湘中涟源凹陷海陆过渡相测水组“三气”测井评价

田巍,白云山,王强,苗凤彬

(中国地质调查局武汉地质调查中心,湖北 武汉 430205)

0 引 言

北美页岩气开发推动了全球非常规天然气资源的勘探开发[1-5]。煤系非常规天然气是非常规天然气资源的主要组成部分[6-7],包括气态形式的煤层气、页岩气和砂岩气(以下简称煤系“三气”)等。目前,对海陆过渡相煤系地层“三气”等非常规天然气资源的认识还较薄弱,资源勘探开发程度也比较低[8]。湘中地区涟源凹陷早石炭世测水组、晚二叠世龙潭组是湖南省境内最重要的煤系地层。黎石华等[9-12]阐述了湘中地区早石炭世测水组、晚二叠世龙潭组所含煤层气的地质特征,罗小平等[13-17]对湘中及湘东南地区二叠系、石炭系等海陆过渡相页岩气层系开展了大量的研究与勘探工作,而针对湘中地区煤系“三气”复合气藏的研究涉及较少,仅湖南省煤炭地质勘查院(2015年至今)对湘中、湘东南地区的煤系地层组合中发育的煤系“三气”及主要层位分布进行了初步探讨。

2015年武汉地质调查中心部署在湖南中部涟源凹陷车田江向斜东翼的地质调查井2015H-D6井,揭示出研究区下石炭统海陆过渡相测水组的泥页岩层、煤层及砂岩层伴生互层,具有同时形成煤系“三气”复合气藏的基础地质条件。本文以2015H-D6井为例,将下石炭统海陆过渡相测水组作为研究对象,利用单井测井曲线响应特征和数据处理,对测水组泥页岩、煤层、砂岩储层进行了综合评价。“三气”储层均为低孔隙度低渗透率储层,含气性方面煤储层较好,砂岩储层和页岩储层次之。

1 区域地质背景

1.1 区域概况

涟源凹陷位于华南上扬子区西北部,是发育在前泥盆系浅变质基底上的晚古生代—中三叠世准地台型沉积坳陷区。涟源凹陷大地构造位置处于湘中坳陷,东北临沩山凸起,南临龙山凸起,西北为雪峰隆起,呈现出“三隆夹一凹”格局(见图1)。涟源凹陷以凤冠山断裂带和集云断裂带为界,可划分为东部滑覆叠瓦冲断带、中部褶断带和西部叠瓦逆掩冲断带3个构造单元。东部滑覆叠瓦冲断带以背斜为主,夹不对称、不完整的“S”形向斜,形态不完整;中部褶断带宽缓向斜和紧闭背斜相间排列,形态较完整,主体包括恩口—斗笠山向斜,桥头河向斜和车田江向斜;西部叠瓦逆掩冲断带以叠瓦状逆冲断层及其间的绕曲状紧闭线型褶皱为主体构造样式。

涟源凹陷在前泥盆系浅变质基底形成后,泥盆世至早三叠世地层连续沉积,各个层位原始沉积厚度基本稳定,厚度变化不大。中三叠统、中上侏罗统和下白垩统在凹陷内基本不发育,向斜内部各层系地层保存较完整,零星出露白垩系及上三叠系—下侏罗系,而背斜核部地层剥蚀严重[18]。

图1 涟源凹陷构造单元划分

1.2 测水组地层特征

通过武汉地质调查中心部署在涟源凹陷中部褶断带车田江向斜东翼的地质调查井2015H-D6井(见图1)的钻探工作,揭示出研究区测水组沉积厚度大,累计厚度达183 m(1 157.7～1 340.7 m井段)。基于测井曲线及钻井岩心观察,依据岩石学、沉积构造和相标志的识别,认为研究区测水组主要发育辫状河三角洲与局限浅海相。涟源凹陷早石炭世至早三叠世的演化过程中,经历早石炭世刘家塘—石磴子期持续拗陷期,沉积潮坪—半局限海碳酸盐岩夹泥页岩,在早石炭世测水期受淮南运动的影响,沉积一套泻湖—海陆过渡相含煤砂泥岩。

测水组岩性特征比较稳定,顶部为1套浅绿色-灰绿色砂岩,与上覆梓门桥组底部灰岩岩性差异较大,较易识别区分。测水组以中部1套较为稳定的灰白色厚至巨厚层状石英细砂岩为界,将其可划分为上、下2段:上段主要为粉砂质泥岩、泥质粉砂岩夹灰岩、泥质灰岩及石英细砂岩;下段主要为石英细砂岩、粉砂质泥页岩、泥岩、炭质泥岩夹煤层(见图2)。

图2 涟源凹陷2015H-D6井测水组沉积层序综合柱状图

2 “三气”测井评价

气层与水层的电阻率差异是常规测井识别气层的主要方式。对于低孔隙度、低渗透率、低电阻率气层识别难度较大[19]。煤层气、致密砂岩气和页岩气储层均属于低孔隙度、低渗透率储层,且具有很强的非均质性和各向异性,利用常规测井资料正确识别气层的难度增大。“三气”储层的自身特点造成其储层地质与测井响应之间关系进一步复杂化,呈现更加明显的非线性特征,给测井资料解释结果带来更强的多解性、模糊性和不确定性。其中利用测井方法直接计算非常规油气储层含气量是测井评价的难点[20-21]。同时,“三气”在储集空间、气体赋存状态及运聚方式、成藏特点、沉积环境等方面有着较大的差异(见表1)[22-23],因此,对于不同的含气储层其测井评价参数具有一定的差异性。

表1 煤层气、致密砂岩气和页岩气特征对比(据刘成林2009年修改)

利用单井测井曲线参数,不仅可以实现对岩层深度、厚度及结构地确定,对不同气层类型地划分,岩性解释及地层划分等常规解释应用,而且可以实现岩层孔隙度、渗透率确定,吸附气含量及含气饱和度分析等相关内容[20-21]。涟源凹陷海陆过渡相测水组是煤层气、砂岩气、泥页岩气储层的主要发育段,其岩性主体为泥岩、泥质砂岩、砂岩、煤。根据KH-3S数控测井系统的测井曲线响应特征和数据处理结果,对2015H-D6井测水组煤层、砂岩、泥页岩储层进行了综合评价。

2.1 煤层气储层测井评价

煤层储层具有双重孔隙介质特征,包括基质微孔和裂缝[24]。煤层气多以吸附态存在于基质微孔隙中,传统的常规气储层的评价方法不能适用于煤层气储层评价。目前评价煤层气的常规测井方法包括自然伽马、双侧向电阻率、自然电位、井径测井、补偿密度、声波时差以及中子孔隙度等[25]。

2.1.1 煤层的识别

含气煤层段测井响应具有“三高两低”的典型特征,即高电阻率、高中子孔隙度、高声波时差和低密度、低自然伽马值,可以通过这些测井参数的变化反映含气量的变化[21]。基于多参数综合测井将测水组划分出4层煤气层(M1、M2、M3、M4),累计厚度10.25 m(见图3)。

图3 测水组煤层气层测井解释图*非法定计量单位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同

2.1.2 煤层气储层的评价参数及计算

本文利用含煤性、含气性、渗透性、地层压力、储层温度等主要参数评价煤层气储层(见表2)。

(1)含气性。吸附态、游离态和溶解态是煤层气的3种赋存方式,其中吸附气占主导[26]。基于煤对甲烷的吸附能力与温度和压力有关,且灰分对煤层含气量影响很小的情况下,认为吸附气含量主要取决于碳分含量[27]

(1)

式中,Gc为吸附气含量;p为油气藏压力;Vc为碳分体积分数;VL为朗格缪尔体积;pI为朗格缪尔压力。

(2)孔隙度。煤的孔隙分为裂缝孔隙与基质孔隙2种。通常煤层近似垂直于井轴,基于基质和裂缝孔隙中的流体与灰分之间的电阻存在着并联关系,利用双侧向测井资料并根据阿尔奇公式可推得裂缝孔隙度[28]

(2)

式中,RLLd、RLLs分别为深、浅侧向电阻率;Rmf为泥浆滤液电阻率;Rw为地层水电阻率;mf为裂缝孔隙度指数。基质孔隙为水分含量与裂缝孔隙度之差。

(3)渗透率。煤层裂缝渗透率取决于煤层本身的裂缝发育程度,据柳孟文等[26,29]提供的煤层裂缝渗透率计算公式

Kf=FR×8.33×106φf

(3)

式中,φf为裂缝孔隙度,%;Kf为裂缝渗透率;FR为比例因子,通过分析井区煤层实验数据求得FR=2.6×10-8。

由图3和表2可知M1—M4煤层均具有较低孔隙度和渗透率,孔隙度分布在3.89%～4.43%,渗透率为9.25～9.67 mD;地温梯度和地层压力分别为2.3 ℃和9.8 kPa/m;含气性较好,吸附气平均含量分布在9.33～12.28 m3/t。因此,综合各因素认为含煤性是该组煤气层储层评价的关键因素,其中煤层厚度可作为评价标准,当煤层厚度≥3 m,3～1 m以及≤1 m依次表现为好(I)、中(II)、差(III)。据此,M3为I级煤层气储层,M1、M4为II级,M2为III级。

表2 煤层气储层测井成果解释

2.2 砂岩气储层测井评价

致密砂岩储层具有岩石结构复杂、物性差、孔隙度和渗透率低、非均质性极强、流体分异规律不明显等特点,造成气水难以识别[30]。目前国内外基于测井资料识别评价致密砂岩气层的方法主要包括三孔隙度法、多测井参数组合法,以及核磁共振(NMR)测井、交叉偶级声波测井等[31-32]。

2.2.1 砂岩气层的识别

含气砂岩层段测井响应具有低自然伽马、高自然电位、低声波时差、低补偿中子以及高密度等特征,据此判别出测水组砂岩气层7层(S1、S2、S3、S4、S5、S6、S7),累计厚度26.60 m(见图4)。

2.2.2 砂岩气储层的评价参数及计算

基于致密砂岩气的赋存方式和渗流能力,砂岩层孔隙度、渗透率、含气饱和度可作为砂岩气储层的关键评价参数(见表3)。

(1)孔隙度。对于声波时差、补偿中子和体积密度测井的响应方程,可表述为测井参数等于岩石各部分的相对体积与相应物理参数乘积之和。即

γ=Vma×γma+φ×γf+Vsh×γsh

(4)

式中,γ、γma、γf、γsh分别为测井值、岩石骨架值、流体值、泥岩数值;Vma、φ、Vsh分别为矿物体积、孔隙度、泥质含量。

(2)渗透率。储层的渗透率受多种因素制约,如岩石的孔隙体积、孔隙结构、颗粒粒度、胶结物含量等。采用Timur公式计算地层绝对渗透率

(5)

表3 砂岩气储层测井成果解释表

式中,Sb为束缚水饱和度,小数;φ为孔隙度,小数;K为绝对渗透率,×10-3μm2。

(3)含气饱和度。鉴于砂岩储层储集类型主要为孔隙型,储集空间为溶蚀孔隙和原生孔隙,可利用阿尔奇公式计算原始含水饱和度。储层流体一般为天然气和地层水,不含残余油,所以,原始含水饱和度与原始含气饱和度之和等于1。

(6)

Sg=1-Sw

(7)

式中,Sg、Sw为原始含气饱和度、原始含水饱和度,小数;Rw为地层水电阻率,Ω·m;φ为储层孔隙度,小数;m、a为岩石胶结指数、与岩性有关的岩性系数;n、b为饱和度指数、与岩性有关的常数。

借鉴周边地区水分析资料进行分析对比,结合2015H-D6的测井资料,选取地层水电阻率Rw=0.02 Ω·m。岩性系数a、b采用经验值(即a=b=1)。物理参数m、n是通过实验的方法进行测定,借鉴周边地区层胶结指数m和饱和度指数n值,对于孔隙型或裂缝孔隙型储层m、n值一般选择经验值2。

S1—S7层岩性均为细砂岩,具有低自然伽马值,自然电位变化大的特点,反映出储层岩性稳定,具有一定的渗透性。S1—S7砂岩储层平均孔隙度分布在9.34%～13.97%,平均渗透率介于4.28～6.43 mD之间,属低孔隙度低渗透率砂岩储层。从表3中可以看出,该井砂岩储层评价参数中,岩层厚度最敏感,孔隙度、渗透率平均值都比较接近,以岩层厚度5～10 m,2～5 m,0～2 m为标准依次划分出I、II、III类砂岩储层。

2.3 页岩气储层测井评价

页岩气储层为极低孔隙度低渗透率储层,且具有很强的非均质性和各向异性,同时页岩储层中的天然气具有游离态和吸附态2种方式,因而利用常规测井解释评价方法具有一定的局限性。

2.3.1 页岩气层的识别

目前中国应用于页岩气储层的识别与储层物性评价分析主要包括自然伽马、双侧向电阻率、自然电位、声波时差、密度和补偿中子等常规测井方法,能有效地区分页岩储层,但对于评价页岩气储层的物性方面需要采用特殊测井技术,如自然能谱测井,元素俘获测井、核磁共振测井等[33-35]。

根据含气页岩层段测井响应具有“三高两低”特征,即高自然伽马值、高中子孔隙度、高声波时差、低双侧向电阻率、低地层密度[23]。同时结合自然能谱测井有助于准确、详细地划分岩性,其中泥页岩具有较高的U、Th、K含量。据此将测水组共划分出5层页岩气层,累计厚度34.95 m(见图4)。

2.3.2 页岩气储层的评价参数及计算

页岩气储层的评价参数有机碳含量、孔隙度、含气量等多参数,其中页岩气的赋存状态主要包括吸附气和游离气,将含气量参数进一步分为吸附气量和游离气量2部分。

(1)有机质含量。有机质含量是反映页岩有机质丰度的指标,是页岩气聚集最重要的控制因素。目前国内外利用不同测井响应特征差异估算TOC(总有机碳含量)方法主要包括自然伽马能谱法、伽马强度法、体积密度法、ΔlogR法和神经网络拟合法等。自然伽马值与TOC呈线性关系,利用孔隙度和电阻率叠合的ΔlogR法,评价TOC含量

ΔlogR=log (R/R基线)+0.02(AC-AC基线)

(8)

式中,R为实测电阻率,Ω·m;R基线为非烃源岩电阻率,Ω·m;AC为实测声波时差,μs/ft[注]非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同;AC基线为非烃源岩声波时差,μs/ft;TOC为总有机碳含量,%。

在ΔlogR法的基础上,研究对电阻率和声波时差曲线的基线值引入岩性密度校正。改进后的ΔlogR表达式

ΔlogR=logR+K×AC-aDEN+b

(9)

TOC=(logRd+K×AC-

aDEN+b)×102.297-0.1688MI

(10)

(2)含气量。页岩气的赋存状态主要包括吸附气和游离气,将含气量参数进一步分为吸附气量和游离气量2部分。通常游离气体积通过确定页岩的复杂矿物组分和地层有效孔隙度、地层含水饱和度计算得出

(11)

(12)

式中,Gcfm为游离气含气量;Bg为地层气体体积系数,cf/scf;φeff为有效孔隙度;Sw为地层含水饱和度;ρb为体积密度;n为饱和度系数,研究区n=2。

吸附气体积通过页岩的有机质含量,及岩心实验得到的有机质成熟度、吸附等温线等参数计算得出。但鉴于部分参数如朗格缪尔体积、朗格缪尔压力等在该次测井时无法得到,因此,根据David Jacobi(2009年)吸附气量与TOC的拟合关系进行计算(见图5),依据不同TOC求得的吸附气量。

图5 Antrim页岩吸附气量与总有机碳含量的拟合关系(David Jacobi et al,2009)*非法定计量单位,1 scf/t=0.028 316 8 m3/t

Antrim页岩吸附气量与TOC的关系式

y=7.226x+5.039

式中,x为总有机碳含量(TOC),%;y为页岩吸附气含量,scf/t。

基于各层的孔隙度、含气量和TOC进一步划分2类页岩气层1层厚度为2.00 m,3类页岩气层4层,共计厚度为34.95 m,页岩气储层成果解释见表4。

表4 页岩气储层测井成果解释表

Y1—Y5页岩气层平均孔隙度分布于9.16%～10.88%,属低孔隙度页岩储层。富有机质含量均大于4%,具有较好的生气潜力,其中Y1页岩气层高达9.4%,其相对应的总含气量为2.86 m3/t,按照常规页岩气储层划分标准(II类页岩储层:5%≤孔隙度<10%,2 m3/t<含气量<4 m3/t;III类页岩储层:1 m3/t<含气量<2 m3/t),Y1层属II类页岩储层,Y2—Y5层属III类储层(见图4、表4)。

3 结论

(1)涟源凹陷海陆过渡相测水组空间上表现为泥页岩层、煤层及砂岩层伴生互层,各含气岩性层段单层厚度不大。含气煤层总厚10.25 m,含气砂岩层总厚26.60 m,含气页岩层总厚34.95 m。“三气”储层均为低孔低渗储层,煤层平均孔隙度分布在3.89%～4.43%,渗透率为9.25～9.67 mD;砂岩层平均孔隙度分布在9.34%～13.97%,平均渗透率介于4.28～6.43 mD之间;页岩气层平均孔隙度分布于9.16%～10.88%。

(2)涟源凹陷测水组具有较好的“三气”显示。煤层吸附气平均含量分布在9.33～12.28 m3/t,砂岩层现场解析含气量介于1.84～2.88 m3/t,页岩层平均总含气量为1.27～2.86 m3/t。

(3)涟源凹陷测水组“三气”储层的评价参数具有差异性。含煤性、含气性、渗透性、地层压力、储层温度作为煤层气储层的评价参数;孔隙度、渗透率、含气饱和度作为砂岩气储层的评价参数;有机碳含量、孔隙度、含气量作为页岩气储层的评价参数。