鄂爾多斯盆地非常規(guī)資源微孔隙儲層測井評價

劉文輝, 潘和平, 冉利民

(1.華北水利水電大學地球科學與工程學院， 鄭州 450046； 2.中國地質大學地球物理與空間信息學院， 武漢 430074； 3.中國石化華北石油工程有限公司測井分公司， 鄭州 450007)

21世紀以來，非常規(guī)油氣地質理論的發(fā)展進一步推動全球勘探開發(fā)從常規(guī)油氣邁向非常規(guī)油氣領域。技術的進步實現(xiàn)了油氣勘探開發(fā)由“源外”向“源內(nèi)”的重大轉變，發(fā)生了“常規(guī)油氣”向“非常規(guī)油氣”的革命[1]。非常規(guī)油氣按成藏機制也分為兩種：一種是與傳統(tǒng)的成藏機制類似，來自源巖的油氣在浮力和毛細管壓力差的作用下，運移后聚集在具有存儲能力的地層中成藏，此類非常規(guī)油氣包括重油、油砂和天然氣水合物等[2]；另一種是在超壓和擴散作用下成藏的“源內(nèi)”油氣聚集，與常規(guī)油氣截然不同，其中最典型的“源內(nèi)”非常規(guī)油氣是頁巖油、氣和煤層氣，主要特點是源儲一體、持續(xù)聚集和連續(xù)分布[3-5]。為了延長世界石油工業(yè)生命周期，助推油氣儲量和產(chǎn)量增長，中外眾多學者對非常規(guī)油氣資源進行了持續(xù)關注和研究。頁巖油氣是目前全球油氣產(chǎn)量的重要增長點，美國在該領域處于領先地位。雖然中國也積極開展研究，并在海相頁巖油氣開發(fā)方面有了一些成果經(jīng)驗，但對于大面積的陸相及海陸過渡相頁巖油氣的大規(guī)模開發(fā)利用還處于探索之中[6-9]。煤層氣是與煤共生的天然氣，世界主要產(chǎn)煤國都非常重視煤層氣的開發(fā)利用，美國應用常規(guī)油氣井開采煤層氣的成功引領煤層氣的開采進入新階段。中國煤層氣產(chǎn)量緩慢穩(wěn)定增長，對于中高階煤層氣的開發(fā)已經(jīng)取得突破，各種配套技術逐漸成熟，對于低煤階的開發(fā)取得了局部井點突破，相關技術成熟后，能夠促進中國煤層氣產(chǎn)量的快速發(fā)展[10-11]。天然氣水合物蘊含了大量的天然氣資源，世界各國積極參與天然氣水合物的研究與勘探。2009年，中國在青藏高原發(fā)現(xiàn)陸域天然氣水合物，2017年中國在南海神狐海域試采天然氣水合物成功，但天然氣水合物的特點導致其極不穩(wěn)定，一旦大量分解，會對人類的生存環(huán)境造成巨大影響，還需要技術革新推動天然氣水合物的商業(yè)化開采[12-14]。

為了保障鄂爾多斯盆地油氣資源的持續(xù)開采，除了保持常規(guī)的致密砂巖油氣開采，也要重視非常規(guī)油氣資源的開發(fā)和利用。對鄂爾多斯盆地的幾種重要的非常規(guī)油氣資源儲集性能、運移通道及測井響應特征進行了分析和總結，為后續(xù)該地區(qū)非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)提供思路和技術支撐。

1 區(qū)域地質概況

鄂爾多斯盆地地處中國中西部結合部位，面積為33萬km2，是中國第二大沉積盆地，是一個整體沉降、坳陷遷移、構造簡單的大型多旋回克拉通盆地。

鄂爾多斯盆地的現(xiàn)今表現(xiàn)為東部寬廣平緩，西部陡峭狹窄的特征，總體上表現(xiàn)為東西不對稱的。盆地內(nèi)部構造簡單，地層基本平行，二、三級構造不發(fā)育，局部鼻狀隆起發(fā)育；盆地邊緣地質構造復雜，大小斷裂及褶曲發(fā)育。根據(jù)鄂爾多斯盆地的現(xiàn)今構造形態(tài)和地質特征，盆地可劃分為六個主要的一級構造單元，即東部晉西擾曲帶、西緣逆沖帶、西部天環(huán)坳陷、南部渭北隆起、中部陜北斜坡(伊陜斜坡)和北部伊盟隆起(圖1)。

圖1 鄂爾多斯盆地構造圖Fig.1 The tectonic map of Ordos Basin

鄂爾多斯盆地的基本地質特征與含油氣風格主要受加里東運動、印支運動以及燕山運動的影響，由此形成了目前盆地中最為重要的三個含油氣系統(tǒng)：上古陸相砂泥巖煤成氣含氣系統(tǒng)和下古海相云灰?guī)r含氣系統(tǒng)。盆地的主要含油氣特征為半盆油，滿盆氣，南油北氣、上油下氣，具有面積大、分布廣、復合連片、多層系的特點[5]。

目前，鄂爾多斯盆地北部主要以開發(fā)上古生界石炭-二疊系天然氣為主，南部主要以開發(fā)中生界三疊系和侏羅系石油為主[5]。近年來，隨著鄂爾多斯盆地勘探開發(fā)力度的加大和認識的加深，發(fā)現(xiàn)了一些特殊的非常規(guī)油氣層，如太原組致密灰?guī)r，本溪組鋁土質泥巖、延長組長7底張家灘頁巖以及太原組、山西組和延安組煤層等。

2 非常規(guī)儲層評價

在鄂爾多斯盆地發(fā)現(xiàn)的非常規(guī)油氣層可分為兩種：一種是與傳統(tǒng)成藏機制類似的儲層，如太原組致密灰?guī)r、本溪組鋁土質灰?guī)r；另一種是源內(nèi)成藏的儲層，如延長組長7段“張家灘頁巖”、太原組、山西組和延安組煤層。

2.1 太原組致密灰?guī)r

鄂爾多斯盆地主要存在兩套灰?guī)r：上古二疊系太原組灰?guī)r和下古奧陶系馬家溝組灰?guī)r。奧陶系馬家溝組作為風化殼，溶蝕孔洞較為發(fā)育，是典型的風化殼氣藏。而太原組灰?guī)r基本由基質孔隙組成，巖性致密，溶孔、溶洞不發(fā)育，被認為是作為良好的蓋層存在[15-16]。但在鄂爾多斯盆地大牛地氣田的開發(fā)中，發(fā)現(xiàn)多口井在太原組致密灰?guī)r段有明顯的氣測顯示，其中位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部的D1-4-129井在太原組的氣測顯示最高，氣測全烴值達到7.396%。

圖2為D1-4-129井的太原組測井解釋成果圖。從圖2可以發(fā)現(xiàn)，第13層太原組灰?guī)r自然伽馬形態(tài)呈箱形，且自然伽馬值非常低，基本小于25 API，平均為14.8 API，自然電位曲線形態(tài)飽滿，負異常在層位中部達到最大，且對稱性極好，錄井顯示巖性為灰色灰?guī)r，同時三孔隙度曲線的平均值(中子為4.4%、聲波時差178.8 μs/m、密度2.6 g/cm3)和較為平緩的形態(tài)特征，均指示該層為較純的灰?guī)r。在該層的中部，自然電位曲線存在較大的負差異。在以基質孔隙為主的純灰?guī)r地層，自然電位曲線應不存在差異或存在極小的異常，要形成較大的負異常，可能是該處有溶蝕孔洞或裂縫發(fā)育。從電阻率曲線看，在自然電位負異常最大的地方對應著電阻率最低的地方，這是灰?guī)r典型的裂縫特征。同時，同一深度的補償密度有降低的趨勢，補償中子和聲波時差有增大的趨勢，綜合判斷該層發(fā)育溶蝕孔或微裂縫，但聲波時差值總體較低，補償密度值總體較高(表1)，表明該層儲集空間主要仍以基質孔隙為主，但發(fā)育有一定數(shù)量的溶蝕孔和裂縫，具有一定的存儲能力。該層直接覆蓋在一厚煤層上，并且具備一定的儲集空間和運移通道，因此煤層中生成的天然氣在重力分異的作用下可以運移至灰?guī)r的儲集空間，形成氣層。太原組灰?guī)r能否聚集天然氣，形成產(chǎn)能主要取決于太原組是否具有足夠的烴源巖(煤層、炭質泥巖)和太原組灰?guī)r有沒有較大的存儲能力。根據(jù)鄂爾多斯盆地的地質演化特征，太原組烴源巖資源豐富，易形成太原組致密灰?guī)r氣層。圖2測井曲線響應特征指示該井第13層太原組致密灰?guī)r層基本由基質孔隙和少量溶蝕孔、裂縫構成，其中，孔隙度為4.8%，滲透率為0.32 mD，含氣飽和度為45%，該層經(jīng)過測試，日產(chǎn)氣4 860 m3，表明鄂爾多斯盆地上古生界烴源巖豐富，在溶孔溶洞不發(fā)育的灰?guī)r段，如果微孔隙發(fā)育，連通性好，厚度較大，也能夠形成一種高產(chǎn)的非常規(guī)致密灰?guī)r氣層。

表1 D1-4-129井太原組致密灰?guī)r測井解釋成果表Table 1 The interpretation table of Taiyuan Formation in well D1-4-129

圖2 D1-4-129井太原組測井解釋成果圖Fig.2 The interpretation results of Taiyuan Formation in well D1-4-129

2.2 本溪組鋁土質泥巖

鋁土巖是一種富含鋁質礦物的化學沉積巖。巖石中Al2O3/SiO2>1，主要礦物成分為一水硬鋁石、一水軟鋁石、三水鋁礦。外貌與黏土巖相似，但巖性致密，硬度、密度較大，沒有可塑性，主要是由鋁硅酸鹽類礦物受強烈化學風化、半風化帶出溶解的氧化鋁、高嶺石等搬運到巖溶洼地、湖泊、海灣、潟湖盆地，直接沉積或經(jīng)陸解作用而成的。大部分情況下，鋁土巖被認為不具備成為儲層的條件。

鄂爾多斯盆地北部本溪組發(fā)育灰色鋁土質泥巖[17-18]，測井響應特征為規(guī)則的井徑曲線、極高自然伽馬、高電阻率、高中子、高密度和低聲波時差(圖3)。傳統(tǒng)上，鄂爾多斯盆地本溪組鋁土質泥巖被認為是下古奧陶系風化殼的良好蓋層。但在盆地勘探開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)多口井本溪組的氣測錄井顯示較高，具有較好的含氣性，其中D66-172井氣測全烴值最高，達到19.581%。

圖3 D66-172井本溪組測井解釋成果圖Fig.3 The interpretation results of Benxi Formation in well D66-172

D66-172井本溪組層位深度為2 811.00～2 828.50 m，自然伽馬值總體較高，均在250 API以上，其中在2 819～2 823 m自然伽馬值極高，超過400 API，遠遠大于同一層位上部和下部的自然伽馬值，上部電阻率為高值(平均為123.6 Ω·m)，下部電阻率值明顯降低，均值為23.5 Ω·m，相應的密度值也較大，第28層產(chǎn)氣段的平均密度為2.85 g/cm3，而鋁土巖的密度為3.9～4.0 g/cm3(表2)，與該段自然伽馬值最高的特征共同指示在這一段鋁土巖的含量最大，此外由于鋁土巖分子式里含有水分子和OH-，鋁土巖含量大的下部的補償中子明顯升高，為52.3%。鋁土巖硬度大，沒有可塑性，隨著鋁土巖含量的增加，硬度變大，而微孔隙、微裂隙發(fā)育的概率更大，隨著微孔隙、微裂隙的發(fā)育，會造成電阻率下降；同時微孔隙比表面增大，束縛水含量增加，造成中子孔隙度略有增加，而微裂隙的發(fā)育，使得微孔隙的連通性變好，滲透性增加，使得原本不會出現(xiàn)異常的自然電位曲線負異常明顯，負異常相對幅度較大，幅度為10 mV。由于本溪組直接覆蓋在奧陶系風化殼上，泥巖下部微裂縫發(fā)育，并作為滲流通道，溝通鋁土質泥巖儲層和風化殼地層。若本溪組鋁土質泥巖具備一定的滲流通道和儲集空間，也能夠儲集氣體，形成儲層。

表2 D66-172井本溪組鋁土質泥巖測井解釋成果表Table 2 The interpretation table of Benxi Formation in well D66-172

D66-172井本溪組鋁土質泥巖含氣指示強烈，對D66-172井本溪組2 819～2 823 m進行射孔作業(yè)，日產(chǎn)氣達到11 200 m3，表明微孔隙發(fā)育的鋁土質泥巖在有充足氣源的情況下也可以形成較好的氣層。

2.3 太原組、山西組和延安組煤層

鄂爾多斯盆地太原組、山西組和延安組煤層發(fā)育，是盆地重要的烴源巖之一。隨著油氣勘探理論的持續(xù)進步，煤層除了可作為常規(guī)天然氣的氣源巖外，還可以吸附自身產(chǎn)出的氣體而儲集工業(yè)性的烴類氣，即煤層氣。前人研究表明，鄂爾多斯盆地上古生界石炭-二疊系的天然氣來源以煤成氣為主，含有少量的油型氣[19]。

在鄂爾多斯盆地上古生界天然氣的勘探開發(fā)中，主要目的層是常規(guī)的砂巖儲集層，聚集的天然氣主要是鄰近的煤層中運移到砂巖的部分煤層氣，但由于煤層微孔隙發(fā)育，有相當一部分天然氣滯留在煤層中形成煤層氣[20-21]。該地區(qū)的錄井資料顯示在煤層往往有較高的氣測全烴值，同時，與煤層間隔較近的具有儲集能力的砂巖往往含氣量較高。

隨著對煤層氣的重視，煤層氣的識別評價方法越來越多，而利用常規(guī)測井資料識別評價煤層氣的方法逐漸得到廣泛應用。如圖4所示，DPT27-1井山西組煤層測井響應特征明顯，自然伽馬較低，均值為72.3%，井徑曲線顯示該段略有擴徑，自然電位曲線有一定的負異常存在，電阻率值極高，達到4 400 Ω·m、補償中子為高值，均值為49.9%，聲波時差明顯增大，均值為349.2 μs/m，是典型的煤層特征。同時，第7層煤層的氣測全烴高達60.867%，遠高于上部的氣層(22.537%)，表明滯留在煤層中的煤層氣含量大于運移至砂巖中的天然氣，該層為良好的煤層氣儲層。

圖4 DPT27-1井山西組煤層測井解釋成果圖Fig.4 The interpretation results of coal seam Formation in well DPT27-1

煤層氣含氣量的計算方法與常規(guī)天然氣不同，最常用的方法是根據(jù)煤層含氣量與灰分之間的相關性，利用實驗測試數(shù)據(jù)建立含氣量的計算公式。而密度與灰分含量和自然伽馬與灰分含量都有良好的相關性，這樣就可以利用測井資料計算煤層氣含氣量。通過回歸擬合分析，得出灰分與伽馬和密度的定量關系，再根據(jù)含氣量與灰分的相關性，利用伽馬曲線和密度曲線計算煤層氣含氣量，第7層的含氣量為42 m3/t(表3)。

表3 DPT27-1井山西組煤層測井解釋成果表Table 3 The interpretation table of coal seam Formation in well DPT27-1

雖然鄂爾多斯盆地太原組、山西組和延安組煤層氣含量豐富，但煤層埋深大，在目前的工程工藝水平下，單獨的煤層氣開發(fā)的難度較大?，F(xiàn)利用常規(guī)測井資料識別煤層，并借用其他地區(qū)煤層氣參數(shù)計算方法計算了含氣量，對一些氣測顯示好的煤層氣進行了初步的探索和評價。

2.4 長7“張家灘頁巖”

頁巖油氣是非常規(guī)資源勘探開發(fā)中的熱點。而鄂爾多斯盆地南部三疊系延長組是一套以湖泊、河流相沉積為主的陸源碎屑巖沉積，在延長組長7段形成了一套厚頁巖層-張家灘頁巖，厚度在5～30 m，是延長組重要的烴源巖。頁巖中的烴類物質一部分運移到孔隙型儲層，形成常規(guī)油氣，而高達50%左右的烴類物質滯留在頁巖中，形成頁巖油、氣，具有巨大的資源潛力[22]。

在鄂爾多斯盆地南部的勘探開發(fā)中，長7“張家灘頁巖”和長9“李家畔頁巖”均有油氣顯示記錄，但長7“張家灘頁巖”的厚度及全區(qū)發(fā)育程度均好于長9“李家畔頁巖”，因此，目前在鄂爾多斯盆地開展的頁巖油氣的研究主要針對氣測顯示更好的長7“張家灘頁巖”。

由于目前鄂爾多斯盆地南部的主要產(chǎn)層為侏羅系延安組和三疊系延長組的致密砂巖油氣層，對頁巖層尚未進行生產(chǎn)測試，但鄂爾多斯盆地南部涇河74普遍具有較高的氣測全烴值，氣測全烴值普遍在8.5%～20.3%。

涇河74井位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，完鉆井深1 615.00 m，長7“張家灘頁巖”層位深度為980～990 m，厚度10 m(圖5)，氣測全烴值為12%。從圖5可以看到，第5層具有典型的頁巖測井曲線特征，自然伽馬值極高，均值為248.2 API，指示該層有機質含量高，井徑曲線指示略有縮徑，自然電位曲線顯示為正異常；受有機質含量高的影響，電阻率為高值，深側向電阻率均值為131.3 Ω·m；同樣受有機質含量高的影響，第5層頁巖段聲波時差較高，均值為353.2 μs/m，且局部存在周波跳躍現(xiàn)象，補償中子較高，均值為55.4%，補償密度較小，均值為2.11 g/cm3。通過調研中外評價頁巖氣的方法[23]，利用常用的頁巖氣評價參數(shù)計算方法初步計算了涇河74井長7“張家灘頁巖”的頁巖評價參數(shù)(表4)，其中有機碳含量(total organic carbon, TOC)為1.9%、熱成熟度 (Ro)為1.5%，指示該層有機質含量為中下，烴類為油和濕氣共存的狀態(tài)；黏土含量為31.5%、剛性顆粒含量(粉砂含量)為42.2%，指示頁巖段為易壓裂段；總含氣量為40 m3/t。測井曲線特征和計算結果表明鄂爾多斯盆地長7“張家灘頁巖”具有很高的儲層品質和開發(fā)潛力。

圖5 涇河74井張家灘頁巖測井解釋成果圖Fig.5 The interpretation results of Zhang jiatan shale Formation in well JH74

表4 涇河74井張家灘頁巖測井解釋成果表Table 4 The interpretation table of Zhang jiatan shale in well JH74

3 結論

(1)在技術革新的推動下，非常規(guī)油氣資源能夠轉化為常規(guī)油氣資源，鄂爾多斯盆地具有多層系烴源巖和儲藏條件，目前的常規(guī)油氣資源是致密砂巖油氣，非常規(guī)油氣資源主要分為兩類：一類是源外運移聚集成藏，如太原組致密灰?guī)r和本溪組鋁土質泥巖，一類是源內(nèi)原地聚集成藏，如延長組長7“張家灘頁巖”油氣以及太原組、山西組和延安組煤層氣。

(2)鄂爾多斯盆地的非常規(guī)油氣儲層都屬于微孔隙、微裂隙發(fā)育的微孔網(wǎng)絡儲層。這些微孔網(wǎng)絡發(fā)育的儲層常常表現(xiàn)為單獨開發(fā)商業(yè)價值不高，但在鄂爾多斯盆地已經(jīng)大規(guī)模開發(fā)的情況下，結合測井評價對這些含油氣單元進行聯(lián)合開采是行之有效的手段。

(3)對于鄂爾多斯盆地非常規(guī)油氣資源的開發(fā)可以先圈定綜合甜點區(qū)，在重點區(qū)域先進行試采。對于致密灰?guī)r和鋁土質泥巖的開發(fā)可采用常規(guī)油氣的開發(fā)手段；對于頁巖及煤層氣的開發(fā)需要借鑒中外先進的技術手段。