頁巖氣測井地質工程技術新需求及解決方案

楊小兵 姚夢麟 王思靜 周 昊 佟愷林 陳維銘 馬韶光

1.中國石油集團測井有限公司西南分公司 2.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院

3.四川長寧天然氣開發有限責任公司 4.四川頁巖氣勘探開發有限責任公司

5.重慶頁巖氣勘探開發有限責任公司 6.中國石油西南油氣田公司開發事業部

0 引言

國內海相頁巖氣勘探開發已10余年，在四川盆地南部上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組海相頁巖氣儲層取得重大進展，開發已具規模[1-3]。頁巖氣勘探開發突出強調地質工程一體化技術需求[4-7]，測井提供了系列地質工程參數成果，對頁巖氣勘探開發起到了重要支撐作用。

隨著四川盆地南部（以下簡稱川南地區）中淺層頁巖氣勘探開發的穩產和深層頁巖氣的上產，對拓展測井技術以及支撐地質、工程、氣藏一體化提出了一系列技術新需求。在地質上，低阻頁巖氣儲層成因復雜[8-10]，測井精準評價低阻頁巖氣儲層含氣性，可支撐有利開發井區的優選，但巖心分析和測井評價還較困難；在工程應用和氣藏一體化上，頁巖氣產能主控因素較多[11-15]，以往應用電成像等測井資料預測與產能直接相關的微細裂縫發育段較困難[16-17]，監測和評價水平井壓裂效果以微地震法為主[18-19]，其存在的主要問題是不能監測支撐劑延伸距離等[20-22]，可通過產液剖面監測綜合評價壓裂分段、射孔分簇產能，弄清頁巖氣產能主控因素，指導平臺水平井壓裂方案設計和井間距設置[23]。

筆者在總結目前廣泛使用的川南地區海相頁巖氣測井技術及地質工程應用基礎上，梳理頁巖氣勘探開發公司重點關注的低阻頁巖氣儲層含氣性、天然微細裂縫預測、壓裂效果監測技術以及產液剖面監測方法等技術需求，分析測井技術存在的主要問題，結合生產實際，提出相應的解決方案，以期有助于解決頁巖氣勘探開發的地質工程難題。

1 目前測井技術發揮的作用

頁巖氣評價井一般有常規綜合測井以及自然伽馬能譜、電成像、交叉偶極陣列聲波、元素俘獲、核磁共振、生產測井等特殊測井項目，提供了單井總有機碳含量（TOC）、孔隙度、含氣性、脆性指數、巖石力學參數、地應力方向等關鍵評價參數，綜合評價地質工程甜點小層，支撐了水平井方向、靶體的優選[12]。平臺水平井測井項目一般包括常規綜合、自然伽馬能譜和交叉偶極陣列聲波等，用于反演構建水平井的地質模型，評價靶體鉆遇情況，通過導眼井的巖心刻度精細解釋地質工程參數，支撐壓裂分段、射孔分簇井段的優選。測井項目提供的主要地質工程參數及應用如表1所示。

表1 測井提供的成果參數與主要地質工程參數及應用表

評價井采用電纜測井，測井項目豐富。針對水平井長井段、復雜井況的測井，推出了存儲式測井系列儀器，不斷滿足頁巖氣勘探開發技術新需求。

2 技術新需求及解決方案

2.1 測井評價技術新需求及解決方案

2.1.1 低阻頁巖氣儲層有效性評價

川南地區頁巖氣儲層斷層發育，在個別評價井、水平井發現低阻儲層，困擾了水平井靶體優選和水平井的試油。低阻頁巖氣儲層在國內外的頁巖氣勘探開發中較為常見，影響頁巖氣儲層低阻的因素主要為高黏土礦物含量、高礦化度地層水、有機碳石墨化、低含氣性以及高黃鐵礦含量等[8-10]，通常為多種因素共同影響（圖1），要準確評價主要影響因素還較困難。在川南地區頁巖氣區塊的特低電阻率（＜1.0～2.0 Ω·m）儲層中，有機碳的石墨化程度高，認為有機碳石墨化使其導電能力增強。在電阻率介于2.0～10.0 Ω·m儲層中，頁巖氣公司在部分井進行了試油，結果為低產或微氣微水，其中有2口低電阻率井（＜4.0～7.0 Ω·m）試油結果為微氣、產水，其含氣性顯然變差。盡管超高成熟度有機質不具有生烴能力，但富含有機質的頁巖地層生成的天然氣是否還部分保存在原地，應用電阻率高低值來對頁巖氣的有效性和含氣性進行評價仍然是個問題。上述表1中的測井項目還不能滿足低阻頁巖氣儲層的有效性評價。

圖1 低阻頁巖氣儲層主要影響因素圖

通過國外測井新儀器的調研和在頁巖氣測井新技術的應用效果[24-25]，推薦使用脈沖中子PNX儀器和新一代（CMR—NG）核磁共振測井來識別頁巖氣儲層的有效性。PNX儀器為斯倫貝謝公司的新一代脈沖中子測井儀器，具有能夠高精度地測量地層元素、TOC、孔隙度、快中子俘獲截面、可動烴等優點，但目前在國內頁巖氣儲層中應用較少；CMR—NG核磁共振測井可同時進行二維核磁測井，回波0.2 ms，能有效計算總孔隙度，應用核磁共振T1、T2譜交會圖可識別殘余有機質（瀝青、干酪根）、區分黏土、毛細管束縛水、可動烴等。低阻頁巖氣儲層新增測井項目見表2。

表2 低阻頁巖氣儲層新增測井項目推薦表

核磁共振T1、T2譜交會圖與快中子俘獲截面測井技術，結合C、H、O等元素含量之間關系，可評價可動烴、含水飽和度，進而綜合評價低阻頁巖氣儲層可開發性。在常規測井中發現低阻頁巖氣儲層的評價井，建議不測元素測井和普通核磁共振，改為CMR—NG核磁共振測井，在套管井（或裸眼井）加測PNX，從而提高頁巖氣儲層含氣性識別能力。目前，長寧區塊有2口井的二維核磁共振測井解釋成果表明，CMR—NG核磁共振測井技術在識別低阻頁巖氣儲層含氣性方面具有一定效果。

2.1.2 天然微細裂縫綜合預測

川南地區海相頁巖氣儲層具有低孔、特低滲的特點，壓裂改造可提供大的滲流通道，但壓裂不會形成均一、微細的復雜縫網[26]。水平井一般鉆遇相同的地質工程甜點小層，在不考慮壓裂改造的差異因素下，頁巖氣儲層的高產因素主要受微細裂縫發育的影響，實際的生產測井解釋成果表明了這點，但微細裂縫發育段在壓裂過程中容易出現砂堵情況，又會影響壓裂改造效果。因此，頁巖氣公司在壓裂試油方案中非常關注儲層的微細裂縫發育段，在參考物探地震螞蟻體識別較大裂縫段的情況下，要求測井提供精細的微細裂縫發育層段。電成像能夠識別一定紋層和宏觀裂縫，但要識別巖心薄片鏡下觀察到的微細裂縫還很困難，要依靠常規測井來識別更是不可能。因此應用測井資料來識別頁巖氣微細裂縫，需要充分挖掘陣列聲波信息并結合錄井油氣顯示信息。

筆者建立了基于黏土礦物含量、井徑大小、TOC、孔隙度影響校正的斯通利波能量衰減法，識別微細裂縫段；通過歸一化鉆時、TOC、孔隙度等對全烴值的影響，建立了基于錄井顯示歸一化的微細裂縫發育段識別方法，提高了微細裂縫識別能力（圖2）。

圖2 天然微細裂縫發育段測井識別成果圖

2.2 壓裂效果監測技術新需求及解決方案

眾所周知，頁巖氣勘探開發主要得益于水平井鉆井和水力壓裂兩大技術[4]。其中，水力壓裂效果監測方法較多，有微地震法、測斜、溫度、聲波測井、放射性示蹤劑和廣域電磁法等方法，目前主要是微地震法[18-20]。

2.2.1 常用頁巖氣儲層壓裂效果監測方法

最早的壓裂效果監測主要在直井中完成，用于近井筒的壓裂評價，主要評價壓裂縫高度，但不能描述壓裂體積。當前頁巖氣的開發和大量水平井的壓裂改造，主要應用微地震方法監測壓裂效果，由于描述的是微震體積（又稱儲層改造體積），大于壓裂液波及區域，并且遠遠大于對產能有貢獻的支撐體積，因此基于微震體積預測的產能和壓裂井的實際產能符合率較低，越來越多的壓裂工程師不相信微震體積和基于微震體積做出的滲透率及產能預測[21]。目前，主要使用的監測方法的對比如表3所示。

表3 川南地區頁巖氣儲層主要壓裂監測方法對比表

2.2.2 電磁成像壓裂效果監測新方法

由于頁巖氣儲層低孔、特低滲的特性，有壓裂液卻沒有支撐劑的井段，裂縫閉合，滲流能力提升較小，對產能影響不大，因而現在更關注有效支撐體積，正是這一趨勢促進了工業界和學術界轉而尋求一種能夠直接描述支撐劑分布的裂縫成像技術，以便進行更精確的壓后產能預測。

2.2.2.1 國內電磁成像監測技術

國內應用電磁場勘探法主要用于尋找金屬礦和地下低阻地層，但探測深度淺，可靠程度較低。目前，川南地區頁巖氣儲層試驗廣域電磁法來監測壓裂液的波及范圍，用于識別壓裂效果。廣域電磁法通過壓裂液的延伸對壓裂層段電阻的改變，探測這種電磁場強度的變化來評價壓裂效果，其解釋和應用效果如圖3所示。圖3中不同顏色曲線代表壓裂過程中不同時間點檢測到的壓裂縫延伸長度和高度。通過分時觀察，可估算壓裂液在垂向和徑向上二維延伸范圍。由于應用較少和未與其他方法對比，應用效果待評估。

圖3 廣域電磁法監測壓裂液分時延伸圖

2.2.2.2 國外導電支撐劑電磁成像技術

2016年3月，世界領先的電磁勘探公司及油氣科技先鋒GroundMetrics公司成功地為CARBO陶粒公司及康菲石油公司在德州本部一口油井的試驗提供了電磁監測服務，現場試驗已獲成功，并在不斷完善該技術。其主要原理是：地面電源順著電纜被送至水平井底部與套管接觸的部分，使套管成為激發支撐劑的電磁場源，在壓裂前后測量地層的電磁信息，壓裂支撐劑中加有導電的顆粒，采用20套這樣的電磁接收器來收集被激發的支撐劑發出的信息。通過反演和比較壓裂前后30分鐘接收到的數據，繪制電磁成像圖（圖4），可較好地評價壓裂支撐劑延伸過程和有效改造體積，即有效壓裂裂縫體積，其技術優勢明顯[21-22]。其中，圖4-a表示井下電流源與頂部射孔簇的距離約50 ft，圖4-b～d分別表示沿水平井的向西側視圖、西北向側視圖、南東向側視圖觀察到的壓裂效果電磁成像示意圖。

圖4 應用導電支撐劑監測壓裂效果電磁成像示意圖

國內頁巖氣開發公司還未引進使用該項技術。由于國內測井公司目前基本上不具備電磁勘探技術，建議發展該項測井勘探技術，拓展頁巖氣測井服務市場。

2.3 產液剖面監測方法新需求及解決方案

分段分簇產能及產能主控因素一直是頁巖氣公司關注的問題。根據國外文獻，生產測井表明水平井30%～40%的射孔簇產能較低[27]，動態開發方式改變，分段分簇的產量跟隨發生變化，因此需要更多的生產剖面測井，并優化動態開發方案。最先采用傳統的、機械式的諸如SONDEX公司的生產測井儀器、斯倫貝謝公司的流體掃描成像（FSI）等產液剖面測井儀器，但長水平段的沉沙、橋塞碎屑、套管變形、連續油管傳輸等原因，導致儀器不能完全下到設計的井段，施工也常存在遇卡的現象，安全風險大增，于是頁巖氣開發公司不斷嘗試新的、安全性好的產液剖面監測方法。

2.3.1 產液剖面主要監測原理

目前，在頁巖氣水平井使用的產液剖面監測方法主要有3種[28-30]。

傳統生產測井：測井儀器較多，功能接近，均在頁巖氣水平井進行過測井。以FSI為例，該儀器具有5個微轉子測量分層流速，6對光學和電阻探針測量分層氣水持率，解釋成果包括分段分簇氣、液產能。

分布式光纖測井（DTS & DAS）：發射的光脈沖在光纖中傳輸，由于拉曼散射對溫度敏感，通過解析散射回來的拉曼散射光信號，就可實現監測光纖沿線溫度變化。當有外界聲音作用于光纖時，導致背向瑞利散射信號的變化，使得接收到的反射光強發生變化。通過檢測井下事件前后的瑞利散射光信號強度變化，即可探測并定位正在發生的井下事件，從而實現井下聲波實時監測。該技術能解釋分段分簇氣、液產能，在川南地區頁巖氣水平井得到使用，處于試驗推廣期。

氣體示蹤劑方法：這是一種非放射性化學示蹤劑測試技術（SECTT），采用自然界不常見的、在色譜分析中有各自獨特的峰值并易于辨識的化學劑，將相同劑量不同化學示蹤劑隨不同層段的壓裂酸化液體泵入地層。在測試階段，天然氣攜帶該段特有的氣體示蹤劑至地面，根據各段天然氣所含示蹤劑濃度的對比，評價各壓裂段的產能，目前在川南地區頁巖氣井應用較普遍。頁巖氣平臺水平井之間的間距由原來的400 m不斷優化到300～250 m，由于高強度大排量壓裂改造，水力裂縫可能溝通原始的天然裂縫，出現井間干擾，導致其他井的產能變化。在川南地區的威遠—長寧區塊，應用氣體示蹤劑還監測發現個別水平井個別層段出現了井間干擾。

2.3.2 產液剖面監測方法優選

當前，頁巖氣開發公司從監測精度、方法適用性和安全角度再優選1種產液剖面監測方法，也進行了部分對比試驗，其中SECTT在X201井與FSI對比測試結果具有一致性（圖5），其中FSI在第7段未取到產能值。通過反復的嘗試實踐，解釋的產能結果與水平井段的地質、工程品質、壓裂規模及工藝對比分析，時有不匹配的情況，對3種方法的解釋準確性常抱有懷疑態度，加之氣體示蹤劑還可進行平臺水平井之間的壓裂縫串通跟蹤，從而更傾向安全性好的氣體示蹤劑法，并在水平井中使用較普遍。3種產液剖面監測方法對比見表4。

圖5 X201井FSI與SECTT分段測試解釋結果對比圖

表4 產液剖面監測方法對比表

在頁巖氣勘探開發中，壓裂效果和產液剖面監測等具有較大的技術市場需求，測井不能僅局限于一孔之見。目前多學科融合、交叉更加緊密，領域的開拓是創新的核心，測井與物探結合發展徑向探測深度大、縱向探測范圍廣的采集儀器，整合產液剖面監測方法，重點拓展工程應用技術及服務領域。

3 結論和建議

1）脈沖中子PNX測井與CMR—NG核磁共振測井可用于評價低阻頁巖儲層含氣性；應用井眼及巖性校正后的斯通利波能量衰減及斯通利波反射系數、錄井全烴歸一化處理等方法可綜合預測天然微細裂縫發育段；推薦國外先進的井間電磁成像方法，可評價儲層有效壓裂效果；優選和推薦氣體示蹤劑方法作為產液剖面監測方法。

2）在非常規儲層關注地質、工程和氣藏一體化的趨勢下，發展徑向探測深度大、縱向探測精度高的采集儀器，配套解釋技術，提高測井技術支撐能力，對滿足頁巖氣開發技術需求和促進測井技術的發展具有一定指導意義。