特殊测井在准南地区乌鲁木齐一带芦草沟组页岩油气层评价中运用

雷国明 梁斌 史美超

摘   要：以地表地质调查成果为基础，以钻探、地质综合录井、核磁共振测井、电成像测井、正交多极子阵列声波等测井方法为手段，以岩石学特征、储层物性、储集空间类型和储集性能研究为重点，开展准南冲段带东段乌鲁木齐一带二叠系芦草沟组页岩油气评价。研究结果表明：该区带芦草沟组页岩含油气7层，其中优质含油层2层（64和66层）;页岩储层矿物成分以高脆性矿物为主，物性特征表现为天然高导裂缝发育和低孔特低渗;油气藏表现为具中等含油饱和度的典型裂缝型油气藏特征。页岩储层各向异性较强，总体最大水平主应力为NWW向。

关键词：特殊测井;准南地区;芦草沟组;页岩油气评价

准噶尔盆地南缘位于天山北段山前褶皱带上，呈长条状分布。该区构造非常复杂[1-4]， 分东西两段，西段包括霍玛吐背斜带、齐古断褶带;东段阜康断裂带西起乌鲁木齐，东至吉木萨尔，南接博格达山北麓。常规油气勘探成果显著，先后发现独山子油田、齐古油田、霍尔果斯油气田、卡因迪克油田、玛河气田等[5]。油气藏分布于隐伏背斜构造中，赋存层位为上三叠统、下中侏罗统，油源为上二叠统和中下侏罗统。上二叠统页岩为致密低渗的非常规能源储层，具低孔低渗、较强的非均质性[6-7]。传统方法仅能对页岩储层的储集性和含油气性进行半定量评价，无法精细刻画有效孔隙度和渗透率等微观特征，亦不能三维展示页岩储层孔缝类型、延展趋势及地应力系统[8-10]，因此准南地区页岩气等非常规油气资源勘探一直未有突破性进展。2013—2017年，新疆地矿局地质九队开展准南冲断带东段页岩气战略调查，估算页岩气资源量512×109 m3，显示了极好的页岩气资源潜力。随着我国经济发展对油气资源需求不断增长，致密低渗的非常规油气藏将是我国油气勘探的“主战场”，开展准南地区页岩油气储层评价，可为新疆致密低渗储层油气勘探提供地质依据，亦为新疆油气体制改革提供能源支撑。

1  地质概况

研究区位于准南冲段带东段阜康断裂带乌鲁木齐一带（图1）。上二叠统芦草沟组为区内页岩油气目标层段，地层平均厚1 057 m。沉积相自下而上由扇三角洲过渡为湖泊-扇三角洲相，岩性自底部向上由暗色泥岩、粉砂岩互层向上过渡为暗色富有机质泥页岩和透镜状白云岩互层。页岩油气有利目标层位为芦草沟组上部，暗色页岩厚253～555 m，平均厚350 m（图2）。TOC含量平均4.31%，Ro为0.53%～1.24%，平均0.8%，干酪根类型以Ⅱ型为主，钻探及测井解释含油气51层，总厚229.1 m，单层厚度0.7～21 m，含油气层页岩有效孔隙度为0.18×10-3～39.8×10-3，渗透率0.00 000 1×10-3～0.25×10-3 μm2，为特低孔特低渗储层，含油类型为微裂缝型。

2  页岩含油气层评价

页岩油气为一种非常规油气藏，评价方法同常规油气相当，评价内容包括油气层有效厚度和含油气饱和度等要素。

2.1  有效厚度

含油气层有效厚度是油气评价的主要指标之一。X1井钻探及地质综合录井显示，研究区芦草沟组含油气7层，单层厚1.0～9.7 m，总厚23.8 m。其中油层2层（累计厚13.4 m，）、差气层1层、差油层4层。测井解释含油气层特征：电阻率平均值1 945～5 211 Ω·m、声波平均值为55～65 μs/ft、密度平均值2.37～2.50 g/cm3、中子平均7.1%～17.9%。油层64和66层测井结果：电阻率为1 945.6～2 287.4 Ω·m、声波平均为61.6～62.2 μs/ft、密度平均为2.4～2.5 g/cm3、中子平均为16.1%～17.2%，中高伽马、自然电位无明显异常（表1，图3）。与油气显示层相比，油层具有相对低电阻率、高声波值、高中子值特征。

2.2  含油饱和度

含油饱和度反映了储层油气量的大小，是油气藏评价的参数之一[11]。钻井岩心显示64、66油层岩心沿微裂缝有明显油迹渗出，断面含油面积超过50%，属富含油层（图4）。测井综合解释：芦草沟组7层油气显示层的含油饱和度为10.5%～33.7%，平均19.3%，其中64、66含油层的含油饱和度为16.3%～33.7%，平均25%，最高为66层，含油饱和度为33.7%（表1），为中等含油饱和度页岩油气藏。

3  含油气页岩储层特征

3.1  孔缝发育特征

孔缝是裂缝型油气储藏的主要空间。钻探显示，岩心高角度立缝较发育，缝宽以0.1～1 mm为主，裂缝部分被碳酸盐矿物充填，未被充填的微裂缝（立缝）可见轻质油迹渗出，沿断面含油面积超过50%，显示了微裂缝型油气层特征（图4）。电成像测井技术具高分辨率和图像直观识别储层孔洞、裂缝特征[12-14]。图像显示芦草沟组天然裂缝以高导缝为主，局部为高阻缝，含油气储层以发育高导缝为主，包括发育规则的完整裂缝和不完整的微裂隙，64含油层厚9.7 m，电成像测井静态图像呈黄色至浅棕色，发育较宽的高导缝，图像呈亮黄色。66含油层厚3.7 m，静态图像呈浅棕色，高导裂缝较发育（图5）。

3.2  孔隙度和滲透率

孔隙度和渗透率是评价储层物性的关键参数。核磁共振测井解译显示[15-19]：具有油气显示储层的核磁有效孔隙度为0.4%～6.4%，平均2.2%，总体属低孔隙度;核磁渗透率为0.001×10-3～0.693×10-3 μm2，，平均0.039×10-3 μm2，属特低渗透性。其中64和66油气层的标准T2谱以小孔径组分为主，核磁有效孔隙度为1.3%～3.32%，平均2.2%。核磁渗透率为0.001×10-3～0.023×10-3 μm2，平均0.09×10-3 μm2属特低渗透性（表1）。页岩储层自身物性较差，与裂缝型页岩油气藏特征一致。

3.3  脆性矿物

脆性矿物含量是评价致密油气储层压裂改造难易的主要参数，样品测试和地层元素测井（GEM）可定性分析矿物含量[20-23]。样品测试结果：含油气储层脆性矿物含量高，平均65.2%（质量百分比），最高达78%;粘土矿物含量平均30.2%;碳酸盐矿物含量平均4.2%;黄铁矿含量平均为0.5%。测井定量分析结果显示：含油气页岩储层脆性矿物含量平均达70.5%、粘土矿物平均24.1%、碳酸盐矿物平均为7.2%;黄铁矿平均0.4%（表2），样品测试与测井结果基本一致，均属脆性矿物含量高的油气储层，利于后期页岩油气储层的压裂改造。

4  页岩储层地应力评价

油气储层应力是油气储层力学评价的关键参数，也是储层压裂改造的主要依据。正交多极子阵列声波测井在岩石力学参数、各向异性研究中具有独特优势[24-25]。通过提取储层的快、慢横波速度及方位，快横波方位确定各向异性方向，快横波方位角对应于水平最大主应力的方向或断层-裂缝走向。解释测量结果表明：页岩储层各向异性较强，各向异性方向平均50.2°，总体现今最大水平主应力方向为NEE向（图6），为页岩储层压裂改造提供了力学依据。

5  结论

（1） 采用核磁共振测井技术，较系统的确定页岩储层有效孔隙度为0.4%～6.4%，平均2.2%，其中含油64和66层储层有效孔隙度为1.3%～3.32%，平均2.2%，屬低孔隙度。渗透率为0.011×10-3～0.023×10-3μm2，属特低渗透性。

（2） 由电成像测井图像识别出芦草沟组天然裂缝主要为高导缝，局部为高阻缝，油气有利储层以发育高导缝为特征，包括规则的完整裂缝和不完整的微裂隙，为典型裂缝型油气藏。

（3） 页岩油气储层矿物总体以高脆性矿物为主，正交多极子阵列声波测井解释表明芦草沟组页岩储层各向异性较强，总体现今最大水平主应力方向为NEE向，为页岩储层压裂改造提供了力学依据。

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Abstract：Based on the results of surface geological survey， combined with the drilling ， the geological compound logging， the Nuclear Magnetic Resonance logging（NMR）， the Electrical Imaging logging （EI）， the Orthogonal Multipole Array Acoustic Imaging logging （OMAAI）， the Element Capture logging （EC） and other special logging techniques. the paper focuses on the study of petrological characteristics， reservoir physical properties， reservoir space types and reservoir properties.The results show that there are 7 hydrocarbon-bearing layers in Lucaogou Formation shale in Lucaogou Formation in Urumqi Region of South Margin thrust belt of Junggar Basin， including 2 high-quality oil-bearing layers （64 and 66 layers）. Which was characterized by the high brittle minerals ， the high natural conductivity fractures， the low porosity and permeability and medium oil saturation. And the shale reservoir have been strong anisotropy and strong anisotropy of shale reservoir， which the direction of the maximum horizontal principal stress was NEE-SWW。

Key words： Special Logging;South margin of Junggar basin;Lucaogou Formation;Shale Hydrocarbon Assessment