碳同位素录井技术在川南威远地区页岩气井甜点评价中的应用

杨 光

(中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)

0 引 言

非常规油气已在很多传统油田得到极大重视，但在其勘探开发过程中，尚面临油气来源不明、成藏机理不清、甜点评价和产能预测缺乏有效分析手段等难题。随着碳同位素录井技术在北美的成功实践，该项服务已经成为国外勘探开发高端录井市场的标配技术。在国内钻探录井服务领域，川南、黔北页岩气区块及渤海湾盆地济阳凹陷、珠江口盆地白云凹陷等致密砂岩领域也相继开展了该项录井技术服务，取得了良好效果。尤其页岩气开发领域，碳同位素录井技术已逐步成为技术服务投标的门槛，该技术有着广阔的市场空间和巨大的应用潜力。

碳以12C、13C、14C三种同位素形式存在，其中12C和13C为稳定同位素，14C为放射性同位素，碳同位素值为采集样品中某一烃类组分的13C与12C的比值，又称为碳同位素丰度(即δ13C，单位1/103)。国际上将PDB(Pee Dee Belemnite)作为标准样品，其同位素组成13C/12C的比值几乎高于自然界中的所有其他样品。而碳同位素值的计算方法是样品的检测值减去标准样品值，再比上标准值。因此甲烷碳同位素检测均会产生一个负的δ13C1值[1]。碳同位素录井技术可以随钻实时检测钻井液气、岩屑罐顶气中甲烷碳同位素(δ13C1)、乙烷碳同位素(δ13C2)和丙烷碳同位素(δ13C3)。该项技术具有现场适用性强、分析速度快、采集数据准等技术优势，通过实时录井能够及时准确地获得大量的连续同位素数据，用以分析非常规油气的演化阶段与富集规律，评价地质甜点，在压裂选层方面提供技术支持[2]。

1 技术原理

碳同位素录井技术是在油气勘探开发现场通过实时连续采集烃类气体碳同位素丰度，完成天然气成因、油气成藏及富集规律、地质甜点判识等地质分析工作的新型录井技术。数据采集为实时、连续测量钻井液气和岩屑罐顶气碳同位素丰度，其数值变化受控于热力学分馏。天然气热成熟度越高，碳同位素丰度越重，早期生成的具有较轻碳同位素组分的烃类产物排出越多，后期作为“残留资源量”的页岩气的碳同位素值就越大。

页岩气藏具有“自源自储”特性，在垂直、水平方向上会存在一些相对独立的含气单元，其天然气赋存受生烃能力、排烃作用和吸附能力共同控制[3]。页岩气组分相对简单(甲烷含量>90%)，川南威远地区采集的四千余点碳同位素数据，大部分只检测到δ13C1，只有个别井或井段采集到δ13C2和δ13C3数据。本文所用数据全部为δ13C1，但从数据应用的角度而言，δ13C1和δ13C2、δ13C3数据有共同的规律和意义[4-5]。

利用碳同位素录井技术评价页岩气井甜点区，主要依据的两个技术指标是页岩含气量多少和保存条件好坏。根据钻井液气δ13C1数据变化纵向上划分含气单元，利用岩屑罐顶气δ13C1分馏特征判断页岩储层天然气保存能力，对页岩气储层进行分类评价。基于碳同位素分馏原理，确定页岩气甜点区评价的两个关键指标：(1)相对含气量，相对于高成本的岩心解吸方法，同位素方法不依赖于岩心，能够更加快速简便地定性判断页岩相对含气量；(2)纳米级孔隙发育程度，页岩中纳米级孔隙相对发育程度与区域页岩气储存条件、微孔压力、游离气比例等密切相关。页岩气井直井段甜点区的判断可以辅助指导水平井选层，水平段甜点区的判断可以为压裂方案制定提供参考。

1.1 钻井液气δ13C1

钻井液气是钻井过程中随钻井液上返到地面的地层天然气，现场按照一定的录井间距进行采集和检测，获取钻井液气δ13C1。由于页岩气储层的原地赋存特征及成藏规律特性，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集，表现为典型的“原地”成藏模式。在页岩气储层中，钻井液气δ13C1存在反转现象(图1)，即在垂向上含气量较高储层δ13C1变轻。δ13C1反转与高成熟度时的二次裂解产气过程相关(热力学分馏产生大量12C)，预示着更多资源量；δ13C1反转也是页岩气超压区的地化标志，反映地层压力较高，天然气富集。理论上认为无论在垂向还是水平方向，每一个钻井液气反转序列代表一个相对独立的含气单元[6-7]。

图1 碳同位素数据类型及对比

1.2 岩屑罐顶气δ13C1

岩屑罐顶气是钻井过程中，随钻井液上返到地面经钻头破碎后地层岩屑用清水浸泡后解吸出来的地层天然气。现场按照一定的录井间距进行采集和检测，获取岩屑罐顶气δ13C1。对于岩屑罐顶气δ13C1的分析，主要的理论依据是碳同位素的分馏原理[8]。甲烷碳同位素分子的质量差异造成其所受到的作用力不同，引起甲烷分子在空间中的差异分布，形成碳同位素分馏。页岩纳米级孔隙中，吸附效应和分子扩散是形成甲烷碳同位素分馏的主要原因。页岩中的有机质对甲烷分子具有强烈的吸附作用，13CH4和12CH4在有机质表面具有竞争吸附效应。另外，页岩纳米孔隙尺寸与分子平均自由程度相当，在孔隙表面存在显著的滑脱效应[9]。录井现场同一样品岩屑罐顶气δ13C1检测分为3个时间点，第1天(24 h)、第3天(72 h)和第7天(168 h)分别进行检测(图1)，不同时间点检测的δ13C1差值如：第7天δ13C1与第1天δ13C1，可以表明碳同位素分馏进程，进而确定纳米级孔隙的发育程度。基于碳同位素分馏效应，岩屑放置时间越长其释放气碳同位素越重，因此岩屑罐顶气δ13C1差值为正值[10]。

1.3 数据对比验证

δ13C1与气测全烃录井、地化录井沉积有机质总有机碳含量(TOC)及岩心含气量解吸数据(岩心解吸气)对比，具有高度吻合性(图1)，验证了δ13C1在页岩气储层预测方面有其重要指示作用。图1中钻井液气δ13C1与岩屑罐顶气δ13C1、岩心解吸气、全烃、TOC呈反向关系，这种现象是热力学分馏作用的结果，表明储层孔隙压力升高，裂解烃含量较多；岩屑罐顶气δ13C1与岩心解吸气、全烃、TOC呈正向关系，反映优质储层原地资源量丰富，保存条件好，并且随时间推移分馏程度增加，储层表现为持续放气。

2 分类评价标准

页岩气地质甜点主要受控于储层含气量和保存条件，简单说就是含气量高且孔隙发育连通性好，即优质页岩气储集层段。结合页岩气储层地质特征，通过钻井液气δ13C1定性判断含气量，通过岩屑罐顶气在不同时间点的δ13C1定量分析储层纳米孔隙发育程度，即从含气量和物性两个方面互相补充分析，实现对水平段甜点的分类评价。开展页岩气井水平段地质甜点分段分类评价，对优选压裂段簇位置、降低页岩气开发成本都有积极作用。

2.1 页岩气储层微观孔隙特征

页岩气储层以微米级和纳米级孔隙为主，孔隙类型及连通程度决定了储层保存条件。孔隙类型主要包括微裂缝、无机质孔隙、有机质孔隙3种[11]。与有机质相关的孔隙主要有沥青球粒孔、铸模孔、组分间隙、层间裂隙(图2)。总体来看，有机质含量较多，沥青质体与自生矿物交互共生，具有甜点层位的微观标志[12]。沥青球粒孔属于原生孔隙，相互之间有一定的连通性，沥青质体在高倍镜下表现为纳米球粒结构，可见纳米级沥青球粒孔(图2a)；铸模孔主要为矿物颗粒掉落形成，连通性较差(图2b)；组分间隙主要是条带状有机质与黏土矿物间隙以及笔石与泥质间形成的组分间隙(图2c)；层间裂隙主要是页岩页理缝，是连接微孔的介质，其延伸一般较短(图2d)。

图2 威远地区龙马溪组页岩气储层孔隙类型(扫描电镜照片)

2.2 页岩气储层甜点评价方法

由于页岩气储层评价参数较多，影响因素复杂，以δ13C1结合岩心浸水实验及孔隙类型特征对储层进行分类(表1)。

表1 川南地区页岩气储层地质甜点评价标准

Ⅰ类储层为高压型储层，主要有两种：(1)疏松高压型，含气量高且基质渗透性好，该类储层资源量较高，对应生产效果初期产量较好；(2)致密高压型，含气量高但基质渗透性不好，具有较高资源量，对应生产效果为产能周期长。Ⅱ类储层为致密低压型，其特征是含气量低且基质渗透性不好，资源一般，对应生产效果为产能周期长但产量低。Ⅲ类储层为疏松低压型，多为裂缝发育区，资源量较少，短期内产量衰竭[13]。

高压类储层为品质好的页岩气地质甜点，因为初始压力高预示更多的原地资源量和良好的生烃条件。据此认为含气量高是评价地质甜点的关键，物性条件是限制储层保存能力的主要因素。

3 技术应用

钻井液气δ13C1垂向变化可进行含气单元划分，同时对优质储层定性判断；岩屑罐顶气δ13C1分馏程度与分馏速度受气体原始赋存压力和纳米运移通道通畅度的控制，可反演甜点储层特征。碳同位素录井技术在川南威远地区应用9口井，共完成甜点评价储层113层，其中Ⅰ类储层65层、Ⅱ类储层37层、Ⅲ类储层11层。与其他录井技术及测井解释结论进行评价对比，结合压裂试气及单井生产数据进行验证，符合率达到89.5%。下面分别举例碳同位素录井技术在直井和水平井两种不同井型中的应用。

3.1 直井优质页岩气储层识别

以川南威远地区Z 27井为例，井深3 640 m之前的龙马溪组龙12亚段，钻井液气δ13C1平均-32.90‰；而当进入龙11亚段后，钻井液气δ13C1大幅变轻，平均-37.20‰，符合高压储层(Ⅰ类储层)特征。龙11亚段岩屑罐顶气δ13C1增加(图3)，同时体现了优质储层特征。从岩屑罐顶气δ13C1特征来看，龙11亚段4个小层岩屑罐顶气δ13C1整体发生不同程度分馏，龙11Ⅰ小层δ13C1差值最大，为3.79‰，分馏程度最强，为最优质储层段(表2)。利用岩屑罐顶气δ13C1差值判断储层持续放气能力，该能力强说明纳米孔隙发育程度高，表征储层保存条件好，可作为水平井优选巷道[14-15]。

表2 威远地区Z 27井龙11亚段δ13C1差值

图3 Z 27井碳同位素录井剖面

3.2 水平井页岩气储层甜点划分

选择Z 204-1H、Z 204-2H两口水平井，利用碳同位素录井技术进行水平段地质甜点分类评价。Z 204-2H井水平段δ13C1较Z 204-1H井整体偏重，分馏强度更大，Ⅰ类储层数量多且厚度大(表3)。

表3 页岩气水平段地质甜点分类评价

Z 204-1H井水平段为3 800～4 800 m，根据岩屑罐

顶气δ13C1差值将储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，岩屑罐顶气第7天δ13C1平均值-29.26‰，大部分区带分馏程度低，天然气受物性条件控制明显(图4a)；Z 204-2H井水平段为3 800～4 800 m，根据岩屑罐顶气δ13C1差值将储层分为Ⅰ类、Ⅱ类，岩屑罐顶气第7天δ13C1平均值-28.08‰，分馏程度较高(图4b)。

Z 204-2H井水平段地质甜点分类，Ⅰ类储层占比58%，较Z 204-1H井甜点层段厚度更大。2021年第一季度，两口井压裂后首次开采，使用10 mm油嘴，井口套压都为10 MPa左右，其中Z 204-1H井累计产气103.8×104m3，Z 204-2H井累计产气940.5×104m3。由此可见，利用碳同位素录井技术进行页岩气井水平段地质甜点划分得到的结果，与气井实际产量关系明显。

4 结 论

(1)钻井液气δ13C1纵向变化与页岩储层天然气富集规律有明显相关性，对于页岩气δ13C1特征的纵向连续刻画是一项有意义的研究工作，不仅能够为区域性页岩气的成因研究提供大量统计数据，还能够根据页岩气纵向上的变化来分析页岩气成藏富集过程，为页岩气地质甜点的寻获提供理论依据。

(2)岩屑罐顶气δ13C1轻重可以评价页岩气储层含气量。分馏明显且岩屑释气量大，反映了页岩气初始赋存压力高、原地资源量丰富、纳米孔隙更发育。通过岩屑罐顶气δ13C1差值来分析页岩气的地质甜点，可以为水平井巷道优选提供技术依据。

(3)碳同位素录井技术应用于页岩气水平井分段分簇压裂方案设计，对产能贡献不大的Ⅲ类储层不实施压裂改造，在不影响产量的情况下，可节约压裂施工成本。深化对页岩气储层天然气化学特征的认识，优化水平井压裂分段分簇技术有很好的理论和现实意义。研究成果对于页岩气的开发具有重要的理论和实际价值。