基于随钻录井资料确定页岩气储层参数

2012-10-22戴长林石文睿石元会赵红燕

天然气工业 2012年12期

戴长林石文睿程俊石元会黄强赵红燕

1．中国石化集团江汉石油管理局测录井工程公司 2．长江大学工程技术学院

钻井过程中，利用传统的砂岩和碳酸盐岩油气层录井评价方法评价页岩气储层存在较多局限性［1－4］。主要表现为：能够满足工业开发的页岩气气层岩性特殊，脆性矿物含量较高，需要现场能够准确确定页岩矿物成分，判断岩性；页岩气储层致密，孔隙度与渗透率特别低，传统评价标准多认为其为干层或非储层；页岩气层微裂缝较发育，随钻录井显示活跃，干扰较多，甄别有效储层难；随钻定量评价页岩气储层，需要解决地层压力、孔隙度、渗透率、含气饱和度、总有机碳含量、吸附气含气量、游离气含气量等参数的测量方法及评价标准。页岩气储层同时具有致密砂岩、致密碳酸盐岩油气层的一些特征，这为评价页岩气储层提供了借鉴作用［2－6］。

1 随钻测量方法

1．1 方法分类

页岩气储层随钻测量方法按测量设备和传统认识分类，主要分为以LWD为主的随钻测井和以气测仪、综合录井仪为主的随钻录井两类。从广义角度来说，随钻录井主要包括地质录井、钻时录井、气测录井和综合录井及特殊方法录井［4］。

目前国内现场页岩气储层随钻测量工作量相对较大的测量方法是随钻录井。国外的页岩气储层评价经验显示，包括地化录井、核磁录井、地层元素录井、岩屑伽马录井在内的特殊方法录井和岩屑、岩心地质录井，以及包括钻时录井、气测录井在内的综合录井，在页岩气储层随钻测量与评价中起着相对重要作用［5－6］。

1．2 主要测量项目

综合录井项目主要有深度、钻时、全烃、烃组分（C1～C5）、非烃组分、dc指数、Sigma值、钻井液密度测量等。这些项目包括了钻时录井、气测录井内容，可为页岩气储层评价提供地层孔隙度、渗透率、含气饱和度、地层孔隙流体压力梯度、地层破裂压力梯度及页岩吸附气含气量、游离气含气量等参数。

地层元素录井、岩屑伽马录井项目主要有岩屑或岩心的矿物成分测量及岩屑自然伽马测量。它们为页岩气储层评价提供地层岩性、脆性矿物含量参数。地层元素录井使用的X射线荧光分析仪的矿物成分测量，能准确给出Si、Ga、Mg、K、U、Th、Fe、Al等10余种元素的相对变化，可定量计算出矿物成分。

地化录井主要测量岩屑或岩心的总有机碳含量、S0、S1、S2等参数。总有机碳含量测定实质是通过测量残余碳计算得到的一个参数，可以估算页岩层的吸附气含量、游离气含量。

核磁录井主要测量岩屑或岩心的孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等参数。

2 随钻评价方法

2．1 岩性识别

判别岩性的难点是高速PDC钻头条件下形成的粉末状岩屑岩性识别。对于该类岩屑，常规肉眼自然光下基本无法识别，只能依靠元素录井仪、岩屑伽马录井仪测量岩屑的矿物成分及自然伽马强度，识别粉末状岩屑岩性。由于岩屑伽马录井仪测量时效高，仪器操作工作量小，一般多用岩屑伽马录井方法识别粉末状岩屑岩性。

通常，泥页岩岩屑自然伽马值比砂岩混合样（砂岩含量10%～20%）高5～10个计数值，是纯砂岩（砂岩含量50%～80%）的2～3倍，而且泥页岩含量与自然伽马值呈线性关系。采用地区泥页岩—砂岩自然伽马交会图版判别，或是利用绘制的连续地层录井自然伽马曲线图分析，都非常方便。

国内现场使用元素录井仪（X射线荧光录井仪）可直接测量多种矿物成分，依据化学元素确定矿物成分，从而确定岩性和脆性矿物（石英＋碳酸盐岩）含量。根据公认的国外经验，页岩气层的脆性矿物含量多大于50%。页岩气层脆性矿物含量高，易于压裂，易于沿地层应力较大方向形成人造裂缝，使储层得到改造，提高渗透能力。

2．2 储层识别

储层识别的主要方法是钻时比值法与dc指数差法。

通常，进入目的层段，钻压、转速等钻井工程参数与密度、黏度等钻井液性能参数都相对稳定。相邻的泥页岩非储层与储层段的钻时存在明显的差异。泥页岩非储层与储层钻时之比称为钻时比值（ROPn／s）。差储层：ROPn／s＜1．2；中等及以上储层：ROPn／s≥1．2；好储层：ROPn／s≥1．5；高压储层，ROPn／s≥4（图1和表1）。

现场划分页岩气显示储层时，采用钻时比值、dc指数差、烃对比系数、全烃含量曲线结合分层。所谓烃对比系数，是指泥页岩非储层或明显的含烃水层全烃或甲烷平均值与储层段的全烃或甲烷有效异常值之比。当烃对比系数大于4．0，把钻时比值大于1．5或Δdc大于0．25的连续井段划分为一个页岩气异常显示层段，中部夹层小于2m者一般不扣除，视为连续井段。

图1 钻时比值储层判别图

表1 钻时比值（ROPn／s）、dc指数差（Δdc）与Sigma比值（∑n／s）对应关系表

2．3 储层参数确定

2．3．1 地层孔隙度与渗透率

利用钻时资料确定的孔隙度反映了地层总孔隙度，称为气测孔隙度。使用条件：钻压、转速等钻井工程参数与密度、黏度等钻井液性能参数都相对稳定；尽可能规避新旧钻头影响；地层呈正常压力变化［7］。钻时变化范围4～40min／m，超过该范围可同步放大10倍或缩小为1／10，计算公式为：

式中φ为地层孔隙度（气测孔隙度）；ROPn、ROPs分别为泥页岩非储层、储层钻时，min／m；φa、φb分别为黏土层未压实地层、泥页岩非储层参考孔隙度，该值依据盆地泥岩压实规律取值。

泥页岩储层同致密砂岩、致密碳酸盐岩储层一样，以孔隙—微裂缝为主的储层孔隙度同渗透率间存在有明显的相关性，参考方程为：

式中Kq为地层渗透率（气测渗透率），mD。

2．3．2 地层压力、地层破裂压力

录井现场多用地层压力梯度、地层破裂压力梯度表征地层孔隙流体压力和地层破裂压力，其计算公式为：

式中FPG为地层孔隙流体压力梯度，MPa／100m；dcs、dcn分别为地层dc指数实测值和趋势值，无量纲；ρw、ρb分别为区域地层水密度和页岩层岩性密度，g／cm3；p、pf分别为地层压力和地层破裂压力，MPa；H为储层中部垂直深度，m；FRACmax、FRACmin分别为最大、最小地层破裂压力梯度，MPa／100m。

2．3．3 地层含气饱和度、含气量

随钻连续测量的气测烃含量反映了页岩气储层含水饱和度、含气饱和度、游离气含量，以及部分吸附气随岩屑到地面后的解吸情况。多数情况下吸附气随岩屑到地面后的自动解吸量忽略不计。利用气测资料确定的储层含水饱和度、含气饱和度，均称为气测地层含水饱和度、含气饱和度［7－13］。有关计算公式如下：

式中Sw、Sg分别为气测地层含水率和含气饱和度；n为气测含烃饱和度指数，一般为3～7；Cb、Ct分别为烃背景值和储层异常值；Bg为天然气体积系数；TOC为总有机碳含量；Gm、Gs、Gt分别为页岩气储层游离气量、吸附气量和总含气量，m3／t。

天然气体积系数的大小与天然气体组分、地层温度、地层压力相关。中、上扬子地台正常地温梯度为2．5～3．0℃／100m，正常压力系数、天然气体积系数（Bg）随深度增加而减小（图2）。

页岩气储层吸附气含量与总有机碳含量存在较强的线性相关（图3），与地层压力存在较强的非线性相关（图4），基本符合兰格缪尔等温吸附方程。

页岩气层录井定性解释评价标准见表2。

2．4 产能预测

参照川东地区致密碳酸盐岩气层产能预测方法［10］，页岩气层初始稳定产能统计预测方程为：

式中Qg为储层产能，m3／d；Ig为储层含气指数，无量纲；A、B分别为系数，A＝389．7，B＝21 773；α为井型系数，直井α＝1，水平井α＝0．50～0．58；Fk为地层压力系数，无量纲。

图2 某盆地天然气体积系数图

图3 某页岩气田总含气量、吸附气含量与总有机碳含量的关系图

图4 某页岩气田吸附气含量与地层压力的关系图

表2 页岩气层录井定性解释评价标准表

3 实例分析

页岩气层随钻录井解释评价参数确定方法在川东、鄂西地区J111、JYHF－1、HY－1、FYHF－1井进行了应用试验，获得了比较好的应用效果。这里重点介绍中国石油化工股份有限公司首口页岩气勘探试验井——J111井的应用情况。

J111井的下侏罗统东岳庙段是主要目的层，垂厚121．0m，泥页岩占该段地层厚度的73．1%，泥质粉砂岩占23．1%，砂质泥岩占3．8%。录井过程中，在东岳庙段580．0～582．0m、598．0～646．0m 井段发现并解释泥页岩气层2层50m。

井段580．0～582．0m岩性主要为深灰色泥岩，含砂，易碎，吸水性差，与稀盐酸不反应。有机碳平均含量0．4%。全烃含量由0上升到8．06%（图5），C1含量由0上升到6．0%，C2含量由0上升到1．06%，C3含量由0上升到0．28%，iC4含量由0上升到0．03%，nC4含量由0上升到0．05%；钻时比值为2．0，烃对比系数为161，气测孔隙度为6．5%，气测含烃饱和度为78．2%，气测渗透率为2．7mD。地层压力检测显示无异常压力存在，地层压力梯度为1．07MPa／100m，即静水压力梯度。钻井液密度1．10g／cm3，基本处于近平衡状态。综合解释为裂缝型泥岩含气层。

图5 J111井页岩气录井显示曲线图

图6 J111井538～645m井段XRF分析统计图

井段598．0～646．0m岩性主要为灰黑色页岩、泥岩，含砂，硬且脆，页岩页理与粒间孔发育，且孔隙间相互连通，有明显油味。XRF分析显示石英含量为47．0%～60．0%（图6），硅钙脆性矿物成分平均含量为80．0%；黏土含量为15．0%～30．0%（平均含量为20．0%）。黏土成分中伊利石平均含量为30%、高岭石平均含量为20%。全烃含量由0上升到9．85%，C1含量由0上升到8．14%，C2含量由0上升到1．09%，C3含量由0上升到0．31% ，iC4含量由0上升到0．04%，nC4含量由0上升到0．08%；钻时比值为1．5～2．0，烃对比系数为20～197，气测孔隙度为3．0%～6．5%，气测含烃饱和度为59．3%～79．3%，气测渗透率为0．3～3．2mD。随钻地层压力检测显示无异常压力存在，地层压力梯度1．07MPa／100m，即静水压力梯度，地层破裂压力梯度为2．2MPa／100m。有机碳含量最大为1．6%，平均为1．2%，地层总含气量为2．8 m3／t，游离气含量不低于1．3m3／t。综合解释为孔隙—微裂缝型页岩气层，预测产能为2 000～15 000 m3／d。

井段610．0～646．0m试气，天然气最高产量为3 960m3／d，试采稳定产量为1 860～2 300m3／d，不含硫化氢，地层呈正常压力变化，地层孔隙流体压力梯度为1．06MPa／100m。正式投产稳定产量为2 700 m3／d，开采1年后仍稳产2 300m3／d，年产气超过60×104m3。