基于浙西北临安地区测井资料对储层的综合评价

王俊涛，沈仕豪，徐锦龙

基于浙西北临安地区测井资料对储层的综合评价

王俊涛，沈仕豪，徐锦龙

（安徽省地质调查院，安徽 合肥 230001）

页岩层中裂缝是影响页岩气保存的关键因素，综合各类测井资料开展裂缝识别工作，可对井下裂缝发育段进行定量评价。本文通过浙西北临安地区测井资料研究了区内钻井中富有机质泥页岩的储层特征，探讨了其生烃能力。通过储层的划分，将富有机质泥页岩划分为三类裂缝层并进行详细分析，对岩心数据进行深度归位后，将测井计算的孔隙度、渗透率及总有机碳与岩心分析数据进行了对比。通过常规测井方法对储层进行了综合评价：整体来看，测井数据与岩心数据趋势一致，孔隙度和总有机碳误差较小，渗透率由于受储层非均质性、裂缝发育程度及测量方式等因素的影响，测井数据与岩心分析数据存在偏差。

有机质；测井；储层；裂缝；临安地区

页岩层中断裂和裂缝是影响我国页岩气保存的关键因素，备受关注，是储层评价的重点（Gale et al.，2014；Jamison and Azad，2017；衡帅等，2015；侯振坤等，2017）。一般地，常规测井能准确判别裂缝的发育特征，但不能对裂缝开展精细描述与分类；成像测井图像则可直观显示裂缝及其产状、开度和延伸等情况，还可判别裂缝形态和类型。测井参数对裂缝不同参数具有差异性响应特征，孔隙度、电阻率和岩性曲线等常规测井资料可用于裂缝识别，成像测井、声波全波列测井和地层倾角测井等方法也可对裂缝进行识别、估算泥页岩裂缝倾角、裂缝孔隙度、渗透率等,还可对井下裂缝发育段进行定量评价（李善军等，1996；邓玄等，2021；赵之的和赵靖舟，2014）。此外，尽可能多地综合各类测井资料开展裂缝识别工作，能够有效避免干扰信息的误导。因此，依托测井资料开展储层的综合评价，不仅可从理论上深化页岩裂缝形成及演化规律的认识，还可有效预测天然裂缝分布特征，从而指导页岩气勘探和开发，形成切实的支撑作用。本文就以浙西北临安地区LCO1测井资料为例，展开论述。

图1 LCO1井区域地质构造略图

1 钻井及地质概况

LCO1井为参数井，该井位于临安区块西北角岛石镇西南约1100m，位于下扬子板块宁国墩复背斜宁国墩断裂以南（图1）。大地构造属下扬子板块浙西褶皱带。区块位于宁国墩断裂带（虎月断裂）、昌化-普陀大断裂、学川-湖州大断裂与孝丰-三门湾大断裂（勘探区外）所夹菱形范围内，中部为燕山期火山岩盆地。岛石地区的构造格架受宁国墩断裂控制，位于宁国墩复向斜南东翼，地层展布以北东向为主。该区主要钻遇层位厚度在160～270m范围内变化，寒武纪地层发育齐全。其中下寒武统荷塘组为主要含页岩气层位。

该井设计井深2520.0m（垂深），完钻井深2328.18m。全井段进行钻井取心，总进尺2319.45m，心长2293.8m，收获率98.89%。地质分层数据见表1。

表1 LCO1井地质分层数据表

2 实钻构造分析

实钻在垂深700m及1309m分别钻遇两条较大型逆冲断层，导致地层两次重复钻遇，实钻地层厚度受逆断层影响与区域地层厚度相差较大（表2）。

图2 页岩裂缝特征

a.高角度裂缝；b.泥岩破碎（方解石、萤石充填）；c.硅质泥岩（网状细缝洞）；d.硅质泥岩（缝洞）；e.断层角砾岩

钻井中荷塘组地层裂缝较为发育，造成气测分析值较低。部分井段岩心出筒自然破碎较为严重；储层裂缝大部分为构造裂缝，裂缝多被充填。裂缝以韧性剪切破裂形成的高角度剪切缝和张剪性裂缝为主，其次为沿层理面顺层滑动的剪应力产生的与层理面大致平行的低角度滑脱缝（图2）。岩心观察的宏观裂缝大部分被充填，主要充填物为方解石充填（40%）、黄铁矿充填（36%）和石英充填（11%），方解石和萤石充填缝在荷塘组大量发育，少量黄铁矿充填缝主要发育在荷塘组中上部，萤石充填缝主要发育在荷塘组下部；裂缝倾角以垂直缝和水平缝为主；裂缝长度主要分布在10～20mm和>20mm；裂缝宽度主要分布在分布为0.5～1mm和>1mm。

表2 LC01井实钻同组厚度对比数据表

注：表中“+”代表实钻层位比第一次钻遇同一层位厚度增加、“-”代表实钻层位比第一次钻遇同一层位厚度减少

3 储层划分依据

本井完井组合测井一次，测量井段为7.00～2328.18m。所测层位自上至下为华严寺组、杨柳岗组、大陈岭组、荷塘组、皮园村组。

LCO1井常规测井、钻井取心资料和成像测井反映测量段内有裂缝发育，裂缝密度、宽度、长度和孔隙度有所不同，气测资料反映，气测值整体较低。鉴于油气显示较差，在对储层进行划分时，主要依据微电阻率扫描成像及交叉偶极声波辅以常规测井中的三孔隙度曲线和侧向曲线。

对本井各层组解释的裂缝层做了孔隙度—深侧向电阻率交会图（图3）。从交会图中可以看出，解释的一类裂缝层孔隙度在6.0%以上，二类裂缝层孔隙度在3.0%～6.0%之间，三类裂缝层的孔隙度小于3.0%。通过对比钻井取芯裂缝描述资料，结合前人对岩石裂缝划分的不同方案（李琦等，2004；孙建孟等，2015），解释标准见表3。

4 裂缝识别方法

依据区域构造地质特点，分析LCO1井不同岩性的测井响应特征，结合岩心资料，用以下方法对裂缝进行识别。

4.1 岩心观测

岩心裂缝观测是目前研究裂缝油气藏的一个重要而直接的手段，它是根据岩心裂缝发育情况对各种裂缝进行的直观描述，并能观察到裂缝的宽度、间距、密度、产状、充填及裂缝组成关系（刘峰，李军，缪定云，2003；司马立强和疏壮志，2009；李舟波，2003；徐海春等，2021）。

图3 LCO1井孔隙度—深侧向电阻率交会图

4.2 声微电阻率扫描成像测井

（1）交叉偶极声波。由于声波通过裂缝时，介质发生变化产生反射波，波列变密度图中相应地出现干涉图形，并且裂缝内的物质对声波能量有衰减作用，因此可以通过反射条纹或干扰纹和波形能量的衰减来识别裂缝。

（2）微电阻率扫描成像测井。天然有效裂缝在原始状态下是开启的。在钻井过程中，由于钻井液压力差异，会造成泥浆侵入地层，使微电阻扫描图像显示出低阻的暗色条纹。

表3 LCO1井裂缝级别划分标准

4.3 常规测井方法

（1）双侧向电阻率

当地层中存在裂缝时，泥浆滤液侵入裂缝，使电阻率曲线有明显的降低。对高角度裂缝，深、浅侧向曲线平缓，呈“正差异”，深侧向电阻率大于浅侧向电阻率；在水平裂缝发育段，深、浅侧向曲线尖锐，呈较小的“负差异”，深侧向电阻率小于浅侧向电阻率；对于斜交缝或网状缝，深、浅侧向曲线起伏较大，为中等值，深、浅电阻率几乎“无差异”。

（2）声波时差

声波时差一般随裂缝倾角的增加而降低，对水平缝和低角度缝的反映明显，表现为声波时差增大，即周波跳跃，而高角度缝对声波时差影响不明显。

（3）地层密度

密度测井测量的是岩石的体积密度，主要反映地层的总孔隙度。由于密度测井为极板推靠式仪器，当极板接触到天然裂缝时，由于泥浆的侵入会对密度测井产生一定的影响，引起密度测井值减小。

（4）井径测井识别裂缝

对于基质孔隙较小的致密地层，钻井使得裂缝带容易破碎，裂缝相交处的岩块塌落，可造成钻井井眼的不规则及井径的增大。因此，可以根据井眼的突然变化来预测裂缝的存在。

综上所述，对于裂缝的识别，要通过常规和非常规方法相结合，利用多种手段进行识别，达到相互补充，相互验证的目的。

5 讨论

本井采用ECLIPS-5700和EXCELL-2000测井系列，实施了常规测井、自然伽马能谱、微电阻率扫描成像、交叉偶极声波等测井任务，取得了高品质的参数井测井资料。按照中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5132—2012石油测井原始资料质量规范》规定，测前、测后刻度及重复曲线达到规范要求，各条测井曲线数值符合地质变化规律和地区岩性特点。总体来看，本井所钻遇地层构造复杂，两条较大型逆冲断层导致地层两次重复钻遇，地层出现减薄或增厚现象；岩石裂缝发育，气测分析值较低，全烃曲线平缓，部分井段见甲烷曲线异常变化，但现场含气量分析仅检测出微弱甲烷，基于钻时及构造等因素的影响导致页岩层含气性整体偏低。

5.1 储层综合评价

本井组合测量井段为7.00～2328.18m，全井段共解释裂缝43层188.4m，其中一类裂缝层1层2.2m、二类裂缝层1层5.6m、三类裂缝层41层180.6m。各层组测井解释成果统计见表4。本文仅选取主要目的层系荷塘组做详细讨论。

主要目的层系下寒武统荷塘组：1162.00～1276.00m，地层视厚度114.00m；

表4 LCO1井解释结果分层组统计表

地层岩性以硅质泥岩为主，局部发育泥灰岩。硅质泥岩自然伽马受高放射性矿物影响，数值高，在260～1240API之间，受黄铁矿影响，深侧向电阻率值偏小，大多小于2Ω·m。泥灰岩自然伽马在12～120API之间，深侧向电阻率高值，在245～60766Ω·m之间。全段井径接近钻头直径，局部微扩径。

全段钻井取心总进尺为134.42m，心长133.38m，收获率99.23%，取心岩性主要为硅质泥岩和泥灰岩。微电阻率扫描成像图像显示裂缝较发育，共拾取19条张开缝，10条半充填缝，岩心见细微裂缝发育，缝宽小于1mm（图4），多为萤石和黄铁矿充填，局部无充填。纵波、横波见有明显衰减现象，同时见斜条纹及不规则扰动现象，说明有裂缝发育，气测在该段见微弱气测异常显示，综合各项资料，该段共解释裂缝层3层10.8m，其中二类裂缝层1层5.6m，三类裂缝层2层5.2m。裂缝层描述和综合评价如下：

井深1196.5～1197.3m，1层0.8m，解释结论：三类裂缝层。

岩性为硅质泥岩，自然伽马数值在700API左右，井径微扩径，密度有减小现象，计算孔隙度为1.39%，物性较差，深侧向电阻率受导电矿物影响，数值偏小，为0.26Ω·m。岩心见不规则裂缝，未充填，地质录井见微弱气测异常，依据解释标准，综合解释为三类裂缝层。

井深1255.4～1265.4m，2层10.0m，解释结论：二类裂缝层、三类裂缝层。

岩性为硅质泥岩，自然伽马数值在28～90API，井径上部微扩径，下部接近钻头直径。其中10号层三孔隙度曲线有增大的趋势，计算的孔隙度为4.16%，物性稍好，深侧向电阻率受导电矿物影响数值偏小，为1.28Ω·m，微电阻率扫描成像资料拾取到14条张开缝，偶极声波资料显示纵波见多处明显衰减现象，斯通利波见明显“V”字形条纹，同时见斜条纹及不规则扰动现象，说明有裂缝发育，岩心见不规则裂缝发育，缝宽1～20mm，部分未充填，并且见缝洞较发育，缝洞直径1～10mm，部分被石英充填（图4）。综合解释为二类裂缝层。11号层计算的孔隙度为2.43%，物性稍差，深侧向电阻率受导电矿物影响数值偏小，为0.33Ω·m，微电阻率扫描成像资料拾取到2条张开缝，岩心见缝洞较发育，缝洞直径1～6mm，部分被石英充填，见微弱气测异常，依据解释标准，综合解释为三类裂缝层。

5.2 测井计算参数与岩心分析结果对比分析

岩心分析资料是了解地层的第一手资料，利用岩心资料可对测井资料进行标定。本井取心井段共有66个分析数据，岩性主要为硅质泥岩。

（1）岩心分析孔隙度和渗透率的关系

将收集到的岩心物性测试数据孔隙度和渗透率数据对比分析来看，多数岩心分析渗透率小于0.1×10-3μm2；岩心分析孔隙度在2%左右，渗透率数值变化范围大，（0.1～2.74）×10-3μm2；岩心分析孔隙度和渗透率相关性差，说明本井储集类型复杂，不仅有基质孔隙，局部也有裂缝存在（孙建孟和李召成，1999；石强，1998；赵永刚等，2013；李凤琴等，2005；王友春，2019）。

（2）岩心分析与测井计算的孔隙度、渗透率、总有机碳和镜质体反射率的对比

对岩心数据进行深度归位后，将测井计算的孔隙度、渗透率及总有机碳与岩心分析数据进行了对比，对岩心分析数据密集、规律性强、能反映储层特征的35个数据点进行误差统计（表5）。

岩心分析孔隙度与测井计算孔隙度差值为0.248%～0.812%，平均差值为0.601%；岩心分析渗透率与测井计算渗透率差值为（0.016～0.975）×10-3μm2，平均差值为0.591×10-3μm2，岩心分析总有机碳与测井计算总有机碳差值为0.192%～1.088%，平均差值为0.507%；岩心分析镜质体反射率与测井计算镜质体反射率差值为0.048%～0.194%，平均差值为0.130%；整体来看，测井数据与岩心数据趋势一致，数值范围接近，孔隙度和总有机碳误差较小，渗透率由于受储层非均质性、裂缝发育程度及测量方式等因素的影响，测井数据与岩心分析数据存在偏差。

表5 LC01井测井计算参数与岩心分析参数误差统计表

6 结论

本井为页岩气参数井，为获取目的层系下寒武统荷塘组页岩气地质参数，进行了全井取芯及测录井工作。从钻遇地层来看，地质构造较复杂，钻遇逆冲断层造成地层重复，地层厚度发生减薄或增厚；从岩芯观察来看，地层多发育构造裂缝，且裂缝多被充填，这在测井资料中完整体现。岩石裂缝的发育，造成气测分析值较低，同时由于钻时及构造等因素的影响导致页岩层含气性整体偏低。鉴于油气显示差，本文通过测井资料研究了区内钻井中富有机质泥页岩的储层特征，探讨了钻井中富有机质泥页岩的生烃能力。

通过储层的划分，将钻井内富有机质泥页岩地层划分为三类裂缝层，解释的一类裂缝层孔隙度在6.0%以上，二类裂缝层孔隙度在3.0%～6.0%之间，三类裂缝层的孔隙度小于3.0%。对主要目的层系荷塘组进行了储层的综合评价，共解释裂缝层3层10.8m，其中二类裂缝层1层5.6m，三类裂缝层2层5.2m。对岩心数据进行深度归位后，将测井计算的孔隙度、渗透率及总有机碳与岩心分析数据进行了对比分析。整体来看，测井数据与岩心数据趋势一致，孔隙度和总有机碳误差较小。

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Comprehensive Evaluation of Reservoirs in the Lin’an Region, Northwestern Zhejiang Based on Logging Data

WANG Jun-tao SHEN Shi-hao XU Jin-long

(Anhui Institute of Geological Survey, Hefei 230001)

This paper makes an approach tocharacteristics and hydrocarbon generating capacity of shale reservoir rich in organic matter in the Lin’an region, northwestern Zhejiang based on logging data. The shale reservoir rich in organic matter may be divided into threetypes of fractured reservoir. Porosity, permeability, and total organic carbon calculated by logging data are compared with the measured values. The comprehensive evaluation of the reservoirs is carried out by conventional logging method. The results indicate the trend of logging data consistent with that of measured data. The calculated values of porosity and total organic carbon have little error compared with the measured values, while there is a big error between the calculated value and the measured value of permeabilitydue to the reservoir heterogeneity, fracture development degree and measurement methods and other factors.

organic matter; logging; reservoir; fracture; Lin’an region

P319.3+2

A

1006-0995（2022）01-0139-07

10.3969/j.issn.1006-0995.2022.01.027

2021-10-26

中国地质调查局地质调查项目：安徽合肥盆地页岩气基础地质调查与资源评价（12120114019801）；安徽省地质矿产勘查局科技项目（KJ2012-01）：皖南地区页岩气地质背景调查

王俊涛（1983— ），男，湖北天门人，博士，地质调查与矿产勘查高级工程师，现从事页岩油气地质勘探工作