涪陵页岩气田焦石坝页岩气储层含气量测井评价

石文睿，张超谟，2，张占松，2，肖世匡，石元会，任元

（1．长江大学地球物理与石油资源学院，湖北 武汉430100；2．油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学，湖北 武汉430100；2．中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北 潜江433123）

0 引 言

页岩气是赋存于暗色泥页岩及其所夹砂岩、粉砂岩地层中的天然气，属于一种自生自储的非常规气藏，其存储方式包括游离态、吸附态、溶解态等，但以前两者为主，约占页岩气储层总含气量的95%以上，其大小直接影响气井产能、累计产量和气井寿命，是页岩气勘探选区和储层评价的一项重要指标［1－10］。常规测井评价页岩含气含量的主要方法：① 测录井资料结合确定含气页岩层段，即划分“甜点”段；② 通过孔隙度、含气饱和度等参数确定页岩储层游离气含量；③ 利用岩性密度、声波、电阻率等测井资料，建立基于岩心分析形成的总有机碳含量TOC计算模型，再通过岩心TOC与解吸气含量关系模型确定页岩气储层吸附气含量，或是依据地层压力等参数通过朗格缪尔方程计算饱和吸附气含量。页岩储层总含气量为游离气与吸附气含量之和。本文所述页岩包括泥岩和页岩。

1 地质概况

工区首口页岩气参数井A井位于四川盆地川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带北缘，地处涪陵区东部，隶属于重庆市涪陵区焦石坝镇，在龙马溪组下部—五峰组页岩层连续密闭取心88．0m，并进行了孔隙度、总有机碳含量、含气量等多项页岩气评价关键参数实验测试。本文在A井的岩心实验资料基础上建立焦石坝页岩气田储层含气量常规测井评价模型，并结合已完井的B、C、D等3口探井资料评价该区块龙马溪组下部—五峰组页岩储层含气量。

涪陵地区焦石坝页岩气田地表出露地层为下三叠统嘉陵江组，地层产状小于10°，过井地震测线反映海相地层龙马溪组—五峰组地震波组相位连续，地层平缓、构造变形弱，边缘被大耳山西、石门、吊水岩等断层夹持，远离“通天”断层，页岩气保存条件良好。

前人研究发现，焦石坝区块海相地层下志留系龙马溪组—上奥陶系五峰组属深水陆棚相沉积，是页岩气富集勘探有利区块；中部主要为浊积砂，厚约30m；下部发育有灰黑色碳质泥页岩，厚度约90m，TOC平均大于2．0%，有机质类型主要为Ⅰ型，热演化程度Ro为2．2%～3．1%，平均2．6%，处于有利生气阶段，具有较好的储集性能。

2 含气层段划分与含气量确定方法

2．1 含气层段划分

以录井岩性、钻时、全烃、烃组分、总有机碳含量变化为依据划分页岩气显示层段，与常规油气显示划分方法及标准相同，不同的是增加了TOC指标。富含页岩气的页岩储层一般具备低钻时、高全烃、高TOC特征，页岩非储层钻时与储层钻时比值多大于1．2，全烃、TOC异常值是其基值的2倍以上，全烃与TOC具有异常变化特点。

以自然伽马、声波时差、密度、深侧向或深感应电阻率、中子等常规测井项目为主，按照高自然伽马、高时差、高电阻率、低密度即“三高一低”特征划分页岩气显示层段。综合测录井含气层段划分结果，确定“甜点”段与页岩气核心评价区。

与常规含气储层所不同的是页岩气显示层具备较高的TOC，有机质转化程度高，且形成一定量的纳米级孔隙，构成良好储集空间。

2．2 页岩气体积模型

基于测井手段评价页岩气储层游离气、吸附气及总含气量，通常选用页岩气储层体积模型（见图1）。体积模型中孔隙主要来自黏土、有机质、碎屑孔隙及天然裂缝。游离气是以游离方式储集在黏土孔隙、有机质孔隙、碎屑孔隙及天然裂缝中；吸附气则是以吸附方式储集在有机质、黏土基质表面；无机骨架的微量吸附和地层水的天然气溶解忽略不计。

图1 页岩气储层测井评价体积模型示意图

利用测录井资料划分富含有机质的页岩气异常显示层段，即找出“甜点”层段，再利用基于岩心资料建立的储层孔隙度、有机碳含量等关键参数模型确定游离气、吸附气及总含气量，建立连续页岩气储层含气量剖面。

2．3 游离气含量

2．3．1 计算模型

式中，Qgf为页岩气储层游离气含量，m3／t；Bg为天然气体积系数，无量纲；φ为页岩气储层孔隙度，%；Sg为页岩气储层含气饱和度，%；DEN为页岩气储层密度，g／cm3。

2．3．2 相关参数计算

（1）孔隙度。页岩储层致密，是典型的特低孔隙度储层，其孔隙度绝对值低且变化范围大，测量要

游离气一般赋存于泥页岩的微孔隙或裂缝中，主要与泥页岩孔隙度、含气饱和度等因素有关。游离气含量系指单位重量泥页岩中游离气在地面条件下的体积，单位是 m3／t，计算公式［10－13］求精度高。由于页岩气储层非均质性强，有机质密度低，页岩密度变化大，流体分布不均，通过密度测井很难准确求取页岩气储层孔隙度。焦石坝龙马溪组下部—五峰组岩心分析也证明，岩心孔隙度φc与体积密度DEN相关性差（见图2），与声波时差AC相关性较好（见图3）。

图2 岩心体积密度DEN与孔隙度φc交会图

图3 声波时差AC与岩心孔隙度φc交会图

采用岩心孔隙度φc与声波时差AC回归方程计算页岩气储层孔隙度

（2）饱和度。阿尔奇法求取页岩储层含气饱和度的前提条件是仅有地层水导电，构成地层骨架的矿物成分不导电。然而，页岩石墨化和储层中存在导电矿物黄铁矿时，阿尔奇法计算得到的含气饱和度准确度较低，可靠性变差。这里采用TOC法计算页岩气层饱和度［14］

式中，Sw、Sg为页岩气储层含水饱和度、含气饱和度，小数；TOCo为页岩有机质背景值，一般依据与储层相邻层段页岩的实验室测量结果取值，焦石坝区块取0．2%；TOCt为页岩气储层实测或计算得到的TOC，%；n为饱和度指数，无量纲，一般为2～3，礁石坝龙马溪组下部—五峰组地层取2。

（3）天然气体积系数。天然气体积系数Bg是地层中的天然气体积与地面标准条件下的体积之比。页岩气组分主要为甲烷时，可视为理想气体，采用理想气态方程可直接求取体积系数Bg。焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组页岩气层中部温度80℃、地层压力34．0MPa，Bg＝0．0035，与实验室模拟测定的0．003166接近。

2．4 吸附气含量

2．4．1TOC法模型

（1）TOC与解吸气量关系。岩心含气量测试显示，TOC与解吸测试取得的含气量之间存在较强的相关性（见图4）。岩心TOC与井场解吸实验直接获得的解吸气量Gs回归方程为Gs＝0．2951TOC，R＝0．74；与获得的解吸总气量Gs1（包括散失部分气量）回归方程为Gs1＝0．7823TOC，R＝0．76。

图4 A井岩心TOC与含气量交会图

（2）TOC测井计算模型。常规测井无法直接测量页岩气储层中的TOC，需要通过岩心分析实验数据建立常规测井资料的TOC测井计算模型。前人研究成果显示，利用岩性密度法、声波—电阻率法、铀含量法、自然伽马法能够较好地确定TOC，但每种方法也都有一定的适用条件。

岩性密度法与声波—电阻率法。岩性密度法主要通过岩心测定TOC和颗粒体积密度值建立关联方程，再利用测井岩性密度代替岩心颗粒体积密度预测TOC。龙马溪组下部—五峰组富含有机质页岩岩心分析显示，TOC与页岩体积密度值DEN二者呈强相关（见图5）。DEN＝2．71－0．05TOC，TOC＝20．0（2．71－DEN），R＝0．92。这与全球TOC与页岩密度DEN的关系方程TOC＝28．5（2．71－DEN）基本一致［15］。

图5 A井岩心TOC与体积密度DEN关系交会图

铀含量法与自然伽马法。焦石坝区块龙马溪组下部—五峰组岩心实验显示，岩心TOC与测井铀（U）含量、自然伽马（GR）都存在一定的相关性（见图7、图8），且铀含量与TOC的相关性要强于自然伽马与TOC的相关性，但相比页岩岩性密度与TOC的相关性要差。

综合比较上述TOC测井计算方法，岩性密度法更适用焦石坝区块。

图6 A井岩心TOC与电阻率交会图

图7 A井页岩铀含量与岩心TOC交会图

图8 A井页岩自然伽马与岩心TOC交会图

2．4．2 Langmuir法

1916年法国化学家Langmuir（朗格缪尔）提出了基于单分子的吸附状态方程，即Langmuir方程。吸附于页岩储层中的气体主要为CH4，北美地区的页岩气勘探实践也表明，以CH4为主的页岩气吸附规律大多符合Langmuir方程［10－13］

式中，Qgs为饱和吸附气含量，m3／t；VL为饱和吸附体积（朗氏体积），m3／t；pL为饱和吸附压力（朗氏压力），MPa；p为压力，MPa。

在30℃的实验温度下，A井8个吸附试验样品数据显示，TOC与饱和吸附体积VL、饱和吸附气含量也存在较强的相关性（见图4）。TOC与岩心饱和吸附气量回归方程为Qgs＝0．5919TOC＋1．5445，R＝0．95。

岩心解吸获得的总气量较高值与30℃条件下的Langmuir等温吸附实验求取的饱和吸附气含量较接近，部分点大于饱和吸附值。可以认为岩心解吸获得的总气量基本代表了储层总吸附气量，且包含少量游离气（现场评价可以忽略不计），储层孔隙与裂缝游离气充足，游离气与吸附气处于动态平衡。

A井等温吸附试验结果证实，龙马溪组下部—五峰组页岩气层在30℃下页岩气解吸附启动压力为12．0MPa，朗格缪尔压力介于1．98～3．59MPa，平均值为2．62MPa。A井页岩气层中部地层温度为80．0℃，地层压力为34．0MPa，远远超过了启动压力和朗格缪尔压力，页岩储层中的吸附气量达到了饱和状态，压力的进一步增加只能影响游离气含量的变化。校正30℃条件下的页岩饱和吸附气量为80℃页岩气层温度环境，TOC与岩心饱和吸附气量回归方程为Qgs＝0．56TOC，R＝0．95，岩心饱和吸附气量降低（见图4）。本文推荐并使用80℃条件下的岩心饱和吸附气量回归方程确定焦石坝区块页岩气层吸附气含量。

2．5 总含气量

一般将页岩气储层总含气量定义为游离气含量与吸附气含量的总和，即Qgt＝Qgf＋Qgs。

二次通用旋转试验方案及结果见表3。利用DPS软件对试验结果进行分析，得到二次回归模型为：Y=7.92216+0.00815X 1+0.35746X 2+0.01724X 3-0.28935X 12-0.12848X 22+0.04122X 32+0.02375X 1X 2-0.21375X 1X 3-0.12125X 2X 3

参照中石化及江汉油田试行的页岩气储层评价标准及试气成果，焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组Ⅰ类（优质）气层Qgt≥4m3／t且φ≥5%；Ⅱ类（中等）气层4m3／t＞Qgt≥2m3／t且5%＞φ≥2%；Ⅲ类（差）气层Qgt＜2m3／t且φ＜2%。

3 含气量评价

3．1 纵向含气评价

A井龙马溪组下部—五峰组2341．0～2415．5m井段页岩层，厚74．5m，气测全烃、甲烷显示活跃，岩屑及岩心录井显示主要岩性为黑色碳质页岩和富含硅碳质页岩。测井储层孔隙度、总有机碳含量、吸附气量、游离气量、总含气量剖面及气测全烃、甲烷显示（见图9），自上至下均具有明显增高特征，吸附气量介于0．5～2．5m3／t，游离气量介于0．5～7．5 m3／t，总含气量介于1．0～10．0m3／t。对比国内外页岩气储层，2341．0～2415．0m井段是区内典型的富含气页岩核心“甜点”，且优于美国富特沃斯巴奈特（Barnett）页岩储层。

页岩储层总含气量平均值对页岩气层具有综合指标评定特征，按照0～2m3／t、2～4m3／t、4m3／t以上3类值域标准划分低含气层段、中含气层段、高含气层段，可将A井龙马溪组下部—五峰组页岩气储层自下而上总体划分为中、高2个含气段。

中含气段（A段）2341．0～2378．0m 井段，测录井资料显示垂厚约37．0m，TOC在1．0%～2．0%、平均1．8%，吸附气量为0．5～1．0m3／t、平均0．8m3／t，游离气量为0．5～3．2m3／t、平均1．9 m3／t，总含气量为1．0～4．3m3／t、平均2．7m3／t；平均孔隙度为3．8%，结合含气量与孔隙度两项指标，类比北美及建南构造页岩气层，解释为Ⅱ类气层，具有一定的勘探开发潜力。

图9 A井龙马溪组下部—五峰组页岩含气剖面

高含气段（B段）2378．0～2415．5m 井段，测录井资料显示垂厚约37．5m，TOC为2．0%～4．6%、平均3．5%，吸附气量为1．2～2．6m3／t、平均 2．0m3／t，游 离 气 量 2．5～7．5m3／t、平 均4．8m3／t，总 含 气 量 为 3．8～10．0m3／t、平 均6．8m3／t；平均孔隙度为6．2%，结合含气量与孔隙度两项指标，类比北美及建南构造页岩气层，解释为Ⅰ类气层，其中2395．0～2415．0m井段储层孔隙度、总有机碳含量、吸附气量、游离气量、总含气量显示好、变化小，为全井最优“甜点”段，具有非常好的勘探开发价值。

A井五峰组2409．5～2415．5m井段垂厚6．0m，TOC为4．0%～4．6%、平均4．3%，吸附气量为2．2～2．6m3／t、平均2．4m3／t，游离气量为5．3～7．5 m3／t、平均6．5m3／t，总含气量为7．5～10．0m3／t、平均8．8m3／t；平均孔隙度为7．2%，是典型的Ⅰ类气层。无论是TOC还是含气量，五峰组页岩储层为全井最好显示，是全井最优“甜点”段一个重要组成部分。

3．2 横向含气量对比

在焦石坝区块内，沿构造外侧从中部至西南方向钻探页岩气探井3口，揭示龙马溪组—五峰组优质页岩核心“甜点”段（A、B段）厚度变化较小，特别是最优“甜点”段（B段）厚度、TOC与含气量无明显变化。随后钻探的一批长水平段评价井，均证实B段是区内最优“甜点”段，分布稳定，单井日产量均在20×104m3以上，最高达到54×104m3，展示了良好的开发前景。

4 结 论

（1）基于岩心实验所建立的焦石坝页岩气田储层含气量常规测井模型具有一定的适用性和可行性，不但可以满足建立涪陵地区海相页岩储层连续含气量剖面需要，而且还可以扩展应用至其周缘及整个中上扬子地区。

（2）焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气以游离气为主，吸附气为辅，游离气含量高于吸附气含量，游离气含量达吸附气含量的2倍以上。

（3）焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气层含气量呈“上低下高”且随深度增加而增大特征，其中下段（B段）总含气量大，游离气含量高，为最优“甜点”段，是典型的Ⅰ类气层，具有非常好的商业开发价值。

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