偶极子声波测井在罗家地区沙三段泥页岩储层评价中的应用

关丽

（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257015）

0 引 言

偶极子声波测井采用偶极声源和定向接收技术，结合单极技术，在硬和软地层中都可采集到纵波、横波、斯通利波时差等丰富资料，依据不同岩层的声波传播速度以及纵横波的传播特性，可以判别储层岩性、物性、识别流体性质和裂缝、指示渗透性等。将偶极子声波测井资料应用于济阳坳陷渤南凹陷的罗家地区泥页岩油藏评价中，取得了良好效果。

1 罗家地区泥页岩沉积环境与成藏特征

富含有机质的泥页岩常呈深灰、灰黑、黑色，多形成于低能还原环境，如湖湾、半深湖－深湖和半深海－深海盆地、台地边缘缓坡、半闭塞－闭塞的欠补偿海湾等[1]。泥页岩油气藏的形成和富集有其自身独特的特点，自生自储，既是烃源岩也是储集层。储存于泥页岩中的油气一部分以游离状态赋存于孔隙和裂缝中；另一部分则吸附于有机质和岩石颗粒表面[2－3]。泥页岩油气藏没有油水、气水等流体界面概念，属于连续型油气聚集单元[4]。

罗家地区沙三段地层属于深湖－半深湖沉积，主要岩相为暗色的泥岩、油泥岩、油页岩等，大部分地区地层厚度达到100～600m。该套地层中砂岩储层不发育，泥页岩发育稳定，是罗家地区乃至渤南凹陷最有利的一套烃源岩，也是泥页岩油气最为发育的层系。

2 声波速度结合常规测井确定泥页岩矿物组分

尽管含油气泥页岩通常被称作黑色页岩，但并不仅是指单纯的页岩，成分也包括细粒的粉砂、细砂、粉砂质泥及各种灰质组分[5－6]。泥页岩油气藏一般需要压裂甚至大型压裂才能有效开采。对于这类油气藏，首先必须考虑其地层的可压裂性，岩石的矿物组分是决定可压裂性的关键指标之一，岩石脆性越大，可压裂性越强。页岩中的钙质、硅质成分增加了页岩本身的脆性，有利于裂缝体系的形成，评价这些脆性矿物在泥页岩中的比例对储层的压裂具有指导意义。

声波速度中含有反映岩石特性的信息[7]，在罗家地区泥页岩矿物组分分析中，可利用地层中不同矿物声波速度的特征定性判断主要的矿物成分，划分岩相类型（见图1）。罗家地区罗A井的纵波测井曲线在井深3068m左右存在明显变化，对应的密度和中子测井曲线也有相应的变化，依据这种变化特征，结合地质岩矿综合分析，将3068m上下分成2种不同的岩相类型。针对不同岩相，利用偶极子声波测井，结合常规测井资料和岩心分析资料，建立数学模型解释泥页岩储层中各种矿物含量，常用模型有线性、指数和幂函数等数学模型，经相关性对比，采用线性模型进行建模

式中，Y为各种矿物含量百分比；Xi为测井曲线值。将模型计算得到的矿物百分含量与岩心全岩矿物X衍射分析数据对比，精度较高，说明依据纵波资料划分测井岩相，利用数学模型的方法定量解释泥页岩储层的各种矿物含量是可行的。

3 纵横波速度比指示泥页岩层理、物性及含油性特征

3.1 纵横波速度比指示泥页岩层理特征

弱水动力环境下的沉积物具有极薄的微层理构造，厚度不超过1mm，这种微层理构造被称为纹层[1]。罗家地区泥页岩储层的这种微层理非常发育，据岩心薄片观察，1mm内可见到几十条纹层（见图2）。在研究中将岩心薄片在光学显微镜下所能识别出的单位距离内微小层理构造的数量定义为纹层数。岩石层理能引起地层径向电阻率的变化，反映在FMI动态图像上是明显的层界面。从图2可见，纹层与FMI动态图像上的层界面有较好的对应关系，岩石纹层多的地方，FMI图像的层界面也相对较多，反之亦然。受纵向分辨率的影响，FMI测井不能完全反映所有的纹层，但它能间接反映一定深度内纹层的相对数量。受诸多因素限制，不能得到纹层数随深度的连续变化值，但依据岩石纹层与FMI动态图像层界面的对应关系，可采用单位深度段内的FMI动态图像所能识别的层界面数量间接反映岩石纹层数。采用0.10m的深度间隔，用计算机对FMI动态成像图上的层界面进行拾取，并计数累积，得到深度与层界面数的关系曲线（见图3第2道）。

图1 矿物成分解释模型精度分析

根据纵横波传播原理，横波质点的位移方向与井轴垂直。在层理和低角度裂缝中，横波的部分能量沿着层理和低角度裂缝传播，从而造成仪器采集到的横波传播速度减小；而纵波的传播方向及质点位移方向与井轴平行，层理和低角度裂缝对其速度影响不大，在层理和低角度裂缝发育的地方，纵横波速比vp／vs增大。从对罗A井的分析可得，vp／vs增大的井段，如3040～3050m和3060～3070m井段FMI层界面数增加（见图3），这说明纵横波速度比能较好地指示泥页岩层理特征。

3.2 纵横波速度比指示孔隙特征

泥页岩储层具有低孔隙度、特低渗透率和致密的物性特征。美国主要产气页岩储层岩心分析总孔隙度分布在2.0%～14.0%，平均为4.22%～6.51%；渗透率一般小于0.1mD，平均喉道半径不到0.005μm[8]。油气存储于残余粒间孔、有机质生烃形成的微孔隙以及各种微裂缝中。综合分析岩心铸体薄片、FMI动态图像，罗A井在3040～3050 m和3060～3070m井段纹层非常发育，对应井段岩心分析的孔隙度和水平渗透率较高（见图3），说明该地区泥页岩储层中岩石的纹层层理与储层物性成正比。依据vp／vs与纹层数的正比例关系，可以得到vp／vs与泥质岩储层物性也成正相关关系，所以vp／vs可以较好地指示泥页岩孔隙发育带。

3.3 纵横波速度比指示含油性特征

陆相沉积的泥页岩厚度一般都较大，但并不是所有井段都具有良好的含油性。烃源岩生烃消耗水以及排烃时带走了大量水，使得泥页岩油藏内含水较低。图4是罗A井实验室岩心分析数据，随着孔隙度的增大，单位体积内的岩石含水量基本不变，而含油量随着孔隙度的增大而增大，说明根据泥页岩油藏自身独特的成藏的特点，未能运移出去、残留的烃类物质就近在物性较好的地方储集下来，泥页岩储层中物性好的地方含油性就好。泥页岩油气勘探的目的就是要寻找物性良好的储集层。依据vp／vs与泥页岩储层物性的正比例关系，vp／vs大的地方就是所要寻找的含油性良好的储集层。

图4 孔隙度与每立方米岩石含水、含油体积关系图

4 效果分析

将建立的模型应用于罗家地区的岩石矿物分析，分析结果表明该地区泥页岩钙质含量相对较高，说明该地区岩层的脆性较强，酸化可压裂性好。该地区罗D井，对2869.80～2880.00m井段进行射孔试油，上措施前日产油2.3t，不含水，上措施后日产油9.2t，不含水，累计产油60.6t。

罗A井、罗B井、罗C井均为罗家地区探井，构造位置相近，罗A井3042～3070m、罗B井2916～2964m和罗C井2766m以下井段（由于工程原因，测井资料在2845m以下缺失）具有相似的测井响应特征，与上下邻井段相比，SP均有负异常，R4m呈高值，AC高值（见图5），说明它们属于同一套沉积地层。这3口井只有罗A井有偶极子声波测井资料，罗A井在3042～3070m井段vp／vs明显增大，同一套地层的罗B井在2881～3048m井段常规泵抽日产油1.52t，水0.2m3，累计产油62t；罗C井在2828.13～2861.0m井段自喷日产油79.9 t，不含水，累计产油13465t；罗B和罗C井泥质岩段的出油证明了纵横波速度比，可以指示物性的好坏，从而确定泥页岩储层良好含油性集中段，为勘探决策提供参考依据。

图5 罗A井、罗B井、罗C井测井曲线对比

5 结 论

（1）泥页岩储层是多种矿物组分的混合岩性体，其钙质、硅质含量能增加岩石脆性，有利于裂缝形成。利用偶极子声波测井资料、结合常规测井资料对泥页岩储层进行了岩相分类，并分岩相类型建立了矿物组分含量计算模型，利用实际岩心分析数据检验，精度较高。

（2）泥页岩地层中纹层层理和低角度裂缝较为发育，储层孔隙结构复杂。研究表明，纵横波速度比与岩石纹层层理数和储层物性成正比，能较好地指示泥页岩的含油性。

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