川中地区大安寨段页岩油气储层测井评价指标体系

何绪全，黄 东，赵艾琳，李育聪

（中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610041）

0 引言

页岩油是指以游离态、吸附态及少量溶解态赋存于泥页岩层系中的原油［1］。长期以来四川盆地石油勘探开发对象主要为侏罗系大安寨段大一亚段和大三亚段介壳灰岩，介壳灰岩非常致密，平均孔隙度仅为0.97%，平均渗透率为0.070 mD，厚度薄，约为5～20 m，储集能力有限，而页岩主要发育在大安寨段大二亚段，页岩有机碳（TOC）含量高，物性好，厚度大，含油气性好，开发潜力大。现代工艺技术“近源找油”已经成熟，四川盆地长宁—威远区块龙马溪组作为中国首个页岩气勘探开发示范区，取得了大量技术攻关成果，并获得了较好的页岩气产能，为页岩气的勘探提供了基础，但湖相页岩油的岩相、赋存方式和储集空间明显不同于海相页岩气和常规油气藏。通过铀和密度曲线计算TOC 含量、孔隙度等储层关键参数误差大。国内外知名测井公司均对页岩油测井采集系列和评价方法开展研究，但仍未形成完善的测井系列和配套的评价技术。

针对川中地区大安寨段，开展页岩油气储层测井评价技术及工程应用研究，以岩石物理实验分析为基础，将自然伽马、声波时差和电阻率等常规测井与核磁共振、岩性扫描等测井新技术相结合，建立页岩油气储层TOC 含量、孔隙度、含气饱和度、游离烃（S1）含量等关键参数的计算模型，形成页岩油气储层评价指标体系，对该段页岩油气储层进行综合评价，以期为该区后续的井位部署、试油方案设计和储量计算等提供技术支撑。

1 地质特征

四川盆地侏罗系主要为一套以碎屑岩为主夹介壳灰岩的三角洲—内陆湖泊相淡水沉积，总残余厚度为2 000～3 000 m，自下而上划分为自流井组、凉高山组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组［2-3］。页岩主要发育在自流井组大安寨段，根据岩性和测井特征，又将大安寨段细分为大一亚段、大二亚段和大三亚段，其中大二亚段页岩发育，自上而下又可以细分为A，B，C 共3 个小层［4-5］（图1）。

大安寨段页岩发育在地层中部，岩性为黑色页岩夹薄层灰岩，厚度为20～80 m，自然伽马为45～90 API，声波时差为280～380 μs/m，具有较高伽马、高声波时差的电性特征，该段618 个岩心以及野外露头样品实验分析显示：TOC 质量分数为0.50%～4.27%，平均为1.28%，整体较高；页岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，有机质Ro为1.0%～1.5%，处于成熟—高成熟阶段，基质有机质主要与沉积有机质有关，该段页岩中有机质的赋存状态主要为顺层富集、局部富集和分散状等3种类型，三者之间互有过渡［6］（图2）。

大安寨段页岩储集条件好，具备大规模储集油气的能力。页岩物性较灰岩好，对3 810 个介壳灰岩样品分析显示，孔隙度为0.21%～5.30%，平均为1.06%。对5 口井144 个页岩岩心样品物性分析表明，其孔隙度为0.35%～13.65%，平均为5.90%（图3）。页岩发育有不同尺度的裂缝、孔隙，非均质性强，其孔径为10～100 nm，主峰为20 nm，也发育微米级孔隙。

图3 川中地区大安寨段页岩（a）、致密介壳类灰岩（b）孔隙度频率分布Fig.3 Porosity frequency distribution of shale（a）and tight shell-like limestone（b）of Da'anzhai member in central Sichuan Basin

2 关键参数计算方法

在参考国内外页岩油气储层评价指标的基础上，重点根据川中地区页岩含油气性与页岩有机碳含量、物性、埋藏深度、沉积相带、厚度、成熟度、脆性矿物等的分析，筛选出关键敏感参数，建立该区页岩油气储层的评价指标体系［7-9］。

2.1 TOC 含量计算

TOC 含量越高，页岩生烃潜力越大，吸附油气含量也越高，因此TOC 含量是页岩油气重要的评价指标之一。在川中地区大安寨段页岩油气储层研究区块中，TOC 含量的计算方法主要有2 种：①电阻率与孔隙度重叠法；②多曲线回归法。经过TOC含量测井模型建立、测井计算和岩心刻度后检验，取得合理的计算结果。以研究区内LAN1 井为例，该井大安寨段的测井资料与岩心数据相关性分析表明（图4）：声波时差与TOC 含量呈线性正相关，且相关性较好，电阻率值与TOC 含量呈线性负相关，但相关性较差，其原因与页岩黏土含量较高，含油饱和度较低，束缚水饱和度较高有关。优选声波时差和电阻率曲线回归法建立TOC 含量的计算模型。

式中：AC为岩石骨架声波时差值，μs/m；RLLD为深侧向电阻率值，Ω·m。

根据式（1）对川中地区大安寨段烃源岩TOC含量进行计算，大安寨段大二亚段泥页岩声波时差、电阻率差异最大，反映有机质含量较高，为主要的烃源岩。经岩心TOC 含量分析资料验证（图5），测井计算TOC 含量结果与岩心测试结果吻合。

2.2 矿物组分计算

利用岩心薄片、X 射线衍射分析（XRD）、元素俘获（ECS）测井等资料，建立川中地区大安寨段多矿物岩石物理体积模型。因为长石的测井特征与石英基本相同，测井区别不出二者的差异，因此把石英和长石归为一类，碳酸盐岩矿物中方解石和白云石的测井特征接近且区域上白云石含量极低，故也将其归为一类。在测井参数的选取中可以取近似的混和骨架值，因黄铁矿含量在大安寨段地层含量极低，可以忽略［10］。岩石物理模型得到了简化，也满足了地质参数的需要。

图4 川中地区LAN1 井大安寨段岩心TOC 含量与声波时差（a）、深电阻率（b）的关系Fig.4 Relationships of core TOC content with acoustic travel time（a）and deep resistivity（b）of Da'anzhai member in well LAN1 in central Sichuan Basin

图5 川中地区LX1 井大安寨段测井解释综合图Fig.5 Comprehensive logging interpretation of Da'anzhai member in well LX1 in central Sichuan Basin

根据资料情况采用多矿物模型，其原理是将各种测井响应方程联立求解，利用优化技术，通过调节各种输入参数，如矿物测井响应参数、输入曲线权值等，使方程矩阵的非相关性达到最小，从而计算出各种矿物和流体的体积。它可同时求解多个模型，按照一定的组合概率，得到最终模型，即地层岩石（或矿物）、流体体积并计算得到储层参数［11］。利用最优化技术处理解释矿物剖面，测井解释黏土、石英、碳酸盐含量，其与全岩矿物含量和岩性扫描测井矿物含量的对应性均较好。

2.3 孔隙度计算

以四川盆地蓬莱地区PL10 井，PL103 井以及龙岗地区LQ2 井为例，将经过深度归位后的岩心孔隙度与测井曲线进行相关性分析可知，声波时差与岩心孔隙度相关性最好，中子孔隙度次之，密度相关性最差。因此，优选声波时差测井曲线，结合岩心孔隙度数据，建立川中地区大安寨段多曲线回归经验公式计算储层的有效孔隙度，计算模型［图6（a）］为

如图6（b）所示，测井孔隙度与岩心孔隙度相关性分析表明，利用孔隙度经验关系法计算结果与岩心分析孔隙度的对应性较好，复相关系数R2=0.773 4。因此，采用经验关系法计算川中地区大安寨段页岩油气储层孔隙度比较可靠。

图6 川中地区大安寨段页岩储层岩心孔隙度与声波时差（a）、测井孔隙度（b）的关系Fig.6 Relationships of core porosity with acoustic travel time（a）and logging calculated porosity（b）of shale of Da'anzhai member in central Sichuan Basin

2.4 含水饱和度计算

页岩油储层中的流体主要为束缚水、吸附油气和游离油气，基本上没有可动水，因此测井计算出的含水饱和度为束缚水饱和度。运用西门度（Siman‐doux）方程计算含水饱和度，该模型适用于含泥质较多，岩性很细的含油气粉砂岩。同时，该模型不考虑黏土或泥质的具体分布形式，只把泥质看成由黏土和细粉砂组成，把泥质部分当作可含油气的、泥质较重、岩性很细的粉砂岩。模型公式为

式中：Rt，Rw，Rsh分别为被地层水饱和的岩石的电阻率、地层水电阻率和纯泥岩电阻率，Ω·m；Vsh为泥质体积分数，%；Sw为储层含水饱和度，%；m为地层胶结指数；a为岩性系数；n为饱和度指数；c为常数。

通过对研究区内NC7 井和NC8 井进行16 样次岩电实验研究，得到饱和度指数n=3.502，常数c=0.867 8，胶结指数m=1.358，岩性系数a=0.857 8。对川中地区公山庙、秋林地区大安寨段水分析，其总矿化度平均为122 821 mg/L。通过等效计算，得出等效NaCl 矿化度为74 160 mg/L。查图版得出井底70 ℃时大安寨段地层水电阻率Rw=0.035 Ω·m。利用西门度方程计算M23 井大安寨段页岩含水饱和度平均值为27.6%，而采用阿尔奇方程计算含水饱和度平均值为45.3%。该井采用油基泥浆取心，岩心分析含水饱和度平均值为27.8%，这一结果表明采用西门度方程计算大安寨段页岩含水饱和度更加适用。

2.5 游离烃（S1）含量计算

TOC 含量越高，页岩生烃潜力越大，吸附油气含量也越高，因此游离烃（S1）含量是页岩油气储层重要的评价指标之一。S1 含量主要反映岩石中已经存在的游离烃类，随着TOC 含量的增加，S1 含量基本稳定在高值段不变，所生成的油气量总体上已能够满足页岩各种形式的残留需要，丰度更高时页岩含油气量达到饱和，多余的油被排出［14］。为了研究页岩油气赋存的有利沉积相带，根据研究区内7口井的岩石热解参数，系统分析了不同沉积相带下，页岩S1 含量热解参数与沉积相的关系。分析表明，半深湖亚相页岩油气富集程度最高，其次为浅湖亚相，滨湖亚相最差。

图7 为页岩S1 含量热解参数统计结果［12］，滨湖亚相页岩S1 质量分数普遍低于0.50 mg/g，平均仅为0.38 mg/g。浅湖亚相页岩S1 质量分数大于0.50 mg/g的样品占总样品的35.2%，平均为0.80 mg/g。半深湖亚相页岩S1 质量分数大于0.50 mg/g 的样品占总样品的54.5%，平均为1.20 mg/g。总体而言，具有半深湖亚相优于浅湖亚相，浅湖亚相优于滨湖亚相的规律。

大量有机碳热解分析结果揭示，TOC 含量与热解产烃潜量存在明显的正相关关系［13］。通过川中地区大安寨段页岩油气储层取心井测井资料与岩心数据相关性分析，其中声波时差和电阻率值与S1含量相关性好，因此优选声波时差和电阻率值多曲线回归法建立S1 含量计算模型。

图7 不同相带页岩岩石热解参数S1 含量频率分布Fig.7 Frequency distribution of pyrolysis parameter S1 content of shale with different facies

以川中地区X2 井为例（图8），其测井处理解释结果表明，利用多元统计经验关系法计算的S1含量与岩心分析S1 含量较吻合，因此，采用经验关系法计算川中地区大安寨段页岩油气储层S1 含量是可行的。

图8 川中地区X2 井大安寨段储层测井解释综合图Fig.8 Comprehensive logging interpretation of Da'anzhai member in well X2 in central Sichuan Basin

3 油气识别及评价指标体系

根据川中地区54 口井大安寨段主要页岩油气测井解释储层参数的特征，认为油气储层具有如下响应特征：①储层累计厚度相对较大，优质页岩段储层厚度为10～25 m，其中龙岗地区厚度可达25 m 以上；②物性相对较好，三孔隙度曲线呈“两高一低”的特征，即声波时差＞280 μs/m，密度＜2.6 g/cm3，中子值＞25%，油层孔隙度＞6.00%；③有效烃源岩厚度大（一般累计厚度＞15 m），TOC 质量分数为1.00%～4.10%，当1.00%＜w（TOC）＜1.50% 时，为差油气层；当w（TOC）＞1.50%时，为油气层；④油气层一般发育在大安寨段中部，位于大二亚段B 小段，单层厚度为5～15 m。

图9 为川中地区QL19 井大安寨段页岩油储层测井解释成果，在2 633～2 638 m 井段，TOC 质量分数平均为1.57%，核磁测井解释总孔隙度平均为8.90%，有效孔隙度平均为2.60%，自由流体孔隙度平均为1.20%，核磁KTIM 渗透率平均为0.011 mD，含水饱和度为49.5%～65.6%。核磁共振T2谱具有明显的双峰特征，不同孔隙区间中，除了发育黏土孔和微孔，还发育有中、小孔隙，表明储层孔隙结构较好，对该段进行试油测试，获产原油7.2 m3/d，天然气2 336 m3/d；在2 654～2 659 m 井段，TOC 质量分数平均为1.38%，核磁测井解释总孔隙度平均为5.60%，有效孔隙度平均为1.60%，自由流体孔隙度平均为0.80%，核磁KTIM 渗透率平均为0.005 mD，含水饱和度为60.0%～71.0%。核磁共振T2谱双峰特征不明显，不同孔隙区间中，以发育黏土孔和微孔为主，中、小孔隙不发育，表明储层孔隙结构较差，对该段进行试油测试，结论为干层。测井解释结果与试油结果吻合，核磁测井在评价页岩油储层有效性方面具有独特的优势。

图9 川中地区QL19 井大安寨段页岩油储层测井解释成果图Fig.9 Logging interpretation of shale oil reservoir of Da'anzhai member in well QL19 in central Sichuan Basin

在川中地区大安寨段页岩储层测井、地质特征研究的基础上，筛选关键评价指标，建立多因素叠合的油气评价指标体系（表1）。表征页岩有利相带的指标有TOC 含量、页岩储集性能、沉积微相以及页岩的厚度。大安寨段页岩有机质热演化程度不高，处于生油气阶段，页岩储层中流体既有原油也有天然气［15］，因此用Ro来表征页岩中不同性质的流体。充足的游离组分可以进一步锁定页岩油气的分布范围，最后结合良好的可压性和经济条件可以进一步得到目前页岩油气的现实勘探开发目标。

表1 川中地区大安寨段页岩油气储层评价指标体系Table 1 Evaluation index system of shale oil and gas reservoirs of Da'anzhai member in central Sichuan Basin

4 应用实例分析

利用川中区块大安寨段页岩油气储层的关键参数计算模型和评价方法对龙岗地区X2 井进行测井精细解释评价。从X2 井大安寨段页岩油气储层测井综合解释成果图（参见图8）可知，测井计算的孔隙度、含水饱和度、TOC 含量和S1 含量等关键参数均与岩心分析数据吻合较好。岩性扫描测井处理结果表明，大安寨段储层岩性以页岩和灰岩为主，灰岩较纯，碳酸盐质量分数最高可达90%，页岩泥质质量分数为20%～45%，石英质量分数为15%～46%，碳酸盐质量分数为10%～40%，另含少量黄铁矿和菱铁矿，TOC 质量分数最高可达3.70%，平均为1.00%。其中大二亚段A 小段深度为3 503～3 513 m，TOC 含量较高，平均为1.60%，核磁测井解释有效孔隙度平均为6.70%，总孔隙度平均为11.40%，核磁自由流体孔隙度平均为2.30%，含水饱和度为58.5%。脆性矿物含量较高，且与优质烃源岩形成“自生自储”的源储搭配关系，测井解释为一类页岩油层。

5 结论

（1）川中地区大安寨段发育湖相页岩，为半深湖亚相页岩夹薄层介壳灰岩条带，页理发育，储层物性好，厚度较大，有机碳含量较高，有机质类型主要为偏腐泥型的Ⅱ1—Ⅱ2型，具备大规模储集油气的能力。

（2）对川中地区大安寨段页岩储层采用声波时差、电阻率等曲线结合岩心分析刻度，建立的烃源岩TOC 含量、矿物含量、孔隙度、含水饱和度、S1 含量等页岩油气关键参数计算模型，计算结果与岩心实验分析结果具有很好的一致性。

（3）在川中地区大安寨段页岩储层的测井、地质特征研究基础上，筛选关键评价指标，建立多因素叠合的油气评价指标体系，可以分为沉积环境、源储条件、保存条件和工程条件等4 个大类，沉积微相、S1 含量、Ro、TOC 含量、孔隙度、优质页岩厚度、压力系数、脆性矿物、天然裂缝等共9 项关键指标，具有较好的应用效果。