基于游离气为核心的页岩气层类型划分方法——以川南地区下志留统龙马溪组海相页岩气层为例

石 强 蒋春碧 陈 鹏 陈云天 王秀芹 刘凤新

1.中国石油勘探开发研究院 2.鹏城实验室

0 引言

影响非常规页岩气藏开发评价结果的因素众多，矿物组成、总有机碳含量（TOC）、含气量、干酪根类型、孔隙结构、孔隙度、热演化成熟度、渗透率等都有可能成为影响其开采价值的重要参数[1]，使得页岩气层类型划分较常规气层更加困难。国内外学者对页岩气层类型划分进行了长期、多方位的研究，形成了以TOC 为核心的地球化学参数与储层参数相结合的页岩气层评价体系。例如：2005 年，Wang 等[2]总结了一套筛选北美页岩气的标准；2016年，邹才能等[3]总结了四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层主要特征与“经济甜点区”关键参数并建立了海相页岩气“经济甜点区”评选条件与分类指标。也有学者分别从页岩气的成因[4]、储层岩性[5]、压力[6]将划分页岩气储层的参数总结为地质参数（TOC、孔隙度、脆性矿物等）[7]和岩石物理参数（自然伽马、密度、声波时差等）[8]进行页岩气储层分类，形成了多种分类方法及标准。

中国石油天然气集团有限公司2015 年颁布了企业标准《页岩气测井评价技术规范：Q/SY 1847—2015》[9]，基于TOC、孔隙度、含气量和脆性矿物含量将我国的页岩气划分成3 类。该评判标准在我国页岩气勘探开发过程中发挥了积极作用。但是，随着页岩气勘探开发的不断深入，现有标准所存在的局限性也不断显现，页岩气层产能与储层划分结果出现了较大偏差。为了更好地支持页岩气勘探开发，笔者以川南地区龙马溪组为例，通过分析大量的实验数据，基于页岩气储层评价指标对比，探讨原有评价标准与评价结果之间存在矛盾的原因，结合生产动态资料开展更具针对性的页岩气类型划分标准研究，建立了以游离气为核心参数的新页岩气层类型划分方法及标准，以期有效区分页岩储层含气性，分层次、分阶段优选水平井目标靶区，实现页岩气的效益开发。

1 问题的提出

2009 年，我国开始在四川盆地开展大规模页岩气勘探开发实践，在四川盆地南部龙马溪组龙一1 亚段发现了一套厚度介于30 ～50 m、TOC ＞2%的黑（褐）色页岩气“甜点”段，成为目前川南地区海相页岩气勘探的主要目的层段。该段页岩无论在岩石成分还是沉积特征上都有着较大的差异[10-12]，根据测井响应及岩性特征变化，可将其细划分为6 个测井分层（小层）。以威远地区W202 井为例，具体划分结果如表1、图1 所示。

表1 W202 井测井标志层（小层）划分表

根据岩石矿物成分、TOC、孔隙度、含气量等的实验分析结果（表2），依据《页岩气测井评价技术规范：Q/SY 1847—2015》[9]的划分标准（表3），其中1 号、2 号、5 号、6 号层评价均为Ⅰ类储层；3 号、4 号层多项指标也达到了Ⅰ类储层标准，但TOC ＜3%，划分为Ⅱ类储层（图1）。

然而，近5 年的开发实践表明，威远地区只有5号层为高产层，而其他小层均为低产层，6 个小层的产能与储层划分结果出现了较大偏差。

以2015 年已投产的W202H2 平台为例，该平台6 口水平井分别钻探了6 个不同小层，其中W202H2-1 井、W202H2-6 井钻遇地层主要为1 号层，W202H2-2 井钻遇地层主要为3 号层，W202H2-4 井钻遇地层主要为5 号层，W202H2-3 井由3 号层钻至1 号层，W202H2-5 井则由3 号层钻至5 号层[13]。

6 口井Ⅰ类储层钻遇结果如表4 所示，其中W202H2-1 井、W202H2-6 井Ⅰ类储层钻遇率最高，超过80%，钻遇长度均超过1 000 m；W202H2-3井、W202H2-4 井Ⅰ类储层钻遇率介于60% ～ 71%，钻遇长度介于796 ～1 134 m；W202H2-2 井、W202H2-5 井Ⅰ类储层钻遇率均小于30%，钻遇长度约400 m。据此评价结果，W202H2-1 井、W202H2-6井应为该平台的高产井。但是，测试结果及开采结果与储层划分结果却存在巨大的矛盾。从表4 中可见无论测试日产气量还是3 年累计产气量，W202H2-1井、W202H2-6 井都是低产井，而W202H2-4 井、W202H2-5 井则是该平台的高产井。Ⅰ类储层钻遇长度接近的高产井W202H2-4 井与低产井W202H2-6 井比较，其测试日产气量相差4.5 倍，累计产气量相差约3.5 倍。经研究该平台6 口井工艺改造没有很大差别，产气量差异主要来自于地质因素，这一结论也被后期开发过程中的其他平台（井）所证实。因此，为了更好地支撑页岩气勘探开发，有必要开展更具针对性的页岩气类型划分标准研究。

图1 W202 井页岩岩性变化图

2 游离气核心参数及评价方法

2.1 评价结果矛盾原因

2.1.1 评价指标对比

对比威远地区产能与原储层划分矛盾最大的1号层和5 号层，可以发现5 号层无论是TOC、岩性、物性方面都远优于1 号层，但含气量实验结果却相差不大。

1）TOC：5 号层TOC 介于3.63%～7.02%，平均值为5.30%，1 号层TOC 介于1.99%～5.60%，平均值为3.20%，5 号层平均高于1 号小层2.10%（表2）。

2）脆性矿物含量：元素分析实验结果表明，5 号层脆性矿物含量介于72.1%～85.8%，平均值为77.8%，石英含量介于59.8% ～80.9%，平均值为68.7%；1 号层脆性矿物含量介于49.6%～57.2%，平均值为54.4%，其中石英含量介于26.7%～51.1%，平均值为42.9%（表2）。基于矿物含量，5 号层可命名为硅质页岩，1 号层为含钙、含砂质泥质页岩。

表2 W202 井不同小层实验分析综合统计表

表3 页岩气层划分级别及评价标准表

表4 W202H2 平台原标准Ⅰ类储层与产气量统计表

3）孔隙度及孔隙类型：5 号层物性参数要优于1 号层，5 号层孔隙度介于4.8%～9.6%，平均值为7.4%；1 号层孔隙度介于2.5%～8.4%，平均值为5.7%，孔隙度比5 号层低1.7%。扫描电镜成果显示，1 号层储层无论无机孔还是有机孔均不发育，且孔隙半径较小，有机孔半径介于30 ～60 nm，无机孔半径介于30 ～100 nm（图2-a、b）；5 号层无机孔发育，有机孔相对不发育，有机孔半径介于80 ～280 nm，无机孔半径介于100 ～560 nm，无论有机孔还是无机孔，孔隙半径均大于1 号层（图2-c、d）。

图2 W202 井孔隙结构SEM 扫描电镜照片

4）含气量：解析法含气量检测结果表明，5号层与1 号层之间差异很小。1 号层总含气量介于2.95 ～6.14 m3/t，平均值为4.12 m3/t，其中解吸气量介于0.72 ～0.87 m3/t，平均值为0.76 m3/t，损失气含量介于1.49 ～4.49 m3/t，平均值为2.58 m3/t，残余气含量介于0.67 ～0.69 m3/t，平均值0.68 m3/t；5号层总含气量为4.94 m3/t，其中解吸气量为0.75 m3/t，损失气含量为3.38 m3/t，残余气含量为0.83 m3/t（表2）。5 号层的总含气量为1 号层的1.2 倍。

二者在含气量上的差别不仅与其他指标性参数不相吻合，更与3.5 ～4.5 倍的产气量差异相差甚远。因此，威远地区页岩气储层不能有效区分或高产层无法有效界定之根源在于含气量指标没能发挥其应有作用。

2.1.2 含气量实验测量误差分析

页岩气赋存方式分为3 种：以游离态存储于天然裂缝和孔隙中、以吸附态吸附在有机物质和黏土表面、还有少量气体溶解于干酪根和沥青中[14-15]。 由于溶解气量很小，页岩气含气量大小主要由吸附气量和游离气量决定，吸附气量占总气量的20%～80%[16-18]，同样，游离气量也可达到总含气量的20%～80%。

目前，含气量的确定方法大致分为直接法和间接法两类。

直接法即解吸法，是指通过测定现场钻井岩心或有代表性岩屑的解吸获取实际含气量。间接法则是通过等温吸附实验模拟以及测井解释等方法获取含气量结果。

解吸法测得的页岩气含量等于损失气含量、实测的自然解吸气含量和残余气含量之和[19]。自然解吸气含量是将岩心从取心筒取出装入解吸罐密封，放入地层温度条件的恒温水浴中自然解吸出的含气量。残余气量是终止解吸后仍留在样品中的那部分气体含量。自然解吸结束后，将样品捣碎装入球磨罐密封，在球磨机上进行破碎，测得的含气量为残余气含量。损失气量是取心完成后上提至地表，直至装入解吸罐之前所释放出的气量。

自然解吸气含量和残余气量可以通过实验方法精确获得，而损失气量无法通过实验直接测量，只能通过气体损失时间和实测解吸气量的变化速率进行理论推算[20]。

由于不确定因素很多，不同地区、不同类型页岩气层损失气量完全不同，且很难准确计算。同时损失气量主要是游离气，储层物性越好，游离气含量越高，散失气量则越大。因此，解吸法不能得到准确的游离气含量。

等温吸附法是通过页岩样品的等温吸附实验来模拟样品的吸附过程，从而计算页岩的吸附气含气量，也无法获得准确的游离气含量。

2.2 页岩气含量测井评价方法

相对于实验室测量方法，测井评价方法在表征页岩气含量特别是游离气含量方面具有独特的优势。测井资料是真实地层条件下地质参数的地球物理响应，测井过程中保持了原始地层的温压场，基本没有吸附气的解吸与和游离气的散失，代表了原状地层条件下各种类型页岩气含量的原始状态。

2.2.1 页岩气电阻率测井响应机理

测井解释作为一种间接的评价方法，需要有与之相适应的响应机理作基础。为此，笔者在测井资料评价之前首先开展了机理实验。大量的岩电实验结果表明：①页岩岩石导电与常规储层一样仍遵循孔隙流体导电机理，即随孔隙度增加，电阻率逐渐降低的规律（图3-a），孔隙之中游离气含量变化直接影响电阻率的大小。②孤立的有机质对岩石导电性贡献很小，电阻率测井基本不反映吸附气含量变化。通常情况下，岩石中TOC 高，岩石电阻率应随之增大，但图3-b 中饱和水页岩电阻率与TOC 之间却显示出负相关现象，与一般导电规律相违背。从图3-c 中可知，研究区TOC 与孔隙度之间存在强正相关性，因此，电阻率与TOC 间的假象本质上仍然反映的是孔隙度与电阻率的负相关关系。

图3 电阻率、孔隙度、TOC 关系图

2.2.2 页岩气赋存方式测井判识

基于上述测井响应机理，页岩气赋存方式可以通过饱和水岩石电阻率实验测量与实际测井资料对比获得。

饱和水岩石电阻率是岩石完全不含气状态下的实验测量电阻率值（Roc），代表了地层完全含水情况下的电阻率，基本没有气的影响，而测井得到的电阻率是当前真实地层状态的电阻率，将二者进行比较即可得到含气性信息。如果测井电阻率值与饱和水岩石电阻率相等或接近，代表地层当中基本没有游离气的存在，当测井电阻率高于饱和水岩石电阻率时，表明地层有游离气的存在，且差值与含气饱和度正相关。

表5 展示了W202 井岩电实验与电阻率测井对比结果。其中1 号层真实地层电阻率（Rt）与饱含水状态电阻率（Ro）非常接近，二者比值介于1.2 ～2.6。5 号层真实地层电阻率远大于饱和水状态电阻率，二者比值介于4.2 ～6.4。由此表明1 号层游离气含量较低，页岩气主要以吸附气为主，5 号层游离气含量较高，页岩气以游离气为主。

表5 W202 井岩电实验测量电阻率与测井电阻率对比表

2.2.3 游离气测井定量评价

地层含水饱和度一般采用斯伦贝谢公司修改过的西门度公式计算，即式（1）计算，游离气饱和度即地层含气饱和度（Sg）可以通过公式Sg＝1-Sw转换。

式中Rt表示地层电阻率，Ω·m；Rsh表示纯泥岩电阻率，Ω·m；Rw表示地层水电阻率，Ω·m；Vsh表示泥质含量；evcl 表示泥质指数；Sw表示含水饱和度；a 表示岩性系数；m 表示胶结指数；n 表示饱和度指数；φ 表示孔隙度。

根据测井解释结果（图4），W202 井纵向上游离气饱和度变化明显，其中：5 号、6 号层游离气饱和度为最高值，介于70%～92%，平均值为90%；1号层游离气饱和度呈中高值特征，介于40%～60%，平均值为50%；3 号层游离气饱和度呈中低值特征，介于30%～40%，平均值为38%；2 号、4 号小层游离气饱和度呈低值特征，基本低于10%。

游离气含量可以通过式（2）[19]计算。为了防止温度、压力参数取值产生误差，可利用两小层相对量比较。由于二者在深度上只相差10 m 左右，温压场基本相同，其游离气含量的比值（相对量）实际上由含气饱和度（Sg）、孔隙度（φ）、岩石密度（ρ岩）控制。计算结果表明，5 号层游离气含量为1 号层的3.6 倍。

式中G游离表示游离气含气量，m3/t；m岩为岩石质量，t；p1表示井口压力，MPa；p2表示井下压力，MPa；T1表示地面温度，K；T2表示井下温度，K；ρ岩表示岩石密度，g/cm3。

综上所述，5 号层含气性最佳，不仅含气量为全井段最高，页岩气赋存方式以游离气为主，而且其游离气含量远高于其他层段，这与研究区页岩气产量完全相符合。

图4 W202 井测井评价图

3 以游离气为核心的页岩气层类型划分方案及标准

根据以上对威远地区页岩气特征分析，笔者将岩性、物性、含气性（包括页岩气赋存方式）综合考虑，建立以游离气含量为核心的页岩气类型划分标准，以更加适合实际生产需求。

根据TOC、吸附气含量、脆性矿物含量、孔隙度、游离气含量（为便于使用，游离气含量以测井计算含气饱和度代替），将威远地区龙马溪组页岩地层分为3 大类：游离型、过渡型以及吸附型（表6）。

游离型页岩气层主要指标参数要求岩性为脆性矿物（石英、长石、云母）含量大于80%的硅质页岩，页岩气以游离气为主，游离气饱和度大于50%，对于TOC、吸附气量不做要求，并且测井计算孔隙度大于8%。在此基础上，还可根据游离气饱和度及孔隙度变化将其细分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。

过渡型页岩气层主要指标参数要求岩性为脆性矿物（石英、长石、云母）含量介于50%～80%的含砂质泥质页岩，游离气饱和度介于30%～50%，页岩气类型为游离气与吸附气共存。根据TOC、吸附气含量以及游离气饱和度及孔隙度变化，过渡型页岩气也可以细分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。

表6 页岩气层类型划分标准表

吸附型页岩气层主要指标参数要求岩性为脆性矿物（石英、长石、云母）含量小于50%的泥质页岩，页岩气主要以吸附气为主，游离气饱和度低于30%。根据TOC、吸附气含量变化，吸附页岩气层同样可以细分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，此类页岩气层基本与Q/SY 1847—2015 原标准保持一致。

根据此标准，威远地区W202 井龙一11中下部（5 号层）的脆性矿物高达80%，含气饱和度为90%，测井计算孔隙度大于10%，划分为游离型页岩气层；龙一11上部（4 号层）的脆性矿物小于50%，含气（3 号层）以及龙一14下部（1 号层）脆性矿物大于饱和度小于30%，划分为吸附型页岩气层；龙一1250%，含气饱和度介于40%～50%，TOC ＞2%，划分为过渡性页岩气；龙一13下部（2 号层）脆性矿物小于10%，含气饱和度小于10%，TOC ＞2%，划分为吸附型页岩气层。

游离型页岩气层以游离气为主，在生产过程中初始产气量较高，然后快速递减；过渡型页岩气层以游离气、吸附气共存，初始产气量低，递减速度慢；吸附型页岩气层以吸附气为主，初始产气量低，产气量递减缓慢。

图5 W202H2 平台生产曲线图

W202H2 平台6 口井生产曲线（图5）显示W202H2-4 井、W202H2-5 井具有20×104～30×104m3/d 的初产气量，但开发初期具有很快的递减速率。在不到1 年半的时间内（W202H2-4 井生产515 天，W202H2-5 井生产436 天），其日产气量从开发初期20×104m3快速下降至4×104m3。然而，在此快速递减期内，其阶段累计产气量超过总产气量的75%。根据国外页岩气开发经验，此类页岩气为典型的游离型页岩气层。W202H2-6 井生产曲线表明，该井具有短暂的快速递减期，日产气量在150 天的生产时间内由原来的7×104m3递减到4×104m3，阶段累计产气量占总产气量的32%，贡献率较小，表现出过渡型页岩气特征。而其他井基本上以低产缓慢递减为主，没有快速递减期，为吸附型页岩气层。

需要注意的是，吸附气、游离气是页岩气的两种主要赋存方式，必然同时存在于页岩气层之中，任何页岩气层不可能完全是游离气，也不可能完全是吸附气，只有两种类型页岩气富集程度上的差异。基于游离气为核心的页岩气层类型划分不是将其完全割裂成3 种类型，而是将游离气富集程度作为主要指标进行的分类。

这种分类对于页岩气效益开发具有一定指导意义。游离型页岩气层初产气量高，见效快，是威远页岩气开发的首选目标，随着工艺改造技术不断进步，混合型页岩气层也将是效益开发的可选目标，而对于纯吸附型页岩气层而言，除非工艺改造有革命性突破，否则很难进行效益开发。

4 生产应用及效果

上述页岩气层类型划分标准，在威远地区页岩气开发过程中已得到了广泛应用并取得了很好的结果。

勘探开发初期，威远地区页岩气“甜点”段定义为龙一1 亚段厚度介于30 ～50 m 的页岩段，水平井靶体范围大，单井产气量变化大，2017 年底单井最高日测试产气量30.1×104m3，平均值为16.6×104m3，自2018 年开始，威远页岩气开发重点完全转移到最优的游离型Ⅰ类页岩气层，水平井箱体靶区全部界定在龙一11层的5 号、6 号层之中，当年就取得了显著的成果。

实践证明，威远页岩气水平井段5 号、6 号层钻遇率大于80%的井均获得了高产；2019 年威远地区首获一批测试日产气量大于50×104m3的高产井，并在W202H15-5 井获得威远地区最高日产气量71.22×104m3；2019 年威远地区井均测试产气量较2018 年上半年翻一番，井均估算最终可采储量增加2.1 倍，从根本上确保了威远地区页岩气开发方案的顺利实施。

5 结论

1）根据地区特点，笔者以游离气含量为核心指标建立了新的页岩气层类型划分标准，将页岩气层其划分为游离型、过渡型以及吸附型3 种类型，该标准应用于生产实践中取得了明显实效。

2）页岩气层类型复杂多样，进行精细的页岩气层类型划分，能够有效地区分不同页岩气层类型，从而对不同类型页岩气层进行针对性开发。

3）威远地区龙马溪组页岩气存在着游离型、吸附型以及过渡型等多种气层类型，寻找以游离型为主的优质页岩气储层是获得高产的前提条件。

4）过渡型页岩气层是威远地区另一潜在有利目的层段，它具有厚度大，分布范围广等特点，尽管目前工艺条件下其产量偏低，但随着工艺改造的进步，必将会有新的突破。