四川盆地东部页岩气水平井裂缝识别方法及应用

彭勇民,董世雄,边瑞康,杜 伟,乔 辉,刘曾勤

1.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 102206;2.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室,北京 102206;3.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室,北京 102206

我国页岩气具有资源量大、开采潜力大的特点,在四川盆地威远—长宁、涪陵、南川区块已实现五峰组—龙马溪组页岩气的商业开采,其中涪陵区块2020年产气74.6亿立方米。页岩裂缝发育导致水平井产量和压裂工艺效果差异很大,页岩层段裂缝的识别,对页岩气开发具有非常重要的意义。

页岩层段的天然裂缝识别方法多样,包括岩心与成像测井识别[1]、测井评价[2]、地震预测3]等。在地质法识别裂缝中,王海方[4]通过岩心观察以及同位素测量,识别出苏北盆地阜宁组不同类型裂缝并划分出不同期次;徐敬领等[5]通过声波时差和电阻率曲线制作裂缝响应图版,结合自然伽马曲线识别的裂缝将图版上的数据点进行初次分离和二次分离,得到裂缝发育段和非发育段的最终响应图版。在测井法识别裂缝中,黄继新等[6]通过成像测井资料,识别出准噶尔盆地二叠系地层中不同类型裂缝以及裂缝参数定量计算;唐晓明等[7]对四川焦石坝水平井进行四分量偶极声波测井处理,通过横波以及波速进行反射体成像获得裂缝发育信息;车世琦[8]通过成像测井的裂缝信息和常规测井信息进行拟合,构建出涪陵页岩气井裂缝定量计算模型,实现页岩裂缝的定量识别;罗利等[9]通过声波时差测井、地层元素测井等计算地层岩石体积压缩系数、岩石理论压缩系数等6个参数,结合具体公式得到裂缝发育指数FI,从而预测页岩裂缝发育段;姚东华等[10]对裂缝敏感测井曲线进行多尺度小波变换,提取出页岩裂缝的评价参数,构建页岩裂缝综合评价,实现陆相页岩裂缝的识别;类似的研究还有赖富强等[11]。在地震预测中,王飞等[12]采用叠后地震资料的相干体、蚂蚁自动追踪等属性分析技术,预测出渝东南地区页岩气储层天然裂缝;董清源等[13]将叠后地震资料进行分频处理,通过不同频率地震子波正演而获得最佳主频数据体,再通过计算获得最大曲率值,识别出裂缝的平面分布特征;陆亚秋等[14]采用曲率表示裂缝发育程度,并将其作为页岩气开发选区的评价指标之一。地震资料在预测大尺度断裂时具有较大优势,但对单井岩心小型裂缝并不能较好的体现。

无论是地质法、测井法还是地震法,裂缝识别主要依赖于测井或地震资料,然而,在页岩油气勘探阶段或开发早期阶段,测井、地震资料少之又少;尤其是当前水平井大多除随井GR测井、且一个平台仅一口井开展测井外,绝大多数井因成本高而不进行测井和取心,这无疑限制或约束了测井、地震方法的应用。本文旨在从地质角度上探讨水平井裂缝的识别,以期为压裂、增产提供依据。

1 取心直井页岩裂缝发育模式

裂缝对页岩气成藏、产量影响明显。裂缝发育有助于页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解吸和总含气量的增加[15]。研究认为储层中裂缝的密度与走向的分散性,或者说开启的、相互垂直的多套天然裂缝能增加页岩气的产量。例如,美国东部Appalachian盆地页岩气富集区带Big Sandy气田泥盆系页岩气高产井多沿北东方向分布,与高角度多组裂缝发育紧密相关[16],裂缝不发育地区往往低产。因此,裂缝识别具有重要的实际意义。

在条件具备的情况下,单个直井裂缝识别可通过岩心和成像测井来实现。通过取心井的岩心观测,川东南川—武隆地区JY5井五峰组—龙马溪组下部的含气页岩段③、④号小层分别可见14条高角度裂缝与10条顺层发育、方解石充填的剪切缝,①小层发现二处18条小型高角度缝网,缝长最大达40 cm(图1a),地层产状变陡(倾角约30°)。JY8井裂缝相对更发育,上部⑦—⑨小层可见6条高角度裂缝,特别是在2 740～2 758 m,高角度缝较为集中;中部④—⑥小层发育7条高角度裂缝,其中深度2 782～2 792 m发育5条高角度裂缝,缝长大于0.3 m;下部①—③小层高角度裂缝主要发育在①小层;另外,在临湘组瘤状灰岩中也可见1条大型高角度裂缝,缝长达80 cm。SY3井地层倾角变化大,在③小层处钻遇断层,导致①—③小层重复和断层派生的大量裂缝发育;从岩心上来看,⑥—⑨小层可见高角度裂缝93条,主要分布在2 669～2 689 m之间,裂缝开度小且密集(图1b)。从SY3井成像测井(FMI)来看,⑦小层发育大量高阻缝和高导缝(图1c),⑥小层底部裂缝相对较少,①—⑤小层以及重复的①—③小层裂缝大量发育,下部①—③小层在岩心上观测到超过100条的高角度裂缝,呈缝网状,集中出现在2 967～2 980 m和2 987～2 991 m井段。

图1 四川盆地东部南川—武隆地区不同钻井五峰组—龙马溪组下部岩心裂缝观察与成像测井裂缝特征

根据岩心裂缝发育与全烃、TOC纵向上的变化,从地质上建立起页岩裂缝识别模式,按照裂缝发育部位可分为下部发育型(即①—⑤小层)、中部发育型和上部发育型(图2)。值得一提的是,几口钻井在100 m厚的含气页岩层段的工程参数如泥浆密度(1.35～1.55 g/cm3)基本无差别,钻时(50～16 min/m)与黏度(50～80 mPa·s)有所差别,但同一口井则相差无几。并且,通过全烃的均一化处理,消除了上述差异影响,这意味着全烃的异常主要是由于TOC、天然裂缝等地质因素造成的。

图2 四川盆地东部南川—武隆地区不同钻井五峰组—龙马溪组下部页岩裂缝发育模式

JY5井属于下部发育型,具有高值的TOC页岩段(图2a)。在下部页岩段中,TOC值高且相对稳定,变化小;而气测全烃突变增高的尖峰分别出现在①小层、③小层下部、③小层顶与④小层底之间,其他层段比较光滑,这是由裂缝发育造成的。JY5井⑧—⑨小层TOC平均为1.33%,与低值的TOC对应的全烃值平均为0.09%,全烃无明显异常,因此该段裂缝不发育;⑤—⑥小层TOC平均2.0%,分布平稳,全烃值在0.06%～2.32%之间波动,且全烃随着TOC的增高而增高,呈正相关关系,因此⑤—⑥小层无全烃异常,也无裂缝发育;④小层底部TOC平均为2.7%,全烃出现较为明显的突变增高,此处判断为裂缝发育段;另外,在①—②小层中,TOC平均值为3.4%,全烃值由1.56%突然增高至13.01%,表现出全烃异常高值,因此①—②小层判断为裂缝发育段。上述裂缝发育处与岩心观察的地层变陡、顺层剪切缝(相当于中角度裂缝)相吻合。

JY8井属于中部发育型,具有中等值的TOC页岩段(图2b)。在中部页岩段中,⑥—⑦小层的TOC值平稳变化、无异常;但从全烃数据来看,JY8井在④小层顶部—⑦小层的全烃响应呈现出突变增高的尖峰特点,这些尖峰处反映了高角度裂缝发育段,对应岩心观察的裂缝发育部位。值得一提的是,JY8井在临湘组瘤状灰岩中的全烃值也呈现出异常峰值,对应着裂缝发育段,这与岩心观察的高角度裂缝发育情况相符合。一般来说,灰岩是不生烃的,这么高的全烃值应来自于上覆的①小层等,正是裂缝沟通了上覆地层而导致页岩气向下运移至灰岩之中。

SY3井属于上部发育型,具有低值的TOC页岩段(图2c)。SY3井①—⑨小层气测全烃波动较为明显,因此整体而言,SY3井裂缝比JY5井更为发育。在SY3井上部页岩段中,⑧—⑨小层的TOC值最低且平稳变化,不过,上部⑧—⑨小层的全烃值最高,并具有异常高的尖峰;⑨小层顶部TOC平均为0.6%,全烃值呈现一定的波动,从0.86%突然增加至8.32%,呈尖峰,为岩心裂缝发育段;⑨小层底部以及⑧小层顶部TOC平均为0.83%,全烃值在0.83%～4.79%之间无异常波动,因此裂缝相对不发育;⑧小层底部以及⑥—⑦小层平均TOC为0.93%,而全烃值呈现出异常陡增、尖峰,由1.21%突然增加至11.28%,为裂缝发育段。当然,④—⑦小层也出现异常高的全烃值与尖峰,这与该井岩心、成像测井所观察或识别的裂缝整体非常发育相吻合。③—④小层TOC平均为1.99%,TOC由上至下略微增加,而全烃值由2.03%增加至21.63%,全烃值明显异常,因此③—④小层为裂缝发育段;重复的①—③小层中,①—②小层全烃值从2.41%增加至8.43%,明显增加,这些均是岩心裂缝发育段。

综上所述,岩心高角度裂缝的发育与全烃异常高值、尖峰较为吻合,页岩裂缝发育段对应气测全烃异常高值。这是由于页岩中高角度裂缝的存在,沟通疏导了附近页岩层段的页岩气,导致页岩气垂向运移而发生窜层的现象,页岩气运移的距离取决于裂缝的长度。

2 无取心直井页岩裂缝定性识别

在我国大多数钻井尤其是页岩气水平井没有取心、成像测井,但是,只要钻井必定有气测录井资料,气测全烃是现场录井必须录取的客观数据之一。气测录井比高成本的井壁取心、普通测井、成像测井、三维地震等资料容易获取,这为无取心直井尤其是水平井的裂缝识别提供了必要条件。

在无取心、成像测井情况下,可结合裂缝发育模式,根据气测信息可定性、有效地识别直井页岩裂缝发育层段(图3),这比常规油气中的岩心观察—同位素测量法[4]、声波时差—电阻率图版法[5]要简单、快速,成本更低;也比测井小型仪器更省钱。例如,横波远探测对常规储层中的裂缝探测十分有效,且常用滑移界面理论来表征裂缝的影响[17];页岩储层裂缝的存在使得深浅侧向测井曲线存在差异,深侧向明显大于浅侧向,由此确定高角度或近垂直裂缝[18]。

图3 四川盆地东部南川—武隆地区不同钻井五峰组—龙马溪组下部页岩裂缝定性识别

JY10-10井属于上部、下部发育裂缝型(图3a)。⑨小层顶部在2 627～2 635 m井段的全烃平均为3.14%,出现明显异常与尖峰,与其对应的测井TOC平均为0.9%,即全烃含量异常高但测井TOC低,这说明⑨小层顶部裂缝发育。不过,⑨小层中部和底部与其对应的全烃无明显异常。③—⑧小层的全烃值在0.31%～5.82%之间波动,平均值3.25%,与其对应的测井TOC平均1.98%;其中,在2 675、2 690、2 747 m三处的全烃有异常变化与尖峰,指示存在裂缝。①—②小层的全烃值从2.33%增加至13.56%,存在突变、尖峰,但测井TOC平均值为3.63%,且变化平稳,判断该段为裂缝发育段。

PY1井属于下部发育裂缝型(图3b)。⑤—⑨小层的气测全烃波动不太明显,整体而言测井TOC变幅与对应的全烃值变化幅度协调一致,TOC平均为1.65%,与其对应的全烃值为2.15%,这说明裂缝欠发育。①—④小层的测井TOC平均为3.11%,变化较为平稳且测井TOC曲线较光滑,全烃值在0.16%～22.56%之间,波动非常大,存在突变、尖峰等,因此判断①、③、④小层发育裂缝段。

因此,在气测全烃异常增高、尖峰,而TOC高且变化幅度不大或较低的层段,可圈定为裂缝发育段。这是由于裂缝一方面连通临近地层,使得页岩气发生窜层;另一方面裂缝也可作为页岩气富集场所。因此,当钻遇裂缝,特别是高角度裂缝之后,气测会呈现出与TOC不匹配的高异常现象。

3 水平井裂缝定量识别

在直井裂缝识别的基础上,水平井裂缝定量识别可通过以下步骤实现。

首先,由于各井的全烃百分比差别较大,在合并分析不同井位全烃数据之前,需要将各井的全烃数据按下列公式归一化:

其次,根据图2等多口井的取心井资料,统计出异常全烃值、TOC值以及深度、岩性等信息,并通过钻井的深度,统计全烃异常值与对应同一深度的TOC值(如表1所示)。例如,某A井在2 779.6～2 782.4 m深度的岩性为粉砂质页岩,TOC含量较低且分别为1.06%和1.63%,对应的气测全烃分别为4.99%和5.33%;结合这些钻井的岩心与成像测井资料,从定性角度判断2779.6～2782.4m为裂缝发育段。类似地,分别统计某B井井深2074.2m、井段2 753.1～2 769.8 m裂缝的全烃值、TOC值,进而获得多口井的大量全烃值对应的TOC值数据。同时,对表1所有钻井的全烃进行归一化。

表1 四川盆地东部南川—武隆地区多口井五峰组—龙马溪组下部异常全烃值与岩心TOC含量统计示意

最后,将归一化的全烃数据和TOC绘制成散点图(图4),建立裂缝识别模型。在图4中,随着TOC的逐渐增高,正常的归一化全烃数据集中在0.4以下,这也表明4口井的全烃值不超过最大值的30%即为正常值。但是,超过0.4则为异常值,圈定为裂缝发育段。如图4中的黑色虚线,即归一化全烃值大于等于0.4、ω(TOC)≥0.5%所限定的中上和右上部的范围或区域,反映了突然、尖峰段的异常高全烃值与正常而平滑段的全烃值发生了中断。因此,将0.4作为归一化全烃的异常值分界线,作为判断裂缝发育的界线。以此为标准,将JY5井归一化全烃值还原为对应的气测全烃值为3.96%、JY8井全烃值为5.72%、SY1井全烃值为3.97%、SY3井全烃值为6.8%,并定量判断不同钻井裂缝发育部位,发现JY5井、JY8井等井采用定量识别方法获得的裂缝发育段与岩心或成像测井观察的裂缝吻合得相当好,这说明该定量方法的可靠性。

图4 四川盆地东部南川—武隆地区多口钻井五峰组—龙马溪组下部页岩TOC与全烃散点图或图版

图5由图版法所识别出的裂缝段主要见到12处井段,深度分别为3352.30～3354.77、3361.82～3 368.88、3 375.23～3 381.58、3 392.87～3 410.86、3 412.98～3 417.21、3 422.50～3 427.44、3 430.97～3 438.02、3 439.79～3 442.96、3 444.36～3 446.83、3 450.37～3 454.96、3 462.01～3 464.13、3 470.13～3 472.24 m,这些裂缝段与岩心观察到的顺层剪切裂缝与高角度裂缝是相互吻合的。尤其在第⑨小层中部、⑧小层底部、⑦小层底部的裂缝段,导致全烃值出现大段的异常高、尖峰等突增现象与对应的低值TOC(0.8%～1.66%,而①～③小层的高值TOC为2.70%～7.06%),形成“高与低”的明显不匹配,这三个部位裂缝最为发育。因此,基于气测信息与TOC的关系图版法,开展定量识别裂缝是有效而可行的。

图5 四川盆地东部南川—武隆地区SY1井定量识别五峰组—龙马溪组下部页岩裂缝柱状图

4 方法的推广应用

由于页岩气水平井基本上未开展岩心、成像测井工作,因此,上述方法可发挥重要作用。该方法也可应用到常压区、超压区的水平井之中。由图6可见,识别出LY1HF井钻遇的高角度缝占比多(15.9%)、返排率高(19.22%)、试气产量低(5.7×104m3/d),这与LY1HF井产气剖面吻合比较好。同时,识别出JY194-3HF井钻遇的高角度缝占比少(10.8%)、返排率低(2.36%),压裂效果好,试气产量高(32.8×104m3/d)。

图6 四川盆地东部南川—武隆地区水平井五峰组—龙马溪组下部页岩裂缝识别

因此,从地质—工程一体化角度,重视裂缝关键地质因素,以天然裂缝约束压裂设计;建议压裂时尽量避开高角度缝发育段,或者增加压裂段长、减少射孔族数等工艺。

5 结论

(1)本文所述方法基于气测信息或气测数据,可快速、低成本、定性地识别出水平井裂缝发育层段。

(2)在裂缝发育段中会出现全烃值突增的现象,利用TOC—归一化全烃的图版法能定量识别裂缝段,圈定的区域作为无取心、无成像测井资料的直井与水平井的裂缝发育段。

(3)基于识别出的天然裂缝段,水平井可提前避开或注意这些密集发育的大型或巨型裂缝,从而提高单井产量。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

董世雄参与图表制作和资料收集;彭勇民、边瑞康、杜伟、乔辉、刘曾勤参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

DONG Shixiong participated in chart preparation and data acquisition. PENG Yongmin, BIAN Ruikang, DU Wei, QIAO Hui, and LIU Zengqin participated in the writing and revision of the paper. All authors have read and agree to the submission of the final manuscript.