測井資料在油頁巖評價中的應用
——以鄂爾多斯盆地HJF地區為例

應華偉

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

韓丙永，孫 峰

(中石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

測井資料在油頁巖評價中的應用
——以鄂爾多斯盆地HJF地區為例

應華偉

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065)

韓丙永，孫 峰

(中石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

目前在實際工作中油頁巖含油率的測定主要是通過油頁巖巖樣的實驗室測定來獲取。但由于成本高、輕烴組分揮發、有機質含量縱向非均質性等因素的影響，造成實驗室測得的數據有限且不能反映真實的地層情況。通過對鄂爾多斯盆地何家坊地區油頁巖詳細研究，發現該區聲波時差、密度、自然伽馬、電阻率等測井曲線在油頁巖巖段均有異常反應，且該異常反應同油頁巖含油率的變化具有明顯的對應關系。在該對應關系的基礎上，利用ΔlogR法建立了適用于該區的計算公式，并運用計算公式對研究區探井進行評價。評價發現，計算所得油頁巖含油率數據同實驗室測定結果相吻合。

油頁巖；含油率；測井資料；ΔlogR法

油頁巖(又稱油母頁巖)是一種高灰分的固體可燃有機礦產，低溫干餾可獲得頁巖油，含油率大于3.5%，有機質含量較高，主要為腐泥型、腐殖型或混合型，其發熱量一般不低于4.18MJ/g。世界上油頁巖儲量巨大，是未來重要的接替能源資源。目前，油頁巖評價過程中的主要參數(如含油率、剩余有機碳含量等)都是采用實驗室測試巖心的方法來獲得。雖然該方法獲得的數據較為準確，但由于現場工作的實際情況、經濟成本等原因的影響，不可能每口井都做大量系統的取心和分析化驗,而且由于油頁巖含油率在縱向分布非均質性強，造成獲得的數據十分有限，且縱向連續性不好。測井資料具有數量多、分辨率高、連續性好、成本經濟等特點。利用測井資料進行油頁巖評價，可以在較低的經濟成本基礎上獲得更多且連續性好的數據，彌補常規方法的不足之處。下面，筆者以鄂爾多斯盆地HJF地區油頁巖評價為例，介紹測井資料在該研究區油頁巖評價中的應用。

1 鄂爾多斯盆地HJF地區油頁巖的測井響應及識別

表1 巖層的簡單分類及其組成

井下情況多變，很多原因都可以引起測井曲線的波動。為了便于研究，需要將測井曲線上微小的波動忽略。為此首先要建立簡易的地層模型。假設富含有機質的巖石由巖石骨架、固體有機質、孔隙流體組成[1]；不含有機質的巖石僅由巖石骨架、孔隙流體2部分組成。在該假設基礎之上，將巖層大致分為普通巖層(假設不含有機質)、油氣儲層、烴源巖層，其中烴源巖層又可分為成熟烴源巖層和未成熟烴源巖層(見表1)。因油頁巖具有烴源巖的性質，所以在該模型中假定油頁巖為烴源巖。

不同類型巖層有不同的組成部分，各組成部分又具有各自獨特的物理性質：巖石骨架導電能力很差或幾乎不導電，密度高；孔隙水易導電；有機質和烴類具有低密度、高電阻、高含氫的特征。由此可以推知，對于同一種測井方法，不同類型的巖層在測井曲線上會有不同的測井響應。這種不同的測井響應正是用來評價油頁巖的基礎。通過研究區巖心與測井曲線對比結果分析，初步確定了研究區油頁巖層高自然伽馬值、高聲波時差值、高電阻率值、低密度值的特征[2-7]，如H2井的254～276m油頁巖段(見圖1)。

注：GR為自然伽馬；AC為聲波時差；Rt為電阻率。圖1 H2井綜合錄井圖

經過對研究區大量統計發現，該研究區油頁巖測井響應特征如下：自然伽馬測井值大于138API，聲波時差測井值大于279μs/m，電阻率測井值大于77Ω·m。可以以該標準來初步識別出油頁巖層段。

2 建立油頁巖含油率定量評價模型

利用研究區油頁巖的測井響應特征可以準確的識別出油頁巖層段。但是油頁巖評價的關鍵問題是如何確定油頁巖的有效厚度及品位。這就需要進一步計算出油頁巖的含油率。油頁巖含油率(ω)是指油頁巖中頁巖油(焦油)所占的質量分數，是界定油頁巖礦產資源概念的一項重要指標。通常油頁巖含油率越高，油頁巖品位就越好。根據油頁巖含油率的大小，油頁巖資源可分為低(3.5%<ω≤5%)、中(5%<ω≤10%)、高(ω>10%)3個等級[8]。

2.1油頁巖含油率與測井響應特征分析

以研究區H2井為例，對研究區油頁巖含油率與測井響應特征進行分析。對H2井油頁巖巖心實驗室化驗數據和對應測井資料的分析表明，電阻率測井值、聲波時差測井值、地層密度測井值和自然伽馬測井值與含油率都有很好的相關關系(見圖2～5)。相關系數分別為0.81、0.78、0.83、0.84，表明在該研究區可以嘗試利用測井資料計算油頁巖含油率。

圖2 H2井實測含油率值與地層電阻率測井相關圖 圖3 H2井實測含油率值與聲波時差測井值相關圖

圖4 H2井實測含油率與地層密度測井值相關圖 圖5 H2井實測含油率值與自然伽馬測井值相關圖

2.2運用ΔlogR法建立計算油頁巖含油率模型

ΔlogR法[9-11]是利用測井資料識別富含有機質巖層并計算巖層總有機碳含量的一種方法。目前在個別地區油頁巖資源評價中，也用來評價油頁巖含油率。

圖6 測井評價示意圖

測井評價示意圖如圖6所示。將聲波時差曲線和電阻率曲線在合適的刻度內重疊，聲波時差采用算術坐標，電阻率采用算術對數坐標。電阻率的每2個對數刻度(lg0.01= -2)對應著聲波時差的2個算術坐標刻度(50μs/ft=164μs/m)。把非源巖層段或者包含很少有機質的巖層段作為基線段(如圖6的A、E、J段)。為了便于觀察，這里聲波時差測井曲線和電阻率測井曲線的刻度選擇相反的方向。把2條曲線間相同深度點之間的間隔距離定義為ΔlogR。一般，在未成熟的烴源巖層段，由于有機質含量高，所以巖層密度較低。此時ΔlogR幅度差主要由聲波時差測井值增大而形成(如圖6的C段)。成熟的烴源巖層已經有液態烴生成，由于該層段含大量有機質，所以造成該段巖層低密度、高電阻的特點，從而該層段ΔlogR幅度差由聲波時差和電阻率2條測井曲線共同增大而形成(如圖6的F段)。在儲集層段由于含有大量不導電的烴類，所以該段ΔlogR幅度差主要由電阻率增大形成(如圖6的D段)。在致密巖層段，由于缺乏導電的流體，所以該層段電阻率測井值較高，但聲波時差較低(如圖6的K段)。在非烴源巖段或非儲集層段的孔隙度曲線和電阻曲線一般是重疊在一起(如圖6的A、E、J段)。

ΔlogR公式定義如下：

ΔlogR=lg(R/R基線)+0.02(Δt-Δt基線)

(1)

油頁巖含油率的計算模型如下：

ω=a·ΔlogR+b

(2)

圖7 H2井含油率與ΔlogR交會圖

式中，R為測井曲線不同深度所對應的電阻率值，Ω·m；Δt為測井曲線不同深度所對應的聲波時差，μs/ft；R基線為基線段電阻率值，Ω·m；Δt基線為基線段聲波時差值，μs/ft；a、b為計算系數，不同的研究區系數不同。

ΔlogR運用的前提條件是研究區油頁巖含油率與自然伽馬測井值、聲波時差測井值具有極強的相關性。以研究區H2井為例，由圖2、圖3可知油頁巖實測含油率與電阻率、聲波時差測井曲線有良好的相關性，表明該方法可以在研究區試用。經研究發現H2井含油率與ΔlogR有良好的相關性(見圖7)，通過分析擬合出ΔlogR與含油率的關系式：

ω=1.6767·ΔlogR+0.6703 (R=0.82)

2.3運用NΔlogR法建立計算油頁巖含油率模型

ΔlogR法在該研究區雖然比較適用，但是該方法沒有考慮其他相關測井資料的影響。如研究區密度測井值、自然伽馬測井值都同油頁巖含油率有很好的相關性(見圖4、圖5)。為了使評價結果更加準確，需要在ΔlogR法的基礎上加入其他測井曲線的影響，從而開發出符合該研究區特點的新方法。將ΔlogR在原來意義的基礎上融合與有機碳含量有關的更多的測井資料影響，如自然伽馬測井值和密度測井值。將其定義為NΔlogR：

NΔlogR=lg(R/R基線)+0.02[(Δt-Δt基線)+(DEN基線-DEN)+(GR-GR基線)]

(4)

建立NΔlogR與含油率的關系模型如下：

ω=a·NΔlogR+b

(5)

圖8 含油率與NΔlogR交會圖

式中，NΔlogR為烴源巖層段聲波時差、密度、自然伽馬和電阻率測井曲線的幅差；DEN為密度，g/cm3；DEN基線為基線段的密度，g/cm3。

同樣以研究區H2井為例進行研究，經研究發現NΔlogR與含油率有良好的線性關系(見圖8)。得出研究區計算含油率的方程：

ω=0.3572·NΔlogR+0.5159R=0.90

可以很明顯的發現ω與NΔlogR的相關性(R=0.90)遠大于與ΔlogR的相關性(R=0.82)。

3 結 論

1)各測井曲線在油頁巖段的異常反應是通過測井資料評價油頁巖的基礎，通過這些異常反應可以很容易區分出油頁巖層段。

2)研究區油頁巖含油率與自然伽馬、電阻率、密度、聲波時差測井曲線相關性較好，確立了研究區油頁巖的測井識別辦法。

3)油頁巖是烴源巖的一種，所以可以采用評價烴源巖的方法來評價油頁巖。ΔlogR技術是目前運用比較普遍的計算烴源巖有機碳含量的方法。在研究區可以建立含油率與ΔlogR的關系方程，從而進一步計算出油頁巖含油率。

4)為使計算含油率更加接近于真實情況，根據研究區實際情況，在原ΔlogR基礎上融入密度和自然伽馬2種測井數據進行計算，經過對比發現，改進后的方法其結果更加接近于實驗室測定數據。

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[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.018

P618.12；P631.81

A

1673-1409(2012)12-N057-04