页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度测量及测井评价——以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例

李 军,武清钊,路 菁,金武军

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083)

页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度测量及测井评价
——以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例

李 军1,2,武清钊1,路 菁1,金武军1

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083)

在地层束缚水条件下，对页岩气储层有效孔隙度理解及测量方法尚无统一标准，由此造成同一样品的孔隙度测量结果显著差异，给储层评价带来困难。对来自四川盆地龙马溪组页岩气储层的平行岩心样品分别依据GRI和SY/T 5336—2006标准进行总孔隙度和有效孔隙度测量，并配套进行岩矿组分、粘土组分和有机碳含量(TOC)测量。通过实验数据分析认为，页岩气储层总孔隙度和有效孔隙度测量结果两者相差1～3倍，造成差异的根本原因是对与粘土有关的束缚水体积不同的处理方式；页岩气储层中充气孔隙度与TOC呈高度正相关关系，相关系数达到0.9以上，表明有机孔隙是页岩气储层中有效孔隙的主要贡献者；束缚水孔隙与粘土矿物含量呈现良好正相关关系，表明与粘土有关的微细孔隙被束缚水占据，为无效孔隙。基于上述认识，构建了有效孔隙定量关系。同时，基于干粘土体积模型建立了总孔隙度评价方法，利用测井资料确定了实际地层的总孔隙度和有效孔隙度。应用表明，测井评价结果与不同实验室测定的总孔隙度和有效孔隙度吻合较好。

总孔隙度；有效孔隙度；测井；页岩气；龙马溪组；四川盆地

孔隙度是储层岩石的固有性质,也是油气储层评价的基础参数。对于传统砂岩储层来说，孔隙度测量技术是成熟技术，不同商业实验室测量结果一致性较好，测量精度值得信赖。但对页岩气储层来说，则不然：由不同实验室或不同方法对同一样品的孔隙度测量结果差异大，其差异可达1～3倍[1]，岩心测量结果也难与与测井评价结果吻合。例如，一个页岩岩心，其束缚水饱和度为100%，由两家实验室分别在不同条件下对其进行孔隙度测量，一实验室在完全干燥条件下测量其孔隙度，其值为15%，另一实验室在不同湿度条件下测量其孔隙度，其值为6%，且测量结果随着测量条件不同而变化，变动范围可达5%～15%。测井评价有效孔隙为0。这种孔隙度测量结果差异给页岩气储层评价和资源评价带来极大不确定性。工业界迫切需要对如下两个问题进行回答：如何定义和测量高束缚水条件下页岩气储层孔隙度？如何利用和评价由不同实验室测量得到孔隙度数据，它们之间有何联系?以四川盆地龙马溪组页岩气储层为例，进行系统测量和研究，力图对这些问题进行回答。

四川盆地龙马溪组页岩气已进入商业勘探和开发阶段，已有大量岩心测试和测井资料，岩心测量孔隙度分属于不同实验室测量，有的进行所谓总孔隙度测量，有的进行所谓“有效孔隙度”测量，两者差异大，给区域评价和对比带来困难。本文选定国际上普遍认可先进的岩心分析GRI标准和国内岩心分析行业标准(SY/T 5336—2006)，对同一深度的平行样品分别依据两种标准标准进行孔隙度测量，分析其差异和影响因素，确定其转换关系和测井评价方法。以此为基础，利用测井资料确定页岩气储层总孔隙度和有效孔隙度，测井评价结果与岩心实验室测定结果高度吻合，为在区域范围内准确评价页岩气储层奠定了基础。

1 实验及测井评价中总孔隙度和有效孔隙度内涵差异

按照测量方式不同，岩心孔隙度测量包括总孔隙度测量和有效孔隙度测量。岩心实验中，总孔隙度是指一定实验条件下(包括干燥、温度和压力等)对连通孔隙和孤立孔隙度的度量，而有效孔隙度是指一定实验条件下对连通孔隙的度量，不包括孤立孔隙。实验条件不同(尤其是干燥条件不同)，导致测量结果差异。测量有效孔隙度和总孔隙度的原理简单：一般利用标准柱塞样品测量有效孔隙度，通过注入流体(包括液体或气体)直接确定连通孔隙体积，进而得到有效孔隙度[2]；利用碎样方式测量总孔隙度，首先测定岩样总体积(BV)，然后将样品粉碎到一定程度，以充分破坏样品中的不连通的孤立孔隙，然后测定碎样颗粒体积(GV)，进而确定总孔隙度(Φt，小数)[2]。

(1)

式中：BV为总体积，cm3；GV为颗粒体积，cm3。

地下岩石都含有束缚水，尤其是细粒岩石，孔隙中大部分被束缚水占据。实验室测定时常常对岩石进行干燥烘干处理，以去除岩石中的水分。目前有两种干燥烘干处理方式：一是完全干燥方式，二是模拟地层束缚水条件，采用湿度控制/干燥技术，使粘土或其他矿物表面保留一定量的束缚水，使得测量结果能够反映地下地层束缚水条件的结果。不同实验室不同束缚水处理方式，给孔隙度测量结果带来差异。

一般来说，只有在火山岩中由于发育孤立气孔，碳酸盐岩中由于选择性溶蚀作用形成大量孤立孔隙，使得总孔隙度和有效孔隙度差异大。而对于传统砂岩储层，不连通孤立孔隙不发育或较少发育，束缚水体积含量占比小，因此总孔隙度与有效孔隙度测量结果相近(图1a)，且有效孔隙度测量技术成熟、测量时间短、效率高，因此在生产实践中，常常选择有效孔隙度进行测量，并作为测井和储层评价的基础数据。而对于页岩气储层由于束缚水含量高，不同实验室条件下测量孔隙度差异大(图1b)，给地质评价和资源评价带来不确定性。

在地层评价中，通常采用测井方法确定地层孔隙度。测井地层评价中的总孔隙度是指对地下流体占据的所有孔隙空间的量度，包括连通孔隙和孤立孔隙，也包括束缚水所占据的孔隙。测井地层评价中的有效孔隙度则指对自由流体所占据的连通孔隙的量度，不包括束缚水孔隙，也不包括孤立孔隙。由于实验条件下束缚水含量与地层条件下束缚水含量差异，造成地层评价中的孔隙度与实验室岩心测量孔隙度涵义不完全相同。图2展示不同干燥条件下岩心总孔隙度、有效孔隙度与测井分析中总孔隙度、有效孔隙度涵义对比。只有在完全干燥条件下，岩心测量的总孔隙度与测井地层评价中的总孔隙度涵义一致，在完全模拟地层束缚水条件下岩心测量的有效孔隙度与测井地层评价中有效孔隙度涵义一致。但实际上，实验室的湿度控制/干燥条件很难准确模拟地层束缚水条件，必然造成岩心测量有效孔隙度与测井分析不一致，尤其是对于页岩气储层两者可能呈现显著差异。

在页岩气储层中，由于储层中没有可动水，只有束缚水，因此有效孔隙度相当于含气孔隙度。

图1 不同测量条件下砂岩及页岩孔隙度结果对比[1]Fig.1 Comparison of porosity of shale and sandstone measured under different conditions[1]a.不同条件下砂岩测量孔隙度相近;b.不同条件下页岩测量孔隙度差异大

图2 实验及测井地层评价中总孔隙度与有效孔隙度涵义Fig.2 Definition of total porosity and effective porosity in laboratory measurement and logging formation evaluation

2 页岩气储层岩心总孔隙度、有效孔隙度测量及结果分析

样品来自四川盆地周边龙马溪组页岩气储层，为井场新鲜样品。为了保持样品原始状态，取样后对样品进行密封处理。对同一深度点页岩样品分别进行总孔隙度和有效孔隙度测量，并配套进行有机碳含量(TOC)、X-衍射全岩矿物及粘土组分、有机质成熟度(Ro，镜质体反射率)测量。分别采用GRI和SY/T5336—2006标准测定页岩总孔隙度和有效孔隙度。GRI测量方法包括3个步骤：1)取全直径岩心(约300 g)，称重，采用汞注入法测定样品总体积，计算样品体密度；2)将样品粉碎到一定程度，取粉碎样品并称重(约100 g)，利用甲苯萃取1～2周，然后在110 ℃下干燥1～2周，直到称重稳定为止；3)利用氦气介质测定干燥后的颗粒体积，并计算颗粒密度和总孔隙度。GRI测量结果在国内外行业认可程度较高，但是测量周期长，不便于大规模应用。GRI方法除可以测定总孔隙度之外，同时还可以测定总孔隙度中束缚水孔隙度、剩余油孔隙度以及充气孔隙度[3]。充气孔隙度在数值上等于总孔隙度减去束缚水孔隙度和剩余油孔隙度。对于本文涉及的高成熟度页岩气储层来说，残余油孔隙度较小或没有，充气孔隙度近似为总孔隙度与束缚水孔隙度之差，也就相当于地层束缚水条件下的有效孔隙度(本文称为GRI有效孔隙度)。SY/T5336-2006标准采用柱塞样品，经60 ℃温度干燥，利用氦气介质和波义耳方程确定连通孔隙体积，进而得到有效孔隙度(本文称为SYT有效孔隙度)。表1列出了孔隙度、岩矿组分、粘土含量和有机碳含量等测量结果。

2.1 总孔隙度与有效孔隙度差异

图3a展示两种测量方式测得孔隙度的差异，总孔隙度大于有效孔隙度1～3倍，这与国内外已发现的规律一致(图1b)。将GRI有效孔隙度与SYT有效孔隙度对比，呈现明显的规律性：对于粘土矿物含量小于40%的样品(TOC大于1.5%)，其GRI有效孔隙度与SYT有效孔隙度相当，而对于粘土矿物大于40%的样品(TOC小于1.5%)，两者差异大，GRI有效孔隙度几乎为0，而SYT有效孔隙度为3%～4%(图3b)。由此可见，对粘土矿物有关的束缚水处理方式确实是影响有效孔隙度测量结果的关键因素。

表1 四川盆地龙马溪组页岩气储层孔隙度、岩矿组分及有机碳含量

图3 四川盆地龙马溪组页岩气岩心不同方法测量孔隙度对比Fig.3 Comparison of porosity measured with different criteria of the shale samples from the Longmaxi Formation in the Sichuan Basina.GRI总孔隙度与SYT有效孔隙度；b.GRI有效孔隙度与SYT有效孔隙度

2.2 束缚水孔隙度与粘土矿物含量关系

页岩气储层中束缚水孔隙度与粘土矿物含量密切相关，束缚水孔隙度随粘土矿物含量增加而增加，且增加到一定程度时而趋近一致(图4a)。含水饱和度随粘土矿物含量增加而呈现指数增加趋势(图4b)。粘土矿物表面具有亲水性质，粘土表面以及微细粘土孔隙被束缚水占据。

2.3 GRI有效孔隙度与有机质含量关系

GRI有效孔隙度(充气孔隙度)与有机碳含量(TOC)密切相关，随TOC增大而呈线性增大，相关系数达到0.9以上(图5a)，表明发育于有机质中的有机孔隙是主要的含气孔隙来源。页岩气储层是自生自储的含气储层，随着有机质的热成熟演化程度加深，促使有机孔隙形成和演化。有机孔的存在为自生天然气提供了储存空间(包括吸附和游离态)。图5b展示了GRI有效孔隙度与总孔隙度良好的正相关关系，它反映了储层中自生自储的天然气与有机孔演化的内在联系。当GRI有效孔隙度为0时，对应总孔隙度为3.5%，这一孔隙度代表本区形成有效页岩气储层的孔隙度下限，小于这一孔隙度，孔隙中全被束缚水所占据，为无效储层。可以利用这个关系估算页岩储层中含气量。

2.4 页岩气储层有效孔隙地质涵义及定量关系

地下束缚水条件下，砂岩储层有效孔隙地质涵义明确，它包括连通的原生粒间孔隙和次生孔隙，不包括束缚水所占据的微细孔隙。束缚水包括粘土束缚水和毛管束缚水，前者为粘土矿物表面或粘土矿物晶间吸附的薄膜水，后者为微细喉道中由毛管力滞留的束缚水。对于页岩等细粒储层，孔隙以纳米级孔隙为主[4-9]，毛管阻力大，因此一般泥页岩中的孔隙全被粘土束缚水和毛管束缚水所占据，测井解释有效孔隙度为0，这也是常规砂泥岩储层测井评价中的常识。而对于页岩气储层有效孔隙的理解则要摒弃这种常识。页岩气储层孔隙成因与常规储层明显不同：除无机成因的各种孔隙外，还包括有机质演化形成的有机孔隙，有机孔隙甚至占主导地位。概括来说，页岩气储层孔隙分为无机孔隙和有机孔隙，无机孔隙包括粘土孔隙、脆性矿物孔隙和微裂缝等[10-11]。有机孔隙表面具有亲油性，不含束缚水[12]，孔隙中为自生自储的天然气，因此有机孔是地下页岩气储层有效孔隙主要来源，这从GRI充气孔隙度与TOC呈高度正相关关系得到证明(图5a)。此外，微裂缝和尺寸较大的粒间孔隙也是有效孔隙的贡献者。粘土矿物表面和粘土晶间微孔隙主要为束缚水占据，与粘土有关的粘土微孔隙为无效孔隙。综上所述，地层束缚水条件下，页岩气储层有效孔隙主要包括有机孔隙、微裂缝以及少量尺寸较大的颗粒粒间孔隙。定量关系如下：

图4 四川盆地龙马溪组束缚水含量与粘土矿物含量关系Fig.4 Relationship between irreducible water content and clay mineral content of the Longmaxi Formation in the Sichuan Basina.束缚水孔隙度与粘土矿物含量关系；b.束缚水饱和度与粘土矿物含量关系

图5 四川盆地龙马溪组页岩气储层GRI有效孔隙度与TOC、总孔隙度关系Fig.5 Relationship of GRI effective porosity with TOC and total porosity of shale samples from the Longmaxi Formation in the Sichuan Basina.GRI有效孔隙度与TOC关系；b.GRI有效孔隙度与总孔隙度关系

(2)

式中：Φe为有效孔隙度，小数；Φorg为有机孔隙度，小数；Φcrack为裂缝孔隙度，小数；Φintergranular为脆性矿物粒间孔隙度，小数。

有机孔隙、脆性矿物粒间孔隙和微裂缝孔隙定量计算方法见参考文献[10]。

从另一方面来看，页岩气储层中有效孔隙度是总孔隙度减去束缚水孔隙度，即：

(3)

式中：Φt为总孔隙度，小数；Φwir为束缚水孔隙度，小数，主要与粘土矿物含量有关。进一步可得：

(4)

式中：Φclaywet为地层条件下湿粘土含水孔隙度，小数；Vclay为粘土矿物含量，小数。

3 页岩气储层总孔隙度、有效孔隙度测井评价

基于干粘土、有机质、非粘土颗粒骨架和孔隙流体体积模型，利用密度测井、中子测井及声波测井等测井响应方程，确定总孔隙度。方程组如下：

(5)

式中：ρb为测井密度，g/cm3；CNL为测井中子孔隙度，小数；Δt为测井声波时差，μs/m；Swb为束缚水饱和度，小数；ρgr，ρcldry，ρorg，ρw，ρf分别为非粘土颗粒、干粘土、有机质、束缚水、孔隙流体骨架密度，g/cm3；CNgr，CNcldry，CNorg，CNw，CNf分别为非粘土颗粒、干粘土、有机质、束缚水、孔隙流体骨架中子孔隙度，小数；Δtgr，Δtcldry，Δtorg，Δtw，Δtf分别为非粘土颗粒、干粘土、有机质、束缚水、孔隙流体骨架声波时差，μs/m；Vgr，Vcldry，Vorg分别为非粘土颗粒、干粘土、有机质体积分量，小数；Φt为总孔隙度；小数。

首先，利用自然伽马能谱或者其他测井方法确定有机质体积含量，并确定各个骨架值，再对方程组(5)求优化解，进而确定总孔隙度以及各矿物组分等参数。

总孔隙度包含束缚水和含烃孔隙度。确定粘土矿物体积含量后，再利用式(2)和式(4)计算有效孔隙度。

4 应用效果

利用测井资料计算总孔隙度与有效孔隙度并与岩心分析结果对比。图6中显示同一实验室对同一深度点样品分别采用GRI标准测量的总孔隙度和采用SY/T5336—2006标准测量的有效孔隙度与测井计算结果对比，两者吻合较好。

图7显示另一地区测井计算结果。岩心孔隙度为采用SY/T5336—2006标准测量的有效孔隙度。依据干粘土骨架等参数，计算总孔隙度，然后依据式(4)计算有效孔隙度，测井计算有效孔隙度与岩心测试结果分布基本吻合。

5 问题与建议

孔隙度参数是油气资源评价最基本参数，页岩气储层总孔隙度与有效孔隙度岩心测量结果差异大，不同实验室之间有效孔隙度测量结果也有显著差异。这种差异性给油气资源评价带来极大的不确定性。对于页岩有效孔隙度，由于束缚水含量高、实验室条件下很难准确模拟地层束缚水条件，造成不同实验环境下测量结果差异大，在实际使用时，应慎重对待这些数据，了解这些测量数据的实验条件，同时建议尽快编制统一的测量规范。页岩气储层总孔隙度地质意义及界限明确，而且通过实验和测井手段都可以得到稳定的准确结果，建议页岩气储层评价中采用总孔隙度概念及其测量结果。

图6 四川盆地龙马溪组LM1井测井计算总孔隙度、有效孔隙度与岩心测量结果对比Fig.6 Comparison of the calculated and measured total porosity and effective porosity for the Longmaxi Formation in Well LM1,Sichuan Basin

6 结论

1) 对于页岩气储层，由于束缚水含量高，不同测量条件造成孔隙度测量结果差异大，相差可达1～3倍，在完全干燥条件下，岩心实验测量可以得到稳定可靠的总孔隙度，基于干粘土骨架体积模型，利用测井资料也可以确定页岩总孔隙度，两者具有一致性。

2) 目前对页岩气储层“有效孔隙度”涵义理解不一致，由于实验室条件难以准确模拟地层束缚水条件，测量结果不稳定，不同实验室条件下测量结果变化大。

3) 对于页岩气储层，束缚水孔隙度与粘土含量呈现良好正相关关系，GRI有效孔隙度与有机碳含量呈现高度正相关关系，在地下束缚水条件下，有机孔隙是页岩气储层有效孔隙主要来源，微裂缝和尺寸较大的粒间孔隙为次要来源，基于上述认识构建了总孔隙度与有效孔隙之间定量关系，利用这一关系实现基于测井资料计算总孔隙度和有效孔隙度。

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(编辑 张亚雄)

Measurement and logging evaluation of total porosity and effective porosity of shale gas reservoirs：A case from the Silurian Longmaxi Formation shale in the Sichuan Basin

Li Jun1,2,Wu Qingzhao1,Lu Jing1,Jin Wujun1

(1.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China;2.StateKeyLaboratoryofShaleOilandGasEnrichmentMechanismandEffectiveDevelopment,Beijing100083,China)

There is no consensus on the understanding and measurement of effective porosity of shale gas reservoirs under irreducible water conditions in LAB. It gives rise to a great variance of core-measurement results,even on the same sample,and brings about difficulties and confusions in evaluation of shale gas reservoirs.To cope with the problem,both total and effective porosity are measured on paired-samples from the Longmaxi Formation in Sichuan Basin according to the criteria of GRI and SY/T 5336-2006,respectively.In addition,mineralogy,clay content andTOCare also measured.The results show that the total porosity and effective porosity of the paired-samples vary by a factor of 1 to 3.The large difference is mainly caused by the different treatment approaches of clay-related irreducible water volume in shale gas reservoirs.The gas-filled porosity (effective porosity) shows strong positive correlation withTOC.The coefficient of correlation is over 0.9.It implies that the organic matter pore is the main contributor to effective porosity in shale gas reservoirs.The irreducible water-filled porosity shows significant positive correlation with clay content.It implies that the clay-related micro-pores are occupied by irreducible water and are ineffective pores.A quantitative equation of effective porosity is established based on the above-mentioned understandings.Meanwhile,a logging evaluation method of total porosity is established based on the dry clay volume model.Both total porosity and effective porosity are calculated by using actual logging data,and the results coincide well with the core-measured results.

total porosity,effective porosity,logging,shale gas,Longmaxi Formation,Sichuan Basin

2016-08-02;

2017-03-20。

李军(1967—)，男，教授，测井资料解释与评价。E-mail:lijun67.syky@sinopec.com。

国家科技重大专项(2016ZX05060001-012)。

0253-9985(2017)03-0602-08

10.11743/ogg20170320

TE122.2

A