陸相頁巖油錄井重點發展領域與技術體系構建

王志戰，杜煥福，李香美，牛 強

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 102206；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 102206；3.中石化經緯有限公司勝利錄井公司，山東東營 257064；4.煙臺生產力促進中心，山東煙臺 370602）

我國頁巖油資源豐富，是原油增儲上產的重要接替領域[1-2]。陸相頁巖油按成熟度分為中高成熟度和中低成熟度2 大類型：中高成熟度頁巖油分為源儲一體型、源儲分異型、純頁巖型[3]，我國已在準噶爾、渤海灣、鄂爾多斯、三塘湖、松遼和江漢等多個盆地取得突破[4]；中低成熟度頁巖則需要采取原位轉化技術才能獲得商業化開采[5]。陸相頁巖油的主要地質特征是發育淡水與咸水2 類烴源巖，有機質豐度均較高，但非均質性強；陸相頁巖油層系廣泛發育陸源碎屑巖、混積巖2 類儲集體；源儲一體，近源聚集，發育多個甜點段；頁巖油層系甜點段厚度不大，但甜點段平面分布范圍廣[3]。頁巖油儲層評價內容包括生烴品質、儲層品質、含油性、工程力學品質[6]，或儲集性、含油性、可動性、可壓性[7]。

錄井既是一項油氣勘探技術，也是一項石油工程技術，是地質工程一體化的紐帶，具有“多”（測量參數多）、“快”（分析速度快）、“好”（低風險）、“省”（低成本）的技術優勢[8-9]。謝廣龍[10]著重從油基鉆井液的角度探討了勝利油區頁巖油井的錄井技術系列；張麗艷等人[11]針對松遼盆地古龍凹陷的頁巖油，提出將氣測參數、巖性及巖心裂縫觀察、地化熱解參數、殘余碳分析、元素分析等多種錄井參數結合評價頁巖油；陳賀等人[12]針對大港油田的陸相頁巖油，提出將綜合錄井、三維定量熒光、地化錄井、元素錄井和隨鉆地質導向等錄井技術組合在一起解釋評價頁巖油；馬青春[13]針對冀東油田的頁巖油，提出利用X 射線熒光（XRF）元素錄井、X 射線衍射（XRD）礦物錄井、氣測錄井、三維定量熒光、巖石熱解和熱解氣相色譜等錄井技術綜合評價頁巖油；張文雅等人[14]針對饒陽凹陷頁巖油提出了“三類”（巖石類型、源儲組合類型、烴源巖類型）、“三性”（物性、含油性、脆性）錄井評價技術。目前，我國頁巖油的勘探開發處于起步階段，有些問題不明朗，錄井評價方法也尚未統一，這些研究不可避免地存在一定的不足：1）沒有針對頁巖油的地質特點與工程難點，考慮如何提高錄井采集的分辨率與精度，即沒有完全打破常規；2）所建錄井綜合評價方法的評價項目不全面、不統一，針對性不強；3）僅考慮了現有的錄井技術，沒有針對頁巖油勘探開發與鉆完井需求，提出需要重點發展的錄井技術及急需解決的錄井難題。為此，筆者結合陸相頁巖油的地質特征與隨鉆評價難點、工程需求、勘探開發最新進展，提出傅里葉變換紅外光譜、鉆井液核磁共振與巖樣T1-T2二維核磁共振、錄井巖石力學3 個重點發展方向，并在此基礎上，從針對性、有效性、經濟性的角度系統梳理、比對相應的錄井技術，建立了更加可靠與經濟的頁巖油錄井技術系列，以期指導和促進頁巖油生產實踐。

1 頁巖油錄井評價的主要內容

根據頁巖油的地質特點及工程需求，結合國標（GB/T 38 718—2020）規定[6]和當前流行的評價重點[7]，錄井評價的主要內容包括以下5 方面。

1.1 礦物組分定量分析與有利巖相隨鉆識別

礦物成分尤其是黏土礦物成分的準確分析，對于井壁穩定、壓裂選層具有重要的指導意義。目前，錄井進行礦物分析的方法有2 種：一種是定性方法，采用薄片鑒定或QemScan[15]技術分析；一種是半定量方法，利用X 射線衍射（XRD）技術分析全巖礦物，該方法通過解譜識別礦物，但由于每種礦物具有多個衍射峰，能識別的礦物有限，不同軟件、不同儀器給出的結果差異很大。

頁巖氣的巖相多是以成分含量來劃分，如硅質頁巖、鈣質頁巖、黏土質頁巖等[16]，而頁巖油的巖相則采用以構造為主的劃分方案，如紋層狀、層狀、塊狀等[17-18]。富有機質和灰質的紋層狀泥頁巖是頁巖油層系最有利的巖相，也是頁巖油勘探的目的層，是地質導向的追蹤層。錄井識別有利巖相的方法有2 種：一種是直接識別法，通過肉眼觀察巖心或薄片鑒定法識別；另一種是間接識別法，通過統計不同巖相成分的差異與規律，結合對有機質敏感的成分，通過礦物、元素建立三角端元圖版來識別。從時效性、經濟性的角度考慮，間接識別法更適用于對巖屑進行連續分析，并可據此跟蹤目的層進行地質導向。元素錄井需進一步提高檢測分辨率，尤其是要提高微量元素的檢測精度，以便更好地發揮其在沉積環境識別、參數求取、地質導向等方面的作用。

1.2 儲集性與含油性評價

儲集性決定了頁巖層系的儲油量。錄井評價孔隙度的方法有2 種：一種是利用QemScan 或RoqScan 技術測面孔率，但在制備巖樣過程中，會在一定程度上破壞面孔率，影響測量結果的準確性，尤其是伊/蒙混層或蒙脫石含量較高的巖樣。另一種是采用低場核磁共振技術測孔隙度，由于頁巖油儲層非常致密，首先需要提高孔喉尺度分辨率，采用較小的回波間隔（≤0.1 ms）[19]；其次是要提高信噪比，采用磁場強度較高的儀器，并提高采集次數，在此基礎上，通過按不同的截止值進行譜圖分割，實現孔隙度的精細評價，如黏土束縛孔隙度、毛管束縛孔隙度、可動孔隙度、有效孔隙度、微孔孔隙度、中孔或介孔孔隙度、宏孔或大孔孔隙度等[20]。

錄井的主要目的是尋找油氣，因此評價巖樣含油性的方法有多種，如熒光法（三維定量熒光法、熒光薄片法（顯微熒光法））和熱解法。熱解法是通過巖石熱解參數評價含油量，如成熟度、S1、TOC 等[7]。熒光法和熱解法需要粉碎巖樣或制成巖片，這樣會導致輕組分損失，影響測量精度。同時，油基鉆井液也會對測量結果造成嚴重影響。評價巖樣含油性最有效的方法是核磁共振法，但由于頁巖油儲層非常致密，無法采用弛豫試劑浸泡樣品的方法測定含油飽和度，需要采用二維核磁共振法測量，而D-T2二維核磁共振的孔喉尺度分辨率及檢測精度相對較低[21-22]，因此采用T1-T2二維核磁共振評價頁巖油儲層的含油性成為研究的熱點，但磁場強度、回波間隔、探頭直徑、采集參數、反演算法等都會對測量結果產生影響，因此不同學者建立的模型不盡統一，實測結果與理想化的解釋圖版差異較大[23-29]，相應組分需要進一步驗證。

1.3 可動性評價

可動性指的是原油的可流動性，由孔喉結構或滲透率、氣油比或原油密度（黏度）、孔隙壓力、可動油飽和度共同決定。通過核磁共振T2譜可以準確評價孔隙結構，但核磁共振的Coates 和SDR 等滲透率模型是基于達西滲流建立的，缺乏方向性，不適用于非達西滲流的非常規儲層。錄井計算氣油比的有效方法是通過氣測各組分的含量[30]，核心是定量脫氣，組分檢測精度高。錄井計算原油密度的方法有多種，如定量熒光的油性指數、核磁共振的弛豫時間等。采用定量熒光法計算原油密度，需要粉碎樣品，但在粉碎過程中會損失輕烴組分，導致原油密度的計算結果不夠準確。核磁共振的弛豫時間（T2，T2的幾何平均，T2/T1等）對原油密度或黏度最為靈敏，但需要測量自由流體，在受限狀態下難以準確定量，因此通過巖樣分析，難以準確評價原油的性質。頁巖油屬于滯留烴原位或短距離運移后成藏，孔隙壓力的主要成因機制是生烴作用與欠壓實，建立模型時要兼顧孔隙體積的變化與孔隙流體體積的變化。可動油飽和度可根據T1-T2譜計算。

1.4 可壓性評價

地層的可壓性可以用裂縫發育程度、脆性（脆性指數或脆性礦物含量）和應力差3 個參數表征。對于裂縫發育程度，錄井最直接最有效的方法是觀察巖心或通過掃描巖心進行統計分析，其次是可以通過鉆井參數間接判斷，如井漏時的鉆井液流量曲線形態；根據功指數判斷裂縫發育程度缺乏說服力，因為孔洞發育帶，功指數也呈下降趨勢。脆性缺乏明確的定義，目前，錄井評價脆性的方法主要有2 種：一是通過XRD 統計或通過XRF 計算脆性礦物的含量[31]；二是通過巖屑聲波技術，根據楊氏模量和泊松比計算[32]。對于應力差（最大水平主應力與最小水平主應力之差），錄井可以在準確評價孔隙壓力與破裂壓力的基礎上，根據圖1 和文獻[33-37]中的計算模型求取。

圖1 地層壓力與地應力之間的關系Fig.1 Relationship between formation pressure and geostress

2 頁巖油錄井重點發展領域

一項技術、一個參數往往可以用于多個內容的評價。根據頁巖油鉆探需求與錄井難點，頁巖油錄井采集與評價的重點是技術的有效性、參數的代表性、模型的先進性，發展方向是提質（數據質量、成圖質量、報告質量）、提速（分析的及時性）、提率（分辨率、發現率、符合率）和提效（通過優化錄井技術系列、智能化錄井、多源信息同步錄井等手段，實現降本增效）。綜合錄井技術現狀及頁巖油的評價重點，應該從以下3 個領域實現突破或加快成果轉化。

2.1 漫反射傅里葉變換紅外光譜技術

漫反射傅里葉變換紅外光譜（DRIFTS）技術[38-39]是斯倫貝謝公司所采用的一項重要技術，國內錄井還沒有引入。該技術的優勢表現在3 方面：1）定量分析礦物含量，并能確定黏土礦物類型，準確評價脆性；2）直接測量干酪根，根據譜圖確定干酪根的類型，并在此基礎上，給出干酪根密度、基質密度、TOC 等參數；3）評價成熟度，根據圖版確定鏡質體反射率（Ro）。可見，該技術彌補了現有錄井技術的3 大不足：礦物定量分析精度低，不能直接測量干酪根，無法確定鏡質體反射率。當然，該技術也有不足，就是需要根據不同測量目的進行分類標定，如主要礦物分析、黏土礦物分析、干酪根分析等。

2.2 高分辨率與高信噪比核磁共振技術

頁巖油核磁共振的測量對象是鉆井液和巖樣（巖心、巖屑）。地層的含油量由鉆井液的含油量與巖屑的含油量組成。

利用核磁共振測量鉆井液含油量的目的，是識別與評價地層的含油量或含油率、原油密度或黏度，其必要性體現在2 方面：1）PDC 鉆頭導致巖屑的含油量大幅度降低，通過巖屑檢測地層的含油性失去了物質基礎，原因是巖石破碎后增大了其與鉆井液的接觸面積，孔隙中的原油大部分進入了鉆井液；2）中高成熟度的頁巖油多為凝析油—揮發性油，在物質分離（鉆井液脫氣、巖樣粉碎）過程中揮發嚴重，導致常規錄井方法的測量結果失真。采用核磁共振測量的原因是其具有3 大優勢：1）無需進行物質分離，可直接識別油、水，常用的方法有一維譜（T2）、二維譜（D-T2、T1-T2）等；2）一種純流體只有一個弛豫峰；3）弛豫時間對油質非常敏感。利用核磁共振測量鉆井液含油量也存在3 個難點：1）鉆井液中含油率較低，對核磁共振測量儀的檢測下限與信噪比提出了嚴峻挑戰，原因是致密儲層的含油量本來就不高，在大排量鉆進時，鉆井液中地層油的量更少；2）油基鉆井液條件下判識地層油的難度大，原因是油基鉆井液是以油為連續相的油包水體系，地層油進入鉆井液后與基礎油混溶，背景值較高，目標值與其不在一個數量級上，不能根據T2譜上是否出現新峰來識別地層油；3）實現在線測量的難度較大，人工取樣的勞動強度較大，及時性也難以滿足需求，需要進行在線測量，而在線測量對鉆井液自動進樣與管路自清潔、核磁共振傳感器的體積與性能、復雜環境下電路的穩定性與靈敏度提出了較高要求。筆者的研究團隊經過持續攻關，研發了鉆井液含油性核磁共振在線錄井儀，實現了“油中油”的準確判識，建立了油基鉆井液中地層含油量的一維、二維核磁共振評價模型與原油密度評價模型[40-42]。

T1-T2二維核磁共振無需對樣品進行處理，通過一次測量就能實現頁巖油儲層多組分的識別與飽和度的評價，并能評價儲層的物性。Li Jinbu 等人[23]建立了21.36 MHz 核磁共振儀的T1-T2解釋圖版，利用該圖版能夠識別干酪根、吸附水、結構水、可動水、吸附油、可動油，但信號區域存在相互疊加情況。Marc Fleury 等人[24]建立了2 MHz 核磁共振儀的解釋圖版，利用該圖版能識別黏土中的氫氧根和干酪根、黏土及粒間孔中的水、多孔介質中的烴類。Ravinath Kausik 等人[27]利用2 MHz 核磁共振儀的T1-T2解釋模型分析測量結果，認為干酪根在低場條件下不可見、瀝青部分可見，可識別的組分包括黏土束縛水、無機孔中的水、有機孔中的可動油與不可動油、無機孔中的油等；Ma Xinhua 等人[28]建立了12 MHz 核磁共振儀的T1-T2解釋圖版，利用該圖版能夠識別有機質、黏土結構水、孔隙水、烴類；Seyedalireza Khatibi 等人[29]建立了22 MHz核磁共振儀的T1-T2解釋圖版，利用其能識別氫氧根、非常堅硬的固體有機質、固體瀝青與干酪根、納米孔中的水、大孔和裂縫中的水、有機孔中的油、無機孔中的油。由此可見，盡管T1-T2二維核磁共振在頁巖油儲層的含油性與可動性評價中的作用非常大，但沒有成熟的解釋模型。目前的測試結果表明，中高成熟度頁巖油層系中的有機孔并不發育。地層測試結果表明，頁巖油儲層可能并不含水，這些認識與當前的解釋圖版相矛盾。因此，需要結合所用的核磁共振儀進行研究，利用多種可靠的手段進行驗證，建立分辨率高的解釋圖版和高精度定量評價模型。

2.3 錄井巖石力學

廣義的巖石力學參數包括彈性參數（楊氏模量、泊松比）、強度參數（抗拉強度、抗壓強度）、地應力參數（垂直/上覆地應力、最大水平主應力、最小水平主應力）和孔隙壓力。需要重點發展的是基于巖屑的彈性參數、強度參數測量或求取技術。利用錄井資料求取彈性參數的方法有3 種：一種是根據元素或礦物成分進行擬合[43]，但陸相頁巖的強非均質性會對擬合效果及模型的適用性產生影響；二是采用巖屑聲波技術，根據巖屑聲波的縱波波速、橫波波速，結合巖樣密度，進行求取[44]；三是采用納米壓痕技術[45]，可以得到頁巖的微觀和宏觀力學性能、楊氏模量和硬度，礦物學在控制頁巖力學性質方面起著重要作用，隨碳酸鹽和石英含量增大，楊氏模量升高，而隨TOC、黏土含量和孔隙度增大，楊氏模量降低。巖屑聲波技術和納米壓痕技術的難點均是巖屑樣品的加工處理，其對樣品表面的光滑度要求較高。測量結果均表明，與巖心柱的測量結果相比，巖屑的測量結果具有較高的精度。

錄井巖石力學發展的重點是巖屑聲波技術，由縱、橫波波速，結合密度、泥質含量，便可求得彈性參數、強度參數、地層壓力參數和地應力參數[33-37]。可見，巖屑聲波技術的意義非凡，應加以配套完善，盡快實現成果轉化，并加強與地震技術的融合[46]，實現由點到線、到面、再到體的飛躍，為鉆井完井提供更優質的技術支撐。

巖屑聲波資料與密度、泥質含量結合求彈性參數、強度參數、地層壓力參數和地應力參數的計算模型為：

式中：μ為泊松比；vp為縱波波速，m/s；vs為橫波波速，m/s；E為楊氏模量，GPa；K為體積壓縮模量，GPa；ρ為巖樣密度，g/cm3；G為剪切模量，GPa；IB為脆性指數，%；σt為抗拉強度，MPa；Vcl為泥質含量，%；Ed為動態楊氏模量，MPa；σc為抗壓強度，MPa；Kd為可鉆性級值；Δtn為正常趨勢線及其延伸線上的聲波時差，μs/m ；Δta為實際的巖石聲波時差，μs/m；pp為孔隙壓力，MPa；po為上覆壓力，MPa；pn為靜水壓力，MPa；pf為破裂壓力，MPa；pt為坍塌壓力，MPa；D為垂深，m；σv為垂直有效應力，MPa；σeh為最小水平應力，MPa；σeH為最大水平主應力，MPa；Kss為構造應力系數；Δt為聲波時差，μs/m；V為指數。

3 頁巖油錄井技術體系

根據頁巖油“地質-工程-地球物理-經濟”一體化勘探開發的需求，兼顧PDC 鉆頭、水平井、油基鉆井液等對錄井的影響，頁巖油儲層成熟度、類型的差異，綜合現有錄井技術的特點與急需發展的錄井技術，本著針對性、有效性、經濟性的原則，構建如表1 所示的陸相頁巖油錄井技術體系。該技術體系將有利巖相識別納入儲集性評價的范疇，增加了可鉆性的評價，兼顧了水平井布井方位、地質導向、優快鉆井、井眼穩定、安全鉆井的需求。由于受油基鉆井液的影響，且高成熟度頁巖油的油質較輕，在樣品粉碎或較長時間制備樣品的過程中，會導致輕組分嚴重散失，不推薦進行巖屑定量熒光錄井和巖石熱解錄井。

表1 陸相頁巖油錄井技術體系Table 1 Technical system for the logging of continental shale oil

4 結束語

現有錄井技術要根據頁巖油的成熟度、類型，打破常規，提高針對性、有效性，從樣品保存與分析、采集分辨率與定量精度等多個角度，實現提質、提速、提率、提效。要針對現有錄井技術的不足及頁巖油勘探開發的實際需求，重點引進漫反射傅里葉變換紅外光譜技術，進行頁巖油儲層T1-T2二維核磁共振技術攻關，加快鉆井液在線核磁共振與巖屑聲波2 項技術的快速轉化。頁巖油錄井技術體系的構建應以“提質、提速、提率和提效”為主導，求“儲集性、含油性、可動性、可壓性”之同，存“頁巖油儲層成熟度、類型”之異，多項目和多專業協同，實現全井筒油氣信息的高效采集與準確評價，為頁巖油鉆完井提供全過程的技術支撐。