对于非常规油气这类低品位劣质化资源, 首先要解决的关键问题是如何差中找优地筛选出“ 油气甜点” , 明确其最有利的分布层段和分布区域。“ 油气甜点” 是指油气相对富集且易于有效动用的储集体, 为储集层甜点与工程甜点的有机统一体。

通常地, 可以有效孔隙度、饱和度、有效厚度、渗透率和油气可流动性等描述储集层静态特征的关键参数表征储集层品质; 以静态脆性指数、地应力分布和孔隙压力等描述储集层岩石力学特性的关键参数表征工程品质; 考虑非常规油气的源控成藏特点, 可以总有机碳含量、有效厚度和排烃效率等描述源岩生排烃能力的关键参数表征源岩品质。针对具体类型的非常规油气, 建立融合此3类品质的油气甜点优选方法与标准。

显然, 在油气甜点优选中, 测井技术可发挥作用的空间很大, 即以连续深度的电学、核学、声学和力学等测井信息开展“ 七性” 关系分析, 精细地评价源岩品质、储集层品质和工程品质并对其量化分类, 优选出甜点层段。通过多井测井综合评价和井震一体化分析, 由点到线、由线及面地优选出油气甜点分布区。

在非常规油气储量计算中, 测井至少应提供孔隙度、饱和度、有效厚度和油气层分布面积等储量参数, 此与常规油气相类似, 但其计算方法与技术需发展创新, 以适用于非常规油气的地质特点与油气藏特征。

1.2.1 孔隙度计算

孔隙度是储量计算的4个基本参数之一。考虑到非常规油气储集层的孔隙类型多样、孔隙结构复杂, 不仅应计算总孔隙度, 还应计算有效孔隙度和可动流体孔隙度（两者的差异为毛管孔隙度）。对于典型非常规油气, 一般不存在可动水, 可动流体孔隙度则为可动油气的储集空间, 此为甜点评价的核心参数。对于页岩气和较高成熟度页岩油, 还应计算有机孔隙度。

现行国家储量规范中, 要求孔隙度计算的相对误差不得大于8%, 此精度要求为常规油气勘探开发所制定; 显然, 对于孔隙度主值域为3%~10%非常规油气储集层, 受制于测井资料精度和岩心实验分析技术等因素, 要满足这一要求并不容易, 需以高精度测井技术和非常规储集层实验分析技术破解之。

1.2.2 渗透率确定

虽然渗透率不直接参加储量计算, 但在有效厚度下限值确定、储量类别界定、采收率计算以及开发方案设计等方面均可发挥关键作用, 是一个不可或缺的储量参数。

测井尤其是核磁共振测井可确定出较为准确的连续深度地层渗透率。但是, 对于覆压渗透率小于0.1× 10^-3 μ m²的非常规油气储集层, 其计算精度的控制难度大, 如能达半个数量级计算精度即可。考虑到非常规油气尤其是页岩油气储集层的渗透率具有较强各向异性, 需进一步计算垂直渗透率和水平渗透率, 以分别用于评价直井和水平井的渗流能力。

1.2.3 饱和度计算

通常情况下, 非常规油气储集层中不含可动地层水, 因此, 只要确定出束缚水饱和度, 则油气饱和度为：

${{S}_{\text{h}}}=\text{1}-{{S}_{\text{wr}}}$ （1）

测井计算束缚水饱和度的方法较多, 如电阻率岩电模型法、核磁共振测井法以及经验公式法等^{[6, 10]}。当储集层中含可动地层水时, 则需计算出可动水饱和度, 此时, 油气饱和度为：

${{S}_{\text{h}}}=\text{1}-{{S}_{\text{wr}}}-{{S}_{\text{wm}}}$ （2）

页岩油储集层中, 可动油和束缚油常共存, 而对甜点优选和开发成效起决定作用的是可动油含量, 为此, 需进一步计算可动油饱和度, 并结合可动孔隙度计算可动油含量。页岩气储集层中, 则应计算游离气饱和度以确定游离气含量。

现行国家储量规范中, 要求饱和度计算的绝对误差不得大于5%, 对于非常规油气而言, 满足此要求的难度很大, 要深入开展致密储集层岩电实验研究并充分利用先进的非电阻率测井技术, 发展饱和度计算新方法。非常规油气地层的钻速较快、地层浸泡时间较短, 且常采用油基钻井液, 加之储集层致密, 导致其侵入作用一般较弱, 除非天然裂缝或页岩页理缝十分发育、渗流能力强。因此, 为准确计算饱和度而优选测井项目时, 无需过多地关注其探测深度, 而应更注重仪器的高纵向分辨率特性; 因此, 可重点研究以核磁共振、介电扫描和元素全谱等测井为主的饱和度计算方法。

1.2.4 流体识别

不同类型非常规油气储集层中, 所赋存的流体类型存在较大的差异（见表1）, 其流体识别较常规油气要复杂得多, 因此, 应优先应用先进适用的测井资料, 研究建立识别出不同类型流体的方法与图版。对于页岩油储集层, 需识别出可动油、束缚油、沥青和干酪根等各种有机质并计算出相应的体积含量, 选准油气甜点段, 并校正密度测井计算的孔隙度值以及电阻率测井值的沥青与干酪根影响。对于页岩气储集层, 则需识别出沥青和干酪根并计算其含量, 求准总有机碳含量、吸附气含量和有机孔隙度, 并做好密度测井孔隙度计算值的沥青和干酪根校正。

表1

表1

表1 不同类型非常规油气的流体分布特点 油气藏 类型 可动油 束缚油 束缚水 可动水 游离气 吸附气 沥青 干酪根 致密油 √ √ √ √ [a] √ [b] √ [b] 页岩油 √ √ √ √ [a] √ [b] √ √ 致密气 √ √ [a] √ 页岩气 √ [c] √ [c] √ √ √ √ √ 注：[a]：典型致密油气和页岩油气储集层中不含可动水, 但如成藏不充分, 则可能存在可动水; [b]：意为此类流体可能存在, 取决于油藏的成藏特性和原油性质等; [c]：意为此类流体可能存在, 取决于页岩气藏的热演化作用和成藏特性等

表1 不同类型非常规油气的流体分布特点

1.2.5 有效厚度确定

基于上述的孔渗饱计算和流体识别成果, 结合试油与压裂资料优选出描述储集层特征的敏感参数（这些参数可为直接采集的信息, 也可为测井处理解释出的成果）, 建立测井储集层分类标准并确定有效厚度下限值, 逐一计算出各井以及各计算单元的有效厚度。在非常规油气藏的有效厚度测井确定中, 需特别注重如下两方面的研究。

①考虑成藏的差异性, 针对特定类型非常规油气优选出相应的敏感参数。对于页岩气, 总有机碳含量是敏感参数之一, 而就页岩油而言, 此参数可能并不适用, 其关键的敏感参数应为可动油含量; 对于致密油气, 油气饱和度是关键敏感参数之一。并且, 不仅要考虑物性与含油性的敏感参数, 还应着重描述储集层脆性特征的静态脆性指数这一关键参数, 两者相结合, 建立有效厚度划分标准。

②页岩油气（含部分致密油气）层基本上为薄互层结构, 其单层厚度小于大多数测井仪器的纵向分辨率, 较为准确地划分出单一储集层的难度大。为此, 应充分借助于高纵向分辨率的测井资料, 并研究薄互层测井反演处理技术。

测井技术对于钻井和压裂的技术支持主要体现在：①开展多井评价和井震综合分析, 明确甜点空间展布特征, 支持水平井井部署; ②筛选出甜点段, 优选水平井窗体; ③明确储集层横向连通性、水平地应力方位和天然裂缝方位, 指导水平段井眼轨迹设计; ④优选地质导向的敏感测井参数, 指导导向工具的针对性应用, 提高油气层钻遇率; ⑤掌握水平段的储集层品质和工程品质分布特征, 确定岩性隔层和应力隔层, 明确储集层甜点和工程甜点的配置关系, 指导压裂分簇分段设计, 提高压裂改造的针对性; ⑥以水平井多相流产液剖面测井和/或示踪剂测井明确各段簇的产液情况, 以水平井超远探测声波测井评估压裂缝波及体积, 量化评估压裂效果, 完善学习曲线, 支持后期压裂方案优化和改进油气甜点评价方法。

综上所述, 非常规油气时代, 应有非常规测井技术, 即发展适用于非常规油气勘探开发的包括资料采集、资料处理、解释评价和岩石物理分析等4个方面的测井技术。

岩石物理实验是研发测井采集技术和评价方法的基础。针对非常规油气地质特点, 应优先发展以下3项岩石物理实验分析关键技术：

2.1.1 移动式全直径岩心二维核磁共振实验技术

如前所述, 二维核磁共振测井技术尽管可以识别出可动油、束缚油、可动水、束缚水、天然气和沥青等流体类型, 但其具体的识别模型与储集层岩性、孔隙结构、流体性质和润湿性^[11]等因素密切相关, 故应加强二维核磁共振岩心实验研究, 建立针对性的评价模型、参数取值方法和识别标准, 消弭解释结论的不确定性。

当今, 大多数实验室中, 二维核磁实验均采用1.5 cm× 2.5 cm的常规柱塞岩样, 这势必带来3方面的问题：①从页岩储集层尤其是页理发育的页岩钻取合格的柱塞岩样难度大; ②柱塞岩样中流体分布与原状地层的流体赋存态势往往存在较大的差异, 尤其是含气和轻质原油的岩心; ③岩样尺度太小不足以全面描述强非均质性储集层的孔喉分布与孔渗值, 即样品的代表性存疑。为解决这些问题, 应大力发展移动式全直径岩心二维核磁共振实验技术, 其技术性能主要体现在：

①能够精细描述致密储集层的孔喉特征：高资料信噪比（大于50）、短回波间隔（0.1 ms或0.2 ms, 甚至更低）。②精细评价薄互层：高纵向分辨率（1 cm左右）。③准确识别不同类型流体：可同时测量纵向弛豫和横向弛豫时间, 建立不同类型油气藏的T₁-T₂图版, 确定束缚水、可动水、可动油和束缚油的识别标准。并且, 可开展饱和不同类型流体的重复性测量以建立系统的T₁-T₂图版库。④测量参数按需设置：测量模式丰富, 测量参数灵活可调, 满足不同类别储集层、不同流体性质和不同目的的测量; 根据地层的宏观结构和测井采集速度, 可调节岩心移动速度获取不同分辨率的测量值; 设置不同间隔时间的推移测量, 研究流体的挥发散逸特征, 计算原油黏度与可动油饱和度。⑤井场全直径岩心扫描测量：仪器可安全方便运输至现场以及时实现全直径新鲜岩心井场测量; 岩心在传送带上按照设定速度移动时, 二维核磁共振实验仪进行扫描测量; 考虑到取心收获率或岩心破损等因素所致岩心不完整性, 需预制一系列精准刻度岩样, 其孔隙度覆盖范围为3%~20%、渗透率覆盖范围为（0.1~10.0）× 10^-3 μ m², 以保障非完整岩心的准确测量。⑥同时测量自然伽马曲线, 确保岩心与测井资料的深度精准匹配。

2.1.2 页岩声电各向异性实验分析技术

页理状、纹层状和薄互层状的页岩各向异性均很强, 亟待发展研究声学和电学各向异性的岩石物理实验分析技术。常规柱塞岩样难以全面反映地层电学和声学的各向异性, 应发展从钻井岩心切割成5 cm× 5 cm、7 cm× 7 cm方岩样或从地面岩石露头钻取更大尺度方岩样的大岩样电各向异性配套实验技术, 据此：

①测量三轴方向上的包括电阻率和岩电参数等电阻率信息, 包括纵波、横波和斯通滤波的速度、振幅和频散等声波信息以及包括以压力脉冲衰减法测量的渗透率, 并注重实验过程和数据处理过程的质量控制。

②测量洗油前原始岩样以及洗油后饱和不同含水饱和度的气水和油水两相流岩样的电阻率、岩电参数、声学参数和渗透率。

③研究各向异性储集层的孔隙度、饱和度和渗透率测井计算模型与参数取值方法, 以及有效厚度的电性和物性下限取值方法等。

2.1.3 数字岩心的物理模拟分析技术

常规岩心实验测取的是全直径岩心或柱塞岩心的宏观等效物理特性, 难以准确描述物性差、孔隙结构复杂且非均质性强的非常规油气储集层的微观特征。多尺度CT扫描、扫描电镜和定量矿物成分分析等数字岩心实验技术可测得大量微米级和纳米级分辨率的图像数据^[12], 具备精细刻画岩石结构和孔隙结构特征（如有机质分布状态、矿物含量、颗粒粒径分布、颗粒支撑结构、孔隙与喉道半径分布及其连通性与渗流特征等^[13]）的能力, 是非常规油气岩石物理研究的十分重要手段。为将数字岩心实验技术这种卓越能力充分发挥出来以保障其分析成果的可靠性和精准性, 并结合当前数字岩心分析技术的现状, 应着重加强3方面的研究：①根据储集层的复杂程度, 研究不同分辨率扫描样品的优选方法及其取样数量规范, 既能全面表征岩心的微观结构, 避免以偏概全, 又不存在数据冗余; ②研究微观孔隙网络建模、两相渗流模拟以及融合不同分辨率图像粗化拼接等处理技术与三维建模方法, 取得可匹配常规岩心尺度甚至测井尺度的精细分析成果; ③配套常规岩心的高精度核磁共振（回波间隔不大于0.2 ms）和高压压汞等实验, 以数字岩心研究成果指导创建“ 七性” 参数计算新模型和“ 三品质” 测井评价新方法。

成像测井和扫描测井资料的处理是测井解释评价的重要基础。与常规曲线的“ 所测即所见” 不同, 成像测井和扫描测井采集的原始数据必须选用适宜的处理模型和处理参数经一系列处理反演才能形成为解释评价所用信息, 其中任何一个环节未能做好, 即使采集的资料优等, 也会出现“ 伪资料” 而误导测井解释评价。因此, 应像重视地震资料处理那样, 高度重视测井资料的处理。非常规油气的地质复杂性决定了测井资料的影响因素更多, 处理难度更大, 更应高度重视处理方法研究, 尤其要重点研究核磁共振和水平井远探测声波等测井资料的处理方法。

2.2.1 致密储集层的核磁共振测井精细反演处理技术

核磁共振测井是评价非常规油气的主力测井技术之一, 但要用好这项技术, 以下3方面的精细处理至关重要。

①提高资料的信噪比。与常规储集层相比, 非常规油气储集层对总孔隙度、有效孔隙度和可动孔隙度计算精度以及孔隙结构评价准确性要求更高, 积极应用高信噪比核磁共振测井资料是有效应对措施之一。然而, 非常规储集层的储集空间小, 测取高信噪比核磁共振测井资料难度大; 为此, 在掌握其噪声形成机理及其类别（如相干噪声和非相干噪声）的基础上, 研究针对性的提高信噪比处理方法。需要指出的是, 除非条件许可（如储集层厚度较大、仪器纵向分辨率很高）, 不建议采用深度叠加方法（相邻深度的回波串叠加）提高信噪比, 因为该方法是以损失纵向分辨率为代价的, 而且, 如果不同深度的资料信噪比均很低, 此方法的处理效果并不好。

②提高微细孔隙的分辨能力。以微细孔隙占主导的非常规油气储集层^[14], 核磁共振测井的回波信号衰减快, 大多处于短弛豫时间段内, 目前常用的基于中高孔渗储集层的均匀布点方法所反演的T₂谱难以精细描述致密储集层孔隙结构, 应研究精细刻画短弛豫时间谱变化特征的T₂谱反演方法^[15], 分辨出致密储集层的孔隙结构差异性。

③提高不同类型流体的识别能力。核磁共振测井是识别非常规油气十分有效的手段, 但需研究与之相适应的处理方法, 即：一是结合原油性质和储集层孔隙结构特征, 研究提取横向弛豫中表征原油体积弛豫信息的处理方法及其敏感参数^{[16, 17]}, 建立流体识别方法与图版^[18]; 二是发展二维核磁共振测井处理算法, 针对不同孔隙结构储集层和流体性质, 研究基于T₁-T₂谱图分辨各类流体的聚类处理方法并及其分类标准。

2.2.2 水平井方位超远探测声波测井处理技术

现有的远探测声波测井处理技术针对的是直井测井信息, 并不适用于评价水平井压裂效果的方位超远探测声波测井的处理; 为此, 应在水平井井孔声场和远探测声场的波列传播特征、拾取方法和降噪处理方法等研究基础上, 研究压裂缝网的各向异性、非均质性以及压裂液与天然气（或原油）界面的声场响应特征及其定性识别与量化描述的表征方法, 并建立相应的评价标准。

非常规油气测井解释评价依次推进“ 七性” 关系、“ 三品质” 和甜点等3个方面评价内容^{[4, 6]}, 其中, 致密油气、中浅层页岩气的评价技术方法基本成熟, 并已规模应用且生产效果好。因此, 下面着重论述页岩油和深层页岩气这两个新领域应重点发展的测井评价技术。

2.3.1 页岩油甜点评价技术

页岩油与致密油的甜点评价既有许多共性, 也有诸多特殊性。共性是TOC、矿物组分、孔隙度、孔隙结构以及地应力等参数的计算方法两者皆可通用, 而特殊性则为页岩油地质特点与油藏特征所导致的技术挑战, 相应地, 其甜点评价重点发展的技术如下。

2.3.1.1 页岩储集层的宏观结构评价技术

由于热演化程度和原始沉积环境的差异, 页岩油的页岩储集层中, 微米级— 毫米级的纹层构造与页理缝发育程度差异大, 主要表现为块状、弱层状和层状3类宏观结构^{[19, 20]}。层状页岩包括砂质纹层页岩和页理缝发育页岩, 其水平渗透率可为垂直渗透率的12~78倍^[21], 尽管如此大差异的部分因素可能为此岩心测试中未考虑应力释放所产生的水平渗透性加大效应; 但毋庸置疑的是, 其水平渗流能力强得多, 可流动性好^{[22, 23]}; 而且, 砂质纹层和页理缝中的粒间孔隙较发育, 且页理发育的页岩有机孔常较多^[14]。因此, 砂质纹层与页理缝发育的层状页岩是页岩油有利储集层, 在页岩油甜点评价中, 首先要识别页岩的宏观结构类型并作为是否为甜点的前提条件。

电成像测井的纵向分辨率很高（可达5 mm）, 可清晰地反映毫米级的纹层结构与页理缝分布, 是页岩宏观结构评价的最有效测井手段, 但目前尚未建立相关的技术方法。因此, 应在页岩各向异性实验分析基础上, 对比岩心精细描述, 确定页岩纹层和页理缝的电成像图像特征, 建立不同类型页岩油的典型图版库; 而后, 研究刻画纹层与页理发育的敏感参数（如单位厚度的条数、连通性和厚度比等）与评价方法, 据此建立宏观结构量化分类标准, 识别出发育、较发育、不发育3类页岩, 如图1所示。

图1

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	图1 电成像测井的页岩纹层与页理发育程度评价结果

如果没有电成像资料, 可分析源于三分量感应测井或全直径岩心实验的电各向异性数据, 确定电各向异性系数, 判断纹层和页理的发育程度, 并据电各向异性系数的大小构建宏观结构分类标准, 如图2所示。图2中1 785.2~1 802.5 m层段上, 三分量感应测井的垂直电阻率约为阵列感应测井的探测深度为90英寸电阻率（接近于水平电阻率）的10倍, 各向异性系数达3.2, 表明电各向异性强, 可判断为纹层状或页理状页岩; 而1 802.5~1 818.0 m层段上, 垂直电阻率与水平电阻率基本相等, 各向异性系数为1左右, 表明电各向异性弱, 判断为块状泥页岩。另外, 还可借助于交叉偶极声波测井的频散特征, 识别出纹层和页理缝所产生的类似薄互层结构的声各向异性, 建立宏观结构分类方法与标准。

图2

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	图2 三分量感应测井的电各向异性分析结果

2.3.1.2 物性精细评价技术

页岩油储集层的物性精细评价需注重发展如下4方面的技术。

①页岩油常伴存沥青和束缚油等类型的重质烃, 严重制约有效孔隙度计算的精度与可靠性。为此, 一要研究重质烃的识别方法; 二要研究其含量的确定方法, 以校正密度测井的孔隙度计算值, 提升其计算精度。

②考虑到页岩油储集空间基本不含可动水, 可将其可动孔隙空间理解为仅储集可动油; 因此, 在总孔隙度和有效孔隙度准确计算的基础上, 需进一步研究可动孔隙度的计算方法, 以支持可动油含量的准确计算。

③在热演化程度较高（一般要求R_o值大于1.2%）前提下, 页岩的有机孔（含有机质中的微裂隙）较发育, 有时占比总孔隙度可达50%或以上, 是物性评价不可或缺的重要参数。在未发生有机孔坍塌情况下, 有机孔大小与其热演化程度和TOC基本呈正相关关系; 因此, 如岩心实验分析或测井计算的TOC值与有效孔隙度具同步增大的趋势, 则可判断有机孔较发育, 反之亦然。此外, 可进一步研究目前尚未建立的有机孔孔隙度测井计算方法。

④考虑到页岩油储集层的渗透率各向异性较强属性, 需分别研究垂直渗透率和水平渗透率的测井计算方法, 以更好地分析直井和水平井的渗流特征。

2.3.1.3 饱和度分布规律的量化评价技术

含油饱和度是成藏特征和油藏动态特性的综合体现, 可量化表征储集层的现今含油性特征, 是页岩油甜点评价的4个关键参数（饱和度、孔隙度、有效厚度和含油面积）之一。国内外页岩油研究表明, 含油饱和度越高, 页岩油的资源品位就好。对于源储共存型页岩油, 其含油饱和度受控于源岩品质和储集层品质的双重因素控制。而且, 当TOC值较高时（大于4%）, 含油饱和度几乎不受储集层品质的控制, 如图3所示。之所以出现图3所揭示的规律, 是因为：当TOC值较高时, 优质烃源岩的生烃增压所产生的烃浓度扩散压力, 可以克服差品质储集层（渗透率较低）的较高排替压力而充分成藏, 形成高含油饱和度; 而当TOC值较低时, 相应的烃浓扩散度压力较低, 只能克服较好品质储集层的排替压力而成藏, 致以含油饱和度与储集层品质密切相关, 即储集层品质越好, 含油饱和度越高。

图3

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	图3 页岩油的含油饱和度与储集层渗透率间的关系 长73亚段— 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73亚段; 芦草沟组— 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组; 巴肯组— 美国威利斯顿盆地泥盆系巴肯组; 大二亚段— 四川盆地川中地区侏罗系自流井组大安寨段大二亚段; 青一段— 松辽盆地白垩系青山口组一段; 条湖组— 三塘湖盆地二叠系条湖组

必须注意, 上述认识是基于具体井的数据统计分析而得出, 属于定性描述分析范畴, 尚不能全面描述饱和度的分布规律。因此, 应以这些定性描述为基础, 深化研究其内在的物理学规律, 发现并建立定量描述页岩油饱和度分布的数学模型, 以此创建饱和度分布的预测方法, 提升甜点评价的准确性。

2.3.1.4 可动油含量计算方法

可动油含量及其分布是中高成熟度页岩油甜点评价的核心内容。单位面积可动油含量计算公式为：

${{V}_{\text{om}}}=\phi h{{S}_{\text{om}}}$ （3）

上式中, 孔隙度和有效厚度相对较易确定, 计算精度可控, 因此, 可动油含量计算的准确性主要取决于可动油饱和度的计算精度。目前, 唯有核磁共振测井才能表征并计算可动油饱和度, 无论采用一维还是二维核磁共振测井, 其可动油饱和度计算方法的本质是T₂截止值法或T₁-T₂图域归类法^{[24, 25]}, 即据大于截止值的T₂孔隙分量或T₁-T₂交会点落入可动油区（见图4）的累计孔隙体积确定可动油饱和度, 其物理基础为页岩油不产可动水, 且大孔隙亲油、小孔隙亲水, 从而大孔隙空间完全为原油充注且100%可流动。因此, 为了保证该方法的可靠性, 需着重研究如下3个方面的内容。

图4

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	图4 T1-T2二维核磁共振精细划分流体类型示意图（据文献[24]修改）

①润湿性分析：研究不同尺度孔隙的润湿性差异, 是否满足大孔隙亲油和小孔隙亲水的前提条件。②截止值确定：针对储集层孔隙结构和原油性质, 以实验数据为基础, 确定出一维核磁共振测井可动油分布的T₂截止值以及二维核磁共振测井的可动油分布域。③原油可流动性评价：以地下原始油藏中的渗透率与原油黏度计算原油流度而实现原油可流动性评价。渗透率可以测井计算并经岩心刻度而确定, 此类方法较多, 关键是提高计算精度（控制在半个数量级以内即可）。但是, 原油黏度目前尚没有可用的较为成熟的测井计算方法, 可借助于二维核磁共振测井并经实验数据刻度, 创建原油黏度测井计算方法, 并可以适用于超低渗储集层的模块式地层测试结果评定其所算黏度的精度。

2.3.1.5 静态脆性指数计算方法

现有的脆性指数计算主要采用的是Rickman等提出的声波弹性模量法^[26]以及Jarvie等提出的矿物组分法^[27], 但是, 将这两种方法引进至中国油气工业并广泛应用于致密油气和页岩油气后, 相继发现计算的脆性指数与实际生产情况存在较明显出入。进一步研究发现, 问题的根由可能为如下因素所致。

①声波弹性参数法：该方法计算的是动态脆性指数, 表征岩石在瞬态、微压作用时的脆性属性, 与地下地层所承受的长时间、大应力的静载荷差别较大, 难以准确描述地下岩石的脆性特征。另一方面, 该方法未考虑岩石的结构及其所受地下应力环境对脆性的影响, 且认为弹性模量和泊松比对脆性的控制作用相同, 而实际情况却是泊松比描述脆性的敏感性较弹性模量大。

②矿物组分法：该方法仅考虑脆性矿物含量, 未考虑颗粒粒径和颗粒接触关系等对脆性的影响, 对页岩油而言, 此问题更显突出。

为克服上述问题, 许多学者提出了一系列的脆性指数计算的改进公式^{[28, 29]}, 但这些公式均存在一个不足, 即不能完全以测井资料计算出地层环境下的岩石静态脆性指数, 尚未真正地解决静态脆性指数测井计算的瓶颈问题。近两年来, 基于钻井过程中对井周地层破坏作用及其声波变化规律的研究^[30], 提出了以井周纵波速度的径向变化剖面预测地层脆性的思路, 即据井周地层实际伤害情况评估地层脆性, 故而可认为, 所得脆性应为地层条件下的静态脆性, 值得加大研究形成适用的方法。此方法的研究中, 主要需解决层析成像技术的井周波速反演算法、钻井切割力的量化表征及其归一化处理方法以及天然裂缝、钻井液侵入和地层非均质性等因素的波速影响处理方法等, 并建立基于纵波和横波速度径向剖面变化的脆性指数分类标准。

2.3.1.6 孔隙压力计算与隔层评价方法

表征工程品质的参数有岩石弹性力学参数弹性模量、泊松比、脆性指数、水平应力差、孔隙压力系数和隔层特征等, 前3个参数的计算方法成熟或较成熟, 水平应力差在采用各向异性地应力模型计算最小水平主应力和最大水平主应力并分别经压裂停泵压力和电成像井壁形态刻度后, 其计算精度基本可保证, 关键是孔隙压力系数计算和隔层评价困难, 目前尚未形成较成熟的方法。

常规油气中, 根据纯泥岩的欠压实所产生的声波时差变大以及电阻率降低等测井特征, 通过确定的泥岩压实趋势线可估算储集层孔隙压力, 此即为常用的Eton法^{[31, 32]}。但在非常规油气中, 难以找到欠压实的纯泥岩层, 更难以确定出泥岩压实趋势线, 并不具备Eton法的应用条件。另外, 非常规油气中, 不仅存在欠压实作用所产生的压力异常, 还存在由于烃类的就近或就地持续充注成藏而形成的压力异常。因此, 需针对非常规油气不同压力异常成因机理研究孔隙压力测井表征方法, 发展孔隙压力计算新模型, 进而计算孔隙压力系数。

隔层特征意指具备封隔不同压裂段间压裂液串通渗流的能力, 是分簇分段方案设计的基础。隔层特征与储集层品质和工程品质相关联, 包括岩性隔层特征和应力隔层特征; 其中, 前者主要涉及岩性特征（包括矿物组分及其含量, 弹性模量、泊松比和抗压强度等）、孔渗特征和裂缝特征（密度、产状、水动力宽度、填充程度和填充岩性等）, 后者主要涉及最大与最小水平地应力差、最小水平地应力方位、孔隙压力和上覆地层压力等; 应研究建立融合岩性隔层特征和应力隔层特征并结合固井质量与压裂液规模及其砂液比等参数, 量化表征隔层特征的计算模型以及分段分簇标准。

2.3.1.7 甜点评价方法与标准

目前, 大多数情况下, 页岩油甜点评价标准是在继承页岩气甜点评价标准基础上而形成, 即以有效孔隙度、TOC、饱和度和脆性指数等为评价参数而建立。如前所述, 页岩油的TOC既可来自于源岩中的干酪根, 也包括来自于储集空间（含有机孔）中的可动油、沥青和束缚油, 但仅可动油中TOC与甜点密切相关, 显然, 笼统地将TOC作为甜点评价参数并不合适, 其评价结果的有效性存在很大不确定性（见表2）, 而应注重可动油评价^{[23, 33, 34]}并将其作为甜点优选的核心参数, 此与“ 松辽盆地的陆相页岩油更适合用游离烃而不是有机碳参数评价” ^[35]相一致。而且, 已有若干口页岩油直井和水平井的压裂效果均证实, 孔隙度大、孔隙结构好、脆性指数高、两向应力差小（最大水平地应力与最小水平地应力之差）、TOC值低的压裂层段, 产油量高, 如图5a的直井压裂段（2 073.5~2 078.0 m）所示, 其日产油量达10.9 t。图5b则进一步以反面事例佐证此观点, 选择高TOC值段（2 554.5~2 562.5 m）作为钻进窗体, 水平井压裂后, 仅见少量油花。

表2

表2

表2 基于不同来源TOC和S1数据评价页岩油甜点的有效性分析 不同TOC来源 不同S1来源 TOC 来源 TOC评价 甜点有效性 S1/TOC评价甜点有效性 S1 来源 S1评价 甜点有效性 S1/TOC评价甜点有效性 可动油 有效 无效 可动油 有效 有效 束缚油 无效 有效 束缚油 无效 无效 沥青 无效 有效 沥青 无效 无效 干酪根 无效 有效 干酪根 无效 无效

表2 基于不同来源TOC和S1数据评价页岩油甜点的有效性分析

图5

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	图5 甜点段压裂效果对比

近两年, 借鉴北美海相页岩油甜点的评价方法, 在上述4个参数基础之上, 增加了S₁或S₁/TOC值作为甜点评价指标。与TOC相类似, S₁既可来自于可动油的游离烃, 也可来自于沥青、束缚油和干酪根等物质的滞留烃（不可动）^{[23, 36]}; 显然, 以S₁评价甜点的有效性也存在多解性（见表2）, 而以S₁/TOC值作为甜点评价参数, 则将此多解性变得更加复杂; 只有在S₁来源于可动油而TOC来源于非可动油的条件下, 该参数评价甜点才有效（见表2）。而且, 当TOC值较小时, 该比值将被成倍数地放大而致以错误地解释出甜点, 易于出现甜点段解释过多的现象。

页岩油甜点评价方法尚处于探索阶段, 应在物性和原油性质精细评价的基础上, 突出研究以可动油含量为核心的甜点评价方法, 即在确定为纹层或页理发育的层段上, 以有机质分布形式、微裂缝与有机孔的发育程度等为关键参数评价源岩品质, 以孔隙度、渗透率、孔隙结构和可动油含量等为关键参数评价储集层品质, 以静态脆性指数、脆性矿物含量及其粒径以及颗粒支撑接触关系等为关键参数评价工程品质, 综合分析这3类品质及源储配置关系, 建立页岩油评价新标准, 识别甜点段并以地震-测井结合进一步明确甜点分布区。

2.3.2 深层页岩气甜点评价技术

随着页岩气勘探开发深度和广度的加大, 3 500 m以深的深层页岩气将逐步成为一种新型主力勘探开发对象。众所周知, 当埋深增大, 温度和压力升高, 页岩具有如下特性：①热演化程度增大, 有机孔和页理更发育, 并有可能产生页岩的石墨化作用; ②游离气含量占比较高, 吸附气以多层分子吸附赋存为主; ③测井响应更复杂, 电性与物性的各向异性更强。

上述特性决定了深层页岩气不能简单地沿用中浅层页岩气所形成的评价方法, 需在继承基础上, 发展适用于上述特性的甜点评价方法与标准, 即通过配套的高温高压岩石物理实验研究, 着重开展如下有关储集层品质的研究：①不同热演化程度的有机孔分布和电阻率响应特征, 尤其是要建立石墨化页岩识别方法与标准。②有机孔孔隙度计算方法及其分布规律。③渗透率各向异性特征及其计算模型。④吸附气赋存机理及其含气量计算方法。

储集层甜点的评价参数可包括有效孔隙度（含有机孔孔隙度）、TOC、总含气量（游离气与吸附气含量之和）以及石墨化程度等, 前3个参数与中浅层页岩气的评价参数相同, 第4个参数为深层页岩气特有的。工程甜点的评价参数则可采用静态脆性指数、水平应力差和孔隙压力等。储集层甜点和工程甜点相结合建立深层页岩气甜点评价标准。

2.3.3 水平井地层建模与评价技术

水平井是实现非常规油气效益开发十分关键的技术手段。水平井条件下电阻率和声波测井各向异性明显, 如再叠加薄互层结构的围岩影响, 其测井响应难以直接反映非常规油气储集层的“ 七性” 特征; 因此, 水平井测井处理解释技术应突出以下几方面的研究：①基于井眼轨迹与地层几何关系的地层建模; ②校正围岩作用与界面效应的资料处理方法; ③考虑各向异性的储集层品质评价方法; ④综合地应力和脆性等工程品质评价方法; ⑤融合储集层品质和工程品质的水平井甜点段识别方法与地层可压裂性评价技术; ⑥综合应力隔层与岩性隔层评价的水平井分段分簇方案优选方法; ⑦水平井测井处理解释软件模块研制。

2.3.4 非常规油气大数据智能甜点评价技术

非常规油气的发展时代, 几乎同步于世界油气工业的数字化发展时代, 两个时代的不期叠置, 催生出非常规油气测井智能技术, 即以多学科大数据为基础, 以非常规油气的测井专业知识和技术标准为准绳, 构建不同类型非常规油气测井处理、解释和评价的方法、模型与专家知识库, 创建基于测井特征（包括常规测井、成像测井和扫描测井）的“ 七性” 关系分析的知识图谱, 研发基于“ 三品质” 评价的试油层段推荐、水平井窗体优选以及水平井分簇分段方案设计的智能算法, 发展形成业务流驱动的数据共享与工作协同的测井智能技术, 这包括测井设计、现场采集、测井监督、资料处理、解释评价和储量参数计算等各个环节的测井智能技术, 全面提升非常规油气测井质量、效率和安全。当前, 应以川渝页岩气、鄂尔多斯盆地长7段页岩油和苏里格致密气等大数据基础较好的非常规油气规模开发区块为突破点, 尽快打造出非常规油气测井大数据智能分析的可复制应用场景, 并逐步推广至不同类型非常规油气测井评价以及老井区剩余油气分布规律研究。