页岩气储层岩屑与岩心量化描述方法与流程

本发明属于页岩气勘探开发储层评价领域，具体涉及页岩气储层岩屑与岩心量化描述方法。

背景技术：

传统的观点认为泥页岩为烃源岩，不能构成有效储层。随着国内页岩气勘探开发技术的突破，特别是涪陵页岩气田的成功开发，促进了国内页岩气勘探开发技术的发展，页岩气储层研究成为热门课题，其能源革命意义重大。

目前，现场页岩气储层描述主要是依据操作者的个人经验，比照传统的粘土岩岩屑、岩心描述方法，重点是描述岩石颜色、非粘土矿物的含量变化及分布情况、与稀盐酸反应情况、物理性质、结构、构造、化石及含有物、含油情况和接触关系等，没有统一的描述模式，且描述形式主要为定性，不适用于页岩气储层描述；急需建立一种页岩气储层岩屑与岩心量化描述方法，以准确定量描述页岩气储层岩性、岩相等特征，提高页岩气储层识别与品质评价精度和可靠性，为实现页岩气高效开发提供可靠资料。

cn105298485a涉及一种单井油气地质综合评价方法，包括以下步骤：1)烃源岩评价；2)储层评价；3)盖层评价；4)圈闭评价；5)油气源对比。该单井油气地质综合评价方法以层序地层学理论为指导，以系统观察岩屑、岩心和样品分析为基础，结合测井等地球物理资料，系统划分地层及与邻井对比，研究目的层系沉积相标志、沉积相类型及特征、地层层序特征，沉积旋回、结构、构造特征，划分沉积相和取心井段、综合测井井段沉积微相，进行沉积环境分析，建立单井相模式和全井沉积相剖面，明确沉积相与生储盖层的相互关系，为单井进行油气地质基本要素分析提供概要依据。

技术实现要素：

本发明的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种准确定量描述页岩气储层岩性、岩相特征，为提高页岩气储层识别与品质评价精度和可靠性提供参考；利用页岩气储层岩屑与岩心量化描述评价结果为钻水平井提供优质页岩层段，为导向井眼轨迹跟踪提供页岩品质特征数据信息的页岩气储层岩屑与岩心量化描述方法。

本发明目的的实现方式为，页岩气储层岩屑与岩心量化描述方法，具体步骤与工作流程如下：

第一步：分类收集页岩气井资料，

1)收集待描述井地质资料，有井位报告书及钻井设计书；

2)收集待描述井录井资料，有岩心照片、岩石薄片、岩屑照片和岩性、全烃、甲烷、钻时、地层压力系数、toc、元素录井数据，按深度依序集成在excel文件中，并保留独立岩心照片、岩石薄片、岩屑照片图片文件，供制作页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版；

3)收集待描述井随钻测井资料，供制作页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版；

第二步：依据录井地层岩性、全烃、toc变化判断页岩气储层，确定待描述页岩气储层井段，描述井段的顶、底板厚度不低于2m；

所述页岩气储层判别标准：岩性为页岩、纹理构造、全烃含量不低于0.1％、全烃对比系数不低于2、有机碳含量不低于0.5％，全烃对比系数为全烃异常值与基值之比；

第三步：依据井位报告书、钻井设计书判断页岩气井井别，按探井和开发井两类识别，

第四步-1：确定页岩气储层探井描述参数，

按深度间隔确定探井描述参数：层位、钻时、随钻伽马、岩性、全烃、甲烷、toc、地层压力系数、岩心/薄片照片、岩性描述、岩相组合、页岩品质评价。井有岩心资料，优先选用岩心资料。

第四步-2：确定页岩气储层开发井描述参数

按深度间隔确定开发井描述参数：层位、钻时、随钻伽马、岩性、全烃、甲烷、地层压力系数、岩屑照片、岩性描述、岩相组合、页岩品质评价。

所述钻时量纲为min/m,随钻伽马量纲为api,全烃量纲为％,甲烷量纲为％,toc量纲为％,地层压力系数无量纲；

第五步：判断页岩气井储层量化描述参数曲线刻度范围，

1)所有曲线刻度均按“1-2-5”模式确定，

1)深度标注；

第六步：确定曲线图充填方式、绘图风格、排列模式，

1)充填方式：层位分段填充不同颜色，有优质页岩气储层段的层位、全烃、甲烷曲线、岩相组合、页岩品质评价背景采用不同颜色充填，岩性描述不充填，

2)绘图风格：岩性采用粒度剖面绘制，剖面包括颜色信息；钻时曲线采用画线，

3)排列模式：

探井—第1道为层位；第2道为钻时、随钻伽马，钻时排在上方；第3道为井深；第4道为岩性剖面；第5道为全烃、甲烷，全烃排在上方；第6道为toc；第7道为地层压力系数，第8道为岩心照片、岩石薄片，第9道为岩性描述，第10道为岩相组合，第11道为页岩品质评价，

开发井——第1道为层位；第2道为钻时、随钻伽马，钻时排在上方；第3道为井深；第4道为岩性剖面；第5道为全烃、甲烷，全烃排在上方；第6道为地层压力系数，第7道为岩屑照片，第8道为岩性描述，第9道为岩相描述，第10道为页岩品质评价；

4)道宽设置：

第1道道宽10mm，第2道道宽30mm，第3道道宽20mm；第4道、第5道道宽均为30mm，第6道、第7道道宽均为20mm，第8道道宽为70mm，第9道道宽110mm，第10道、第11道道宽均为10mm，

第七步：绘制页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版，确定页岩气储层岩相组合类型，评价页岩气储层品质；

第八步：量化描述是否清晰，表述页岩气储层特征，不清晰返回第六步，清晰进入第九步；

第九步：输出页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版。

1)纸质输出为a3幅面，上、下、左、右边距25.4mm，

2)将页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版jpg、png、emf格式保存，需要时输出。

本发明在涪陵页岩气田应用120口井，为导眼井侧钻提供优质页岩层段16口井，成功率100％，钻遇优质页岩气层段96.8％，利用页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版提供的页岩品质特征参数指导页岩气水平段井眼轨迹跟踪104口井，成功率100％，钻遇优质页岩气层段91.2％，实践证明，页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版能够为页岩气水平井地质导向和页岩品质综合评价提供可靠信息，能够为页岩气高效开发提供翔实数据。

附图说明

图1为本发明工作流程框图；

图2为页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版实例。

具体实施方式

下面参照图1，本发明的具体步骤是：

第一步：分类收集页岩气井资料，

1)收集待描述井地质资料，有井位报告书及钻井设计书。

2)收集待描述井录井资料，有岩心照片、岩石薄片、岩屑照片和岩性、全烃、甲烷、钻时、地层压力系数、toc、元素录井数据，按深度依序集成在excel文件中，并保留独立岩心照片、岩石薄片、岩屑照片图片文件，供制作页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版。

3)收集待描述井随钻测井资料，使用近钻头随钻测量工具时优先选用近钻头伽马描述，随钻伽马按深度依序集成在excel文件中，供制作页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版。

3)收集待描述井随钻测井资料，包括随钻伽马，按深度依序集成在excel文件中，供制作页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版，使用近钻头随钻测量工具时优先选用近钻头伽马描述。

第二步：依据录井地层岩性、全烃、toc变化判断页岩气储层，确定待描述页岩气储层井段，描述井段应包括顶板、底板部分信息，顶、底板厚度不低于2m。

所述页岩气储层判别标准：岩性为页岩、纹理构造、全烃含量，包括取心井段在内不低于0.1％(包括取心井段)、全烃对比系数不低于2、有机碳含量不低于0.5％，全烃对比系数为全烃异常值与基值之比。

第三步：依据井位报告书、钻井设计书判断页岩气井井别，按探井和开发井两类识别。

第四步-1：确定页岩气储层探井描述参数

按深度间隔确定探井描述参数：层位、钻时、随钻伽马、岩性、全烃、甲烷、toc、地层压力系数、岩心/薄片照片、岩性描述、岩相组合、页岩品质评价，有岩心资料，优先选用岩心资料。

第四步-2：确定页岩气储层开发井描述参数

按深度间隔确定开发井描述参数：层位、钻时、随钻伽马、岩性、全烃、甲烷、地层压力系数、岩屑照片、岩性描述、岩相组合、页岩品质评价。

所述钻时量纲为min/m,随钻伽马量纲为api,全烃量纲为％,甲烷量纲为％,toc量纲为％,地层压力系数无量纲。

第五步：判断页岩气井储层量化描述参数曲线刻度范围

1)所有曲线刻度均按“1-2-5”模式确定：，

(1)当曲线高值小于等于1时，线性刻度范围为0-1。

(2)当曲线高值大于1且小于等于2时，线性刻度范围为0-2；当曲线高值大于2且小于等于5时，线性刻度范围为0-5；当曲线高值大于5且小于等于10时，线性刻度范围为0-10。

(3)当曲线高值大于10且小于等于20时，线性刻度范围为0-20；当曲线高值大于20且小于等于50时，线性刻度范围为0-50；当曲线高值大于50且小于等于100时，线性刻度范围为0-100。

(4)其它依次类推。

2)深度标注，具体的是：

(1)单幅页岩气井储层量化描述段长不超过300m。

(2)当描述段长小于等于150m时，深度标注间隔为10m，即每10m标注一个深度；当描述段长大于150m时，深度标注间隔为20m，即每20m标注一个深度。

第六步：确定曲线图充填方式、绘图风格、排列模式

(1)充填方式：层位分段填充不同颜色，优质页岩气储层段的层位信息背景充填黄色、橙色；全烃、甲烷曲线采取分别左填充，全烃充填红色，甲烷充填黄色，甲烷曲线置于顶层，其它曲线不充填；岩性描述不充填，岩相组合、页岩品质评价背景采用不同颜色充填。

(2)绘图风格：岩性采用粒度剖面绘制，剖面包括颜色信息；钻时曲线采用兰色点划线；随钻伽马曲线采用红色实线；全烃曲线红色实线，甲烷曲线兰色虚线；toc杆状图采用红色，地层压力系数曲线采用黑色实线。

(3)排列模式：

探井——第1道为层位；第2道为钻时、随钻伽马，钻时排在上方；第3道为井深；第4道为岩性剖面；第5道为全烃、甲烷，全烃排在上方；第6道为toc；第7道为地层压力系数，第8道为岩心照片、岩石薄片，第9道为岩性描述，第10道为岩相组合，第11道为页岩品质评价。

开发井——第1道为层位；第2道为钻时、随钻伽马，钻时排在上方；第3道为井深；第4道为岩性剖面；第5道为全烃、甲烷，全烃排在上方；第6道为地层压力系数，第7道为岩屑照片，第8道为岩性描述，第9道为岩相描述，第10道为页岩品质评价。

4)道宽设置：

第1道道宽10mm，第2道道宽30mm，第3道道宽20mm；第4道、第5道道宽均为30mm，第6道、第7道道宽均为20mm，第8道道宽为70mm，第9道道宽110mm，第10道、第11道道宽均为10mm。

第七步：绘制页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版，确定页岩气储层岩相组合类型，评价页岩气储层品质

1)绘制层位，按小层、段、组顺序，依序优先选择1个层位信息绘制，当有小层分层信息时，仅绘制小层，当无小层分层信息、有段分层信息时仅绘制段层位信息，当小层、段分层信息均不存在时，按组绘制层位信息。

2)绘制钻时、随钻伽马、岩性剖面、全烃、甲烷、toc、地层压力系数，按第六步规定的曲线图充填方式、绘图风格、排列模式绘制。

3)导入岩心/岩屑照片(开发井时用岩屑照片)、岩石薄片，根据导入的岩心照片、岩石薄片，在对应深度段直接粘贴彩色照片。

4)作岩心描述、岩屑描述、薄片描述，具体如下：

(1)岩心描述，依据井段岩心实物和岩心照片，进行岩石定名，描述岩石颜色、非粘土矿物的含量变化及分布情况(目测观察有机质含量较多时应详细描述)、与稀盐酸反应情况、物理性质、页状层理、构造、化石及含有物、含气试验、接触关系、裂缝发育状况。

(2)岩屑描述，待描述井有岩心时不进行岩屑描述，没有岩心时，依据岩屑实物，参照邻井岩心资料，岩石定名，描述岩石颜色、非粘土矿物的含量变化及分布情况(目测观察有机质含量较多时应详细描述)、化石及含有物、物理性质、结构、构造、与稀盐酸反应情况。

如以岩心描述为准，不再进行岩屑描述。

(3)薄片描述，依据薄片镜下观察，岩石定名，描述岩石的组分，成分(目测观察有机质含量较多时应详细描述)，结构、构造、化石及含有物、裂缝发育状况。

5)确定页岩气储层岩相组合类型

依据元素录井、岩石薄片确定的页岩气储层矿物组分及有机碳含量和地区划分标准，确定岩相组合类型。

6)评价页岩气储层品质

依据页岩气储层品质地区评价标准，评价页岩气储层品质。

第八步：量化描述是否清晰，表述页岩气储层特征，不清晰返回第6步，清晰进入第九步。

第九步：输出页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版

1)探井纸质输出为a3幅面，上、下、左、右边距25.4mm，第1道道宽10mm，第2道道宽30mm，第3道道宽20mm；第4道、第5道道宽均为30mm，第6道、第7道道宽均为20mm，第8道道宽为70mm，第9道道宽110mm，第10道、第11道道宽均为10mm。

2)开发井纸质输出为a4幅面，上、下、左、右边距不少于15mm，第1道道宽10mm，第2道至第6道道宽均为20mm，第7道道宽为50mm，第8道道宽60mm，第9道、第10道道宽均为10mm。

3)将页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版jpg、png、emf格式保存，需要时输出。

本发明以涪陵页岩气田zy井为例说明。zy井是中扬子地区川东南某构造上的一口页岩气开发试验井，该井分别进行了岩屑、岩心、综合、地化录井和随钻测井资料采集。

涪陵页岩气田，根据页岩的有机碳含量、硅质含量，页岩岩相组合类型细分为含碳低硅页岩相、中碳低硅页岩相、高碳低硅页岩相、中碳中硅页岩相、高碳中硅页岩相、高碳高硅页岩相、富碳高硅页岩相7种。

先分类收集zy井资料，

第三步：依据zy井井位报告书、钻井设计书判断zy井井别为探井，目的层段为志留系龙马溪组中段—奥陶系五峰组。确定探井(zy)井描述参数。

第五步2)深度标注，zy井描述段长大于150m，深度标注间隔为20m，即每20m标注一个深度。

第六步确定曲线图充填方式、绘图风格、排列模式，

(1)zy井曲线图充填方式：按小层、段信息分段填充不同颜色，颜色选择依据为页岩气储层品质评价结果，优质页岩气储层段的层位信息背景充填黄色、橙色；全烃、甲烷曲线采取分别左填充，全烃曲线充填红色，甲烷曲线充填黄色，甲烷曲线置于顶层，其它曲线不充填；岩性描述不充填，岩相组合、页岩品质评价背景采用不同颜色充填，充填与层位颜色一致，

(2)绘图风格：岩性采用粒度剖面绘制，剖面包括颜色信息；钻时曲线采用兰色点划线；随钻伽马曲线采用红色实线；全烃曲线采用红色实线，甲烷曲线采用兰色虚线；toc杆状图采用红色，地层压力系数曲线采用黑色实线。

(3)排列模式：

zy井第1道为层位；第2道为钻时、随钻伽马，钻时排在上方；第3道为井深；第4道为岩性剖面；第5道为全烃、甲烷，全烃排在上方；第6道为toc；第7道为地层压力系数，第8道为岩心照片、岩石薄片，第9道为岩性描述，第10道为岩相组合，第11道为页岩品质评价。

(4)道宽设置：

第1道道宽10mm，第2道道宽30mm，第3道道宽20mm；第4道、第5道道宽均为30mm，第6道、第7道道宽均为20mm，第8道道宽为70mm，第9道道宽110mm，第10道、第11道道宽均为10mm。

第七步：绘制页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版，确定页岩气储层岩相组合类型。

选用sga-870页岩气储层岩屑与岩心量化描述软件制图，从zy井.xls文件中导入绘图信息，

绘制层位，按龙马溪组中段、⑨—①小层层位信息依序绘制(见图2)。

第七步4)(1)岩心描述，依据井段3345.0～3515.0m岩心实物和岩心照片，进行岩石定名，描述岩石颜色、非粘土矿物的含量变化及分布情况、与稀盐酸反应情况、物理性质、页状层理、构造、化石及含有物、含气试验、接触关系、裂缝发育状况。zy井井段3495.5-3511.0m，以灰黑色碳质页岩为主，页理较发育，岩心较污手，破碎严重，呈薄饼状发育，变形构造、网状缝发育。

(3)薄片描述，依据导入的井深为3426.47m的岩石薄片照片，岩石定名，粉砂质粘土页岩，岩石组分：粉砂27.5％，以石英、长石为主；粘土69.0％，被碳质浸染。

第七步5)确定页岩气储层岩相组合类型；

依据元素录井、岩石薄片确定的页岩气储层矿物组分及有机碳含量和地区划分标准，确定岩相组合类型；

依据四川盆地川南地区涪陵页岩气田页岩岩相划分标准为：有机碳含量≥4％为富碳、有机碳含量＜4％且≥2％为高碳、有机碳含量＜2％且≥1％为中碳、有机碳含量＜1％为含碳，硅质含量≥35％为高硅、硅质含量＜35％且≥25％为中硅、硅质含量＜25％为低硅，岩相组合类型以岩石相基本类型加碳质与硅质前缀定名，碳质放前、硅质放后标准。

确定zy井页岩气储层段岩相组合类型，龙马溪中段3353.0-3395.0m为含碳低硅页岩相，⑨-⑧小层3395.0-3442.0m为高碳低硅页岩相，⑦-⑥小层3442.0-3468.5m为中碳中硅页岩相，⑤-①小层3468.5-3511.0m高碳高硅页岩相、富碳高硅页岩相，

依据四川盆地川南地区涪陵页岩气田页岩气储层品质评价标准：ⅰ类，全烃对比系数≥20，地层压力系数≥1.50，岩相组合为富碳高硅页岩相、高碳高硅页岩相；ⅱ类，全烃对比系数＜20且≥10，地层压力系数＜1.50且≥1.25，岩相组合为高碳中硅页岩相、高碳低硅页岩相；ⅲ类，全烃对比系数＜10且≥4，地层压力系数＜1.25且≥1.00，岩相组合为中碳低硅页岩相、中碳中硅页岩相；ⅳ类，全烃对比系数＜4，地层压力系数＜1.00，岩相组合为含碳低硅页岩相。分别对应页岩气储层品质极好、好、中等、差，其中，ⅰ、ⅱ类为优质页岩气储层。

zl井页岩气储层品质评价结果为：龙马溪中段为ⅳ类，⑨-⑧为ⅱ类，⑦-⑥小层为ⅲ类，⑤-①小层为ⅰ类；背景充填为灰色，⑨-⑧小层的背景充填为兰绿色、⑦-⑥小层的背景充填为黄色、⑤-①小层的背景充填为橙色，岩相组合、页岩品质评价背景充填与层位颜色一致。

第九步：输出页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版

1)纸质输出为a3幅面，上、下、左、右边距25.4mm。

2)将页岩气储层岩屑与岩心量化描述图版jpg、png、emf格式保存，需要时输出。

本发明给出的zy井页岩气储层量化描述图版中描述的页岩气品质评价结果和页岩气储层品质参数信息，对该井描述的优质页岩气层段进行侧钻水平井，水平段长1511.0m，经压裂试气，获36.5×10⁴m³/d无阻流量。说明本发明给出的zy井页岩气储层量化描述图版为钻水平井指示了优质页岩层段，并为水平井水平段地质导向井眼轨迹跟踪、储层评价、产气性判别提供了可靠的页岩品质特征识别数据信息。

本申请人推荐使用sga-870页岩气储层岩屑与岩心量化描述软件，能够有效提高制图工作效率。