濟陽坳陷頁巖油測井評價

蔣云箭，劉惠民，柴春艷，王 敏，楊東根，吳春文，陳 瀟

（1.中國石化勝利油田分公司油氣勘探管理中心，山東東營257001；2.中國石化勝利油田分公司，山東東營257001；3.中國石化勝利石油工程有限公司難動用項目管理中心，山東東營257000；4.中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營257015；5.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院，北京100083）

頁巖油地層具有黏土含量高、巖石礦物復雜、儲集空間多樣、低孔超低滲透、普遍需要壓裂改造以及地層壓力較高、鉆井過程中油氣顯示活躍等多重特征，上述特點決定了頁巖油地質研究的復雜性。隨著頁巖油研究工作的深入和地質工程一體化的不斷推進，頁巖油地質研究成果日益豐富，濟陽坳陷古近系頁巖油產能建設不斷取得突破。

頁巖油地質研究工作主要包括“地質甜點”和“工程甜點”2 個方面，其中“地質甜點”是頁巖油富集高產的物質基礎，也是地質研究的核心。目前，針對頁巖油地層多采用巖心實驗方法開展“地質甜點”分析［1-13］，為頁巖油測井評價提供一些思路和目標。張晉言等依據勝利油田頁巖油地層巖相地質分類，開展“五性”指標研究，即礦物組分、地化參數、儲層物性、含油氣量和可壓性等屬性的多元回歸分析，并綜合氣測錄井和槽面顯示，劃分頁巖油地層有利巖相，確定含油性［14］。蔣云箭等分析了頁巖油地層氣測異常段泥漿侵入剖面特征，采用徑向電阻率差異法，研究地層油氣可動性［15］。王敏指出頁巖油勘探的核心問題是地層游離烴（S1）含量的評價，利用巖心分析數據，建立了游離烴測井多元回歸模型［16］。上述研究多注重于測井特征與某一地質屬性的相關性分析，對頁巖油地層多屬性特征之間的關系分析不夠，無法從測井角度取得頁巖油測井評價的統一認識，頁巖油地層含油性測井評價方法存在較大的局限性。為此，筆者以頁巖油地質認識為指導，從有機質測井響應特征出發，系統開展頁巖油地層烴源巖品質、脆性礦物含量和頁巖油可動性與測井響應特征的關系研究，深入挖掘頁巖油地層含油性測井響應信息和表征方法，從而達到準確評價含油性的目的。

1 有機質測井響應特征新認識

濟陽坳陷東營凹陷和沾化凹陷沙四段上亞段純上次亞段與沙三段下亞段發育大量有機質豐度高、生烴潛力大的烴源巖，有機質在生烴演化過程中通過腐泥化及腐殖化作用形成干酪根，其中部分干酪根最終轉化為油氣。干酪根具有特殊的物理性質，即自然伽馬高、電阻率高、補償密度低、聲波時差高和含氫指數高，表現為“四高一低”的典型測井特征。同時，干酪根富集段發育紋層狀-層狀層理，測井曲線具有明顯的鋸齒狀分布形態。

東營凹陷牛頁1井沙四段上亞段純上次亞段與沙三段下亞段有機質富集，地層埋深大于頁巖油生烴門限。其中沙三段下亞段3 層組3 295～3 303 m井段為富有機質紋層狀-層狀泥質灰巖，巖心分析總有機碳含量（TOC）為4.0%～8.0%，平均為7.4%。測井曲線具有“四高一低”的特征，鋸齒狀形態明顯，為干酪根相對富集層段（圖1）。當地層微裂縫即“泥巖裂縫”發育時，鉆井過程中通常氣測異?；钴S，槽面見油氣顯示，地層測試獲工業油氣流。

圖1采用深層砂泥巖地層測井圖頭刻度。在低巖心分析TOC值層段，補償中子曲線一般位于聲波時差曲線的左方，即基于圖頭刻度的聲波時差孔隙度小于補償中子孔隙度，特別是在沒有生烴能力的泥巖段（如3 462 m 以下地層），聲波時差孔隙度遠小于補償中子孔隙度；而在巖心分析TOC值相對較高的沙四段上亞段純上次亞段2層組和沙三段下亞段3 層組，補償中子曲線一般位于聲波時差曲線的右方，即基于圖頭刻度的聲波時差孔隙度普遍大于補償中子孔隙度。由此可見，聲波時差與補償中子曲線之間的相對位置關系可以定性反映地層TOC值的變化。分析認為，干酪根特殊的物理性質決定了聲波時差與補償中子曲線反映的孔隙度差異。當干酪根含氫指數為67%時，對應的補償中子孔隙度為67%，干酪根骨架聲波時差為173 μs/ft，計算的聲波時差孔隙度為92.9%。由此可見，干酪根聲波時差孔隙度遠大于補償中子孔隙度。地層干酪根含量越高，聲波時差孔隙度與補償中子孔隙度差別越大，兩者在測井圖中的位置差異也越明顯。這一特征在頁巖油地層普遍存在，也是干酪根富集的新的重要證據。

圖1 牛頁1井頁巖油地層測井響應特征Fig.1 Logging response characteristics for shale oil reservoir in Well NY1

2 TOC測井計算

目前，利用測井資料計算TOC值的方法主要有體積模型法、最小二乘法、多元線性回歸法和由EXXON/ESSO 石油公司推出的ΔlogR法等，也可以采用元素俘獲能譜（ECS）測井升級版巖性掃描（Litho Scanner）測井直接測量，其中ΔlogR法是目前應用最為廣泛的一種方法［17］。

2.1 ΔlogR法的改進

ΔlogR法采用曲線重疊法，即在地層某一深度段（非烴源巖段）將對數坐標電阻率曲線和線性坐標聲波時差曲線進行重合處理，依據電阻率和聲波時差曲線在對數坐標上的間距計算ΔlogR值，其表達式為：

ΔlogR法具有直觀和操作性強等優點，但非烴源巖段的確定、重合段基線值的讀取和K的確定均存在人為因素，影響計算結果的準確性。

胡慧婷等對ΔlogR法進行了適當改進［18］，其表達式為：

假定在非烴源巖段，同一測井道中對數坐標電阻率曲線和線性坐標聲波時差曲線基本重合的條件下，（2）式中ΔlogR的計算僅與電阻率和聲波時差測量值以及電阻率和聲波時差曲線圖頭設定的刻度范圍即最大值和最小值有關，從而較好地避開了基線值的讀取和疊合系數的確定，減少了主觀因素的影響。雖然如此，（2）式依然需對非烴源巖段進行確定。由于非烴源巖地層測井響應特征不明顯，在缺少巖心分析數據的情況下，往往難以準確識別非烴源巖段。

近年來，以頁巖油為研究目的的鉆井取心與巖心分析數據日益豐富，為進一步優化ΔlogR法提供了條件。雖然無法有效確定非烴源巖段，但可以巖心分析TOC值為約束，通過調整電阻率和聲波時差曲線圖頭刻度范圍，使得基于（2）式計算的TOC值與巖心分析TOC值誤差最小，從而合理避開了對非烴源巖段的確定，也確保了計算TOC值的準確性。

2.2 應用效果分析

以牛頁1 井為例，采用勝利油田ΔlogR與TOC經驗關系式計算TOC值（簡稱測井計算TOC值），其表達式為：

其中，ΔlogR根據（2）式計算，ΔTOC取值為0，Ro值由勝利油田東營凹陷經驗公式確定［19］，其表達式為：

通過調整電阻率和聲波時差曲線圖頭刻度范圍，使得測井計算TOC值與巖心分析TOC值誤差最小，最終確定電阻率和聲波時差的最大刻度值和最小刻度值，即當電阻率對數刻度值分別為0.2 和200 Ω·m，聲波時差線性刻度值分別為130 和30 μs/ft時，測井計算TOC值與巖心分析TOC值基本一致，誤差最?。▓D1）。

對比牛頁1井不同亞段測井計算TOC值分布特征可知，在沙三段下亞段3層組干酪根富集段，高聲波時差-高電阻率特征段測井計算TOC值平均為5.0%，地層生烴能力強；沙四段上亞段純上次亞段2層組為高聲波時差和低電阻率的測井響應特征，與干酪根高電阻率差別較大，一般認為沒有生烴能力，但本段測井計算TOC值為2.0%～4.0%，平均為2.5%，巖心分析TOC平均值為2.7%，指示地層同樣具有生烴能力。需要指出的是，與傳統認識不同，高聲波時差和低電阻率的測井響應特征往往也具有一定的生烴能力，由此也進一步豐富了生烴地層測井響應特征認識。

采用改進的ΔlogR法計算TOC值有3 個優點：①最大限度減少了人為因素的影響，消除了井眼、地層水和不同電阻率測井系列等諸多客觀因素對聲波時差和電阻率的影響，可以保證計算結果的準確性。②由于電阻率曲線和聲波時差曲線重疊產生的間距大?。▓D1中黃色充填部分）與TOC值正相關，可以利用兩者的重疊幅度直觀反映地層TOC值縱向分布特征。③由于頁巖油地層沉積環境相對穩定，采用巖心約束建立的電阻率和聲波時差刻度值可以作為同一區塊同名曲線重疊的刻度依據，更好地發揮測井資料（尤其是老井測井資料）計算地層TOC值的作用。

3 脆性礦物含量測井表征

高脆性礦物含量的頁巖油地層有利于油氣流動，也有利于大規模的壓裂改造。當地層黏土礦物含量增加，脆性礦物含量降低時，地層可壓性變差，壓裂后黏土礦物易形成“泥糊糊”堵塞滲流通道，從而不利于油氣的移動和聚集，降低了壓裂改造效果。脆性礦物研究對地層油氣可動性分析、可壓性評價以及壓裂工藝的優化非常重要，其分析多采用礦物體積模型、測井曲線多元擬合和ECS 測井等方法，其中ECS 測井直接測量地層元素并給出主要巖性礦物含量，可信度更高［19］。

牛頁1 井3 270～3 475 m 井段采用ECS 測井，巖性礦物組分主要為黏土礦物、長英質礦物、碳酸鹽礦物及少量黃鐵礦（圖2）。其中黏土礦物平均含量為33.6%，長英質礦物平均含量為27.8%，碳酸鹽礦物平均含量為35.9%，黃鐵礦平均含量為2.7%。黏土礦物、長英質礦物和碳酸鹽礦物平均含量均小于50.0%，為混積型頁巖相類型。

基于ECS 測井巖性礦物數據，分析自然伽馬與ECS 黏土礦物含量、聲波時差與ECS 脆性礦物含量（長英質礦物與碳酸鹽礦物含量之和）之間的相關性。在同一測井道，采用曲線重疊法使得自然伽馬與ECS 黏土礦物含量曲線、聲波時差與ECS 脆性礦物含量曲線基本重合，此時自然伽馬和聲波時差能有效反映地層黏土礦物和脆性礦物含量。為更好地突出地層脆性礦物縱向分布特征，采用重疊后的圖頭刻度對自然伽馬和聲波時差曲線進行重疊，兩者之間的重疊間距（圖2中綠色填充部分）與ECS 脆性礦物剖面基本一致，從而可以定性分析地層脆性。盡管如此，依然不能有效突出相對高脆性礦物含量段，尤其是高碳酸鹽礦物含量分布的地層。沙四段上亞段純上次亞段2層組為高碳酸鹽礦物含量地層，自然伽馬和聲波時差曲線重疊間距較小，與ECS脆性礦物剖面不吻合。

圖2 牛頁1井脆性礦物含量測井響應特征Fig.2 Logging response characteristics for brittle mineral content in Well NY1

濟陽坳陷生烴地層碳酸鹽礦物含量相對較高，高碳酸鹽礦物含量地層容易產生天然裂縫，有利于地層壓裂改造，也有利于油氣可動性分析［20-22］。為更好地反映高碳酸鹽礦物含量分布特征，采用ECS碳酸鹽礦物含量標定自然伽馬和聲波時差曲線，確定自然伽馬曲線圖頭刻度范圍為0～150 API，聲波時差曲線圖頭刻度范圍為40～140 μs/ft。依據標定后的圖頭刻度對自然伽馬和聲波時差曲線進行重疊，重疊產生的間距（圖2 中藍色填充部分）較好地指示了高碳酸鹽礦物含量地層。對于碳酸鹽礦物含量大于40.0%的地層，自然伽馬和聲波時差曲線有重疊間距，同時采用ECS 碳酸鹽礦物含量標定后的自然伽馬和聲波時差曲線圖頭刻度對同一區塊其他未采集ECS 測井資料井提供參考，更好地發揮常規測井資料分析地層碳酸鹽礦物含量的作用。

總體而言，自然伽馬和聲波時差曲線重疊能夠有效地反映地層脆性礦物和碳酸鹽礦物含量的分布特征。但沙三段下亞段3層組由于干酪根高自然伽馬和高聲波時差特性的影響，自然伽馬和聲波時差曲線重疊反映的脆性礦物含量明顯小于ECS 脆性礦物含量，這會對后續開展的地層油氣可動性分析產生一定影響，也會對基于聲波時差計算的巖石力學脆性參數和可壓性分析帶來誤差，需要引起足夠的重視。對于地區性頁巖油探井，建議采集巖性掃描測井以獲得準確的地層脆性礦物含量。

4 頁巖油可動性測井響應分析

頁巖油成藏過程中，部分油氣以游離烴形式賦存于礦物基質孔隙和裂縫中，一般采用巖心實驗數據評價游離烴含量［23-24］。鉆井過程中，地層游離烴流入井筒，氣測錄井儀監測到氣測異常變化，尤其是當地層壓力大、油質較好、氣油比高、微裂縫和薄夾層發育時，氣測異常值可達100%。游離烴和氣測異常代表了油氣不同方面的可動特征，前者為原地滯留的近源富集，油氣運移距離短，表現為微觀可動特征，是地層可動油氣的真實反映；后者反映油氣活躍程度，表現為宏觀可動特征，是地層可動油氣的間接反映。游離烴和氣測異常從不同角度反映了頁巖油地層油氣可動性，是頁巖油地層含油性評價的重要依據。

目前，普遍利用巖心和氣測錄井研究頁巖油地層油氣可動性。由于無法深刻認識頁巖油可動性測井響應特征，測井資料在頁巖油地層油氣可動性評價中的作用沒有得到充分體現。

頁巖油地層總有機碳含量與游離烴含量相關性較強，高脆性礦物含量地層尤其是高碳酸鹽礦物含量地層氣測異常值較高，這初步表明總有機碳含量、碳酸鹽礦物含量與油氣可動性之間存在聯系，為利用測井資料分析頁巖油可動性，明確頁巖油可動性的測井表征提供了可能。以樊201 和樊頁1 井為例進行分析。

4.1 樊201井

樊201 井位于濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷，沙四段上亞段純上次亞段和沙三段下亞段為頁巖油集中發育段。鉆井液泥漿密度為1.40 g/cm3，鉆井過程中見到不同程度的氣測異常顯示，部分井段氣測異常值達100%。對沙四段上亞段純上次亞段和沙三段下亞段分段壓裂投產后，平均單段日產油量為7.2 m3/d，說明地層具有較好的油氣可動性。

采用上述研究方法，確定樊201 井頁巖油地層電阻率、自然伽馬和聲波時差曲線經標定后的圖頭刻度，并對電阻率和聲波時差曲線、自然伽馬和聲波時差曲線分別進行重疊處理（圖3）。在不同亞段以及同一亞段不同層組內，電阻率和聲波時差曲線重疊特征、自然伽馬和聲波時差曲線重疊特征以及氣測異常特征差異明顯。依據測井曲線重疊特征和氣測異常特征之間的關系，將3 201～3 610 m 井段自下而上劃分為4段。

圖3 樊201井頁巖油可動性測井響應特征Fig.3 Logging response characteristics for shale oil mobility in Well F201

第一段 位于沙四段上亞段純上次亞段1層組和2層組（3 437～3 610 m），氣測曲線形態飽滿，氣測異常值達100%，油氣可動性好。此段電阻率和聲波時差曲線重疊間距中等，自然伽馬和聲波時差曲線重疊間距大，表現為中等TOC值和高碳酸鹽礦物含量（＞40%）的測井組合特征。該組合特征表明地層具有一定含油性，且有利于油氣流入井筒，并與高氣測異常值相對應。該段氣測異?？梢酝ㄟ^測井組合特征得到較好詮釋，初步表明頁巖油宏觀可動性在測井曲線上存在較好的響應特征。

第二段 位于沙三段下亞段4 層組（3 293～3 437 m），氣測異常值較低，平均為23.2%，電阻率和聲波時差曲線重疊間距較小，自然伽馬和聲波時差曲線重疊間距較大（碳酸鹽礦物含量＞40%），為較低TOC值和較高碳酸鹽礦物含量的測井組合特征。該組合特征表明地層雖然具有較好的油氣可動條件，但地層含油性較差，與低氣測異常值一致，測井組合特征與氣測異常相吻合，再次表明測井組合特征能夠有效反映頁巖油宏觀可動性。

第三段 位于沙三段下亞段3 層組（3 243～3 293 m），氣測曲線為鋸齒狀形態，部分井段氣測異常值達100%。電阻率和聲波時差曲線重疊間距大，為高TOC值和低碳酸鹽礦物含量的測井組合特征。該段地層碳酸鹽礦物含量低，與高氣測異常值矛盾。分析認為原因有2點：一是地層自身脆性礦物含量較低，油氣可動性差，造成部分井段氣測異常低值。二是干酪根的影響造成聲波時差增大、自然伽馬增高，使得測井曲線重疊后表現的低碳酸鹽礦物含量特征不能有效反映地層油氣可動性。盡管如此，電阻率和聲波時差曲線重疊間距大小與氣測異常值相吻合，初步表明電阻率和聲波時差曲線重疊特征也可以反映頁巖油宏觀可動性。同時，高氣測異常值反映了地層較高脆性礦物含量的客觀存在，可以彌補測井曲線重疊分析脆性礦物含量的不足。

第四段 位于沙三段下亞段3 層組（3 201～3 243 m），氣測異常值低，為高TOC值和低碳酸鹽礦物含量的測井組合特征。該段地層測井組合特征與第三段基本一致，但氣測異常值低，這是受地層低脆性礦物含量的影響，還是地層本身油氣可動性差，需要進一步分析。

4.2 樊頁1井

樊頁1 井沙三段下亞段采集了ECS 和電阻率成像測井，可以準確了解地層脆性礦物含量和微裂縫發育情況。該井沙三段下亞段3 層組（3 164～3 206.3 m）為干酪根集中發育段，測井計算TOC值平均為4.27%，ECS 碳酸鹽礦物平均含量為34.8%，總體上為高TOC值和低碳酸鹽礦物含量（＜40%）的測井組合特征，但在層組內部有機質含量、碳酸鹽礦物含量、裂縫密度和氣測異常顯示差異較大（圖4）。為了解低碳酸鹽礦物含量地層頁巖油可動性測井特征，對碳酸鹽礦物含量相對低的3 個層段進行對比分析。

圖4 樊頁1井頁巖油可動性測井響應特征Fig.4 Logging response characteristics for shale oil mobility in Well FY1

第一段（3 199.6～3 206.3 m）氣測異常值高，最高達84%。測井計算TOC值平均大于6.0%，ECS 黏土礦物平均含量為45.0%，ECS 碳酸鹽礦物平均含量為37.0%，成像拾取高導裂縫條數為7 條。雖然該層碳酸鹽礦物含量較低，但地層微裂縫較發育，有利于油氣流動。對第一段進行測試，折算日產油量為2.4 m3/d，不含水，指示地層具有較好的油氣可動性。

第二段（3 180.1～3 186.2 m）和第三段（3 168.4～3 173.3 m）氣測異常值較低，平均僅為8.9%，但測井計算TOC值較高，平均為5.8%。第二段和第三段ECS黏土礦物平均含量為53.0%，ECS碳酸鹽礦物平均含量為30.0%，成像拾取高導裂縫2 條，與第一段對比，第二段和第三段黏土礦物含量更高，碳酸鹽礦物含量更低，微裂縫也不發育，地層油氣更難流入井筒。但第二段和第三段巖心分析S1值與第一段基本一致，說明第二段和第三段自身具有較好的微觀油氣可動性，由于碳酸鹽礦物含量低、微裂縫不發育，不利于地層油氣流入井筒，從而表現為低氣測異常值的特征。第二段和第三段測井計算TOC值較高，地層油氣可動性可通過其進行有效表征。

綜上所述，在高碳酸鹽礦物含量地層，電阻率和聲波時差曲線重疊以及自然伽馬和聲波時差曲線重疊的組合特征與氣測異常特征相對應，可以有效表征頁巖油宏觀可動特征。在低碳酸鹽礦物含量地層，電阻率和聲波時差曲線重疊間距大小與巖心分析S1正相關，能有效表征頁巖油微觀可動性。據此，頁巖油宏觀可動性和微觀可動性在測井曲線上具有明顯的表征特征，完全可以通過測井曲線重疊法和測井曲線組合特征定性反映頁巖油地層含油性。

需要指出的是，鉆井過程中，氣測異常值不僅受碳酸鹽礦物含量和裂縫發育程度的影響，鉆井液泥漿密度和鉆井取心施工也會影響氣測異常值。首先，鉆井液泥漿密度的提高會對地層油氣流出產生不同程度的壓制作用；其次，在鉆井取心過程中，由于鉆頭破巖體積小，部分地層游離烴滯留于巖心中，一般表現為低氣測異常值。因此，氣測異常值難以準確反映地層游離烴含量，僅是地層油氣可動性的間接反映，頁巖油測井評價應立足于測井資料的認識和分析，不應過多依賴于氣測曲線。

5 頁巖油地層含油性定量評價

雖然可以利用測井曲線計算地層總有機碳含量，但總有機碳含量通常為地層干酪根、瀝青和孔隙中油氣含量的總和，無法準確反映地層含油性。盡管測井曲線組合特征與氣測異常、巖心分析S1具有較好的相關性，但也僅僅是地層油氣可動性的定性反映，無法滿足頁巖油定量評價需要［25-27］。從定量評價的角度，需要確定頁巖油地層含油飽和度和孔隙度2個關鍵參數。

5.1 含油飽和度測井分析

隨著頁巖油地質研究不斷深入，對頁巖油地層含油特征形成了相對統一的認識。頁巖油地層具有自生自儲、生烴地層TOC值普遍較高、壓裂后均能見到不同程度的油氣產量、整體含油的成藏特點［28-29］。有機質生烴和排烴過程中的耗水作用使地層水大量減少［30］，使得頁巖油油藏具有低含水飽和度和高含油飽和度的特征，與常規油藏差別較大［31-32］。

與頁巖氣藏以吸附方式賦存于孔隙中對孔徑要求不高不同，頁巖油主要以游離烴形式賦存于脆性礦物基質和微裂縫中。頁巖油地層孔徑越大，油氣可動能力越強，游離烴富集量就越大，越有利于油氣采出［5，33-34］。上述頁巖油地層含油特征和油氣賦存形式可以通過二維核磁（斯倫貝謝CMR-NG）測井資料深入分析得到進一步驗證。

二維核磁測井在提供準確的孔隙結構信息的同時，還能確定儲層流體類型和含量，為分析不同孔隙結構內流體分布特點提供了手段。依據二維核磁解釋成果，將地層孔隙結構劃分為黏土孔隙結構、毛管孔隙結構和可動孔隙結構3類，并將孔隙結構內流體劃分為瀝青質、黏土水、束縛烴、毛管水、可動烴和可動水6種類型［35］（圖5）。

圖5 二維核磁孔隙結構及賦存流體類型關系Fig.5 Relationship between pore structure and fluid types by 2D NMR

渤頁平5井以探索渤南洼陷東次洼沙三段下亞段高演化程度區頁巖含油氣情況為勘探目的，水平段靶窗位置為沙三段下亞段13 上層組2 段（4 192～4 307 m），首次采用二維核磁測井，為分析頁巖油地層孔隙結構、賦存流體特征及含油分布特征提供了條件。

孔隙結構特征 渤頁平5 井采用5 和10 msT2截止值劃分黏土孔隙度、毛管孔隙度和可動孔隙度（圖6）。沙三段下亞段13 上層組2 段總孔隙度平均為5.3%，其中黏土孔隙度平均為1.1%，毛管孔隙度平均為1.9%，可動孔隙度平均為2.3%，毛管孔隙度與可動孔隙度之和平均為4.2%，滲透率平均為0.002 9 mD，為低孔超低滲透儲層特征。

含水特征 由圖6 可以看出，沙三段下亞段13上層組2 段黏土水孔隙度平均為0.88%，毛管水孔隙度平均為0.68%，可動水孔隙度平均為0.28%。因此，黏土水體積約占總含水體積的48%，毛管水體積約占總含水體積的37%，可動水體積約占總含水體積的15%，地層水主要富集于黏土孔隙內，可動孔隙含水體積較低。

含油特征 按照圖5 油氣分類，不同孔隙結構內頁巖油包括瀝青質、束縛烴和可動烴3 種類型。統計沙三段下亞段13 上層組2 段3 類油氣孔隙度，其中瀝青質孔隙度平均為0.7%，束縛烴孔隙度平均為0.8%，可動烴孔隙度平均為1.9%，3 類油氣總孔隙度平均為3.4%，占地層總孔隙度的64.2%，即地層含油飽和度達64.2%，為高含油飽和度特征油藏。

不同孔隙結構內含油分布特征 在黏土孔隙內，瀝青質孔隙度平均為0.7%，占黏土孔隙度的63.6%，即黏土孔隙含油飽和度為63.6%；在毛管孔隙內，束縛烴孔隙度平均為0.8%，占毛管孔隙度的42.2%，即毛管孔隙含油飽和度為42.2%；在可動孔隙內，可動烴孔隙度平均為1.9%，占可動孔隙度的82.6%，即可動孔隙含油飽和度為82.6%。由此，沙三段下亞段13 上層組2 段屬于低含水飽和度和高含油飽和度油藏，與地質認識完全一致［36］。尤其在可動孔隙內，地層含油飽和度達82.6%，可動孔隙內基本不含水。該條件下含油飽和度近似為1，地層含油孔隙度的計算可以由含油飽和度與可動孔隙度的求取簡化為對可動孔隙度的求取，其表達式為：

5.2 可動孔隙度測井分析

頁巖油具有自生自儲的成藏特點，對孔隙連通性要求較低，瀝青質、束縛烴和氣油比較高的可動烴分別賦存在不同的孔隙結構中。實驗分析和勘探實踐表明瀝青質分子體積大、黏度高且賦存在小孔隙內，無法被有效開采。束縛烴黏度中等，賦存在毛管孔隙中，通過儲層改造可以被有效動用和采出，與可動烴具有同等商業價值［36］。因此，從采出程度分析，束縛烴也具有可動性，頁巖油地層可動孔隙應包含毛管孔隙內束縛烴孔隙和可動孔隙2部分。而（5）式中地層可動孔隙度并未包含束縛烴孔隙度，會導致地層含油孔隙度計算值明顯偏小。依據10 msT2截止值計算的地層可動孔隙度明顯小于地層可動烴孔隙度與束縛烴孔隙度之和（圖6），有待做進一步改進。

圖6 渤頁平5井二維核磁測井流體特征分析Fig.6 2D NMR logging response characteristics for fluids in Well BYP5

渤頁平5 井4 190～4 310 m 井段毛管孔隙度平均為1.9%，束縛烴孔隙度平均為0.8%，毛管孔隙含水飽和度為57.8%，含油飽和度為42.2%，毛管孔隙內含水飽和度較高而含油飽和度較低，與可動孔隙內高含油飽和度特點存在較大差別。盡管毛管孔隙中含油飽和度低，但這部分油氣可動性好，對油氣產量有貢獻，應將束縛烴孔隙從毛管孔隙中剝離出來，并劃歸至可動孔隙。

相關研究表明［36］，頁巖油地層流體類型與孔隙結構大小具有較好的相關性，即小孔隙內以地層水為主，大孔隙內以地層油氣為主，即使在毛管孔隙內，小孔隙內主要富集毛管水，大孔隙內以束縛烴為主，渤頁平5 井不同孔隙結構內流體特征分析也驗證了這一點。因此，理論上存在一個T2截止值，依據該T2截止值可以區分毛管水孔隙與束縛烴孔隙。但頁巖油地層流體類型的分布除與孔隙結構密切相關外，還與礦物組分、潤濕性、含油品質以及地層溫度和壓力有關［37］，需要通過巖心分析給出相對合理的T2截止值以滿足地層含油性評價的需要［5，38］。

由于二維核磁測井定量確定了可動烴孔隙度和束縛烴孔隙度，可以采用該數據確定一個新的T2截止值，使得利用新的T2截止值劃分的可動孔隙度與可動烴孔隙度和束縛烴孔隙度之和基本一致。依據上述認識，分別采用4，5，6，7，8 和9 ms 等T2截止值計算可動孔隙度。結果表明，當T2截止值為5 ms時，重新計算的地層可動孔隙度與原計算的可動烴孔隙度與束縛烴孔隙度之和基本一致（圖6），表明采用5 msT2截止值確定的可動孔隙度更加準確地反映了地層可動烴孔隙度。

6 應用實例

利頁1 井為一口頁巖油重點探井，全井進行了長井段鉆井取心，積累了豐富的巖心分析數據。但受實驗條件和測井評價方法的限制，無法準確評價利頁1井頁巖油地層含油性以及不同亞段和層組含油性差異，對于哪一個層組含油性更好一直存在不同的認識。

利頁1井完井后采用了ECS 和一維核磁（CMR）測井，經巖心分析TOC值和ECS 碳酸鹽礦物含量標定后，確定了電阻率、聲波時差和自然伽馬曲線的圖頭刻度范圍，依據刻度范圍對電阻率和聲波時差曲線、自然伽馬和聲波時差曲線進行了重疊處理（圖7），開展地層總有機碳含量、脆性礦物含量和油氣可動性定性分析。

圖7 利頁1井頁巖油測井綜合評價Fig.7 Comprehensive logging evaluation for shale oil in Well LY1

利頁1 井3 580～3 800 m 井段電阻率和聲波時差曲線表現出不同幅度的重疊間距，測井計算TOC值與巖心分析TOC值基本一致，測井計算TOC值平均為3.2%，為整體含油特征。自然伽馬和聲波時差曲線重疊間距小，甚至無重疊特征，反映地層碳酸鹽礦物含量低，與ECS 礦物剖面基本一致。由于地層碳酸鹽礦物含量較低不利于地層油氣流出井筒，以及受鉆井取心施工與鉆井液泥漿密度提高的影響，氣測異常值普遍較低，無法有效反映頁巖油宏觀可動性，但電阻率和聲波時差曲線重疊間距定性表明地層含油性較好，但不同亞段及層組內含油性差別較大。

對利頁1 井一維核磁測井數據進行二次處理，并采用渤頁平5井確定的5 msT2截止值分析地層可動孔隙度，取得以下幾點認識：①對比核磁總孔隙度與巖心分析孔隙度（未做覆壓校正），兩者具有較好的一致性，指示核磁測井不受地層巖性和干酪根的影響，可以準確反映地層總孔隙度。②對比核磁可動孔隙度與測井計算TOC值，兩者變化趨勢基本一致，測井計算TOC值越高，核磁可動孔隙度越大，反映了頁巖油地層有機質對儲層孔隙具有良好的改造作用。③對比核磁可動孔隙度與S1值，兩者對應關系較好，表明核磁可動孔隙度是定量評價地層可動油氣體積的有效手段。④對比不同亞段含油性測井評價值，沙三段下亞段3 層組測井計算TOC值平均為5.4%，核磁可動孔隙度平均為6.4%，沙四段上亞段純上次亞段2層組測井計算TOC值平均為1.9%，核磁可動孔隙度平均為5.5%。

相比沙四段上亞段純上次亞段2 層組，沙三段下亞段3層組TOC值與核磁可動孔隙度均較高。因此，沙三段下亞段3層組含油性更好，應是未來頁巖油地層勘探開發的首選目標。

7 結論

以頁巖油地質認識為指導，采用測井手段開展頁巖油地質特性分析與表征，建立了頁巖油地層含油性定性與定量評價方法，為頁巖油測井評價提供了新的思路，測井資料在頁巖油評價中的作用得到了充分體現。由于干酪根對常規測井曲線的影響以及頁巖油地層孔隙結構、流體類型和賦存方式的復雜性，基于常規測井曲線開展的頁巖油測井評價存在一定的局限性，對于地區性頁巖油探井，應采用巖性掃描和二維核磁測井，更好地滿足頁巖油定量評價的需要。

符號解釋

H——井深，m；

K——疊合系數，小數；

R——電阻率，Ω·m；

Rmax——電阻率曲線圖頭最大刻度值，Ω·m；

Rmin——電阻率曲線圖頭最小刻度值，Ω·m；

Ro——鏡質組反射率，%；

Rt——地層電阻率，Ω·m；

R基線——非烴源巖段電阻率，Ω·m；

So——含油飽和度，%；

T1——縱向弛豫時間，ms；

T2——橫向弛豫時間，ms；

T1/T2——縱橫向弛豫時間比；

TOC——總有機碳含量，%；

Δt——聲波時差，μs/ft；

Δtmax——聲波時差曲線圖頭最大刻度值，μs/ft；

Δtmin——聲波時差曲線圖頭最小刻度值，μs/ft；

Δt基線——非烴源巖段聲波時差，μs/ft；

ΔTOC——總有機碳含量背景值，%；

?f——可動孔隙度，小數；

?o——含油孔隙度，%。