页岩气储层测井精细评价

陈向阳，陈美军，芮昀，姚亚彬，石阳志，王成荣

（1.中国石油集团测井有限公司吐哈分公司，新疆 哈密 839009；2.中国石油股份有限公司浙江油田分公司，浙江 杭州 310023；3.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西 西安710077；4.中国石油天然气集团有限公司测井重点实验室，陕西 西安 710077）

0 引 言

四川盆地及周边地区海相页岩广泛分布，上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩是其中最重要的一套页岩气储层。经过“十二五、十三五”期间坚持不懈的建设，四川盆地内长宁-威远、川东涪陵及云贵川交界处昭通区块已成为中国最重要的页岩气产区及国家级页岩气示范区，其页岩气年产量在100亿方以上，成为中国天然气增长的重要一极。页岩气勘探评价初期，针对该类源储一体的典型非常规储层（复杂矿物组分、孔隙结构特征及含气特征），通常利用测井资料计算总有机碳含量、孔隙度、脆性矿物、含气量这4个定量评价参数对页岩储层进行分类，中国石油天然气集团有限公司2015年制定了川南页岩气储层评价标准[1]。

随着勘探评价及开发的深入，地质评价人员发现，上述4个参数无法满足复杂构造区页岩气储层评价的需求，特别是对处于四川盆地南缘向云贵高原过渡的浙江油田太阳浅层页岩气田。该区块普遍存在构造运动改造强烈、应力复杂、以及由此引起的储层含气性差异大等特征[2-3]。

在前人研究的基础上，该研究从页岩气储层测井基本响应特征入手，从沉积环境、铀含量及钍铀比、物性、孔隙结构、有机孔发育程度、孔隙压力系数、层理、裂缝发育情况等方面，对页岩储层进行了综合分析，丰富了页岩气储层评价参数，建立了复杂构造区页岩气储层测井精细评价标准。

1 页岩气储层精细评价技术思路

页岩气储层测井精细评价技术思路主要根据太阳浅层页岩气田页岩储层地质特征[4]，在储层沉积环境、岩性岩相、有机质丰度、物性、含气性、裂缝、层理发育程度、地层压力系数等方面对储层细分评价。图1为具体技术路线，在非常规储层“新七性关系”研究的基础上[5-6]，深入研究页岩储层测井响应特征，拓展了钍铀比、生物硅含量、有机孔占比、裂缝层理发育程度、地层压力系数等关键参数的定性和定量评价标准。在此基础上，对太阳浅层页岩气田开发储层进行了精细分类评价及压裂分段优化。

图1 页岩气储层精细评价技术路线图

2 页岩气储层精细评价

2.1 基于沉积环境及岩性、岩相分析的页岩气储层分类

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩主要为陆棚沉积，优质页岩段沉积微相为深水生物硅泥质陆棚，沉积了具有高自然伽马值和低密度值的黑色富有机质页岩和硅质页岩，总有机质含量通常较高（＞2%）。对沉积环境的研究，通常采用能谱测井中的自然伽马曲线、钍铀比（Th/U）曲线。利用钍铀比研究沉积环境的一般规律为：Th/U＞7，为陆相沉积、氧化环境、风化层；7＞Th/U＞2，为海相沉积、灰色或绿色页岩；Th/U＜2，为海相黑色页岩、磷酸盐岩；钍铀比值越低，沉积水体越深，沉积环境越稳定，越利于有机质的富集。五峰组-龙号小层中下部整体为深水还原沉积环境，铀曲线表现为从高值逐渐降低的趋势特征，钍铀比值逐渐升高，说明沉积水深逐渐变浅，导致有机质富集程度变低，页岩颜色从下至上由黑色逐渐变为灰黑色[7]。

五峰-龙马溪组页岩中沉积了大量富含硅质矿物的硅质骨针、放射虫、笔石等生物化石。该区大量直井及水平井钻井过程中元素录井分析成果揭示：生物硅含量[Si / （Si+Al+Fe） ]能够反映沉积时生物的富集程度，优质页岩（Ⅰ1-Ⅱ1）段生物硅占比在75%以上，尤其在龙小层及龙单层，生物硅占比在80%以上[8]。

页岩岩性的变化按照黏土质及生物硅含量的占比，可分为黏土质页岩相、黏土质硅质混合页岩相、生物硅质页岩相，其中生物硅质页岩相为最优势岩相。在此基础上形成了基于沉积环境及岩性、岩相分析的页岩气储层分类标准（见表1）。根据钍铀比、生物硅占比对储层进行分类与储层岩电响应特征有较好的一致性。

表1 基于沉积环境及岩性、 岩相及脆性矿物含量的页岩气储层分类标准表

2.2 基于铀、总有机碳含量的页岩气储层分类

富含有机质是页岩气储层区别于一般常规储层的基本特征，在古生界奥陶系五峰组-志留系龙马溪组深水陆棚环境中，大量藻类生物繁殖，为岩层中有机质的富集提供了物质基础[8]。由于海相还原环境中，生烃过程产生的腐殖酸会把铀离子还原为不溶于水的铀元素而固定在有机质中，同时，有机质存在大量的微孔，导致会吸附更多的铀元素，因此，铀元素可以指示有机质的多少。基于这一地质背景，五峰组-志留系龙马溪组优质页岩储层段通常表现为高自然伽马、高铀值的测井响应特征。现有的总有机碳含量计算方法有5种：①铀、密度等曲线多元回归法；②电阻率与孔隙度测井曲线重叠△LogR法；③ 改进的施默克公式计算法；④核磁共振方法；⑤LithoScanner岩性扫描测井法。

其中在海相地层中最适合采用方法①，利用铀建立的总有机碳计算方法。根据能谱测井铀含量曲线及计算的总有机碳含量，结合岩心分析数据，建立了页岩储层分类标准。Ⅰ类页岩储层铀含量一般大于15 mg/L，总有机碳含量大于3；Ⅱ类页岩气层铀含量一般大于10 mg/L，总有机碳含量大于2；Ⅲ类页岩气层铀含量一般大于5 mg/L，总有机碳含量大于1。

2.3 基于孔隙度、孔隙结构、有机孔占比及孔隙包络面积的页岩气储层分类

页岩气储层丰富的纳米级有机孔是其存储天然气及能够开发的核心要素。孔隙度的精确求取、孔隙结构及连通性的评价在页岩气储层含气性评价方面具有及其重要的作用。页岩气储层孔隙度低，太阳浅层页岩气田岩心分析其孔隙度在3.6%～6.2%，主值为4.6%[2]。

在井眼环境较好的评价井中，五峰组-龙马溪组密度与岩心分析孔隙度存在良好的线性关系，密度计算孔隙度模型精度满足评价需求。但在复杂井况条件下，井筒扩径，密度孔隙度的计算精度低，无法满足页岩气储层高精度物性评价需求，通常采用声波、密度、铀等曲线进行二元或者三元公式拟合，采用声波、密度测井曲线计算的孔隙度与岩心分析孔隙度交会，其相关系数可达0.85以上，能够满足储层测井评价需要。孔隙结构评价则主要通过核磁共振测井与高压压汞试验建立孔隙结构评价模型实现[9]。

富含有机质的页岩均发育不同程度的有机孔且类型多种多样。有机孔孔径主要分布在10 ～100 nm，而优质页岩储层以30 ～60 nm的中孔及部分大孔为主，无机孔分布范围较广[10]。页岩气储层中有机孔连通性的好坏是决定后期能否高产稳产的关键，太阳气田某井页岩岩心实验室高精度FIB-SEM三维图像显示页岩储层有机孔发育不均及连通性存在巨大差异[11]，在相同孔隙度下，Ⅰ类储层有机孔连通性占比大于70%，而部分Ⅲ类储层有机孔连通性占比小于5%。该特性可能是现阶段页岩气水平井各井压裂后产量差异大的最本质原因。对太阳浅层页岩气气田某井页岩岩心实验室获取的面孔率、有机质转化率、有机孔占比、有机孔面积占比等参数进行分析，可见从上部龙小层至龙小层，有机孔占比越来越大，优质页岩气储层段有机孔占比整体大于60%。有机孔的发育程度由有机质多少及其转化率决定，通常采用岩心实验室分析面孔率及有机孔占比与总有机质含量关系建立关系式，利用测井资料计算总有机质含量及有机孔占比，用于储层精细分类。在孔隙度计算及孔隙结构定性分析、有机孔定量计算的基础上，进一步采用识别常规气层中常用的中子—声波、密度—中子及声波—密度包络面积法，利用以上物性特征对页岩气储层进行精细分类（见表2）。

表2 有效孔隙度、 孔隙结构、 有机孔占比及声波—密度包络面积页岩气储层分类表

图2为太阳浅层页岩气田YS137井孔隙度、有机孔占比储层分类图，重点突破井YS137井根据孔隙度、有机孔占比及声波—中子、密度包络面积进行储层分类，Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅱ1类页岩气储层有机孔大小及占比均较高。

图2 太阳浅层页岩气田YS137井孔隙度、有机孔占比储层分类图

2.4 基于含气量、孔隙压力系数、密度—电阻率包络面积的页岩气储层分类

页岩气储层含气性评价是页岩气藏综合评价中极其重要的部分，主要包括饱和度、孔隙压力评价及含气量计算。含气量是页岩气富集的体现，同样也是决定页岩气有无经济开采价值的重要参数。通常含气量越高，说明页岩气富集程度越高，因此，为了获得具有经济开采价值的页岩气藏，页岩中就必须有足够丰富的含气量。

页岩的含气量通常由3个部分组成：解吸气量、损失气量和残余气量。页岩含气量计算通常简化为吸附气和游离气计算2个部分。对于页岩气储层吸附气含量而言，主要的控制因素为地层总有机碳含量及有机质成熟度，并且受地层压力、温度的影响。通常根据岩心等温吸附实验，结合地层压力、温度等资料，利用Langmuir方程来计算地层吸附气含量，并通过实验、测井资料建立吸附气含量计算模型。

对于游离气而言，孔隙度和含气饱和度是评价游离气的主要参数，这一点与常规气藏一致，但与常规气藏不同的是，页岩气储层要计算游离气含量，这种含量是指从井下储层条件换算到地面标准条件下（1个标准大气压、25 ℃）每吨岩石所含游离气的体积，故与地层的压力和温度以及天然气的压缩因子等参数有关，这与常规气藏的储量计算方法类似[12-13]。准确的游离气含量通常采用保压取心方式获得（见图3）。

图3 太阳气田YS151井保压取心含气量与测井计算成果对比

由于天然气可压缩性极强，地层压力对页岩气储层含气量影响甚大，孔隙压力系数能够较好地反映页岩气藏的保存条件，是页岩气藏含气性评价的重要指示参数。中国页岩气区块多年的研究成果表明，页岩气储层孔隙压力大小是页岩气获得高产的决定性因素。

利用测井资料进行地层孔隙压力评价的方法有多种，目前主要有有效深度法、Eaton法、Bowers法等。此外，试井过程中地层测试的压力测量均是确定地层孔隙压力的有效技术，这种方法孔隙压力数据更直接、可靠，但通常数据点较少，不能得到连续地层压力剖面。因此，通常采用测井资料应用Eaton、Bowers方法进行孔隙压力计算。

中深层页岩气储层压力系数通常为1.6 ～2.0，太阳浅层页岩气田地层孔隙压力系数主要分布在1.2 ～1.5。Ⅰ类页岩气层孔隙压力系数通常大于1.2。

在利用含气量、孔隙压力系数对页岩气储层含气性判断的基础上，借助常规气层判断中常用的纵横波速度比以及密度—电阻率包络面积定性指示游离气含量，综合判断页岩储层含气性。该方法在太阳气田起到了较好的应用效果，建立了储层含气性精细评价标准（见表3）。图4为太阳浅层页岩气田采用含气量、压力系数、纵横波速度比及密度—电阻率包络面积对一口井进行的储层精细分类成果图。

表3 含气量、 压力系数、 纵横波速度比及密度—电阻率包络面积页岩气储层分类标准表

图4 太阳气田YS137井页岩气储层分类图

2.5 基于层理及裂缝发育特征的页岩气储层分类

层理构造是沉积岩中最普遍和最重要的一种原生构造，页理是沉积层理的一种，比通常意义的沉积层理岩性颗粒更细、厚度更薄。成像测井显示五峰-龙马溪组龙一1亚段页理发育，按厚度主要划分为厚层状（＞0.1 m）、中层状（0.01 ～0.10 m）、薄层状（0.001 ～0.010 m）、纹层状（＜0.001 mm）这4种。

通过该区域页岩储层岩心CT扫描图像及成像测井资料分析，五峰-龙马溪组从下往上，随着水体逐渐变浅，沉积层理的厚度也出现规律性变化。五峰组-龙小层（Ⅰ～Ⅱ类储层为主）各区块均以纹层或薄层状为主，龙小层以薄层、中层为主，龙小层以厚层夹中层为主。

太阳气田龙二段和龙一2亚段多发育高角度的高阻缝，五峰-龙一1亚段裂缝整体不发育，宝塔组多见高导缝，各段裂缝发育特征较为明显。

3 页岩气储层测井精细评价标准的建立及综合应用

在四参数评价的基础上，通过综合页岩储层钍铀比、生物硅含量、有机孔占比、孔隙压力系数，密度—电阻率包络面积及层理裂缝发育特征等参数定性及定量评价，形成了昭通页岩气区块太阳气田页岩气储层精细评价标准，定量参数的区间值通常参考区域大量页岩气评价井各类页岩储层有效厚度进行标定（见表4）。Ⅰ类页岩气（Ⅰ1+Ⅰ2）主要发育在深水生物硅泥质陆棚相，钍铀比通常小于1，生物硅占比大于70%；脆性矿物含量大于55%，铀含量大于12 mg/L，对应总有机碳含量大于3%；有效孔隙度大于4%，有机孔占比大于60%，声波—中子、密度—中子包络面积大；含气量大于3 m3/t，密度—电阻率包络面积较大，孔隙压力系数通常大于1.2。

表4 太阳浅层页岩气储层测井精细评价标准表

图5是根据页岩气储层测井精细评价标准对该区评价井进行的综合评价成果图。由图5可见，采用常规四参数（总有机碳含量、孔隙度、脆性矿物含量、含气量）进行评价时，龙一1亚段Ⅰ类页岩气储层厚度为7.5 m，Ⅱ类页岩气储层厚度为17.8 m；而采用该套评价标准后，Ⅰ类页岩气储层（Ⅰ1+Ⅰ2）厚度为2.5 m，Ⅱ类页岩气储层（Ⅱ1+Ⅱ2）厚度为19.8 m，Ⅰ类页岩气储层厚度有所减小，Ⅱ、Ⅲ类页岩气储层厚度增加，最优靶体厚度从3.5 m左右进一步精细划分为2.0 m左右。该井以龙和龙下部共2.0 m储层作为最优靶体进行了水平井产能测试，获得5×104m3/d的产量。

图5 太阳气田页岩气评价井测井综合评价成果图

该评价标准已在太阳气田水平井测井评价中推广应用。结合岩石力学参数、断裂发育情况及固井质量成果，形成水平井分段模式，在储层综合评价、压裂分段优化方面发挥重要作用，分段成果采纳率达100%。

4 结 论

（1）在页岩气储层总有机碳含量、孔隙度、含气量、脆性矿物含量等4个参数定量评价的基础上，通过对页岩气储层测井响应特征的精细分析，采用定性与定量结合的方式，构建了生物硅含量、有机孔占比、纵横波速度比、孔隙压力系数等定量评价参数，以及密度—电阻率包络面积、裂缝及层理发育程度等定性评价参数，最终形成了页岩气储层测井精细评价标准。

（2）该评价方法充实了此前仅采用定量计算评价页岩气储层的方法，更适合四川盆地周缘处于构造复杂区页岩气储层的分类评价，对中国复杂构造区页岩气储层测井评价具有较好的借鉴意义。

（3）该评价方法已经在太阳浅层页岩气田规模推广应用，在页岩气储层精细评价、水平井靶体优选及压裂分段优化等方面发挥了重要作用。