长宁地区龙马溪组页岩气储层测井解释评价

陶小锋　潘仁芳

(长江大学地球科学学院， 武汉 430100)



长宁地区龙马溪组页岩气储层测井解释评价

陶小锋潘仁芳

(长江大学地球科学学院， 武汉 430100)

摘要：四川盆地长宁地区地质构造复杂，广泛发育浅海陆棚相沉积的黑色页岩，区内龙马溪组页岩气储层表现出高自然伽马、高声波时差、高中子、低密度的测井响应特征。针对此特征，利用ECS和ELAN-PLUS测井进行矿物成分、有机碳总量、储层物性的解释评价。研究表明，该区龙马溪组中下部发育有优质页岩储层，总厚度达33.4 m，孔隙类型以基质孔隙为主，脆性矿物含量及有机碳总量较高，有开发潜力。

关键词：长宁地区； 页岩气测井； 储层物性； 脆性矿物

四川盆地页岩主要在下古生界广泛发育，特别是志留系龙马溪组的有机质类型较好，演化程度较高，通常已达到过成熟阶段。测井技术是页岩气勘探开发常用的关键技术之一，可以用不同测井方法定量计算出页岩气储层的有机碳总量、矿物含量、孔隙度、渗透率[1-2]。探讨适用于多地区含气页岩测井处理解释体系，实现页岩气储层测井解释的定量化，对于加快我国页岩气勘探开发进程具有重要的意义。

长宁地区地理位置处于四川省叙永县、文兴县、长宁县、高县境内，为丘陵、低山地貌，主要目的层为志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组，该区宁203井龙马溪组页岩的储层条件、构造断裂特征较为典型。本次研究主要通过四川盆地长宁地区宁203井龙马溪组岩心与测井资料，对龙马溪页岩气储层的矿物成分、有机碳总量及储层物性特征进行解释评价。

1研究区域地质概况

长宁背斜构造位于四川盆地的娄山断褶带与川南褶皱带的交界处，有多种复杂组合构造形态。研究区东隔凤凰山向斜，与高木顶构造相望，南接柏杨林 — 大寨背斜构造，西接贾村溪构造，北邻莲花寺老翁场构造(见图1)[3]。

长宁地区地质构造复杂，浅海陆棚相沉积的黑色页岩广泛发育，沉积厚度为120～160 m。宁203井钻井资料揭示，目的层龙马溪组的顶界深度约为2 073 m，底界深度约2 396 m；龙马溪组下部为大套厚层黑色、黑灰色页岩，硅质和灰质含量较高，水平层理、页理发育，由下向上碳酸盐岩含量逐渐增加；龙马溪组中部岩性逐渐向灰岩过渡，但泥质和砂质含量仍然较多，主要为泥质灰岩、砂质灰岩和含泥灰岩，夹有一些砂质泥岩的薄层，到龙马溪组上部岩性又过渡为黑灰色、深灰色砂质页岩，顶部岩性逐渐过渡为灰质粉砂岩。其中优质页岩厚度为30～40 m，有机碳总量大于3%，且分布稳定。这些资料表明，井区地层页岩气丰富，具有一定的勘探潜力。

2研究区测井解释

区内龙马溪组页岩气储层测井响应表现出高自然伽马、高声波时差、高中子、低密度的特征[4-5]。本次研究中结合元素俘获能谱测井(ECS)资料计算页岩气储层评价相关参数，利用ELAN-PLUS测井来进行综合解释评价，并对各种测井响应方程进行联立求解，计算各种流体的体积。

2.1储层矿物分析

根据长宁构造龙马溪组实钻井页岩分析资料，石英含量介于20%～30%，方解石和白云石含量多介于10%～25%，高者近35%，黄铁矿含量介于1%～4%。脆性矿物含量较高，有利于页岩加砂压裂后产生裂缝。

图1　长宁构造区域位置图

根据ECS测井解释，认为龙马溪组(2 377.0 — 2 396.4 m 层段)为最有利页岩气藏井段，层内的矿物组分主要为黏土、石英-长石-云母、碳酸盐岩及少量黄铁矿。图2所示为龙马溪组宁203井ECS处理结果。ECS结果与岩心分析结果基本吻合，在2 377.0 — 2 396.0 m层段，黏土含量平均约19.0%，碳酸盐岩含量约16.0%，石英-长石-云母含量约53.2%[6]。

2.2有机碳总量预测

有机质越富集，能谱曲线中所显示的铀含量则越高。根据有机碳总量TOC与自然伽马曲线、无铀自然伽马曲线的差值，建立回归分析公式来估算TOC。将两条曲线的差值记为△GR[7-8]：

ΔGR=GR-CGR

(1)

建立此差值与TOC的关系：

TOC=A×ΔGR+B

(2)

式中A、B为线性回归系数。

根据宁203井自然伽马与无铀自然伽马的差值△GR及岩心的TOC，建立交会图。图3所示为宁203井TOC与△GR关系。

图2　龙马溪组宁203井ECS处理结果

图3　宁203井TOC与△GR关系

由拟合结果得到回归公式：

TOC=0.033 5×ΔGR+0.105 3

(3)

测井计算的TOC与岩心分析结果基本吻合。其中，宁203井龙马溪组2 230.0 — 2 293.0 m层段页岩气有机质品质较差，TOC约0.8%；2 293.0 — 2 363.0 m井段有机质品质稍好，TOC平均约1%；2 363.0 — 2 377.0 m层段有机质品质较高，TOC平均约2.5%；2 377.0 — 2 396.4 m层段有机质品质最好，TOC平均约4%。图4所示为宁203井页岩气测井综合评价图。

图4　宁203井页岩气测井综合评价图

2.3页岩气储层物性

2.3.1孔隙度

页岩气储层中，孔隙常存在于粒间孔隙、矿物表面、干酪根和微裂缝及其周围。页岩储层孔隙度非常低，中子-密度交会法是计算孔隙度的经典测井方法。首先通过岩心矿物分析得到Si、Ca、Fe、S等元素的比例，完成骨架中子值和骨架密度值计算，进而通过测井资料计算页岩的总孔隙度[9-10]。本次研究中，根据30块岩样的测井数据建立了宁203井孔隙度计算公式：

φt=min(φtd,0.666 7φtd+0.333 3φtn)

(3)

式中：φt—— 总孔隙度，%；

φtd—— 密度孔隙度，%；

φtn—— 中子孔隙度，%。

结合中子测井和密度测井资料的处理解释，计算出宁203井龙马溪组页岩气层段(2 230.0 — 2 363.0 m)地层孔隙度为0.3%～2%，平均孔隙度为1.2%；页岩气有利层段(2 363.0 — 2 377.0 m)孔隙度为1%～6%，平均孔隙度为4%；最有利页岩气层段(2 377.0 — 2 381.0 m)孔隙度为3%～9%，平均孔隙度为6%。

2.3.2渗透率

运用阿尔奇公式计算目的层的含水饱和度：

(4)

Sg=1-Sw

(5)

式中：Sw—— 含水饱和度，%；

Sg—— 含气饱和度，%；

Rt—— 地层真电阻率，Ω·m；

Rw—— 地层水电阻率，Ω·m；

φ—— 孔隙度，%；

a—— 岩性系数；

b—— 常数；

m—— 胶结指数；

n—— 饱和度指数。

运用公式(4)、(5)求解含水饱和度，进而计算得到含气饱和度，再根据含气饱和度和渗透率的关系求出渗透率。

渗透率评价是基于邻井宁201井实验分析方法建立的含气孔隙度与渗透率的相关关系。因为宁203井的数据不全，故而用地质条件相似的邻井宁201井的数据建立模型。图5所示为宁201井龙马溪组页岩渗透率与含气饱和度的关系曲线。

图5　宁201井龙马溪组页岩渗透率与含气饱和度的关系

由图5可拟合出渗透率公式：

K=0.000 01V2.034

(6)

其中：K—— 渗透率，10-3μm2；

V—— 含气饱和度，%。

2.4综合解释结果

利用ELAN-PLUS测井的综合解释原理，将各种测井响应方程联立求解，计算各种流体的体积。综合宁203井有机碳总量、储层物性等指标来看，井龙马溪组共解释4段页岩气储层，厚度163.4 m，其中总含气量最高的是底部(2 377 — 2 396.4 m)，共19.4 m。

在4段储层中，2 230 — 2 293 m层段页岩气品质最差，伽马值小于125GAPI，有机碳总量、孔隙度、含气量相对较低，总含气量为0.5 m3t。2 293 — 2 363 m层段伽马值大于125GAPI，密度值大于2.65 gcm3，黏土含量较高，平均约37.6%，有机碳总量、孔隙度较低，总含气量为1.5 m3t。2 363 —2 377 m层段伽马值大于150 GAPI，黏土含量较高，有机碳总量、孔隙度较好，总含气量约为3.6 m3t。2 377 — 2 396.4 m层段伽马值大于150 GAPI，黏土含量较低，有机碳总量较高，孔隙度较大，总含气量约6.5 m3t，具有较大的开发潜力。

3结语

结合ECS和ELAN-PLUS测井资料，对四川长宁地区龙马溪组页岩气储层进行解释评价，通过研究取得以下认识：

(1)该区电阻率的相关特征并不明显，而其他地球物理响应参数如伽马值高、密度低、孔隙度低、渗透率低的特征较显著。

(2)四川盆地长宁地区龙马溪组共发育4套页岩储层，总厚度大约有160 m。

(3)该区龙马溪组底部孔隙度较差，中部、底部的孔隙度和渗透率相对较好，有机质含量和含气率均较高，适合采用页岩气储层的压裂改造。

参考文献

[1] 陈尚斌，朱炎铭，王红岩，等.四川盆地南缘下志留统龙马溪组页岩气储层矿物成分特征及意义[J].石油学报，2011，32(5): 775-782.

[2] 蒲泊伶，蒋有录，王毅，等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析[J].石油学报，2010，31(2):225-230.

[3] 杨火海.页岩气藏井壁稳定性研究[D].成都：西南石油大学，2012：10-20.

[4] 刘双莲，陆黄生.页岩气测井评价技术特点及评价方法探讨[J].测井技术,2011,35(2)：112-118.

[5] 谭茂金，张松扬.页岩气储层地球物理测井研究进展[J].地球物理学进展，2010，25(6)：2024-2030.

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[7] 谢庆明，程礼军，刘俊峰，等.渝东南黔江地区龙马溪组页岩气储层测井解释评价研究[J].地球物理学进展，2014，29(3)：1312-1318.

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[10] 郝建飞，周灿灿，李霞，等.页岩气地球物理测井评价综述[J].地球物理学进展，2012，27(4)：1624-1632.

Logging Interpretation of Gas Shale Reservior in Longmaxi Formation of Changning Area

TAOXiaofengPANRenfang

(School of Earth Sciences, Yangtze University, Wuhan 430100, China)

Abstract:The geological structure of Changning area is complicated in Sichuan Basin, and the black shale in Longmaxi formation from neritic shelf is widely distributed. The geophysical characteristics of the shale gas reservoirs in Longmaxi formation are respond to high gamma ray, high interval transit time, high neutron and low density. The mineral analysis, total organic carbon content and reservoir properties analysis are interpreted based on logging interpretation model, which is integrated with ECS and ELAN-PLUN. The results show that the lower part of Longmaxi formation in the study area develops a sets of high quality black shale reservoirs and the thickness is up to 33.4 m. In this group, the matrix porosity is dominant among the pores, and the content of brittle mineral and TOC is high. As a result, the studied area has good development potential.

Key words:Changning area; shale gas logging; physical property of reservoir; brittle mineral

收稿日期：2015-07-13

基金项目：国家自然科学基金项目“页岩油、气甜点构成要素比较研究”(41472123)

作者简介：陶小锋(1990 — )，男，湖北荆州人，长江大学在读硕士研究生，研究方向为非常规油气勘探。

中图分类号：P618

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0022-05