陶小鋒　潘仁芳

(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院， 武漢 430100)

?

長寧地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲層測井解釋評價(jià)

陶小鋒潘仁芳

(長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院， 武漢 430100)

摘要：四川盆地長寧地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，廣泛發(fā)育淺海陸棚相沉積的黑色頁巖，區(qū)內(nèi)龍馬溪組頁巖氣儲層表現(xiàn)出高自然伽馬、高聲波時(shí)差、高中子、低密度的測井響應(yīng)特征。針對此特征，利用ECS和ELAN-PLUS測井進(jìn)行礦物成分、有機(jī)碳總量、儲層物性的解釋評價(jià)。研究表明，該區(qū)龍馬溪組中下部發(fā)育有優(yōu)質(zhì)頁巖儲層，總厚度達(dá)33.4 m，孔隙類型以基質(zhì)孔隙為主，脆性礦物含量及有機(jī)碳總量較高，有開發(fā)潛力。

關(guān)鍵詞：長寧地區(qū)； 頁巖氣測井； 儲層物性； 脆性礦物

四川盆地頁巖主要在下古生界廣泛發(fā)育，特別是志留系龍馬溪組的有機(jī)質(zhì)類型較好，演化程度較高，通常已達(dá)到過成熟階段。測井技術(shù)是頁巖氣勘探開發(fā)常用的關(guān)鍵技術(shù)之一，可以用不同測井方法定量計(jì)算出頁巖氣儲層的有機(jī)碳總量、礦物含量、孔隙度、滲透率[1-2]。探討適用于多地區(qū)含氣頁巖測井處理解釋體系，實(shí)現(xiàn)頁巖氣儲層測井解釋的定量化，對于加快我國頁巖氣勘探開發(fā)進(jìn)程具有重要的意義。

長寧地區(qū)地理位置處于四川省敘永縣、文興縣、長寧縣、高縣境內(nèi)，為丘陵、低山地貌，主要目的層為志留系龍馬溪組和寒武系筇竹寺組，該區(qū)寧203井龍馬溪組頁巖的儲層條件、構(gòu)造斷裂特征較為典型。本次研究主要通過四川盆地長寧地區(qū)寧203井龍馬溪組巖心與測井資料，對龍馬溪頁巖氣儲層的礦物成分、有機(jī)碳總量及儲層物性特征進(jìn)行解釋評價(jià)。

1研究區(qū)域地質(zhì)概況

長寧背斜構(gòu)造位于四川盆地的婁山斷褶帶與川南褶皺帶的交界處，有多種復(fù)雜組合構(gòu)造形態(tài)。研究區(qū)東隔鳳凰山向斜，與高木頂構(gòu)造相望，南接柏楊林 — 大寨背斜構(gòu)造，西接賈村溪構(gòu)造，北鄰蓮花寺老翁場構(gòu)造(見圖1)[3]。

長寧地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，淺海陸棚相沉積的黑色頁巖廣泛發(fā)育，沉積厚度為120～160 m。寧203井鉆井資料揭示，目的層龍馬溪組的頂界深度約為2 073 m，底界深度約2 396 m；龍馬溪組下部為大套厚層黑色、黑灰色頁巖，硅質(zhì)和灰質(zhì)含量較高，水平層理、頁理發(fā)育，由下向上碳酸鹽巖含量逐漸增加；龍馬溪組中部巖性逐漸向灰?guī)r過渡，但泥質(zhì)和砂質(zhì)含量仍然較多，主要為泥質(zhì)灰?guī)r、砂質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r，夾有一些砂質(zhì)泥巖的薄層，到龍馬溪組上部巖性又過渡為黑灰色、深灰色砂質(zhì)頁巖，頂部巖性逐漸過渡為灰質(zhì)粉砂巖。其中優(yōu)質(zhì)頁巖厚度為30～40 m，有機(jī)碳總量大于3%，且分布穩(wěn)定。這些資料表明，井區(qū)地層頁巖氣豐富，具有一定的勘探潛力。

2研究區(qū)測井解釋

區(qū)內(nèi)龍馬溪組頁巖氣儲層測井響應(yīng)表現(xiàn)出高自然伽馬、高聲波時(shí)差、高中子、低密度的特征[4-5]。本次研究中結(jié)合元素俘獲能譜測井(ECS)資料計(jì)算頁巖氣儲層評價(jià)相關(guān)參數(shù)，利用ELAN-PLUS測井來進(jìn)行綜合解釋評價(jià)，并對各種測井響應(yīng)方程進(jìn)行聯(lián)立求解，計(jì)算各種流體的體積。

2.1儲層礦物分析

根據(jù)長寧構(gòu)造龍馬溪組實(shí)鉆井頁巖分析資料，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%，黃鐵礦含量介于1%～4%。脆性礦物含量較高，有利于頁巖加砂壓裂后產(chǎn)生裂縫。

圖1　長寧構(gòu)造區(qū)域位置圖

根據(jù)ECS測井解釋，認(rèn)為龍馬溪組(2 377.0 — 2 396.4 m 層段)為最有利頁巖氣藏井段，層內(nèi)的礦物組分主要為黏土、石英-長石-云母、碳酸鹽巖及少量黃鐵礦。圖2所示為龍馬溪組寧203井ECS處理結(jié)果。ECS結(jié)果與巖心分析結(jié)果基本吻合，在2 377.0 — 2 396.0 m層段，黏土含量平均約19.0%，碳酸鹽巖含量約16.0%，石英-長石-云母含量約53.2%[6]。

2.2有機(jī)碳總量預(yù)測

有機(jī)質(zhì)越富集，能譜曲線中所顯示的鈾含量則越高。根據(jù)有機(jī)碳總量TOC與自然伽馬曲線、無鈾自然伽馬曲線的差值，建立回歸分析公式來估算TOC。將兩條曲線的差值記為△GR[7-8]：

ΔGR=GR-CGR

(1)

建立此差值與TOC的關(guān)系：

TOC=A×ΔGR+B

(2)

式中A、B為線性回歸系數(shù)。

根據(jù)寧203井自然伽馬與無鈾自然伽馬的差值△GR及巖心的TOC，建立交會(huì)圖。圖3所示為寧203井TOC與△GR關(guān)系。

圖2　龍馬溪組寧203井ECS處理結(jié)果

圖3　寧203井TOC與△GR關(guān)系

由擬合結(jié)果得到回歸公式：

TOC=0.033 5×ΔGR+0.105 3

(3)

測井計(jì)算的TOC與巖心分析結(jié)果基本吻合。其中，寧203井龍馬溪組2 230.0 — 2 293.0 m層段頁巖氣有機(jī)質(zhì)品質(zhì)較差，TOC約0.8%；2 293.0 — 2 363.0 m井段有機(jī)質(zhì)品質(zhì)稍好，TOC平均約1%；2 363.0 — 2 377.0 m層段有機(jī)質(zhì)品質(zhì)較高，TOC平均約2.5%；2 377.0 — 2 396.4 m層段有機(jī)質(zhì)品質(zhì)最好，TOC平均約4%。圖4所示為寧203井頁巖氣測井綜合評價(jià)圖。

圖4　寧203井頁巖氣測井綜合評價(jià)圖

2.3頁巖氣儲層物性

2.3.1孔隙度

頁巖氣儲層中，孔隙常存在于粒間孔隙、礦物表面、干酪根和微裂縫及其周圍。頁巖儲層孔隙度非常低，中子-密度交會(huì)法是計(jì)算孔隙度的經(jīng)典測井方法。首先通過巖心礦物分析得到Si、Ca、Fe、S等元素的比例，完成骨架中子值和骨架密度值計(jì)算，進(jìn)而通過測井資料計(jì)算頁巖的總孔隙度[9-10]。本次研究中，根據(jù)30塊巖樣的測井?dāng)?shù)據(jù)建立了寧203井孔隙度計(jì)算公式：

φt=min(φtd,0.666 7φtd+0.333 3φtn)

(3)

式中：φt—— 總孔隙度，%；

φtd—— 密度孔隙度，%；

φtn—— 中子孔隙度，%。

結(jié)合中子測井和密度測井資料的處理解釋，計(jì)算出寧203井龍馬溪組頁巖氣層段(2 230.0 — 2 363.0 m)地層孔隙度為0.3%～2%，平均孔隙度為1.2%；頁巖氣有利層段(2 363.0 — 2 377.0 m)孔隙度為1%～6%，平均孔隙度為4%；最有利頁巖氣層段(2 377.0 — 2 381.0 m)孔隙度為3%～9%，平均孔隙度為6%。

2.3.2滲透率

運(yùn)用阿爾奇公式計(jì)算目的層的含水飽和度：

(4)

Sg=1-Sw

(5)

式中：Sw—— 含水飽和度，%；

Sg—— 含氣飽和度，%；

Rt—— 地層真電阻率，Ω·m；

Rw—— 地層水電阻率，Ω·m；

φ—— 孔隙度，%；

a—— 巖性系數(shù)；

b—— 常數(shù)；

m—— 膠結(jié)指數(shù)；

n—— 飽和度指數(shù)。

運(yùn)用公式(4)、(5)求解含水飽和度，進(jìn)而計(jì)算得到含氣飽和度，再根據(jù)含氣飽和度和滲透率的關(guān)系求出滲透率。

滲透率評價(jià)是基于鄰井寧201井實(shí)驗(yàn)分析方法建立的含氣孔隙度與滲透率的相關(guān)關(guān)系。因?yàn)閷?03井的數(shù)據(jù)不全，故而用地質(zhì)條件相似的鄰井寧201井的數(shù)據(jù)建立模型。圖5所示為寧201井龍馬溪組頁巖滲透率與含氣飽和度的關(guān)系曲線。

圖5　寧201井龍馬溪組頁巖滲透率與含氣飽和度的關(guān)系

由圖5可擬合出滲透率公式：

K=0.000 01V2.034

(6)

其中：K—— 滲透率，10-3μm2；

V—— 含氣飽和度，%。

2.4綜合解釋結(jié)果

利用ELAN-PLUS測井的綜合解釋原理，將各種測井響應(yīng)方程聯(lián)立求解，計(jì)算各種流體的體積。綜合寧203井有機(jī)碳總量、儲層物性等指標(biāo)來看，井龍馬溪組共解釋4段頁巖氣儲層，厚度163.4 m，其中總含氣量最高的是底部(2 377 — 2 396.4 m)，共19.4 m。

在4段儲層中，2 230 — 2 293 m層段頁巖氣品質(zhì)最差，伽馬值小于125GAPI，有機(jī)碳總量、孔隙度、含氣量相對較低，總含氣量為0.5 m3t。2 293 — 2 363 m層段伽馬值大于125GAPI，密度值大于2.65 gcm3，黏土含量較高，平均約37.6%，有機(jī)碳總量、孔隙度較低，總含氣量為1.5 m3t。2 363 —2 377 m層段伽馬值大于150 GAPI，黏土含量較高，有機(jī)碳總量、孔隙度較好，總含氣量約為3.6 m3t。2 377 — 2 396.4 m層段伽馬值大于150 GAPI，黏土含量較低，有機(jī)碳總量較高，孔隙度較大，總含氣量約6.5 m3t，具有較大的開發(fā)潛力。

3結(jié)語

結(jié)合ECS和ELAN-PLUS測井資料，對四川長寧地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲層進(jìn)行解釋評價(jià)，通過研究取得以下認(rèn)識：

(1)該區(qū)電阻率的相關(guān)特征并不明顯，而其他地球物理響應(yīng)參數(shù)如伽馬值高、密度低、孔隙度低、滲透率低的特征較顯著。

(2)四川盆地長寧地區(qū)龍馬溪組共發(fā)育4套頁巖儲層，總厚度大約有160 m。

(3)該區(qū)龍馬溪組底部孔隙度較差，中部、底部的孔隙度和滲透率相對較好，有機(jī)質(zhì)含量和含氣率均較高，適合采用頁巖氣儲層的壓裂改造。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳尚斌，朱炎銘，王紅巖，等.四川盆地南緣下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣儲層礦物成分特征及意義[J].石油學(xué)報(bào)，2011，32(5): 775-782.

[2] 蒲泊伶，蔣有錄，王毅，等.四川盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣成藏條件及有利地區(qū)分析[J].石油學(xué)報(bào)，2010，31(2):225-230.

[3] 楊火海.頁巖氣藏井壁穩(wěn)定性研究[D].成都：西南石油大學(xué)，2012：10-20.

[4] 劉雙蓮，陸黃生.頁巖氣測井評價(jià)技術(shù)特點(diǎn)及評價(jià)方法探討[J].測井技術(shù),2011,35(2)：112-118.

[5] 譚茂金，張松揚(yáng).頁巖氣儲層地球物理測井研究進(jìn)展[J].地球物理學(xué)進(jìn)展，2010，25(6)：2024-2030.

[6] 張培先. 頁巖氣測井評價(jià)研究：以川東南海相地層為例[J].特種油氣藏，2012，19(2)：12-15.

[7] 謝慶明，程禮軍，劉俊峰，等.渝東南黔江地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲層測井解釋評價(jià)研究[J].地球物理學(xué)進(jìn)展，2014，29(3)：1312-1318.

[8] 萬宇.頁巖氣儲層測井解釋軟件設(shè)計(jì)與實(shí)現(xiàn)[D].北京：中國地質(zhì)大學(xué)(北京)，2014:10-20.

[9] 嚴(yán)偉，王建波，劉帥，等.龍馬溪組泥頁巖儲層測井識別[J].天然氣工業(yè)，2014，34(6)：30-36.

[10] 郝建飛，周燦燦，李霞，等.頁巖氣地球物理測井評價(jià)綜述[J].地球物理學(xué)進(jìn)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

基金項(xiàng)目：國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“頁巖油、氣甜點(diǎn)構(gòu)成要素比較研究”(41472123)

作者簡介：陶小鋒(1990 — )，男，湖北荊州人，長江大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)榉浅Ｒ?guī)油氣勘探。

中圖分類號：P618

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1673-1980(2016)02-0022-05