天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 7: 1132 - 1143

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.007

非常规天然气

海陆过渡相不同源储类型页岩储层关键参数测井识别及分类方法

  • 高丽军 , 1 ,
  • 吴鹏 2 ,
  • 石雪峰 1 ,
  • 李勇 3 ,
  • 逄建东 1 ,
  • 杨铁梅 1
展开
  • 1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457
  • 2. 中联煤层气股份有限公司，北京 100011
  • 3. 中国矿业大学（北京）地测学院，北京 100083

高丽军（1986-），男，山西晋中人，工程师，硕士，主要从事煤层气、页岩气勘探研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-09-16

  修回日期: 2022-01-11

  网络出版日期: 2022-07-11

收起

Logging interpretation and classification method of reservoir parameters of marine continental transitional shale based on source and reservoir type

  • Lijun GAO , 1 ,
  • Peng WU 2 ,
  • Xuefeng SHI 1 ,
  • Yong LI 3 ,
  • Jiandong PANG 1 ,
  • Tiemei YANG 1
Expand
  • 1. CNOOC EnerTech⁃Drilling & Production Co. ，Tianjin 300457，China
  • 2. China United Coalbed Methane Company Limited，Beijing 100011，China
  • 3. China University of Mining and Technology，College of Geoscience and Surveying Engineering，Beijing 100083，China

Received date: 2021-09-16

  Revised date: 2022-01-11

  Online published: 2022-07-11

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42072194)

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本文亮点

为完善海陆过渡相页岩储层分类方法，以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例，在划分页岩源储类型基础上，结合电阻率、声波时差、补偿中子、自然伽马等常规测井和成像测井，利用页岩样品实验结果校正，优化了不同源储类型页岩的岩性、有机碳、孔隙度、含气量等关键参数测井解释模型，建立了海陆过渡相页岩气储层分类方法。结果表明：①海陆过渡相泥页岩存在砂质夹层型、灰质混积型和富有机质泥岩层理型三大类源储类型，利用声波、密度与自然伽马的3D交会图与成像测井可识别各类型岩性；②不同类型泥页岩的测井解释优化模型拟合结果显示区内页岩储层参数相对有利勘探，其中砂质夹层型页岩有机碳含量为0.25%~6.66%，孔隙度为0.10%~4.92%，含气量为0.15~4.39 m3/t，平均脆性指数为45%；灰质混积型泥页岩有机碳含量为1.98%~8.66%，孔隙度为0.31%~4.01%，含气量为0.82~3.72 m3/t，平均脆性指数为43%；富有机质层理型页岩有机碳含量在2.04%~14.53%之间，孔隙度为0.29%~5.29%，含气量为0.93~5.14 m3/t，平均脆性指数为37.54%；③建立的以源储类型为核心的 “三型九类”页岩储层分类方法具有实用性，其中I类、II类夹层型页岩和I类富有机质层理型页岩已在生产实践显现开发潜力。

本文引用格式

高丽军 , 吴鹏 , 石雪峰 , 李勇 , 逄建东 , 杨铁梅 . 海陆过渡相不同源储类型页岩储层关键参数测井识别及分类方法[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(7) : 1132 -1143 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.007

Highlights

In order to divide shale reservoir of marine-continental transitional facies， taking Linxing block on the eastern edge of Ordos Basin as an example， the logging interpretation methods of key parameters and the classification method were established， based on the classification of shale source reservoir types， combined with conventional logging and imaging logging， used the correction of shale sample experimental results. The results showed that： （1） Three types of source reservoir types were divided， which named sandstone interlayer type， lime mixed accumulation type and organic mudstone bedding type. Various types of lithology can be identified by using 3D cross plot and imaging logging of acoustic wave， density and natural gamma ray. （2） Logging interpretation of reservoir parameters is favorable for shale exploration in the work area. The organic carbon of sandstone intercalated shale was 0.25%-6.66%， the porosity was 0.10%-4.92%， the gas content was 0.15-4.39m3/t， and the average brittleness index was 45%. The organic carbon of lime mixed shale was 1.98%-8.66%， the porosity was 0.31%-4.01%， the gas content was 0.82-3.72 m3/t， and the average brittleness index was 43%； organic carbon of organic rich bedding shale was 2.04%-14.53%， porosity was 0.29%-5.29%， gas content was 0.93-5.14 m3/t， and average brittleness index was 37.54%. （3）The “three types and nine types” shale reservoir classification method with source reservoir type as the core was established and it was practical， which showed class I and class II sandwich shale and class I organic bedding rich shale had development potential in production practice.

0 引言

影响页岩气藏开发效果的地质因素众多，导致页岩气储层分类困难，例如矿物组成、总有机碳含量（TOC）、含气量、干酪根类型、孔隙结构、孔隙度、热演化成熟度、渗透率等，皆有可能成为影响其开采价值的重要参数［1］。海相页岩气储层分类评价及解释方法相对成熟，国内已形成以TOC为核心、地球化学参数与储层参数相结合的多角度、多方位的海相页岩气储层分类及测井识别方法［2］，其涉及的分类参数包括页岩气的成因、储层岩性、压力、TOC、孔隙度、脆性矿物等地质参数［3-6］和自然伽马、密度、声波时差等地球物理参数［7］。海陆过渡相页岩气勘探理论及技术方法尚处于探索阶段，我国近期勘探成果表明：海陆过渡相煤系页岩层段与海相页岩差异较大，其垂向上为煤层、泥页岩、砂岩、灰质岩相互叠置的源储岩性组合。该叠置组合决定了煤系页岩气具有“多源、多储、多盖”的特点［8-9］，即页岩气以吸附或游离状态赋存于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，同时也可存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩甚至砂岩中就近聚集原地成藏［10］。海陆过渡相发育的煤系地层页岩气特有的“多气源、薄储、源储匹配多类型”的特点决定了海相页岩气甜点分类及识别方法已难以完全适用海陆过渡相页岩气层，鉴于此，明确海陆过渡相页岩气的源储类型及特征、优化不同源储类型页岩气储层关键参数测井解释方法、形成适用于海陆过渡相页岩气储层分类参数标准，是现阶段海陆过渡相页岩气勘探突破的关键。
海陆过渡相煤系泥页岩在石炭纪—二叠纪广泛沉积于我国的华北及南方大部分地区［11］。近年来鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块二叠系海陆过渡相页岩层系的压裂试气以及黔北地区二叠系海陆过渡相泥页岩层系多口页岩气井气测录井及含气性测试均揭示出海陆过渡相页岩具有良好的产气潜力［12-14］。笔者以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块为例，重点从海陆过渡相页岩气的源储类型分析入手，通过岩心、实验测试及测井解释相结合的方法，优化海陆过渡相页岩气储层参数测井解释方法，并参考国内现有的页岩气储层评价指标，探讨了以“源储类型”为核心的海陆过渡相页岩气储层类型划分方法，以期为海陆过渡相页岩气区块的储层分类评价、开发层段优选提供科学依据。

1 区域地质特征

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带［15］，构造简单。古生界沉积环境经历了本溪期、太原期障壁海岸沉积体系到山西期海陆过渡相三角洲沉积体系［16-17］［图1（a）］。其中太原组为潮坪沉积，泥坪、沼泽等微相发育了大套泥页岩，且随着太2段—太1段沉积期水体逐渐变浅，泥页岩岩性逐渐由黑色泥页岩、灰质泥岩、灰质粉砂岩向炭质泥岩、粉砂质泥岩、薄层泥质粉砂岩过渡，贝类化石、黄铁矿矿物逐渐减少，植物炭屑增多；山西组为三角洲前缘亚相，水动力相对频繁，泥页岩层段含砂质泥岩、夹细粒纹层状的泥质砂岩、炭质泥岩、纯泥岩等细粒岩性互层叠置，累计厚度可达12~53 m。近年来该区海陆过渡相页岩气勘探揭示该区太原组太1段炭质泥岩含气量可达2.73 m3/t、太2段灰质泥岩—生物碎屑泥质灰岩段、山2段粉砂岩与有机质泥岩互层段均有较好的气测显示，现场实测平均含气量可达1.83 m3/t［图1（b）］， 研究区内海陆过渡相泥页岩段总体呈现“细粒岩性复杂多样、多岩性叠置、整体含气一般、局部复杂岩性组合含气异常”的特点。
图1 区域构造、地层柱状及含气显示层段

（a）区域构造；（b）临兴地层柱状图及钻井发现

Fig.1 Regional structure， columnar and gas bearing display intervals

2 海陆过渡相页岩源储类型特征

类比陆相源内油气聚集“甜点”分类方案［18］，研究区内4口页岩气探井的页岩含气量测试异常层段岩性、薄片鉴定及扫描电镜测试，揭示海陆过渡相页岩气存在3种源储类型：砂质夹层型、灰质混积型和富有机质泥岩层理型。砂质夹层型多发育于山2段三角洲前缘沉积体系，含气异常段受岩性控制明显，为“源储共生”富气机制，即近煤层/富有机质泥岩为生气层、微裂缝相对发育的薄粉细砂岩层和砂质泥岩—泥质粉砂岩为源内富气有利“甜点”储集段［图2（a）］；富有机质层理型多见于太原组煤系层段，为典型的“源储一体”富气机制，炭质泥岩、富有机质泥岩层理相对发育，具有一定孔隙空间和渗流能力，既是生气层也是有利储集层，在源内捕获气体形成富气层段［图2（b）］；灰质混积型多发育于太2段下段含灰质泥页岩层段，受海水水动力条件、近煤系地层溶蚀成岩等作用影响，皆具“源储一体或源储共生”的富气机制，岩性及储集空间双重控气。其中生物质灰质岩皆含生烃物质和孔隙储集空间，为源储一体的富气层段。近煤层段的灰质岩仅发育溶蚀孔、微裂缝，储集优势明显，为源储共生的富气层段［图2（c）］。
图2 海陆过渡相页岩气源储类型划分

Fig. 2 Classification of shale gas source-reservoir types in marine-continent facies

3 源储类型关键参数测井识别方法

3.1　源储类型精细识别

3.1.1　岩性识别

海陆过渡相泥页岩层段具有“细粒岩性复杂、岩性互层横向变化快、非均质性强、夹层厚度薄”特点，岩性精细识别是判断页岩气源储类型的基础，涉及的岩性包括泥岩、薄煤层、炭质泥岩、粉砂质泥岩、灰质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩。
结合录井及岩心资料，采用常规测井声波、密度与自然伽马的3D交会图与成像测井综合识别海陆过渡相不同源储类型的泥页岩层段岩性。夹层型源储类型的泥页岩层段：自然伽马曲线为锯齿状，电阻率高低交错，自然伽马主要集中在120~170 API之间，密度主要分布在2.60~2.72 g/cm3之间，声波时差主要分布在196~236 μs/m之间。成像测井静态图像多为亮色或暗色，动态图像见亮暗色相间条纹；混积型源储类型的泥页岩层段：自然伽马主要集中在180~250 API之间，密度分布在2.50~2.75 g/cm3之间，声波时差分布在196~230 μs/m之间。成像测井静态图像多为暗色夹亮黄色，动态图像见亮色团块、暗色斑点和裂缝；富有机质层理型泥岩段/炭质泥岩：自然伽马曲线为锯齿状，主要集中在100~150 API之间。电阻率高低交错，随有机质含量的增加电阻增大。密度主要分布在2.1~2.5 g/cm3之间，随着含碳量的增加，密度值减小。声波时差主要分布在295~328 μs/m之间，随着含碳量的增加，声波值增大。成像测井静态背景呈亮黄色，动态图像见密集分布的厚亮色水平层理和薄暗色水平层理［图3（a）， 图3（b）］ 。
图3 海陆过渡相泥页岩层段精细岩性测井识别方法

Fig. 3 Lithology diagram of mud shale layer interpreted by logging in marine-continent facies

3.1.2　薄砂质夹层识别

夹层型泥页岩中薄层砂岩夹层为优势含气储集体，局部易异常富气，识别薄砂层储集体是划分该类型泥页岩源储结构的关键。在无能谱测井条件下，利用常规测井曲线重叠法与成像测井相结合的方法刻画“砂质夹层”型泥页岩段结构。首先采用电阻率曲线与声波曲线重叠定性识别源储类型厚度，进一步通过成像测井设置砂泥岩电阻率的差异截止值，识别划分0.5 cm以上的砂岩薄层（图4）。现有资料显示在声波—电阻率重叠交会图上明显的含烃显示层段的薄砂质夹层比大于10%。
图4 泥页岩层段薄砂质夹层识别方法

Fig. 4 Logging identification of thin sandy inter-layer in mud shale section

3.2　源储类型资源品质评价

3.2.1　泥页岩有机碳含量计算

有机碳含量（TOC）是评价有机质丰度的重要参数［19］，为确定不同源储类型页岩的有机碳含量测井解释模型合理性，分别采用电阻率（RT）、声波时差（AC）、自然伽马（GR）的ΔLogR法和多元回归法建立区内泥页岩层段测井解释TOC模型。
基于ΔLogR法的有机碳含量测井计算模型：
Δ L o g R = L g R t R t 基 线 + 0.07 A C - A C 基 线
Δ L o g R = L g R t R t 基 线 - 2.5 D E N - D E N 基 线
Δ L o g R = L g R t R t 基 线 + 0.02 G R - G R 基 线
T O C = 10 2.297 - 0.168   8 L O M △ L o g R
利用76个页岩岩样实测有机碳含量与常规测井参数进行多元线性回归，得出TOC测井计算模型：
TOC=0.036Rt-8.963DEN+0.672AC+7.947 R²=0.79
式（1）—式（5）中：TOC为有机碳含量，%；AC为声波时差测井值，μs/m；AC 基线为非烃源岩段的声波时差值，μs/m；DEN为密度测井值，g/cm3；DEN 基线为非源岩层段对应的密度，g/cm3；GR为自然伽马测井值，API；GR 基线为非烃源岩层段对应的自然伽马值，API；Rt为电阻率测井值，Ω·m；Rt 基线为基线处的电阻率，Ω·m；LOM 为热变指数，取值参考实测成熟度R O ［20］。各基线取值标准［20］为：非源岩层段（声波时差与电阻率曲线重叠段）对应的声波时差测井值、自然伽马测井值、密度测井值（图5）。
图5 泥页岩层段不同有机碳含量解释方法对比

Fig. 5 Comparison of organic carbon content interpreted by different logging methods in mud shale section

通过有机碳测井计算值与岩心样品测试值交会、典型井剖面数值对比检验不同源储类型的有机碳含量与不同测井解释方法适用性，得出：砂质夹层型源储共生型的页岩层35样次的实测值与多元回归法计算值交会决定系数最高，为0.89，其绝对误差为-0.01%~0.45%，平均相对误差为12%，说明涵盖声波时差、密度、电阻率参数的多元回归法得到的有机碳模型精度高，且多元回归法相对适用于夹层型储层有机碳解释；层理型、混积型泥页岩共计41样次的实测值与多元回归方法计算值交会决定系数仅为0.52，其绝对误差可达2.15%。与采用自然伽马（GR）的ΔLogR法计算值交会，决定系数可提高为0.76，绝对误差为-0.13%~0.91%，平均相对误差为15%。分析认为薄煤层、灰质泥岩发育的地层，即层理型/混积源储一体型的页岩层段内含较多的黄铁矿等重矿物，密度测井易受重矿物的影响而降低多元回归法预测精度［19］，因此ΔLogR法模型为层理型、混积型泥岩有机碳解释适用方法。典型井实测TOC值与不同测井方法解释TOC值对比特征与上述精度验证结果一致（图5）。选用不同源储类型泥页岩有机碳测井解释合理模型，计算得出：砂岩夹层型页岩TOC值为0.25%~6.66%，平均为2.18%；灰质混积型泥页岩TOC值为1.98%~8.66%，平均为3.56%；富有机质层理型页岩TOC值为2.04%~14.53%，平均为8.30%。

3.2.2　孔隙度与含气饱和度计算

页岩的储层孔隙度是衡量储层物性好坏的关键指标，不同类型的页岩储层物性受岩性、矿物组分等影响不同，建立有效的物性解释模型至关重要。分别选取夹层型页岩32样次、层理型页岩24样次、混积型页岩15样次的实测孔隙度数据进行多元线性回归分析，建立不同源储类型的泥页岩层段孔隙度模型。
夹层型泥页岩孔隙度模型：Φ=-0.04SH－13.16DEN+0.10CN+37.12 R 2=0.85
泥岩层理型、混积型泥页岩孔隙度模型：Φ= -7.952 3DEN+16.574 R 2=0.72
建立不同源储类型泥页岩储层流体饱和度预测模型，其中夹层型层段由于砂泥互层频繁，且砂质夹层致密，孔喉结构复杂，引入孔隙空间连通因子，利用并联导电理论建立基于导电孔隙的饱和度模型计算该源储类型的页岩层段含水饱和度［21］。
S w = - C w + ( S w r C w + C B G ) 2 - 4 ( C B G S w r - a C l o g / φ + a C B G / φ ) C w 2 C w
层理型及混积型页岩层段受有机质的影响较大，采用非电法模型TOC 法求取页岩气饱和度。
S w =(TOC 0 /TOC T ) 1/ n
式（6）—式（9）中：S w为含水饱和度，%；C w为地层水电导率，mS/m；S wr为不参与导电的水饱和度，%，求取方法见文献［21］；CBG 为背景电导率，S/m；a为孔隙空间连通因子，求取方法见文献［22］；Φ为总孔隙度，%；TOC 0为相邻泥岩段TOC值，%，实验测试获得；TOC T为测井计算的TOC值，%；n为经验系数，研究区选取值3.15；
孔隙度测井计算值与实际样品测试值交会，砂质夹层型页岩层实测值与多元回归法计算值交会决定系数最高为0.91，其绝对误差为0.01%~0.29%，平均相对误差为5%，说明夹层型孔隙度解释模型精度高。层理型、混积型泥页岩孔隙度实测值与多元回归方法计算值交会决定系数为0.86，绝对误差为0.13%~0.21%，平均相对误差为8%；分别采用6块砂岩夹层型、5块灰质混积型及富有机质层理型页岩核磁共振实测含水饱和度值与不同源储类型泥页岩含水饱和度测井计算值对比，砂岩夹层型页岩含水饱和度绝对误差为1.2%~12%，平均相对误差为6%；灰质混积型及富有机质层理型页岩含水饱和度绝对误差为4.5%~13.5%，平均相对误差为8%。综合分析认为页岩气饱和度模型可行，精度较高。利用不同测井模型计算得出，夹层型页岩层段孔隙度为0.10%~8.92%，平均为3.94%；灰质混积型泥页岩孔隙度为0.31%~4.01%，平均为1.94%；富有机质层理型页岩孔隙度为0.29%~5.29%，平均为2.47%。

3.2.3　含气量计算

受限于拟合损失气含量方法的局限性，页岩层段含气量测试往往与实际生产资料不符，如何构建页岩气层的含气量测井解释方法合理预测页岩气含量显得尤为重要。本文遵循现场实测含气量的标定、兼顾页岩吸附气和游离气含量的原则，构建本区含气量计算模型。
Q 总=Q 吸+Q 游 =Φ（1－S w）/（B g DEN）+ALn（TOC）+B
式中：Φ为孔隙度，%；S w为含水饱和度，%；DEN为测井体积密度，g/cm3；B g为气体体积系数，目的层取值为0.004 7~0.005 2；A、B为变量系数，不同层位因温度、压力等的影响取值不同，具体为：夹层型A取0.25，B取1.18，决定系数R 2为0.66；混积型A取0.68，B取1.33，决定系数R 2为0.71；富有机质层理型A取0.23，B取1.11，决定系数R 2为0.64。
含气量测井模型计算值与实际现场含气量测试值交会，砂质夹层型源储共生型的页岩层21样次的实测值与测井计算值交会决定系数为0.69，绝对误差为0.45~0.65 m3/t，平均相对误差为18%；混积型页岩层12样次的实测值与测井计算值交会决定系数为0.73，其绝对误差为0.15~0.52 m3/t，平均相对误差为12%；富有机质层理型页岩层28样次的实测值与测井计算值交会决定系数为0.89，其绝对误差为0.65~1.35 m3/t，平均相对误差为8.5%。典型井不同 页岩层段实测含气量与测井解释含气量对比结果与上述精度验证结果一致（图6）。综合评价认为含气量测井模型精度较高，可用于含气量预测。含气量测井模型计算得出，砂质夹层型页岩含气量为0.15~4.39 m3/t，平均为1.65 m3/t；灰质混积型泥页岩含气量为0.82~3.72 m3/t，平均为2.33 m3/t；富有机质层理型页岩含气量为0.93~5.14 m3/t，平均为2.93 m3/t。
图6 泥页岩层段流体饱和度、含气量解释结果对比

Fig. 6 Effect diagram of logging interpretation fluid saturation and gas content in mud shale section

3.3　源储类型可压品质评价

3.3.1　脆性矿物

脆性矿物是影响页岩储层基质孔隙和微裂隙发育、压裂改造效果的重要因素，脆性矿物含量越高，岩石越相对有利改造。镜下观察显示夹层型页岩储集层矿物成分主要为石英、长石、黏土，层理型泥页岩段矿物则以有机质、石英、长石、黏土为主，两类型层段皆发育被碳酸盐矿物填充的裂缝；混积型泥页岩矿物成分除石英、长石、黏土矿物外，存在大量灰质、黄铁矿矿物。
针对不同源储类型脆性矿物含量的差异，采用矿物含量法分别建立不同类型页岩脆性指数BI计算模型。
夹层型、层理型：
BI=100×（V 石英+V 长石+V 方解石+白云石）/（V 石英+V 长石+V 方解石+白云石+V 黏土矿物）
混积型：
BI=100×（V 石英+V 长石+V 方解石+白云石+V 黄铁矿）/（V 石英+V 长石+V 方解石+白云石+V 黏土矿物+V 黄铁矿）
由于研究区未开展地层元素测井，样品实测值与常规测井曲线多元回归相关性较差，本文研究仅依据实测矿物含量计算不同类型页岩脆性指数。利用夹层型页岩33样次、层理型页岩21样次、混积型页岩13样次的实验数据，得出砂岩夹层型页岩脆性指数为5.35%~70.92%，平均为45%；灰质混积型泥页岩脆性指数为21.5%~61.45%，平均为43%；富有机质层理型页岩脆性指数为6.79%~60.59%，平均为37.54%。

3.3.2　裂缝特征

微裂缝是页岩气可压、可采性评价的重要参数，刻画裂缝对于判断泥页岩的可压性至关重要，尤其是对于层理型泥页岩段。电成像测井显示，海陆过渡相煤系页岩层段中薄煤层总体频繁发育，其受构造、沉积影响易形成构造裂缝和层理裂缝，导致不同源储类型页岩层段呈现裂缝相对发育的假象。在排除薄煤层裂缝影响外，不同类型的页岩层段裂缝特征不同（图7），其中夹层型页岩主要发育垂向构造缝，含气量高值层段对应砂岩夹层，其构造缝密度较高、层理缝相对不发育；层理型页岩水平层理缝、构造缝虽均有发育，但含气量高值层段对应的层理缝相对发育；混积型页岩层段薄煤层、有机质泥页岩分别发育构造缝、层理缝，但其相对富气的灰质层段构造缝、层理缝均不发育，仅在镜下或者成像测井局部见溶蚀孔缝。
图7 泥页岩层段可压参数解释方法

Fig.7 Compressible parameters of logging interpretation in mud shale section

4 以源储类型为核心的页岩储层划分方案及生产实践

国内已初步形成了海相页岩气划分标准及陆相页岩油气划分标准［22-24］，其中海相页岩气储层主要评价指标为储层厚度、含气量、镜质体反射率、脆性矿物含量以及有机碳含量；陆相泥页岩划分标准评价指标则为储层厚度、有机碳含量、镜质体反射率、夹层比、脆性矿物含量、孔隙度。鉴于海陆过渡相页岩气储层划分方法及标准尚不统一，本文结合海陆过渡相泥页岩层段的源储类型、不同源储类型泥页岩层段的关键参数测井方法，建立以源储类型为核心页岩储层划分方案实现区内页岩气储层分类。
该方案要求在气测录井、岩心与测井曲线确定拟评价页岩层段后，依次按照“四步骤、四建议” 的页岩储层划分方案开展工作（图8）。“四步骤”依次为：建立岩性类型识别图版、筛选不同源储类型页岩层段敏感性测井参数、优化不同源储类型页岩储层关键参数解释模型、建立不同源储类型页岩储层分类参数标准。“四建议”依次为：①岩性识别图版，建议涵盖夹层型、富有机质层理型、混积型3种源储类型的泥页岩；②优选关键参数，建议夹层型源储共生的泥页岩储层需考虑6类参数（夹层比、有机碳、孔隙度、含气量、构造缝、脆性矿物），重点从夹层比、孔隙度、脆性指数刻画砂质夹层储集体；富有机质层理型源储一体的泥页岩段需考虑5类参数（有机碳、孔隙度、含气量、层理缝、脆性矿物），重点从TOC、含气量以及层理缝刻画近煤层段的炭质泥岩、薄煤层等高有机质泥岩段；混积型源储共生/一体型泥页岩段需考虑4类参数（有机碳、孔隙度、含气量、脆性矿物），重点识别生物/灰质岩性和溶蚀孔缝；③优化储层参数测井解释模型，建议根据夹层型页岩、富有机质层理型页岩、混积型页岩中储集体岩性、TOC含量、矿物组分差异特征，建立不同的含气量、孔隙度、有机碳、脆性指数模型；④建立不同源储类型储层的分类参数体系，根据不同源储类型储层关键参数，建议混积型、富有机质层理型页岩可参考海相页岩气勘探标准及成熟区块参数取值，夹层型页岩则参考陆相页岩气规范及类似区块参数取值。
图8 海陆过渡相泥页岩储层划分方案

Fig. 8 Division scheme of shale reservoirs in marine-continent facies

采用海陆过渡相页岩储层分类方案，建立研究区海陆过渡相页岩“三型九类”储层分类参数标准，其参数涵盖测井曲线特征、含气量、TOC、夹层比、孔隙度、脆性矿物含量、裂缝发育密度（表1）。以典型直井L-G1井为例验证储层分类标准的适用性，该井实际压裂裂缝顶底深为1 691.9~1 746.9 m，裂缝高度为55 m。按照该区将太原组孔隙度大于6%、含气饱和度大于40%的致密砂岩划分为致密砂岩气层的标准，该压裂裂缝段包括致密砂岩气层厚度为14.6 m；以源储类型为核心的页岩气层测井划分参数标准，解释含气页岩层段累计35.2 m，其中一类页岩层段5.2 m、二类页岩层段24.1 m、三类页岩层段5.9 m，且一类、二类页岩层段以砂质夹层型为主（图9）。该气井呈现“前期单调递减、后期波状稳产”的产气趋势特征，佐证了以源储类型为核心的页岩储层划分参数方法可行，其划分的优势含气页岩层段具有一定的产能贡献率。具体表现为：生产初期致密砂岩气层为主要贡献层，产气量呈现致密砂岩气单调递减的生产特征，瞬时产量最大可达600 m3/h以上，折算日产气量可达1.4×104 m3；后期砂质夹层型页岩层段以及赋存吸附气的层理型页岩层段为主要供气层段，生产曲线局部显现吸附型页岩气波峰产气的特征，产气量基本可维持100~200 m3/h，折算日产气量可达4 800 m3（图10）。
表1 以源储类型为核心的页岩气层储层划分参数标准

Table 1 Shale gas reservoir division scheme based on source reservoir type

类型 分类级别 曲线特征

含气量

/（m3/t）

TOC

/%

夹层比

/%

孔隙度

/%

 脆性矿物含量/% 裂缝发育程度
砂质夹层型 I类

①GR：120~170 API，曲线呈指状多韵律；

②声波时差曲线与电阻率曲线不连续包络

 ≥1 TOC>2 >20 ≥4 >60 构造裂缝发育 （密度>1条/m）
II类 1<TOC<2 >10 ≥2 ≥45
III类 0.5<TOC<1 <10 <2 <45 不发育
富有机质层理型 I类 声波时差曲线与电阻率曲线明显包络 ≥2 TOC≥6 不考虑 ≥1 >30 层理缝发育 （密度>1条/m）
II类 ≥1 2<TOC≤6
III类 TOC≥2 不发育

灰质混积型

 I类

①局部存在灰质矿物，见异常高电阻

②声波时差曲线与电阻率曲线明显包络

 ≥2 TOC≥4 不考虑 ≥2 >45 不考虑
II类 ≥1 2≤TOC<4
III类 1≤TOC<2 ≥1 >30
图9 典型井L-G1井页岩层段类型、压裂层段示意

Fig.9 Shale reservoir type and fractured interval of Well L-G1

图10 典型井L-G1井生产曲线

Fig.10 Production curve of typical Well L-G1

5 结论

（1）海陆过渡相页岩气存在砂质夹层型、灰质混积型和高有机质泥岩层理型3种源储类型，其中砂岩夹层型为源储共生，源内薄互层砂质层段为富气“甜点储集段”；高有机质泥岩层理型为源储一体，以有机质捕获吸附气体形式整体富气；灰质混积型源储一体或源储共生皆发育，其中生物质灰质岩为源储一体的优势富气层段，含溶蚀孔、微裂缝的灰质岩为源储共生的优势富气岩性。利用常规测井声波、密度与自然伽马的3D交会图与成像测井可识别不同源储类型的岩性。
（2）海陆过渡相不同源储类型页岩测井曲线受有机碳影响异常，需建立不同储层类型的有机碳测井解释模型，分别采用ΔLogR法、多元回归法形成适用于富有机质层理型与混积型页岩、夹层型页岩的有机碳评价模型，各模型计算精度高，决定系数均大于0.7。模型计算砂岩夹层型页岩有机碳含量为0.25%~6.66%，平均为2.18%；灰质混积型泥页岩有机碳含量为1.98%~8.66%，平均为3.56%；富有机质层理型页岩有机碳含量在2.04%~14.53%之间，平均为8.30%。
（3）采用多元回归方法分别建立了不同类型页岩孔隙度评价模型，采用非电法模型TOC 法、导电孔隙的饱和度模型分别建立了层理型与混积型页岩、夹层型页岩的含水饱和度测井模型，形成了兼顾页岩吸附气和游离气含量的测井解释模型，各模型计算精度高，满足不同类型页岩含气量预测。测井模型计算结果显示，不同源储类型页岩平均含气量均大于1 m3/t、平均孔隙度大于1%，表明区内泥页岩具有一定的资源潜力，但储层总体表现为特低孔，需重视微裂缝对该储层物性的改善。
（4）基于岩样脆性矿物含量计算不同源储类型泥页岩层段的脆性指数，夹层型、灰质混积型页岩层段平均脆性指数大于40%，相对高于富有机质层理型页岩。
（5）生产实践表明，建立的以源储类型为核心的海陆过渡相页岩气储层划分方案及“三型九类”的页岩储层分类标准相对可行，其中夹层型I类、II类和富有机质层理型I类海陆过渡相页岩气储层具有较高的开发潜力。

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