陆相页岩油储层可动油含量测井评价方法

图1 不同条件下页岩储层中各流体组分的二维核磁T₁-T₂谱（根据文献［19］修改）

Fig.1 2D NMR T₁-T₂ spectrum involving different fluid types and conditions （modified after reference ［19］）

采用岩心实验刻度截止值参数可提高各流体组分定量评价的精度。与常规储层不同，页岩油储层的流体组分更为复杂，可将孔隙中的流体分为6种类型：干酪根沥青质等、黏土束缚水、毛管束缚水、可动水、束缚油与可动油^［19］。针对页岩油储层，设计实施了岩心核磁共振与多温热解并行实验（实验方案如图2所示），确定各流体组分在二维T₁-T₂谱上的响应特征及其截止值参数。多温热解实验采用蒋启贵等实验方案^［11-12］，改进现有Rock-Eval 6热解和热解色谱方法，结合样品溶剂抽提前、后热解对比实验和不同类型样品的综合分析，建立不同赋存状态页岩油热释法：在200 ℃恒温1 min测试S_1-1，然后以25 ℃/min升温至350℃，并恒温1 min测试S_1-2，再以25 ℃/min升温至450 ℃，并恒温1 min测试S_2-1，最后再以25 ℃/min升温至600 ℃，测试S_2-2。结合色谱-质谱分析等分子化学分析手段，实现不同赋存状态页岩油定量表征。基于该方案，本文利用热解确定不同赋存状态烃组分时，采用的温阶分别为200，350，450和600 ℃。

图2

图2 岩心样品核磁共振与多温热解并行实验方案

Fig.2 A parallel experiment scheme for the NMR measurement and programmed pyrolysis of cores

实验过程同步测量升温热解过程中岩心不同赋存状态烃组分的二维核磁T₁-T₂谱的谱峰分布位置与幅度变化，测量结果如图3所示，干酪根（S_2-2）主要位于T₂<0.6 ms，T₁/T₂>10区域；黏土束缚水主要位于T₂<0.6 ms，T₁/T₂≤10区域；毛管束缚水主要位于0.6 ms≤T₂<2.5 ms，T₁/T₂<5区域；可动水主要位于T₂≥2.5 ms，T₁/T₂<2区域；束缚油（S_2-1）主要位于0.6 ms≤T₂<2.5 ms，T₁/T₂≥5区域；可动油（S_1-1+S_1-2）主要位于T₂≥2.5 ms，T₁/T₂≥2区域。

图3

图3 岩心样品升温热解过程中不同阶段的二维核磁测量结果

a. 柱塞样原始状态；b. 自吸饱和油；c. 500 psi加压饱和油；d. 1 000 psi加压饱和油；e. 2 000 psi加压饱和油；f. 碎样原始状态；g. 碎样加热至200 ℃；h. 碎样加热至350 ℃；i. 碎样加热至450 ℃；j. 碎样加热至600 ℃

Fig.3 2D NMR measurements of cores at different stages during pyrolysis processes at rising temperatures

针对阜二段页岩油储层，通过岩心不同升温热解过程中的二维核磁测量结果与现场实践，最终确定如图4所示的二维核磁流体识别与定量评价图版。

图4

图4 苏北盆地阜二段二维核磁T₁-T₂谱页岩油和孔隙流体识别与定量评价图版

Fig.4 2D NMR T₁-T₂ spectrum-based identification and quantitative assessment chart board for pore fluids in shale oil reservoirs in the 2^nd member of the Funing Formation （Fu 2 Member） in the Subei Basin， East China

1.2 评价模型

根据图４所示定量评价图版，先采用采用截止值方法计算各流体组分体积及可动油饱和度，具体公式如下：

C B W = \int_{T_{2, m i n}}^{T_{2, c u t o f f 1}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} \leq 10)

（1）

B V I = \int_{T_{2, c u t o f f 1}}^{T_{2, c u t o f f 2}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} < 5)

（2）

V F W = \int_{T_{2, c u t o f f 2}}^{T_{2, m a x}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} < 2)

（3）

V B K = \int_{T_{2, m i n}}^{T_{2, c u t o f f 1}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} > 10)

（4）

V B O = \int_{T_{2, c u t o f f 1}}^{T_{2, c u t o f f 2}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} \geq 5)

（5）

V F O = \int_{T_{2, c u t o f f 2}}^{T_{2, m a x}} f (T_{2}) d T_{2} (\frac{T_{1}}{T_{2}} \geq 2)

（6）

P H I T = \int_{T_{2, m i n}}^{T_{2, m a x}} f (T_{2}) d T_{2}

（7）

PHIE=PHIT-CBW（8）

SMO=100VFO/PHIE（9）

式中：CBW为黏土束缚水孔隙度，%； BVI为毛管束缚水孔隙度，%；VFW为可动水孔隙度，%；VBK为干酪根体积，%；VBO为束缚油孔隙度，%；VFO为可动油孔隙度，%；PHIT为总孔隙度，%；SMO为可动油饱和度，%； $T_{2, m i n}$ 为T₂最小值，ms； $T_{2, m a x}$ 为T₂最大值，ms； $T_{2, c u t o f f 1}$ 为黏土束缚水T₂截止值，取0.6 ms； $T_{2, c u t o f f 2}$ 为毛管束缚水T₂截止值，取2.5 ms。

最后，根据可动油饱和度计算可动油含量公式如下：

S_{1} = \frac{10 V F O ρ_{o} B_{o}}{ρ_{r}}

（10）

式中： $S_{1}$ 为可动油含量，mg/g； $ρ_{o}$ 为原油密度，g/cm³； $ρ_{r}$ 为页岩油储层密度，g/cm³； $B_{o}$ 为原油地层体积系数，无量纲。

2 常规测井可动油定量评价

结合沉积环境和沉积构造分析可动油含量的主要地质影响因素，并与测井数据关联，依据岩心冷冻热解实验得到的S₁、总有机碳含量（TOC），作S₁与TOC交会图，建立可动油含量定量评价方法。

2.1 沉积环境影响

苏北盆地阜二段（可细分为一亚段—四亚段）经历了从咸水湖盆到淡水湖盆沉积演化过程。从下往上分为4个阶段：一亚段和二亚段为咸水湖盆沉积阶段；三亚段为咸水-淡水过渡沉积阶段；四亚段为微咸水湖盆沉积阶段；五亚段淡水湖盆沉积阶段^［24］。不同演化阶段湖水性质不同，造成纵向上S₁-TOC演化关系不同。一亚段和二亚段为咸水湖盆沉积环境，S₁与TOC呈现高斜率、强相关线性关系，斜率达到2.14，相关系数达到0.85以上，表明在相同有机质含量和演化程度条件下，咸化环境可生成更多油气，页岩油可动性好（图5）。

图5

图5 苏北盆地阜二段咸水-淡水湖盆沉积页岩S₁-TOC关系

Fig.5 S₁ vs. TOC for shales deposited in saline to freshwater lacustrine of the Fu 2 Member in the Subei Basin， East China

随着湖盆向淡水沉积演化，斜率不断降低，到阜二段四亚段微咸水湖盆沉积阶段，斜率为1.00左右；五亚段淡水湖盆沉积阶段，斜率为0.66，远小于1.00。表明在相同有机含量和演化程度条件下，可动油含量降低，页岩油可动性变差。特别是三亚段正好处在咸水-淡水过渡沉积阶段，由此造成点群分布在咸水、淡水区带，既覆盖一亚段和二亚段咸水区带，也覆盖四亚段和五亚段微咸水和淡水区带（图5）。因此沉积环境的变化（尤其是盐度的变化）导致S₁-TOC关系复杂化。

2.2 沉积构造影响

相同沉积环境和演化程度条件下，沉积构造对可动油含量也有较大影响。苏北盆地阜二段灰云质、云灰质页岩及泥岩沉积构造宏观上可分为3类：纹层状（纹层厚度<1 cm）、层状（单层厚度1 ~ 10 cm）和块状（单层厚度>10 cm）。通过岩心刻度成像测井，在成像测井上分为强层状、弱层状和块状3种类型，分别对应纹层状、层状和块状沉积构造。

阜二段二亚段以纹层状、弱层状和块状含灰云质页岩为主体，图6展示二亚段S₁-TOC点群分布与沉积构造关系。在块状、弱层状发育段，点群偏离高斜率的线性相关规律，斜率向变小方向偏转，表明在相同沉积环境和演化程度条件下，块状、弱层状构造造成可动烃含量减少，可动性变差。图7为三亚段S₁-TOC交会图，同样地对于块状泥岩段，S₁-TOC交会点群向斜率变小方向偏转。

图6

图6 苏北盆地阜二段二亚段页岩S₁-TOC分布（a）与沉积构造关系（b）

Fig.6 S₁ vs. TOC （a） and its relationship with sedimentary structures （b） for the 2^nd submember of the Fu 2 Member in the Subei Basin

图7

图7 苏北盆地阜二段三亚段页岩S₁-TOC分布（a）与沉积构造关系（b）

Fig.7 S₁ vs. TOC （a） and its relationship with sedimentary structures （b） for the 3^rd submember of the Fu 2 Member in the Subei Basin

2.3 可动油定量评价模型

S₁与TOC呈现高线性相关性，但受沉积环境、沉积构造和成熟度等地质因素影响，相关系数和斜率发生变化。电阻率与声波时差是评价TOC的敏感信息，电阻率相对变化幅度是影响S₁-TOC斜率的敏感信息。将这些敏感测井信息关联，并通过特设系数调整沉积环境、沉积构造对S₁-TOC斜率的影响。推导可动油定量评价模型如下：

∆ l g R = l g \frac{R}{R_{b a s e}} + K (∆ t - ∆ t_{b a s e})

（11）

T O C = α_{1} \times ∆ l g R

（12）

S_{1} = \frac{R}{R_{b a s e}} \times \sqrt[]{∆ l g R} \times α_{2}

（13）

O S I = \frac{S_{1}}{T O C} \times 100

（14）

式中： $∆ l g R$ 为电阻率-声波时差差异距离，无量纲；R为计算点的测井深侧向电阻率，Ω·m；R_base为普通泥岩段的电阻率平均值，Ω·m；K为声波时差与电阻率曲线在泥岩段重合时的刻度系数，无量纲；Δt为计算点的测井声波时差，μs/m；Δt_base为普通泥岩段的声波时差，μs/m；TOC为总有机碳含量，%； $α_{1}$ 为有机碳含量调整系数，取值1.4 ~ 1.5，无量纲； $α_{2}$ 为S₁调整系数，取值0.5 ~ 1.0，无量纲；OSI为含油饱和度指数，mg/g。

3 评价效果及应用

3.1 评价效果

利用上述方法对苏北盆地阜二段页岩可动油含量进行定量评价。图8展示了某井分别采用二维核磁共振和常规测井评价得出的可动油含量，以及与冷冻岩心热解可动油含量的对比，可以看出核磁共振可动油含量、常规测井评价的可动油含量与冷冻岩心分析结果基本吻合，变化趋势是一致的，表明应用上述方法定量评价可动油是可行的。

图8

图8 苏北盆地阜二段页岩二维核磁、常规测井计算可动油含量与冷冻岩心测试结果对比

Fig.8 Comparison of movable oil content calculated based on 2D NMR and conventional logs with that measured via pyrolysis of frozen cores for shales in the Fu 2 Member in the Subei Basin

苏北盆地阜二段范围内大多数井只有常规测井资料，没有二维核磁共振测井资料，可借助电阻率、声波时差等测井资料，计算可动烃含量（S₁）及含油饱和度指数（OSI），实现区域范围内页岩可动油定量评价，在此基础上进行分级评价（图9）。

图9

图9 苏北盆地阜二段陆相页岩可动油含量测井定量评价成果

Fig.9 Well-log-based quantitative assessment results for movable oil content in lacustrine shales of the Fu 2 Member in the Subei Basin

3.2 选层评价中的应用

A井位于苏北盆地海安凹陷，是一口页岩油风险探井，目的层段为阜二段，常规取心长度为217.3 m。在井场直接对全直径岩心实施快速、高精度的二维核磁共振测量，并对测量结果实时解释。图10所示为该井井场全直径岩心高精度核磁测量解释成果图。取心井段总体有效孔隙度及含油性较差，以束缚油为主，局部段发育较好页岩油。根据测井定性分析和定量评价结果，建立海安凹陷阜二段页岩油分类评价标准（表1），对储层进行分级评价，主要分为3类。一类：可动孔隙度大于1.0 %，且可动孔隙度/有效孔隙度比大于20.0 %；二类：可动孔隙度大于0.5 %、小于1.0 %且可动孔隙度/有效孔隙度比大于10.0 %，或可动孔隙度大于1.0 %且可动孔隙度/有效孔隙度比大于10.0 %、小于20.0 %；三类：可动孔隙度小于0.5 %，或可动孔隙度/有效孔隙度比小于10.0 %。根据评价结果，阜二段二亚段2，3，4，5小层为最优甜点区，以此作为水平井靶窗和压裂甜点区（图11），进行水平井钻井和压裂，获高产工业油流。可动性评价结果助力勘探取得重大突破。

图10

图10 A井全直径岩心高精度核磁测量解释成果

Fig.10 Interpretation of high-precision NMR measurements of full-diameter cores from well A

表1 苏北盆地海安凹陷阜二段页岩油储层分类评价标准

Table 1 Classification and assessment criteria for shale oil in the Fu 2 Member in the Hai’an Sag， Subei Basin

储层类别	岩相		定性分析		定量分析
储层类别	岩性	沉积构造	RT/（Ω·m）	AC & RT重叠法	VFO/%	SMO/%	S₁/（mg/g）	OSI/（mg/g）
一类	含灰云质页岩、灰云质页岩、灰质页岩	纹层状	>10.0	差异幅度中等-大	>1.0	>20	>2	>200
二类	含灰云质页岩、灰云质页岩	纹层状、层状	6.5 ~ 10.0	差异幅度中等-小	>0.5	>10	1 ~ 2	100 ~ 200
三类	块状泥岩、云质泥岩、灰云质页岩	块状、层状	<6.5	无差异或差异大（异常低电阻率）	<0.5	<10	<1	<100

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图11

图11 二维核磁共振可动油饱和度评价结果及水平井靶窗选择

Fig.11 2D NMR-based assessment results of movable oil saturation and selected landing zones for horizontal wells

4 结论

1）页岩油可动性评价是页岩油测井评价的核心内容，但目前尚无统一适用的评价方法和模型。页岩油为低孔、超低渗透率储集层，孔隙中无自由水，二维核磁共振技术对于页岩油评价有天然优势，是评价页岩油物性、含油性及可动性的有效手段。二维核磁共振技术既可以地面测量，也可以井下测量，可以获得页岩中总孔隙度、有效孔隙度、游离油、吸附油和束缚水含量。便携式井场地面二维核磁测量可以有效消除流体散失对测量结果的影响。

2）在明确影响游离烃含量地质因素的基础上，借助敏感测井信息构建游离烃含量测井评价模型，实现基于常规测井资料的页岩油可动性定量评价。

3）在研究区范围内，可利用自然电位、电阻率和声波时差等曲线重叠交会从而定性分析页岩含油性，再依据可动油定量评价结果进行分级评价，为压裂选层和高效开发方案设计提供依据。

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