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
2. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, 610500, China;
3. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation(Southwest Petroleum University), Chengdu, Sichuan, 610500, China
页岩气是指赋存于页岩及其夹层中、以吸附和游离状态为主要存在方式的烃类气体[1-4]。由于页岩气储层具有特低孔低渗、非均质性强等特点[5-6]，造成了测录井评价结果与实际页岩气储层产气性有差异。金之钧等人[7]研究了川东南地区五峰组—龙马溪组页岩气富集与高产控制因素，指出页岩气具有“五性一体”双甜点特征；郭彤楼等人[8]对焦石坝地区页岩气富集高产模式进行了研究；梁兴等人[9]进行了中国南方复杂山地页岩气选区评价指标体系研究，提出了页岩气评价十大指标；徐兵祥等人[10]根据储层含气量、页岩气渗流机理和储层压裂改造特征等建立了产量预测模型。综上所述，国内外学者在页岩气高产富集模式、评价指标和产能预测等方面进行了深入的研究，对页岩储层自身品质认识较深，但对影响页岩气产气性地质条件的分析较少，且缺少评价页岩气储层产气性的方法，因此有必要建立基于页岩气储层自身品质和其他地质因素影响的页岩气储层产气性评价方法。
笔者以测录井资料为基础，通过研究测试结果与试验数据，分析了页岩气储层的测录井参数和其他地质因素对页岩气储层产气性的影响，优选评价参数，建立了以评价参数赋分标准为约束的页岩气储层产气性评价方法，并对涪陵地区页岩气储层的产气性进行了评价。
1 评价思路涪陵页岩气田所处构造隶属于川东褶皱带，位于万县复向斜南部与方斗山背斜带西侧的交汇区域[11]。研究区在晚奥陶世五峰组—早志留世龙马溪组时期主要为浅海陆棚沉积，先后沉积了2套比较稳定的、富有机质的页岩。
深入分析涪陵焦石坝地区40余口页岩气井产气剖面认为, 同一构造上页岩气储层的产气性具有一定规律，主要表现为受储层自身品质和地质条件的双重控制。为此，结合前人对页岩气产气评价参数的研究成果[12]，优选出产气性评价参数，建立产气性评价参数赋分标准，运用灰度关联理论确定各参数权重。将影响页岩气储层产气性的测录井评价参数归为页岩气储层评价指数LEI类，将影响页岩气储层产气性的其他地质因素归为页岩气产气影响因子GPF类，分别计算页岩气产气影响因子GPF和页岩气储层评价指数LEI分值，建立评价图版，进行各层段产气性评价。
2 评价方法结合页岩气储层甜点评价的研究成果[13-15]和页岩气储层产气测试分析结果，优选出涪陵页岩气储层产气性评价参数，并将其分为页岩气储层评价参数和页岩气产气影响评价参数2类。
2.1 页岩气储层评价参数在常规油气藏储层评价参数密度、补偿中子、孔隙度及泥质含量的基础上，引入了总有机碳含量和生物成因硅质含量作为页岩气储层评价参数。
密度反映地层总孔隙度的大小，由于有机质密度较小，密度反映明显。补偿中子反映地层含氢量，因此对含气页岩储层具有较强的敏感性。泥质含量影响页岩气储层的储集特性，同时影响测井各项解释参数；孔隙度主要反映页岩储层孔隙的大小，同时间接反映储层的孔隙特征和渗透能力。总有机碳含量作为有机质丰度评价的重要指标，能够衡量烃源岩的生烃强度和生烃量，是评价页岩气储层的关键参数。生物成因硅质含量与页岩微观孔隙和页岩气产量存在着较好的相关性，生物成因硅质对硅质页岩的形成有明显贡献, 而且生物来源硅对硅质页岩孔隙的发育和岩石的压裂性质有重要影响，由于存在这样的耦合关系，生物成因硅质含量成为页岩气储层评价的一个重要参数。因此，选取密度、中子、孔隙度、泥质含量、总有机碳含量及生物成因硅质含量作为页岩气储层评价参数。
2.2 页岩气产气影响评价参数研究发现，页岩气储层产气性影响因素主要包括页岩气储层岩性非均质性、烃对比系数、地层压力系数、储层埋深和脆性指数。
2.2.1 储层岩性非均质性储层非均质性主要包括岩性和物性2个方面，研究发现, 储层岩性非均质性对页岩气储层产气性的影响主要表现为页岩储层的纵向非均质性越强，储层的压裂改造效果越差，影响页岩气纵向渗流。因此，引入能反映储层岩性变化的去铀自然伽马的标准差作为储层岩性非均质性系数，表示页岩气储层每段去铀自然伽马偏离均值的程度，评价储层岩性的非均质性。其计算公式为：
|
(1) |
式中：σKTh为去铀自然伽马的标准差，API；N为自由度；q(KTh)i为第i个去铀自然伽马值，API；q(KTh)a为去铀自然伽马值的算术数平均值，API。
2.2.2 烃对比系数烃对比系数为目的层全烃或甲烷异常显示值与非目的层段基值的比[16]，能准确反映地层含烃量的变化，同时间接反映储层压力的高低。
2.2.3 地层压力系数页岩气井单井产能与地层压力系数存在明显的强正相关关系[17](见图 1)，同时地层压力系数在一定程度上能够反映页岩气的保存条件，压力系数越高，储层保存页岩气的条件越好。储层压力系数越高，越有利于储层微裂缝发育，也越有利于储层压裂改造。
|
| 图 1 地层压力系数与无阻流量的关系 Fig.1 Relationship between formation pressure coefficient and open flow capacity |
页岩储层埋藏深度(简称埋深)与储层评价参数有着密切的关系，直接影响页岩气的聚集和生产。埋深增加，上覆岩层压力增大，页岩裂隙闭合，渗透率降低，产气量降低[18]。
2.2.5 脆性指数实践表明，页岩储层的脆性指数对储层压裂改造至关重要。当其他条件相同、脆性指数不同时，人工裂缝形态不同，可见脆性指数直接影响储层压裂改造的效果，间接影响储层的产气性(见图 2)。
|
| 图 2 脆性矿物含量与产气贡献率的关系 Fig.2 Relationship between the content of brittle minerals and gas production contribution rate |
脆性指数计算公式为：
|
(2) |
式中：Ibr为储层脆性指数；VSi为储层长英质矿物含量；VC为储层碳酸盐岩矿物含量；VTh为储层黏土矿物含量。
2.3 建立页岩气储层产气性评价赋分标准根据研究区内页岩气储层划分标准，将页岩气产气影响因子GPF和页岩气储层评价指数LEI按照0~1的范围等分为4个赋分区间。将影响页岩气产气的参数和页岩气储层评价参数与分段产气剖测试结果相结合进行数理统计后，确定了页岩气产气影响因子和页岩气储层评价指数的赋分标准(见表 1和表 2)。
| 分值区间 | 岩性非均质性系数 | 烃对比系数，% | 地层压力系数 | 储层埋深/m | 脆性指数，% |
| (1.00~0.75] | ≤8 | ≥10 | ≥1.5 | ≤2 800 | ≥60 |
| (0.75~0.50] | (8~15] | (10~5] | (1.5~1.2] | (2 800~3 500] | (60~40] |
| (0.50~0.25] | (15~30] | (5~3] | (1.2~1.0] | (3 500~4 500] | (40~30] |
| (0.25~0) | ＞30 | ＜3 | ＜1.0 | ＞4 500 | ＜30 |
| 分值区间 | 密度/(g·cm-3) | 总有机碳含量，% | 孔隙度，% | 补偿中子，% | 泥质含量，% | 生物成因硅质含量，% |
| (1.00~0.75] | ≤2.50 | ≥4 | ≥5 | ≤12 | ≤40 | ≥30 |
| (0.75~0.5] | (2.50~2.60] | (4~2] | (5.0~3.5] | (12~15] | (40~45] | (30~15] |
| (0.50~0.25] | (2.60~2.68] | (2~1] | (3.5~2.5] | (15~18] | (45~50] | (15~5] |
| (0.25~0) | ＞2.68 | ＜1 | ＜2.5 | ＞18 | ＞50 | ＜5 |
页岩气产气影响因子GPF分值是根据储层产气性评价参数赋分标准，分别对岩性非均质性系数、烃对比系数、地层压力系数、储层埋深和脆性指数赋以分值，然后将各参数分值乘以权重后求和，得到产气影响因子GPF分值。
页岩气储层评价指数LEI分值是根据储层产气性评价参数赋分标准，分别赋以密度、总有机碳含量、孔隙度、补偿中子、泥质含量和生物成因硅质含量分值，然后将各参数分值乘以权重后求和，得到页岩气储层评价指数LEI分值。
参数对应权重计算方法是采用灰色关联度[19]对各个参数进行科学赋值，从而确定参数权重。具体计算方法为：
1) 确定所有m个评价层段组和所有n个评价参数，组成一个m×n的关联矩阵E。
2) 对原始数据矩阵进行初值化变换或进行均值化变换。确定每列中最大序列值为1，其他序列值与最大序列值相除变为小于1的数值；然后将极性不一致的数据转化为极性一致的数据，再计算评价对象下的比较序列与参考序列之间的差序列及其极值。各因素的关联度计算公式为：
|
(3) |
式中：rj为第j个参数的关联度；m为评价层段数；kmin为两极最小差；kmax为两极最大差；Δk为绝对差。
3) 对关联度进行归一化处理，得权重集A={a1, a2, …, an}。其中aj的计算公式为：
|
(4) |
式中：ai为第j个参数的权重。
根据涪陵页岩气田实际获得的页岩气地质数据，选取6段页岩气层段，获取相关参数(见表 3和表 4)。按照上述方法求得页岩气产气影响因子GPF的评价参数岩性非均质性系数、烃对比系数、地层压力系数、储层埋深和脆性指数的权重依次为0.172，0.212，0.212，0.198和0.206；页岩气储层评价指数LEI的评价参数密度、总有机碳含量、孔隙度、补偿中子、泥质含量和生物成因硅质含量的权重依次为0.165，0.164，0.174，0.164，0.169和0.164。
| 层段 | 产气量/(m3·d-1) | 岩性非均质性系数 | 烃对比系数，% | 地层压力系数 | 储层埋深/m | 脆性指数，% |
| 1 | 34 900 | 6.2 | 8.0 | 1.55 | 2 420.00 | 75.0 |
| 2 | 59 800 | 9.2 | 14.5 | 1.45 | 2 550.00 | 60.2 |
| 3 | 3 309 | 20.5 | 5.6 | 1.22 | 2 850.00 | 69.1 |
| 4 | 16 687 | 14.3 | 18.8 | 1.42 | 2 630.00 | 70.4 |
| 5 | 146 355 | 7.4 | 14.8 | 1.45 | 2 468.00 | 66.3 |
| 6 | 1 042 | 20.7 | 8.5 | 1.35 | 4 005.00 | 69.8 |
| 层段 | 产气量/(m3·d-1) | 补偿中子，% | 密度/(g·cm-3) | 泥质含量，% | 生物成因硅质含量，% | 总有机碳含量，% |
| 1 | 34 900 | 14.7 | 2.60 | 30.0 | 33.4 | 3.2 |
| 2 | 59 800 | 10.9 | 2.54 | 41.8 | 45.7 | 4.0 |
| 3 | 3 309 | 15.4 | 2.60 | 32.1 | 32.5 | 3.2 |
| 4 | 16 687 | 11.6 | 2.57 | 31.5 | 60.6 | 4.8 |
| 5 | 146 355 | 10.5 | 2.46 | 35.7 | 59.3 | 5.2 |
| 6 | 1 042 | 14.8 | 2.59 | 31.2 | 35.4 | 3.5 |
根据涪陵地区页岩气储层评价分类赋分标准，将页岩气储层产气性类别划分为4个类别区间：Ⅰ类为优质页岩气储层，区间值为GPF、LEI分值均大于等于0.75，该类层段压裂试气有望获得相对较高的工业气流；Ⅱ类为中等页岩气储层，区间值为GPF、LEI分值均大于等于0.50、且小于0.75，该类层段压裂试气有望获得中等产量；Ⅲ类为低等页岩气储层，区间值为GPF、LEI分值均大于等于0.25、且小于0.50，该类层段压裂试气能够获得低产量；Ⅳ类为非有效页岩气储层，区间值为GPF、LEI分值均小于等于0.25，该类层段基本无产能。按照上述原则绘制得到GPF-LEI评价图版(见图 3)。图中，红色圆点表示Ⅰ类产气层段；黄色三角形点表示较好的Ⅱ类产气层段，紫色的三角形点表示中等的Ⅱ类产气层段，绿色三角形点表示较差的Ⅱ类产气层段；黑色菱形点为Ⅲ类产气层段。
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| 图 3 页岩气储层产气性评价图版 Fig.3 Segmental gas production evaluation of shale gas reservoir |
采用上述页岩气储层产气性评价方法对涪陵页岩气焦石坝地区73段页岩气层段进行产气性评价，将评价结果与产气剖面试气成果进行对比分析，分析结果表明，页岩气储层产气性评价类别越好，无阻流量越高。
产气剖面统计结果表明，Ⅰ类产气层段无阻流量为(2.52~6.09)×104 m3/d，平均3.51×104 m3/d，产气量高且较稳定；Ⅱ类产气层段无阻流量为(0.21~3.55)×104 m3/d，平均1.06×104m3/d，产气量分布范围大且波动频繁；Ⅲ类产气层段无阻流量在(0~0.25)×104 m3/d，平均0.21×104m3/d，产气量低且基本稳定(见图 4)。
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| 图 4 产气性评价类别与无阻流量区间分布统计结果 Fig.4 The interval distribution statistics for gas production property categories and open flow capacity |
A井是涪陵页岩气田二期产能建设区平桥区块部署的一口生产井，水平段在龙马溪组—五峰组页岩储层穿行1 523.00 m。该井水平段评价参数特征为:密度2.53~2.72 g/cm3，总有机碳含量2.21%~4.61%，孔隙度2.5%~5.5%，补偿中子10.1%~19.7%，泥质含量7.6%~31.7%，生物成因硅质含量10.5%~81.3%，岩性非均质性系数7.9~21.9，烃对比系数3.2~16.2，地层压力系数1.40~1.45，储层埋深2 797.40~2 999.60 m，脆性指数66.2%~91.8%。该井分18段压裂，按照该方法评价各段的产气性(见图 5)。其中，1个层段的产气性评价为Ⅰ类，16个层段的产气性评价为Ⅱ类，1个层段的产气性评价为Ⅲ类。按照产气平均无阻流量，预测该井试气测试无阻流量为21.47×104m3/d，单井测试无阻流量18.59×104m3/d，相对误差为15.5%，该井页岩气储层产气性评价结果与测试无阻流量基本吻合，达到了评价效果。
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| 图 5 涪陵页岩气田A井储层产气性评价结果 Fig.5 Segmental gas production property evaluation results of pay zone of Well A in Fuling Shale Gas Field |
1) 综合考虑页岩气储层自身物性与其他地质因素，通过优选评价参数和确定评价标准，建立了一种页岩气储层产气性评价方法。
2) 采用GPF-LEI综合评价涪陵页岩气储层的产气性时，首先优选页岩气产气影响因子GPF、页岩气储层评价指数LEI具体参数并建立赋分标准，然后利用交汇图版法评价页岩气储层的产气性。
3) 以往研究主要针对地质条件相对稳定的涪陵页岩气区，随着涪陵页岩气勘探开发区域不断扩展，储层评价结果与产气性具有差异的层段越来越多，需要对地质与工程条件更加复杂区域相关问题进行深入研究。
4) 建议进一步开展与页岩气储层产气性相关的压裂工程参数拓展研究。
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