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摘要：近年来，随着对页岩气赋存机理认识和工程技术的进步，页岩气资源日益受到广泛关注并逐渐成为研究的热点，因为泥页岩的致密性，导致其储集空间和储集方式与常规储层存在较大差异，常规录井技术方法在页岩气成藏机理、分布规律的分析以及综合评价上有一定的适用性，但普遍存在局限性，根据页岩气解释评价的主要参数需求，选取了多项录井技术方法，通过在录井现场的应用效果反馈，分析了这些技术方法在页岩气解释评价中的有效性，对地化录井在高熟页岩解释评价中的不足进行了分析并提出了新看法，尝试将X射线荧光录井技术用于页岩储层压裂改造选层上，并取得了较好效果。
关键词：录井资料；页岩气；解释评价；应用
一、引言
页岩气是指主体上以吸附和游离状态存在于低孔、特低渗，富有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩层系中的天然气[1]。页岩气藏作为一种技术性气藏，勘探评价的重点是泥页岩储层的经济可采含气量和压裂改造的有效性。近年来，随着对页岩气赋存机理认识和工程技术的进步，页岩气资源日益受到广泛关注并逐渐成为研究的热点，一直被习惯视为烃源岩和盖层的泥页岩已开始作为储层来研究，但因为泥页岩的致密性，导致其储集空间和储集方式与常规储层存在较大差异，常规录井技术方法在页岩气成藏机理、分布规律的分析以及综合评价上有一定的适用性，但普遍存在局限性，加之我国页岩气资源勘探与评价起步较晚，勘探初期可利用的基础资料十分有限，如何选择适用的录井技术方法，更好地利用页岩气录井资料，快速发现和解释页岩气显示，优选录井评价指标，综合评价页岩气藏，充分发挥录井资料快速直接的优势，将是录井行业在页岩气勘探评价中的一个重要课题。
二、页岩气解释评价参数及录井技术方法的选用
（一）页岩气解释评价的主要参数
美国等部分已具有相当规模页岩气产量的国家已形成了相对成熟的页岩气解释评价指标，且在不同盆地根据目标体的差异选用了不同的评价指标，在中国更加复杂的地质条件下开展页岩气勘探及评价工作，除了充分借鉴国外成功经验，更应着眼于建立符合中国页岩气特征的解释评价指标。根据美国成功勘探经验，虽然不同地区评价指标不同，但选用的解释评价参数是一致的，主要包括泥页岩层厚度、埋深、有机质丰度、有机质成熟度、含气量、储层物性、岩石特征等。
泥页岩层的有效厚度是形成页岩气的重要条件。足够大的泥页岩厚度才能保证赋存足够多的有机质及形成充足的页岩气储集空间，从而对页岩气的成藏提供更有利条件。
有机质丰度的大小直接影响页岩含气量的大小，有机质丰度评价的重要指标是总有机碳含量（TOC），TOC也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。
有机质成熟度是反映有机质是否进入生油气门限的，页岩中的有机质进入生烃门限后，页岩气的生成便贯穿于有机质向烃类演化的整个过程，不同类型的有机质在不同演化阶段生气量不同。有机质成熟度越高，越有利于页岩气的生产和富集。
储层物性主要指泥页岩的孔隙度、渗透率和含气饱和度，用于评价页岩气储层的储气能力。
含气量指单位质量泥页岩储层中所含气体的体积。是确定页岩气藏能否达到工业开采的关键指标。
岩石特征，包括页岩的矿物组成，脆性、裂缝类型，化石及其他含有物。
（二）录井技术方法的选用及应用基础
根据页岩气烃源岩、储集性能评价的参数需求，页岩气录井中除了使用常规的地质、气测、工程参数录井外，针对性的选用了地化录井、核磁共振录井及X射线荧光（XRF）录井技术。
常规地质录井通过获取岩屑、岩芯等实物资料，可准确确定页岩层的埋深、厚度等参数。现场进行的岩屑、岩芯结构、构造、化石及裂缝等特征的描述与分析，可在现场快速确定岩性，分析裂缝发育层段，判断岩层的沉积环境及经历的构造活动。
页岩气在泥页岩储层中主要以游离态和吸附态两种方式储集，钻井过程中，岩石破碎后，游离气随着钻井液被带到地面，通过气测全烃及色谱分析，可定性地反映地层中游离气含量的多少，从而可快速评价泥页岩储层含气性的好坏。
地化录井资料主要用于分析岩石中有机碳的含量、有机质成熟度、生烃类型及生烃量。北美主要页岩气盆地页岩气成因包括生物成因气、热成因和两种混合成因气[1]，不管是生物成因气还是热成因气，都需要充足的有机质。有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃量的多少，也影响着含气量的多少。页岩中的有机质不仅可以生成天然气，还可以作为吸附气的吸附载体，且与吸附气的含量成正比[2]。
核磁共振录井用于检测岩石物性及流体饱和度。
X射线荧光（XRF）录井可直接测量泥页岩中的Si、Ca、Mg、Fe、Al、K等十几种矿物元素含量，通过分析不同矿物元素的分布特征，判断页岩气相对富集井段，并用于指导泥页岩储层后期压裂改造井段的选取。根据前人研究成果，不同层位页岩的化学成分含量变化比较大。一般为：SiO2含量45%-80%；A12O3含量12%-25%，Fe2O3含量2%-10%，CaO含量0.2%-12%，MgO含量0.1%-5%。页岩储层的无机矿物组成中，粘土矿物与吸附气含量有一定关系。石英、黄铁矿、方解石、白云石等是影响后期开采时储层改造的主要因素，主要脆性矿物石英含量越高代表岩石脆性越大，越有利于压裂，而碳酸盐岩含量较高利于酸化改造。根据泥页岩的化学成分组成特征，Si主要与石英关系密切，Ca与方解石和白云石密切相关，Fe与黄铁矿和菱铁矿等有关系，铝元素与粘土矿物（高岭石、伊利石、蒙脱石、绿泥石、海绿石等）含量密切相关，因此可用X射线荧光测得的Si、Al、Ca、Mg、K、Fe等元素含量代表页岩中各种无机矿物的含量，对页岩层段的沉积环境、岩石物性及储集性能等进行分析。
三、现场解释评价应用实例
多年的油气勘探中，特别是中国中东部地区，在很多口井的泥页岩段录井中发现了油气显示，但当时并没有认识到泥页岩作为储层的功能，大多解释为泥岩裂缝含油气层，认为是裂缝中残余的油气，并未引起足够的重视，通过近几年在页岩气基础理论上的研究，特别是对页岩气吸附机理的认识，针对泥页岩储层开展了老井复查，从非常规页岩气角度出发，在借鉴北美地区页岩气勘探开发的经验基础之上，筛选出了一些有利勘探区，在有页岩气显示的区域部署了一批井位，将原来仅作为烃源岩或盖层的泥页岩作为目标层进行勘探。如黔南坳陷黄平向斜的HY1井的部署即利用了上世纪七、八十年代完钻井资料及区域资料，充分参考了已钻井及区域的泥页岩厚度、埋深、气测显示、有机碳含量、有机质热演化程度、岩石学特征等参数。钻探目的是探索黄平向斜寒武系下统九门冲组页岩含气性；了解目的层段的岩性、岩相发育情况及变化规律；获取目的层段有关评价页岩气的各项地质参数。
（一）HY1井区域地质概况
黄平区块基底为前震旦系板溪群，出露地层最老为寒武系，往上依次为奥陶系下统、志留系中下统、泥盆系中上统，下二叠统，其它层位沉积缺失或后期剥蚀。该区区域性烃源岩发育的主要层位为寒武系下统九门冲组，九门冲组地层具明显的三分性特征，上部为深灰色粉晶灰岩，不定向缝合线、晶洞及裂缝发育，中部以灰色-灰黑色泥岩为主，夹薄层泥质粉砂岩，下部为深灰色、灰黑色硅質泥岩、碳质泥页岩夹泥质粉砂岩，厚100-200m。泥页岩有机碳含量（TOC）一般分布在2~4%，干酪根类型以Ⅰ型为主，兼有Ⅱ型，镜质体反射率(Ro)介于2.1-3.48%之间，平均为2.76%，绝大多数样品Ro值在2.1-2.71%之间，有机质热演化处于中-高演化阶段，为过成熟干气阶段。
多口井在九门冲组上部灰岩段和下部泥页岩段见气测异常显示，最高气测全烃值由0.0009%↗3.6%，C1：3.3%，C2：0.052%，C3含量微弱，高峰时泥浆槽面气泡达15%，并上涨2cm，活跃的气显示预示该区页岩气具有良好的勘探前景。
（二）页岩气层段解释评价
HY1井全井实施了综合录井，岩屑（岩芯）录井，目的层段实施了地化录井、X射线荧光（XRF）录井，气测异常层井段取样做核磁共振分析。
1.地层及岩石特征
实钻揭示九门冲组总厚196m，其中2265.0-2307.0m为一套深灰色灰岩夹灰黑色灰质泥岩；2307.0-2324.0m为深灰色-灰黑色泥岩，2324.0-2419.0m为灰黑色含粉砂质碳质泥岩、含碳质粉砂质泥岩夹深灰色硅质泥岩、黑色泥质粉砂岩，底部2419.0-2434.0m为灰黑色、灰色硅质岩。主要目标层段厚95m(2324-2419m)。与邻井对比表明该层段横向发育稳定，纵向厚度变化较小(邻井95-116m)。
主要目标层段(2324-2419m)岩石矿物成分以粘土矿物和石英为主，不含灰质，普含黄铁矿，一般含量5%，局部达15%，呈点状、块状、纹层状分布，碳质含量较高，可污手，无明显层理，该段下部岩芯观察局部发育裂缝及微裂缝，以微裂缝为主，裂缝倾角一般大于70度，缝长一般几十厘米，最长可达1m，多数缝内充填方解石，岩芯断面可观察到明显磨光面和擦痕。
黄铁矿的大量沉积及岩石层理欠发育表明九门冲组泥页岩沉积期为较弱的水动力条件和低能的强还原沉积环境，有利于有机质的沉积赋存，表明该区具有页岩气成藏重要的物质基础形成环境。
2.有机质丰度评价
HY1井泥页岩段地化数据分析显示有机碳含量TOC主要分布在1.50％-5.52％，参照北美富气页岩评价指标，页岩层有机碳含量一般大于2%，最好在2.5%-3%以上即具备形成页岩气藏的基本物质条件。HY1井九门冲组泥岩段TOC含量平均为3.37％，符合最好烃源岩标准，具备强生烃条件。其中2320-2390m为最有利井段（图1），TOC含量为2.88-5.52%，平均为4.08%。
图1 HY1井九门冲组TOC含量分布图
3.有机质成熟度评价
根据HY1井九门冲组页岩段地化分析数据，依据烃源岩有机质评价标准（表1），该井段有机质类型为腐殖（Ⅲ）型，有机质处于未成熟-成熟阶段（图2），与实际地层沉积环境及区域邻井实验室分析结果截然不同，根据廖永胜[2005]研究成果，仅在Ro值小于0.8%时才适用岩石热解氢指数评价有机质类型。而在依据烃源岩热解最高峰温度（Tmax）判别有机质成熟度时，岩石热解S2值应大于0.5mg/g才能获得准确的Tmax数据[3]。HY1井九门冲页岩段地化分析S2最大值为0.50mg/g，且仅有一个样品，其余数值均低于0.3mg/g，数据已不符合评价标准。这也说明用油源岩的地化评价指标评价过成熟页岩气源岩的有机质类型及成熟度已不适用，需根据实验室测定R0来判定。本井室内6个样品测定R0为3.01-3.39%，有机质热演化已处于高演化阶段。
表1 烃源岩成熟阶段表(据SY/T 5753-1995)
烃源岩成熟阶段 Tmax(℃)
未成熟阶段 < 435
低成熟阶段 435～440
成熟阶段 >440～450
高成熟阶段 >450～580
过成熟阶段 >580
图2 HY1井九门冲组泥岩段Tmax值分布图
4.含气性解释评价
HY1井气测录井在九门冲组碳质泥岩段见4层气测异常层，含气层段总厚61.0m（表2），其中2324-2345m井段全烃最高4.409%，对比系数16.2，全烃平均值0.930%。2345-2363m井段全烃最高4.115%，对比系数4.1，全烃平均值1.615%，是本井游离气相对富集的井段，2363-2378m全烃最大值1.418%，平均值1.156%，2380-2387m全烃最大值1.548%，平均值1.280%，值得注意的是，2370-2387m为取芯井段，较少的岩石破碎量可能影响了气体的释放，气测异常全烃值较低并不表明该段含气性差。该段岩芯入水实验可见少量鱼籽状气泡从裂缝处间歇性冒出，持续时间1-3min，表明天然裂缝中有气体聚集，并具有自然排出能力。
气体组分分析显示主要成分为甲烷，少量乙烷，丙烷微量，甲烷相对含量平均为96.54%，为明显干气特征。
利用气测异常显示最好井段全脱取样分析数据，通过理想模式简单计算，地层游离气含量极低，仅为51.7-54.8cm3/t，其他井段该数值则更低。岩心解析分析的含气量在0.16-1.80m3/t，主要以损失气和残余气为主，解析气含量为0.0233-0.0649m3/t。显示九门冲组泥页岩中游离气含量较低，地层含气状态以吸附态为主。
表2 HY1井主要泥岩段气测异常显示数据表
层位 井段(m) 视厚(m) 全烃(%) C1(%) C2(%) 全烃(%) (全脱)
∈1jm 2324~2345 21.0 4.409/0.272 2.760 0.053 3.037
∈1jm 2345~2363 18.0 4.115/1.002 2.710 0.084 3.216
∈1jm 2363~2378 15.0 1.418/0.542 0.995 0.027 0.578
∈1jm 2380~2387 7.0 1.548/0.950 1.045 0.032 1.797
5.储集性能解释评价
由于页岩气特殊的赋存机理，针对泥页岩储层的评价时，除了常规的孔隙度、渗透率、裂缝等参数，还应充分考虑岩层中作为主要吸附介质的有机质含量。
HY1井碳质泥岩取芯段核磁共振分析数据显示，孔隙度5.4-8.9%，平均5.71%，渗透率（0.01-0.92）×10-3μm2，平均0.053×10-3μm2(表3)，满足页岩气开发关键参数下限要求（表4）。岩芯观察地层裂缝总体欠发育，局部（2380-2389m，2406-2415m）较发育，多以微裂缝形式存在，缝内多充填方解石，微裂缝的存在不但可以为页岩气的游离富集提供储渗空间，增加游离气的含量；而且，微裂缝也有助于吸附态天然气的解析，并成为页岩气运移、开采的通道[1]。2380-2389m井段岩芯入水试验可见气泡自裂缝中逸出，即表明裂缝有较好储集性能及导流功能。
有机碳分析数据显示2320-2390m井段TOC含量较高，平均含量达4.08%，具备良好的页岩气生成和吸附条件。岩芯解析数据表明泥页岩含气量与有机碳含量有很好的相关性（图3），同时，全井气测异常高值出现在2324-2387m井段，进一步证实了这种相关性。元素分析数据显示2311-2387m井段粘土矿物的代表元素Al、K含量较上下地层有小幅增大，表明本段地层粘土矿物含量相对较高，有利于页岩气的吸附。综上，2324-2387m井段为本井最好页岩气储集层。
表3 HY1井主要泥岩段核磁共振分析数据表（平均值）
井段(m) 孔隙度% 渗透率（10-3μm2） 可动流体(%) 束縛水(%)
2370-2380 7.08 0.036 3.74 95.76
2380-2419 6.62 0.057 6.51 93.49
表4 页岩气开发关键参数下限（据斯伦贝谢，2006）
参数 最低值
孔隙度 >4%
含水饱和度 <45%
含油饱和度 <5%
渗透率 >0.0001mD
总有机碳含量 >2%
图3HY1井九门冲组TOC含量与解析含气量关系图
6.压裂层段解释
页岩储层的基质渗透率很低，需要裂缝才能形成工业产能。除本身的天然裂缝外，在开发过程中还应考虑页岩储层在加砂压裂改造时，是否易于被改造[1]。基于这一认识，本井选择了X射线荧光录井，通过测量并分析岩石中各种元素的分布规律，以脆性矿物的代表元素Si和粘土矿物的代表元素Al、K为选择依据，结合高TOC分布井段及高气测异常显示井段，选择最适合压裂的井段。
根据图4显示，建议首选压裂井段为2334-2370m，该井段Si元素含量整体较上下围岩升高，Al、K元素较上下围岩略低，岩性为灰黑色含碳质粉砂质泥岩，矿物成分主要为粉砂及粘土，粉砂含量较高，均匀含碳质，不含灰质，Si元素含量平均15.60%，Al元素含量平均3.04%。气测录井2345-2363m井段为全井全烃异常最高井段，TOC高值分布井段2320-2390m亦与本井段重合，且本井段上下分别具有23m和50m泥岩层阻隔，有助于避免压穿九门冲组顶部及下覆灯影组含水裂缝灰岩、云岩，而导致水串。
备选压裂井段为2385-2403m，该段岩性为灰黑色含碳质粉砂质泥岩夹薄层泥质粉砂岩、硅质泥岩，Si、Al组合较好，Si元素含量平均13.359%，Al元素含量平均3.427%。气测录井见较高异常显示，取芯钻进时全烃达1.548%，TOC含量具高值，更有利条件是该段上部2380-2389m裂缝较发育，且岩芯入水见气泡，具备压裂引流通道。
不利条件是，岩芯观察到的裂缝多为高角度裂缝，倾角一般大于70度，纵向缝长达几十厘米，岩芯出筒后多条裂缝呈张开状态，相信在地下这种裂缝的延伸范围应该更广，在后期压裂造缝施工中，这些高角度裂缝可能将压裂能量顺裂缝传导出去，不利于人工压裂缝的顺层延伸，导致后期产气能力下降，如压裂施工应给予关注。
图4HY1井九门冲组元素录井组合图
7.应用效果分析
HY1井测井解释页岩气储层3层/99.5米，建议测试井段两层，分别为2340.5-2380.0m及2380.0-2418.5m。2340.5-2380.0m中子孔隙度平均18.9％，元素俘获测井（ECS）计算的泥质含量在21.8％，钙质含量平均低于2％，地层高导缝不发育，渗透性差；计算的总含气量平均为2.82m3/t，地层游离气量极低，占总气量的17.8％。
2380.0-2418.5m中子孔隙度平均17.6％，ECS计算的泥质含量在25.5％左右，钙质含量平均2.4％，微电级成像（FMI）解释高导裂缝集中在2380－2387m，2404－2411m；平均有机碳含量为5.1％；计算的孔隙度平均仅为1.1％，渗透率解释为零，总含气量平均为2.0m3/t，地层游离气量极低，占总气量的20％。
对比来看，测井、录井在有利页岩气层段上的认识是一致的，对裂缝段的识别是一致的，对有利压裂层段的判断是一致的，但具体的数据指标有較大差异，原因应该是二者采用的分析方法不同。
本井完井作业对2340-2370m井段进行了酸压，压后见产176m3/d，说明该井段为含气泥页岩，具有进一步深入开展页岩气勘探的潜力。
四、解释评价中存在的问题
地化录井在常规油气领域的优势作用是显而易见的，但在高熟泥页岩的解释评价中却存在诸多不适用之处。在生烃能力和烃质类型解释中，由于高熟泥页岩已经经历了高温演化，岩石中可热解的有机质已微乎其微，用S0，S1、S2及其派生数据来解释其通常意义上所代表的烃类已失去意义，用现有的评价指标来分析往往会得出错误的结论，需要我们在今后的工作寻求新的评价手段或建立新的评价指标。
五、结论
（1）页岩气成藏机理特殊，综合应用现有录井资料可对页岩气层进行较好的解释评价。
（2）有机碳含量与页岩含气量有高度的相关性，有机碳含量直接影响页岩含气量，应用地化录井资料可在现场快速有效地识别页岩气富集层段。但地化录井资料在页岩成熟度分析中的作用还没有充分体现出来。
（3）利用X射线荧光录井资料指导页岩储层压裂改造选层是可行的，通过更多的工作积累，该技术在页岩气勘探开发中还会发挥更多的作用。如在一定程度上替代元素俘获测井，以减少勘探成本。
（4）气测录井资料在快速定性评价页岩含气性上具有明显优势，但其检测的仅仅是游离气的一部分，对页岩吸附气量的解释评价需结合现场快速解析来完成。
参考文献：
[1]蒋裕强，董大忠，漆麟等.页岩气储层的基本特征及其评价[J].天然气工业，2010，30（10）：1-6
[2]张利萍，潘仁芳.页岩气的主要成藏要素与气储改造[J].中国石油勘探，2009，（3）：20-24
[3]廖永胜.高-过成熟气源岩评价的若干问题[J].石油勘探与开发，2005，32（4）：147-152
作者简介：
车洪全，男，1973年1月出生，工程师，1996年7月毕业于长春地质学院石油天然气地质勘查专业，现从事综合录井工作，工作单位：华东石油工程公司录井分公司。
关键词：录井资料；页岩气；解释评价；应用
一、引言
页岩气是指主体上以吸附和游离状态存在于低孔、特低渗，富有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩层系中的天然气[1]。页岩气藏作为一种技术性气藏，勘探评价的重点是泥页岩储层的经济可采含气量和压裂改造的有效性。近年来，随着对页岩气赋存机理认识和工程技术的进步，页岩气资源日益受到广泛关注并逐渐成为研究的热点，一直被习惯视为烃源岩和盖层的泥页岩已开始作为储层来研究，但因为泥页岩的致密性，导致其储集空间和储集方式与常规储层存在较大差异，常规录井技术方法在页岩气成藏机理、分布规律的分析以及综合评价上有一定的适用性，但普遍存在局限性，加之我国页岩气资源勘探与评价起步较晚，勘探初期可利用的基础资料十分有限，如何选择适用的录井技术方法，更好地利用页岩气录井资料，快速发现和解释页岩气显示，优选录井评价指标，综合评价页岩气藏，充分发挥录井资料快速直接的优势，将是录井行业在页岩气勘探评价中的一个重要课题。
二、页岩气解释评价参数及录井技术方法的选用
（一）页岩气解释评价的主要参数
美国等部分已具有相当规模页岩气产量的国家已形成了相对成熟的页岩气解释评价指标，且在不同盆地根据目标体的差异选用了不同的评价指标，在中国更加复杂的地质条件下开展页岩气勘探及评价工作，除了充分借鉴国外成功经验，更应着眼于建立符合中国页岩气特征的解释评价指标。根据美国成功勘探经验，虽然不同地区评价指标不同，但选用的解释评价参数是一致的，主要包括泥页岩层厚度、埋深、有机质丰度、有机质成熟度、含气量、储层物性、岩石特征等。
泥页岩层的有效厚度是形成页岩气的重要条件。足够大的泥页岩厚度才能保证赋存足够多的有机质及形成充足的页岩气储集空间，从而对页岩气的成藏提供更有利条件。
有机质丰度的大小直接影响页岩含气量的大小，有机质丰度评价的重要指标是总有机碳含量（TOC），TOC也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数。
有机质成熟度是反映有机质是否进入生油气门限的，页岩中的有机质进入生烃门限后，页岩气的生成便贯穿于有机质向烃类演化的整个过程，不同类型的有机质在不同演化阶段生气量不同。有机质成熟度越高，越有利于页岩气的生产和富集。
储层物性主要指泥页岩的孔隙度、渗透率和含气饱和度，用于评价页岩气储层的储气能力。
含气量指单位质量泥页岩储层中所含气体的体积。是确定页岩气藏能否达到工业开采的关键指标。
岩石特征，包括页岩的矿物组成，脆性、裂缝类型，化石及其他含有物。
（二）录井技术方法的选用及应用基础
根据页岩气烃源岩、储集性能评价的参数需求，页岩气录井中除了使用常规的地质、气测、工程参数录井外，针对性的选用了地化录井、核磁共振录井及X射线荧光（XRF）录井技术。
常规地质录井通过获取岩屑、岩芯等实物资料，可准确确定页岩层的埋深、厚度等参数。现场进行的岩屑、岩芯结构、构造、化石及裂缝等特征的描述与分析，可在现场快速确定岩性，分析裂缝发育层段，判断岩层的沉积环境及经历的构造活动。
页岩气在泥页岩储层中主要以游离态和吸附态两种方式储集，钻井过程中，岩石破碎后，游离气随着钻井液被带到地面，通过气测全烃及色谱分析，可定性地反映地层中游离气含量的多少，从而可快速评价泥页岩储层含气性的好坏。
地化录井资料主要用于分析岩石中有机碳的含量、有机质成熟度、生烃类型及生烃量。北美主要页岩气盆地页岩气成因包括生物成因气、热成因和两种混合成因气[1]，不管是生物成因气还是热成因气，都需要充足的有机质。有机质含量是生烃强度的主要影响因素，它决定着生烃量的多少，也影响着含气量的多少。页岩中的有机质不仅可以生成天然气，还可以作为吸附气的吸附载体，且与吸附气的含量成正比[2]。
核磁共振录井用于检测岩石物性及流体饱和度。
X射线荧光（XRF）录井可直接测量泥页岩中的Si、Ca、Mg、Fe、Al、K等十几种矿物元素含量，通过分析不同矿物元素的分布特征，判断页岩气相对富集井段，并用于指导泥页岩储层后期压裂改造井段的选取。根据前人研究成果，不同层位页岩的化学成分含量变化比较大。一般为：SiO2含量45%-80%；A12O3含量12%-25%，Fe2O3含量2%-10%，CaO含量0.2%-12%，MgO含量0.1%-5%。页岩储层的无机矿物组成中，粘土矿物与吸附气含量有一定关系。石英、黄铁矿、方解石、白云石等是影响后期开采时储层改造的主要因素，主要脆性矿物石英含量越高代表岩石脆性越大，越有利于压裂，而碳酸盐岩含量较高利于酸化改造。根据泥页岩的化学成分组成特征，Si主要与石英关系密切，Ca与方解石和白云石密切相关，Fe与黄铁矿和菱铁矿等有关系，铝元素与粘土矿物（高岭石、伊利石、蒙脱石、绿泥石、海绿石等）含量密切相关，因此可用X射线荧光测得的Si、Al、Ca、Mg、K、Fe等元素含量代表页岩中各种无机矿物的含量，对页岩层段的沉积环境、岩石物性及储集性能等进行分析。
三、现场解释评价应用实例
多年的油气勘探中，特别是中国中东部地区，在很多口井的泥页岩段录井中发现了油气显示，但当时并没有认识到泥页岩作为储层的功能，大多解释为泥岩裂缝含油气层，认为是裂缝中残余的油气，并未引起足够的重视，通过近几年在页岩气基础理论上的研究，特别是对页岩气吸附机理的认识，针对泥页岩储层开展了老井复查，从非常规页岩气角度出发，在借鉴北美地区页岩气勘探开发的经验基础之上，筛选出了一些有利勘探区，在有页岩气显示的区域部署了一批井位，将原来仅作为烃源岩或盖层的泥页岩作为目标层进行勘探。如黔南坳陷黄平向斜的HY1井的部署即利用了上世纪七、八十年代完钻井资料及区域资料，充分参考了已钻井及区域的泥页岩厚度、埋深、气测显示、有机碳含量、有机质热演化程度、岩石学特征等参数。钻探目的是探索黄平向斜寒武系下统九门冲组页岩含气性；了解目的层段的岩性、岩相发育情况及变化规律；获取目的层段有关评价页岩气的各项地质参数。
（一）HY1井区域地质概况
黄平区块基底为前震旦系板溪群，出露地层最老为寒武系，往上依次为奥陶系下统、志留系中下统、泥盆系中上统，下二叠统，其它层位沉积缺失或后期剥蚀。该区区域性烃源岩发育的主要层位为寒武系下统九门冲组，九门冲组地层具明显的三分性特征，上部为深灰色粉晶灰岩，不定向缝合线、晶洞及裂缝发育，中部以灰色-灰黑色泥岩为主，夹薄层泥质粉砂岩，下部为深灰色、灰黑色硅質泥岩、碳质泥页岩夹泥质粉砂岩，厚100-200m。泥页岩有机碳含量（TOC）一般分布在2~4%，干酪根类型以Ⅰ型为主，兼有Ⅱ型，镜质体反射率(Ro)介于2.1-3.48%之间，平均为2.76%，绝大多数样品Ro值在2.1-2.71%之间，有机质热演化处于中-高演化阶段，为过成熟干气阶段。
多口井在九门冲组上部灰岩段和下部泥页岩段见气测异常显示，最高气测全烃值由0.0009%↗3.6%，C1：3.3%，C2：0.052%，C3含量微弱，高峰时泥浆槽面气泡达15%，并上涨2cm，活跃的气显示预示该区页岩气具有良好的勘探前景。
（二）页岩气层段解释评价
HY1井全井实施了综合录井，岩屑（岩芯）录井，目的层段实施了地化录井、X射线荧光（XRF）录井，气测异常层井段取样做核磁共振分析。
1.地层及岩石特征
实钻揭示九门冲组总厚196m，其中2265.0-2307.0m为一套深灰色灰岩夹灰黑色灰质泥岩；2307.0-2324.0m为深灰色-灰黑色泥岩，2324.0-2419.0m为灰黑色含粉砂质碳质泥岩、含碳质粉砂质泥岩夹深灰色硅质泥岩、黑色泥质粉砂岩，底部2419.0-2434.0m为灰黑色、灰色硅质岩。主要目标层段厚95m(2324-2419m)。与邻井对比表明该层段横向发育稳定，纵向厚度变化较小(邻井95-116m)。
主要目标层段(2324-2419m)岩石矿物成分以粘土矿物和石英为主，不含灰质，普含黄铁矿，一般含量5%，局部达15%，呈点状、块状、纹层状分布，碳质含量较高，可污手，无明显层理，该段下部岩芯观察局部发育裂缝及微裂缝，以微裂缝为主，裂缝倾角一般大于70度，缝长一般几十厘米，最长可达1m，多数缝内充填方解石，岩芯断面可观察到明显磨光面和擦痕。
黄铁矿的大量沉积及岩石层理欠发育表明九门冲组泥页岩沉积期为较弱的水动力条件和低能的强还原沉积环境，有利于有机质的沉积赋存，表明该区具有页岩气成藏重要的物质基础形成环境。
2.有机质丰度评价
HY1井泥页岩段地化数据分析显示有机碳含量TOC主要分布在1.50％-5.52％，参照北美富气页岩评价指标，页岩层有机碳含量一般大于2%，最好在2.5%-3%以上即具备形成页岩气藏的基本物质条件。HY1井九门冲组泥岩段TOC含量平均为3.37％，符合最好烃源岩标准，具备强生烃条件。其中2320-2390m为最有利井段（图1），TOC含量为2.88-5.52%，平均为4.08%。
图1 HY1井九门冲组TOC含量分布图
3.有机质成熟度评价
根据HY1井九门冲组页岩段地化分析数据，依据烃源岩有机质评价标准（表1），该井段有机质类型为腐殖（Ⅲ）型，有机质处于未成熟-成熟阶段（图2），与实际地层沉积环境及区域邻井实验室分析结果截然不同，根据廖永胜[2005]研究成果，仅在Ro值小于0.8%时才适用岩石热解氢指数评价有机质类型。而在依据烃源岩热解最高峰温度（Tmax）判别有机质成熟度时，岩石热解S2值应大于0.5mg/g才能获得准确的Tmax数据[3]。HY1井九门冲页岩段地化分析S2最大值为0.50mg/g，且仅有一个样品，其余数值均低于0.3mg/g，数据已不符合评价标准。这也说明用油源岩的地化评价指标评价过成熟页岩气源岩的有机质类型及成熟度已不适用，需根据实验室测定R0来判定。本井室内6个样品测定R0为3.01-3.39%，有机质热演化已处于高演化阶段。
表1 烃源岩成熟阶段表(据SY/T 5753-1995)
烃源岩成熟阶段 Tmax(℃)
未成熟阶段 < 435
低成熟阶段 435～440
成熟阶段 >440～450
高成熟阶段 >450～580
过成熟阶段 >580
图2 HY1井九门冲组泥岩段Tmax值分布图
4.含气性解释评价
HY1井气测录井在九门冲组碳质泥岩段见4层气测异常层，含气层段总厚61.0m（表2），其中2324-2345m井段全烃最高4.409%，对比系数16.2，全烃平均值0.930%。2345-2363m井段全烃最高4.115%，对比系数4.1，全烃平均值1.615%，是本井游离气相对富集的井段，2363-2378m全烃最大值1.418%，平均值1.156%，2380-2387m全烃最大值1.548%，平均值1.280%，值得注意的是，2370-2387m为取芯井段，较少的岩石破碎量可能影响了气体的释放，气测异常全烃值较低并不表明该段含气性差。该段岩芯入水实验可见少量鱼籽状气泡从裂缝处间歇性冒出，持续时间1-3min，表明天然裂缝中有气体聚集，并具有自然排出能力。
气体组分分析显示主要成分为甲烷，少量乙烷，丙烷微量，甲烷相对含量平均为96.54%，为明显干气特征。
利用气测异常显示最好井段全脱取样分析数据，通过理想模式简单计算，地层游离气含量极低，仅为51.7-54.8cm3/t，其他井段该数值则更低。岩心解析分析的含气量在0.16-1.80m3/t，主要以损失气和残余气为主，解析气含量为0.0233-0.0649m3/t。显示九门冲组泥页岩中游离气含量较低，地层含气状态以吸附态为主。
表2 HY1井主要泥岩段气测异常显示数据表
层位 井段(m) 视厚(m) 全烃(%) C1(%) C2(%) 全烃(%) (全脱)
∈1jm 2324~2345 21.0 4.409/0.272 2.760 0.053 3.037
∈1jm 2345~2363 18.0 4.115/1.002 2.710 0.084 3.216
∈1jm 2363~2378 15.0 1.418/0.542 0.995 0.027 0.578
∈1jm 2380~2387 7.0 1.548/0.950 1.045 0.032 1.797
5.储集性能解释评价
由于页岩气特殊的赋存机理，针对泥页岩储层的评价时，除了常规的孔隙度、渗透率、裂缝等参数，还应充分考虑岩层中作为主要吸附介质的有机质含量。
HY1井碳质泥岩取芯段核磁共振分析数据显示，孔隙度5.4-8.9%，平均5.71%，渗透率（0.01-0.92）×10-3μm2，平均0.053×10-3μm2(表3)，满足页岩气开发关键参数下限要求（表4）。岩芯观察地层裂缝总体欠发育，局部（2380-2389m，2406-2415m）较发育，多以微裂缝形式存在，缝内多充填方解石，微裂缝的存在不但可以为页岩气的游离富集提供储渗空间，增加游离气的含量；而且，微裂缝也有助于吸附态天然气的解析，并成为页岩气运移、开采的通道[1]。2380-2389m井段岩芯入水试验可见气泡自裂缝中逸出，即表明裂缝有较好储集性能及导流功能。
有机碳分析数据显示2320-2390m井段TOC含量较高，平均含量达4.08%，具备良好的页岩气生成和吸附条件。岩芯解析数据表明泥页岩含气量与有机碳含量有很好的相关性（图3），同时，全井气测异常高值出现在2324-2387m井段，进一步证实了这种相关性。元素分析数据显示2311-2387m井段粘土矿物的代表元素Al、K含量较上下地层有小幅增大，表明本段地层粘土矿物含量相对较高，有利于页岩气的吸附。综上，2324-2387m井段为本井最好页岩气储集层。
表3 HY1井主要泥岩段核磁共振分析数据表（平均值）
井段(m) 孔隙度% 渗透率（10-3μm2） 可动流体(%) 束縛水(%)
2370-2380 7.08 0.036 3.74 95.76
2380-2419 6.62 0.057 6.51 93.49
表4 页岩气开发关键参数下限（据斯伦贝谢，2006）
参数 最低值
孔隙度 >4%
含水饱和度 <45%
含油饱和度 <5%
渗透率 >0.0001mD
总有机碳含量 >2%
图3HY1井九门冲组TOC含量与解析含气量关系图
6.压裂层段解释
页岩储层的基质渗透率很低，需要裂缝才能形成工业产能。除本身的天然裂缝外，在开发过程中还应考虑页岩储层在加砂压裂改造时，是否易于被改造[1]。基于这一认识，本井选择了X射线荧光录井，通过测量并分析岩石中各种元素的分布规律，以脆性矿物的代表元素Si和粘土矿物的代表元素Al、K为选择依据，结合高TOC分布井段及高气测异常显示井段，选择最适合压裂的井段。
根据图4显示，建议首选压裂井段为2334-2370m，该井段Si元素含量整体较上下围岩升高，Al、K元素较上下围岩略低，岩性为灰黑色含碳质粉砂质泥岩，矿物成分主要为粉砂及粘土，粉砂含量较高，均匀含碳质，不含灰质，Si元素含量平均15.60%，Al元素含量平均3.04%。气测录井2345-2363m井段为全井全烃异常最高井段，TOC高值分布井段2320-2390m亦与本井段重合，且本井段上下分别具有23m和50m泥岩层阻隔，有助于避免压穿九门冲组顶部及下覆灯影组含水裂缝灰岩、云岩，而导致水串。
备选压裂井段为2385-2403m，该段岩性为灰黑色含碳质粉砂质泥岩夹薄层泥质粉砂岩、硅质泥岩，Si、Al组合较好，Si元素含量平均13.359%，Al元素含量平均3.427%。气测录井见较高异常显示，取芯钻进时全烃达1.548%，TOC含量具高值，更有利条件是该段上部2380-2389m裂缝较发育，且岩芯入水见气泡，具备压裂引流通道。
不利条件是，岩芯观察到的裂缝多为高角度裂缝，倾角一般大于70度，纵向缝长达几十厘米，岩芯出筒后多条裂缝呈张开状态，相信在地下这种裂缝的延伸范围应该更广，在后期压裂造缝施工中，这些高角度裂缝可能将压裂能量顺裂缝传导出去，不利于人工压裂缝的顺层延伸，导致后期产气能力下降，如压裂施工应给予关注。
图4HY1井九门冲组元素录井组合图
7.应用效果分析
HY1井测井解释页岩气储层3层/99.5米，建议测试井段两层，分别为2340.5-2380.0m及2380.0-2418.5m。2340.5-2380.0m中子孔隙度平均18.9％，元素俘获测井（ECS）计算的泥质含量在21.8％，钙质含量平均低于2％，地层高导缝不发育，渗透性差；计算的总含气量平均为2.82m3/t，地层游离气量极低，占总气量的17.8％。
2380.0-2418.5m中子孔隙度平均17.6％，ECS计算的泥质含量在25.5％左右，钙质含量平均2.4％，微电级成像（FMI）解释高导裂缝集中在2380－2387m，2404－2411m；平均有机碳含量为5.1％；计算的孔隙度平均仅为1.1％，渗透率解释为零，总含气量平均为2.0m3/t，地层游离气量极低，占总气量的20％。
对比来看，测井、录井在有利页岩气层段上的认识是一致的，对裂缝段的识别是一致的，对有利压裂层段的判断是一致的，但具体的数据指标有較大差异，原因应该是二者采用的分析方法不同。
本井完井作业对2340-2370m井段进行了酸压，压后见产176m3/d，说明该井段为含气泥页岩，具有进一步深入开展页岩气勘探的潜力。
四、解释评价中存在的问题
地化录井在常规油气领域的优势作用是显而易见的，但在高熟泥页岩的解释评价中却存在诸多不适用之处。在生烃能力和烃质类型解释中，由于高熟泥页岩已经经历了高温演化，岩石中可热解的有机质已微乎其微，用S0，S1、S2及其派生数据来解释其通常意义上所代表的烃类已失去意义，用现有的评价指标来分析往往会得出错误的结论，需要我们在今后的工作寻求新的评价手段或建立新的评价指标。
五、结论
（1）页岩气成藏机理特殊，综合应用现有录井资料可对页岩气层进行较好的解释评价。
（2）有机碳含量与页岩含气量有高度的相关性，有机碳含量直接影响页岩含气量，应用地化录井资料可在现场快速有效地识别页岩气富集层段。但地化录井资料在页岩成熟度分析中的作用还没有充分体现出来。
（3）利用X射线荧光录井资料指导页岩储层压裂改造选层是可行的，通过更多的工作积累，该技术在页岩气勘探开发中还会发挥更多的作用。如在一定程度上替代元素俘获测井，以减少勘探成本。
（4）气测录井资料在快速定性评价页岩含气性上具有明显优势，但其检测的仅仅是游离气的一部分，对页岩吸附气量的解释评价需结合现场快速解析来完成。
参考文献：
[1]蒋裕强，董大忠，漆麟等.页岩气储层的基本特征及其评价[J].天然气工业，2010，30（10）：1-6
[2]张利萍，潘仁芳.页岩气的主要成藏要素与气储改造[J].中国石油勘探，2009，（3）：20-24
[3]廖永胜.高-过成熟气源岩评价的若干问题[J].石油勘探与开发，2005，32（4）：147-152
作者简介：
车洪全，男，1973年1月出生，工程师，1996年7月毕业于长春地质学院石油天然气地质勘查专业，现从事综合录井工作，工作单位：华东石油工程公司录井分公司。