引用本文
方锡贤. 基于录井资料的页岩油储层评价参数探讨[J]. 录井工程, 2023,34(1): 1-8.
FANG Xixian. Discussion on shale oil reservoir evaluation parameters based on mud logging data[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(1): 1-8.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.01.001  
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基于录井资料的页岩油储层评价参数探讨
方锡贤
中石化经纬有限公司华北测控公司

作者简介：方锡贤 工程师,1964 年生,1985 年毕业于广东石油学校石油地质勘探专业,现在中石化经纬有限公司华北测控公司从事石油录井技术研究工作。通信地址：473132 河南省南阳市油田大庆路录井公司。电话：（0377）60791310。E-mail: fan631128@163.com

收稿日期: 2023-01-28
摘要

在介绍国内页岩油勘探开发常用录井技术及其功用的基础上,重点分析页岩油储层评价中使用TOC参数作为评价页岩油含油性最重要的参数所存在的问题,认为TOC参数构成、岩石热解分析机理及实践资料均证实,页岩油储层液态烃含量、页岩油水平井产量与TOC参数没有相关性,将TOC参数作为评价页岩油储层含油性的必备参数容易产生误导,进而提出使用岩石热解录井中直接反映页岩油储层液态烃含量的 S1参数代替TOC参数评价页岩油储层含油性的新思路。结合页岩油成藏特点及不同录井技术功能,认为使用岩石热解参数 Tmax及采用岩石热解录井资料回归分析来预测原油密度能够判断页岩油油质,应用气测净增加值、后效、“单根峰”、钻井液参数及槽池面观察能够判断地层流体压力,应用多维核磁共振资料、气测回归资料所得孔隙度能够判断页岩油储层物性,应用岩心及相关分析资料能够判断岩相、裂缝,应用XRD/XRF、岩性能够判断地层可压性。基于评价参数进行分析,结合国内页岩油突破区块评价参数及对相关资料的分析,建立了页岩油储层评价参数体系。

关键词: 页岩油储层; 评价; 录井; 参数; TOC S1
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Discussion on shale oil reservoir evaluation parameters based on mud logging data
FANG Xixian
North China Measurement and Control Company of Sinopec Matrix Corporation,Zhengzhou,Henan 473132, China
Abstract

Based on the introduction of the common mud logging techniques and their functions in shale oil exploration and development in China, analysis is focused on the problems of using TOC as the most important parameter to evaluate oil-containing conditions of shale oil in shale oil reservoir evaluation. It is concluded that TOC parameter composition, rock pyrolysis analysis mechanism and practical data have proved that the liquid hydrocarbon content of shale oil reservoirs and the production of shale oil horizontal wells are not correlated with TOC, so it is misleading to take TOC as the necessary parameter to evaluate the oil-containing conditions of shale oil reservoirs. A new idea is proposed to evaluate the oil-containing conditions of shale oil reservoirs by replacing TOC with S1 which directly reflects the liquid hydrocarbon content of shale oil reservoirs in rock pyrolysis logging. Combined with the characteristics of shale oil accumulation and the functions of different mud logging techniques, it is concluded that： Shale oil oiliness can be judged by using rock pyrolysis parameter Tmax and regression analysis of rock pyrolysis logging data to predict crude oil density. Formation fluid pressure can be judged by gas logging net added value, aftereffect, "single peak", drilling fluid parameters and trough surface observation. The porosity obtained from multi-dimensional NMR data and gas logging regression data can be used to judge the physical properties of shale oil reservoirs. Lithofacies and fractures can be judged by core and related analysis data. Using XRD, XRF and lithology can judge the formation fracability. Based on the analyses of evaluation parameters, combined with the evaluation parameters of domestic shale oil breakthrough blocks and the analyses of related data, the evaluation parameter system of shale oil reservoirs was established.

Keyword: shale oil reservoir; evaluation; mud logging; parameter; TOC; S1
0 引言

近年来, 国内页岩油勘探开发不断取得突破, 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、松辽盆地古龙凹陷、三塘湖盆地、渤海湾盆地沧东凹陷、渤海湾盆地济阳坳陷、苏北盆地溱潼凹陷、鄂尔多斯盆地、四川盆地、南襄盆地泌阳凹陷等盆地页岩地层试获工业油流, 国内页岩油单井日产量最高记录不断刷新。为满足地质、工程“ 双甜点” 选择的需要, 建立了相应的页岩油储层评价参数体系。这些评价参数建立在大量分析化验资料、测井资料、地震资料及区域地质资料基础上, 不能满足现场录井随钻评价的需要, 而建立基于录井资料的页岩油储层评价参数体系, 能够发挥录井资料量多、完整、快速、低成本的优势, 助力页岩油勘探开发。

任何解释评价标准都是建立在所应用技术的基础之上, 要建立基于录井资料的页岩油储层评价参数体系, 就应分析现有页岩油勘探开发常用录井技术及其功用。考虑到实用性等多种因素后, 目前应用于页岩油勘探开发的录井技术主要有常规地质录井、综合录井仪录井、岩石热解录井、X射线衍射全岩（XRD）录井、X射线荧光元素（XRF）录井, 部分区块还应用多维核磁共振录井、定量荧光录井、荧光薄片分析录井、碳同位素录井、QEMSCAN矿物定量扫描录井等多项技术[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]。

1 页岩油储层录井评价参数分析

决定页岩油储层产出能力主要有两方面因素, 即资源量和地层产出能力。影响资源量的因素包括体积、含油性等方面; 影响产出能力的主要因素是地层流体压力、油质、岩相、物性、地层可改造性。录井开展页岩油储层评价也应围绕这两方面开展。

1.1 页岩油储层资源量评价参数的选择

1.1.1 体积评价参数的选择

页岩油资源量体积评价参数主要有储层的厚度和面积。储层厚度可以通过岩心、岩屑录井, 结合XRD/XRF录井、气测录井建立的地质剖面确定, 这是传统录井的专长。储层面积可以通过多井对比确定, 但目前页岩油储层面积的评价更多地依赖于地震资料, 录井评价主要为单井评价, 着重选区选层选段, 因此对页岩油面积的评价存在着不足。

1.1.2 含油性评价参数的选择

（1）岩石热解录井评价。不论是常规储层、致密砂岩储层还是页岩油气储层, 含油性评价是解释评价的一个重点方面。早期国内页岩气评价方法十分注重有机碳含量TOC值的大小, 虽然近年来页岩油评价方法不断扩展, 但总体上国内页岩油储层的含油性评价仍偏重于应用烃源岩评价方法, 有机碳含量仍是国内页岩油储层评价最重要的参数。

有机质是成烃的物质基础, TOC值越高, 可供生成烃类的物质基础越丰厚, 在其他条件相同的情况下, 生成的烃类物质越多。因此, 从烃源岩评价的角度, TOC是必不可少的参数, 但评价页岩油储层时TOC是否仍为必不可缺的参数需要进一步分析。从现场录井的角度分析, 如下列公式[10]所示, TOC实际由两部分组成：一部分是600℃以下的有效碳（Cp）, 另一部分是600℃以上的残余碳（Stoc）, 由于最高温度不同, 录井分析残余碳与实验室分析结果有所差别, 但不影响本文的论证, 因为600℃以上的残余碳高低与储层中蕴藏的液态烃含量无关, 600℃以下的有效碳才与液态烃含量有关。这导致使用TOC作为评价含油性参数存在严重不足之处, 如果页岩油储层存在高残余碳、低有效碳或低残余碳、高有效碳, 则可能出现TOC值一样, 但页岩油储层流体压力、液态烃含量完全不同的情况, 甚至可能出现低TOC页岩油储层液态烃含量高于高TOC页岩油储层液态烃含量的现象。

TOC=Cp+Stoc （1）

Cp=0.083（S1+S2） （2）

Stoc=0.083S4 （3）

式中：TOC为泥页岩有机碳含量, %; Cp为泥页岩有效碳含量, %; Stoc为泥页岩残余碳含量, %; S1为90~300℃时检测的单位质量岩石中有机质热解烃类含量, mg/g; S2为300~600℃时检测的单位质量岩石中有机质热解烃类含量, mg/g; S4为恒温600℃经6 min检测到的单位质量岩石热解后残余有机质含量, mg/g; 0.083为质量比与百分比换算系数。

页岩油勘探开发的烃类物质是蕴藏在页岩基质孔隙、裂缝、页理中的液态烃类物质, 这些液态烃类物质是沉积中的有机质经过沉积、成岩作用, 在高温高压下已经生成但没有运移到常规储层中而残留在泥页岩层中。岩石热解录井的S1值反映的是热解温度在90~300℃时单位质量岩石中有机质热解烃类含量, 反映泥页岩中已生成但尚未运移的C8-C33残余液态烃含量。分析两者关系可以发现, 页岩油勘探开发的对象正是岩石热解录井S1对应的烃类部分, 因此采用S1作为页岩油储层含油性评价参数比采用TOC作为页岩油储层评价参数更加简单、直接, 可以准确反映页岩油储层含油性。

以BYHF 1、BY 2HF井为代表的南襄盆地泌阳凹陷古近系核三段页岩油储层TOC为2.2%~8.8%, S1为0.03~4.9 mg/g; 以SD 1井为代表的苏北盆地溱潼凹陷古近系阜二段页岩油储层TOC仅为1.0%, S1为0.5~4.0 mg/g。按照现有一般评价标准, 泌阳凹陷页岩油储层TOC、S1均为Ⅰ 级, 而溱潼凹陷页岩油储层TOC为Ⅲ 级, S1为Ⅰ 级。如果TOC反映页岩油储层含油性, 那么泌阳凹陷BYHF 1、BY 2HF井产量要高于溱潼凹陷SD 1井, 但实际上不论是单井日产量还是累计产量, 溱潼凹陷SD 1井明显高于泌阳凹陷BYHF 1、BY 2HF井。对比两个凹陷3口井数据, TOC值与S1值及页岩油最高日产量、累计产量均缺乏相关性; 而S1值与页岩油最高日产量、累计产量具有相关性。这表明S1值更能反映页岩油储层含油性。

分析TOC、S1值相互关系, 对比不同TOC、S1值的页岩油层生产情况, 均说明S1值更能直接反映页岩油储层含油性, 故评价页岩油含油性参数应采用S1而非TOC。国内对不同页岩油储层岩石热解参数S1值校正方法均有所研究, 并取得了较好的成果, 这些研究成果的应用, 将使S1值更加精准反映页岩油储层液态烃含量, 更有利于页岩油储层的评价。

（2）常规地质录井评价。常规地质录井是发现油气显示最直接的手段。近年来, 由于钻井技术的进步给常规地质录井带来严重影响, 常规地质录井的作用与地位不断下降, 但常规地质录井资料在页岩油评价中仍是最直接的资料。通过观察岩心可获得层理面、裂缝面、夹层含油气情况, 荧光分析可以判断含油面积, 槽（池）面观察的油花气泡面积、产状及清洗岩屑时盆面的油花情况可以直接判断页岩油储层含油性、流体压力。因此, 应将其作为页岩油储层评价的重要参数。

（3）气测录井评价。不论是在常规油气、致密砂岩油气评价中, 还是在页岩油气储层的评价中, 气测录井均是发现油气显示的关键因素。在国内页岩油勘探取得突破的区块, 气测资料会有明显的异常显示, 其显示幅度与储层的含油气性呈正比。

张丽艳等[11]统计古龙凹陷青山口组泥岩试油段气测异常显示与试油产能发现, 该区非水平井气测无显示层段以干层为主, 全烃小于2%层段产油量为0.1~0.5 t/d, 全烃介于2%~40%之间层段产油量为0.5~1.0 t/d, 全烃大于40%层段产油量大于1.0 t/d。这说明不论是采用“ 长位移水平井+大型压裂” 的非常规方式建井还是普通直井, 气测录井全烃值与产量均呈正相关, 气测录井全烃值是评价页岩油储层含油性的重要参数。

判断气测异常高低通常采用全烃净增加值法和全烃异常相对幅度法, 全烃净增加值法受钻井液密度、钻井液粘度、井筒直径、钻时等因素影响较大, 适合钻井液体系、钻井参数稳定的成熟区块; 全烃异常相对幅度法受上述因素影响较小, 但是当全烃基值不稳定、基值过高或过低时, 将导致全烃异常相对幅度不能真实地反映地层能量。实际应用时应将两者结合起来综合分析。

1.2 页岩油储层地层产出能力评价参数的选择

地层有油气、地下有资源是产出油气的物质基础, 能否产出油气及产能大小还受制于地层流体压力、烃类流体流动性（页岩油油质）、页岩油储层储集性、页岩油储层可压性等方面。

1.2.1 地层流体压力评价参数的选择

分析国内已突破地区页岩油主要评价参数及产出能力, 已突破地区总体上地质条件相似, 具有较好的储集性、含油性、可压性及一定的可动性。岩相类型相似、烃源岩品质相当、页岩含油性相近（除松辽盆地古龙凹陷S1值较高外, 其他地区S1值接近）, 孔隙类型以无机孔为主, 物性相当。但是, 产出能力相差较大, 单井最高产量及累计产量泌阳凹陷最低, 济阳坳陷最高; 对应的是地层流体压力的差异, 泌阳凹陷压力系数最低（常压地层）, 产出能力最低, 济阳坳陷压力系数最高（高压地层, 压力系数高达1.65）, 产出能力最高。分析对比不同凹陷资料可以发现, 地层流体压力是影响地层产出能力的一个最重要参数。

预测地层流体压力的方法较多, 井场监测地层流体压力最有效的依据是气测录井资料、钻井液参数。通常正常流体压力的地层近平衡, 钻井所使用钻井液密度较低, 气测全烃净增值及全烃异常相对幅度较低, “ 单根峰” 不明显, 后效持续时间短且分析值低, 钻井液参数没有变化; 高流体压力的地层近平衡, 钻井所使用钻井液密度较高, 气测全烃净增值及全烃异常相对幅度较高, “ 单根峰” 明显, 后效持续时间长且分析值高, 钻井液密度有所下降, 钻遇裂缝发育页岩油储层时池体积会增加。因此, 应将气测全烃值变化、相关钻井液参数列入页岩油评价参数中。

1.2.2 烃类流体流动性（油质）评价参数的选择

气与原油相比, 分子量小, 对储层物性要求低; 低分子烃类物质比高分子烃类物质流动性好, 对储层物性要求低。在同样的储集条件下, 低分子的烃类物质比高分子的烃类物质更容易产出。因此, 评价页岩油储层, 需评价烃类流体流动性（油质）。

（1）S1/TOC不能反映页岩油储层中烃类物质流动性。国内部分研究人员将S1/TOC作为评价页岩油储层中烃类流体流动性的一个重要参数, 但分析TOC值构成及对比实际分析结果, 均证实存在一定问题。

上文已对TOC构成进行分析, 600℃以上的残余碳对蕴藏在泥页岩孔隙、裂缝中的可流动烃没有贡献, 不论其值高低、对TOC值影响多大（从实际分析值看, 残余碳比有效碳对TOC贡献权重大得多）, 均不影响岩石可动烃的含量。因此TOC值高低不影响油质, 采用S1/TOC评价页岩油储层中烃类流体流动性缺乏依据, 这也得到了实际应用资料的验证。对比各个凹陷的岩石热解分析值与原油密度可以发现, S1/TOC与原油密度没有相关性, 其中以SD 1井为代表的苏北盆地溱潼凹陷古近系阜二段页岩油储层TOC仅为1.0%, S1为0.5~4.0 mg/g, 原油密度为0.87 g/cm3; 以BYHF 1井、BY 2HF井为代表的南襄盆地泌阳凹陷古近系核三段页岩油储层TOC为2.2%~8.8%, S1为0.03~4.9 mg/g, 原油密度为0.86 g/cm3。两个凹陷页岩油地层均为古近系, S1值相近, 原油密度相近, 但TOC相差悬殊, 即原油密度相近但S1/TOC值相差悬殊, 所以应用S1/TOC作为评价页岩油储层中烃类流体流动性缺乏依据。

（2）Tmax值能够定性判断页岩油储层中烃类流体流动性。页岩油最大的特点是原地成藏或微运移成藏, 有机质在高温高压环境下生成的烃类物质经过运移后残留在页岩储集空间中的烃类物质就是页岩油气的勘探对象。有机质成熟度不同, 生成的烃类物质不同, 从低成熟度到高成熟度, 生成的烃类物质依次为未成熟油、低成熟重质油、成熟中质油、高成熟轻质油、凝析油、湿气、干气, 有机质成熟度越高, 生成的烃类物质分子越小, 流动性越好。对比不同凹陷不同地层的镜质体反射率Ro与气油比、原油密度数值发现, 总体上有机质成熟度从低到高（即Ro由低到高）、气油比由低到高, 原油密度由高到低。

国内研究人员对不同有机质成熟度下生成的烃类物质类型进行了深入研究, 通过实验分析确定了不同有机质成熟度下生成烃物质类型, 并据此编制了评价标准。国内地质研究人员判断有机质成熟度习惯使用Ro, 而录井现场不具备Ro分析条件, 同时Ro分析周期较长, 因此应用Ro分析数据不能满足现场快速解释评价的需要。虽然现场录井没有Ro分析数据, 但通过岩石热解录井可以获得Tmax值, 这为现场快速判断有机质成熟度提供了新的条件, SY/T 5735-1995 《陆相烃源岩地球化学评价方法》提供不同有机质成熟度的Tmax值参数对应生成的烃物质类型。与Ro相似, Tmax值越高, 有机质成熟度越高, 生成的烃类物质分子量越小, 流动性越好; Tmax值从低于350℃到高于580℃, 生成的烃类物质由未成熟油到干气。因此, 可以利用Tmax定性判断页岩油储层中烃类流体流动性。

（3）利用岩石热解录井资料预测原油密度、粘度。国内录井界对利用录井资料预测原油密度进行了长期的探索, 并取得了较多研究成果。应用岩石热解录井资料预测原油密度、粘度研究较为深入, 从早期单录井参数（单参数比值）回归预测原油密度、粘度到多元回归预测原油密度、粘度, 预测结果可信度不断提高。

姬建飞等[12]对岩石热解录井分析数据及其比值进行归一化处理后形成数据样本集, 运用多元线性回归分析, 对实测地层原油密度进行拟合分析, 将每个实际值与其拟合值进行对比分析得到拟合度相关评价参数, 实现对回归方程和其相关系数的显著性检验, 检验合格后得到最终回归模型; 运用已建立的地化热解原油密度预测多元线性回归模型对莱州湾凹陷4口预探井共计6个层段进行原油密度预测, 预测结果与实测结果误差均小于0.01 g/cm3。王海涛等[13]将岩石热解录井分析数据及其比值选择最小二乘数据算法进行多元线性回归, 最终拟合原油密度、粘度多元线性回归方程, 应用回归方程计算预测原油密度、粘度, 其预测结果与实测数据相对误差较小, 绝对系数r2均达到0.81以上。

利用岩石热解录井资料预测原油密度、粘度取得的新进展为判断页岩油储层中烃类流体流动性提供了一种新的途径。由于与砂岩储层相比, 页岩油储层岩石热解录井分析数值中S2影响因素较多, 利用公式预测的原油密度、粘度与实际原油密度、粘度存在一定差异, 但与岩石热解录井Tmax值相结合, 能够相对准确地预测原油密度、粘度。综上所述, 在录井评价页岩油储层参数中, 岩石热解录井Tmax值与利用岩石热解录井参数及其比值预测原油密度、粘度所得原油参数值都是重要的评价参数。

1.2.3 储集性评价参数的选择

影响页岩油储层储集性的主要因素包括岩相、裂缝发育、孔隙度等方面。

（1）岩相。相关研究表明, 无夹层泥页岩段容易获得工业油气流的岩相是纹层状泥质灰岩或灰质泥岩相[14, 15], 纹层状泥页岩发育灰质或砂质条纹, 微裂缝发育, 增加了页岩油的储存空间, 改善了岩石渗透性。纹层状页岩脆性含量高, 有利于页岩油储层压裂改造; 块状页岩不利于压裂改造、不利于油气储集, 为最差的岩相; 层状页岩居于两者之间。页岩油储层岩相评价主要是通过观察岩心、岩心成像资料, 在显微镜下观察岩心岩屑样品等方法进行。

（2）裂缝。裂缝包括上覆地层载荷压应力形成的微裂缝、盆地抬升时形成的层间显微裂缝以及构造应力下岩石破裂产生的裂缝等。裂缝本身可以作为储集空间, 还能串通岩石孔隙, 提高流体渗流能力。裂缝提供的储集空间有限, 但页岩油储层岩性致密, 孔隙之间渗流能力极差, 需要通过大型压裂造缝来提高渗流能力, 因此岩层自身存在的裂缝在改善储层的渗透率方面起着不可替代的作用。裂缝越发育, 页岩油储层物性越好, 产出油气能力越强, 因此裂缝在页岩油储层评价中是一个重要参数。页岩油储层裂缝评价主要通过观察岩心、岩心成像资料进行。由于钻遇裂缝时钻时下降、气测会出现明显异常, 利用钻时、气测曲线也可以在一定程度上辅助判断裂缝发育井段、裂缝发育程度。

（3）孔隙度。不论是常规油气还是致密油气、页岩油气勘探开发, 孔隙度都是非常重要的评价参数, 也是录井评价页岩油储层非常重要的参数。录井测量孔隙度最直接的方法是多维核磁共振录井, 但受钻头冲击破坏的影响, 采用岩屑样品分析所得孔隙度数值严重失真, 因此通常只分析岩心样品。由于钻井取心量极少, 导致大部分井、井段没有核磁共振孔隙度资料。

国内在致密砂岩、页岩油气录井过程中, 发现气测值与地层孔隙度具有良好的相关性。AP 2HF井是一口长水平段非常规水平井, 该井水平段岩性基本一致, 但气测全烃相差明显, 对比全烃曲线与测井曲线, 发现气测全烃曲线与声波时差曲线、孔隙度曲线也具有极好的相关性：高声波时差、高孔隙度的井段对应气测全烃曲线高值; 反之, 低声波时差、低孔隙度的井段对应气测全烃曲线低值。也就是说, 在岩性一致的情况下, 物性对气测全烃值起决定性作用, 因此可以利用气测全烃曲线判断水平段不同井段地层物性相对好坏。AP 2HF井完井后进行大型压裂, 在同样压力下, 孔隙度大于3%的井段可压性较强, 而孔隙度小于3%的井段可压性极差, 地层不破裂。对比气测全烃曲线与孔隙度曲线, 孔隙度大于3%的井段气测全烃异常明显, 孔隙度小于3%的井段气测全烃异常不明显或呈基值。

侯力虎等[16]通过研究录井气测的影响因素提出了气测值的校正方法, 并在此基础上建立气测指数计算函数。通过对比录井气测指数与核磁共振测井可动孔隙度, 发现两者具有良好的线性关系, 通过回归建立了气测指数与核磁共振测井可动孔隙度的关系函数, 并建立相应的页岩油储层气测指数识别标准, 气测指数越高物性越好。

综上所述, 在录井评价页岩油储层参数中, 岩相、裂缝发育、气测曲线、钻时曲线、岩心多维核磁共振孔隙度、随钻气测录井气测指数是评价储层储集性的重要参数。

1.2.4 可压性评价参数的选择

页岩油储层一般具有低孔、低渗的特性, 通常采用“ 长水平段+大型分级压裂” 的井筒技术来提高产能, 岩石的可压性是影响勘探开发效益的重要因素。在区域地质条件确定以后, 储层的可压性是决定产能的一个重要因素。评价可压性的指标通常采用杨氏模量、泊松比、脆性矿物含量3个参数。目前录井缺乏计算杨氏模量的技术手段, 但脆性矿物含量可以通过XRD或XRF录井获得, 因此应用脆性矿物含量判断页岩油储层可压性是录井的优势所在。

在勘探开发实践中也证实脆性矿物的差异导致压裂后页岩油储层产出能力存在差异。例如：BYHF 1、BY 2HF井是相邻的两口非常规水平井, BY 2HF井压裂后水平段平均每米产油量是BYHF 1井的145.7%, 实际产油量相差悬殊。两口井构造背景相似, 目的层层位完全一致, 从BYHF 1井水平段与BY 2HF井水平段评价参数数据对比来看（表1）, 两口井TOC、物性、原油密度等参数相近, 两井的差异主要是岩性的差异, 由此导致脆性矿物含量、黏土矿物含量的差异和地层可压性的差异, 进而导致平均每米产油量的差异。国内页岩油钻探实践也证实, 云灰质、长英质页岩较其他岩性具有更好的可压性, 因此部分凹陷采用云灰质含量代替脆性矿物含量评价页岩油储层的可压性。

表1 BYHF 1井水平段与BY 2HF井水平段评价参数数据对比
2 页岩油储层评价参数体系的建立

虽然上文所述页岩油储层评价参数都是不可或缺的, 但不同参数类型对页岩油储层产出能力影响是有差异的, 各参数类型赋予权重也应有差异。

部分参数虽然对产出能力很重要, 但由于影响因素很多, 定量化困难, 其权重也较低。如地层流体压力, 该参数是很重要的参数, 录井主要是通过气测、槽池面油花气泡观察、钻井液参数来判断流体压力, 而表2中页岩油储层录井评价参数表中评价流体压力的各参数受钻井液密度、粘度影响很大, 只能采用定性描述的方式来叙述, 同时当密度过高时, 所有反映流体压力的参数都没有变化, 容易导致判断失误, 因此赋予权重较小。

表2 页岩油储层录井评价参数
2.1 参数权重

在参考国内部分页岩油取得突破区块评价经验的基础上, 考虑各参数受其他因素影响程度确定权重。定量化程度高、受外在因素影响较小的参数赋予权重较高, 例如：同为反映页岩油储层含油性的岩石热解录井S1值和气测全烃净增值, 由于S1为定量化分析参数, 且不受钻井液密度的影响, 其权重高, 而气测全烃净增值受钻井液密度、钻时影响较大, 因此权重较小。

2.2 赋值区间

主要参考国内部分页岩油取得突破区块评价经验, 同时考虑各参数之间相互关系确定不同参数的赋值空间。Ⅰ 级是最好的页岩油储层, 在各取得突破区块中, 该级页岩油储层均是米产量高的层段; Ⅲ 级是差的页岩油储层, 该级页岩油储层含油性差、页岩中烃类流体流动性差、流体压力低、物性差、压裂改造效果差; Ⅱ 级居于两者之间。

2.3 地质工程参数

页岩油储层物性差, 均需进行大型压裂改造才能获得商业价值的油流, 其地质评价参数指标再好, 如果储层可改造性差, 也缺乏经济价值; 同样, 地层不含油气, 地层可压性再好, 也没有意义。因此, 在建立页岩油储层评价参数体系时, 坚持地质与工程参数并重的理念, 在地质与工程甜点双分开, 权重各为1.00的基础上, 考虑各参数再评价权重。

2.4 气测录井资料应用

基于多种因素, 部分井只进行常规地质录井与气测录井, 这种情况下, 应用好气测录井资料在页岩油储层评价中至为重要。

如上文所述, 气测录井参数值受地层含油性、孔隙流体压力、孔隙度等多重因素影响, 但是它最能直接反映地层含油性, 因此将气测全烃净增值作为页岩油含油性评价指标, 将气测后效、“ 单根峰” 作为反映流体压力的指标。在物性方面, 则通过气测分析值和比值回归为孔隙度进行评价, 或者直接利用气测指数进行评价。气测指数计算方法及评价区间可参阅侯力虎等[16]撰写的《基于录井资料的页岩油随钻储集层评价技术》一文, 这里不予赘述。

2.5 评价参数体系

各参数类型、参数及权重如表2所示, 其中Ⅰ 级、Ⅱ 级、Ⅲ 级各参数划分区间是参考部分区块实践经验所得, 可能不适用于其他区块, 只供参考。

3 结论与建议

（1）烃源岩评价与页岩油储层评价虽有一定联系与相似之处, 但是烃源岩评价的是烃源岩的生烃能力评价, 关注的是排出烃源岩的烃类物质量; 页岩油储层评价的是蕴藏页岩油储集岩孔缝中的液态烃评价, 关注的是残留在页岩油储层的烃类物质量。所以, 不能将页岩油储层评价等同于烃源岩评价, 不能完全照搬评价烃源岩的方法用于评价页岩油储层。

（2）TOC与页岩油产量、页岩油储层中液态烃含量均缺乏相关性, 采用TOC评价页岩油储层含油性缺乏实际价值。建议采用岩石热解录井中反映液态烃含量的S1代替TOC评价页岩油储层含油性。

（3）有机质成熟度不同, 生成的烃类物质构成不同, 分子量不同, 油质不同。页岩油具源储一体或微运移成藏的特点, 决定其生成烃类物质构成就是储集烃类物质构成。因此, 可以用有机质成熟度来判断页岩油油质。

（4）气测录井资料是储层含油气性、物性、地层能量等多种因素的综合反映, 因此是页岩油储层评价中不可或缺的资料。

（5）脆性矿物含量是评价页岩油储层可压性的重要资料, 近年来页岩油取得突破地区的实践经验证实, 云灰质、长英质页岩较其他岩性具有更好的可压性, 建议在判断地层可压性时要重视岩性。

(编辑 李特)

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