基于主成分分析的页岩油有利区评价<br/>——以仪陇—平昌地区大安寨段为例

基于主成分分析的页岩油有利区评价
——以仪陇—平昌地区大安寨段为例

2021-02-03张继伟

断块油气田 2021年1期

张继伟

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

0 引言

我国陆相页岩油主要分布在松辽、四川、鄂尔多斯、准噶尔等盆地，资源量十分巨大，但截至目前勘探工作普遍处于起步阶段[1-3]。以四川盆地为例，其海相页岩油气勘探开发已获巨大成功，但是陆相页岩油勘探尚未取得较大突破。四川盆地侏罗系主要为湖泊相和河流、湖泊交替相沉积，共发育4套富有机质页岩层，其中自流井组大安寨段页岩十分发育，是页岩油勘探突破的首选层位[4-5]。本次研究的仪陇—平昌地区位于川中隆起带北部-川北坳陷带，区内钻井主要针对长兴组、飞仙关组、雷口坡组等海相沉积地层和须家河组海陆过渡相沉积地层。近年来，多位专家研究认为，该区大部分为四川盆地大安寨段页岩油的一类有利区[6-7]。因此，现阶段应积极转变思路，重视大安寨段页岩油的勘探。本次拟采用地质统计学方法开展攻关研究，重点明确研究区内页岩油的相对富集区，从而指导下一步勘探工作。

1 评价方法及指标优选

1.1 评价方法

地质异常是指在成分、构造或成因序次等方面与周围环境有明显差异的地质体或地质体组合。地质异常可以理解成各类异常指标的综合反映，各类优质异常指标综合反映出的差异性与综合属性的差异性较好吻合[8-9]。应用地质异常理论的思路，采用主成分分析方法，可以将多项原始指标降维压缩成新的综合指标，每项新的综合指标均能够反映原始数据的大部分信息，且所含信息互相不重复，再通过主成分载荷确定各项主成分对应的权重，从而客观、定量化确定各指标的重要性，以指导地质勘查。此方法在常规石油天然气成藏有利区、储层岩性识别、油气田开发效果预测等方面已经取得良好效果[10-12]，但在页岩油气有利区的研究中未见报道。

为更好确定四川盆地仪陇—平昌地区大安寨段页岩油的相对优势区，本文通过主成分分析分配评价指标权重系数，并形成权重系数与评价指标的线性组合，定量化评价研究区大安寨段页岩油有利区分布，从而明确页岩油的甜点（相对优势区）在空间的展布。

1.2 指标优选

选取以下5项评价指标（均为地质参数）：页岩有效厚度（统计总有机碳质量分数（TOC）大于1.0%的页岩层）、镜质组反射率（Ro）、TOC、地层压力系数和脆性指数。在页岩油有利区评价中，各项评价指标具有不同的地质意义。前3项指标是烃源岩评价中最常用的地质参数，分别描述页岩的有效生烃厚度、页岩有机质成熟度和有机质丰度。页岩有效厚度与页岩层的生油量、压裂改造的产油总量直接相关。TOC不仅反映页岩的生烃潜量（S1），且与页岩油可流动性密切相关，这是因为页岩有机质丰度越高，越容易形成干酪根网络，从而有利于可溶烃在页岩层中的流动。目前通常用含油饱和度指数 OSI（S1/TOC）来划分页岩油可动性[13]。

页岩有效厚度数据通过测井、录井和地震资料读取，Ro通过实测地化数据获取。除实测地化数据外，TOC可通过Δlg R法（R为电阻率）获得，即采用电阻率与孔隙度曲线重叠法计算。未将有机质类型作为评价指标，是因为研究区大安寨段页岩有机质类型几乎全部为腐泥型-腐殖型过渡的Ⅱ型干酪根，有机质类型差异小，不适合作为本区评价指标。地层压力系数是很重要的评价指标，因为页岩油遵循非达西渗流运距机制，地层超压有利于达到页岩油动用的启动压力；同时超压有利于地层裂缝的形成，而裂缝既是页岩油赋存空间，也有利于后期压裂改造。本次研究中，地层压力系数除实测数据外，利用等效深度法计算。脆性指数反映页岩地层的脆性，页岩脆性好时，压裂开发容易形成网状缝网，可以有效改善储层渗流条件。脆性指数的数据除实验实测数据外，还可利用阵列声波测井资料和矿物组合的方法求得。

综合研究认为，上述5项评价指标可以准确、全面预测和评价研究区的页岩油有利区（研究区位置见图1）。利用上述数据分别绘制了研究区大安寨段页岩5项地质参数的等值线图（见图2）。由图可知：仪陇—平昌地区大安寨段黑色页岩有效厚度大，埋深范围介于1 500～3 500 m，TOC 在 1%～4%（均值在 1%～2%），Ro在1.0%～1.5%，处于生油高峰-凝析油气阶段，原油具有低密度、低黏度、高气油比的特点，具有良好的勘探前景。

图1 四川盆地构造区划分及研究区位置示意

2 评价过程及结果讨论

在前面研究基础上，应用地质统计学的思路，将研究区大安寨段页岩5项地质参数的数据集合输入SPSS软件[14-15]，进行KMO检验和巴利特球形度检验，前者检测指标大于0.50，后者显著性指标小于0.05。这表明各评价指标存在一定相关性，且具备根据数据集合开展主成分分析的条件。因为各类数据具有的不同量纲会影响评价准确性，所以有必要对研究区页岩地质数据先标准化处理。采用极差法处理后的原始数据分布范围介于0～1（无量纲）。利用SPSS软件的因子分析功能中的降维操作，选取主成分分析方法输出结果，得出主成分方差贡献率（见表1）。

图2 研究区大安寨段页岩主要地质参数分布特征

选取主成分时，一般要满足特征值大于1，且累计方差贡献率大于80%。当抽取前2个主成分时，具有相对较大累计方差贡献率（80.144%），可有效解释数据集合中的绝大部分信息。

表1 研究区大安寨段页岩数据集合主成分方差贡献率

因此，本次研究确定主成分数量为2，并获得其成分矩阵（见表2），主成分载荷的绝对值大小可以表征各主成分对地质参数的不同依赖程度[16-17]。主成分1在页岩有效厚度、Ro、脆性指数上具有较大载荷绝对值，反映富有机质页岩层的沉积埋藏过程和可压裂改造的产能（即陆源可压性页岩油有利因子）。主成分2在TOC、地层压力系数上具有较大载荷绝对值，反映有机质生烃潜力和可动性页岩油的产能（即生源可动性页岩油有利因子）。

表2 研究区大安寨段页岩数据集合的成分矩阵

接下来，计算2项主成分评价分数的线性组合中的系数，其数值等于评价指标数值除以对应主成分特征值的平方根。例如页岩有效厚度对应的主成分1的线性组合的系数。按此方法，依次计算并完成各项评价指标对应2项主成分的评价分数表达式：

式中：F1，F2分别为主成分 1，2 的评价分数；x1，x2，x3，x4，x5分别为5项评价指标原始数据经过极差化处理后的无量纲数值。

根据式（1）和式（2），计算出评价分数 F1，F2后，就可以进一步计算综合评价分数。这是因为，原有的5项评价指标可以用2项主成分描述，所以要对评价指标在2项主成分的线性组合中的系数加权平均。例如，页岩有效厚度指标在综合评价分数中的系数=（0.56×48.960%+0.15×31.184%）/80.143%=0.400。依据此方法，求出5项评价指标在综合评价分数中对应的系数依次为 0.400，0.265，0.170，0.430，0.275。又因为各项指标综合权重和应为1，所以将综合评价模型中指标权重系数归一化后，得到页岩有效厚度、Ro、TOC、地层压力系数、脆性指数在综合评价分数中对应的系数分别为 25.95%，17.16%，11.03%，28.01%，17.85%。最终的权重值结果表明，研究区大安寨段页岩有效厚度和地层压力系数对页岩油的有利勘探开发影响程度较大。综合评价分数的无因次线性组合为

式中：F为某井大安寨段页岩油的综合评价分数，理论上限是100%，下限是0，分别对应评价中的最高和最低品质。

进一步统计表明，通过主成分分析方法计算的各井综合评价分数符合正态分布特征，各项评价指标对应的地质信息可以通过综合评价分数来定量化表征，具备理论上的规律性和可预测性。最后，根据井位基础信息和综合评价分数，绘制了研究区大安寨段页岩油综合评价分数及试油成果叠合图（见图3），综合评价分数高值区对应页岩油有利区[18]。

由图3可以看出：1）研究区页岩油一类有利区域分布在龙岗气田的Lg9—Lg28井一带、仪陇-南部县城附近地区和税家槽附近的Lg42—Lg30井一带，大致呈现出沿北西—南东向分布的特点。Lg9—Lg28井一带，Lg9，Lg17，Lg18井为高产油层，Lg23井为低产油层，Lg29，Lg28，Lg161，Lg11 等井虽然经录井、测井综合解释为好油层，但由于当时的勘探目标主要为长兴组、飞仙关组和须家河组等地层，并未对大安寨段进行试油。仪陇-南部县城附近地区中Sh1，G31，G75等井在大安寨段经过试油为工业油层或工业油气层，Lg20井综合解释为差油层，未对大安寨段进行试油。税家槽附近的Lg42—Lg30 井一带，Lg42 井为为工业气层，S8，Lg13井为低产油层，其余井经综合解释为好油层，但未对大安寨段试油。2）页岩油二类有利区域位于平昌、营山县城附近等地区，例如营山地区约40口井，仅有几口井大安寨段试油为工业油层、低产油层或产微量油，其余大部分井大安寨段综合解释为差油层或非储层。

综上所述，本次研究得出的页岩油有利区分布与大安寨段目前的试油成果吻合，说明基于主成分分析的页岩油有利区评价方法在本研究区有效可行，下一步有必要根据综合评价分数高值区来部署新井，并对大安寨段解释为油层的老井开展复查等工作。