张殿伟 孙 炜 李双建 郝运轻 刘 玲

中国石化石油勘探开发研究院

0 引言

四川盆地涪陵页岩气田的页岩气勘探开发实践表明，保存条件的好坏是影响页岩气资源富集程度的关键因素[1-5]。针对页岩气储层的保存条件的研究和评价工作，前人从地质及构造分析的角度做了大量的研究。魏祥峰等[6]通过研究建立了四川盆地及周缘复杂构造区下古生界海相页岩气5大类、28项参数的保存条件综合评价指标体系，并指出压力系数可在一定程度上指示保存条件的优劣；董清源等[7]综合成藏条件、构造特征、盖层条件、地层水特征及页岩气组分等因素对上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气保存条件进行了探讨，并建立了保存条件评价指标，优选了保存条件有利区；何顺等[8]从构造因素、顶底板条件、埋深、地层压力系数、水文地质及气体组分条件等非构造因素出发，分析了川东南丁山地区页岩气的保存条件。

从前人的研究成果来看，目前关于保存条件的研究主要是从地质因素考虑建立保存条件评价标准，并优选保存条件有利区，但是利用地球物理方法预测保存条件特征的研究则相对较少。为此，笔者从页岩气保存条件的两项指示参数——裂缝和地层压力系数出发，利用地球物理方法对页岩气层的保存条件进行评价，形成了一套能够有效预测页岩气保存条件分布特征的新方法，并基于涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩气井的生产数据，对比探讨了新方法的适用性。

1 方法原理

1.1 基于方位各向异性的裂缝预测方法

泥页岩中的裂缝依其产状可分为水平缝（或低角度缝）与高角度裂缝。水平缝一般沿着裂缝的顺层薄弱面发育，有利于页岩气的保存；高角度裂缝的密集发育，容易造成页岩气的散失，是保存条件被破坏的重要特征。从目前的地球物理预测技术现状来看，水平缝的预测技术仍不成熟，相比之下，基于方位各向异性的高角度裂缝预测技术应用范围较广。因此，笔者利用基于方位各向异性的裂缝预测技术描述高角度缝的分布特征，作为保存条件是否被破坏的依据。

基于具有水平对称轴的横向各向同性（Transversely Isotropy with a Horizontal Axis of Symmetry，简称HTI）介质的方位各向异性裂缝预测技术，目前应用最广泛的方法是Rüger[9-10]基于弱各向异性的概念，结合Thomsen的各向异性系数，在小入射角的前提下得到各向异性介质中反射系数随方位角和入射角变化的公式，即

式中θ表示入射角，(e)；表示方位角（图1），(e)；RP(θ,)表示与入射角θ和方位角相关的纵波反射系数；Z=ρα表示纵波波阻抗，g/cm3gm/s；ρ表示介质密度，g/cm3；α表示纵波速度，m/s；G=ρβ2表示剪切模量，Pa；β表示横波速度，m/s；γ、δ、ε表示Thomsen各向异性系数；、分别表示上、下界面物理量的差值、均值，其中分别表示α、β、γ、δ、ε、G、Z。

图1 纵波在HTI介质模型中的入射示意图

Rüger在小入射角的前提下，对式（1）进一步简化，并引入了各向同性项Biso和各向异性项Bani，将地震反射系数变为Biso、Bani以及裂缝方位角的关系式[10-11]，即

基于式（2），可以对方位各向异性强度进行求取。具体的实现方法一般包括两种：①利用3个方位或3个方位以上的地震振幅数据，对3个未知量进行超定方程组的求解[12]，将求出的各向同性项Biso和各向异性项Bani进行比值运算，即可得到方位各向异性强度，同时求解出的方位角为裂缝的对称轴方向；②对原始方位角道集进行分方位角叠加、偏移处理，然后在不同方位角的地震数据上进行地震属性求取，最后在方位角—地震属性的坐标系中进行方位各向异性椭圆的拟合，椭圆的长轴或短轴方向代表着裂缝的走向，且裂缝密度越大、各向异性越强，椭圆的扁率越小，椭圆越扁[12-17]。

利用上述两种方法，均可实现对高角度裂缝的裂缝发育程度以及裂缝方向的预测，笔者采用方法②以实现对各向异性强度及方向的求取。

1.2 基于叠前纵波波阻抗反演的地层压力预测方法

地层压力即孔隙流体压力，是由岩石孔隙中地层水、石油、天然气等地质流体作用产生的压力。在任何地质背景下，正常地层压力与从地表到目的层的静水柱压力相等，偏离正常压力趋势线的压力被认为是异常地层压力。

在对焦石坝区块龙马溪组页岩气储层的研究中发现，异常地层压力是页岩气富集高产的重要标志[1-5]。地层压力出现异常高压现象的根本原因是天然气在封闭空间（如有机孔等）内的大量聚集，异常高压说明页岩储层的保存条件较好。

目前，在勘探阶段针对地层压力评价的方法主要是综合地震数据和地层压力计算公式进行区域地层压力计算，并进一步结合静水压力实现地层压力系数的预测。地层压力计算公式有等效深度法、Eaton公式法及其改进方法和Fillippone公式法及其改进方法等。等效深度法和Eaton公式法中的正常压实趋势线往往难于确定，而Fillippone公式法虽然避免了建立正常压实趋势线，但是，其地层压力预测精度受控于求取的层速度精度的影响，分辨率较低。

笔者提出了基于叠前纵波波阻抗反演的新的地层压力系数预测方法（以下简称波阻抗反演法），如式（3）：

式中ap表示地层压力系数，无量纲；p地层表示地层压力，MPa；p静水表示地层静水柱压力，MPa；p视岩表示基于纵波阻抗构建的地层压力，MPa；p静岩表示地层静岩压力，MPa；A表示压力校正系数，无量纲。

对于有实测地层压力数据的井段，可以根据测井曲线计算出静水柱压力值、静岩压力值和视岩压力值，结合实测地层压力可得到对应的校正系数A；再分别计算出静水柱压力数据体、静岩压力数据体和视岩压力数据体，结合式（3）可计算目的层段的地层压力系数数据体，从而描述目的层地层压力的分布特征。笔者研究中将新公式与传统Fillippone法进行了单井预测精度的对比，结果表明新公式的精度更高，从而证实了该方法的有效性（图2）。

图2 JY1井地层压力系数预测与实测结果对比图

2 应用实例

2.1 研究区地质背景

涪陵页岩气田焦石坝构造属于四川盆地东部川东褶皱带，构造上位于万县复向斜的南部与方斗山背斜带西侧的交汇处，边界主要受北东向大耳山西断层、石门断层、吊水岩断层、天台场断层等断层及北西向乌江断层控制[18-19]，主体构造特征总体表现为南宽北窄、中部宽缓的特点，北东走向，主体为平缓的箱状背斜，背斜两侧发育多条逆断层（图3）。从应力特征来看，位于正向构造焦石坝断背斜的构造高部位以张应力为主[18-19]。笔者研究的地震数据面积为464 km2，目的层为五峰组—龙马溪组的一套优质泥页岩（五峰组与龙马溪组岩性相同，且五峰组地层厚度小于10 m[1-2]，地震剖面上两套地层无法区分）。

页岩气储层有多种孔隙类型，但都是以微米—纳米级孔隙为主。Yang等[20-21]针对泥页岩特低孔、特低渗的特点，利用流体示踪实验分析了泥页岩地层的孔隙结构特征，认为：①页岩内部连通孔隙非常少，裂缝是页岩气扩散的主要通道，裂缝是影响页岩气保存的关键因素；②大量的不连通微米—纳米孔隙存在于泥页岩烃源岩中，这些不连通孔隙内气体的不断聚集可能是页岩气地层形成超压的重要成因。

图3 焦石坝构造五峰组底界构造图

2.2 裂缝发育特征

利用各向异性来预测高角度裂缝，就是利用不同方位角的地震属性差异来拟合方位各向异性椭圆，并进一步预测裂缝的发育程度和方向。贺振华等[17]认为裂缝特别是高角度裂缝的地震波动力学属性（频率、衰减等）比其运动学属性（速度、旅行时间）更为敏感。此外，在动力学属性中，衰减相关属性与裂缝的关系更为密切[13]。笔者以收集到的成像测井数据为基础进行属性优选，最终确定使用85%衰减频率属性。该属性是指在有效频带范围内，能量衰减到85%时对应的频率值（fm1），计算公式为：

式中fh和f1分别表示有效频带的最高频率和最低频率，Hz；p(f)表示频谱函数。

利用频率衰减属性进行各向异性椭圆的拟合得到研究区各向异性强度的数据体，可用于描述高角度裂缝的分布特征。首先从剖面上验证预测结果的准确性，将预测结果的剖面图在井点处放大，并与对应深度段的成像测井进行对比（图4-a～d）。从对比情况来看，JY4井的无裂缝段在预测结果上表现为局部低值，JY1井、JY2和JY3井的裂缝段均对应局部高值区，预测结果与成像测井的裂缝发育情况较为一致，表明预测结果的准确性。

图4 预测各向异性强度与单井成像测井对比图

对得到的高角度裂缝数据体进行平面成图，得到焦石坝区块五峰组—龙马溪组高角度裂缝的平面分布特征（图5）。图5中平面图的色标表示各向异性强度，用于表征高角度缝的发育情况，暖色调代表高角度缝发育区；玫瑰图的暖色调表示预测裂缝的优势方向。从图5可以看出，裂缝方向与最大水平主应力方向一致，以近东西向为主，北东东—南西西向为辅；高角度缝主要发育在断层附近，箱状背斜区高角度裂缝不发育。此外，基于4口井的成像测井资料，对预测的裂缝方向进行进一步对比分析发现，单井预测裂缝方向与成像测井的最大水平主应力方向较为一致，预测的裂缝方向准确（表1）。

图5 焦石坝构造五峰组—龙马溪组各向异性强度平面图

2.3 地层压力系数分布特征

笔者收集了8口的实测地层压力数据（表2），以实测地层压力数据为基础，分别利用传统的Fillippone公式法以及波阻抗反演法来预测研究区龙一1亚段的地层压力系数分布特征（图6-a、b），并基于实测地层压力数据，进行两种方法预测结果的误差对比（表2），验证两种方法预测结果的准确性。

结合图6和表2的数据分析认为：①从地层压力系数分布图的分辨率来看，Fillippone公式法预测的超压发育带呈大片连续分布，分辨率较低，波阻抗反演法的预测结果分辨率更高；②从地层压力系数的分布特征来看，两种方法预测的地层压力系数整体趋势较为一致，预测的超压均主要分布在研究区的中部和东北部地区；③从预测精度的误差分析来看，Fillippone公式法预测的结果误差较大；波阻抗反演法预测的平均相对误差绝对值为12.86%，单井最大相对误差绝对值为18.18%，预测精度相对更高。

2.4 保存系数

采用波阻抗反演法预测的地层压力系数与开发井的无阻流量关系如图7所示。利用波阻抗反演法得出的地层压力系数与单井无阻流量线性相关关系总体较好，但个别井、特别是低产井（JY3-3HF、JY7-2HF及JY1-3HF）的地层压力系数与单井无阻流量一致性并不好，这说明页岩气开发井产量除了受地层压力的影响，还与其他因素有关。

表1 叠前方位各向异性预测裂缝方向与单井裂缝方向对比表

表2 两种方法的地层压力系数预测结果分析表

图6 两种方法预测的焦石坝构造龙一1亚段地层压力系数平面图

图7 焦石坝区块部分页岩气井无阻流量与波阻抗反演法地层压力系数对比图

考虑到裂缝发育可能会对保存条件产生影响，因此，结合井上无阻流量数据，将高角度裂缝预测结果与地层压力系数的预测结果进行综合对比分析，并通过各向异性强度与地层压力系数构建新的参数——保存系数（Preservation Indicator）来进行保存条件与页岩气富集高产的关系分析，即

式中PIimp表示保存系数；Fden表示各向异性强度；pc-imp表示波阻抗反演法预测的地层压力系数。

将前述研究中得到的各向异性强度数据体以及地层压力系数数据体代入到式（5），即可得到保存系数的分布特征（图8），将计算所得的保存系数与气井无阻流量进行进一步对比（图9）可以看出，保存系数与页岩气无阻流量对应性较好，并且弥补了低产井与无阻流量之间的不吻合关系，从而验证了新的页岩气保存条件预测参数的有效性。

图8 焦石坝构造龙一1亚段保存系数平面图

图9 焦石坝区块部分页岩气井保存系数与无阻流量对比图

3 结论

1）页岩气藏的保存条件与产量的关系密切，综合裂缝发育强度和地层压力系数提出的新参数——保存系数，能够较好的评价页岩气的保存条件。

2）叠前方位各向异性裂缝预测方法和叠前纵波阻抗反演方法两种地球物理技术方法对叠前地震数据有一定要求，需要叠前数据有足够宽的方位角及较大的偏移距范围，以保证预测结果的可靠性。

3）保存条件评价对于页岩气勘探开发具有重要的参考意义，应进一步将地质与地球物理相结合，形成更为完善的页岩气保存条件评价体系，从而推动我国页岩气勘探开发的进程。