四川盆地东南缘林滩场地区上奥陶统五峰组-龙马溪组页岩气储层甜点预测

自2009年以来，中国在四川盆地下寒武统、上寒武统—下志留统、下二叠统和上二叠统取得了海相页岩气勘探开发的重大突破［1-7］，先后发现涪陵、长宁、威远和威荣等大中型非常规页岩气田［8］，提交页岩气探明储量超2 × 1012 m3，实现了该套页岩气规模效益开发［9-11］。目前，四川盆地页岩气勘探开发逐渐从盆内向盆缘（外），高压向常压方向发展，四川盆地东南缘（川东南）林滩场地区自中新生代以来共经历5次构造运动［12］，多表现为断裂发育、地应力复杂、页岩储层埋藏差异大、压力系数低［13-19］。林1井揭示川东南地区存在牛蹄塘组、五峰组-龙马溪组两套区域性烃源岩，且在灯影组、清虚洞组以及石牛栏组中发育有古油藏［20］。2017年实钻林页1井取得了较好的油气显示，预示该区有望成为新的增储、上产阵地。因此，为进一步落实该区有利勘探目标，川东南盆缘复杂构造区页岩储层甜点预测成为目前页岩气勘探开发的突破点之一。

甜点的地震预测手段主要包括地震反演、地震属性预测、数值模拟分析与AVO等［21-22］。总有机碳（TOC）含量、储层厚度、孔隙度、渗透率和含油饱和度等评价参数可以对地质甜点进行定量预测［23-25］。TOC含量与密度测井曲线有很好的线性相关性，可以利用叠前反演技术预测密度再转换为TOC含量；利用杨氏模量和泊松比或OVT域叠前地震资料均可以进行储层脆性预测［26］；叠后地震预测技术可以通过相干、曲率、倾角和蚂蚁追踪等对裂缝进行定量预测［27-33］；通常根据岩石物理和测井分析数据，利用神经网络技术和回归分析等算法建立含气量（GAS）与TOC含量的关系式计算GAS［34］。现今国内大多使用地震反演技术对页岩储层甜点区进行有效预测，应用叠前资料，也可反演具有岩性区分识别能力的砂泥岩纵波速度和横波速度的乘积敏感属性参数，该参数可用来识别砂、泥岩，反演杨氏模量/泊松比含气性敏感参数，预测优质储层含气性［35-36］。页岩页理缝含油普遍，页理缝越发育，各向异性越强，基于VTI介质弹性理论及HTI各向异性理论，可以预测水平层理缝的空间分布，有助于提高地质甜点预测精确度［37］。近年来针对页岩储层甜点预测的方法尚不完善，利用线性回归算法得到的拟合公式未能对甜点区进行精确预测，同时忽略了将保存条件列为盆缘复杂构造区页岩储层甜点预测的要素之一，且对地质、工程甜点保存条件之间的融合与制约关系认识不清，致使盆缘复杂构造区页岩储层甜点预测缺乏一套准确性高和适用性强的评价参数体系。本文通过对林滩场代表性探井样品进行储层岩石物理分析，建立储层评价参数与地震弹性参数之间的定量关系，探讨应用叠前反演对各项评价参数做出精准平面预测的技术方法，期望能够为实现川东南盆缘复杂构造区页岩气勘探开发一体化提供技术借鉴与指导。

1 区域地质特征

林滩场行政区划隶属贵州省赤水市、习水县和四川省古蔺县，区域构造上位于川东南隔挡式断褶带与黔北坳陷的交汇处。林滩场背斜南端紧邻桑木场背斜［38-39］，两背斜以齐岳山隐伏断裂为界，林滩场构造位于齐岳山断裂以西，大断裂位于背斜两翼，浅部地层（二叠系—白垩系）部分遭受剥蚀。林滩场受川东南构造演化的影响，中、新生代以来经历多期复合联合构造运动，整体表现为NE-NW向展布的长轴背斜，主要发育NE和NW向断裂，NE向断裂多为基底高角度逆冲断裂。NE-SW向构造形成于燕山中期和晚期，NW-SE向构造形成于燕山末期—喜马拉雅期［40-43］（图1）。

图1

图1   川东南盆缘林滩场地区区域地质

a.四川盆地位置示意图； b.川东南盆缘构造简图； c.林滩场地区沉积地层； d，e.过林滩场地区地震剖面（剖面位置见图1c）

Fig.1   Regional geological map of the Lintanhcang area， southeastern margin of Sichuan Basin

林滩场构造地层自上而下依次为侏罗系、三叠系、二叠系、志留系、奥陶系、寒武系和震旦系。受到自中燕山期以来构造运动的影响，缺失泥盆系、石炭系、中-上三叠统、下白垩统及新生界。背斜两端地表出露以侏罗系为主，构造高部位以二叠系和三叠系为主，震旦纪—中三叠世为海相沉积，沉积厚度约6 000 m，晚三叠世—白垩纪为陆相沉积，沉积厚度约为4 000 m。五峰组—龙一段沉积时期，林滩场处于深水陆棚有利相带，沉积了一套横向展布稳定的黑色富有机质页岩（厚度80～106 m）。

2 五峰组-龙马溪组页岩甜点区预测

2.1 储层地质特征

林页1井五峰组—龙一段底部4个黑色页岩样品腐泥组定形体含量94 %～96 %，平均95 %，为Ⅰ型干酪根；五峰组—龙一段有机质三叠纪初期开始大规模生烃，侏罗纪中、晚期进入生气阶段，镜质体反射率（Ro）为2.26 %～2.48 %，有机质热演化程度适中；另外，五峰组—龙一段下部主要沉积富碳、高硅微相的页岩，富有机质泥页岩段TOC含量为3.00 %～5.40 %，平均为4.48 %，有机碳含量较高，生烃潜力较大。钻井薄片鉴定和X射线衍射全岩分析结果表明，川南探区海相页岩矿物成分比较复杂，除含有伊利石和高岭石等粘土矿物外，石英、长石、云母以及方解石等碳酸盐矿物均较为发育。林页1井五峰组—龙一段80个样品分析表明，①—⑨号小层硅质平均含量40.28 %，钙质矿物平均含量14.37 %，粘土矿物平均含量42.83 %，总体上表现为脆性矿物含量较高的特点。

林页1井五峰组—龙一段①—⑨号小层实测有效孔隙度（POR）1.50 %～7.00 %、平均3.91 %，①—④号小层POR介于4.70 %～7.00 %，平均6.05 %，纵向上，五峰组—龙一段POR自上而下逐渐增大，其中林页1井②号小层POR最大，平均7.00 %；五峰组—龙一段岩心实测渗透率（0.000 3～0.223 0）×10-3 μm2，平均0.042 8 × 10-3 μm2，纵向上，龙一段底部渗透率较高，其中④号小层平均渗透率0.063 2 × 10-3 μm2，②和③号小层平均渗透率0.056 2 × 10-3 μm2，向上渗透率降低。林页1井88块岩心样品现场GAS实验数据统计表明，岩心实测总GAS为2.72～7.60 m3/t，均值4.18 m3/t，纵向上自上而下岩心实测GAS总体呈逐渐增大趋势。综合来看，赤水地区五峰组—龙一段页岩物性受微相和岩相的控制，从上往下逐渐变好，以五峰组—龙一段底部评价最优（表1）。

表1   川东南林滩场地区林页1井龙一段页岩储层地质与物性特征

Table 1  Geological and physical characteristics of shale reservoirs in the Long 1 Member in Well LY1， Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

注：“—”表示未测量。

2.2 储层电性特征

林滩场五峰组-龙马溪组优质页岩具有明显的“三高两低”测井响应特征，即：高自然伽马（169 API）、高声波时差（78 μs/ft）和高电阻率（72 Ω·m），以及低中子（14 %）和低密度（2.5 g/cm3）（图2）。

图2

图2   川东南林滩场地区林页1井测井曲线

Fig.2   Logging curves of Well LY1 in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

2.3 储层岩石物理分析

储层岩石物理分析是连接测井与地震的桥梁，其过程是采用交会分析和多元线性回归等手段，建立优质页岩TOC，POR，GAS与脆性指数（BI）等储层地质参数与地震弹性参数（纵波阻抗、横波阻抗、纵横波速度比、密度、岩石模量、体积模量和拉梅常数）的定量关系，再利用此定量关系开展CRP道集叠前同时反演，实现用地震弹性参数来对页岩储层地质甜点的平面分布预测［44］。

利用林页1井岩心及测井解释的TOC含量进行储层岩石物理分析，发现密度、纵波阻抗、泊松比与TOC含量之间的相关性最好，相关系数最大值为0.991 4，再将TOC与弹性参数进行多元回归线性分析（图3），得到最能反映4者之间相关性的拟合公式：

TOC=49.935−16.180ρ−8.137VP−1.290υ$TOC=\mathrm{49.935}-\mathrm{16.180}\rho -\mathrm{8.137}{V}_{\mathrm{P}}-\mathrm{1.290}\upsilon$（1）

式中：TOC为总有机碳含量，%；ρ为密度，g/cm3；VP为纵波速度，m/s；υ$\upsilon$为泊松比，无量纲。

图3

图3   川东南林滩场地区储层各地质参数与多弹性参数交会图

a—c.TOC； d—f.POR； g—i.BI； j，k.GAS

Fig.3   The cross correlation of reservoir geological parameters and multi‑elastic parameters in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

POR与密度、纵横波速度比、泊松比相关性较好，相关系数最大为0.999 2，多元拟合公式为：

POR=0.441−0.134ρ−0.018VP/VS−0.131υ$POR=\mathrm{0.441}-\mathrm{0.134}\rho -\mathrm{0.018}{V}_{\mathrm{P}}/V_{\mathrm{S}}-\mathrm{0.131}\upsilon$（2）

式中：POR为有效孔隙度，%；VP/VS为纵、横波速度比，无量纲。

GAS与密度、纵横波速度比相关性较好，相关系数最大值为0.9672，多元拟合公式为：

GAS=−47.204−148.358υ+51.059VP/VS−0.569ρ$GAS=-\mathrm{47.204}-\mathrm{148.358}\upsilon +\mathrm{51.059}{V}_{\mathrm{P}}/V_{\mathrm{S}}-\mathrm{0.569}\rho$（3）

式中：GAS为含气量，m3/t。

BI与密度、纵横波速度比、泊松比之间具有较好的相关性，相关系数最大值为0.969 1，多元拟合公式为：

BI=167.322−29.926VP/VS−41.156υ−16.100ρ$BI=\mathrm{167.322}-\mathrm{29.926}{V}_{\mathrm{P}}/V_{\mathrm{S}}-\mathrm{41.156}\upsilon -\mathrm{16.100}\rho$（4）

式中：BI为脆性指数，无量纲。

从地质测井解释和反演预测的误差统计可知（表2），两者误差较小，预测精度整体较高，甜点参数平面分布规律和趋势与井点的一致性较好。

表2   川东南林滩场地区龙马溪组①—⑤号小层甜点参数误差统计

Table 2  Statistical table of parameter errors of sweet spots in sub‑layers ①-⑤ in the Longmaxi Formation in Lintanhcang area, southeastern margin of Sichuan Basin

2.4 地质甜点平面预测

在对研究区五峰组-龙马溪组优质页岩储层地质特征和测井响应特征分析的基础上，运用岩石物理分析方法建立甜点参数与地震弹性参数的定量关系，开展叠后稀疏脉冲反演和叠前同时反演，获得纵波阻抗、横波阻抗、密度、泊松比和Vp/Vs等弹性参数（图4）；再将地震弹性参数转换为页岩储层甜点参数，实现优质页岩段厚度，POR，TOC，GAS和BI等甜点参数预测（图5）。

图4

图4   川东南林滩场地区地震弹性参数反演剖面

a.密度； b.泊松比； c.纵、横波速度比

Fig.4   Reservoir inversion profile shown by seismic elastic parameters in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

图5

图5   川东南林滩场地区储层地质参数反演剖面

a.TOC； b.POR； c.GAS； d.BI

Fig.5   Reservoir inversion profile shown by geological parameters in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

通过五峰组-龙马溪组TOC含量平面预测图（图6a）可知，TOC含量分布在1.8 %～3.0 %，林页1井附近略高（>3.0 %），中部和西南略低（2.0 %～2.6 %）；POR总体在2 %～5 %，横向变化不大，西北部斜坡略低（图6b）；GAS在2 %～5.5 %，高值区主要分布在东北部（图6c）。

图6

图6   川东南林滩场地区储层地质参数预测

a.TOC； b.POR； c.GAS； d.BI

Fig.6   Prediction of reservoir geological parameters in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

3 五峰组-龙马溪组页岩工程甜点预测

3.1 脆性指数

根据前面岩石物理分析结果，通过叠前反演得到纵、横波速度比与密度数据体，可以计算获得BI。五峰组-龙马溪组BI平面预测图（图6d）显示，全区BI分布在48 %～64 %，工区北部、东北部和西南部为BI高值区，BI分布在60～66，中部和南部为介于52～62的低值区，工区整体页岩可压性显示较好。

3.2 最大水平主应力差

通过水平主应力差可以对页岩工程甜点进行平面预测，在对非常规储层设计压裂改造时，人工裂缝的形态取决于气藏现今地应力的大小和方向，因此需保证水平井的方向垂直于最大主应力方向。在实际压裂施工中，裂缝的高度不是一成不变的，而是在沿最大水平主应力方向推进的过程中，在纵向上根据最小水平主应力的变化而变化的动态高度。水平主应力差较小的部位，更易形成网状缝。

根据Schoengerg理论和Hooke力学定律建立的应力与应变数学关系公式（5），然后利用公式（6）计算最大与最小水平应力，最终利用公式（7）预测水平主应力差（DHSR）。五峰组-龙马溪组背斜核部区域为DHSR高值区（图7），表明其两个方向的水平地层主应力差异较大，地层形变最强，与构造变形规律吻合。自背斜核部向两翼，DHSR逐渐降低，在工区西南部的林页3井区降至0.1左右，表明此区域水平应力差较小。

⎡⎣⎢εhεHεz⎤⎦⎥=⎡⎣⎢⎢1E+ZN−υE−υE−υE1E−υE−υE−υE1E⎤⎦⎥⎥×⎡⎣⎢σhσHσz⎤⎦⎥$\left[\begin{array}{c}{\epsilon }_{\mathrm{h}}\\ {\epsilon }_{\mathrm{H}}\\ {\epsilon }_{\mathrm{z}}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{ccc}\frac{\mathrm{1}}{E}+Z_{\mathrm{N}}& -\frac{\upsilon }{E}& -\frac{\upsilon }{E}\\ -\frac{\upsilon }{E}& \frac{\mathrm{1}}{E}& -\frac{\upsilon }{E}\\ -\frac{\upsilon }{E}& -\frac{\upsilon }{E}& \frac{\mathrm{1}}{E}\end{array}\right]\times \left[\begin{array}{c}{\sigma }_{\mathrm{h}}\\ {\sigma }_{\mathrm{H}}\\ {\sigma }_{\mathrm{z}}\end{array}\right]$（5）⎧⎩⎨⎪⎪σh=σzυ(1+υ)1+EZN−υ2σH=σzυ(1+EZN−υ)1+EZN−υ2$\left\{\begin{array}{c}{\sigma }_{\mathrm{h}}={\sigma }_{\mathrm{z}}\frac{\upsilon (\mathrm{1}+\upsilon )}{\mathrm{1}+E{Z}_{\mathrm{N}}-{\upsilon }^{\mathrm{2}}}\\ {\sigma }_{\mathrm{H}}={\sigma }_{\mathrm{z}}\frac{\upsilon (\mathrm{1}+E{Z}_{\mathrm{N}}-\upsilon )}{\mathrm{1}+E{Z}_{\mathrm{N}}-{\upsilon }^{\mathrm{2}}}\end{array}\right.$（6）DHSR=σH−σhσH=EZN1+EZN+υ$D_{\mathrm{H}\mathrm{S}\mathrm{R}}=\frac{{\sigma }_{\mathrm{H}}-{\sigma }_{\mathrm{h}}}{{\sigma }_{\mathrm{H}}}=\frac{E{Z}_{\mathrm{N}}}{\mathrm{1}+E{Z}_{\mathrm{N}}+\upsilon }$（7）

式中：DHSR为水平主应力差，无量纲；E为杨氏模量，MPa；ε为应变，无量纲；ZN为法向柔度，无量纲；σ为应力，MPa；H，h和z分别为水平最大、水平最小和垂直地应力方向标识［29］。

图7

图7   川东南林滩场地区五峰组-龙马溪组DHSR预测

Fig.7   Prediction of DHSR of Wufeng‑Longmaxi Formations in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

4 保存条件

南方海相页岩气符合“二元富集”规律，优质的生烃潜力是页岩气“成藏控储”的基础条件，保存条件则是“成藏控产”的关键［45-55］。川东南地区构造变形十分复杂，经勘探实践表明，页岩气保存条件影响因素多样，主要有构造样式及地层倾角、断裂影响和地层压力系数。

4.1 地层倾角

地层倾角能够反映构造作用的强弱，地层倾角越大，说明构造变形强度大，不利于页岩气保存。林滩场核部、南部构造变形强度弱，倾角较小（0°～20°），保存条件最为有利；北部地层倾角相对较小（10°～20°），向北东倾角缓慢增大（20°～30°），保存条件较为有利；西北部受到断层影响，倾角分布在（30°～60°），保存条件最差；南东部从背斜核部向两翼地层墙角逐渐变大（0°～50°），保存条件较差（图8a）。

图8

图8   川东南林滩场地区五峰组-龙马溪组地层倾角平面分布（a）、地震相干属性（b）、地震曲率属性（c）以及压力系数预测（d）

Fig.8   Planar distribution map of dip angle （a）， seismic coherence attributes （b）， seismic curvature attributes （c）， and pressure coefficient prediction （d） of Wufeng‑Longmaxi Formations in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

4.2 断裂影响

远离大断裂相互连通的多套天然裂缝可改善储层的储集性能和渗透率，有效增加页岩储层的产量，因此裂缝分布预测工作十分重要。本文主要应用叠后地震预测技术（相干属性和曲率属性）对林滩场地区的断裂进行预测。相干属性主要用来识别大断裂，表现为相干阴影特征，工区大断裂主要集中在林滩场背斜两翼，尤其是西北翼斜坡区为大断层及其伴生断裂发育区，背斜南、北段裂缝相对不发育。曲率属性主要反映由大断裂与小断裂诱导发育产生的微小尺度裂缝，工区内微小尺度裂缝主要集中在两翼，呈条带状分布（图8b，c）。

4.3 地层压力系数

地层压力系数是指实测地层压力与同深度静水压力之比，是衡量地层压力是否正常的一个指标。涪陵页岩气田勘探开发实践表明，压力系数与储层段总含气量、吸附气含气量和游离气含气量均呈正相关性。因此，地层压力系数是优选页岩气“甜点”区的一个重要参数。本文选用了适合砂泥岩地层的Eaton法，该方法根据压实理论，结合有效应力和均衡理论，综合考虑压力的形成机制和测井信息之间的关系，建立正常压实趋势线预测地层压力及压力系数。全区五峰组-龙马溪组页岩地层压力系数变化较大，在0.7～1.9，其中背斜核部区域地层压力系数较低（1.0～1.1），自核部向两翼随着埋深的增加，地层压力系数逐渐升高，林页3井附近达到1.6，由此推测在相同的勘探开发条件下，工区东南部页岩气产能可能更高（图8d）。

5 龙马溪组油气综合评价

参照《中国石化海相页岩气目标优选评价系统》中“页岩气目标评价技术规范”，综合页岩TOC、POR、GAS、BI、水平主应力差、地层倾角、断裂影响和地层压力系数进行页岩气目标综合评价（表3），评价出页岩气Ⅰ类区、Ⅱ类区和远景区（图9）。林滩场地区龙马溪组页岩气埋深有利面积为290.68 km2，资源量1 650.90 × 108 m3，其中Ⅰ类区资源量1 274.00 × 108 m3，Ⅱ类区资源量376.90 × 108 m3，远景区资源量911.38 × 108 m3，Ⅰ类区及远景区资源丰度5.93 × 108 m3/km2，Ⅱ类区资源丰度4.97 × 108 m3/km2，资源潜力大，具有良好的勘探开发潜力。

表3   川东南林滩场地区Ⅰ类区与Ⅱ类区参数对比

Table 3  Comparison of parameters between zones of TypeⅠand TypeⅡin Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

图9

图9   川东南林滩场地区五峰组-龙马溪组储层有利区综合评价

Fig.9   Composite evaluation of play fairways in the Wufeng‑Longmaxi Formations in Lintanchang area， southeastern margin of Sichuan Basin

6 实例验证

通过利用以上页岩甜点区预测成果，2019年在林滩场构造南部倾没端部署实施了林页3井，该井完钻井深5 830 m，水平段长1 500 m，气测全烃含量3.67 %～26.76 %、平均16.16 %，C1含量为2.42 %～25.73 %、平均14.76 %，综合评价Ⅰ类储层1 467 m，TOC含量5.3 %，POR为7.8 %，GAS为5.2 m3/t，BI为64，整体油气显示较好。采用“多段多簇密切割+高砂比超强加砂+大排量”压裂工艺和变粘压裂液体系，完成28段和13簇压裂改造，测试产量17 × 104 m3/d，取得了勘探重大突破。为进一步扩大勘探成果，实现商业突破，目前在南、北倾没端继续部署了2口探井即林页10井和林页7井，其中林页10井已获总部同意，正在准备实施。

林页3井的突破进一步证实了林滩场良好的勘探开发潜力及甜点区预测的准确性。应用此方法对页岩储层甜点区做出精准平面预测，对实现川东南盆缘复杂构造区页岩气勘探开发一体化具有重要的指导意义。

7 结论

1） 林滩场五峰组-龙马溪组优质页岩具有高自然伽马、高声波时差和高电阻率，以及低中子和低密度的测井响应特征，通过岩心样品分析测试数据、储层地质岩性特征以及储层岩石物理分析建立储层评价参数（TOC，POR，GAS和BI等）与地震弹性参数（纵波阻抗、横波阻抗、纵横波速度比、密度和泊松比）的定量关系。利用叠前反演效果分析获得纵横波速度比、密度和泊松比反演剖面，根据定量关系预测TOC，POR，BI和GAS的平面图。

2） 针对川东南盆缘复杂构造区建立页岩气甜点预测评价体系，最终确定林滩场地区页岩气勘探有利区面积88.83 km2，位于研究区南部与东北部。根据实例验证，林页3井的实钻结果证明甜点预测结果的准确性，林页3井位于甜点预测有利区，TOC含量为5.3 %，POR为7.8 %，GAS为5.2 m3/t，BI为64.0，综合评价为Ⅰ类储层，有利于压裂施工改造，采用“多段多簇密切割+高砂比超强加砂+大排量”压裂工艺和变粘压裂液体系，单井测或日产气量较高，勘探开发前景十分可观。

3） 地质甜点、工程甜点与保存条件的一体化预测对林滩场乃至整个川东南盆缘复杂构造区页岩气产能规模增长、勘探开发一体化的实现都具有重要的指导和借鉴意义。