窗体主要为龙一11小层，单井水平段长度为1200～1600m。

2 水平井储层地质评价方法

页岩气作为自生自储的非常规油气资源，在开发阶段，其有机质丰度、含气性、脆性矿物组成、有效厚度都是影响页岩气开发效能的关键因素[9-12]，而上述参数在页岩地层的横向钻探过程中，始终处于动态变化中，如何对其进行有效的随钻地质评价，进而及时完成地质决策，是页岩气开发中的一项重点工作。本文通过分析研究区水平井岩屑的地质录井、气测录井、地球化学录井特征[36]，利用获取的TOC 数据特征辅助页岩地层界面的卡取；利用TOC、吸附气含量及气测全烃参数进行储层含气性评价；最后结合脆性矿物含量等参数进行页岩气有利开发层段的评级和优选。

2.1 辅助地层界面卡取

威远地区下古生界龙马溪组页岩气储层主要分布在龙马溪组底部，而龙一段下伏五峰组和宝塔组两套地层[35]，地层间岩性变化相对复杂（表1），仅表现在不同地层界面间页岩中硅质含量、碳质含量、灰质含量的变化（图1），岩石成分和颜色差异不明显，同一岩性也可出现在不同的地层亚段内，因而增加了水平井钻进过程中地层界面卡取的难度。通过研究区大量井位岩性描述与TOC 数据的对比分析，发现不同的页岩地层具有不同的TOC 数值分布区间，总体上随着龙马溪组一段地层埋深由浅至深，页岩岩性由浅色块状泥页岩逐渐过渡为深色薄片状、松散状页岩，同时TOC 含量也呈现出由小到大的变化，因此在上述大量数据分析的基础上，确定了研究区页岩地层界面卡取的TOC 数值标准（表1），并按此标准进行页岩地层界面的辅助识别。

表1 威远地区页岩地层界面卡取的TOC 数值标准Table 1 Shale layers division base on TOC values in Weiyuan area

2.2 储层含气性评价

页岩气储层的含气性是影响页岩气产量的重要指标，储层页岩气主要包括游离气和吸附气两部分[37]。游离气含量与岩石孔隙结构、构造保存条件密切相关，其相对含量的多少可以由气测全烃值的大小反映；吸附气含量主要受控于一定温度、压力下的页岩有机质丰度和有机质成熟度[11]，是页岩气水平井保持稳产的核心要素，吸附气含量高，页岩气井往往具有长久的稳产时间。通过研究区密闭取心样品的页岩TOC与吸附气含量相关性分析（图2a），以及应用研究区对应层段的TOC 与水平井日产气量相关性分析（图2b），得到TOC 与吸附气含量、日产气量的数据关系，可以实现随钻过程中页岩气储层吸附气含量和日产气量的有效预测。

图2 威远地区页岩气储层TOC 与吸附气含量、日产气量相关图Fig.2 The relationship between TOC and adsorbed gas content， flow rate of shale gas reservoir in Weiyuan area

同时，在上述数据关系的基础上，以页岩气储层TOC、气测全烃、吸附气含量为关键参数，经过大量水平井目的储层段和非目的储层段的含气性数据对比，建立了威远地区页岩气储层含气性评价标准（表2）。该标准将页岩气储层含气性分为4 个等级，其中钻遇含气性极好和好的储层是水平井形成高产的必要条件。以图3 中Wh-1 水平井入靶前后页岩气储层的含气性变化为例，钻至3428m 靶点前，表征储层含气性好坏的气测全烃、TOC、吸附气含量逐渐增加，但总体上都未达到含气性好的标准；该井进入3428m 靶点后，即进入龙一11小层后，上述参数特征整体变好，气测全烃大于18%、TOC 平均值为4.2%、吸附气含量平均为3.1m3/t,根据表2 标准，储层具有极好的含气性。

表2 威远地区页岩气储层含气性评价标准Table 2 Evaluation criteria for gas-bearing properties of shale gas reservoir in Weiyuan area

2.3 有利开发层段优选

页岩气储层有利开发层段一般对应较好的有机质丰度、较高的含气量及较好的孔渗条件[5-10]。已有研究表明，页岩气储层内页岩气主要富集于有机质孔内，而有机质丰度高的储层，其储层孔隙也较为发育，即储层TOC 与储层含气量正相关[38]，同时页岩气储层储集空间主要是微米—纳米级微裂隙，只有在储层脆性矿物含量高的情况下，上述微裂隙才能广泛发育[39]，进而有利于页岩气储层后期的压裂改造，页岩气水平井现场的生产测井及微地震监测数据也同样反映出上述规律。而气测录井参数方面，气测全烃值高通常也反映储层内游离气含量较高，由此可以通过研究区页岩气水平井地质与地球化学参数的比对分析来研究储层类别（图3），进行有利开发层段的评级和优选，以此完善页岩气水平井压裂试气的设计方案。由上所述，在分析大量试气资料的基础上，根据储层TOC 特征，结合气测录井特征、岩矿特征等，建立了研究区页岩气储层类别划分标准（表3），作为水平井随钻过程中页岩气储层地质解释的重要依据。该标准中一类、二类页岩气储层气测全烃异常明显、全烃值高、TOC 与吸附气含量高、脆性矿物发育（表3），是典型的优质页岩气储层，可以进行有效的压裂改造，获得较高的页岩气产量。

3 水平井地质导向辅助方法

威远地区优质页岩气开发层段垂直厚度仅为4～8m，水平井垂向靶窗下标志层厚度薄，对应的地层岩屑及地震属性上的地层界面响应特征不明显，水平井准确着陆入靶难度较大[14,16]，入靶后水平段内页岩地层也有不同程度构造摆动和厚度变化，而气测全烃、钻时、随钻自然伽马等参数对此类储层地质属性的变化不够敏感，叠加随钻测井仪器的盲区效应，不能实现对水平井轨迹的有效控制，总体上降低了优质储层的钻遇率，增加了水平井钻完井施工的难度。以地质录井、气测录井、地球化学录井为主要的技术手段，以随钻过程中的岩屑为分析对象，可以实时准确提供储层岩性、含气性、岩矿组成方面的数据资料，通过其中的TOC、Ca 含量、气测全烃等关键参数的相对区间变化，建立了辅助水平井着陆入靶，以及辅助水平井窗体控制的技术方法，可有效提高水平井着陆入靶的精度，保证优质储层的钻遇率和井身轨迹的平滑，为后期页岩气水平井的压裂投产创造良好的条件。

图3 Wh-1 井入靶层段页岩气储层随钻地质评价图Fig.3 Comprehensive geological evaluation diagram of the target-entering interval while drilling in Well Wh-1

表3 威远地区龙马溪组页岩气储层类别评价标准Table 3 Evaluation criteria for shale gas reservoir classification of Longmaxi Formation in Weiyuan area

3.1 辅助水平井着陆入靶

水平井准确着陆入靶的关键是相应标志层的精准识别，同时根据该标志层确定靶点垂深和入靶角度[13,17]，而对标志层过早的预估会降低优质储层的钻遇率，过晚的预估则会增大井眼曲率，增加施工难度。研究区开发层段主要为龙马溪组底部的龙一11小层，其上下地层均有含气页岩发育，仅在TOC、储层含气量，以及页岩硅质含量、灰质含量上存在一定差异，常规随钻气测全烃、自然伽马及电阻率参数对此标志层的识别效果不明显。本文在研究区页岩气水平井小层识别与划分方面，建立了基于TOC 及岩石特征元素参数的入靶前后小层划分标准（表4）及其辅助水平井着陆入靶的分析方法，保证了研究区页岩气水平井准确入靶。具体来说，水平井着陆入靶前根据TOC、吸附气含量、Si 含量、Ca 含量等参数特征进行逐个小层对比，按照逐层逼近的原则及时进行入靶前井身轨迹的调整。以Wx-1 井进入龙一11小层前的靶向着陆为例（图4），当钻遇页岩地层TOC 稳定增至2.8%以上、吸附气含量增至2.2m3/t，同时Ca 含量逐渐增加至10%，Si 含量相对降低，Al 含量逐渐降低至10%以下，可判断井身已经接近龙一11小层，应当及时增加井斜，做好水平井着陆入靶的准备工作。

表4 威远地区X 区块水平井小层划分标准Table 4 Criteria for thin layer subdivision in shale gas horizontal well in block X in Weiyuan area

图4 Wx-1 井井身轨迹参数跟踪图Fig.4 Parameters tracking diagram along Well Wx-1 trajectory

3.2 辅助水平井窗体控制

威远地区志留系龙马溪组页岩气储层处于威远背斜的宽缓斜坡带上，虽然未形成大的断裂，但局部地层倾角大、微构造发育[14]；同时研究区页岩气开发层段厚度相对较薄，随钻自然伽马、电阻率变化大小也存在多解性，这都增加了水平井窗体有效控制的难度。TOC 是地层内有机质含量的重要表征参数，可通过随钻过程中的岩屑分析直接获得，因此，水平井沿窗体钻进过程中，可利用TOC 参数变化，结合Ca、Al 等特征元素含量及脆性矿物含量进行分析，精确评价当前钻遇地层的地质属性特征，判断窗体的纵横向变化及钻头所处窗体的位置，辅助地质导向、钻井定向人员及时调整钻头的倾角和方位，确保优质页岩气储层的钻遇率及水平段井身轨迹的优化。

以威远地区Wx-1 水平井为例，如图4 所示，该井钻至龙一12小层后，TOC、Ca 含量分别在2.5%、4%上下变化，气测全烃逐渐升高；而钻至该小层3950m 后TOC 稳定增加并接近3%，Ca 含量逐渐增加并超过5%，同时气测全烃接近12%，松散状岩屑含量增多，根据水平井小层划分标准（表4）可知，钻遇地层已经逐步接近龙一11小层，建议工程技术人员及时调整井身轨迹，采纳后实现了3985m 处井身的准确入靶。该井钻至4550m 以后，TOC 由3.5%逐渐降至2.8%，Ca 含量由8%降至5.5%，松散状岩屑含量减小、较坚硬的胶块状岩块增多，综合上述参数特征，反映所钻地层已经邻近龙一11小层顶部，如果按现有井身轨迹继续钻进，井身将钻至龙一12小层，需及时下调井身轨迹；据此钻井工程人员接受井身调整建议，修正地质导向模型，及时降低井斜，水平井钻至4750m 以后TOC、Ca 含量等参数逐渐升高并处于龙一11小层属性区间内（图4、表4），表明井身已经完全位于龙一11小层内。按照上述技术方法，最终保证了该井的顺利完井，并且井身结构优良，龙一11小层钻遇率达到97%。

总的来说，利用随钻地质与地球化学分析得到的相关地质参数，可实现“近钻头”的地层属性特征实时分析，并根据这些数据特征的变化情况及时指导现场工程人员进行地质导向—钻井定向方案调整，确保水平井窗体的精确控制；同时有效克服随钻自然伽马及电阻率参数的评价盲区，提高了工程决策的时效性。

4 总体应用效果

综上所述，研究区水平井随钻过程中应用的地质与地球化学分析技术方法，可有效实现页岩气储层的随钻地质评价和辅助页岩气水平井的地质导向，从而保证页岩地层界面的准确划分、优质页岩气储层的有效钻遇，以及页岩气储层含气性和储层类别的精确解释。3 年多来，该套技术方法在四川威远地区50 多口水平井成功应用，期间平均每口井提出10 条合理化井身调整建议，平均减少建井周期5 天，经钻后测井解释及压裂试气分析，平均单井页岩气优质储层钻遇率达到95.4%，页岩气储层类别划分准确率达88.7%。该套技术方法在实践过程中，需要对随钻的岩屑样品进行及时处理和分析，有效清除岩屑表面的钻井液，及时进行样品的地球化学热解和解吸附分析；而样品存在污染和经过长时间的搁置，都会降低所得参数的真实性。

在Wx-1 井4160～5010m 水平段的页岩气储层随钻录井解释中，根据表3 建立的研究区页岩气储层类别评价标准，结合该层段TOC、Ca 含量、气测全烃、脆性矿物含量数据特征，将4160～4520m、4770～5010m 解释为一类页岩气储层（图5）；这两个层段内储层有机质丰度高、储层含气性好，同时储层脆性矿物含量也高，反映储层易于压裂，可形成大面积的裂缝输导体系，是有利的开发层段。而该井4520～4770m 总体上处于井身轨迹调整的深度段，位于龙一11与龙一12小层的界面附近（图4），储层TOC 与脆性矿物含量较低，含气量较差，根据划分标准将该层段解释为二类储层。Wx-1 井完钻后井身结构优良，后期测井储层含气性、物性认识与录井解释一致；同时龙一11小层水平段压裂后获得日产气量16.5×104m3，储层开发效果明显。

图5 Wx-1 井页岩气储层录井解释成果图Fig.5 Mud logging interpretation results of shale gas reservoir in Well Wx-1

5 结语

以往页岩气储层开发，侧重于随钻自然伽马、随钻电阻率参数的应用，在地层岩性与储层含气性评价和分析方面存在明显的多解性，增加了页岩气水平井开发失利的风险。实践证明，地球化学录井、气测录井、岩屑录井、元素录井及解吸附分析技术的综合应用，可有效弥补随钻测井参数的分析偏差，实现随钻过程中准确的钻井工程决策和储层地质评价。本文基于上述录井分析技术建立的水平井储层地质评价方法及地质导向辅助方法，提高了页岩气水平井储层随钻地质评价能力及水平井地质导向与钻井定向的实施效果，为页岩气储层的高效开发提供了技术保证。随着检测设备和评价方法的不断完善和优化，页岩气水平井随钻录井分析技术可以在国内外的页岩气开发中得到广泛应用。