页岩气储层常规测井解释模型与应用实例

陈 扬，夏雪飞，魏远明，郭秀云，石元会

（1.中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北 潜江433123；2.中国地质大学〈武汉〉地球科学学院，湖北 武汉430074）

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聚集。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］。由于页岩气储层存在特低孔隙度、特低渗透率特征及以吸附和游离态聚集的特殊模式，与常规油气藏有着很大的区别，传统常规测井解释方法不适应页岩气储层解释［1－3，6－9］。

通过对建南地区某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，并依据其解释模型进行了2口井的页岩气储层精细解释。

1 测井解释模型

1.1 页岩气体积模型

根据Ambrose等国外学者研究，页岩气储层体积模型可以抽象由粘土矿物、非粘土矿物、束缚水、干酪跟及天然气、油及水组成构成（见图1）。天然气主要以吸附气与游离气存在，溶解到水中天然气可以忽略不计。

图1 页岩气体积模型示意图（据Ambrose等，2010）

国内众多学者利用测录井资料研究页岩气解释评价模型，也是基本围绕页岩气体积模型来开展，这里我们也采用该模型建立东岳庙段页岩气测井解释模型。

1.2 测井解释模型

1.2.1 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（见图2），岩性相对单一，较容易的定性识别。

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

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

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

1.2.2 储层识别

从国内外典型页岩气藏来看，页岩气储层具有“三高二低”即GR、RT和CNL高、DEN与PE值（PEF）低的测井曲线特征［1］。由于本区含灰岩成分较重，DEN、PE值低特征不明显，图2中591.0m～643.0m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、粘土类型、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。

埃克森（Exxon）和埃索（Esso）公司Passey（1990）等发明的“声波－电阻率”法即DT－ΔlogRt（DT－RT）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，参考岩性曲线和孔隙度曲线，能够综合判别和划分页岩气储层。如图2中591.0m～643.0m井段，DT－RT“幅度差”明显，表征页岩层TOC丰富。

图2 东岳庙段页岩气储层常规测井图

1.2.3 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，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（粘土 ）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。

解如下联立方程可求解泥页岩地层砂岩与灰岩含量。

式中:VSH、SAND、LIME－泥质、砂岩、灰岩含量，%；PESH、PESAND、PELIME－泥岩、砂岩、灰岩PE值，无量纲；

由图2可以看出，用GR、PEF曲线计算的矿物含量和实验值比较匹配。

3）脆性矿物含量与脆性指数模型

脆性矿物含量估算公式:

式中:Vsi＋co3－储层脆性矿物含量，%；Vsi－储层砂岩含量，%；Vco3－储层碳酸盐岩（灰岩、白云岩）含量，%。

矿物法脆性指数估算公式:

式中:BRIT－储层脆性指数，小数；Vsh－储层粘土含量，%。杨氏模量－泊松比法脆性指数估算公式［11，12］:

式中:Ec－页岩气储层杨氏模量，10GPa；μ－页岩气储层岩石泊松比，无量纲。

1.2.4 孔隙度、饱和度与渗透率模型

1）孔隙度模型

在利用常规测井曲线计算多矿物地层的孔隙度时，泥质较重情况下一般多采用 “中子－声波”方法计算的孔隙度。

东岳庙段页岩采用“中子－声波”孔隙度计算模型［1，4，8－9］:

式中:VSH、VSND、VLIME－ 泥质、砂岩、灰岩含量，%；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，%。

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［1，4，8－10］:

式中:Rsh－泥岩电阻率，东岳庙取16或20，Ω·m；Vsh－泥质含量，%；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。

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；φ－孔隙度，%；a－岩心实验回归系数，取0.0003；b－岩心实验回归系数，取0.781。

1.2.5 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。

建页HF－A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240μs／m，电阻率曲线基值LLD0取20Ω·m。

利用DT－RT法计算TOC（见图3），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Acb，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%。

1.2.6 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:KE－干酪根体积，%；TOC－有机碳含量，%；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。

建页 HF－A井东岳庙段591.0m～643.0m井段页岩气储层干酪根计算结果TOC对应较好（见图3）。

图3 测井TOC及含气量计算结果与岩心测量数据对比图

1.2.7 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，主要与泥页岩孔隙度、含气饱和度等因素有关。游离气含量系指单位体积页岩中的游离气在地面条件下的体积，单位是 m3／t。游离气含量计算模型［7－9］:

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。

将纯甲烷气视作非理想气体时，游离气含量需再乘以转换系数Ψ＝0.92。游离气含量计量单位取scf／t时，并且将纯甲烷气视作非理想气体时，Ψ＝32.1。

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，主要用于评估利用其它方法确定的吸附气含量的合理性，不宜逐点计算单层内各点泥页岩饱和吸附量。

建南地区东岳庙段建页 HF－A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＝1.2m3／t、PL＝2.3MPa。同时，得到总有机碳含量TOC与吸附气含量Gs（m3／t）回归方程:

3）总含气量模型

页岩气总含气量Gt（m3／t）计算公式:

2 实例分析

1）实例一:A井

A井东岳庙518.0m～643.0m井段、厚47.0m；自然伽马103API、岩性密度2.54g／cm3、电阻率66.0Ω·m、声波时差271μs／m；泥质含量34%、储层平均孔隙度4.6%、平均含水饱和度45.0%、含气饱和度55.0%、平均有机碳含量1.2%、吸附气平均含量0.70m3／t、游离气平均含量0.61m3／t、平均总气含量1.31m3／t，游离气含量略小吸附气含量；脆性矿物含量平均75.0%，脆性指数平均0.60；气测烃异常显示明显，地层压力检测显示储层无异常压力存在，地层压力梯度1.07MPa／Hm，地层破裂压力梯度1.86MPa／Hm。

综合解释东岳庙518.0m～643.0m井段为气层（见图4）。参照中扬子致密碳酸盐岩气层产能预测方法、经验与评价标准，预测水力压裂后产能2 000m3／d～15 000m3／d［10］。

完井后，水力压裂试气井段610.0m～646.0m。采用9.0m3／min的大排量注入方式压裂作业，累计用液量2 083.0m3，加砂65.0m3，平均砂比4.7%，施工压力24.0MPa。返排放喷10h后，出口点火成功，焰高1m～4m。地层呈正常压力变化，天然气最高产量4 000m3／d，稳定产量1 860m3／d～2 200m3／d，不含硫化氢，有少量地层水产出。试采6个月后，并入生产管线，采用气举方式正常开采，稳定产量2 700m3／d。正常开采3个月即累计开采9个月后，稳定产量仍保持在2 100m3／d以上。

图4 A井页岩气层测井解释成果图

2）实例二:B井

B井东岳庙591.0m～643.0m 井段、厚52.0m；自然伽马115API、岩性密度2.65g／cm3、电阻率56.0Ω·m、声波时差280μs／m；泥质含量40%、孔隙度6.0%、含水饱和度45.0%、含气饱和度55.0%、渗透率0.02md、有机碳含量1.23%、吸附气含量0.69m3／t、游离气含量0.78m3／t、总含气量1.47m3／t，游离气含量略大于吸附气含量；脆性矿物含量平均65.0%，脆性指数平均0.45；气测烃异常显示明显，地层压力检测显示储层无异常压力存在，地层压力梯度1.07MPa／Hm，地层破裂压力梯度1.89MPa／Hm。

综合解释东岳庙591.0m～643.0m井段为气层（见图5）。参照中扬子致密碳酸盐岩气层产能预测方法、经验与评价标准，预测水力压裂后产能为1×104m3／d～3×104m3／d。

完井后，在气层段侧钻水平井，水平段长1到22.5 m，分8段水力压裂试气（第5段因遇阻而放弃压裂 ）。压裂施工排量为10m3／min～10.5m3／min，入井总液量为12 037.6m3，总砂量为394.5m3，平均砂比为4.1%，反排求产，测得产气量1.2×104m3／d、产水量43m3／d。

图5 B井页岩气层测井解释成果图

3 主要认识

1）基于岩心试验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测井评价，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。

2）参照实例井压裂试气结果和国内外成功经验，东岳庙段页岩气层解释评价参考标准［7，9］:厚度 H≥30 m；孔隙度 φ≥3.0%，含气饱和度Sg≥50.0%，；TOC≥1.0%，，游离气含量 Gf≥0.5m3／t，吸附气含量为 Gs≥0.5m3／t，总含气量 Gt≥1.0m3／t；脆性矿物含量Vsi＋co3≥50.0%，脆性指数 BRIT≥0.5。

［1］叶静，胡永全，叶生林，等.页岩气藏水力压裂技术进展［J］.天然气勘探与开发，2012，35（4）:64－67.

［2］郝建飞，周灿灿，李霞，等.页岩气地球物理测井评价综述［J］.地球物理学进展，2012，27（4）:1624－1632.

［3］侯读杰，包书景，毛小平，等.页岩气资源潜力评价的几个关键问题讨论［J］.地球科学与环境学报，2012，34（3）:7－16.

［4］董丙响，程远方，刘钰川，等.页岩气储层岩石物理性质［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2013，28（1）:25－28.

［5］张斌，杨佳玲，解琪，等.地应力分析在鄂西渝东地区页岩气开发中的应用［J］.天然气勘探与开发，2012，35（3）:33－36.

［6］石文睿，王荣，黄强，等.川东鄂西某页岩气井气录测井解释评价研究［J］.录井工程，2012，23（1）:25－29.

［7］杨小兵，杨争发，谢冰，等.页岩气储层测井解释评价技术［J］.天然气工业，2012，32（9）:33－36.

［8］戴长林，石文睿，程俊，等.基于随钻录井资料确定页岩气储层参数［J］.天然气工业，2012，32（12）:17－21.

［9］沈建波，高秀娥，石元会，等.川东褶皱带海相碳酸盐岩气层产能预测［J］.录井工程，2010，21（4）:17－19.

［10］赵金洲，任岚，胡永全.页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2013，35（1）:1－9.

［11］RickRickman，MikeMu11en，EirkPetre，et a1.A Practica1Use of Shale Petrophysics for Stimulation Design Optimization:AllShlae PIaysAre NotClones oftheBanr ettShale［C］.SPE 115258，2008.