岩矿扫描录井技术在鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层评价中的应用
[郭亚非①, ② 
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引用本文
郭亚非. 岩矿扫描录井技术在鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层评价中的应用[J]. 录井工程, 2025,36(4): 103-112.
GUO Yafei. Application of rock-mineral scanning logging technology in shale oil reservoir evaluation of Chang 7 Member in Ordos Basin[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(4): 103-112.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.04.016
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GUO Yafei. Application of rock-mineral scanning logging technology in shale oil reservoir evaluation of Chang 7 Member in Ordos Basin[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(4): 103-112.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.04.016
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岩矿扫描录井技术在鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层评价中的应用
作者简介：郭亚非 工程师,1989年生,2014年毕业于长江大学资源勘查工程专业,现在中国石油长城钻探录井公司从事石油地质综合研究工作。通信地址：124010 辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街77号。E-mail：guoyf.gwdc@cnpc.com.cn
摘要
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造带长7段页岩油储层岩性复杂多样,储层的孔隙度、渗透率等物性参数变化范围大,各类矿物在储层中的含量与分布也呈现出显著差异。为了实现长7段页岩油储层精准评价,为后续勘探开发决策提供坚实依据,现场引入了岩矿扫描录井技术。通过分析同一区块多口井的岩矿扫描数据,建立了长7段页岩油储层综合品质计算方法和页岩油储层“四性”综合评价标准,并在多个关键领域取得了显著应用成效：在微观储层物性定量分析方面,可定量表征储层的孔隙结构和流体分布,为产能评估提供更准确的数据支持;在岩石力学性质精细分析方面,可准确掌握岩石的力学特性,有助于压裂施工方案优化;在水平井地质导向井眼轨迹及时优化方面,可为钻井作业提供及时、准确的地质信息,显著提高钻井效率和成功率;在甜点区预测与评价中,通过对多参数的综合分析,可精准识别高效开发潜力区域;在压裂方案个性化设计方面,可依据不同储层段的特性,定制化设计压裂方案,显著提升压裂效果。以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡H 701井的应用为例,验证了岩矿扫描录井技术在页岩油储层评价中的良好适用性,不仅为其他类似盆地或地区的页岩油储层评价积累了宝贵经验,也为更广泛的非常规能源储层评价提供了重要借鉴。
关键词:
岩矿扫描录井; 储层评价; 地质导向; 页岩油; 甜点; 压裂方案; 鄂尔多斯盆地; 长7段
中图分类号:TE132.1
文献标志码:A
Application of rock-mineral scanning logging technology in shale oil reservoir evaluation of Chang 7 Member in Ordos Basin
Abstract
The Chang 7 Member shale oil reservoirs in the Yishaan Slope structural belt of the Ordos Basin exhibits complex and diverse lithologies. Reservoir properties such as porosity and permeability vary significantly,while the content and distribution of various minerals within the reservoirs also show marked differences. To achieve precise evaluation of the Chang 7 Member shale oil reservoirs and provide a solid foundation for subsequent exploration and development decisions,rock-mineral scanning logging technology was introduced to the field. By analyzing scanning data from multiple wells within the same block,this study established a comprehensive quality computing method and comprehensive evaluation criteria for the four properties of the Chang 7 Member shale oil reservoirs,achieving significant application results in several key areas. In quantitative micro-reservoir physical property analysis,it enables precise characterization of pore structure and fluid distribution,providing more accurate data support for productivity assessment. In detailed rock mechanics analysis,it accurately captures mechanical properties,aiding in optimizing fracturing schemes. For real-time optimization of horizontal well geosteering trajectories,it delivers timely and precise geological information to drilling operations,significantly enhancing drilling efficiency and success rates. In sweet spot prediction and evaluation,comprehensive analysis on multi-parameter enables precise identification of high-potential development zones. For personalized fracturing design,customized fracturing plans tailored to distinct reservoir characteristics significantly enhance fracturing effectiveness. Taking the application at Well H 701 in the Yishaan Slope of the Ordos Basin as an example,this paper validates the excellent applicability of rock-mineral scanning logging technology in shale oil reservoir evaluation. This not only accumulates valuable experience for shale oil reservoir evaluation in other similar basins or regions but also provides important reference for broader unconventional energy reservoir evaluation.
Keyword:
rock-mineral scanning logging; reservoir evaluation; geosteering; shale oil; sweet spot; fracturing scheme; Ordos Basin; Chang 7 Member
0 引言
2025年1月1日起施行的《中华人民共和国能源法》明确规定, 要采取多种措施, 加大石油、天然气资源勘探开发力度, 鼓励规模化开发致密油气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气资源[1]。在“ 十四五” 期间, 中国石油对非常规油气资源勘探开发进行了战略布局。鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造带延长组7段（简称长7段）富含页岩油资源, 为长庆油田持续发展的关键战略接替领域[2]。
鄂尔多斯盆地长7段发育半深湖-深湖亚相沉积体系, 岩性组合以黑色页岩、暗色泥岩为主, 局部夹粉砂岩或砂岩, 其中黑色页岩平均厚度16 m, 最大厚度60 m, 分布面积达4.3× 104 km2[3]。长7段夹层型页岩油储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主, 页岩油主要赋存于细砂岩与粉砂岩的粒间孔、溶蚀孔及矿物表面[4]。由于页岩油储层非均质性较强, 矿物含量与分布差异大, 物性参数（孔隙度、渗透率）离散度高[5], 传统测录井手段难以满足储层评价的需要。
为了完善该区域岩性、物性、岩石力学等特征体系研究, 支撑后期勘探开发, 现场引入岩矿扫描录井技术[6]。岩矿扫描录井技术作为油气勘探开发领域的关键技术之一, 凭借其对岩屑或岩心样品的自动面扫分析, 定量获取元素、矿物、裂缝密度、孔隙度、孔隙结构等参数的能力, 在多个方面展现出重要应用价值。此次选取合水-正宁地区8口井岩屑、岩心样品进行岩矿扫描录井技术分析, 开展区块的页岩油储层岩性、物性、岩石力学响应特征研究, 建立合水-正宁地区长7段页岩油储层综合品质计算方法和页岩油储层“ 四性” 综合评价标准[7]。以该地区H 701水平井为例, 基于所构建的计算方法与评价标准, 在钻井过程中及时优化水平井地质导向, 完成页岩油水平井储层甜点评价以及压裂方案个性化设计, 提高了H 701井甜点钻遇率, 增强了压裂效果, 试油取得高产。通过岩矿扫描录井技术的应用, 在鄂尔多斯盆地长7段页岩油勘探开发方面取得了创新成果, 在岩石矿物定量解析、微观储层物性定量分析、岩石力学性质精细分析、水平井地质导向实时优化、甜点区预测与评价、压裂方案个性化设计等方面取得了突破, 为该区块下一步大规模部署水平井、开发井提供了技术支撑。
1 岩矿扫描录井技术
岩矿扫描录井技术以扫描电子显微镜和伽马能谱仪为硬件核心, 配套专用分析软件及矿物元素数据库, 可部署于井场或后方实验室。通过分析岩屑或岩心切片能够近实时快速自动获取储层定量测量结果, 包括矿物成分、元素、岩性、孔隙度及孔隙结构, 以及岩石脆性、杨氏模量、破裂压力等岩石力学参数, 可以准确地反演出岩石物理和力学特征, 主要应用于储层岩性和物性的实时识别[8, 9, 10]、水平井地质导向、甜点识别、压裂选层与分段优化, 以及钻完井后期的地质、物探、测井解释等工作。
2 岩矿扫描录井技术储层特征分析
2.1 岩性分析
岩矿扫描录井技术可识别近50种元素和100余种常见矿物（含25种主要造岩矿物）, 获取定量数据与显微图像数据。应用岩矿扫描录井技术对合水-正宁地区8口井岩屑、岩心样品进行矿物分析, 部分井的图像和数据如图1、表1所示。
 | 图1 合水-正宁地区长7段矿物成分假色图 |
 | 表1 H 705井长7段岩屑、岩心样品矿物成分数据 |
基于矿物组分特征, 结合测井曲线、岩心观察及综合解释成果, 依据矿物组分定量划分标准, 可将长7段页岩油储层划分为高硅质段、高黏土质段及硅质黏土质混合段（表2）。高硅质段以石英、长石等硅质矿物等为主, 硅质矿物总含量大于55%, 黏土矿物主要以胶结物的形式存在, 含少量碳酸盐岩, 岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩, 岩相分类好。高黏土质段主要为伊蒙混层, 其次为绿泥石、伊利石、高岭石, 黏土矿物总含量大于50%, 岩性主要为深灰色泥岩、灰黑色碳质泥岩, 岩相分类差。硅质黏土质混合段硅质矿物总含量40%~60%, 且黏土矿物总含量小于50%, 岩性主要为泥质粉砂岩, 岩相分类中等。
| 表2 合水-正宁地区长7段矿物成分分析及岩相分类 |
2.2 物性分析
岩矿扫描录井技术借助图像识别算法, 对岩屑样品进行微观扫描分析, 可自动统计裂缝发育数量, 并获取视孔隙度等物性参数, 这些物性参数涵盖孔隙结构参数（孔隙度、孔隙大小、孔隙分布、孔隙形状、裂缝数）及岩石物理衍生参数（密度、声波时差）。应用该技术可直接观测微纳米级孔隙, 定量分析微观储层物性, 从而实现孔隙描述由间接计算到直接观测进行定量分析的转变。
通过分析合水-正宁地区8 口井岩屑、岩心样品, 针对储层物性数据得出以下结论：孔隙度平均值为6.42%, 密度平均值为2.54 g/cm3, 裂缝数平均值为657 条/cm2。其中：物性好的储层（孔隙度> 6.8%、密度< 2.51 g/cm3）占比31%; 物性中等的储层（孔隙度5.8%~6.8%、密度2.51~2.54 g/cm3）占比37%; 物性差的储层（孔隙度< 5.8%、密度> 2.54 g/cm3）占比32%。基于上述储层物性分析结果, 结合岩矿扫描物性分析BES成像图（图2）以及孔隙度、密度等分析数据, 建立了合水-正宁地区长7段岩屑、岩心样品物性评价标准（表3）。
 | 图2 合水-正宁地区长7段岩屑样品岩矿扫描物性分析BES成像图 |
| 表3 合水-正宁地区长7段岩屑、岩心样品物性评价标准 |
2.3 岩石力学性质分析
在鄂尔多斯盆地合水-正宁地区页岩油储层开发中, 岩石力学属性是非常规储层压裂设计和分段分簇的重要参数依据[11], 通过岩矿扫描录井技术对岩心、岩屑进行分析, 可精准获取脆性指数[12]、泊松比、杨氏模量等岩石力学参数。分析合水-正宁地区岩屑、岩心样品岩石力学数据得出：脆性指数分布范围为29.61~75.82, 平均值56.66; 泊松比分布范围为0.18~0.24, 平均值0.21; 杨氏模量分布范围为29.59~48.73 GPa, 平均值40.39 GPa; 破裂压力分布范围为31.80~44.86 MPa, 平均值35.84 MPa。基于岩矿扫描分析获取的岩石力学数据, 综合考虑研究区储层地质特征和压裂工程需求, 制定了合水-正宁地区岩屑、岩心样品岩石力学评价标准（表4）。
| 表4 合水-正宁地区岩屑、岩心样品岩石力学评价标准 |
3 页岩油储层综合品质计算方法与评价标准
针对页岩油储层评价中多参数与产量关系复杂、主控因素难以明确的问题, 为精准筛选关键评价指标, 收集合水-正宁地区8口井的录井及试油资料, 通过数学方法对数据进行分析整理。
基于岩矿扫描录井技术获取的储层岩性、物性、岩石力学性质数据, 结合气测、地化、轻烃分析得到的含油性数据, 组成储层评价的“ 四性” 体系[13]。针对储层各特性, 采用灰色关联法筛选敏感参数。
3.1 基于灰色关联的敏感性参数筛选
通过灰色关联分析法计算各评价参数与试油产量数据的关联度, 筛选出与产量相关的高敏感性评价参数[14], 相关计算过程如下。
3.1.1 确定参考序列和比较序列
Y={y（k）},
式中：Y为试油产量（参考序列）, m3/d;
3.1.2 数据标准化（无量纲化）
采用均值化法消除量纲影响。通过将原始数据y（k）、xi（k）分别除以各自序列的均值, 消除量纲影响。
式中：
3.1.3 计算关联系数
$\begin{array}{l} \xi_{i}(k)= \\ \frac{\min _{i} \min _{k}\left|y^{\prime}(k)-x_{i}^{\prime}(k)\right|+\rho \max _{i} \max _{k}\left|y^{\prime}(k)-x_{i}^{\prime}(k)\right|}{\left|y^{\prime}(k)-x_{i}^{\prime}(k)\right|+\rho \max _{i} \max _{k}\left|y^{\prime}(k)-x_{i}^{\prime}(k)\right|} \end{array}$（7）
式中：
3.1.4 计算关联度
通过对关联系数在n个数据点上进行求和并取平均值, 得到第i个评价参数与试油产量的关联度
3.1.5 敏感性参数优选
按关联度从大到小排序, 筛选
基于“ 四性” 敏感参数拟合得到综合品质指数, 并建立页岩油储层综合评价标准。以岩石物性为例, 对孔隙度、裂缝数计算关联度, 结果分别为0.691 7、0.552 3, 故选对试油产量影响更高的孔隙度为物性敏感参数。经计算, 筛选出储层评价的“ 四性” 敏感性参数, 具体包括：岩性（硅质含量）、物性（孔隙度）、含油性（气测全烃、地化S1、轻烃丰度）及岩石力学性质（脆性指数、破裂压力、杨氏模量、泊松比）, 共9个参数进行储层综合评价[15]。
3.2 基于主成分分析法的权重系数计算
对筛选出的敏感评价参数, 利用主成分分析法（PCA）计算权重, 再将多个指标浓缩成为几个彼此不相关的概括性指标（主成分）, 从而达到降维的目的, 以主成分方差贡献率为权重赋值依据, 该方法具有客观性[16]。应用主成分分析法计算各评价参数的权重系数, 进而建立合水-正宁地区长7段页岩油储层综合品质指数标准, 解决了多参数综合评价存在多解性的难题, 为压裂选层提供了重要的参考依据[17]。主成分分析法计算各评价参数权重系数的相关计算过程及结果如下。
设m为原始参数个数, F1为第一个主成分, F2为第二个主成分, 依此类推, Fg为第g个主成分。主成分分析法就是选取尽量少的p个主成分（1≤ p< m）来进行综合评价, 同时还要使损失的信息量尽可能少。p值由累计方差贡献率（A）决定：
A=
式中：
利用该式通过计算累计方差贡献率来确定选取的主成分是否能够充分代表原始数据的信息。
先计算每一个主成分的线性加权值（
式中：
再对p个主成分进行加权求和, 权值为每个主成分的方差贡献率
式中：Wn为第n个（n=1, 2, 3, ⋯, m）原始变量的综合权重系数, 其值越大, 表明该变量在储层评价中的重要性越高。
通过计算各参数的权重系数Wn, 可筛选出权重较高的参数作为关键评价指标。通常, 权重之和满足累计方差贡献率阈值（如80%）的参数, 可视为对储层品质影响显著的主控因素, 从而为建立合水-正宁地区长7段储层综合评价标准奠定了基础。
3.3 基于“ 四性” 体系的页岩油储层评价标准构建
采用灰色关联分析法筛选敏感性较高的评价参数, 利用SPSS数据分析软件, 运用主成分分析法计算各项参数的权重系数[18]。经计算, 硅质含量、孔隙度、气测全烃、地化S1、轻烃丰度、脆性指数、杨氏模量、泊松比、破裂压力的权重系数分别为0.15、0.15、0.15、0.15、0.1、0.1、0.05、0.05、0.1。在此基础上, 结合单个参数的阈值区间, 基于储层“ 四性” 评价体系, 构建页岩油储层评价的综合品质指数计算方法。在该方法中, 综合品质指数采用加权平均法计算, 即先将每个评价参数的权重系数与其标准化后的数值相乘, 再对所有参数的乘积求和得到综合品质指数。为了建立分类评价标准, 需依据该区块的地质认识及综合品质指数的统计分布特征, 为每类储层设定一个类别标准值, 代表不同储层类别在综合评价中的基准量化值, 油层、差油层、干层分别设定为0.8、0.5、0.2。最终建立了合水-正宁地区长7段页岩油储层“ 四性” 综合评价标准（表5）, 实现了水平段甜点的定量优选, 为试油压裂分段分簇等应用提供了数据支撑。
| 表5 合水-正宁地区长7段页岩油储层“ 四性” 综合评价标准 |
4 应用效果
将岩矿扫描录井技术应用于鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层评价, 通过储层“ 四性” （岩性、物性、含油性、岩石力学性）精细分析和综合品质分类标准构建, 实现了储层关键参数精准表征与高效评价。本文以H 701井为例, 从水平井轨迹优化、甜点区预测与评价及压裂方案设计等方面, 深入阐述该技术的现场应用效果。
4.1 水平井地质导向井轨迹及时优化
在水平井钻进过程中, 通过扫描电镜和能谱仪结合的全自动扫描分析, 能够及时获得地层岩性特征（矿物成分及含量）、物性参数（孔隙度、裂缝数、密度）及岩石力学性参数（脆性指数等）。通过岩性、物性、岩石力学性等多参数融合分析, 实现水平井地质导向井轨迹的多维度精准调控。例如当硅质下降、孔隙度下降、密度上升、脆性下降时, 就需要注意调整钻进方向, 使水平井段处于高硅质、高孔隙度、低密度、高脆性的储层“ 甜点” 区[19]。岩矿扫描录井技术指导水平井地质导向及时优化, 不仅可以提高水平段的钻遇率, 还可以多维度提高水平段钻遇储层的质量, 为后期压裂奠定地质工程基础。
在H 701井地质导向过程中, 引入岩矿扫描录井技术, 依据合水-正宁地区长7段页岩油储层“ 四性” 综合评价标准（表5）, 多参数多维度及时优化水平井地质导向。H 701井实钻水平段长1 081.00 m, 砂岩段钻遇率为93.29%, 其中Ⅰ 类储层钻遇率为37.60%, Ⅰ 类+Ⅱ 类储层钻遇率为72.39%。同区块已完钻的5 口水平井平均砂岩段钻遇率为82.15%, Ⅰ 类储层平均钻遇率为28.43%, Ⅰ 类+Ⅱ 类储层平均钻遇率为 61.27%, 与之相比, H 701井的各项指标均更优, 表明岩矿扫描录井技术辅助水平井地质导向实时优化效果显著。
4.2 水平井甜点区预测与评价
H 701井岩矿扫描岩性数据分析显示, H 701井长7段依据矿物组成划分为高硅质段、高黏土段及硅质黏土质混合段。受沉积环境影响, 该段页岩油储层岩相横向变化较大, 非均质性强, 黏土含量中等偏高, 砂体纵向上为砂泥岩互层发育, 横向上连续性一般, 对水平段施工造成显著影响。整体分析表明, 高硅质段主要集中在1 751.0~2 120.0 m和2 185.0~2 718.0 m, 两段平均硅质含量分别为54.69%、51.92%; 水平段末端钻遇高伽马值的灰黑色碳质泥岩, 有机质含量高。
从岩矿扫描的物性数据分析来看, H 701井长7段页岩油水平段储层整体较致密, 为特低渗-超低渗储层, 且水平段物性差异较大, 物性较好的井段集中在1 750.0~2 120.5 m和2 185.0~2 720.0 m。前段的平均孔隙度为6.94%、裂缝数为681 条/cm2、密度为2.52 g/cm3; 后段的平均孔隙度为6.59%、裂缝数为624 条/cm2、密度为2.53 g/cm3。可以看出, 1 750.0~2 120.5 m井段的整体物性更优。
岩矿扫描岩石力学性数据显示, 高可压性井段分别集中于1 750.0~2 120.0 m和2 185.0~2 720.0 m井段。前段的平均脆性指数61.09、杨氏模量42.21 GPa、泊松比0.20、破裂压力34.72 MPa; 后段的平均脆性指数60.36、杨氏模量42.19 GPa、泊松比0.20、破裂压力34.79 MPa。
依据合水-正宁地区长7段页岩油储层“ 四性” 综合评价标准进行评价, 可确定H 701井甜点区为1 750.0~2 120.0 m和2 185.0~2 720.0 m井段（主要为Ⅰ 类、Ⅱ 类储层）, 具备压裂改造优势（表6）。
| 表6 H 701井甜点区综合品质评价 |
4.3 水平井压裂方案设计
可压性是表征页岩储层可改造性的关键指标, 目前国内外页岩气储层可压性评价方法, 大多基于岩石力学实验数据及特殊测井解释成果[20]。岩矿扫描录井技术为压裂方案设计提供多维度精准指导, 可基于岩石力学参数完成甜点区筛选, 筛选出优质页岩储层作为压裂段, 并通过储层综合品质评价来完成压裂分段定簇。
通过岩矿扫描结合气测、地化、轻烃等录井技术进行H 701井的储层综合评价, 其结果为压裂分段定簇提供基础依据[21]。基于H 701井甜点区评价结果及储层地质特征, 以相似性分段、密切割多簇射孔为原则, 进行压裂方案设计。本井宜采用60.0~100.0 m为主导分段方式, 6.0~10.0 m为主导定簇方式：Ⅰ 类储层需强化改造, 簇间距6.0~7.0 m为宜; Ⅱ 类储层需充分改造, 簇间距8.0~10.0 m为宜; Ⅲ 类储层需适度改造, 簇间距10.0~12.0 m为宜。本井A点测深1 750.0 m, 人工井底测深2 720.0 m, 压裂总水平段长930.0 m（不含40.0 m高黏土段）, 共设计14 段压裂段（图3）, 平均段长约66.4 m, 每段设计簇点3~6簇, 总计65簇。
 | 图3 H 701井压裂分段设计 |
4.4 试油结果
H 701井试油层位为长7段, 压裂井段为1 750.0~2 720.0 m, 压裂后试油获日产油17.82 m³ , 目前累产原油963.95 m³ , 获得工业油流。岩矿扫描录井技术在该井成功应用, 在地质导向及时优化、甜点区预测与评价、压裂方案设计等方面取得了显著应用效果, 各项生产指标均优于邻井。
5 结论
（1）基于岩矿扫描录井技术得到的储层岩性、物性、岩石力学性, 结合气测、地化、轻烃分析得到的含油性, 组成储层评价的“ 四性” 。分析储层各特性评价的敏感参数（如岩石物性评价指标参数敏感度, 利用灰色关联的数学方法, 最终确定孔隙度为岩石物性的敏感参数）, 并且选取关联度较高的几个参数共同进行储层评价。
（2）岩矿扫描录井技术指导水平井地质导向及时优化, 不仅可以提高水平段的钻遇率, 还可以多维度提高水平段钻遇储层的质量, 为后期压裂奠定地质工程基础。
（3）岩矿扫描录井技术为压裂方案设计提供了多维度精准指导, 可基于“ 四性” 综合评价标准完成甜点区筛选, 筛选出优质页岩储层作为压裂段, 并通过储层综合品质评价来完成压裂分段定簇。
（编辑 唐艳军）
参考文献
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