页岩气储层测井评价技术优化

目前国内外围绕页岩气富集区或“甜点”寻找，测井评价技术主要围绕以下几个方面开展，即页岩气定性识别、页岩生烃潜力评价、页岩岩性及储集参数评价和岩石力学参数、地应力及裂缝评价（潘仁芳等，2009）［29］。

（1）含气页岩测井识别

识别页岩气储层所需的常规测井方法主要有：自然伽马、井径、中子、密度、声波时差和电阻率测井。典型含气页岩在常规测井曲线上具有“四高两低”的响应特征，即高自然伽马、高电阻率、高声波时差、高中子、低体积密度、低光电吸收指数（谭茂金等，2010）［30］。

近年来，以成像、核磁共振、阵列声波、高分辨率感应等为代表的测井新技术正在非常规油气藏的勘探中发挥越来越重要的作用。应用效果较好的测井新技术系列有元素俘获能谱测井（ECS）、阵列声波测井、井壁成像测井、核磁共振测井、自然伽马能谱测井、感应测井等（Shim等，2010）［31］。

元素俘获能谱测井（ECS）可以定量确定地层中的硅（Si）、钙（Ca）、铁（Fe）、硫（S）、钛（Ti）、钆（Gd）等元素的含量，进而精确分析页岩的矿物成分。此外，ECS与常规测井结合，还可以确定干酪根类型，计算有机碳含量。阵列声波可提供纵波、横波和斯通利波等信息。其中纵、横波时差结合常规测井资料，可求取岩石泊松比、杨氏模量、剪切模量、破裂压力等岩石力学参数，可为压裂方案设计及优化提供依据；利用快慢横波分离信息，可以评价由于裂缝（或地应力）引起的地层各向异性；利用斯通利波信息可以分析裂缝及其连通性。声、电井壁成像测井能够提供高分辨率井壁图像，可用于裂缝类型与产状分析、定量计算裂缝孔隙度、裂缝长度、宽度、裂缝密度等评价参数。另外，利用井壁成像进行的沉积学分析和纵向非均质性评价，对指导页岩气的储层改造和高效开发具有重要的意义。核磁共振测井可以排除复杂岩性的影响，得到更加准确的页岩储层孔隙度、孔隙流体类型以及流体赋存方式等信息，从而更精确地评价页岩气藏。自然伽马能谱测井能够得到地层中铀、钍、钾的含量。通常情况下，干酪根含量与铀含量呈正相关关系，而放射性元素钍和钾的含量与干酪根含量没有相关性，因此常用钍铀比来评价地层有机质含量和生烃潜力。

（2）有机质丰度测井估算

页岩含有丰富的有机质，由于有机质的存在，会使得测井曲线发生相应的变化，这是利用测井技术预测有机碳含量（TOC）的理论依据。目前，电阻率与声波时差重叠法应用较为普遍，它是将声波时差曲线和电阻率曲线进行适当刻度，使其在细粒非烃源岩段重叠，在富有机质段出现分离，依据分离程度确定有机质含量（Passey等，1990）［32］。重叠段对应的曲线分别称为电阻率基线（R基线）和声波时差基线（t基线），曲线间的分离程度lg R，如式（2—3）所示：

式中，R、t为计算点的电阻率和声波时差值；R基线、t基线为电阻率和声波时差曲线基线值。

（3）吸附气含量计算(www.xing528.com)

页岩气储层孔隙度、渗透率、天然气含量（包括吸附气、游离气）的评价方法与常规储层存在显著差异，其中吸附气含量评价更是以往常规油气藏测井评价从未涉及的领域，从理论基础到解释评价技术都有待进一步探索与完善。目前国内外发展了地质统计法和等温吸附等方法来确定吸附气含量。

等温吸附线法借鉴了煤层气评价方法。由于吸附于页岩中的干酪根或黏土矿物表面的甲烷和煤层气中的甲烷一样，也符合朗格缪尔等温吸附方程，即在等温吸附过程中，随着压力增加吸附量逐渐增大，压力下降则会导致甲烷逐渐脱离吸附状态，引起吸附量逐渐下降，而解吸附量以非线性形式增大（图2—7）。朗格缪尔方程如式（2—4）所示：

式中，Gs为吸附气体积；VL为朗格缪尔体积，描述无限大压力下的吸附气体积，ft3/t；p为储层压力，psi；pL为朗格缪尔压力，psi，即吸附气含量等于朗格缪尔体积一半时的压力。

因此，可依据实验数据确定特定地区的等温吸附线，从而确定吸附气含量。

（4）岩石力学参数计算

压裂增产成为页岩油气开发关键的技术之一。压裂作业之前必须掌握工区区域应力场、最大主应力方向、压力系数，确定待压裂层及其上下围岩的岩性、物性、弹性模量、泊松比等参数，在此基础上计算破裂压力剖面、评估地层的可压性、预测缝高和缝宽，以此为依据制定压裂设计方案。

图2—7　朗格缪尔方程原理