低阻页岩气储层的测井解释评价

杨小兵, 张树东, 张志刚, 刘　静, 邓　霞

(中国石油川庆钻探工程有限公司 测井公司，重庆 400021)



低阻页岩气储层的测井解释评价

杨小兵, 张树东, 张志刚, 刘静, 邓霞

(中国石油川庆钻探工程有限公司 测井公司，重庆 400021)

[摘要]为正确解释评价区域页岩气储层，探讨了低电阻率页岩气储层的形成机理。结合大量区域页岩地层的测井特征和地质特点，主要分析了黏土含量、黄铁矿含量、页岩中有机质的成熟度、地层可动水及矿化度、页理(层理、裂缝)等对页岩气地层电阻率的影响，结果表明形成低电阻率页岩储层的原因多，不同区块低电阻率页岩储层的形成机理不同，在实际页岩气井的综合解释评价中得到应用和检验。低阻页岩储层的形成机理和影响因素有“五高”，即：黏土含量高、地层水矿化度高、有机质成熟度高、黄铁矿含量高、页理(层理、裂缝)发育程度高，同时这些影响因素大多相互叠加。

[关键词]页岩气；测井解释评价；低阻页岩；影响因素

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以游离和吸附状态为主要存在方式的天然气聚集。中国页岩气资源广泛分布于陆相、海相盆地[1]，目前，四川盆地页岩气开发重点在海相龙马溪组，并在焦石坝、长宁-威远等区块取得较大的进展。

应用测井资料不仅可以评价页岩气的物性参数、岩石成分、总有机碳含量、吸附气、游离气含量[2]，同时用于识别页岩气储层的地层各向异性、计算岩石力学参数和脆性指数等。

测井电阻率资料是计算页岩气含气量必不可少的测井资料，测井电阻率的高低间接反映了页岩储层的含气量，但页岩层的低电阻率特征与页岩的含气量大小关系复杂。

国内常钻遇到大量的低阻常规油气层，在长宁-威远国家页岩气开发示范区、渝东南地区，无论是志留系龙马溪组还是寒武系筇竹寺组底部的页岩储层，均遇到了较多的页岩储层也表现出明显的低电阻率特征，其电阻率测井值大多<10 Ω·m，在筇竹寺组部分井的页岩层段测井电阻率甚至<1.0 Ω·m，对该类页岩地层的测井解释评价变得十分困难。

在常规油气储层中应用测井资料分析低阻油气层已有大量的文献，形成了较为成熟的评价技术。但页岩气储层的综合测井评价技术在国内还处于起步和探索阶段，对于遇到的低阻页岩气储层的测井解释更是一个难题。通过对页岩气储层的跟踪解释研究，对低阻页岩储层的成因和影响因素进行了分析和探讨，并成功解释评价了区域低阻页岩气储层。

1页岩气储层的测井特征

与常规的砂岩储层具有明显的差异，海相页岩地层具有以下测井特征：在水基泥浆钻井情况下井径一般出现扩径现象，在高含有机质井段自然伽马异常高值，无铀伽马低值，双侧向中、低值，并随粉砂质、灰质含量增高，电阻率增大，负差异不明显或呈正差异；补偿声波时差高值、补偿中子降低、补偿密度低值，低光电截面指数，在高含有机质井段光电截面指数和补偿密度明显低异常[3](图1)。

测井资料可以定性识别页岩气储层：异常高的放射性元素U测井值，对应为有机质含量高层段，具有良好的生烃能力且吸附气含量高；游离气含量在裂缝和孔隙发育段高；高声波、低密度、高电阻率的页岩层段含气饱和度高于普通的页岩[3](图1)。

图1　S1井页岩储层测井图Fig.1　Logging of the shale reservoir in Well S1

2低电阻率页岩储层的影响因素

页岩储层与常规的砂岩储层对比，具有明显黏土含量高、矿物的粒度细、有效孔隙不发育和特低的渗透率特点。低阻页岩储层的影响因素多，包括储层黏土含量高、黄铁矿含量高、有机质过高成熟度和地层可动水、钻井液低阻侵入、地层异常高压、成岩和生烃时地层水驱排不彻底、地层位于构造复杂带油气二次运移造成页岩含气饱和度偏低等。通过测井资料的综合分析，结合区域地质特征，重点分析低阻页岩储层的主要影响因素，并综合解释评价低阻页岩气储层。

2.1高黏土含量

区域上页岩储层主要由黏土、石英、少量长石、方解石(少量白云石)、有机质、黄铁矿等矿物组成，黏土的质量分数一般在15%～40%。在所谓的“甜点”页岩气储层段，黏土含量显著降低，石英类或碳酸盐岩矿物含量增加。黏土矿物的主要类型为伊利石、伊蒙混层和绿泥石，不含高岭石。黏土因含有大量的束缚水和具有较高的阳离子交换能力[4]，导致测井电阻率的降低。图1中S1井上段测井电阻率为6～10 Ω·m，而页岩气层段测井电阻率20～40 Ω·m，解释处理成果表明：上段非页岩气储层TOC含量低，含气量低，比下段的页岩气储层段的黏土含量高一倍左右，这是导致上段页岩储层低阻的主要原因之一。

2.2高黄铁矿含量

黄铁矿常被认为是低阻油气层的重要原因之一，在海相页岩气地层中黄铁矿含量高。黄铁矿一般在页岩中呈分散状或沿着页岩层理面分布，分散的黄铁矿对低频率的双侧向的影响较少，而对高频的感应测井影响较大[5]，沿着层理面的黄铁矿会导致页岩电阻率呈尖刺状降低的。图1中的高电阻率层段为优质页岩气层，阵列侧向测井薄层分辨率高，在该段见到多处尖刺状的降低，反映出层间黄铁矿的大量存在。S2井岩心描述为岩心柱面多见黄铁矿斑块零星分布，缝、洞不发育，含气实验无显示。该层段与其他井的黄铁矿含量相比，平均含量要高近一倍，平均质量分数为7%左右。图2中岩心分析的黄铁矿含量与阵列侧向的电阻率测井值的高低相关性并不大，因此分析认为高黄铁矿含量并不是S2井储层段的极低电阻率形成的根本原因。

2.3高矿化度地层水

高矿化度的地层水对常规储层的电阻率影响较大，有关这方面的描述见于众多的文献。对于页岩气储层由于黏土含量高、岩石颗粒细、孔喉结构复杂、半径小、有效孔隙不发育，因此通常认为致密页岩中自由水含量低，以黏土束缚水为主。S2井钻遇该段地层时地质录井无油气显示，钻井取心见盐霜。图2中电阻率特别低那段密度的降低与页岩的总有机质含量正相关，补偿声波和补偿中子测井值也明显降低，三孔隙度低值，为一致密的页岩储层。本段黄铁矿的含量与有机质含量不具良好的相关性，也与放射性U元素的异常高含量不具有明显的相关性。由于含U元素的矿物易于溶解于水和运移，反映地层含一定的水；同时分析下伏白云岩地层的测井值<150 Ω·m，高角度裂缝发育，在区域上为水层特征，见图3。结合岩心见岩霜，分析认为页岩地层被下伏白云岩地层高矿化度水所淹，导致特低电阻率。测井解释处理储层含气量低，仅有少量的吸附气，在该段试油，用两台制氮车油管正注气举排液，管口出股状、雾状褐黄色水，测返排液氯根浓度为44.780 g/L，当初压裂液氯根浓度为15 g/L左右，密度为1.04 g/cm3，表明地层水矿化度很高。试油成果：微水、微气。

图2　S2井页岩储层测井处理成果图Fig.2　Logging interpretation result of the shale reservoir in Well S2

在贵州的部分页岩气评价井中富含有机质的筇竹寺组储层试油，结论为产水和微气，也印证了地层可动水是导致页岩地层呈低电阻率特征的原因之一。

2.4高成熟的页岩有机质导电

页岩作为烃源岩，有机质的成熟度是评价页岩气的一个重要指标。在过成熟的页岩层段，岩石矿物颗粒晶体排列更加有序一致，黏土矿物伊利石向绿泥石和云母演化，同时干酪根通过热解和烃类裂解生成干气，最终残余物转化成固体沥青、石墨等残渣。国外文献提到当页岩中有机质的成熟度——镜质体反射率Ro>4.5%时，页岩呈低电阻测井值[6](图4)。

国外对于有机质的导电能力大小、有机质的含量、分布形状(层状、分散状)以及有机质内孔隙连通性对页岩层电阻率大小的影响进行了数字模拟，结果表明，使用常规储层的Archie公式计算的含水饱和度与岩心分析结果存在较大的误差[7]，因此有机质(干酪根)的导电性必须引起地质学家的重视。

据区域有关地质资料，中国南方海相页岩气开发的重要层位——筇竹寺组在地质历史中经历过长时期深埋，最大埋深达到7～9km，Ro值一般为2.7%～4.9%，表明筇竹寺组页岩处于高过成熟—极高成熟阶段，具备出现有机质碳化的地质条件[8]。在云南省德泽地区，寒武系中见到了石墨矿产[9]。S2井附近区域成熟度很高，从图2中可以见到电阻率最低处也是总有机碳含量最高的层段，取心描述为灰黑色碳质页岩，碳质分布不均，页理发育，分析认为有机质过成熟。一般情况下有机质电阻率较高，当它处于过成熟阶段时，会向高阶无烟煤或石墨演变，高阶无烟煤和石墨均具有良好的导电性，因此推测有机质过高成熟度也是该层段特低电阻率的成因之一。

图3　S2井页岩段下伏地层常规测井与成像图Fig.3　Logging and resistivity image of the underlying strata under the shale reservoir of Well S2

图4　国外某井过成熟度页岩储层测井特征Fig.4　Logging of the over-mature shale reservoir in some well abroad

图5　S3井低阻页岩气层段综合测井与电成像测井特征图Fig.5　Synthetic logging and resistivity image characters of Well S3 shale gas reservoir

在过成熟地层有机质生烃能力差，如果地层保存条件好，油气没有二次运移，同样为优质的页岩气地层。

2.5页理缝(层间缝)发育的影响

从研究区页岩铸体薄片可清晰观察到的页岩发育薄互层，在宏观上存在大量的层间缝。页岩中的页理缝主要是页岩沉积过程中形成的具剥离线理的平行层理纹层面间的缝隙，由一系列薄层页岩组成。页理为力学性质薄弱的界面，极易剥离。由于页岩气生成过程的巨大压力，在页岩层段发育复杂微裂缝。而层间缝一般平行于层间面，主要由于地层受到外力的挤压，发生滑动，同时在后期被黄铁矿、黏土、自生矿物等充填或半充填。

在图5中，S3井高伽马井段，电阻率低于上下围岩，通过成像测井资料处理解释，对应的电成像图上微细层理(层间缝)明显更发育。在页理缝(层间缝)发育层段对应常规电阻率曲线出现明显电阻率降低，两者一致性较好，说明页理缝的存在对电阻率的影响很大。

3低电阻率页岩气储层的测井综合解释评价

3.1低电阻率页岩储层的综合分析

目前国内在四川长宁、云南昭通、贵州、渝东南、湖南保靖等区块钻遇寒武系筇竹寺组(牛蹄塘组)页岩地层，尽管底部层段TOC含量相当高，是优质的页岩气烃源岩；但保存条件差，测井资料表明井周附近裂缝、断层发育，页岩层油气散失，页岩层含气量低，并且以氮气为主，孔隙裂缝中以水为主，在测井上基本上反映出低电阻率、特低电阻率的特征。

在测井综合评价低阻页岩气储层时，必须综合分析页岩层段的黏土含量、黄铁矿含量、区域地层水矿化度、有机碳的成熟度、页岩层理缝等因素对页岩气地层电阻率的影响。在中国南方海相页岩地层具有有机质成熟度高、黄铁矿含量高、地质构造复杂、油气易散失等地质特点，这些导致页岩低电阻率的因素基本上同时存在，并可能叠加。

不同区块、不同层系页岩地层的低电阻率的主要影响因素各不相同，只有充分分析页岩地层的低电阻率的主要影响因素，结合地质、岩心分析和试油资料，才能正确识别出页岩气储层和非页岩气储层。

测井计算S1井低电阻率井段黏土含量高、TOC含量低、含气量低，地层以束缚水为主，为非页岩气储层。S2井低电阻率井段TOC含量高，黏土含量较低，含气量低，储层保存条件差，该段和下伏的白云岩储层一同被高矿化度地层水所淹，因此不是有利的页岩气储层。

3.2低电阻率页岩气储层的综合解释评价

长宁-威远国家页岩气示范区S4井为一典型的低阻页岩气储层(图6)。在测井解释井段双侧向大段低阻，电阻率主要在4～15Ω·m之间变化，部分层段<4Ω·m。在红色框线内的井段无铀伽马高值，电阻率降低，补偿中子和补偿声波时差值明显增大，为黏土含量较高的响应特征。该段岩心见大量呈分散状结核或层状分布的黄铁矿，个别页岩岩心呈千层饼构造，沿层理发育的低角度缝和高角度充填缝较发育，岩心中氯化盐含量有一定增大，分析储层段低电阻率的成因为：上段主要为黏土含量偏高，下段黄铁矿含量高、低角度有效裂缝发育，地层束缚水矿化度高所致。测井解释处理成果和岩心分析表明该段TOC含量高，页岩吸附气和游离气含量较高，页岩中的水以束缚水为主，结合地质录井显示为气测异常，测井综合解释为页岩气层。

在测井解释的页岩气层段，进行大型压裂改造，在排液占应排液量的39.4%后测试产量为(6.5～7.6)×103m3/d，所排液体pH值为7、密度为1.02g/cm3、Cl-浓度为35.230g/L(压裂液Cl-浓度为12.490g/L)，出口点火燃烧，火焰呈桔红色，焰高3.0～4.0m，累计放空气量0.323×106m3，试油结论为优质页岩气储层。

图6　S4井低阻页岩气测井综合解释处理成果与岩心特征图Fig.6　Logging interpretation and core characters of the shale reservoir in Well S4

在研究过程中，结合部分低电阻率页岩气井的试油成果，对四川盆地南部、渝东南、湖南保靖等地区多口低电阻率井进行了测井解释评价，解释成果得到了地质学家的认同，试油建议得到采用。

4结 论

形成低电阻率页岩储层的影响因素多，测井资料研究表明区域页岩层低电阻率的主要影响因素为“五高”:高黏土含量、高黄铁矿含量、高页岩成熟度、高地层水矿化度、页岩页理(层间裂缝)发育程度高等。在海相页岩储层中，这几种影响因素大多同时存在并相互叠加。

不同区块、不同层系页岩地层的低电阻率的主要影响因素各不相同，本文所举的实际例子具有不同的针对性。

电阻率是计算页岩气含气量必不可少的测井资料，测井电阻率的高低间接反映了页岩储层的含气量；但页岩层的低电阻率特征与页岩的含气量大小关系复杂，用电阻率的高低来解释评价页岩储层时需要结合地质、岩心分析和试油资料，才能正确识别出页岩气储层和非页岩气储层。

在掌握了区域页岩气地层低电阻率的机理情况下，结合地质录井、岩心资料综合解释评价了多口低阻页岩气储层，试油成果均表明解释的正确性，为其他区块低电阻率页岩地层的测井解释评价提供了经验。

随着测井资料、地质和试油资料的丰富，对低阻页岩储层的评价会更深入和更准确，从而为页岩气的勘探开发提供更准确的测井解释成果。

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《成都理工大学学报(自然科学版)》编辑部

[第一作者] 梁利喜(1976-),男,博士,讲师,主要从事地质工程、非常规页岩岩石力学研究, E-mail：361184163@qq.com。

Logging interpretation and evaluation of low resistivity

shale gas reservoirs

YANG Xiao-bing, ZHANG Shu-dong, ZHANG Zhi-gang, LIU Jing, DENG Xia

WellLoggingCo.,CNPCChuanqingDrillingEngineeringLtdCo.,Chongqing400021,China

Abstract:This paper makes an approach to the formation mechanism of the low resistivity shale reservoirs for exactly interpreting the regional shale gas reservoirs. Combined with the synthetic log data and geological characteristics of many regional shale layers, the paper analyzes the influence of the clay content, pyrite content, the organic matter maturity, the reservoir movable water and its degree of mineralization, and the shale lamina(layer lamina, fracture) on the resistivity of the shale gas reservoirs. The result indicates that there are many influential factors to cause low resistivity shale reservoirs. The formation mechanism of the shale reservoir is different in different zones. This conclusion is applied and verified in the synthetic interpretation of shale gas wells. The formation mechanism and influential factors of the low resistivity gas shale reservoirs are “five highness”, namely, high content clay, high degree mineralization of water, over mature organic matter, more pyrite, and more shale lamina (layer lamina, fracture). At the same time，these influential factors are frequently superposition.

Key words:shale gas; logging interpretation; low resistivity shale; influential factor

[基金项目]国家自然科学基金联合基金重点项目(U1262209)；国家自然科学基金面上项目(51274172)。

[收稿日期]2014-02-14。

[文章编号]1671-9727(2015)06-0700-09

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2015.06.08

[文献标志码][分类号] TE122.24; P631.81 A