王志战，杜焕福，李香美，牛 强

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 102206；3.中石化经纬有限公司胜利录井公司，山东东营 257064；4.烟台生产力促进中心，山东烟台 370602）

我国页岩油资源丰富，是原油增储上产的重要接替领域[1-2]。陆相页岩油按成熟度分为中高成熟度和中低成熟度2 大类型：中高成熟度页岩油分为源储一体型、源储分异型、纯页岩型[3]，我国已在准噶尔、渤海湾、鄂尔多斯、三塘湖、松辽和江汉等多个盆地取得突破[4]；中低成熟度页岩则需要采取原位转化技术才能获得商业化开采[5]。陆相页岩油的主要地质特征是发育淡水与咸水2 类烃源岩，有机质丰度均较高，但非均质性强；陆相页岩油层系广泛发育陆源碎屑岩、混积岩2 类储集体；源储一体，近源聚集，发育多个甜点段；页岩油层系甜点段厚度不大，但甜点段平面分布范围广[3]。页岩油储层评价内容包括生烃品质、储层品质、含油性、工程力学品质[6]，或储集性、含油性、可动性、可压性[7]。

录井既是一项油气勘探技术，也是一项石油工程技术，是地质工程一体化的纽带，具有“多”（测量参数多）、“快”（分析速度快）、“好”（低风险）、“省”（低成本）的技术优势[8-9]。谢广龙[10]着重从油基钻井液的角度探讨了胜利油区页岩油井的录井技术系列；张丽艳等人[11]针对松辽盆地古龙凹陷的页岩油，提出将气测参数、岩性及岩心裂缝观察、地化热解参数、残余碳分析、元素分析等多种录井参数结合评价页岩油；陈贺等人[12]针对大港油田的陆相页岩油，提出将综合录井、三维定量荧光、地化录井、元素录井和随钻地质导向等录井技术组合在一起解释评价页岩油；马青春[13]针对冀东油田的页岩油，提出利用X 射线荧光（XRF）元素录井、X 射线衍射（XRD）矿物录井、气测录井、三维定量荧光、岩石热解和热解气相色谱等录井技术综合评价页岩油；张文雅等人[14]针对饶阳凹陷页岩油提出了“三类”（岩石类型、源储组合类型、烃源岩类型）、“三性”（物性、含油性、脆性）录井评价技术。目前，我国页岩油的勘探开发处于起步阶段，有些问题不明朗，录井评价方法也尚未统一，这些研究不可避免地存在一定的不足：1）没有针对页岩油的地质特点与工程难点，考虑如何提高录井采集的分辨率与精度，即没有完全打破常规；2）所建录井综合评价方法的评价项目不全面、不统一，针对性不强；3）仅考虑了现有的录井技术，没有针对页岩油勘探开发与钻完井需求，提出需要重点发展的录井技术及急需解决的录井难题。为此，笔者结合陆相页岩油的地质特征与随钻评价难点、工程需求、勘探开发最新进展，提出傅里叶变换红外光谱、钻井液核磁共振与岩样T1-T2二维核磁共振、录井岩石力学3 个重点发展方向，并在此基础上，从针对性、有效性、经济性的角度系统梳理、比对相应的录井技术，建立了更加可靠与经济的页岩油录井技术系列，以期指导和促进页岩油生产实践。

1 页岩油录井评价的主要内容

根据页岩油的地质特点及工程需求，结合国标（GB/T 38 718—2020）规定[6]和当前流行的评价重点[7]，录井评价的主要内容包括以下5 方面。

1.1 矿物组分定量分析与有利岩相随钻识别

矿物成分尤其是黏土矿物成分的准确分析，对于井壁稳定、压裂选层具有重要的指导意义。目前，录井进行矿物分析的方法有2 种：一种是定性方法，采用薄片鉴定或QemScan[15]技术分析；一种是半定量方法，利用X 射线衍射（XRD）技术分析全岩矿物，该方法通过解谱识别矿物，但由于每种矿物具有多个衍射峰，能识别的矿物有限，不同软件、不同仪器给出的结果差异很大。

页岩气的岩相多是以成分含量来划分，如硅质页岩、钙质页岩、黏土质页岩等[16]，而页岩油的岩相则采用以构造为主的划分方案，如纹层状、层状、块状等[17-18]。富有机质和灰质的纹层状泥页岩是页岩油层系最有利的岩相，也是页岩油勘探的目的层，是地质导向的追踪层。录井识别有利岩相的方法有2 种：一种是直接识别法，通过肉眼观察岩心或薄片鉴定法识别；另一种是间接识别法，通过统计不同岩相成分的差异与规律，结合对有机质敏感的成分，通过矿物、元素建立三角端元图版来识别。从时效性、经济性的角度考虑，间接识别法更适用于对岩屑进行连续分析，并可据此跟踪目的层进行地质导向。元素录井需进一步提高检测分辨率，尤其是要提高微量元素的检测精度，以便更好地发挥其在沉积环境识别、参数求取、地质导向等方面的作用。

1.2 储集性与含油性评价

储集性决定了页岩层系的储油量。录井评价孔隙度的方法有2 种：一种是利用QemScan 或RoqScan 技术测面孔率，但在制备岩样过程中，会在一定程度上破坏面孔率，影响测量结果的准确性，尤其是伊/蒙混层或蒙脱石含量较高的岩样。另一种是采用低场核磁共振技术测孔隙度，由于页岩油储层非常致密，首先需要提高孔喉尺度分辨率，采用较小的回波间隔（≤0.1 ms）[19]；其次是要提高信噪比，采用磁场强度较高的仪器，并提高采集次数，在此基础上，通过按不同的截止值进行谱图分割，实现孔隙度的精细评价，如黏土束缚孔隙度、毛管束缚孔隙度、可动孔隙度、有效孔隙度、微孔孔隙度、中孔或介孔孔隙度、宏孔或大孔孔隙度等[20]。

录井的主要目的是寻找油气，因此评价岩样含油性的方法有多种，如荧光法（三维定量荧光法、荧光薄片法（显微荧光法））和热解法。热解法是通过岩石热解参数评价含油量，如成熟度、S1、TOC 等[7]。荧光法和热解法需要粉碎岩样或制成岩片，这样会导致轻组分损失，影响测量精度。同时，油基钻井液也会对测量结果造成严重影响。评价岩样含油性最有效的方法是核磁共振法，但由于页岩油储层非常致密，无法采用弛豫试剂浸泡样品的方法测定含油饱和度，需要采用二维核磁共振法测量，而D-T2二维核磁共振的孔喉尺度分辨率及检测精度相对较低[21-22]，因此采用T1-T2二维核磁共振评价页岩油储层的含油性成为研究的热点，但磁场强度、回波间隔、探头直径、采集参数、反演算法等都会对测量结果产生影响，因此不同学者建立的模型不尽统一，实测结果与理想化的解释图版差异较大[23-29]，相应组分需要进一步验证。

1.3 可动性评价

可动性指的是原油的可流动性，由孔喉结构或渗透率、气油比或原油密度（黏度）、孔隙压力、可动油饱和度共同决定。通过核磁共振T2谱可以准确评价孔隙结构，但核磁共振的Coates 和SDR 等渗透率模型是基于达西渗流建立的，缺乏方向性，不适用于非达西渗流的非常规储层。录井计算气油比的有效方法是通过气测各组分的含量[30]，核心是定量脱气，组分检测精度高。录井计算原油密度的方法有多种，如定量荧光的油性指数、核磁共振的弛豫时间等。采用定量荧光法计算原油密度，需要粉碎样品，但在粉碎过程中会损失轻烃组分，导致原油密度的计算结果不够准确。核磁共振的弛豫时间（T2，T2的几何平均，T2/T1等）对原油密度或黏度最为灵敏，但需要测量自由流体，在受限状态下难以准确定量，因此通过岩样分析，难以准确评价原油的性质。页岩油属于滞留烃原位或短距离运移后成藏，孔隙压力的主要成因机制是生烃作用与欠压实，建立模型时要兼顾孔隙体积的变化与孔隙流体体积的变化。可动油饱和度可根据T1-T2谱计算。

1.4 可压性评价

地层的可压性可以用裂缝发育程度、脆性（脆性指数或脆性矿物含量）和应力差3 个参数表征。对于裂缝发育程度，录井最直接最有效的方法是观察岩心或通过扫描岩心进行统计分析，其次是可以通过钻井参数间接判断，如井漏时的钻井液流量曲线形态；根据功指数判断裂缝发育程度缺乏说服力，因为孔洞发育带，功指数也呈下降趋势。脆性缺乏明确的定义，目前，录井评价脆性的方法主要有2 种：一是通过XRD 统计或通过XRF 计算脆性矿物的含量[31]；二是通过岩屑声波技术，根据杨氏模量和泊松比计算[32]。对于应力差（最大水平主应力与最小水平主应力之差），录井可以在准确评价孔隙压力与破裂压力的基础上，根据图1 和文献[33-37]中的计算模型求取。

图1 地层压力与地应力之间的关系Fig.1 Relationship between formation pressure and geostress

2 页岩油录井重点发展领域

一项技术、一个参数往往可以用于多个内容的评价。根据页岩油钻探需求与录井难点，页岩油录井采集与评价的重点是技术的有效性、参数的代表性、模型的先进性，发展方向是提质（数据质量、成图质量、报告质量）、提速（分析的及时性）、提率（分辨率、发现率、符合率）和提效（通过优化录井技术系列、智能化录井、多源信息同步录井等手段，实现降本增效）。综合录井技术现状及页岩油的评价重点，应该从以下3 个领域实现突破或加快成果转化。

2.1 漫反射傅里叶变换红外光谱技术

漫反射傅里叶变换红外光谱（DRIFTS）技术[38-39]是斯伦贝谢公司所采用的一项重要技术，国内录井还没有引入。该技术的优势表现在3 方面：1）定量分析矿物含量，并能确定黏土矿物类型，准确评价脆性；2）直接测量干酪根，根据谱图确定干酪根的类型，并在此基础上，给出干酪根密度、基质密度、TOC 等参数；3）评价成熟度，根据图版确定镜质体反射率（Ro）。可见，该技术弥补了现有录井技术的3 大不足：矿物定量分析精度低，不能直接测量干酪根，无法确定镜质体反射率。当然，该技术也有不足，就是需要根据不同测量目的进行分类标定，如主要矿物分析、黏土矿物分析、干酪根分析等。

2.2 高分辨率与高信噪比核磁共振技术

页岩油核磁共振的测量对象是钻井液和岩样（岩心、岩屑）。地层的含油量由钻井液的含油量与岩屑的含油量组成。

利用核磁共振测量钻井液含油量的目的，是识别与评价地层的含油量或含油率、原油密度或黏度，其必要性体现在2 方面：1）PDC 钻头导致岩屑的含油量大幅度降低，通过岩屑检测地层的含油性失去了物质基础，原因是岩石破碎后增大了其与钻井液的接触面积，孔隙中的原油大部分进入了钻井液；2）中高成熟度的页岩油多为凝析油—挥发性油，在物质分离（钻井液脱气、岩样粉碎）过程中挥发严重，导致常规录井方法的测量结果失真。采用核磁共振测量的原因是其具有3 大优势：1）无需进行物质分离，可直接识别油、水，常用的方法有一维谱（T2）、二维谱（D-T2、T1-T2）等；2）一种纯流体只有一个弛豫峰；3）弛豫时间对油质非常敏感。利用核磁共振测量钻井液含油量也存在3 个难点：1）钻井液中含油率较低，对核磁共振测量仪的检测下限与信噪比提出了严峻挑战，原因是致密储层的含油量本来就不高，在大排量钻进时，钻井液中地层油的量更少；2）油基钻井液条件下判识地层油的难度大，原因是油基钻井液是以油为连续相的油包水体系，地层油进入钻井液后与基础油混溶，背景值较高，目标值与其不在一个数量级上，不能根据T2谱上是否出现新峰来识别地层油；3）实现在线测量的难度较大，人工取样的劳动强度较大，及时性也难以满足需求，需要进行在线测量，而在线测量对钻井液自动进样与管路自清洁、核磁共振传感器的体积与性能、复杂环境下电路的稳定性与灵敏度提出了较高要求。笔者的研究团队经过持续攻关，研发了钻井液含油性核磁共振在线录井仪，实现了“油中油”的准确判识，建立了油基钻井液中地层含油量的一维、二维核磁共振评价模型与原油密度评价模型[40-42]。

T1-T2二维核磁共振无需对样品进行处理，通过一次测量就能实现页岩油储层多组分的识别与饱和度的评价，并能评价储层的物性。Li Jinbu 等人[23]建立了21.36 MHz 核磁共振仪的T1-T2解释图版，利用该图版能够识别干酪根、吸附水、结构水、可动水、吸附油、可动油，但信号区域存在相互叠加情况。Marc Fleury 等人[24]建立了2 MHz 核磁共振仪的解释图版，利用该图版能识别黏土中的氢氧根和干酪根、黏土及粒间孔中的水、多孔介质中的烃类。Ravinath Kausik 等人[27]利用2 MHz 核磁共振仪的T1-T2解释模型分析测量结果，认为干酪根在低场条件下不可见、沥青部分可见，可识别的组分包括黏土束缚水、无机孔中的水、有机孔中的可动油与不可动油、无机孔中的油等；Ma Xinhua 等人[28]建立了12 MHz 核磁共振仪的T1-T2解释图版，利用该图版能够识别有机质、黏土结构水、孔隙水、烃类；Seyedalireza Khatibi 等人[29]建立了22 MHz核磁共振仪的T1-T2解释图版，利用其能识别氢氧根、非常坚硬的固体有机质、固体沥青与干酪根、纳米孔中的水、大孔和裂缝中的水、有机孔中的油、无机孔中的油。由此可见，尽管T1-T2二维核磁共振在页岩油储层的含油性与可动性评价中的作用非常大，但没有成熟的解释模型。目前的测试结果表明，中高成熟度页岩油层系中的有机孔并不发育。地层测试结果表明，页岩油储层可能并不含水，这些认识与当前的解释图版相矛盾。因此，需要结合所用的核磁共振仪进行研究，利用多种可靠的手段进行验证，建立分辨率高的解释图版和高精度定量评价模型。

2.3 录井岩石力学

广义的岩石力学参数包括弹性参数（杨氏模量、泊松比）、强度参数（抗拉强度、抗压强度）、地应力参数（垂直/上覆地应力、最大水平主应力、最小水平主应力）和孔隙压力。需要重点发展的是基于岩屑的弹性参数、强度参数测量或求取技术。利用录井资料求取弹性参数的方法有3 种：一种是根据元素或矿物成分进行拟合[43]，但陆相页岩的强非均质性会对拟合效果及模型的适用性产生影响；二是采用岩屑声波技术，根据岩屑声波的纵波波速、横波波速，结合岩样密度，进行求取[44]；三是采用纳米压痕技术[45]，可以得到页岩的微观和宏观力学性能、杨氏模量和硬度，矿物学在控制页岩力学性质方面起着重要作用，随碳酸盐和石英含量增大，杨氏模量升高，而随TOC、黏土含量和孔隙度增大，杨氏模量降低。岩屑声波技术和纳米压痕技术的难点均是岩屑样品的加工处理，其对样品表面的光滑度要求较高。测量结果均表明，与岩心柱的测量结果相比，岩屑的测量结果具有较高的精度。

录井岩石力学发展的重点是岩屑声波技术，由纵、横波波速，结合密度、泥质含量，便可求得弹性参数、强度参数、地层压力参数和地应力参数[33-37]。可见，岩屑声波技术的意义非凡，应加以配套完善，尽快实现成果转化，并加强与地震技术的融合[46]，实现由点到线、到面、再到体的飞跃，为钻井完井提供更优质的技术支撑。

岩屑声波资料与密度、泥质含量结合求弹性参数、强度参数、地层压力参数和地应力参数的计算模型为：

式中：μ为泊松比；vp为纵波波速，m/s；vs为横波波速，m/s；E为杨氏模量，GPa；K为体积压缩模量，GPa；ρ为岩样密度，g/cm3；G为剪切模量，GPa；IB为脆性指数，%；σt为抗拉强度，MPa；Vcl为泥质含量，%；Ed为动态杨氏模量，MPa；σc为抗压强度，MPa；Kd为可钻性级值；Δtn为正常趋势线及其延伸线上的声波时差，μs/m ；Δta为实际的岩石声波时差，μs/m；pp为孔隙压力，MPa；po为上覆压力，MPa；pn为静水压力，MPa；pf为破裂压力，MPa；pt为坍塌压力，MPa；D为垂深，m；σv为垂直有效应力，MPa；σeh为最小水平应力，MPa；σeH为最大水平主应力，MPa；Kss为构造应力系数；Δt为声波时差，μs/m；V为指数。

3 页岩油录井技术体系

根据页岩油“地质-工程-地球物理-经济”一体化勘探开发的需求，兼顾PDC 钻头、水平井、油基钻井液等对录井的影响，页岩油储层成熟度、类型的差异，综合现有录井技术的特点与急需发展的录井技术，本着针对性、有效性、经济性的原则，构建如表1 所示的陆相页岩油录井技术体系。该技术体系将有利岩相识别纳入储集性评价的范畴，增加了可钻性的评价，兼顾了水平井布井方位、地质导向、优快钻井、井眼稳定、安全钻井的需求。由于受油基钻井液的影响，且高成熟度页岩油的油质较轻，在样品粉碎或较长时间制备样品的过程中，会导致轻组分严重散失，不推荐进行岩屑定量荧光录井和岩石热解录井。

表1 陆相页岩油录井技术体系Table 1 Technical system for the logging of continental shale oil

4 结束语

现有录井技术要根据页岩油的成熟度、类型，打破常规，提高针对性、有效性，从样品保存与分析、采集分辨率与定量精度等多个角度，实现提质、提速、提率、提效。要针对现有录井技术的不足及页岩油勘探开发的实际需求，重点引进漫反射傅里叶变换红外光谱技术，进行页岩油储层T1-T2二维核磁共振技术攻关，加快钻井液在线核磁共振与岩屑声波2 项技术的快速转化。页岩油录井技术体系的构建应以“提质、提速、提率和提效”为主导，求“储集性、含油性、可动性、可压性”之同，存“页岩油储层成熟度、类型”之异，多项目和多专业协同，实现全井筒油气信息的高效采集与准确评价，为页岩油钻完井提供全过程的技术支撑。