页岩油全生命周期测井技术进展与发展方向

石玉江，张凤生，李庆峰，宿鹤松，徐文远，李振林

（1.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安 710077；2.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西 西安 710077；3.中国石油天然气集团有限公司测井重点实验室，陕西 西安 710077；4.中国石油集团测井有限公司大庆分公司，黑龙江 大庆 163412；5.中国石油集团测井有限公司长庆分公司，陕西 西安 710201）

0 引 言

页岩油已成为未来几年中国原油增储上产的重点领域。近年来，中国页岩油勘探开发相继在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地取得重大突破。中国页岩油主要为陆相沉积，沉积类型多样，岩性岩相复杂，非均质性强，甜点主控因素复杂，同时页岩油必须通过水平井与大型压裂改造才能实现规模有效开发[1]。页岩油特殊的地质条件及开发方式，给测井储层甜点评价、水平井精准导向、高效射孔及生产测试等带来一系列新的需求和挑战：①岩石致密、孔隙度渗透率关系复杂导致流体驱替困难，故阿尔奇公式不适用于页岩油层，需要创新岩石物理实验及饱和度评价模型；②页岩油储层主要为深水细粒沉积，发育薄互层、纹层及页理结构，对测井分辨率要求高，即从0.2 m提高到毫米级；③岩石矿物组分复杂、黏土含量高，优势岩性岩相识别评价难度大；④发育微纳米级多类型孔隙，孔隙结构及流体赋存状态复杂，孔隙定量表征、可动流体评价难度大；⑤储层非均质性强，微构造发育，水平井导向精度要求高；⑥长水平段井况复杂，仪器居中困难，对水平井测井工艺要求更高；⑦ 水平井产液剖面动态监测难度大，对测试技术要求高。

为此，中国石油集团测井有限公司（中油测井）开展持续攻关研究，发挥研发、制造、服务、应用一体化优势，加快技术迭代升级，积极打造页岩油测井利器。围绕“选靶体、定轨迹、助压裂、保生产”工作目标，研发出更高精度、更高分辨率、更安全高效和更低成本的国产化自主测井成套装备，形成了更精确的解释评价方法，从初期勘探、评价建产到生产阶段，支撑页岩油全生命周期勘探开发。本文系统总结近年来中油测井在页岩油测井采集与评价等方面取得的成果，通过和国际先进水平进行对比，分析了下一步技术发展的方向。

1 测井采集技术进展

1.1 CPLog多维高精度成像及快速测井技术

CPLog多维高精度成像系统是中油测井在“十三五”期间研制的具有完全自主知识产权的高端测井装备，已然成为解决复杂油气评价难题的利器。研发形成的宽动态微电阻率成像、偏心核磁共振、三维感应等仪器达到国际先进水平（见表1）。

表1 多维成像测井系列性能对比

CPLog多维高精度成像系统具有如下特点：① 宽动态微电阻率成像测井仪（eMCI）的质量和测速较原有仪器有了提升。改进后的仪器应用于青海、大庆、长庆等油田，在复杂环境下采集质量优于国外仪器，在青海油田CX井高饱和盐水钻井液环境中，eMCI仪器的采集质量优于哈里伯顿公司的XRMI仪器；②偏心核磁共振测井仪（iMRT）提高了测量精度和井筒适应性，iMRT测井仪能够适应大于等于6 in** 非法定计量单位，1 in=2.54 cm，下同的井眼，对盐水钻井液的适应能力更强，与斯伦贝谢公司的仪器相比，回波间隔略大，探测深度较深；③三维感应仪器提升薄互层的识别能力，其纵向分辨率由0.6 m升级到0.4 m，可以测量水平和垂直电阻率，应用电阻率各向异性可显著提升薄互层的识别能力；④过钻具存储式测井仪（FITS）能够提升复杂井型的作业能力，实现大斜度井、长水平井一趟快速安全测井，测井时效高。

另外，中油测井在实验室研发的全直径岩心二维核磁共振测试仪能够快速评价地层原位含油性，可提供连续测量的核磁共振T2—T1谱，实现页岩油孔隙结构、流体组分以及赋存状态的现场快速评价，该仪器综合性能超过国外同类产品（见图1）。

图1 T2 — T1谱快速识别流体赋存状态示意图

1.2 水平井随钻测井导向技术

中油测井针对水平井优质储层钻遇率低的问题，研发了一系列技术装备，其与国际先进技术对比结果见表2，该技术初步解决了在水平井钻进过程中甜点上下界面探测的难题。随钻成像仪器能够精准判断井轨迹与目标油藏的关系，近3年的随钻成像导向油层钻遇率较常规导向提高10.2%；近钻头方位伽马成像测井仪提高了复杂构造识别的及时率，能够及时有效识别钻头附近储层和井斜的变化，满足在复杂构造、超薄箱体、快速钻进条件下及时决策、精准施工的需求；旋转导向测井仪大幅度提升了井眼水平位移延伸能力，充分发挥了旋转导向和方位伽马成像技术优势，满足了页岩油长水平段钻井需要，提升了平台井的优质储层钻遇率。

表2 水平井随钻测井导向技术系列对比

1.3 水平井分段分级射孔技术

页岩具有低孔隙度低渗透率的特征，决定页岩必须要经过压裂才能加快页岩油气的释放和流动，提高产能[2]。

中油测井以最大缝控改造体积为目标，形成了等孔径多簇射孔、桥射联作2.0分段分簇射孔技术系列，多项水平井射孔技术已达到或超过国际先进水平（见表3）。

表3 水平井射孔技术系列对比

1.4 水平井动态监测技术

动态监测技术在评价水平井各段的压裂改造效果、指导压裂施工参数的优化，以及油藏动态监测方面发挥着越来越重要的作用，日益受到油田地质、开发工作者的重视[3]。

针对页岩油气水平井分段簇产出能力评价需求，中油测井重点打造流动成像、分布式光纤等阵列化、永久化、区域化动态监测技术，在测量方法、探测精度等方面取得多项进展。

①多相流流动成像技术测量精度与范围提升；②iDTS分布式光纤监测技术提高了动态监测的分辨率与实时性；③采用示踪剂分段产能评价技术能够验证和优化水力压裂设计，可以根据各段产出水量结合单井生产规律综 合分析压裂改造效果。

1.5 井筒完整性评价技术

井筒完整性评价伴随着油田开发的整个生命周期[4-5]。页岩油作为非常规油气藏，在水平井多级分段压裂过程中容易出现套管变形等问题，影响油气藏的高效安全开发，因此，井筒完整性评价非常重要[6]。

针对页岩油气水平段固井质量及套损评价难题，中油测井开展了多臂井径、电磁测厚、井下光学成像、扇区水泥胶结-水泥密度等技术的研究及应用。综合多臂井径、电磁测厚及井下光学成像等技术，可以评价水平井复杂套损情况；应用扇区水泥胶结、充填固井质量等测井关键技术，可实现水平井第I、II界面胶结、低密度水泥等固井质量的准确评价。

2 页岩油甜点评价技术

2.1 页岩油类型

页岩油是赋存于富有机质页岩层系（包括层系内的粉砂岩层、细砂岩层、碳酸盐岩层）中的石油[7]，与致密油等非常规油气相比，页岩油具有“原生源储、滞留富集”的特征[8]。页岩油根据不同的分类标准可以划分为不同类型：根据物理化学性质及开采难易程度，可将页岩油划分为黏稠型页岩油和凝析型页岩油；根据赋存空间，可分为基质含油型页岩油、夹层富集型页岩油和裂缝富集型页岩油；根据储集特性和岩性，可分为纯页岩型页岩油、混合型页岩油、裂缝型页岩油；根据热演化程度，可分为中-低成熟度页岩油和高成熟度页岩油等。

页岩油评价需要同时关注生烃量和排烃量、储集空间、储油量、液态烃类型及赋存状态、可压性能等多个参数[9-12]。中油测井在常规“四性”评价基础上，通过对不同区域内页岩油富集高产的主控因素进行分析，形成多因素叠合的“新四性、双甜点”页岩油评价体系，主要包括含油性、储集性、可动性和可压性这4个方面，从而为页岩油储层精细评价与靶体优选提供依据，本文从上述4个方面对评价方法展开论述。

2.2 含油性评价

页岩油含油性评价参数包括总有机碳含量（TOC），游离烃含量（S1），含油饱和度（So）等参数[13-15]。总有机碳含量的计算方法主要包括多元回归方法、ΔlogR法以及地层元素测井计算法；游离烃含量S1可定量表征页岩储层中的可动烃含量。

关于游离烃含量的评价方法，业内尚未形成完善的技术评价体系。中油测井针对纯页岩型页岩油，在准确计算总有机碳含量基础上，引入考虑地温梯度变化的成熟度参数，创新性建立了基于页岩游离烃含量S1的非电法含油饱和度模型，实现了页岩储层含油性的定量评价。

在准确获得TOC的前提下，根据式 （1）确定有机质成熟度Ro，再根据式 （2）确定S1含量。

式中，Ro为有机质成熟度，%；TOC为总有机碳含量，%；A，B，a，b，c，d为拟合系数。

在得到S1后，基于核磁共振有效T2截止值确定有效孔隙度ϕe，利用经有机质校正后的等效深度法获得地层压力系数，再计算储层含油饱和度。

式中，So为含油饱和度，%；ρb为体积密度，g/cm3；ϕe为有效孔隙度，%；h为S0/（S0+S1），其中S0为气态烃含量，mg/g；S1为液态游离烃含量，mg/g；k为刻度转换系数，无量纲。

非电法含油饱和度计算模型回避了地层电阻率，降低了模型的不确定性，提高了含油饱和度的计算精度，该方法应用于古龙页岩油评价，取得较好效果。

2.3 储集性评价

储集性评价主要采用岩相类型、孔隙度、厚度等参数[16]。目前形成了较为完善的孔隙度评价体系，包括核磁共振法，多元回归法以及变骨架参数法等方法，取得了较好的效果。

页岩岩性与岩相是识别页岩油储层与确定试油层段的重要依据，是识别页岩油储层甜点的基础。岩相主要从矿物组成、沉积构造等几个方面来划分，但是针对不同研究区块，划分标准并不通用。针对纹层型和页理型页岩油，利用电成像资料，建立了纹层结构定量表征技术，进而综合考虑所属研究区内页岩宏观结构以及矿物组分，形成了一套优势岩相识别方法。

通过电成像垂向切片与霍夫变换图像处理技术，在测井尺度实现6 mm以上纹层定量表征，通过构建纹层密度指数及层间电性特征值，实现了页岩纹层精细识别，在古龙页岩油取得了较好的应用效果（见图2）。在柴达木盆地英雄岭下干柴沟组，基于上述纹层定量识别方法，结合元素测井，明确了不同岩相在测井曲线上的响应特征（见表4），指导压裂选层（见图3）。

图2 古龙页岩油电成像纹层精细识别成果图

图3 干柴沟X井页岩油岩相识别成果图

表4 干柴沟页岩油岩相测井响应特征

针对鄂尔多斯盆地长73高自然伽马隐蔽性砂岩夹层，创新性地提出M—N动态交会技术。以M—N交会图为基础，逐点计算地层砂岩和泥岩骨架的M、N值，去除有机碳对M、N值的影响，以此确定不同岩性，能够有效识别长73高自然伽马长英质页岩隐蔽互层段（见图4），在新井评价和老井复查方面发挥了重要作用。

图4 鄂尔多斯盆地 MX井长73解释成果图

2.4 可动性评价

目前，评价页岩油可动性的方法包括直接法和间接法。直接法包括抽提法和热解法，抽提法又分为传统抽提法和多溶剂逐级抽提法。利用传统抽提法得到的氯仿沥青A不能代表总含油量，需要经过校正，另外传统抽提法无法区分不同赋存状态；多溶剂逐级抽提法可以通过不同抽提量来表征页岩油赋存状态，但是分析过程复杂繁琐，成本高。热解法包括传统热解法和高温热解法。传统热解法是通过加热样品将得到的热解的游离烃作为游离油，在这个过程中会存在轻烃损失和重烃滞留问题；多温阶热解法是将传统热解法得到的S1划分为S1-1和S1-2，但是整个过程获取参数复杂，难以现场应用。可动性评价的间接表征法包括含油饱和度计算法和总含油量与吸附油量的差值法，采用含油饱和度评价可动性误差较大，采用总含油量减去吸附油含量评价可动性测量误差较小，应用前景较好。

中油测井建立了基于核磁共振剥谱的可动性评价技术。采用不同流体组分的核磁共振剥谱技术，通过分析，确定核磁共振有效孔隙度计算的T2谱的起算时间为1.7 ms，含油饱和度计算的T2谱起算时间为6 ms，从而计算出可动油孔隙度和含油饱和度，在吉木萨尔、玛湖等油田推广应用，初步解决了可动油含量评价难题。

2.5 可压裂性评价

影响储层可压裂性的因素很多，包括矿物组成、天然裂缝的发育程度、地应力等。针对不同类型页岩油储层，优选可压裂性影响因素，建立了可压裂性评价方法。

2.5.1 纯页岩型页岩油可压裂性评价

在纯页岩型储层中，以可控压裂程度的三轴抗压实验为基础，构建了基于抗压强度、压后裂缝复杂度和延展度的可压裂性定量评价指数，在古龙页岩油应用，有效指导压裂选层。

GYX2井分5段压裂（见图5），纵向分析显示，第3段计算的可压裂性指数平均值较大，显示该段可压裂性相对较好；微地震显示第3段事件较多，监测缝高较大，压裂效果好；示踪剂监测结果显示各簇均形成有效支撑裂缝，第2段上部至第4段下部裂缝连通性好，与微地震监测结论一致。这证明了可压裂模型的正确性，该模型具有指导压裂选段的能力。

图5 GYX2井可压裂性指数评价结果与微地震监测结果对比图

2.5.2 混积型页岩油可压裂性评价

针对混积型页岩油，除应用常规可压裂性评价模型外，建立了通过阵列声波径向速度剖面评价地层可压裂性及压裂后效果的方法。阵列声波声速径向层析成像可以对储层可压裂性进行评价，压裂前可以对储层可压裂性进行评价；压裂后可以对压裂效果进行检测，其中暖色代表可压裂性好。压裂前后径向剖面结果对比显示（见图6），可压裂性好的层段在压裂改造后，阵列声波径向速度剖面发生明显变化，储层改造效果较好。

图6 MYX井声波径向速度剖面评价可压裂性及压裂效果图

3 发展方向

（1）随着页岩油勘探开发的力度不断加大，对测井采集和解释评价提出了更高的要求。为进一步满足页岩油高效勘探和效益开发需求，需要从多个方面进行研究与应用。需要加快井场实验室建设，准确获取地层原位数据。由于页岩油室内岩石物理实验不及时，油气散失大，实验结果难以反映原状地层条件下的储层流体特征，为此需要推广移动式全直径岩心二维核磁实验技术，加大车载实验室建设，实现页岩油气关键参数井场原位、快速、准确评价。

（2）积极推广多维高精度成像测井技术。扩大宽动态电成像、偏心核磁、三维感应等装备制造及应用规模；攻关可控源地层元素等装备，完善纹层型、页理型页岩油甜点评价技术。

（3）加大随钻方位伽马成像和近钻头导向等技术推广应用力度，发展基于地质模型正反演、优化井眼轨迹与甜点几何关系的水平井地质导向技术，提升优质储层钻遇率；提高FITS过钻具测井系列水平井覆盖率，指导水平井精细分段分簇压裂，助力水平井提产增效及后期治理评价工作；优化分段分簇算法及模型，打造以井下“导航”、测射一体化、套变快速判别等技术为核心的桥射联作3.0技术，持续提升射孔时效；突破低成本裸光纤技术及工艺、光纤数据处理方法软件等，加强光纤测井数据处理能力，精准评价段簇产出特征，指导分段分簇压裂方案优化。