松辽盆地深层陆相页岩储层测井评价：以国际大陆科学钻探为例

韩双彪，杜欣，白松涛，王成善

(1.中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京，100083；2.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安，710077；3.中国地质大学(北京) 生物地质与环境地质国家重点实验室，北京，100083)

经过10 多年的页岩气勘探开发和研究，我国页岩气产业取得了瞩目的成就[1-3]。2020年，国内页岩气产量再创新高，达200×108m3，位居世界前列。随着社会经济的不断发展，“双碳”目标被提出，页岩气开采迎来了前所未有的机遇[4-5]。目前，页岩气的勘探与开发逐步迈向深层领域，深层页岩气是当前页岩气勘探开发的一个重要方向[6-7]。我国深层页岩具有分布面积大、保存条件好、页岩气资源潜力大的特征，在四川盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地以及南华北盆地等都分布有资源丰富的深层页岩气资源[6]。其中，松辽盆地是我国重要的含油气盆地，历经了半个多世纪的常规油气开采，又在该盆地陆相页岩油气领域取得了新的突破。目前，在松辽盆地北部、南部均探明存在页岩油气[8]，为松辽盆地页岩油气勘探开发指明了新方向。应用测井技术手段评价页岩储层是一种重要且有效的方法。在页岩气勘探开发的不同阶段，测井技术及其解释评价方法能够快速、高效地分析储层以及对储层进行较准确评价。我国对海相页岩储层测井评价进行了大量研究，取得了许多成果，有效地指导和支撑了海相页岩气的勘探与开发，但在陆相页岩气测井评价方面还处在发展阶段，针对深层页岩气测井评价方面的技术研究有待加强，尚未形成一套适合中国深层陆相页岩气储层测井评价方法体系，制约了对深层陆相页岩气储层岩性、物性、含气性、脆性以及可压裂性等特征的有效评价。

本文以松辽盆地大陆科学钻探井——松科2井沙河子组深层页岩储层为研究对象。该井钻完井资料、岩心及测井资料齐全，在钻遇3 350 m以深的沙河子组地层中多次出现气测异常，且层数较多，累计厚度大，甲烷质量分数高，显示出松辽盆地深层具有广阔的非常规天然气资源开发前景，同时为研究深层陆相页岩气提供了良好的条件。本文作者基于国内外针对陆相页岩气测井识别与评价的实践，运用常规测井和特殊测井技术，采用测井曲线叠合法和交会图法识别沙河子组深层页岩含气储层，结合测井、录井资料以及岩心实验测试数据对比分析，预测解释含气页岩储层的总有机碳质量分数、孔隙度、渗透率、脆性以及总含气量等参数，系统地对松科2井沙河子组深层页岩储层进行测井解释和评价，优选出有利的页岩含气层段，为松辽盆地深层陆相页岩气的勘探与开发提供参考。

1 地质概况

布置松科2井是松辽盆地大陆科学钻探工程第二阶段任务。科钻井位于中央坳陷区的徐家围子断陷宋站鼻状构造带上[9-11]，完钻井深7 018 m，获取了完整的沙河子组地层岩心。气测录井显示，松科2 井沙河子组3 350 m 深地层中出现气测异常层段118 层，累计厚度达268 m，气测异常层段全烃和甲烷质量分数明显呈高值，显示出较高的含气性[11-12](图1，其中，φ为体积分数，w为质量分数)。松科2 井所处的徐家围子断陷分布面积广，地层厚度大，断陷呈南北展布，沉积地层主要包括下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组等(图1)。沙河子组形成于断陷的鼎盛时期，发育有平原沼泽、半深湖—湖相、扇三角洲以及辫状河三角洲等陆相沉积类型，以湖相细粒碎屑沉积为主[12]。沙河子组非常规天然气储层分布面积广，储量丰富，勘探起步较晚，是松辽盆地深层重要的油气开发层位。

本文选取沙河子组3 700～4 500 m 层段的页岩含气储层为研究对象。该层段岩性以黑色、灰黑色砂泥岩混层为主，发育有砂岩、粉砂岩、页岩、砾岩，夹有煤层等。页岩储层较为致密，有机质丰度高，以陆源输入的腐殖型有机质为主，在热演化阶段更倾向于生成烃类气体，干酪根类型主要是II2型和Ⅲ型，有机质进入高成熟阶段和过成熟阶段[13]。沙河子组页岩主要由黏土矿物、石英和斜长石等矿物组成，黏土矿物以伊蒙混层和伊利石为主，脆性矿物质量分数以石英和方解石为主，还有钾长石、菱铁矿、黄铁矿等。沙河子组3 700～4 500 m层段的页岩储层多次出现气测异常，基于测井数据解释结果显示，部分页岩层段平均w(TOC)在2%以上，页岩储层总含气量在1.79～2.57 m3/t之间，具有页岩气勘探开发的潜力。本文结合测井数据和岩心资料，开展沙河子组3 700～4 500 m 层段的页岩储层测井评价，对深层页岩气的勘探与开发具有重要价值。

2 页岩储层测井识别

含气页岩储层的测井响应特征明显，与普通页岩层相比，含气页岩储层在测井曲线上通常表现为“高自然伽马、高电阻率、高补偿中子、高声波、低密度、低光电吸收截面指数”的“四高两低”特征[14-16]。松科2 井沙河子组主要以砂岩、粉砂岩、页岩为主，通过测井曲线叠合法和交会图法可以初步识别出页岩含气储层。

2.1 测井曲线叠合法

常规测井曲线的叠合可以有效地识别出地层岩性。选取对页岩敏感的自然伽马(GR)、无铀伽马(KTH)、电阻率(RT)、深侧向电阻率(RLLD)、声波时差(AC)、补偿中子(CNL)、密度(DEN)等参数，进行组合分析以识别页岩和划分页岩含气层。

沙河子组页岩储层具有自然伽马高、声波时差高、密度高、深浅侧向电阻率偏低的特点，通过对测井曲线的叠合，观察不同岩性和含气层段的幅度差异，从而定性识别出页岩气储层[17]。松科2井沙河子组页岩测井曲线叠合图(4 050～4 150 m)如图2所示，RT-AC 曲线反相重叠显示出曲线分离的特征，在页岩含气层段电阻率和声波时差都偏大。AC-DEN，GR-DEN和GR-AC曲线叠合正偏差明显，在气测异常层段正偏差明显增大，表明页岩层段含有烃类气体。同时，在阵列声波测井曲线中，泊松比-体积模量曲线反向交会刻度在页岩含气层段出现包络交会，当页岩层含气时，泊松比和体积模量都会相应地减小[18-19]。波速比-纵波时差曲线叠合也出现包络交会，在含气层段纵波时差增大，纵横波速度比减小，波速比-纵波时差曲线叠合出现的包络面积越大，含气饱和度越高[20]。

2.2 测井参数交会图法

针对松科2井深层陆相页岩储层，选取对页岩响应敏感的参数进行交会识别。选取的参数有自然伽马、深浅侧向电阻率、声波时差、补偿中子和密度等，如图3所示。页岩相较于砂岩、砂砾岩，自然伽马值较高、电阻率高，声波时差值、密度偏低。含气页岩与普通页岩相比，电阻率明显偏高，密度偏高，声波时差、补偿中子则相对偏低(表1)。相比于海相、海陆过渡相页岩含气储层，沙河子组深层陆相页岩含气储层的自然伽马值较低，GR在72～116 API之间；地层电阻率也偏低，多分布在6～132 Ω·m范围内。根据松科2井沙河子组页岩交会识别图版，发现自然伽马、电阻率、密度对含气页岩储层识别效果明显，声波时差、补偿中子等的识别效果次之(图4)。

表1 沙河子组不同岩性测井参数响应特征Table 1 Response characteristics of logging parameters of different lithology in Shahezi formation

3 页岩储层测井解释

3.1 总有机碳质量分数预测

总有机碳质量分数(w(TOC))是反映有机质丰度的核心指标，是页岩气藏形成的重要地质条件之一，作为衡量生烃潜力和生烃量的关键参数。w(TOC)反映了烃源岩的生烃潜力，对页岩含气量有直接影响[21-23]。结合松科2井沙河子组页岩岩心和测井数据资料，对岩心实验w(TOC)进行分析，采用DeltaLogR 模型计算w(TOC)以及采用元素俘获测井数据回归分析w(TOC)。采用DeltaLogR 模型计算w(TOC)公式如下[24]：

式中：w(TOC)为总有机碳质量分数，%；Rt为实测电阻率，Ω·m；Rsh为非烃源岩层对应电阻率测井值，Ω·m；K为叠合系数，研究区K=0.02；tAC为声波时差测井值，μs/m；tACsh为非烃源岩层对应的声波时差测井值，μs/m；LOM为有机质成熟度指数，研究区LOM=12。

用DeltaLogR 模型计算w(TOC)，研究区沙河子组页岩储层K为0.02，LOM为12。采用DeltaLogR 模型计算所得w(TOC)曲线和实验岩心分析所得w(TOC)曲线对比显示(图5)，采用DeltaLogR 模型计算所得w(TOC)与实测岩心所得w(TOC)存在较大差别，吻合度较低。由于传统的DeltaLogR 模型计算w(TOC)中的不确定参数较多，在复杂储层矿物成分、黏土质量分数、颗粒间压实程度等影响下，声波时差变化较大，电阻率也易受黄铁矿质量分数的影响，不能有效地反映有机碳质量分数引起的变化趋势，存在一定的局限性和经验性[25]。而采用元素回归分析所得w(TOC)与实验岩心测试结果对比显示其吻合度较高，可以用来预测沙河子组页岩的总有机碳质量分数(图5)，其中，T2为核磁共振测井中的横向弛豫时间。元素回归分析w(TOC)具体方法[26]如下：

式中：w(TOC)为总有机碳质量分数，%；w(Fe)，w(Si)和w(Ca)分别为铁、硅和钙的质量分数，%。

元素回归w(TOC)分析结果显示，研究区沙河子组3 700～4 500 m层段的w(TOC)局部呈高值，最高可达17.70%。其中，3 750～3 850 m 和4 000～4 150 m 的层段平均w(TOC)在2%以上，页岩有机碳质量分数较高，具有页岩气勘探开发的潜力。

3.2 物性特征

3.2.1 孔隙度

页岩孔隙是储存油气的重要空间，页岩储层微观纳米级孔隙发育，孔隙度通常较低。页岩孔隙度会影响页岩气的赋存状态，对页岩气的储集性能起着重要的作用[27-28]。计算页岩储层孔隙度，通常采用的方法有单孔隙度测井法、岩心刻度法、中子密度交会法、定骨架密度法等方法[29-31]，考虑到岩层中矿物组分的多样性，不同矿物组分的质量分数不同，以及陆相页岩孔隙受热演化过程影响等特点[32]，选择采用改进的变骨架密度法计算页岩储层孔隙度参数。由元素俘获能谱测井方法得到黏土矿物、石英、钾长石、斜长石、方解石、黄铁矿以及菱铁矿等矿物质量分数，计算岩石的骨架密度，再结合岩石中的流体密度和测井补偿密度计算岩石孔隙度，具体公式如下[26]：

式中：ρmatrix为岩石的骨架密度，g/cm3；Vi为矿物i的组分体积分数，%；ρi为矿物i的骨架密度，g/cm3。

式中：Φ为岩层孔隙度；ρmatrix为岩石的骨架密度；ρf为岩层中的流体密度，g/cm3；ρDEN为补偿密度，g/cm3。

采用变骨架密度法所得计算结果显示，松科2井沙河子组页岩含气储层的孔隙度范围为0.28%～8.41%，平均为2.04%，整体上孔隙度偏低。与实验岩心孔隙度相比，采用变骨架密度法测得的孔隙度吻合度较高，能够反映出松科2井沙河子组深层陆相页岩储层在纵向上的孔隙度变化趋势(图5)。其中，3 750～3 900 m 层段孔隙度平均值在4%以上，4 300～4 500 m 层段孔隙度平均值为3.5%左右。

结合岩心核磁共振实验分析，检测出饱水和烘干条件下岩样的T2弛豫时间，测算出样品中的含水量，然后测算出孔隙度[33]。利用标准样品对完全饱和岩样测得的T2谱进行刻度，将信号强度转换成孔隙度，转换公式如下：

式中：Mi为岩样第i个T2分量的核磁共振T2谱幅度；Mb为标准样品T2谱的总幅度；Sb为标准样品在NMR 数据采集时的扫描次数；s为岩样在NMR数据采集时的扫描次数；Gb为标准样品在NMR数据采集时的接收增益；g为岩样在NMR 数据采集时的接收增益；Vb为标准样品总含水量，cm3；V为岩样的体积，cm3。

经计算，沙河子组页岩样品的孔隙度分布在2.74%～8.45%之间，孔隙度平均值为5.26%。将核磁计算的孔隙度与实验岩心孔隙度进行对比，核磁计算的孔隙度与实验岩心孔隙度吻合度不高。其原因可能是沙河子组陆相页岩黏土质量分数较高，在样品长时间饱水下，黏土会导致页岩样品的核磁孔隙度发生变化；其次是饱水条件下会影响页岩孔隙水中吸附态和自由态水的比例，而吸附态和自由态水的比例主要由孔隙的直径和形状决定[34-36]。经与实验岩心孔隙度对比，核磁孔隙度也体现出沙河子组页岩低孔隙度的特征。

由于单一的孔隙度计算方法不能准确地反映页岩储层孔隙度的真实情况，将变骨架密度法计算所得孔隙度、实验岩心孔隙度和岩心核磁孔隙度进行综合对比分析。以实验岩心孔隙度为基准，将变骨架密度法计算所得孔隙度和岩心核磁孔隙度分别与实验岩心孔隙度拟合对比，结果显示变骨架密度法计算所得孔隙度与实验岩心孔隙度吻合度最高，故利用测井数据通过变骨架密度法计算所得的孔隙度确立为沙河子组页岩储层孔隙度，计算结果显示在沙河子组3 700～4 500 m 层段，页岩储层的孔隙度分布在0.28%～8.45%之间，孔隙度平均值为4.60%。其中在3 750～3 900 m 页岩含气层段的孔隙度平均值在4%以上，4 300～4 500 m页岩含气层段孔隙度平均值为3.5%左右。

3.2.2 渗透率

渗透率是评价页岩储层渗透能力的关键参数，采用测井方法准确计算页岩储层渗透率比较困难。页岩储层具有低孔、低渗的致密特性，常规方法难以准确计算其渗透率[31,37-39]。核磁共振测井不受岩石骨架的影响，适用于中低孔隙的岩性，能够灵敏地反映地层复杂的孔隙结构和束缚流体以及可动流体的特征。利用核磁共振测井参数建立储集层渗透率模型，可以较好地反映页岩储层渗透率特征。本文采用Coates 模型，在确定核磁共振T2 截止值后，通过可动流体和束缚流体体积计算渗透率[40-41]。Coates模型渗透率计算公式如下：

式中：K为Coates 模型的核磁渗透率，10-3μm2；Cn1，a和b为模型参数，由相应地区的岩样实验数据统计分析求得；Φnmr为核磁共振孔隙度，%；Φnmrm为核磁可动流体孔隙度，%；Φnmrb为核磁束缚流体孔隙度，%。

根据沙河子组页岩岩样实验测量数据统计分析结果，将核磁共振测量的可动流体孔隙度和束缚流体孔隙度、核磁孔隙度以及常规渗透率代入Coates模型中，反推出岩样渗透率系数，并进行系数优化。得出在Coates 模型渗透率计算公式中，地区参数Cn1为4，a为4，b为2。核磁共振测井计算显示，沙河子组3 700～4 500 m 层段页岩储层的渗透率分布在(0.002～0.509)×10-3μm2之间，平均为0.081×10-3μm2，渗透率整体上偏低，符合沙河子组页岩储层超低孔隙度低渗透率的特征。

3.3 脆性分析

脆性对于页岩气储层的可压裂性具有决定性作用，是评价储层岩石力学特征的一个重要参数[42]。页岩的脆性直接影响页岩储层在压裂过程中诱导裂缝的形成，影响页岩的压裂效果，在一定程度上决定着页岩气的产量[43-44]。对脆性进行评价的方法主要有地球物理测井法、矿物组分分析法、岩石力学参数法和压裂实验等[45-46]。采用阵列声波测井、元素俘获测井和全岩矿物X 射线衍射分析对松科2 井沙河子组页岩储层储层脆性进行评价。

3.3.1 矿物组分分析法

根据元素俘获测井以及全岩矿物X 射线衍射分析，沙河子组页岩储层矿物组分主要以黏土矿物和石英为主，其次为钾长石、斜长石、方解石、菱铁矿和黄铁矿等。在3 700～4 500 m 层段的页岩储层中，黏土质量分数较高，为20.4%～64.7%，平均值达45.61%，主要以伊利石和伊蒙混层为主；石英质量分数较高，为20.9%～57.3%，平均为30.98%；钾长石质量分数为0.2%～5.3%，平均为0.49%；斜长石质量分数为7.5%～50.3%，平均为21.42%；方解石质量分数为0.3%～19.6%，平均为1.07%；黄铁矿和菱铁矿质量分数较低，部分层段几乎为0(图6)。本文采用矿物组分法计算页岩储层的脆性指数来评价脆性，以石英、方解石为脆性矿物，其余矿物为黏土矿物、石英、钾长石、斜长石、菱铁矿、方解石以及黄铁矿，计算公式如下：

式中：IB为脆性指数；wqa为石英质量分数，%；wca为方解石质量分数，%；wcl为黏土质量分数，%；wpy为黄铁矿质量分数，%；wsd为菱铁矿质量分数，%。

计算结果表明，沙河子组页岩储层脆性指数分布范围为26.41%～65.04%，脆性指数平均值为41.28%，页岩储层整体上脆性较强，利于后期压裂造缝和开采。其中，3 800～3 950 m 和4 200～4 350 m 脆性指数较高，可压裂性较好。结合岩心实测结果对比分析(图7)，矿物组分法所得的脆性指数与岩心实测的脆性指数吻合度较高。需注意的是，矿物组分法主要考虑脆性矿物质量分数，没有考虑颗粒粒径和颗粒之间的接触关系对脆性的影响。

3.3.2 岩石力学参数法

岩石力学参数法主要是通过阵列声波测井得到弹性模量、泊松比等力学参数，建立脆性指数计算模型，以评价页岩储层脆性。国内外学者通过对页岩储层大量开采后发现，在一般情况下，弹性模量越高、泊松比越低的页岩脆性越好，压裂后更容易形成裂缝[47]。本文采用RICKMAN等[48]得出的归一化的弹性模量和泊松比等参数来评价页岩储层脆性指数，具体计算公式如下：

式中：IBRi为Rickman 归一化脆性指数，%；Es为弹性模量，MPa；Vs为泊松比；Emax为页岩弹性模量上限，MPa；Emin为页岩弹性模量下限，MPa；Vmax为页岩泊松比上限；Vmin为页岩泊松比下限。

根据沙河子组页岩储层的阵列声波测井资料，弹性模量的上、下限分别为65 GPa 和15 GPa，泊松比的上、下限为0.36和0.06。经计算，利用测井资料计算的脆性指数分布范围为19.86%～67.87%，脆性指数平均值为48.43%，随着深度增加，脆性指数有逐渐变大的趋势。

综合对比分析矿物组分法计算的脆性指数、岩心实测脆性指数以及岩石学参数法计算的脆性指数(图7)，岩石力学参数法计算的脆性指数与岩心实测脆性指数吻合度较高，对比显示出松科2井沙河子组页岩储层整体上脆性较好，其中，3 800～3 950 m和4 200～4 350 m脆性指数较高，利于后期的压裂改造，是实现有效开采的潜力层段。

4 含气页岩储层测井综合评价

松科2 井沙河子组3 700～4 500 m 层段的页岩储层测井响应特征明显(图8)。综合常规测井和特殊测井响应特征分析，含气页岩层段具有高自然伽马、高电阻率、低声波时差、低密度、低补偿中子等特征。自然伽马能谱测井显示，页岩储层整体上钍(Th)的质量分数比较高，钍(Th)元素质量分数测井值平均值为9.09×10-6，反映了沙河子组页岩黏土质量分数高的特征；铀(U)、钾(K)元素质量分数则相对较小，铀(U)元素质量分数测井值平均为2.39×10-6，钾(K)元素质量分数测井平均值为2.48×10-6。页岩层的黏土矿物质量分数较高，含有砂泥质颗粒，比表面积较大，对地层中的放射性元素铀(U)、钍(Th)、钾(K)等的吸附性较强，自然伽马测井和无铀伽马测井值也相对砂砾岩偏高。核磁共振测井T2 谱显示，页岩层段主要以连续双峰型为主，振幅较大，且大部分左峰幅度大于右峰幅度(图8)。核磁共振测井横向弛豫时间T2几何平均值介于2～3 ms之间，弛豫时间低于20 ms，反映了页岩储层可动流体质量分数较低，孔隙的束缚水质量分数较高，孔隙表面以及内部结构复杂，非均质性较强[49-50]。在阵列声波测井曲线中，泊松比-体积模量以及横纵波比值-纵波时差曲线交会显示，在页岩含气层段出现包络面交会，指示页岩储层具有含气的特征。

沙河子组页岩储层为陆相沉积，与海相、海陆过渡相页岩储层对比，常规测井响应特征差异明显(图9)。以四川盆地东南缘焦石坝奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩储层和渤海湾盆地冀中坳陷石炭系太原组—二叠系山西组海陆过渡相页岩储层为例进行对比分析[51-52]，海相页岩含气储层自然伽马值均大于150 API，铀(U)质量分数平均值高于10×10-6，声波时差值平均为256 μs/m，密度平均为2.55 g/cm3；电阻率变化范围较大，整体上较高。海相页岩含气储层在常规测井曲线响应中表现出高自然伽马测量值、高铀、高电阻率、高声波时差、低无铀伽马测量值、低补偿中子测量值、低密度、低光电吸收截面指数等特征[14,53]。海陆过渡相页岩含气储层自然伽马值平均为128 API，铀(U)质量分数平均值为8.90×10-6，声波时差值平均为265 μs/m，密度平均为2.43 g/cm3，补偿中子测量值平均为24.48%；电阻率变化范围较大，含气页岩储层表现出电阻率高的特征。海陆过渡相页岩在常规测井响应特征中表现出高自然伽马、高铀、高电阻率、高声波时差、低补偿中子测量值、低密度等的特征。而沙河子组陆相页岩含气储层相较于海相储层，自然伽马值、补偿中子测量值、铀(U)质量分数和声波时差都偏低，电阻率变化范围较小，无铀伽马值偏高。沙河子组为断陷湖盆沉积，有机质主要以腐殖型为主，局部为腐殖腐泥型，页岩主要由黏土矿物、石英和长石等造岩矿物组成，黏土矿物中伊蒙混层质量分数高。而奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩为海相陆棚沉积，有机质来源于海洋浮游生物和藻类等，有机质品质较高，有机碳质量分数也明显比沙河子组页岩的高，自然伽马测井值、铀(U)质量分数相应偏高。

对比于海相、海陆过渡相页岩储层测井响应特征与评价方法，沙河子组深层陆相页岩岩性识别难度较大，尤其是对于泥质质量分数较高的页岩、粉砂岩、细砂岩等，需要结合更多的测井参数交会识别以及特殊测井技术方法如电成像、元素俘获测井等进行评价。在测井资料中，对w(TOC)响应较敏感的参数如电阻率、声波时差、铀、自然伽马等由于受陆相页岩储层矿物成分、黏土质量分数、颗粒间压实程度等因素影响较大，采用传统的DeltaLogR 模型计算w(TOC)不能有效地反映页岩储层特征，需要进一步采用元素俘获测井方法进行模型拟合分析解释；对于陆相页岩的物性，相较于海相、过渡相页岩储层，通过测井模型解释分析难度更大，常规测井解释结果与实验岩心分析结果吻合度较低，需要进一步结合特殊测井方法如元素俘获能谱测井、核磁共振测井等技术方法进行科学、合理的解释。

结合常规测井和特殊测井技术进行解释分析，能够较准确地识别沙河子组页岩含气储层。测井解释的总含气量显示(图8)，沙河子组3 700～4 500 m 页岩储层的总含气量在1.79～2.57 m3/t 之间，总含气量平均为2.01 m3/t。在页岩储层总有机碳质量分数(w(TOC))、孔隙度、渗透率、脆性指数及总含气量分析的基础上，参照DZ/T 0254—2014“页岩气资源储量计算与评价技术规范”、Q/SY 1847—2015“页岩气测井评价技术规范”以及GB/T 31483—2015“页岩气地质评价方法”等标准，进一步结合松科2 井沙河子组页岩储层特征，将w(TOC)大于1%、孔隙度大于2%、渗透率大于0.005×10-3μm2、脆性指数大于45%以及总含气量大于1 m3/t作为研究区含气页岩储层的下限标准，以此对沙河子组3 700～4 500 m 层段页岩气储层进行分类与评价(表2)，筛选出3 722～3 762 m层段、3 820～3 860 m 层段、4 100～4 150 m 层段以及4 400～4 460 m 层段为Ⅰ类含气储层，3 890～3 940 m层段、4 220～4 280 m 层段和4 320～4 360 m 层段为II类含气储层，储层具有页岩气资源的开发潜力。

表2 沙河子组页岩含气储层分类表Table 2 Classification of gas-bearing shale reservoir in Shahezi formation

5 结论

1) 沙河子组3 700～4 500 m 深层陆相页岩含气储层具有自然伽马高、电阻率高、铀(U)质量分数低、声波时差低、密度低、补偿中子测量低等特征。运用常规测井曲线叠合法和交会图法能够识别出页岩及页岩含气储层，其中自然伽马、电阻率、声波时差、中子和密度测井曲线对页岩层的敏感度较高，识别效果良好。

2) 采用岩心实验w(TOC)测试、DeltaLogR 模型计算w(TOC)以及元素俘获测井数据回归分析w(TOC)，发现元素俘获测井数据回归计算的w(TOC)与岩心实验w(TOC)吻合度更高，其中，在3 750～3 850 m和4 000～4 150 m的层段平均w(TOC)在2%以上，页岩有机碳质量分数较高，具有较强的生烃潜力。

3) 采用变骨架密度法和Coates 模型计算沙河子组页岩含气储层的孔隙度、渗透率，计算结果能够较准确反映出松科2井沙河子组深层陆相页岩储层在纵向上的孔隙度和渗透率的变化趋势。沙河子组3 700～4 500 m 页岩储层整体上表现为低孔隙度低渗透率的特征。

4) 运用矿物组分法和岩石力学参数法分析页岩储层脆性，据阵列声波测井所得数据，通过岩石力学参数法计算所得脆性指数与实验岩心脆性指数吻合度较高。脆性指数分布范围为19.86%～67.87%，平均为48.43%。随着深度增加，脆性指数有逐渐变大的趋势。

5) 综合测井数据和实验岩心数据，预测了沙河子组页岩储层的w(TOC)、孔隙度、渗透率、矿物组分质量分数、脆性以及总含气量等，对沙河子组3 700～4 500 m 页岩储层进行分类，筛选出3 722～3 762 m 层段、3 820～3 860 m 层段、4 100～4 150 m 层段以及4 400～4 460 m 层段为Ⅰ类含气储层，3 890～3 940 m 层段、4 220～4 280 m 层段和4 320～4 360 m 层段为II 类含气储层，这些储层具有页岩气资源的开发潜力。