页岩气测井评价方法研究——以四川盆地蜀南地区为例

钟光海，谢　冰，周　肖

（1.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都610041；2.页岩气评价与开采四川重点实验室，成都610041）

页岩气测井评价方法研究
——以四川盆地蜀南地区为例

钟光海1，2，谢冰12，周肖1，2

（1.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都610041；2.页岩气评价与开采四川重点实验室，成都610041）

页岩气是一种重要的非常规天然气资源，目前国内对页岩气储层测井评价方法的研究还处于起步阶段。在对国内外页岩气储层测井评价方法调研的基础上，根据岩心分析资料，建立了四川盆地蜀南地区页岩气测井评价岩石物理模型。通过开展总有机碳含量、吸附气含量及游离气含量等计算方法的研究，形成了针对四川盆地蜀南地区页岩气储层关键参数的计算方法，并开发了相应的测井解释模块，建立了一套系统的页岩气储层测井评价方法。该方法支撑了页岩气试油层段及储层改造措施优选，为四川盆地页岩气藏的勘探开发提供了技术保障。

页岩气；岩石物理模型；吸附气；游离气；蜀南地区；四川盆地

0　引言

页岩气藏与常规油气藏在多方面存在较大差异，因而页岩气储层与常规油气储层的测井评价方法不同，其测井解释模型完全不同于常规油气储层所适用的模型。目前，四川盆地蜀南地区基本使用常规测井解释评价方法对页岩气井进行评价，尚未形成针对区域页岩气的测井精细解释方法体系，测井处理和解释精度较差，因此系统研究适用于该地区的页岩气测井精细解释方法非常有必要。笔者根据岩心分析资料，建立蜀南地区页岩气储层总有机碳（TOC）含量、含水饱和度、吸附气含量及游离气含量等岩心刻度计算模型，形成该区页岩气储层测井评价方法，以期为现场试油层位优选提供技术指导。

1　页岩气储层特征

页岩（Shale）是一种成分复杂的沉积岩，具有薄页状或薄片层状节理，主要是由黏土沉积埋藏再经地层温度和压力作用形成的岩石，并混杂有石英、长石的碎屑以及其他矿物［1］。四川盆地蜀南地区页岩气储层属于深水陆棚相沉积，岩性一般为富含炭质的黑色页岩，矿物成分除了黏土、石英、长石（斜长石、正长石）和有机质外，还有大量的方解石和白云石，此外，由于沉积时处于还原环境，还含有一定数量的黄铁矿。

根据蜀南地区宁201井和威201井100余个页岩岩心实验分析资料，结合钻探情况分析，认为该区页岩气藏的储集空间主要为微孔隙和裂缝，而裂缝是游离气的主要储集空间。页岩气成藏需要一定的物性条件，美国页岩气储层孔隙度一般为3%～5%，高者可达10%～15%［2］。页岩气的产出一般是储集在基质孔隙和裂缝中的游离气优先被采出，其后才是吸附气。对蜀南地区宁201井和威201井页岩岩心物性的分析结果表明，该区孔隙度主要为4%～8%，占85%以上；岩心渗透率小于0.01 mD，主要为10～100 nD，占70%以上。因此，蜀南地区页岩气储层属于低孔、特低渗储层。

2　页岩气储层关键参数的计算方法研究

根据国外公司的研究，页岩气主要包括游离气和吸附气，而TOC含量与孔隙度控制着总含气量的大小［3］。总体来说，除了过去评价常规气藏常用的孔隙度、渗透率、含水饱和度和储层厚度4个参数外，页岩气储层增加了TOC含量、吸附气含量和游离气含量等关键参数，而测井技术可以提供这些页岩气开发的关键参数。

2.1建立页岩气岩石物理模型

蜀南地区页岩气储层一般为富含炭质的黑色页岩，矿物成分包括黏土、石英、长石（斜长石、正长石）、有机质、方解石、白云石及少量黄铁矿，流体主要为天然气和束缚水。由于页岩气储层有机质含量高，黄铁矿广泛存在，故在岩石物理模型中增加了有机质和黄铁矿组分（图1）。

图1　页岩气储层测井岩石物理模型Fig.1Logging petrophysical model of shale gas reservoir

图2　ΔlogR叠合图上各种特征的解释示意图Fig.2Schematic diagram showing the characteristics of ΔlogR superposed graph

2.2有机碳含量计算方法

根据蜀南地区岩心分析，提出2种方法来计算TOC含量：一是电阻率与孔隙度测井曲线重叠法；二是放射性铀元素含量与总有机碳关系回归法。

2.2.1电阻率与孔隙度测井曲线重叠法

国内外利用测井资料评价烃源岩最常用的方法是ΔLogR法［4］。该方法将一种专门刻度的孔隙度测井曲线（一般是声波时差曲线）叠合在一条电阻率曲线上，并以细颗粒的非烃源岩为基线，该基线存在的条件是这2条曲线“轨迹”一致或在一个有意义的深度范围内重叠，这2条曲线的幅度差就定义为ΔLogR（图2）。应用ΔLogR幅度差不仅可以定性识别页岩气储层，还可以定量计算TOC含量。

ΔlogR法采用电阻率与孔隙度曲线重叠来定量评价烃源岩的TOC含量。在选择孔隙度曲线时，采用声波时差与电阻率曲线叠加比采用密度或者中子与电阻率曲线叠加计算所得到的TOC含量精度更高。这是由于井眼环境会影响到密度和中子测井值，富含有机质的层段往往黏土含量较高，通常井壁容易垮塌，密度-中子测井曲线异常较明显。因此，通常采用电阻率-声波时差叠合法来计算TOC含量，具体计算方法［4］如下：

式中：R和R基线分别为岩石电阻率和非烃源岩的电阻率，Ω·m；Δt和Δt基线分别为岩石声波时差和非烃源岩的声波时差，μs/m；TOC为总有机碳质量分数，%；k为相对互溶刻度的比例系数，一般都需要经过岩心分析资料的刻度标定，有机质成熟度不同的地层，其系数K有些许差异；LOM为与页岩成熟度有关的一个参数，取5～18。

成熟度（Ro）越高，则LOM值也越高，国外对于这种关系（图3）进行了大量的研究［4］。蜀南地区志留系和寒武系地层的Ro高，一般大于2.5，故在使用上述公式时LOM的取值大于12。

图3　LOM值与成熟度的关系Fig.3Relationship between LOM and maturity

2.2.2放射性铀元素含量与总有机碳关系回归法

研究表明，富含有机质的烃源岩由于吸附了大量的铀元素，所以常伴随着高的放射性异常，即高的自然伽马值。因此，可用异常高的自然伽马值来识别烃源岩［5］。对于蜀南地区页岩气储层，本次研究发现能谱测井铀元素含量与岩心分析的TOC含量存在良好的线性关系（图4）。

图4　铀元素与TOC质量分数关系Fig.4Relationship between uranium and TOC content

由图4拟合可得到如下的经验关系式：

式中：U为岩石铀元素质量分数，×10-6；A0和A1均为系数，小数。

从蜀南地区宁203井龙马溪组页岩气储层2种方法计算TOC含量的结果对比分析（图5）可以看出：利用铀元素计算的TOC含量与实验分析结果具有非常高的吻合度，计算精度完全能够满足实际生产的需要；利用ΔlogR重叠法计算的优质页岩气储层上部的TOC含量与岩心一致性较好，但计算出的优质页岩气储层下部TOC含量与岩心对应性较差。因此，在蜀南地区优选铀元素来计算TOC含量。

图5　蜀南地区宁203井龙马溪组2种TOC含量计算方法处理结果对比Fig.5Contrast of TOC content of Longmaxi Formation in Ning 203 well in Shunan area calculated by two methods

2.3矿物组分及物性参数的计算方法

2.3.1孔隙度的计算方法

目前主要采用最优化的多矿物模型［6］，利用优化技术将各种测井响应方程联立求解并寻优，即可得到地层岩石（或矿物）组分、流体的体积及孔隙度。

根据蜀南地区页岩岩石物理模型（参见图1），利用最优化测井解释方法将各种测井响应方程联立求解，并利用优化技术，调节各种输入参数（如矿物测井响应参数），再输入曲线权值等，使方程矩阵的非相关性达到最小，从而计算出各种矿物的含量和流体的体积及地层孔隙度，即可计算得到储层参数。

式（4）～（7）中：ΔThr，ΔTmf，ΔTsh，ΔTmai，ΔT分别为残余天然气、混合流体、黏土、岩石骨架和岩石的声波时差，μs/m；ΦNhr，ΦNmf，ΦNsh，ΦNmai，ΦN分别为残余天然气、混合流体、黏土、岩石骨架和岩石的中子值，%；ρhr，ρmf，ρsh，ρmai，ρb分别为残余天然气、混合流体、黏土、岩石骨架和岩石的密度，g/cm3；φ为有效孔隙度，%；Sxo为冲洗带残余气饱和度，%；Vmai为矿物体积分数，%；Vsh为黏土质量分数，%；A为系数，小数；i=1，2，…，n，代表石英、方解石、绿泥石及伊利石等矿物。对于这个方程组，可以采用最优化的方法来计算各种矿物的含量及孔隙度。

2.3.2含水饱和度的计算方法

页岩气储层孔隙度低，一般无自由可动水，故所求得的含水饱和度为束缚水饱和度。此次研究采用Simandoux方程来计算页岩气储层的含水饱和度，模型公式［6］为

式中：Rt为岩石真电阻率，Ω·m；Rsh为纯泥岩的岩石电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Sw为含水饱和度，%；a，c，m，n均为地区岩-电实验参数，常数，可以通过地区岩-电实验来确定。

2.3.3渗透率的计算方法

根据国外文献［7-8］，充气孔隙主要是指页岩中游离气占据的孔隙空间，该值在页岩气储层评价中具有较大意义。根据蜀南地区岩心分析结果，充气孔隙度与岩石密度具有较好的相关性。根据国外岩心分析资料，充气孔隙度与渗透率呈近似指数关系［9-10］（图6）。由于充气孔隙是页岩气储层中相对较大的孔隙，天然气在其中的流动具有达西定律的特征［11-12］，因此充气孔隙度与基质渗透率具有正相关性，即充气孔隙度增大，则渗透率也增大。同样，蜀南地区岩心分析资料表明，该区充气孔隙度与基质渗透率也存在类似的关系（图7）。由此建立了蜀南地区页岩气储层的渗透率计算公式，即

图6　国外页岩储层渗透率与充气孔隙度关系Fig.6Relationship between permeability and gas-filled porosity of shale reservoir at abroad

图7　蜀南地区页岩充气孔隙度与渗透率的关系Fig.7Relationship between permeability and gas-filled porosity of shale reservoir in Shunan area

式中：K为基质渗透率，mD；φg为充气孔隙度，%；A和B均为地区经验系数，小数。

2.4含气量的计算方法

2.4.1吸附气含量的计算方法

兰格缪尔等温吸附方程［13-14］是法国化学家兰格缪尔建立的物质吸附气体的经典公式，对煤层气和页岩气等在物质表面的吸附均适用［15］。其基本理论为吸附在干酪根表面的甲烷与页岩中的游离甲烷处于平衡状态。兰格缪尔等温线（图8）就是用来描述某一恒定温度下的这种平衡关系的。

图8　兰格缪尔等温曲线示意图［15］（1 psia=0.006 9 MPa）Fig.8Diagram of Langmuir isothermal curve

该关系涉及2个重要参数：兰格缪尔体积和兰格缪尔压力，前者描述的是无限大压力下的气体体积，而后者描述的是气体含量等于二分之一兰格缪尔体积时的压力。在一定的温度条件下，对于任一压力条件下吸附的气体体积，普遍采用的兰格缪尔方程［16］的形式为

式中：Va为吸附气的质量体积，m3/t；p为储层压力，MPa；pL为兰格缪尔压力，MPa；VL为兰格缪尔体积，m3/t。

图9为不同成熟度页岩的等温吸附线。在TOC含量相近（图9中黑色与粉色实验数据点）的情况下，随着成熟度的增加，吸附气含量增大，如果再配以TOC含量的增加，那么吸附气含量就有可能大大增加（图9中红色与黑色实验数据点）。

2.4.2游离气含量的计算方法

相对于吸附气而言，游离气含量的计算方法较为简单，其计算采用国际上通用的常规方法，即游离气占据页岩的有效孔隙度，因此游离气含量的计算公式［16］为

式中：Gf为游离气的质量体积，m3/t；Bg为气体的体积压缩因子，无量纲，0.004 6；φeff为有效孔隙度，%；ψ为常数，0.91。

图9　不同有机质成熟度的页岩等温吸附线Fig.9The adsorption isothermal curve of shale at different organic matter maturity

2.4.3总含气量的计算方法

页岩气储层某一深度点的总含气量，即为该深度点的吸附气含量与游离气含量之和，计算公式如下：

式中：Vt为总含气的质量体积，m3/t；Vf为游离气的质量体积，m3/t。

3　实际应用

根据常规测井资料的处理结果，综合录井显示、电成像裂缝分析，应用建立的页岩气储层测井评价方法，对蜀南地区宁201井页岩气储层进行了测井综合评价分析（图10），共处理和解释了3段页岩气储层。

1号储层：成像测井显示裂缝发育，且三孔隙度和电阻率曲线有明显“刺刀”尖状变化，综合解释为裂缝型页岩气层。

2号储层：TOC质量分数普遍小于2%，总含气量较低，脆性矿物含量及脆性指数中等，综合解释为页岩差气层。对2号储层优选了3段进行射孔和大型加砂压裂改造，测试获得0.7万m3/d的工业气流，试油后评价分析产气主要来自于1号裂缝型页岩气层。

3号储层：TOC质量分数大于2%，总含气量高，脆性矿物含量及脆性指数高，综合解释为页岩气层。对3号储层优选了3段优质储层段进行射孔和大型加砂压裂改造，测试获得1.0万m3/d的工业气流。

上述分析表明，此次研究形成的页岩气储层测井评价方法能够满足该区页岩气储层评价要求，支撑了页岩气试油层段及储层改造措施优选。

图10　蜀南地区宁201井页岩气储层测井综合处理成果Fig.10Comprehensive logging processing of shale gas reservoir in Ning 201 well in Shunan area

4　结论及建议

（1）在区域地质特征和实钻井岩心资料分析的基础上，建立了蜀南地区的页岩气储层测井评价岩石物理模型。

（2）形成了针对四川盆地蜀南地区页岩气储层关键参数的计算方法，包括TOC含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度、吸附气含量、游离气含量及总含气量的计算模型。

（3）由于缺乏相应的实验结果，此次研究主要参照的是国外文献中的页岩气样品和国内煤层气的实验结果，所以含气量计算模型的适应性存在一定的局限。因此，建议开展针对性的页岩岩石物理实验，以提高关键参数的计算精度。

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（本文编辑：王会玲）

Well logging evaluation methods of shale gas reservoir：A case study from Shunan area，Sichuan Basin

Zhong Guanghai1，2，Xie Bing1，2，Zhou Xiao1，2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company，Chengdu 610041，China；2.Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation of Sichuan Province，Chengdu 610041，China）

Shale gas is an important unconventional natural gas resource，and research on well logging evaluation methods of shale gas reservoir is still at the starting stage in China.Based on well logging evaluation methods of shale gas reservoir at home and abroad，a petrophysical model of shale gas reservoir was established by some core data.Meanwhile，methods to calculate total organic carbon content，adsorbed gas content and free gas content were studied，a method to calculate the main reservoir parameter for shale gas reservoir was initially formed，and the corresponding well logging interpretation module was also developed.So，a set of shale gas reservoir logging evaluation techniques was establishment，which can provideguidanceandtechnical support for theshalegasexplorationanddevelopment inSichuanBasin.

shale gas；petrophysical model；adsorbed gas；free gas；Shunan area；Sichuan Basin

TE132.2

A

1673-8926（2015）04-0096-07

2015-03-06；

2015-04-25

国家科技重大专项“页岩气勘探开发关键技术——南方海相页岩气开采试验”（编号：2012ZX05018-006）资助

钟光海（1982-），男，硕士，工程师，主要从事测井资料处理及综合解释方面的研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号。电话：（028）86015644。E-mail：Zgh＿kty@petrochina.com.cn。