测井评价技术在威荣深层页岩气田中的应用

2021-02-03钟文俊董晓霞

油气藏评价与开发 2021年1期

钟文俊，熊亮，黎鸿，董晓霞，周静

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041）

页岩气已成为油气勘探开发的重要领域，测井技术的应用对于解决页岩气地质问题和提高页岩气勘探开发整体效益都有着重要的作用。由于页岩气储层的岩性、物性、含气性等特征与常规油气藏相比有明显的不同，传统的常规油气测井方法和技术难以适应和满足要求。斯伦贝谢、哈里伯顿等测井公司以及国内一些页岩气田大多采用的页岩气特殊测井系列包括：常规测井加元素俘获测井、岩性扫描测井、电成像测井、阵列声波测井等。研究、配套相应的测井解释技术和方法，计算页岩储层的岩石学、地球化学、岩石力学等方面的参数，为页岩气地质综合评价和勘探开发部署提供了丰富的基础资料和重要依据[1-6]。

川南威荣深层页岩细粒沉积、富有机质的特点，决定其测井解释评价属于超致密储层的解释评价范畴，由于实验技术条件的限制，含气饱和度、游离气含量测量不够准确，导致测井精确标定存在难度，矿物组分含量的计算也存在局限性。

针对目前存在的难题，以钻井岩心描述和实验分析数据资料为依据，建立取心井各项分析数据与测井曲线的对应关系，分析优质页岩储层的测井响应特征，应用交会图技术统计分析页岩储层的“六性”之间的关系。在此基础上，运用回归分析、优化的页岩储层岩石物理体积模型等方法，建立了一套适用于威荣深层页岩储层识别和矿物组分、孔隙度、有机碳含量（TOC）、含气量以及岩石力学参数等定量计算的测井解释模型。现已应用于页岩气井的测井解释评价，并取得较好效果。

1 页岩储层特征

1.1 页岩储层地质特征

威荣深层页岩气田地理位置位于内江市和自贡市境内，构造主体处于威远背斜构造的斜坡带，以丘陵地貌为主。主要目的层龙马溪组整体处于深水陆棚沉积相带，岩性以黑色含钙硅质页岩（钙质硅质页岩）、黑色含碳页岩（碳质页岩）、灰黑色或灰色粉砂质泥岩为主[7-8]，富有机质页岩[9]（TOC≥2.0%）分布范围广，厚度在25～39 m。干酪根类型以Ⅰ型为主，TOC介于0.02%～5.52%，平均约1.89%。有机质成熟度介于1.93%～2.43%，平均约2.26%，演化程度适中，以生成干气为主。储层物性相对较好，孔隙度介于2.02%～10.05%，平均约5.75%；水平渗透率为（0.01～1）×10-3μm2，以特低渗页岩层为主；孔隙类型以基质孔和裂缝为主，发育纳米—微米孔隙，孔隙结构较为复杂，以50～200 nm孔径为主；泥页岩含气性较好，岩心实测总含气量在0.55 m3/t～12.61 m3/t，平均约5.57 m3/t；脆性矿物含量自上而下逐渐增高，脆性矿物含量介于33%～81%，平均约53.58%，以硅质（石英+长石）为主，钙质（方解石+白云石）次之。整体具有“低泊松比、高杨氏模量”的特征，以X1井优质页岩（TOC≥4.0%）为例，其泊松比为0.24，杨氏模量为19.65 GPa，最小水平主应力为92.21 MPa，最大水平主应力为101.32 MPa，水平主应力差异系数较小（8%），压裂较易形成网状裂缝。

1.2 页岩储层测井特征

1.2.1 龙马溪组页岩测井响应特征

纵向上，川南威荣地区五峰—龙马溪组一段页岩测井电性特征可明显划分为3段（图1）。从下往上，第一段（3 813.7～3 849 m）呈4 高3 低特征，即高自然伽马、高铀、高声波、高电阻率、相对低中子、低密度，低钍铀比，中子曲线挖掘效应明显，具有较高的游离气丰度；第二段（3 795.8～3 813.7 m）的测井响应特征与第一段类似，但中子、密度挖掘效应差，有一定的含气特征；第三段（3 766.7～3 795.8 m）与上述两段差异明显，中子、密度关系颠倒，无明显含气特征。横向上，该地区五峰—龙马溪组特征相似。

1.2.2 优质页岩测井响应特征

1）高自然伽马和高铀

优质页岩气层段富含有机质且易于吸附高放射性铀元素，导致总伽马明显增加、高铀异常，采用总伽马-无铀伽马、铀-钾曲线重叠法能定性指示页岩储层（图1）。

2）钍/铀比值小于2指示最有利页岩气相带

强还原沉积环境有利于有机质保存，是页岩气储层发育的有利相带。测井钍/铀（TH/U）比值反映沉积环境。TH/U小于2指示地层沉积环境为强还原环境，对应图1中3 842.8～3 849 m区间，包络面积最大，为优质页岩气层段；TH/U介于2～4指示为强还原环境到半还原环境，对应图1中3 795.8～3 842.8 m区间，测井TH/U比值包络面积小，为富有机质页岩。

3）中子曲线呈现强烈“挖掘效应”特征

呈现“挖掘效应”特征是页岩中存在游离气的反映，且电阻率增高，深电阻率相对高阻，密度、中子测井值均减小。高游离气含量是有效开发页岩气的基础，也是优质页岩储层普遍特征（图1）。

图1 威荣深层页岩气田X1井龙马溪组页岩测井响应曲线Fig.1 Well logging response curves of Longmaxi Formation in Well-X1 of Weirong Deep Shale Gas Field

4）层理缝发育，高角度构造缝较少发育

岩心观察、井壁成像测井解释表明，优质页岩气段层理缝发育，而高角度构造缝较少发育。在成像测井图像上，层理缝呈暗色波纹状条带，在电阻率曲线上表现为锯齿状特征。

图2 页岩岩心实验分析储层参数相关关系Fig.2 Correlation of reservoir parameters by shale core experiment analysis

2 优质页岩储层“六性”关系

页岩气赋存方式和储集空间具有多样性和复杂性，导致页岩储层与常规油气储层测井评价差异较大，传统储层评价的“四性”关系（岩性、物性、电性、含油气性）不能满足页岩储层的评价，由此拓展为“岩石组分特征、物性、地化特性、电性、含气性、可压性”的“六性”关系[10-11]。

图2所示，TOC与硅质含量、孔隙度、含气量呈正相关关系；含水饱和度与孔隙度呈负相关关系；孔隙度与黏土含量呈负相关关系，与含气量呈正相关关系。测井电性曲线与储层参数的相关性有好有差，其中密度曲线是龙马溪组优质页岩的指示曲线，与TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物呈负相关关系，与TOC 相关性最好，其次是孔隙度；自然伽马曲线与TOC、孔隙度、黏土矿物含量呈正相关关系；U曲线与TOC、孔隙度呈正相关关系，且与TOC 相关性最好；声波时差曲线与黏土矿物、孔隙度有一定正相关性；电阻率曲线与脆性矿物含量、黏土含量有一定的负相关性。“六性”关系研究表明，威荣深层页岩气储层岩性、有机地化特性、物性和含气性关系明显。

威荣深层页岩气田X2井页岩储层“六性”关系图中，3 668.3～3 722.5 m井段为优质页岩段（图3），该段从上到下黏土含量降低，脆性矿物升高，脆性指数变大，TOC含量增大，孔隙度与含气量也逐次增大，该井水平井测试获得高产。

3 页岩储层测井评价技术

3.1 储层地质参数定量评价

3.1.1 有机碳含量

目前，有机碳含量是评价页岩储层烃源岩最为直接的指标，利用测井曲线计算有机碳含量的方法有：ΔlgR 法、自然伽马（或自然伽马能谱）法、岩性密度法、多元回归法、岩性扫描测井法等[12-14]。

图3 威荣深层页岩气田X2井龙马溪组页岩储层“六性关系”Fig.3 Six-property relation of Longmaxi Formation shale reservoir in Well-X2 of Weirong Deep Shale Gas Field

为了计算威荣深层地区有机碳含量，选取与TOC含量最敏感的测井参数（图4），优选出精度最高的多元回归模型：

式中：TOC为有机碳含量，%；GR为自然伽马，API；DEN为补偿密度，g/cm3；CNL为中子孔隙度，%。

3.1.2 储层物性参数

页岩孔隙包括有机孔隙与无机孔隙，而无机孔隙又包括黏土孔隙与脆性矿物颗粒孔隙度[15]。页岩孔隙度的测井常规计算方法主要有以下2种。

1）通过对不同孔隙度测井曲线的测量原理及与地层敏感程度分析，综合考虑页岩孔隙度组成以及响应参数，以多元回归技术为手段，建立孔隙度测井评价模型：

式中：POR为孔隙度，%；AC为声波时差，μs/m。

图4 岩心实测有机碳含量与测井曲线关系Fig.4 Relation between measured TOC of core and logging curves

2）基于干黏土骨架参数比较稳定的特点，针对威荣地区不同实验方法测量页岩孔隙度的不确定性，分析主要影响因素，采用基于干黏土、有机质、非黏土骨架和孔隙流体体积模型，利用密度、中子、声波等测井信息，建立测井响应方程组，确定总孔隙度[16]。

3.1.3 矿物组分含量

页岩中脆性矿物类型与含量、以及黏土类型与含量，对页岩储层改造和开采尤其重要。本文研究区页岩矿物组分含量（w）的测井评价有3种方法。

1）利用对岩性敏感的测井资料建立基于多测井因素的地区经验多元回归模型：

式中：a、b、c、d分别是GR、AC、CNL、DEN的待定系数；e是常数项。

2）基于体积模型，确定敏感测井信息和特定矿物或有机质之间的定量关系，建立地质约束最优化模型测井响应方程式，求最优化解[17]。

3）采用斯伦贝谢岩性扫描测井（Lithoscanner），可同时采集俘获谱和非弹谱，每个谱的结果被转换成元素干重含量，由此解释确定矿物成分含量[18]。

3.1.4 含气量评价

页岩孔隙中的天然气是自生自储，有吸附气和游离气2种相态。游离气以游离状态赋存于页岩孔隙和裂缝之中，吸附气则吸附于页岩干酪根（或黏土矿物）表面，页岩总含气量是二者之和[19-22]。

吸附气含量由以下2种方法求得。

1）采用兰格缪尔（Langmuir）等温吸附方程式。利用等温吸附实验得到的Langmuir 参数，将实验数值校正到地层压力下，再利用校正之后的数据点同TOC实验分析数据建立吸附气含量计算模型：

式中：GX为吸附气含量，m3/t；VL为朗氏体积，m3；P为地层压力，MPa；PL为朗氏压力，MPa。

2）考虑到有机质含量是吸附气含量的主要控制因素，依据等温吸附实验结果，结合储层实测的有机质含量，建立吸附气含量与有机质之间的定量关系（图5）：

图5 威荣深层页岩气田龙马溪组页岩吸附气含量与TOC含量关系Fig.5 Relation between adsorbed gas content and TOC of Longmaxi shale in Weirong Deep Shale Gas Field

3.2 储层工程参数评价

3.2.1 岩石力学参数计算

页岩储层岩石力学参数评价主要涉及泊松比、杨氏弹性模量，利用地层的纵横波时差和密度等测井资料可计算得到动态弹性参数[23-24]。

杨氏模量：

泊松比：

在应力幅值、加载速度和所引起的岩石变形等方面，地下岩层应力更接近岩石静态测试的条件，在地应力计算和实际工程中应采用岩石的静态弹性参数。动/静态杨氏模量转换方法：

式（6）—（8）中：Ed为动态杨氏模量，MPa；ρb为岩性密度，g/cm3；υs为横波时差，μs/m；υp为纵波时差，μs/m；μd为动态泊松比；Es为静态杨氏模量，MPa；a、b为动/静态杨氏模量转换地区经验系数。

3.2.2 脆性指数评价

脆性指数是评价页岩可压裂性的重要参数，目前，计算脆性指数的方法有以下2种。

1）岩石矿物组分法

先算出各矿物组分含量，再用式（9）计算脆性指数：

式中：Brit1为脆性指数，%；w（S）为硅质矿物百分含量，%；w（Ca）为钙质矿物百分含量，%；w（Clay）为黏土矿物百分含量，%。

2）偶极声波计算法

将计算出的动态泊松比和动态杨氏模量单位进行均一化处理，然后平均产生百分数表示脆性系数。根据改进的Rickman公式计算出脆性指数，该方法得到的脆性指数也叫可压裂指数[25]：

式中：Brit2为脆性指数（可压裂指数）；BIY为均一化后的静态杨氏模量均值；BIP为均一化后的静态泊松比均值。

3.2.3 裂缝评价

页岩储层裂缝的识别和有效性评价一直是个难题。常规测井方法识别页岩裂缝，不同类型的裂缝，测井曲线响应敏感程度也不同，声电成像、核磁共振等特殊测井在储层裂缝识别和有效性评价中发挥了重大作用[26-27]。威荣区块电成像测量井段解释的裂缝类型主要有高阻缝、髙导缝、微断层、钻井诱导缝。X1井髙导缝和高阻缝是以构造作用为主的天然裂缝，主要发育在龙马溪组非储层段。髙导缝的裂缝间隙未被方解石等高阻矿物充填，为有效缝，对储层的改造有重要作用，在FMI图像（地层微电阻率扫描成像）上呈现出暗黑色正弦曲线。高阻缝裂缝间隙被方解石等高阻矿物部分或半充填，有效性差，FMI 图像上呈现亮黄色。统计结果显示，X1井髙导缝倾角集中在8°～48°，为低—中角度裂缝，倾向为NNE 方向；微断层走向与髙导缝走向较为一致，近NEE—SWW方向（图6）。

3.2.4 地应力评价

地应力在空间上可用3个主应力表示：垂向主应力（Sv）、水平最大主应力（SH）和水平最小主应力（Sh）。垂向主应力是由上覆岩层压力（Po）确定的，由密度测井资料求得。水平方向的主应力由2 部分构成：一是上覆岩层压力引起，是岩石泊松比的函数；二是由地质构造应力引起，与岩石泊松比无关[25，28]。

利用电成像测井资料研究地应力方向的方法有2种：一是根据诱导缝走向进行分析，二是根据井眼崩落特征进行分析。基于横波各向异性的地应力方向分析，是在横波提取基础上，对横波进行分离，得到快、慢横波速度及方位，快、慢横波的差异程度代表了地层各向异性程度，各向异性的方位通常指快横波方位，快横波的方位常常代表裂缝发育方位，当裂缝由地应力不均衡诱导产生时，各向异性方位代表了最大主应力方位。如图7所示，X1井最大主应力方位为近东西向。

图6 威荣深层页岩气田X1井龙马溪组页岩裂缝评价Fig.6 Evaluation of shale fracture of Longmaxi formation in Well-X1 of Weirong Deep Shale Gas Field

4 测井综合评价实例分析

4.1 优质页岩储层测井识别标准

由于威荣地区页岩气测井响应特征具有明显的“四高三低”特征，电阻率高低阻共存，呈锯齿状特征，中子测井出现明显的气层“挖掘效应”特征，参照中国石化龙马溪组页岩气储层评价标准，将威荣深层页岩气田页岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，排除井眼、钻井液侵入等因素对测井响应的影响，确定这3类页岩气层定性识别标准（表1）。

图7 威荣深层页岩气田X1井FMI结合偶极声波测井评价龙马溪组地应力方位Fig.7 Evaluation of stress orientation of Longmaxi formation by FMI combined with cross-dipole acoustic logging in Well-X1 of Weirong Deep Shale Gas Field

4.2 应用实例分析

X1井是威荣深层页岩气田的一口开发评价井，利用常规测井、电成像、偶极、岩性扫描测井资料，结合岩心实验分析，对该井志留系龙马溪组下部—奥陶系五峰组页岩层段进行了测井综合评价（图8）。

综合X1井各参数指标来看，该井龙马溪组共解释53.2 m页岩气储层，其中脆性矿物含量48%～77%，平均为56.9%；黏土含量19%～48%，平均为38%；孔隙度4.5%～7.5%，平均为5.4%；TOC含量1.5%～6.1%，平均为2.8%；游离气含量2.3 m3/t～10.2 m3/t，平均为4.5 m3/t；总含气量4.8 m3/t～14.5 m3/t，平均为7.4 m3/t。其中，底部（3 813.7～3 849 m）总含气量最高，储层厚度达35.3 m，是最有潜力的页岩气藏发育层段，电成像测井显示该段微裂缝较发育；偶极横波各向异性分析最大主应力方向为北东东—南西西。选取I类优质页岩气层段3 842.8～3 849 m作为该井1 500 m水平段靶窗，实钻优质储层钻遇率为100%，对水平段分20段进行射孔和大型压裂，在井口套压稳定在35.4 MPa下，获产26×104m3/d，钻探的多口页岩气井均获高产工业气流。目前，威荣深层页岩气田已提交1 246.78×108m3探明储量，显示出良好的勘探开发前景。