罗家地区泥页岩岩相特征及测井分析技术

王敏，朱家俊，余光华，郝运轻，关丽，李英英

（中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257000）

0 引 言

作为沉积相的主要组成部分，岩相指在一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合，它可以反映特定的沉积过程和沉积环境［1］。以往认识中特定层序下的泥页岩一般变化比较小，因此对岩相的研究主要侧重于砂岩和碳酸盐岩，而对泥页岩的岩相研究相对较少［2］。近年来，随着对泥页岩油气勘探和开发重视程度的提高［3］，寻找具有良好可压性油气富集带成为泥页岩油气勘探的目标，而这2个因素都与岩相息息相关，因此地质学家将目光开始聚焦于泥页岩岩相研究。

岩相决定生烃源岩的类型，不同岩相其储集空间、脆性矿物含量、含油性等参数也存在较大差异，且解释模式也有所不同，因此岩相划分在泥页岩综合评价中起着重要作用。

1 岩相特征分析

罗家地区位于济阳坳陷沾化凹陷四扣洼陷的东南斜坡，陈家庄凸起北部罗家鼻状构造带上。该地区沙三下亚段为深湖－半深湖沉积，发育1套泥质烃源岩，主要岩石类型为暗色泥岩、油泥岩、油页岩等，泥页岩发育稳定，是罗家地区乃至渤南洼陷最有利的1套烃源岩，也是页岩油气最为发育的层系。需要指出的是，本文所讲的泥页岩油气是一个广义概念，主要是指赋存在暗色烃源岩中的油气，从矿物组分看，泥页岩并不仅仅指单纯的页岩、泥岩，它是多种矿物组成的混合岩性体。

罗家地区沙三下亚段泥页岩总体色调以灰色为主，岩心观察普遍发育水平层理，矿物成分主要以方解石、黏土矿物、石英为主，少量斜长石、白云石、黄铁矿等。对该区泥页岩主要岩相的划分方案进行了细致研究，根据岩石构造特征、矿物组成及方解石结晶特点的不同，可识别10余种岩相类型，归结其主要类型包含4种，分别是纹层状泥质灰岩相、层状泥质灰岩相、层状含泥质灰岩相、层状灰质泥岩相。

1.1 不同岩相条件下微观特征分析

从层理特征分析，研究区岩相可分为纹层状和层状2大类。纹层状构造特指水平层理密集产出而使岩石呈现的纹层状现象，层厚多在1mm以下，且相邻层成分差异大，色度上往往深浅相间。纹层成分主要为泥质纹层、富有机质泥质纹层和灰质纹层组成，偶见砂质纹层。在薄片镜下观察，纹层厚度常小于0.01mm，一般厚度在0.02～0.20mm之间，呈平直、微波状形态［见图1（a）］；层状构造在镜下观察，微观水平纹层发育，或由炭屑、介形虫碎片、有机质条带顺层定向产出显示层理［见图1（b）、图1（c）、图1（d））］。

图1 罗69井沙三下亚段层理特征

从矿物组成分析，岩石主要成分为黏土和方解石（见表1），少量黄铁矿、炭质、石英、白云石等，可见薄壳介形虫碎片、磷质脊椎动物碎片。方解石以隐晶结构为主，黏土矿物以伊蒙间层矿物和伊利石为主，少量高岭石、绿泥石等。

表1 罗家地区重点井沙三下泥页岩X－衍射全岩分析均值统计表

从储集空间分析，结合岩心观察、薄片鉴定和电镜分析及荧光观察等手段，确定了泥页岩的储集空间主要包含2大类：微孔隙和微裂缝。泥页岩孔隙微小，只能通过扫描电镜予以观察和统计，裂缝类型以顺层微裂缝为主，其次为构造缝。泥页岩中的裂缝发育程度对于页岩油气的富集成藏影响很大，裂缝发育层段有利于游离相油气的富集以及渗透性、自然产能的提高。

1.2 不同岩相条件下宏观参数对比

宏观参数主要包含物性、含油性及脆性矿物含量。泥页岩层段物性较差，具有特低孔隙度特低渗透率特征。据罗69井沙三下层段364块样品分析数据统计，孔隙度最小1.3%，最大达到13.6%，平均值为5.04%，显示了强烈的非均质性。对渗透率的统计显示了同样的特征，最小的在0.1×10－3μm2以下，最大可达493×10－3μm2，主要分布区间为（1～10）×10－3μm2，平均值为7.72×10－3μm2。从4种不同岩相的物性参数对比来看，差异较大。其中纹层状泥质灰岩孔隙度平均为5.8%，渗透率平均为6.4×10－3μm2；层状泥质灰岩孔隙度平均为2.6%，渗透率平均1.5×10－3μm2；层状含泥质灰岩孔隙度平均为2.7%，渗透率平均为1.7×10－3μm2；层状灰质泥岩孔隙度平均为1.8%，渗透率平均为2.0×10－3μm2。

表2为罗69井不同岩石类型脆性矿物及含油饱和度的对比表。从表2可见，不同岩相的脆性矿物含量有一定差异，纹层状泥质灰岩的脆性矿物含量最高，其平均值为84.3%；层状泥质灰岩和层状含泥质灰岩次之，二者相差不大，但是与纹层状泥质灰岩相比，下降了6%；层状灰质泥岩最低，其平均值为71.9%。从含油饱和度分析，纹层状泥质灰岩的含油饱和度最高，约在85.7%。从脆性矿物含量的绝对量来对比，不同岩石类型带来的差异不大，均集中在70%～85%之间，但由于产状及层理发育程度的不同（见图1），一定程度上影响了测井曲线的响应，这也是后期利用测井曲线进行岩相划分的基础。

综合分析表明，纹层状泥质灰岩具有物性好、含油性好及脆性矿物含量高的特点，可作为页岩油气勘探的首选目标，层状泥质灰岩及层状含泥质灰岩次之、层状灰质泥岩较差。这种差异进一步凸显了岩相研究对于页岩油气勘探的重要性［4］。

2 岩相测井分析技术

对岩相特征的描述表明，岩相识别的内容可分为岩性（矿物组成）和结构（层状、纹层状等），测井新技术有着独特优势［5－7］，前者可以通过ECS测井资料准确计算，后者可以依据电成像和多极子声波测井资料定性判定。但基于常规测井曲线，目前仅可以实现对矿物含量的求取，受限于测井仪器的纵向分辨率，对于岩石结构的识别方法尚待完善。

2.1 新测井技术划分页岩岩相

2.1.1 岩性识别：基于元素俘获测井（ECS）定量计算岩石矿物含量

岩性组成是页岩油气地层地质评价的主要内容之一，ECS测井技术为准确确定地层岩性提供了参考。ECS测井可以定量提供地层中的Si、Ca、Fe、S、Ti、Gd等化学元素含量。利用这些元素与地层岩性之间的相关关系以及提供的岩石矿物含量，可以确定不同的岩性，进而修订地层的孔隙度、含油饱和度等参数。将ECS测井资料处理的矿物组分含量（钙质含量、黏土矿物、石英＋长石含量）与实验室全岩X－衍射分析值进行对比，其中图2第5道为实验室分析值，第6道为ECS处理结果，发现二者有着较好的一致性，说明该方法可以有效解决地层岩性识别的问题。

2.1.2 纹层识别：基于FMI成像测井及纵横波资料划分地层纹层发育程度

前述研究可知，纹层状泥质灰岩相是该区页岩油气最为富集的岩相，纹层识别成为该类岩相识别的关键。

从形成机理看，纹层属于弱水动力环境下的产物。在罗家地区沙三下亚段，这种微层理非常发育，岩石层理的形成主要是钙质含量和黏土含量的相对变化，由于钙质与黏土的导电性差异，反映在FMI电阻率动态图像上呈现出明显的亮暗相间的特征，亮色为钙质，暗色为黏土矿物（见图3）。针对4类不同岩相在电成像下的响应差异，对其进行了总结和对比。如图4中第5道所示，层状灰质泥岩（2 983～2 984m井段）纹层发育一般，高泥质含量使其在电成像中多呈现暗色条带；而纹层状泥质灰岩相（3 046～3 047m井段）显示了亮暗相间的密集纹层，虽然层状泥质灰岩相（3 074～3 075m井段）也显示有亮暗相间的纹层，但密集发育程度要逊于纹层状泥质灰岩相；层状的含泥质灰岩相（3 101～3 102m井段）由于钙质含量较高，电成像显示中亮色条带居多，这是其与层状灰质泥岩相的明显区别。采用计算机对FMI动态成像图上的层界面进行拾取，FMI图像中层界面数值随深度变化（如图4中的第4道）。对于纹层的识别，该方法是目前最为直观和有效的方法之一。

图2 罗69井ECS测井处理成果与实验室X－衍射分析值对比图

图3 烃源岩纹层镜下特征与FMI测井响应对比（罗69井，3 087.15m）

另一种识别烃源岩纹层的方法是纵横波速度比法。根据纵横波传播原理，横波质点的位移方向与井轴垂直，在层理和低角度裂缝中，横波的部分能量沿着层理和低角度裂缝传播，从而造成仪器采集到的横波传播速度减小，而纵波的传播方向及质点位移方向与井轴平行，层理和低角度裂缝对其速度影响不大，那么在层理和低角度裂缝发育的地方，纵横波速比vp／vs增大（见图4中第1道）。通过与电镜获取的岩相反复对比发现，当纵横波速度比大于1.8时，可认为是纹层发育，该值小于1.8时，认为是层状发育，这是该方法划分纹层层理的参考值。罗69井3 040～3 050m和3 060～3 070m井段根据电镜资料将其划为纹层状泥质灰岩相，纵横波速度比法显示，纵横波速度比增大，均在1.85～2之间，显示纹层发育，同时FMI显示的层理数增加，进一步辅证了该方法在烃源岩层理识别中的良好应用。

图4 基于纵横波速度比法与电成像资料的岩相识别实例（罗69井）

2.2 常规测井划分页岩岩相

在缺乏元素俘获测井、电成像及多极子声波测井资料时，从测井响应原理出发，对不同岩相类型下的曲线响应差异进行了分析和对比，得到了基于常规测井曲线的测井岩相定性识别模式［8］。对岩相的划分遵循了“沉积上有意义、测井上可区分”的原则。从测井响应表现看，物性好坏主要由声波时差、密度、中子测井曲线反映，声波时差越大，密度越小，中子越高显示地层孔隙性越好；含油性主要对电阻率曲线产生影响，含油性越好，电阻率越高；岩性变化对各条曲线均有反映，钙质含量的增大可引起自然伽马降低、电阻率升高等。研究发现，良好的烃源岩中自然电位往往表现为明显的幅度异常，但目前尚未有公开发表的文献对其原因进行分析。理论上，自然电位主要反映地层渗透性，纯砂泥岩剖面中，泥岩为无幅度异常的基线，但这种情况在烃源岩中有所不同，分析认为可能有以下几方面原因：①烃源岩中存在微裂缝，由微裂隙组成的导电网络使得地层渗透性有了明显改善；②烃源岩中的干酪根本身就是半导体，其存在对于导电有一定的辅助作用。为了更为直观地显示不同模式的特点，模式介绍中测井响应低值、中值、高值分别用0.2、0.6、0.9等3个数值代替。

图5 4种不同测井岩相的模式识别图

（1）模式Ⅰ（主要为纹层状泥质灰岩相）。从沉积岩相来讲，纹层状泥质灰岩层段的孔隙性好，游离相的烃类含量高，含油性好。良好的孔隙性在测井曲线上表现为声波时差高值、中子高值、密度低值的特征；高钙质含量在测井曲线上表现为自然伽马中低值、深侧向电阻率高值等特征；由于微裂缝及微孔隙的存在导致自然电位曲线呈现明显的负异常。该类层段是采用常规油气识别的思路获得的非常规油气中的“甜点”，纵向上主要分布在沙三下亚段的12层组和13层组。

（2）模式Ⅱ（主要为纹层－层状泥质灰岩相）。层状泥质灰岩与纹层状泥质灰岩的差别主要体现在微层理上，因此二者的区分往往没有明显的界限，从测井响应特征出发，将纹层不明显的泥质灰岩相统一定为模式II，主要岩相类型为纹层－层状泥质灰岩相。该层段的物性、含油性、渗透性略逊于纹层状泥质灰岩，体现在测井曲线上为深侧向电阻率中值，声波时差及密度中值，自然伽马低值及自然电位低幅度异常，也主要分布在沙三下亚段的12层组和13层组。

（3）模式Ⅲ（主要为纹层－层状（含）泥质灰岩相）。层状含泥质灰岩比较层状泥质灰岩其钙质含量明显降低，从而导致自然伽马值有所升高，表现为自然伽马中值，同时由于层状纹理的渗透性略差，使自然电位测井曲线无明显幅度异常。由于物性及含油性均有所降低，导致深侧向电阻率呈现中－低值。岩性及物性的综合影响使三孔隙度曲线呈现密度高值、声波时差低值的特征。该类层段主要分布在沙三下亚段13下层组。

（4）模式Ⅳ（主要为层状灰质泥岩相）。由于泥质含量的升高，层状灰质泥岩在常规测井曲线上显示为声波时差高值、中子高值、自然伽马高值、密度低值的特征，但依据实验室分析的孔隙度、渗透率、饱和度资料看，该类层段物性和含油性较差。层状灰质泥岩相主要分布于沙三下亚段的9至11层组。

图6 罗69井测井岩相模式处理成果图

3 应用实例及分析

利用前述的测井岩相识别模式对罗69井沙三下亚段进行了划分（见图6）。基于对不同岩相条件下物性、含油性及脆性矿物含量的分析，优选出了罗69井沙三下亚段页岩油气最为富集的层段为3 040～3 060m井段。

为了解和验证罗家地区沙三下亚段泥质页岩储集性能及含油气情况，在罗家地区附近部署了1口开发页岩油气的水平井BP－1井，其目的层段相当于罗69井的纹层状泥质灰岩层段。该井顺利完钻并在沙三下段获得了良好的油气显示，钻至水平井段4 288.00～4 335.54m时，钻时44.8min／m，dc指数1.25，综合录井全烃1.77%↗91.57%，甲烷0.02%↗87.11%，乙烷0.006%↗2.471%，丙烷0.034%↗1.943%，异丁烷0.011%↗0.187%，正丁烷 0.055% ↗ 0.578%，异 戊 烷 0.037% ↗0.134%，正戊烷0.058%↗0.213%，有力地辅证了本文提出的研究思路。

4 结 论

（1）泥页岩地层中储集空间类型、脆性矿物含量及含油性参数因岩相而异。不同岩相的微观特征及宏观参数的对比结果表明，纹层状泥质灰岩相是含油气性最好的岩相，其准确划分是页岩油气评价的重要内容。

（2）基于新测井技术对岩性及纹层发育程度进行了准确刻度和划分；缺乏新技术测井资料时，建立了基于常规测井响应的综合岩性判别模式，可为页岩岩相的划分提供参考。

（3）该研究成果有效指导了沾化凹陷罗家地区的泥页岩水平井设计，并取得了良好效果。本文研究思路可为中国东部陆相断陷盆地的页岩岩相划分提供参考。

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