杨小兵 姚梦麟 王思静 周 昊 佟恺林 陈维铭 马韶光

1.中国石油集团测井有限公司西南分公司 2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院

3.四川长宁天然气开发有限责任公司 4.四川页岩气勘探开发有限责任公司

5.重庆页岩气勘探开发有限责任公司 6.中国石油西南油气田公司开发事业部

0 引言

国内海相页岩气勘探开发已10余年，在四川盆地南部上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气储层取得重大进展，开发已具规模[1-3]。页岩气勘探开发突出强调地质工程一体化技术需求[4-7]，测井提供了系列地质工程参数成果，对页岩气勘探开发起到了重要支撑作用。

随着四川盆地南部（以下简称川南地区）中浅层页岩气勘探开发的稳产和深层页岩气的上产，对拓展测井技术以及支撑地质、工程、气藏一体化提出了一系列技术新需求。在地质上，低阻页岩气储层成因复杂[8-10]，测井精准评价低阻页岩气储层含气性，可支撑有利开发井区的优选，但岩心分析和测井评价还较困难；在工程应用和气藏一体化上，页岩气产能主控因素较多[11-15]，以往应用电成像等测井资料预测与产能直接相关的微细裂缝发育段较困难[16-17]，监测和评价水平井压裂效果以微地震法为主[18-19]，其存在的主要问题是不能监测支撑剂延伸距离等[20-22]，可通过产液剖面监测综合评价压裂分段、射孔分簇产能，弄清页岩气产能主控因素，指导平台水平井压裂方案设计和井间距设置[23]。

笔者在总结目前广泛使用的川南地区海相页岩气测井技术及地质工程应用基础上，梳理页岩气勘探开发公司重点关注的低阻页岩气储层含气性、天然微细裂缝预测、压裂效果监测技术以及产液剖面监测方法等技术需求，分析测井技术存在的主要问题，结合生产实际，提出相应的解决方案，以期有助于解决页岩气勘探开发的地质工程难题。

1 目前测井技术发挥的作用

页岩气评价井一般有常规综合测井以及自然伽马能谱、电成像、交叉偶极阵列声波、元素俘获、核磁共振、生产测井等特殊测井项目，提供了单井总有机碳含量（TOC）、孔隙度、含气性、脆性指数、岩石力学参数、地应力方向等关键评价参数，综合评价地质工程甜点小层，支撑了水平井方向、靶体的优选[12]。平台水平井测井项目一般包括常规综合、自然伽马能谱和交叉偶极阵列声波等，用于反演构建水平井的地质模型，评价靶体钻遇情况，通过导眼井的岩心刻度精细解释地质工程参数，支撑压裂分段、射孔分簇井段的优选。测井项目提供的主要地质工程参数及应用如表1所示。

表1 测井提供的成果参数与主要地质工程参数及应用表

评价井采用电缆测井，测井项目丰富。针对水平井长井段、复杂井况的测井，推出了存储式测井系列仪器，不断满足页岩气勘探开发技术新需求。

2 技术新需求及解决方案

2.1 测井评价技术新需求及解决方案

2.1.1 低阻页岩气储层有效性评价

川南地区页岩气储层断层发育，在个别评价井、水平井发现低阻储层，困扰了水平井靶体优选和水平井的试油。低阻页岩气储层在国内外的页岩气勘探开发中较为常见，影响页岩气储层低阻的因素主要为高黏土矿物含量、高矿化度地层水、有机碳石墨化、低含气性以及高黄铁矿含量等[8-10]，通常为多种因素共同影响（图1），要准确评价主要影响因素还较困难。在川南地区页岩气区块的特低电阻率（＜1.0～2.0 Ω·m）储层中，有机碳的石墨化程度高，认为有机碳石墨化使其导电能力增强。在电阻率介于2.0～10.0 Ω·m储层中，页岩气公司在部分井进行了试油，结果为低产或微气微水，其中有2口低电阻率井（＜4.0～7.0 Ω·m）试油结果为微气、产水，其含气性显然变差。尽管超高成熟度有机质不具有生烃能力，但富含有机质的页岩地层生成的天然气是否还部分保存在原地，应用电阻率高低值来对页岩气的有效性和含气性进行评价仍然是个问题。上述表1中的测井项目还不能满足低阻页岩气储层的有效性评价。

图1 低阻页岩气储层主要影响因素图

通过国外测井新仪器的调研和在页岩气测井新技术的应用效果[24-25]，推荐使用脉冲中子PNX仪器和新一代（CMR—NG）核磁共振测井来识别页岩气储层的有效性。PNX仪器为斯伦贝谢公司的新一代脉冲中子测井仪器，具有能够高精度地测量地层元素、TOC、孔隙度、快中子俘获截面、可动烃等优点，但目前在国内页岩气储层中应用较少；CMR—NG核磁共振测井可同时进行二维核磁测井，回波0.2 ms，能有效计算总孔隙度，应用核磁共振T1、T2谱交会图可识别残余有机质（沥青、干酪根）、区分黏土、毛细管束缚水、可动烃等。低阻页岩气储层新增测井项目见表2。

表2 低阻页岩气储层新增测井项目推荐表

核磁共振T1、T2谱交会图与快中子俘获截面测井技术，结合C、H、O等元素含量之间关系，可评价可动烃、含水饱和度，进而综合评价低阻页岩气储层可开发性。在常规测井中发现低阻页岩气储层的评价井，建议不测元素测井和普通核磁共振，改为CMR—NG核磁共振测井，在套管井（或裸眼井）加测PNX，从而提高页岩气储层含气性识别能力。目前，长宁区块有2口井的二维核磁共振测井解释成果表明，CMR—NG核磁共振测井技术在识别低阻页岩气储层含气性方面具有一定效果。

2.1.2 天然微细裂缝综合预测

川南地区海相页岩气储层具有低孔、特低渗的特点，压裂改造可提供大的渗流通道，但压裂不会形成均一、微细的复杂缝网[26]。水平井一般钻遇相同的地质工程甜点小层，在不考虑压裂改造的差异因素下，页岩气储层的高产因素主要受微细裂缝发育的影响，实际的生产测井解释成果表明了这点，但微细裂缝发育段在压裂过程中容易出现砂堵情况，又会影响压裂改造效果。因此，页岩气公司在压裂试油方案中非常关注储层的微细裂缝发育段，在参考物探地震蚂蚁体识别较大裂缝段的情况下，要求测井提供精细的微细裂缝发育层段。电成像能够识别一定纹层和宏观裂缝，但要识别岩心薄片镜下观察到的微细裂缝还很困难，要依靠常规测井来识别更是不可能。因此应用测井资料来识别页岩气微细裂缝，需要充分挖掘阵列声波信息并结合录井油气显示信息。

笔者建立了基于黏土矿物含量、井径大小、TOC、孔隙度影响校正的斯通利波能量衰减法，识别微细裂缝段；通过归一化钻时、TOC、孔隙度等对全烃值的影响，建立了基于录井显示归一化的微细裂缝发育段识别方法，提高了微细裂缝识别能力（图2）。

图2 天然微细裂缝发育段测井识别成果图

2.2 压裂效果监测技术新需求及解决方案

众所周知，页岩气勘探开发主要得益于水平井钻井和水力压裂两大技术[4]。其中，水力压裂效果监测方法较多，有微地震法、测斜、温度、声波测井、放射性示踪剂和广域电磁法等方法，目前主要是微地震法[18-20]。

2.2.1 常用页岩气储层压裂效果监测方法

最早的压裂效果监测主要在直井中完成，用于近井筒的压裂评价，主要评价压裂缝高度，但不能描述压裂体积。当前页岩气的开发和大量水平井的压裂改造，主要应用微地震方法监测压裂效果，由于描述的是微震体积（又称储层改造体积），大于压裂液波及区域，并且远远大于对产能有贡献的支撑体积，因此基于微震体积预测的产能和压裂井的实际产能符合率较低，越来越多的压裂工程师不相信微震体积和基于微震体积做出的渗透率及产能预测[21]。目前，主要使用的监测方法的对比如表3所示。

表3 川南地区页岩气储层主要压裂监测方法对比表

2.2.2 电磁成像压裂效果监测新方法

由于页岩气储层低孔、特低渗的特性，有压裂液却没有支撑剂的井段，裂缝闭合，渗流能力提升较小，对产能影响不大，因而现在更关注有效支撑体积，正是这一趋势促进了工业界和学术界转而寻求一种能够直接描述支撑剂分布的裂缝成像技术，以便进行更精确的压后产能预测。

2.2.2.1 国内电磁成像监测技术

国内应用电磁场勘探法主要用于寻找金属矿和地下低阻地层，但探测深度浅，可靠程度较低。目前，川南地区页岩气储层试验广域电磁法来监测压裂液的波及范围，用于识别压裂效果。广域电磁法通过压裂液的延伸对压裂层段电阻的改变，探测这种电磁场强度的变化来评价压裂效果，其解释和应用效果如图3所示。图3中不同颜色曲线代表压裂过程中不同时间点检测到的压裂缝延伸长度和高度。通过分时观察，可估算压裂液在垂向和径向上二维延伸范围。由于应用较少和未与其他方法对比，应用效果待评估。

图3 广域电磁法监测压裂液分时延伸图

2.2.2.2 国外导电支撑剂电磁成像技术

2016年3月，世界领先的电磁勘探公司及油气科技先锋GroundMetrics公司成功地为CARBO陶粒公司及康菲石油公司在德州本部一口油井的试验提供了电磁监测服务，现场试验已获成功，并在不断完善该技术。其主要原理是：地面电源顺着电缆被送至水平井底部与套管接触的部分，使套管成为激发支撑剂的电磁场源，在压裂前后测量地层的电磁信息，压裂支撑剂中加有导电的颗粒，采用20套这样的电磁接收器来收集被激发的支撑剂发出的信息。通过反演和比较压裂前后30分钟接收到的数据，绘制电磁成像图（图4），可较好地评价压裂支撑剂延伸过程和有效改造体积，即有效压裂裂缝体积，其技术优势明显[21-22]。其中，图4-a表示井下电流源与顶部射孔簇的距离约50 ft，图4-b～d分别表示沿水平井的向西侧视图、西北向侧视图、南东向侧视图观察到的压裂效果电磁成像示意图。

图4 应用导电支撑剂监测压裂效果电磁成像示意图

国内页岩气开发公司还未引进使用该项技术。由于国内测井公司目前基本上不具备电磁勘探技术，建议发展该项测井勘探技术，拓展页岩气测井服务市场。

2.3 产液剖面监测方法新需求及解决方案

分段分簇产能及产能主控因素一直是页岩气公司关注的问题。根据国外文献，生产测井表明水平井30%～40%的射孔簇产能较低[27]，动态开发方式改变，分段分簇的产量跟随发生变化，因此需要更多的生产剖面测井，并优化动态开发方案。最先采用传统的、机械式的诸如SONDEX公司的生产测井仪器、斯伦贝谢公司的流体扫描成像（FSI）等产液剖面测井仪器，但长水平段的沉沙、桥塞碎屑、套管变形、连续油管传输等原因，导致仪器不能完全下到设计的井段，施工也常存在遇卡的现象，安全风险大增，于是页岩气开发公司不断尝试新的、安全性好的产液剖面监测方法。

2.3.1 产液剖面主要监测原理

目前，在页岩气水平井使用的产液剖面监测方法主要有3种[28-30]。

传统生产测井：测井仪器较多，功能接近，均在页岩气水平井进行过测井。以FSI为例，该仪器具有5个微转子测量分层流速，6对光学和电阻探针测量分层气水持率，解释成果包括分段分簇气、液产能。

分布式光纤测井（DTS & DAS）：发射的光脉冲在光纤中传输，由于拉曼散射对温度敏感，通过解析散射回来的拉曼散射光信号，就可实现监测光纤沿线温度变化。当有外界声音作用于光纤时，导致背向瑞利散射信号的变化，使得接收到的反射光强发生变化。通过检测井下事件前后的瑞利散射光信号强度变化，即可探测并定位正在发生的井下事件，从而实现井下声波实时监测。该技术能解释分段分簇气、液产能，在川南地区页岩气水平井得到使用，处于试验推广期。

气体示踪剂方法：这是一种非放射性化学示踪剂测试技术（SECTT），采用自然界不常见的、在色谱分析中有各自独特的峰值并易于辨识的化学剂，将相同剂量不同化学示踪剂随不同层段的压裂酸化液体泵入地层。在测试阶段，天然气携带该段特有的气体示踪剂至地面，根据各段天然气所含示踪剂浓度的对比，评价各压裂段的产能，目前在川南地区页岩气井应用较普遍。页岩气平台水平井之间的间距由原来的400 m不断优化到300～250 m，由于高强度大排量压裂改造，水力裂缝可能沟通原始的天然裂缝，出现井间干扰，导致其他井的产能变化。在川南地区的威远—长宁区块，应用气体示踪剂还监测发现个别水平井个别层段出现了井间干扰。

2.3.2 产液剖面监测方法优选

当前，页岩气开发公司从监测精度、方法适用性和安全角度再优选1种产液剖面监测方法，也进行了部分对比试验，其中SECTT在X201井与FSI对比测试结果具有一致性（图5），其中FSI在第7段未取到产能值。通过反复的尝试实践，解释的产能结果与水平井段的地质、工程品质、压裂规模及工艺对比分析，时有不匹配的情况，对3种方法的解释准确性常抱有怀疑态度，加之气体示踪剂还可进行平台水平井之间的压裂缝串通跟踪，从而更倾向安全性好的气体示踪剂法，并在水平井中使用较普遍。3种产液剖面监测方法对比见表4。

图5 X201井FSI与SECTT分段测试解释结果对比图

表4 产液剖面监测方法对比表

在页岩气勘探开发中，压裂效果和产液剖面监测等具有较大的技术市场需求，测井不能仅局限于一孔之见。目前多学科融合、交叉更加紧密，领域的开拓是创新的核心，测井与物探结合发展径向探测深度大、纵向探测范围广的采集仪器，整合产液剖面监测方法，重点拓展工程应用技术及服务领域。

3 结论和建议

1）脉冲中子PNX测井与CMR—NG核磁共振测井可用于评价低阻页岩储层含气性；应用井眼及岩性校正后的斯通利波能量衰减及斯通利波反射系数、录井全烃归一化处理等方法可综合预测天然微细裂缝发育段；推荐国外先进的井间电磁成像方法，可评价储层有效压裂效果；优选和推荐气体示踪剂方法作为产液剖面监测方法。

2）在非常规储层关注地质、工程和气藏一体化的趋势下，发展径向探测深度大、纵向探测精度高的采集仪器，配套解释技术，提高测井技术支撑能力，对满足页岩气开发技术需求和促进测井技术的发展具有一定指导意义。