建南东岳庙段页岩气常规测井解释模型研究——以JYHF-1井为例

石文睿 张占松 张建平 赵红燕 石元会 黄 强

（1.长江大学地球物理与石油资源学院 2.中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司）

0 引言

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气。页岩气表现为典型的“原地”成藏模式；在成藏机理上既具有吸附、游离、水溶等多重特征，又具有自生、自储、自保、储层致密等特点，是一种典型的连续性大规模、低丰度、非常规天然气聚集[1-7]。由于页岩气储层特低孔隙度、特低渗透率的物性特征和吸附与游离态的聚集模式与常规油气藏有着很大的区别，传统的常规测井解释方法不再适用于页岩气储层[1-3,6-9]。

通过对中国石化首口页岩气水平井建南构造JYHF-1井东岳庙段岩心与测井资料的整理、分析和深入研究，建立了该地区首套基于常规测井项目的解释处理模型。JYHF-1井于东岳庙段取心85.0 m，侧钻水平段长1022.5 m，分8段水力压裂改造，获1.2×104m3/d天然气产能，产水量43 m3/d，为测录井页岩气解释模型研究提供了丰富的基础资料。

1 地质概况

建南构造位于中扬子地区石柱复向斜中部，是中扬子、上扬子地区最为有利的勘探区域之一。建南构造分北高点和南高点，JYHF-1井位于该构造北高点（图1）。

图1 建南构造及JYHF-1井位置示意图

建南地区侏罗系下统自流井组东岳庙段以滨浅湖-浅湖沉积为主，泥页岩发育，沉积厚度120～150m，其中优质暗色泥页岩厚度为40～120 m、总有机碳含量TOC＞1.2%，且分布稳定。Ⅰ、Ⅱ类页岩气储层有利区面积4300 km2、资源量5.8×1011m3，平面上分布稳定，具有良好的勘探开发前景。

2 测井解释模型建立

2.1 岩性识别

建南地区东岳庙段地层岩性主要由泥岩、页岩、含泥质灰岩组成（图2），岩性相对单一，较容易定性识别。

页岩：自然伽马GR相对高值，一般大于90 API；声波时差AC相对高值，一般在270 μs/m；岩性密度DEN相对高值，一般大于2.58 g/cm3。

泥岩：GR相对高值，一般大于90 API；AC相对较高，一般为240～275 μs/m；DEN相对低值，一般小于2.58 g/cm3。

含泥质灰岩：GR相对低值，一般小于75 API；LLD相对高值；AC相对较小，一般小于240 μs/m。DEN密度相对高值，一般大于2.65 g/cm3。

不难看出，利用GR、AC、DEN测井曲线，可以有效识别岩性相对单一的东岳庙段地层岩性。

2.2 储层识别

页岩气储层由于富含有机质，因此测井响应特征与常规储层有明显不同。通常情况下，干酪根形成于还原环境，可以使铀沉淀下来，从而具有高自然伽马放射性特征。干酪根的密度较低，介于0.95～1.05 g/cm3之间。它的存在大大降低了储层体积密度。另外，干酪根还具有较高的含氢指数和较低的光电吸收指数，导致储层具有高中子孔隙度、低光电俘获截面特征。页岩气储层中含烃饱和度较高，导致高电阻率，但电阻率也会随着流体含量和粘土类型而变化。

从国内外典型页岩气藏来看，页岩气储层相比页岩非储层具有“三高二低”测井曲线特征，即GR、RT和CNL高、DEN与PE值（PEF）低特征［1］。由于本区含灰岩成分较重，DEN、PE值低特征不明显，如图2中591.0～643.0 m井段页岩气储层，具有明显“三高”特征，“二低”特征不明显。由于受矿物含量、黏土类型、有机质类型等因素的影响，建南地区东岳庙段“三高二低”的测井曲线特征不太明显。

图2 东岳庙段页岩气储层常规测井图

埃克森（Exxon）和埃索（Esso）公司Passey（1990）等人发明的“声波-电阻率”法即DT-ΔlogRt（DTRT）方法［1］，经后人多次改进，能够较好地定性划分储层、半定量计算页岩气储层总有机碳含量TOC。其基本原理就是：利用声波曲线AC（DT）与电阻率曲线LLD(Rt)叠合，不含有机质的泥岩段AC与LLD曲线基线基本重叠在一起，幅度差异能够反映地层富含有机质的情况，据此判别和划分页岩气储层。如图2中582.5～643.0 m井段，DT-RT “幅度差”明显，表征页岩层TOC丰富。依据DT-RT“幅度差”划分储层应参考岩性曲线和孔隙度曲线，综合确定页岩气储层段深度。

2.3 矿物含量模型

（1）泥质含量模型

由于泥质颗粒细小，具有较大的比面，使它对放射性物质有较大的吸附能力，并且沉积时间长，有充分时间与溶液中的放射性物质一起沉积下来，所以泥质（黏土）具有较高的放射性。在不含放射性矿物的情况下，泥质含量的多少就决定了沉积岩石的放射性强弱。因此，泥质含量的计算可以采用自然伽马曲线GR或去铀自然伽马曲线曲线CGR，计算公式：

式中：

GCUG—经验系数，新地层选择2；

GR—目的层自然伽马，API；

IGR—泥质含量指数；

GRmax—目的层纯泥岩的GR值，一般取180，API；

GRmin—目的层纯砂岩的GR值，一般取20，API。

（2）砂岩与灰岩含量模型

当PE≥PE上限值PEup时，PE=PEup； 当PE≤下限值PEdn时，PE=PEdn。

解联立方程（3）可求解泥页岩地层砂岩与灰岩含量。

式中：

Vsh、Vsand、Vlime—泥质、砂岩、灰岩体积分数，%；

PEsh、PEsand、PElime—泥岩、砂岩、灰岩PE值，无量纲；

由图2可以看出，用GR、PEF曲线计算的矿物体积分数和实验值比较匹配，平均误差小于±15%。

（3）脆性矿物含量与脆性指数模型

脆性矿物体积分数估算公式：

式中：

CSi+CO3—储层脆性矿物体积分数，%；

CSi—储层砂质（主要为石英）体积分数，%；

Cco3—储层碳酸盐矿物（方解石、白云石）体积分数，%。

式中：

BRIT—储层脆性指数，无量纲。

JYHF-1井东岳庙段582.5～643.0 m井段 （图2），页岩气储层脆性矿物含量平均在60.0%以上，最高达到80.0%，脆性指数平均0.65，储层易于压裂改造。压裂施工，首先进行小型压裂测试，采用阶梯升排量注入和阶梯降排量进行测试，得到裂缝延伸压力、闭合压力、液体效率等参数值。主压裂实际完成7段，比设计少压1段，原因是第5段压裂桥塞遇套管变形受阻而放弃。其余压裂按设计执行，入井总液量达到12037.6 m3，总加砂量为394.5 m3，微地震检测显示储层改造体积4.4×107m3，压裂获得成功。再次证明了前人研究得出的“储层脆性矿物含量大于50%、脆性指数均大于0.5时，储层易被压裂改造”结论是正确的。

2.4 孔隙度、饱和度与渗透率模型

（1）孔隙度模型

国内外在利用常规测井曲线计算多矿物地层的孔隙度时，一般采用中子-密度交会、密度-声波交会、中子-声波交会。对比三种孔隙度计算结果（图3），利用“中子-声波”方法计算的孔隙度与氦孔隙度的对比，可以看出在整个井段，计算结果与实验资料匹配良好，典型页岩气储层段591.0～643.0 m孔隙度最大8.0%、最小1.7%、平均5.2%、典型值6.0%；中子-密度交会计算的591.0～643.0 m页岩储层孔隙度明显偏小，密度-声波交会计算的孔隙度在565.0～572.0 m井段与实验数据较为匹配，575.0～649.0 m井段不匹配。

图3 东岳庙段页岩气储层测井孔渗饱计算与岩心测量对比图

东岳庙段页岩采用“中子-声波”孔隙度计算模型如下：

式中：

VSH—泥质体积分数，%；

Vsand—砂岩体积分数，%；

Vlime—灰岩体积分数，%；

Φ—孔隙度，%；

AC—声波时差，μs/m；

Tf—流体声波，一般取600，μs/m；

Tsand—纯砂岩声波值，一般取180，μs/m；

Tlime—纯灰岩声波值，一般取156，μs/m；

CNL—补偿中子值，%；

Nf—流体中子值，一般取100，%；

Nsand—纯砂岩中子值，一般取-2.1，%；

Nlime——纯灰岩中子值，一般取0，%。

JYHF-1井东岳庙段591.0～643.0 m井段页岩气储层“中子-声波”孔隙度典型值为6.0%。

（2）饱和度模型

与常规储层不同，页岩气储层泥质含量大，泥质对饱和度的影响较大，并且储层含水饱和度与地层孔隙度也紧密相关，一般采用Total-shale含水饱和度计算模型。页岩气储层含水与含气饱和度计算模型[10]：

式中：

Rsh—泥岩电阻率，东岳庙取20，Ω·m；

Vsh—泥质体积分数，%；

Rt—深探测电阻率，Ω·m；

Sw—含水饱和度，小数；

Sg—含气饱和度，小数；

Rw—地层水电阻率，东岳庙取0.06，Ω·m；

Φ—地层孔隙度，%；

a—岩性系数，取1.0，无量纲；

m—地层胶结指数，取2.0，无量纲；

n—饱和度指数，取2.0，无量纲。

从图2和图3中可以看出，604.0～625.0 m井段为良好页岩气储层。图3中计算的含水饱和度值最大78.0%、最小42.0%、平均50.0%、典型值45.0%，与实验测量数据较为匹配。

（3）渗透率模型

由于建南地区东岳庙段页岩储层渗透率极低，常规的测井渗透率计算模型难以获得的理想的效果。岩心孔渗实验测量数据显示，东岳庙段孔隙度和渗透率相关性较好，可以利用岩心孔渗实验测量数据建立渗透率计算模型：

式中：

K—渗透率，mD；

a—岩心实验回归系数，取0.0003；

b—岩心实验回归系数，取0.781；

Ф—孔隙度，%。

由图3可以看出，通过此模型计算的591.0～643.0 m井段页岩气储层渗透率PERM与岩心实验测量数据匹配较好，相关性较强，岩心PERM平均0.02 mD，二者相对误差在1个数量级范围之内。

2.5 TOC计算模型

国内外利用测井曲线计算有机碳含量的方法有许多，如DEN（Daniel Rose,2008）、GR、U含量、DT—RT法等。

JYHF-1井东岳庙段DEN与岩心实验室测定的TOC回归，TOC=-0.85×DEN+3.32，R=-0.1,相关性极弱；GR与TOC回归，TOC=-0.004×GR+0.761，R=0.4,相关性较弱；U含量与TOC回归，TOC=-0.34×U+0.65，R=0.6，相关性弱，不适应利用测井曲线计算TOC。

声波-电阻率曲线法计算公式：

式中：

A、B— 井区系数，东岳庙段A取6、B取0。

时差曲线AC基值AC0取240 μs/m，电阻率曲线基值LLD0取20 Ω·m。

利用DT-RT法计算TOC（图4），电阻率曲线LLD对数刻度（Ω·m），左刻度0.2、右刻度200；时差曲线AC线性刻度（μs/m），左刻度450、右刻度150。这时,声波-电阻率曲线在TOC含量少的地方重叠，选择上部泥岩段，重叠时的声波时差值为AC0，重叠时的深电阻率值为LLDb。通过对比发现，东岳庙段利用“声波-电阻率”法计算的有机碳含量与室内岩心分析结果较为匹配，储层TOC平均1.23%，相对误差小于±20%。

2.6 干酪根计算模型

页岩气储层干酪根含量采用经验公式计算[10]：

式中：

KER—干酪根体积，%；

TOC—有机碳体积分数，%；

DEN—测井岩性密度，g/cm3；

k—地区干酪根转换系数，0.8；

Dker：地区干酪根密度，取1.05，g/cm3。

JYHF-1井东岳庙段591.0～643.0 m井段页岩气储层干酪根计算结果TOC对应较好（图4）。

图4 测井TOC及含气量计算结果与岩心测量数据对比图

2.7 含气量计算模型

（1）游离气含量模型

游离气一般赋存于泥页岩的孔隙或裂缝中，主要成分为甲烷，与泥页岩孔隙度、含气饱和度等因素有关。所谓游离气含量，系指单位质量页岩中的游离气在地面条件下的体积，单位是m3/t。若将甲烷气视作理想气体，那么游离气含量计算模型则为：

式中：

Gf— 游离气含量，m3/t；

Bg—天然气体积系数，建南地区东岳庙段取0.015～0.018，平均取0.016；

φ—孔隙度，小数；

Sw—含水饱和度，小数；

ρb— 测井体积密度，g/cm3。

建页HF-1井东岳庙段591.0～643.0 m井段页岩气层， 平均孔隙度Φ=6.0%、Sw=45%、ρb=2.65 g/cm3，甲烷气视作理想气体，利用式（11）求得页岩气层游离气含量Gf=0.78 m3/t。

（2）吸附气含量模型

吸附于页岩储层中的气体基主要为CH4。1916年法国化学家Langmuir(朗格缪尔)在研究固体表面吸附特性时，提出了单分子层吸附的状态方程，即Langmuir方程：

式中：

Gs—泥页岩吸附气含量，m3/t；

VL—泥页岩储层朗氏体积，m3/t；

PL—泥页岩储层朗氏压力，MPa；

P—泥页岩储层地层压力，MPa。

在低压下，气体吸附量随着压力的增大快速增加，达到一定压力后吸附量达到饱和，成为一条平滑的直线。这一饱和吸附量称为朗氏体积VL，到达1/2朗氏体积吸附气量所需的实验压力称为朗氏压力PL。北美地区的勘探实践表明，页岩吸附气大多服从Langmuir方程。页岩气储层温度与解析试验温度接近时，不需要进行温度压力校正。Langmuir方程适用于估算存在游离气的泥页岩储层单层饱和吸附气含量平均值，不宜逐点计算单层内各点泥页岩饱和吸附量。

建南地区东岳庙段JYHF-1井21块岩心测试结果表明，页岩气储层平均朗氏体积和朗氏压力分别为：VL=1.2 m3/t、PL=2.3 MPa。 同时，得到总有机碳含量TOC（%）与吸附气含量Gs（m3/t）回归方程（图5）：

图5 总有机碳含量TOC及吸附气含量Gs关系图版

建页HF-1井东岳庙段591.0～643.0 m井段页岩气层中部压力6.6 MP,利用式（12）Langmuir方程求得储层天然气饱和吸附量Gs=0.89 m3/t。

（3）总含气量模型

页岩气总含气量Gt（m3/t）计算公式：

由图4可以看出，岩心实验测量的总含气量最大0.78 m3/t、最小0.17 m3/t、平均0.57 m3/t，与利用式（9）、（13）计算的吸附气含量0.69 m3/t相当，远小于利用式（9）、（13）及（11）、（14）计算的总含气量Gt=Gs+Gf=0.69+0.78=1.47（m3/t）。分析原因，密闭岩心实验测量的总气量应主要是吸附气含量，游离气基本不存在。

对于东岳庙段，测井计算页岩气总含气量，应选用式（9）计算TOC，再利用式（13）计算吸附气含量Gs；选用式（11）计算游离气含量Gf，最后选用式（14）计算总含气量Gt。利用式（12）Langmuir方程求得的天然气饱和吸附量定性评估式（13）求取的吸附气含量的合理性。

基于上述讨论，JYHF-1井东岳庙段591.0～643.0m井段页岩气层吸附气含量Gs=0.69 m3/t、游离气含量Gf=0.78 m3/t，总含气量Gt=Gs+Gf=1.47（m3/t）。

3 主要认识

（1）页岩气储层与普通砂岩储层常规测井解释相比，除需确定孔隙度、饱和度、渗透率等储层参数外，还需要求取储层有机碳含量、干酪根含量、吸附气含量、游离气含量、脆性矿物含量及脆性指数等，在储层识别方法与评价标准方面也存在较大区别。

（2）基于JYHF-1井建立的页岩气常规测井解释模型适用建南地区东岳庙段页岩气储层评价，孔隙度、饱和度、含气量模型的计算结果与岩心实验测量数据基本一致，可以扩展用于整个建南地区及中扬子地区陆相页岩气储层评价，对中扬子地区海相页岩气测录井解释评价具有指导意义。

（3）JYHF-1井东岳庙段582.5～643.0 m页岩气层解释评价关键参数：厚60.5 m、自然伽马115 API、岩性密度2.65 g/cm3、电阻率56.0 Ω·m、声波时差280 μs/m、泥质含量40%、孔隙度6.0%、含水饱和度4 5.0%、含气饱和度55.0%、渗透率0.02 mD、有机碳含量1.23%、吸附气含量0.69 m3/t、游离气含量0.78 m3/t、总含气量1.47 m3/t，游离气含量略大于吸附气含量。

（4）参照JYHF-1、J111等井页岩气储层压裂试气结果及国内外成功经验[1,4,7-10]，东岳庙段页岩气层解释评价参考标准：厚度H≥30 m，孔隙度Ф≥3.0%，含气饱和度Sg≥50.0%,，TOC≥1.0%,， 游离气含量Gf≥0.5 m3/t，吸附气含量Gs≥0.5 m3/t，总含气量Gt≥1.0 m3/t，脆性矿物含量CSi+CO33≥50.0%，脆性指数BRIT≥0.5。

（5）建南地区东岳庙段页岩气储层裸眼井常规测井系列优化[10]：水基泥浆常规测井系列——自然伽马GR、去铀自然伽马CGR、井径CAL、岩性密度DEN、补偿中子CNL、声波AC、深侧向LLD与浅侧向LLS、微球MSFL、井斜DEV、井温TEMP；油基泥浆条件下，LLD、LLS、MSFL等“串联型”电阻率测井项目存在不适应问题，可选用“并联型”电阻率测井项目深感应ILD与中感应ILM。

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