声电成像测井在鄂尔多斯盆地陆相页岩气中的应用

孙德瑞，赵谦平，张丽霞，高　潮，盖思明，孙飞飞，徐德行.

(1.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室，陕西西安　710075； 2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安　710075； 3.陕西延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安　717500； 4.大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆　163453)

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7和长9发育一套暗色泥页岩，为大型内陆湖泊、深湖相沉积，有机碳含量高，具有较好的含气潜能[1-2]。但是延长组陆相页岩具有低孔、特低渗、孔隙结构复杂、钻井和压裂施工难度大等特点[3-4]，传统勘探手段无法解决陆相页岩气勘探难题，这就推动了特殊测井方法在页岩气研究中的应用与发展。

目前，在国内外的页岩气勘探中，几乎所有最新、最先进的测井技术都有所应用，如电阻率成像、偶极声波成像、核磁共振、元素俘获等[5-6]。本文详细介绍了声电成像等特殊测井在鄂尔多斯盆地陆相页岩气中的应用。高分辨率电阻率成像测井采用了阵列电极测量井眼范围内的二维电阻率图像，在页岩气地层的岩性划分、储层分类、裂缝识别等方面有着明显效果，正交偶极声波测井在地应力分析、储层非均质性、岩石力学研究中有很好的应用。依托特殊测井技术手段，结合岩心分析、室内分析化验、应力测试等工程地质资料，我们构建了一套适用于鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层解释的评价方法，在实际勘探开发过程中取得了显著成果。

1　区域地质特征

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡一级构造单元的南部(图1)，鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造总体为平缓的西倾单斜特征，褶皱、断裂等大型构造不发育，局部发育因差异压实作用而引起的鼻状隆起[7]。目标层位为延长组长7和长9页岩，区域储层埋深大约在1200～1800 m之间。其中，长7暗色页岩厚度发育稳定，总体厚度在40 m以上，自东北向西南逐渐增厚，西南部最厚处可达100 m；长7“张家滩”页岩具有高电阻、高声波时差、大井径、高伽马值和低密度等特征，是区域对比的标志层。长9油层组顶部为一层深灰色泥岩、炭质页岩、砂质页岩即“李家畔”页岩，在区域上分布很不稳定，常规曲线上表现为高自然电位、高伽马、高声波时差和高电阻率特征。

图1　研究区区域位置Fig.1　Location of study area

2　声电成像测井原理

成像测井的基本原理是把由岩性、物性的差异，以及裂缝、孔洞、层理等引起的岩石声阻抗或电阻率等特性变化，转化为伪色度，通过图像处理技术得到井周的二维或三维图像，从而使人们清晰、直观地看到地层的岩性和几何界面的变化[8-9]。电阻率成像和声波成像是其中最常用的两类。

以微电阻率扫描成像STAR-Ⅱ仪器为例，它有6个极板，每个极板上有24个测量电极，共144个测量电极，横向间距为0.2 in(1 in=2.54 cm)，垂向间距为0.3 in，在直径8 in井眼条件下，井壁覆盖面积可达59%。电阻率成像测井主要反映井壁附近电阻率的变化，在成像图像上通过彩色或灰度将地层沉积环境、内部结构、岩性、孔隙度、流体，以及裂缝、溶蚀孔洞等储层地质特征显示出来[10]。常用的X-MAC正交偶极阵列声波成像测井是把单极和偶极声波技术结合起来的新一代全波测井技术，能够提供地层纵波、横波、斯通利波等波形资料，它解决了慢速地层的横波测量问题，是地球物理学以及岩石弹性特性研究的理想工具[11]。偶极声波资料处理解释工作主要在Express处理界面上进行，处理过程可分6大部分，即纵、横、斯通利波时差的提取，波场分离，渗透率计算，纵、横、斯通利波幅度计算，各向异性与岩石机械特性分析，以及地应力场分析。最后通过综合解释，可以利用纵波、横波时差、密度及泥质和孔隙度资料计算弹性模量和流体压缩系数，可以得到地层各向异性成果图及地层机械强度成果图，进而可以开展地层储层非均质性、裂缝、压裂等方面的研究。

3　声电成像测井应用分析

3.1　岩性划分与薄互层识别

利用常规测井曲线、电阻率成像测井、元素分析结果，结合取心录井等地质资料，建立页岩气地层岩性的综合测井判别标准(表1)，能快速直观地确定地层岩性，在研究区目地层长7和长9主要识别出5种岩性，包括细砂岩、粉砂岩、泥岩、泥质页岩、硅质页岩。

表1　鄂尔多斯盆地延长组长7和长9主要岩性测井参数表Table 1　Main lithologic logging parameters of Chang-7 and Chang-9 in Ordos Basin

具体过程如下：首先，利用常规测井资料和取心资料建立常规岩性判别标准，这样能很好地将砂岩、泥岩和页岩地层区分开。其次，在电阻率成像图中，细砂岩显示相对亮条纹，局部见颗粒或块状；粉砂岩相对颜色均一，且自然伽马较细砂岩高，电阻率稍低；页岩在电成像图上显示为高阻极亮或白色的条纹；泥岩显示高导的暗色条纹，多发育水平层理；常规测井中页岩具有“三高两低”特征，这样可以快速识别页岩地层。最后，在页岩确定的基础上，利用ECS元素俘获测井能很好地将泥质页岩和硅质页岩区分开，泥质页岩中含有较高的铝铁元素，而硅质页岩中的钙元素含量较高(图2)。

微电阻率成像测井有着极强的薄层分辨能力，电阻率成像测井的垂向分别率可达到0.2 in，大大优于普通电阻率测井，能够很好地识别页岩层中的薄互层和页岩层理结构(图2)。页岩中的薄层砂岩地层具有间断分布、脆性指数高等特点[12]，是页岩气工程压裂施工和水平井水平段追踪的优选层段。另外，配合使用偶极声波测井可进一步对页岩气层进行储层分类、压裂优选、岩石学等进行研究。

3.2　储层识别与分类

在电阻率成像图上含气页岩层段呈现异常高电阻率的亮白色条纹(图3)，并且优质含气页岩段可见气层“涂抹现象”。气层“涂抹现象”既不是地质特性，也不是机械特性，而是在低渗透率含气地层被钻井打开时，天然气在井壁周围缓慢渗向井筒，形成的电绝缘体气体泡沫覆盖了全部或部分井壁周围，当微电极遇到绝缘气泡层时，仪器读值显示极高的电阻率，结果导致图像上显示为典型的“白色”斑片状。它在极低渗透率含气砂岩地层是普遍存在的。通过对图3的成像图像分析，含气页岩也存在气层涂抹现象，但是仅在一些微裂缝发育的优质页岩气层段才能看见这种现象，利用这些特性可以很好地识别出页岩气“甜点区域”。

图3　Y1井测井解释综合柱状图Fig.3　Comprehensive logging interpretation of well Y1

利用多种测井技术，在ELAN测井平台对含气页岩段进行了储层分类研究，主要参考储层有效孔隙度、TOC、含气量、黏土矿物含量、含气饱和度、厚度等进行储层分类。将区域页岩气储层分为3类，标准如下：

Ⅰ类页岩储层：有效孔隙度较高，基本大于5%；TOC较高，基本高于4%；含气量一般高于4 m3/t；黏土矿物体积含量略低，一般低于40%。图3中的9和11号小层为Ⅰ类页岩储层。

Ⅱ类页岩储层：有效孔隙度在3%～5%；TOC高于2%，或者有效孔隙度略低，低于3%，但TOC高，在4%以上；含气量一般高于2 m3/t。图3中6、7、8、10、12小层为Ⅱ类页岩储层。

Ⅲ类页岩储层：有效孔隙度基本低于3%，TOC低于2%，含气量一般低于2 m3/t，厚度较小。图3中的4、5、14号等小层为Ⅲ类页岩储层。

3.3　地应力分析

在油气层的压裂改造中，地应力状态、地层岩石力学性质决定着水力裂缝的形态、方位、高度和宽度，影响着压裂增产效果，因此，地应力分析在页岩气研究中占着很重要的地位[13-14]。

3.3.1岩石弹性参数计算

岩石的弹性模量参数是地应力计算和井眼稳定性分析的基础。对于弹性介质，当动应力不超过介质的弹性极限时，则产生弹性波，该弹性波的传播特征与岩石的动力学特性有关。图4为Y1井利用偶极全波等测井方法计算得到的岩石力学参数。

根据纵、横波传播方程给出的纵、横波速度与岩石动力学参数之间的理论关系，用纵波时差Δtc、横波时差Δts，密度测井得到体积密度ρb，就可计算各种岩石力学参数：

(1)

(2)

(3)

(4)

式中Gdyn——动态剪切模量，GPa；

Gdyn——动态体积模量，GPa；

Gdyn——动态杨氏模量，GPa；

Gdyn——动态泊松比，无量纲；

图4　Y1井岩石力学参数Fig.4　Rock mechanical parameter map of well Y1

ρb——体积密度，g/cm3；

Δts、Δtc——横波、纵波时差，μs/m。

3.3.2地应力方向

确定地应力方向的方法包括井眼崩落方向、天然和水力裂缝方向、井壁成像，横波各向异性等多种方法。横波的各向异性方法是利用XMAC测井的快慢横波分离现象来确认水平最大主应力方向，当横波造成的质点振动方向与裂缝走向成一个角度(0～90°)时，入射波将分解成平行和垂直于裂缝走向振动，并且沿井轴向上以不同速度传播的快慢横波，快慢横波的偏振方位就指示了裂缝的走向。在一些地应力欠平衡或裂缝发育的地层可以利用声波的这种现象识别地层非均质性或裂缝走向。

从图3中的快慢横波的图道可知，Y1井在长7有较强非均质性，根据快横波方位可确定Y1井在该段地层的最大水平主应力方向为北东东—南西西向。而在成像测井图道中可见天然裂缝不发育，但发育些竖直状张性钻井诱导缝，其方位为北东东—南西西向，表明现今井旁最大水平主应力方向为北东东—南西西向，这与偶极声波测井有了很好印证。

3.4　裂缝分析

3.4.1裂缝类型

结合区域地质资料及前人研究成果，可知延长组中生界暗色泥页岩中发育有剪切构造缝、张性构造缝、滑脱缝、层理缝、层间缝和异常压力缝等多种类型的裂缝。根据研究目的不同将区域延长组页岩段裂缝进行分类，按充填类型裂缝分为充填缝、半充填缝和未充填缝，识别的充填物主要为泥质、方解石、石英质3种。也可按天然裂缝和诱导缝分为两大类(图5)。天然裂缝按成因和角度可分为高角度构造裂缝、近水平成岩缝、近水平页岩层理缝，其中以层理缝最为普遍。天然裂缝对于研究油气运移关系、地质构造特征等有很重要的意义。次生诱导裂缝分为应力释放缝、重泥浆和地应力不平衡造成的压裂缝、钻具震动缝，在研究过程中次生诱导缝会对天然裂缝的研究造成干扰，但提供了岩石力学和地应力方面的重要信息。

图5　鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩裂缝类型(静态微电阻率扫描成像)Fig.5　The map of shale fracture pattern of Yanchang group in Ordos Basin (static micro-resistivity scanning imaging)

3.4.2裂缝产状

图5a为Y2井长7“张家滩”页岩层段内的构造裂缝，角度为41.4°左右，倾向为166°，走向为北东东—南西西向(表2)。从电成像图来看，该井长7地层页岩段(1360～1410 m)显示岩性主要是页岩和砂泥岩互层，主要发育水平层理、低角度波状层理，地层倾角较低，主频仅2°左右，地层平缓，局部地层倾角有所增高。该井的全波列波形(图6)显示页岩段的幅度降低，三波时差均表现为增高现象，横波与纵波速度比减小。综合常规测井资料，知此处为典型的页岩特征。

表2　Y2井长7层位构造裂缝特征表Table 2　Structure fracture characteristic tableof Chang-7 in well Y2

图6　Y2井长7段全波列波形图Fig.6　Full waveform graph of Chang-7 formation in well Y2

图5d为Y3井长9“李家畔”页岩内发育的应力释放缝，裂缝呈平行高角度排列，裂缝倾角在70～80°，倾向向东。在全波幅度图形(图7)中，可见纵波、横波、斯通利波较致密的围岩均有明显衰减，在全波列波形图形中显示明显的幅度降低，三波时差均表现为增高现象，纵横波速度比增大，这是明显的页岩特征。

3.4.3裂缝定量计算

声电成像测井不仅能定性地判断裂缝存在，而且可通过Logview或Express等软件进行裂缝的人工或自动识别，定量给出裂缝视平面参数，如视裂缝长度、视裂缝宽度、裂缝开度、裂缝水动力宽度、裂缝密度和视孔隙度等。

利用专业软件分析可知，Y2井在长7油层组发育有多条裂缝(表3)，裂缝长度为1.95 m/m2；水动力宽度为0.004736 mm/m；裂缝密度为0.134条/m；裂缝开度较小，在0.001036～0.011611 mm之间，平均为0.004736 mm；裂缝多为充填缝，裂缝孔隙度极低，大部分被泥质和方解石充填。长9油层组发育裂缝较长7少，裂缝长度为1.7 m/m2；但水动力宽度大于长7，达到0.007549 mm/m；开度范围与长7相当，但平均开度较高，达到0.007549 mm。

4　结论及建议

(1)声电成像测井在鄂尔多斯盆地页岩气地层的广泛应用，解决了页岩气储层分类、薄层识别和优质气层识别等难题。偶极声波成像的应用，使我们对鄂尔多斯盆地页岩气地层的岩石力学、地层非均质性等有了更好的了解，并且在陆相页岩气的压裂选层及水平井施工方面有很大帮助。

(2)由于鄂尔多斯盆地延长组页岩气低孔、低渗的致密特征，常规测井很难有效识别裂缝，因此，声电成像测井的配合使用实现了致密层裂缝的有效识别；结合岩心和其他地质资料，就能很好地判定区域页岩地层裂缝类型、裂缝产状、裂缝参数等信息；综合其他特殊测井和常规测井解释，进一步可以分析得到裂缝常规测井响应特征，进而可以降低特殊测井的使用，减少了工程成本。

图7　Y3井长9地层全波幅度图Fig.7　Full wave amplitude map of Chang-9 formation in well Y3

层段顶深/m底深/m厚度/m数目/条裂缝长度/(m·m-2)水动力宽度/(mm·m-1)密度/(条·m-1)面孔率/%孔隙度/%平均开度/mm最小开度/mm最大开度/mm长713121431119161.950.0047360.1340.00060.00060.0047360.0010360.011611长9150315959271.70.0075490.0760.00070.00070.0075490.0036190.011823

(3)页岩气的评价不仅包括岩性、地应力、含气页岩储层分类、裂缝方面的研究，也包括干酪根成熟度、页岩有机质含量、含气量等的分析研究，这些就需要进一步结合其他手段，如元素俘获测井和核磁共振测井等，或者结合室内地化试验和现场解吸气分析资料等进一步研究。

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