测井储层评价方法.docx
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测井储层评价方法
{页岩气测井评价技术特点及评价方法探讨}
3 页岩气测井系列、解释方法及研究方向
3.1 页岩气与其他储层测井解释的差异性分析
（1）成藏与存储方式不同。
页岩具自生自储的特点,页岩气主要以吸附状态存在,游离气较少;而常规油气主要以游离状态存在。
（2）储层性质不同。
页岩气储层属致密储层,其岩性与裂缝是影响页岩气开发的重要因素,与常规油气藏相比,岩石矿物组成与裂缝识别尤为重要（见表2）。
（3）评价侧重不同。
页岩气储层有机碳含量、成熟度等相关参数的评价极为关键;常规油气藏主要是评价其含油气性。
（4）开采方式不同。
页岩气储层均需经过压裂改造才能开发,因此对压裂效果的预测至关重要。
3.2 页岩气测井技术系列探讨
（1）常规测井系列。
包括自然伽马、自然电位、井径、深浅侧向电阻率、岩性密度、补偿中子与声波时差测井,能满足页岩储层的识别要求。
自然伽马强度能区分含气页岩与普通页岩;自然电位能划分储层的有效性;深浅电阻率在一定程度上能反映页岩的含气性;岩性密度测井能定性区分岩性;补偿中子与声波时差在页岩储层为高值。
通常密度随着页岩气含量的增加变小、中子与声波时差测井随着页岩气含量的增加而变大[29],因此利用常规测井系列能有效地区分页岩储层。
但该系列对于页岩储层矿物成分含量的计算、裂缝识别与岩石力学参数的计算等方面存在不足,常规测井系列并不能完全满足页岩储层评价的要求,因此还需开展特殊测井系列的应用。
（2）特殊测井系列。
应用于页岩储层的特殊测井系列可选择元素俘获能谱（ECS）测井、偶极声波测井、声电成像测井等。
ECS元素测井可求取地层元素含量,由元素含量计算出岩石矿物成分。
它所提供的丰富信息,能满足评价地层各种性质、获取地层物性参数、计算黏土矿物含量、区别沉积体系、划分沉积相带和沉积环境、推断成岩演化、判断地层渗透性等的需要。
偶极声波测井能提供纵波时差、横波时差资料,利用相关软件可进行各向异性分析处理,判断水平最大地层应力的方向,计算地层水平最大与最小地层应力,求取岩石泊松比、杨氏模量、剪切模量、破裂压力等重要岩石力学参数,满足岩石力学参数计算模型建立的要求,指导页岩储层的压裂改造。
声、电成像测井具有高分辨率、高井眼覆盖率和可视性特点,在岩性与裂缝识别、构造特征分析方面具有良好的应用效果。
识别页岩储层裂缝的类型,对指导页岩气的改造、评定页岩储层的开发效果有着重要的意义。
3.3 页岩气测井评价技术探讨
（1）页岩气有效储层评价技术。
主要依托常规测井系列,可在一定程度上满足页岩气储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度的评价需要。
（2）岩石力学参数评价技术。
主要依托特殊测井系列与岩石物理实验[30-31],如全波列声波测井、偶极声波测井等,结合岩石物理分析,建立岩石力学计算模型,计算岩石力学参数,进行压裂效果预测与压裂效果检测等。
（3）页岩气矿物成分和储层结构评价技术。
主要依托常规测井、特殊测井组合系列及岩石物理实验[32-34],在岩石物理实验的基础上,利用岩心刻度测井技术,进行页岩气矿物成分分析和裂缝评价,确定页岩矿物成分、裂缝类型,寻找高产稳产层。
（4）综合测井评价解释方法。
综合利用测井、岩心、录井等资料[34],建立页岩气储层参数的解释模型,评价页岩气储层的有机碳含量、有机质成熟度、有效厚度,建立页岩储层的评价标准。
页岩矿物成分、储层结构评价、页岩储层标准的建立、裂缝类型识别与岩石力学参数评价等方面的研究,是下一步页岩气测井评价技术的重点。
3.4 页岩气测井技术研究方向探讨
中国页岩气储层与国外相比,地质条件和分布特点存在重大差异。
相对美国,中国页岩气黏土含量相对较高,硅质含量相对较低,脆性物质较少,埋藏深度深。
因此,具有中国特点的地质问题成为制约中国页岩气研究及勘探的因素之一,故美国的页岩气产业发展模式难以复制。
针对中国页岩气储层的特点,建议关注4方面的页岩气测井技术研究。
（1）页岩气储层岩石物理实验研究。
其目的重在探索建立适合中国地质背景的测井解释模型,为测井解释提供依据。
主要体现为进行流体及储集空间结构实验研究。
着手页岩的物性参数、阿尔奇公式参数、饱和度、储层矿物成分、裂缝特征描述、岩石力学参数分析等。
（2）页岩矿物成分分析。
其目的在于弄清页岩储层的矿物构成及确定储层岩石骨架,为孔隙度等参数计算提供依据。
页岩气储层为低孔隙度特低渗透率致密储层,页岩气的有效开发都需经过储层改造,页岩中脆性矿物成分含量的高低决定了储层改造的效果,因此,对页岩矿物成分的有效分析,为提高页岩气的开发效率有着重要的意义。
（3）岩石力学参数评价。
其目的为水平井储层压裂提供参考依据。
当前普遍认为页岩储层识别容易开采难。
页岩气在储层中主要以吸附气存在,页岩气的开采主要以水平井开采技术为主。
因此,侧重岩石力学参数评价,可为钻井、钻井液及储层改造提供其必需的参数。
（4）深层页岩气评价技术。
其研究的主要目的在于为降低中国深层页岩气勘探开发风险提供技术依据。
针对中国现状,深层页岩气储层的测井解释技术不能完全借鉴国外成功经验,需加强成像测井、元素俘获能谱测井在页岩气评价技术中的应用,建立页岩有效储层研究方法、储层产能评价与研究方法,建立适合中国深层页岩特点的测井评价技术。
页岩气储层参数的测井评价方法
1.引言页岩气是一种赋存于富含有机质的泥页岩及其粉砂质岩类夹层中的非常规天然气资源，具有自生自储的特性，因此页岩气储层评价参数及方法与常规天然气有着较大的区别。
除了计算储层的孔、渗、饱参数外，还需要研究评估页岩生烃能力的总有机碳含量、热成熟度指数等参数。
地球物理测井可以连续、快速地从井中获取地层的多种物理响应数据，通过实验和理论分析研究，进行页岩气储层参数的测井评价。
2.页岩气储层测井响应特点
根据页岩气储层的地质特点，采用能够反映页岩有机质特征及气体指示的地球物理测井方法进行储层识别。
页岩气常规测井方法有井径、自然伽马、双侧向或双感应、补偿中子、补偿声波、岩性密度等。
页岩的矿物成分为粘土，且富含较高生烃能力的有机质，表现出高到非常高的自然伽马值和容易产生扩径的井径曲线特征；泥质粘土及其所含束缚水会造成较低的电阻率值，而较高丰度的有机质及所含气体均为高电阻率值响应特征，因此页岩气储层电阻率总体表现为低值，局部出现高值特征，双侧向或双感应曲线大体重合，局部亦有可能出现负差异甚至正差异；页岩的主要组成为低速的粘土矿物及有机质，因此具有较高的声波时差值，且在含气泥岩裂缝储层中多有周波跳跃现象发生；中子测井主要反映的是含氢指数，由于页岩的束缚水饱和度大于含气饱和度，而水的含氢指数大于气体的含氢指数，另外有机质中的氢含量也会使孔隙度偏大，而在页岩气储集层段，中子孔隙度值显示为低值；此外，页岩的粘土矿物及有机质组成具有较低的密度及光电吸收截面指数的测井响应特征。
因此含气页岩测井响应特征可以归结为“四高两低一扩”，即高自然伽马、高电阻率、高声波时差、高中子孔隙度，低密度、低光电吸收指数，和扩径特征。
3.页岩气储层孔渗参数计算
孔隙度和渗透率的计算是页岩气储层渗透流体能力大小的度量，是页岩气开采中关键的参数。
其中页岩气储层孔隙度包括了基质孔隙度和裂缝孔隙度。
采用常规三孔隙度测井方法结合岩心实验数据进行校正，可以计算页岩孔隙度。
其计算公式为：
loglogloglogmesmafmaφ?
=?
（1）式中，φ为孔隙度值，logmes、logma、logf分别为实测、基质骨架、孔隙中的流体测井值，可以是声波、中子、密度测井中的任意一种方法，由声波测井计算得到基质孔隙度，而由中子测井或密度测井计算得到总孔隙度。
裂缝孔隙度则可以通过双侧向测井响应值进行估算，其计算公式为：
11111mffLLSLLDmfwRRRRφ?
?
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=?
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（2）式中，φf为裂缝孔隙度，RLLS、RLLD、Rmf、Rw分别为浅侧向、深侧向、泥浆滤液、地层水的电阻率值。
mf为裂缝胶结指数。
通过岩心实验分析孔隙度与渗透率之间的拟合关系，即可利用测井孔隙度估算渗透率参数。
而页岩气含水饱和度的分析可以借鉴美国Barnett地区经验公式：
1/29（）wwimditRSφR=（3）式中，Swi为含水饱和度，为从密度孔隙度得出的估计孔隙度（99%didφ=φ?
）；Rt为地层电阻率；m为岩石的胶结指数。
此外，也可以通过核磁共振测井方法得到精确度较高的孔隙度和渗透率参数计算方法。
111exp（）nwNMRwwiiwiTHITφφ=?
?
=?
?
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?
∑（4）3222（）2NMRTKφρτ=（5）式中，φNMR为核磁共振计算的孔隙度，HIw指水的含氢指数，通常等于1；φwi、T1wi分别指第i个孔隙水的孔隙度和纵向弛豫时间，Tw指极化时间。
T2、ρ2分别为横向弛豫时间和弛豫强度，τ为弯曲因子。
4.页岩气储层生烃能力参数计算
页岩作为烃源岩的生烃能力评价是页岩气储层测井评价的又一重要内容，通常采用总有机碳含量（TOC）和热成熟度指数（MI）这两个参数来反映生烃能力。
有机质含量是生烃强度的主要影响因素，随着有机质含量的增大，电阻率和声波时差也会随着变化，在有机质含量较低层段，电阻率和密度会相互重合或平行，而在富含有机质层段，声波时差明显增大，而烃类的存在，会使两条曲线产生较大的分离特征。
针对这一理论认识，采用声波时差—电阻率曲线叠加计算，可以建立其与对应层位TOC之间的回归关系。
此外，有关研究表明亦表明，自然伽马、体积密度等参数与TOC之间的亦呈线性相关关系，根据这些理论，可以得到测井资料预测TOC的有关方程式：
lglg（/）（）tbasebaseΔR=RR+k?
Δt?
Δt（6）0（lg）10aRbTOCR?
+=Δ?
（7）TOC=c?
GR+d（8）TOC=e?
DEN+f（9）式中，GR、DEN分别为自然伽马、密度测井在页岩气储层的平均响应值，Rt、Rbase分别为页岩气储层测量电阻率值和非烃岩电阻率基线值，Δt、Δtbase分别为页岩气储层测量声波时差值和非烃岩声波时差基线值，R0为镜质反射率，a、b、c、d、e、f、k为拟合系数。
当页岩中TOC达到一定指标后，有机质的成熟度则成为页岩气源岩生烃潜力的重要预测指标，含气页岩的成熟度越高表明页岩生气量越大。
定义热成熟度指数MI，其测井方法计算公式为：
1/21975
（1）NiniwiNMIφS==?
∑（10）式中，N为取样深度处密度孔隙度dφ≥9%且含水饱和度Swi≤75%的数据样本总数；n9iφ为每个取样深度的dφ≥9%时的中子孔隙度；Sw75i为每个取样深度的dφ≥9%且Swi≤75%时的含水饱和度。
页岩气储层测井评价及进展
３ 页岩气储层测井系列
大多数页岩气田均进行了测井数据采集，以满足页岩气储层评价的需要。
除了常规三组合测井外，地球化学测井在美国页岩气勘探中是一种普遍采用的测井方式，它主要用于确定总有机碳含量和矿物、岩性。
在北美，偶极声波成像测井在探井是常规必测项目，以帮助刻度地震属性。
电成像测井主要用于识别裂缝和断层，划分页岩层［８］。
页岩气储层使用的测井系列：
（１）Ａｐｐａｌａｃｈｉａｎ盆地大多数采用空气钻井，采用测井系列包括双感应、岩性密度、井壁中子、自然伽马能谱、井下电视和温度测井。
（２）北美Ｆｏｒｔ Ｗｏｒｔｈ盆地泥盆系Ｂａｒｎｅｔｔ页岩，典型测井系列包括自然伽马、井径、密度、中子、岩性密度、感应、地球化学测井。
（３）对于薄互层的Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ页岩，测井系列包括自然伽马、双井径、阵列感应（ＡＩＴ）、中子、体积密度、自然伽马能谱、光电吸收截面指数测井。
（４）墨菲石油公司等（２０１０年）根据页岩气储层评价需求，提出了较为全面的页岩气测井系列，包括自然伽马、井径、电阻率、密度、中子、核磁共振、阵列声波和电声成像测井。
４ 页岩气储层测井评价及进展
４．１ 页岩气储层定性识别
４．１．１ 判断含气页岩层
美国的页岩气开发主要针对富含有机质的硅质页岩。
页岩气储层的特点决定了其测井评价除了计算储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度外，侧重点更在于计算总有机碳与成熟度、确定页岩矿物成分、识别裂缝，用声波测井资料计算岩石力学参数满足压裂需求。
页岩气具有不导电、密度小、含氢指数低、传播速度慢等特点。
通常，页岩气层的测井响应特征不是很明显。
与普通页岩相比，好的页岩气层具有自然伽马强度高、电阻率大、低补偿中子、低地层体积密度、高声波时差和低光电效应等测井响应特征。
利用测井曲线形态和测井曲线幅值相对大小可以快速直观地识别页岩气储层，现在，依据孔隙度差异识别气层技术拓展到利用密度－核磁共振孔隙度或者中子－核磁共振孔隙度之间的幅度差异判别气层。
好气层在微电阻率成像测井图（静态）上会出现气斑或者白化现象，气斑的多少与井筒中的含气量有关可以利用ｖｐ／ｖｓ或ｖｐ／ｖｓ－Δｔ判识气层。
好气层在地层压力梯度上也有显示，可以用核磁共振测井的差谱、移谱判识气层。
用中子时间推移测井下套管后最佳时间测量的中子与固井后２４ｈ内测量的中子曲线重叠，利用其差值识别气层［９］。
Ｍｉｌｌｅｒ（２０１０年）［１０］对比了页岩层不同镜质体反射率ＲＯ的各种测井曲线响应特征，认为ＲＯ影响测井曲线的变化：
当ＲＯ在１．８～２．０范围内时，密度为低值，密度和中子曲线重叠，地层电阻率高值达到１００Ω·ｍ；当ＲＯ＞４．５时，密度为高值，密度和中子曲线分开，地层电阻率非常小（小于１Ω·ｍ）（见图１）。
４．１．２ 识别黏土矿物
Ｂｏｏｎｅｎ等［１１］介绍了已用于现场的随钻三中子孔隙度测量值间的幅度差说明黏土矿物的存在。
在Ｅａｇｌｅ Ｆｏｒｄ和Ｈａｙｎｅｓｖｉｌｌｅ页岩地层，使用过一种随钻测井密度－中子测井仪，它有近、中、远３个不同源距的中子探头。
由近探头与远探头、中探头与远探头、近探头与中探头的计数率比值计算出三中子孔隙度，即近／远、中／远、近／中中子孔隙度。
对三中子孔隙度进行环境校正。
在页岩和泥质砂岩，三中子孔隙度始终以中／远中子孔隙度最大、近／中中子孔隙度最小的相同幅度分离。
地层中黏土矿物含量越高，中子孔隙度越大。
在地层孔隙度小于１０％时，三中子孔隙度幅度差一般小，指示黏土会有大的波动。
对中子孔隙度需要进行黏土校正。
黏土对三中子孔隙度值的影响不同，用ＭｏｎｔｅＣａｒｌｏ模拟研究人造地层中黏土对中子孔隙度值的影响。
该方法利用近／中、近／远中子孔隙度之间的差异对近／远中子孔隙度进行黏土影响校正［１１］。
校正后的中子孔隙度与密度孔隙度重叠能更好地指示页岩气。
４．１．３ 识别裂缝／层理／断层
Ｈａｍｅｄ Ｓｏｒｏｕｓｈ等人指出［１２］，为了防止页岩地层井眼垮塌，通常采用油基泥浆钻井。
微电阻率成像测井是识别裂缝最好的工具，现已发展到能在油基泥浆水平井中用随钻电阻率成像识别裂缝甚至层理、断层，其技术已经成熟（见图２）。
评价裂缝通常用油基泥浆电阻率成像测井（ＯＢＭＩ）和超声成像测井（ＵＢＩ）。
４．２ 页岩气储层定量评价及进展
４．２．１ 页岩气储层划分
４．２．２ 计算矿物成分和确定岩性
４．２．３ 计算孔隙度、渗透率、饱和度进展
４．２．４ 确定总有机碳（ＴＯＣ）
４．２．５ 确定页岩热成熟度指数（ＭＩ）
４．２．６ 计算储层岩石力学参数
４．２．７ 评价裂缝及确定天然气地质储量
页岩气储层测井评价有关问题的探讨
煤层气与页岩气各方面的不同
页岩气储层特征及测井评价方法
提出了从含气页岩识别、页岩生烃潜力评价及含气页岩储集参数评价等三方面开展页岩气测井评价工作。
2页岩气测井评价方法
页岩的储层特征与砂岩有很大的区别，页岩中的天然气既有游离态方式，又有吸附态方式。
因而，页岩气测井评价方法与常规油气测井评价方法相比，具有其特殊性。
2.1含气页岩测井方法识别页岩地层有以下测井响应：
a.一般表现为扩径；
b.自然伽玛值高；
c.深浅测向电阻率为中、低值，随着粉砂质含量的增大，电阻率增大；
d.三孔隙度（声波、中子和密度）测井曲线呈高值。
含气页岩层段测井响应特征为“四高两低”特征，即高自然伽玛值、高电阻率值、高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低光电效应（图1）。
2.2页岩生烃潜力测井评价
页岩是否具有生烃潜力，与页岩中所含的有机质类型、丰度和热成熟度有关。
测井方法可以用于评价干酪根类型、有机质丰度和热成熟度。
2.2.1总有机碳含量（TOC）
干酪根一般是在放射性元素铀（U）含量比较高的还原环境中形成的，因而它使自然伽玛测井曲线表现为高值。
利用自然伽玛测井和元素俘获能谱测井（ECS）分析铀（U）、钍（Th）、钾（K）等主要放射性元素的丰度，可以定量确定总有机碳含量。
干酪根的密度较低，通常介于0.95~1.05g/cm3之间，会降低地层的体积密度。
?
lgR方法可以用于页岩有机碳含量的计算，它是使用补偿声波测井曲线叠合在一条电阻率曲线上。
明显的?
lgR幅度差异反应富含有机质烃源岩地层、含烃储集层段和岩性差异情况[29]。
2.2.2热成熟度指标
岩石热成熟度指标与镜质体反射率Ro有一定的相关性。
在实验室，镜质体反射率是在显微镜下测量并进行刻度后得到的。
通过测井资料也可以对Ro进行评估，常用中子–密度重组合法进行评价[30]（图2）。
2.3含气页岩储集参数测井评价
运用相关测井评价方法，可以对页岩的矿物成分、孔隙度（总孔隙度、有效孔隙度、含气孔隙度、含水孔隙度）、含水饱和度、游离气和吸附气的含气饱和度等储集参数进行估算。
2.3.1页岩矿物组成测井分析
依据常规测井和元素俘获能谱测井等特殊测井能够测定岩石中硅、钙、铁、硫、氯、氢等矿物元素的含量，可以获得准确的地层成分结果，包括黏土、碳酸盐、石膏、石英、长石和云母等[31]。
2.3.2页岩孔隙度评价
补偿声波测井、补偿中子测井和补偿密度测井是评价孔隙度的方法。
微电阻率扫描成像测井和核磁共振测井对天然裂缝、诱导缝及断层等都有着良好的分辨能力。
2.3.3页岩渗透率评价
自然电位、自然伽玛能谱、微电极和核磁共振测井可以用于页岩渗透率评价。
2.3.4页岩含气饱和度估算
页岩储层含气量越高，测得的地层电阻率越大，因而可以采用阿尔奇公式来估算含气饱和度。
2.3.5页岩岩石力学性质评价
根据声波测井、中子密度和成像测井等来综合计算岩石弹性参数（如泊松比、杨氏模量、体积模量和剪切模量等）和岩石强度（抗压强度、抗张强度和初始剪切强度等），确定地层应用和最大主应力方位[32]。
煤层气储层测井评价潘和平
一、煤层气储层测井评价系列选择
煤层气储层（煤层）与围岩在岩性物性上的差别,是煤层气测井响应的物理基础,是选择测井系列的前提。
合理选择测井系列对评价煤层气及其储层至关重要。
目前评价煤层气的常规测井方法包括自然电位、双侧向（或感应）、微电极、补偿密度、自然伽马、声波时差、声波全波列、中子孔隙度以及井径测井等。
其应用方法如表1〔4,5〕。
二、煤层的划分、岩性识别
煤层气井的测井资料解释,首先是识别煤层气层,然后才是煤层气层上储层参数的计算,因此,同样在煤田测井资料的解释中,需标定煤层（气层）,划分岩性。
煤层相对于围岩,物理性质差异明显,它具有密度低（密度孔隙度高）、声波时差大（声波孔隙度高）、含氢量高（中子孔隙度高）、自然伽马低、自然电位有异常（由氧化还原作用产生的自然电位）、电阻率高（注:
烟煤、褐煤电阻率高;无烟煤的电阻率低）等特点〔6,7〕。
通常可以采用人工解释的方法划分煤层、岩性识别、或采用模式识别方法自动划分煤层、识别岩性。
利用以上所述特点,以及相应的测井曲线组合用于划分煤层以及确定煤层厚度、位置,岩性识别等,一般都能得到较为满意的结果〔8,9〕。
三、煤质参数计算
煤层煤质参数通常可由煤样实验室分析、测井体积模型法〔10〕以及概率模型法〔11,12〕来确定。
测井体积模型法利用孔隙度测井（如密度、声波等）建立响应方程组,采用最优化等方法来求解方程组〔13,14〕,所求煤质参数可为煤层开采提供依据。
但是,测井体积模型法所确定的煤质参数不能直接与煤样实验室分析得出的工业分析指标相对照〔11〕。
而煤样实验室分析要花费大量的人力、资金和时间〔10〕。
如果以测井体积模型法为基础,结合概率模型法,配合一定量的煤样实验室分析资料来建立确定煤质参数的解释模型,则这3种确定煤质参数的方法之间可以优势互补。
煤的组成成分比较复杂,但若忽略煤中相对体积含量小于1%的成分,则可以近似地把煤看成由纯煤（主要包含有固定碳和挥发分）、湿灰分（主要包含不可燃烧的固体矿物和这些矿物在燃烧过程中释放出来的挥发分）和水分3部分组成。
测井体积模型法正是依据这种煤的组成成分建立等效体积模型和相应的测井响应方程组,并通过求解方程组得到纯煤、灰分和水分的相对体积含量。
显然,测井体积模型法得到的煤质参数与煤样实验室分析得到的煤质参数（包括固定碳、灰分、挥发分以及水分）不能简单等同。
就灰分而言,测井体积模型法中所指的是煤在原生状态下一些不可燃烧的部分,而在煤样实验室分析法中所指的是煤样经过燃烧后得到的残渣,二者在成分、数值上均不一样。
虽然测井体积模型法确定的煤质参数与煤样实验室分析得到的煤质参数之间不能直接对照,但二者之间往往具有区域性的规律。
为了便于两者之间的直接对照,设煤的组成成分由固定碳、灰分、挥发分和水分4部分组成,依据该模型可以容易地写出密度、声波、自然伽马响应方程式和物质平衡方程式〔15〕,利用该思路,建立华北地区评价煤质参数的解释模型,并对华北7口井煤层井段进行了解释,实例解释结果表明:
模型估算的碳分含量与煤样实验室分析的碳分含量之间的误差非常小,其相对误差小于5%;估算的灰分量与煤样实验室分析的灰分含量的一致性较好,尤其是当灰分含量小于30%时,两者之间的误差非常小,经过计算,其相对误差小于10%。
四、裂缝孔隙度及裂缝渗透率
煤岩中既有在沉积成煤过程中形成的原生孔隙,又有成煤后受构造破坏所形成的次生孔隙。
其孔隙类型和连通程度变化很大,它们互相组合形成裂隙性多孔隙介质,为瓦斯的储存和渗流提供了空间和通道。
煤岩孔隙发育特征主要受煤的变质程度、煤岩组分及成煤植物、后期构造破坏程度等因素控制,其中,后期构造破坏在煤层中形成大量割理和微裂隙,增大了煤岩的孔隙性其孔隙发育以微裂隙为主〔16,17〕。
煤层的双重孔隙中,裂缝孔隙度可采用深、浅侧向测井曲线值计算,其计算方法如下〔3,18,19〕:
f=1RLLS-1RLLD1Rmf-1Rw1mf式中:
RLLS、RLLD分别为浅侧向、深侧向电阻率;Rmf、Rw分别为泥浆滤液电阻率和地层水电阻率;mf为裂缝孔隙度指数;φ为总孔隙度,φ=φb+φf;φb为基质孔隙度,可以采用孔隙度测井方法求得;φf为裂缝孔隙度。
煤层裂缝由层面裂和层间裂缝组成,其公式为:
hf=ΔC/4Cm式中:
ΔC=CLLS-CLLD;CLLS、CLLD、Cm分别为浅侧向、深侧向、泥浆电导率,（Ψ·m）-1。
估算裂缝空间由公式hm=hf/φf计算。
所以裂缝渗透率（K）为〔18,19〕:
K=A×8.33×106×hf/hm式中:
A为比例因子。
五、煤层气含量
煤层甲烷在煤储层中的储集及渗流与常规储层中的天然气大不相同,其影响因素多样而复杂。
影响煤层含气量的主要因素是煤阶、压力（埋深）、煤层厚度、矿物质含量、煤层渗透率等因素有关。
煤层含气量随着煤阶的增加而增加,在同样温度和压力（深度）条件下,高煤阶吸附甲烷能力明显高于低煤阶的吸附能力。
煤层含气量随着随矿物质含量的增加而减小,如随灰分含量的增加而减小。
煤层含气量随着煤层水分含量的增加而减小。
煤层含
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