深层页岩气甜点分类的地质-工程评价指标体系及应用：以四川盆地LZ地区五峰组—龙马溪组为例

张少龙，闫建平，石学文，钟光海，郑马嘉，黄毅，蔡进功，唐洪明，胡钦红，梁强

(1.同济大学 海洋地质国家重点实验室，上海，200092；
2.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都，610500；
3.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学)，四川 成都，610500；
4.中国石油西南油气田分公司 页岩气研究院，四川 成都，610051；
5.中国石油西南油气田分公司，四川 成都，610051；
6.中国石油集团测井有限公司 西南分公司，重庆，400021；
7.德克萨斯大学阿灵顿分校 地球与环境科学系，美国 阿灵顿，76019；
8.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安，710018)

近年来，四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相中浅层页岩气勘探开发已取得较大突破，实现了规模效益开发[1]。随着勘探以及压裂技术的成熟，具有地层压力大、保存条件复杂以及压裂难度大等特点的深层页岩气储层(大于3 500 m)的勘探开发成为了新一轮关注点[2]。川南LZ 区块作为深层页岩气勘探开发的重点区块，已获得多口高产井[3]，勘探开发潜力巨大。但受储层非均质性的影响，不同井产能存在较大差异，造成有利甜点层段划分和区域圈定难度增加。因此，系统总结分析深层页岩气储层地质-工程甜点受控因素，明确核心指标，构建甜点分级分类评价指标体系对于深入理解产能差异以及实现高产区域平面圈定具有重要意义。

目前，国内外学者针对页岩气富集高产主控因素开展了大量研究。BOWKER[4]以Barnett 页岩气田为例，指出页岩气产能主控因素有地质储量、有机质丰度、成熟度、厚度、孔隙度、矿物组分、压力系数以及可压裂性。郭旭升等[5-6]结合中浅层涪陵页岩气田勘探开发地质认识，指出中国南方海相页岩气藏富集高产受控于深水陆棚优质泥页岩的发育程度、保存条件的良好性以及压裂技术和开采工艺的合理性；
何贵松等[7]提出了金佛斜坡常压页岩气富集高产具有“沉积相供烃控储、构造运动控保定富、地应力场控缝控产”的“三元控气”规律；
庞河清等[8]提出川南威荣深层页岩气富集高产体现出“优相控源、适演控位、良存控富”的特点；
曹海涛等[9]认为裂缝发育程度、I 类储层钻遇率和水平段长度等9个指标参数主控深层页岩气井产能。之后，学者们对指标参数的下限值进行了定性或者定量分析并构建了甜点评价指标体系[1,10-17]。如BURNAMAN 等[15]指出美国实现商业化开采的页岩气储层具有w(TOC)＞2.0%、孔隙度下限为4.0%、泊松比小于0.25、压力梯度大于10.5 kPa/m等特征；
梁兴等[16]建立了昭通示范区浅层页岩气甜点选取评价标准，其中I类储层具有w(TOC)＞2.0%、总孔隙度大于4.0%、总含气量大于4.0 cm3/g、压力系数大于1.2、脆性指数大于0.65、封盖条件好、构造变形强度弱以及区域盖层厚度大于50 m 等特征；
文卓等[17]以4 000～4 500 m埋深段水平井产气量8×104m3/d作为约束条件，确定了优质储层钻遇率大于65%、w(TOC)＞3.3%、有效孔隙度超过3.5%、含气量高于3 m3/t、游离气含量比例大于60%、脆性指数不小于0.5 为蜀南地区X区块建厂选区下限值。

整体上，深层页岩气富集高产评价参数与中浅层相似，均需综合考虑地质和工程参数，但是不同学者对于评价参数的选取存在差异；
目前现有的甜点评价指标体系考虑的参数较多，相互关联性复杂；
此外，前人对于分级分类指标的选取并未考虑所选参数测井评价模型建立的可行性，导致建立的指标评价体系不能有效用于井筒剖面，不能进行有利甜点层段划分和平面上高产区域的圈定。鉴于此，本文作者在前人研究基础上，以川南LZ区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为例，综合XRD 全岩衍射、孔隙度和有机地化等实验测试和生产试气结果，明确影响深层页岩气储层产能的8项甜点评价参数并优选出4项核心指标，构建甜点分级分类评价指标体系，开展有利甜点分布区域圈定工作，有效指导了研究区深层页岩气的勘探开发。

LZ 区块位于四川盆地南部，构造上处于川中古隆起南斜坡和川东南拗褶带之间的川南低褶带(图1(a))[18]。从晚奥陶世到早志留系龙马溪期，受构造运动影响，四川盆地沉积基底出现东南高、西北低的特征，导致LZ区块沉积水体加深，成为了陆棚沉积中心且五峰组底界埋深普遍介于4 000～4 500 m 之间[3]。在强还原陆棚相沉积背景下，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育海相页岩，其中龙马溪组一段一亚段(龙一1)可以进一步划分为4个小层(图1(b))[19]。

图1 川南LZ区块构造及地层特征Fig.1 Location of Luzhou block,southern Sichuan Basin,and stratigraphic column characteristic

结合前人工作，考虑影响页岩气富集高产的多种地质和工程参数(表1)[4,6,9,20-23]，从地质和工程相结合的角度提出了川南LZ区块深层页岩气储层8项甜点评价参数：即岩性、厚度、物性、w(TOC)、成熟度、含气量、压力系数以及脆性指数。

表1 页岩气井产能影响指标参数(据文献[4,6,9,20-23])Table 1 Impact indexs of shale gas production capacity

2.1 岩性和脆性

从岩相类型与储层有效性的关系来看，虽然学者们的岩相划分方案存在一定的差异，但无论中浅层还是深层页岩储层，其有利岩相往往具有高硅质、低黏土矿物质量分数特征，如川南威远地区龙马溪组有利岩相为富有机质硅质页岩相、富有机质碳酸盐质-硅质页岩相、富有机质硅质-碳酸盐质页岩相[24]；
四川盆地威东地区龙马溪组有利岩相类型为滞留贫氧深水环境下形成的高炭硅质页岩和中炭硅质页岩[25]；
Appalachian 盆地Marcellus 页岩有利岩相类型为富有机质硅质页岩[26]。

有利岩相硅质质量分数较高的原因可能为：对于海相页岩储层而言，部分硅质成因为生物成因，因此高硅质也代表着高页岩气生产力[27]。此外，页岩储层往往自然状态下无稳定工业产量，需要压裂工艺的支撑以实现高产和稳产。虽然目前基于石英、长石等脆性矿物成分的岩石脆性评价指标没有考虑岩石成岩作用对于岩石脆性的影响[28]，但整体来看，石英等脆性矿物质量分数高也在一定程度上表明储层脆性较好，适宜压裂开发[29]。

对比国内外典型页岩矿物储层矿物组分特征可知[30-38]：研究区中浅层与深层页岩矿物质量分数分布具有相似性，除Marcellus 页岩部分样品具有黏土矿物质量分数较高，灰质质量分数较低的特征外，整体表现为高长英质矿物质量分数、低黏土矿物质量分数特征(基本小于50%)。国外页岩气储层通常碳酸盐矿物质量分数偏高，川南页岩气储层通常长英质的质量分数较高(图2)。

图2 国内外典型页岩气储层矿物特征Fig.2 Ternary diagrams of typical shale reservoir mineralogy at home and abroad

2.2 厚度

页岩有效厚度指分布较稳定且具有商业价值的有利储层厚度，也可理解为有利岩相的厚度，是页岩气规模、效益开发的基础。Marcellus 页岩有效厚度整体上从东北部向西南部降低，产能与页岩厚度关系表明：高产区页岩有效厚度普遍较高，核心区域页岩有效厚度大于30 m，下限约为6 m[39]。研究区深层页岩气井龙一11～3小层总厚度与测试气产量同样存在一定正相关关系，即随着龙一11～3小层厚度增加，深层页岩气测试产量也在增加(图3)。

图3 川南LZ区块深层页岩气测试气产量与龙一小层总厚度关系Fig.3 Relationship between favorable thickness and production of deep shale gas reservoir in LZ area,southern sichuan

2.3 地球化学特征

通常情况下，无论中浅层还是深层页岩气储层，含气量与w(TOC)存在较好的正相关关系(图4(a))，即高w(TOC)保证了页岩气储层的生烃能力，控制了页岩气富集成藏[40]。从国内外典型页岩气储层w(TOC)分析可知，国外海相页岩气储层w(TOC)均值普遍高于国内海相页岩气储层w(TOC)均值。但从另一个角度来看，中浅层页岩气储层与深层页岩气储层w(TOC)主体分布范围并无明显差异(图4(c))，这是因为储层w(TOC)主要受原始沉积环境以及后期生烃演化的影响[2]。

有机质成熟度对于页岩气的生成具有重要的控制作用，从油气生成类型与有机质成熟度关系来看，随着有机质成熟度升高，页岩中赋存的有机质经过解聚、氢再分配以及热裂解等作用完成有机质向油气的转变。但随着有机质成熟度进一步升高，生烃能力变弱，有机质孔减少，影响页岩气产能[22]，前人研究指出，海相I-II1型有机质的Ro＞3.5%时，有机质炭化的可能性会显著增大[41]。整体上，同一区域背景下，w(TOC)相近，有机质的热演化程度控制着页岩储层中烃类的类型及其富集程度，如Appalachian 盆地的Marcellus页岩产气核心区Ro普遍大于1.3。此外，Marcellus页岩的成功勘探也证实了即使处于生干气阶段的页岩气储层仍然具有较好的勘探开发潜力[42]。对比中浅层、深层页岩气储层的Ro可知，深层页岩气储层有机质成熟度整体偏高，产气能力也相对较高(图4(b))。

图4 国内外典型中浅层-深层页岩气储层地化参数特征Fig.4 Characteristics of geochemical parameters of typical shallow-deep shale gas reservoirs at home and abroad

2.4 物性

国内外典型页岩气储层孔隙度分析表明：中浅层页岩孔隙度介于2.53%～10.27%，均值为5.83%，深层页岩孔隙度分布范围为1.46%～7.31%，均值为4.09%，整体上呈现中浅层页岩孔隙度较高的现象(图5(a))。但深层页岩储层中也存在孔隙度较高的现象，主要有以下2个方面原因：

1) 适度成熟度条件下的有机质生烃，形成有机质孔内“高压”，抵御了部分上覆地层的压力，导致有机质孔以大孔径圆孔状的形态保存下来，并且对于无机孔隙的有效保留也产生了积极作用(图5(b))[3,43]；

2) 富含硅质的生物死亡后，体内的结构不稳定生物硅质(蛋白石)矿物相态结构发生转化，生成抗压实作用强的刚性石英颗粒，对孔隙的保存起到了保护作用(图5(c))[44]。

图5 国内外典型中浅层-深层页岩气储层物性特征Fig.5 Physical characteristics of typical shallow-deep shale gas reservoirs at home and abroad

整体上，二者共同作用产生了深层页岩储层也存在相对高孔隙的现象，利于深层页岩气的储集和赋存。

裂缝的发育程度对于页岩气产量的影响可以分为2个方面：

1) 裂缝作为页岩气的运移以及储集通道，在压裂开发过程中能够有效促进人工诱导缝的扩展和延伸，利于游离气的产出以及吸附气的解吸，对于页岩气产量的提高具有积极作用；

2) 裂缝发育程度过高又会导致页岩气的逸散，破坏页岩气藏。

需要指出的是，裂缝是否有利于页岩气的开发需要考虑裂缝发育的类型、程度以及位置等。如本文研究区川南LZ区块单井产量最高的L203井位于向斜斜坡位置，靶体层段主要发育规模较小的水平裂缝，对于页岩气藏的破坏作用较弱，产气量高[45]。而对于渝东南盆缘转换带而言，平桥背斜构造稳定区裂缝规模较小，高角度裂缝主要发育在五峰组和龙马溪组底部，该区页岩气井产量较高，但自西向东随着构造改造作用增强，武隆向斜以及桑柘坪向斜区页岩气产量则相对较低[46]。不同于中浅层页岩地层，深层页岩地层最大主应力为其上覆地层压力，使得裂缝纵向延展性降低，裂缝倾角逐渐减小，且随着页岩埋深增加，其弹性模量降低、泊松比增加，大幅增加了压裂的难度，阻碍了页岩气的高产。此外，研究区深层页岩气井靶体层段裂缝发育特征和其与构造活动强烈带的关系较为密切：距离构造活动强烈带较近，靶体层段可见较为明显的中、高角度构造裂缝，反之则主要发育层理缝。

2.5 含气性

页岩储层高压意味着储层中大量生成的页岩气并未发生过大规模的逃逸或者散失，是页岩气富集的重要指标[10]。页岩储层超压形成的因素较多，并不都意味着页岩气的富集[47]。等温吸附实验表明，深层页岩样品吸附气量随实验测试压力增加而增大，与中浅层页岩认识相一致[48](图6(a))。北美地区多套页岩气藏的勘探结果表明：埋藏深度较浅的Antrim，Ohio，New Albany和Lewis等页岩气藏的压力系数均为1.0，其平均含气量均小于2.5 m3/t，且页岩气初始产量也较低[49]，而埋藏较深、储层压力异常高压的Haynesvile，Barnett，Marcellus和Eagle Ford等页岩气藏，则具有较高的含气量。国内，四川盆地涪陵区块焦石坝地区中浅层页岩气井已测试平均无阻流量与其压力系数也呈正相关关系[50](图6(b))。综合室内实验和生产实践可知：页岩气储层产量与其压力系数关系密切。对于研究区而言，因其埋深大且没有深大断裂的发育，整体上压力系数较高[3]。L203井区实测压力系数均超过2.0，其中Y101井实测压力系数可达2.23，表明了研究区深层页岩气储层的优良保存条件。

图6 页岩含气量与压力关系Fig.6 Relationship between gas content and pressure of shale reservoir

在研究区整体储层压力系数较高的背景下，考虑评价指标测井计算可行性，优选w(TOC)、孔隙度、总含气量以及脆性指数作为川南LZ区块深层页岩气储层甜点分级分类评价指标体系构建的4个核心指标。

综合国内外页岩气储层甜点评价指标下限值，考虑研究区实际勘探开发情况，建立了适用于川南LZ区块深层页岩气储层分级分类评价指标体系(表2)。川南LZ区块4口取芯井岩石物理测试结果表明：岩心测试w(TOC)、岩心测试孔隙度以及岩心测试总含气量三者存在正相关关系，即岩心测试总含气量越高，岩心测试w(TOC)和岩心测试孔隙度也越高，且岩心测试w(TOC)存在较明显的分级分类界限(图7)，因此，确定I 类储层w(TOC)下限值为3.0%。在此基础上，以w(TOC) 2.0%和3.0%作为甜点储层分类分级界限，确定孔隙度界限值为3.0%和5.0%，总含气量界限值为1.5 cm3/g和3.0 cm3/g，脆性指数界限值为0.40和0.55。

图7 川南LZ区块深层页岩气储层核心指标关系Fig.7 Key parameters relationship of deep shale gas reservoir in LZ area,southern Sichuan Basin

表2 川南LZ区块深层页岩气储层甜点分类评价指标体系Table 2 Evaluation indexs system of sweet spot classification for deep shale gas reservoirs in LZ area,southern Sichuan Basin

本文提出的I类储层部分核心指标下限值与杨洪志等[3]分析结果一致。需要指出的是，本文采用KANG 等[29]提出方法求取了岩心脆性指数，将其作为脆性指数测井求取模型建立的数据基础。

受岩心取样以及实验测试的限制，为了实现多井甜点分级分类评价核心指标的测井计算，以关键取芯井有机地球化学、物性、含气性以及矿物组分实验测试数据为基础，在岩心归位的基础上，利用随机森林算法[51]建立了基于常规测井曲线的w(TOC)、孔隙度、总含气量以及脆性指数求取模型，实现了4大核心指标的连续测井剖面求取(图8和图9)。

L205 和G202-h1 井基于随机森林算法的核心指标参数测井求取结果表明：核心指标参数测井计算值与实际岩心测试值接近，模型计算精度高且应用效果好，能够满足有利层段划分、甜点区域圈定的需求(图8和图9)。此外，综合参数计算结果和建立的甜点分级分类评价指标体系，对L205 和G202-h1 井各核心指标参数的分级分类级别进行划分并以含气性评价结果为主，w(TOC)、孔隙度以及脆性评价结果为辅，确定了测井剖面上甜点分级分类级别。L205和G202-h1这2口井综合评价结果与实际试气结果相一致(表3)，证明了本文提出的深层页岩气储层甜点分级分类评价指标体系的有效性和准确性。

表3 L205和G202-h1井甜点层段综合评价结果Table 3 Comprehensive evaluation results of sweet spot sections in wells L205 and G202-h1

图8 L205井核心参数求取及储层甜点分级分类评价Fig.8 Calculation of key parameters and evaluation of sweet spots classification in L205 well

图9 G202-h1井核心参数求取及储层甜点分级分类评价Fig.9 Calculation of key parameters and evaluation of sweet spot classification in G202-h1 well

此外，剖面上甜点分级分类结果还表明：研究区五峰组—龙一1亚段的I 类甜点层段主要分布在五峰组顶部和龙一11～3小层，II 类甜点层段主要分布在龙一小层。对Y101h2-7井4小层II类甜点层段试气后获得10×104m3/d 的产能，说明了龙一小层同样具有较大的深层页岩气勘探开发潜力，是LZ 及其周缘地区今后第2 套水平井靶体优选及开发的“后备”对象。

考虑到页岩厚度也是影响页岩气产量的重要因素，在明确甜点分级分类评价指标有效性以及研究区26 口井核心指标测井精细计算的基础上，统计了每口井五峰组—龙一1亚段各核心评价指标中I类层段厚度占比。在充分吸收前人关于研究区沉积微相平面分布、模式以及细分研究成果的基础上[19,52]，考虑沉积作用对核心指标参数展布的控制作用，分别绘制了w(TOC)、孔隙度、总含气量以及脆性指数I 类厚度占比平面图(图10)。结果表明，I类w(TOC)、总含气量以及脆性指数厚度占比明显高值区域主要分布在G202-h1，L203，L207，L208 井区(图10(a)，(c)，(d))，而I 类孔隙度厚度占比明显高值区域主要分布在H205井区(图10(b))。在此基础上，对各核心评价指标I类厚度占比平面图进行叠加：平面上LZ 区块五峰组—龙一1亚段深层页岩气勘探开发I 类甜点区域主要分布在G202-h1-L203-L207-L208 井区(图10(e))，该井区L203、L207、L208 以及G202-h1 井试气日产气分别为137.9×104，30.6×104，26.6×104以及16.0×104m3/d，整体产能较优；
而位于I 类甜点区域边缘的H205 井试气日产气仅6×104～7×104m3/d，产能较差。

图10 LZ区块五峰组—龙一1亚段深层页岩气核心指标I类厚度占比平面图及叠合区域Fig.10 Distribution of thickness proportion of type I of shale gas key parameters in Wufeng and first sumember of first member of Longmaxi Formation in LZ area and its overlapping area

综合来看，LZ区块I类甜点区域平面预测结果与实际试气结果吻合性较好，建议后期井位部署主要围绕G202-h1，L203，L207 以及L208 井区展开且水平井的走向为西南—东北方向。

1) 川南LZ区块深层页岩气富集主要受控于岩性、厚度、物性、w(TOC)、成熟度、含气量、压力系数以及脆性指数8项参数且深层页岩气储层较中浅层页岩气储层具有w(TOC)和矿物质量分数分布相似，但孔隙度小、成熟度高、压力系数高的特征。

2) 优选w(TOC)、孔隙度、含气量以及脆性指数4个核心指标构建了深层页岩气储层甜点分级分类评价指标体系并将甜点分为3 大类。其中，I 类甜点层段具有w(TOC)＞3%、孔隙度大于5%、总含气量超过3 cm3/g、脆性指数高于0.55 的特征，往往产能较高。

3) 基于甜点分级分类评价指标体系，在叠合4大核心指标参数I 类厚度占比高值区域的基础上，确定了川南LZ 区块深层页岩气储层I 类甜点区域平面上主要分布在G202-h1，L203，L207 以及L208 井区，甜点平面分布区圈定结果与实际生产试气结果吻合性较好。

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