四川盆地致密砂巖儲層測井評價方法

惠 偉

(中國石化勝利石油工程有限公司測井公司，山東東營 257096)

四川盆地致密砂巖儲層測井評價方法

惠 偉

(中國石化勝利石油工程有限公司測井公司，山東東營 257096)

四川盆地陸相碎屑巖地層埋藏深、巖性致密，為典型的低孔、低滲儲層。針對其儲層巖性復雜、測井環境影響因素較多、儲層評價較困難等問題，利用巖心實驗、物性分析、薄片鑒定、FMI成像及核磁共振等資料，結合測試資料，與測井信息建立轉換關系，研究致密砂巖儲層的孔隙度等參數計算方法；利用核磁測井對儲層質量進行綜合評價，在致密砂巖儲層的有效性評價和孔徑分析的過程中起到了較好的作用，并建立了陸相致密砂巖儲層測井評價方法。該方法的解釋結果與現場測試結果相符合。

四川盆地；致密砂巖；測井解釋；儲層評價

四川盆地陸相致密砂巖儲層具有物性差、非均質性強、儲集空間復雜、層內流體多樣性等特點，使測井曲線所反映儲層孔隙空間及所含流體的信息非常微弱，測井計算孔滲參數準確性下降，測井評價較困難[1-4]。目前國內外致密砂巖儲層天然氣測井評價主要立足于三孔隙度測井資料，系統的綜合性陸相致密砂巖天然氣測井評價技術較少[5-10]。本文對陸相致密砂巖儲層測井解釋方法進行研究，建立科學適用的測井解釋模型，提高解釋成功率，從而提高低孔滲致密砂巖氣藏的勘探開發水平。

1 儲層巖石類型分類

據自流井組、須家河組共1120個薄片鑒定資料統計分析，大安寨段儲層有介殼灰巖、灰質砂巖，砂巖類儲層主要集中于珍珠沖段，巖性主要為巖屑砂巖、礫巖、砂礫巖、含礫砂巖、石英砂巖、細砂巖。須家河組須四段儲層巖石類型主要為巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖、石英砂巖、砂礫巖等。須家河組須二段儲層巖石類型主要為巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖、石英砂巖等。

須家河組須二段儲層巖石成分中石英、巖屑含量高，而長石等不穩定碎屑含量極低，巖石成分成熟度較高，見圖1。由圖2可以看到，氣層巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖及砂礫巖；差氣層的主要巖性為巖屑砂巖、長石巖屑砂巖和石英砂巖；而含氣層的主要巖性為巖屑砂巖、石英砂巖。由此可見：①巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為良好儲層發育的有利類型；②石英砂巖屬于剛性砂巖，受構造應力作用易破裂產生裂縫，這些裂縫的存在大大增加了儲層的滲流能力，可以成為好的氣層。說明低孔低滲碎屑巖儲層中裂縫的發育對儲層儲集性能提高和滲流性的改善具有非常重要的作用[11-13]。

圖1 須家河組須二段儲層巖石成因類型三角圖

石英砂巖：一般位于須家河組須二段和須一段，自然伽馬值較低，一般小于25 API；補償中子、體積密度較巖屑類砂巖明顯偏低，聲波時差較巖屑類砂巖明顯變大，為56～87 μs/ft，深側向電阻率一般高于200 Ω·m，見圖3、圖4。

巖屑砂巖：廣泛存在于自流井組和須家河組各組段地層中。須二段巖屑砂巖深側向電阻率10～450 Ω·m，自然伽馬47～77 API，聲波時差53～68 μs/ft，密度值2.5～2.71 g/cm3(圖3、圖4)；由于巖屑易變形、壓實，大量存在的巖屑是該區砂巖致密化程度高、儲滲性能低的重要因素，一般隨巖屑含量的增加，巖性越致密，對儲層越不利。巖屑成分及其含量的變化，對測井曲線有著顯著的影響。

圖2 須二段巖性與解釋結論關系

圖3 須二段不同巖石類型電阻率-自然伽馬關系

圖4 須二段巖石密度-聲波時差關系

2 計算儲層孔隙度

致密砂巖儲層巖性復雜，巖性為細、粗粒砂巖至礫巖不等，分選性較差，巖石骨架參數變化較大。利用現有的薄片和物性分析資料，分析儲層礦物與地層孔隙度的關系，建立了測井孔隙度解釋模型。該模型針對不同巖性選取不同的骨架值，計算儲層礦物含量，進而更精確地求取儲層的物性參數。

陸相含氣儲層巖性較為復雜，不同類型砂巖也具有不同的測井骨架值，在儲層參數計算過程中應分別選取。利用常規測井資料可以容易地識別出石英砂巖、含礫砂巖，但巖屑砂巖及其他類型砂巖則不易區分，需要利用大量的巖心薄片鑒定及孔滲分析資料去標定、刻度，利用測井資料準確判斷儲層巖性，進而分別選取相應骨架值。

選取泥質含量小、以孔隙型為主儲集層段，根據巖心分析孔隙度數值、聲波時差數值、密度測井曲線數值、流體骨架值，反推計算出各類巖石聲波骨架值和密度骨架值。

依據巖心分析資料和測井資料，分組段建立測井信息與巖心的轉換關系。利用環境校正后的聲波時差、密度及補償中子測井曲線計算出三種測井孔隙度，將三種孔隙度比較優選后，得到地層的孔隙度。由于補償中子測井受環境影響因素較多，一般情況下，常選用聲波時差和巖性密度測井資料組合計算儲層的總孔隙度。

對四川盆地陸相致密砂巖儲層，共采用各類純巖性(泥質含量<0.5%)巖樣135個，各類巖石骨架值歸納如表1。

表1 地層各類巖石骨架值

根據四川盆地陸相地層碎屑巖儲層Y1、Y2、Y3及Y4井188個小巖樣分析孔隙度數據，其巖心分析孔隙度平均值為5.20%，測井精細解釋孔隙度平均值為5.54%，二者相對誤差為6.54%，二者相關系數吻合程度較高。

利用該方法計算的地質參數與地層實際值接近，說明該解釋模型對于四川盆地陸相致密砂巖地層是適用的。

3 計算儲層裂縫孔隙度

陸相致密砂巖裂縫性地層給中子、密度孔隙度測井帶來諸多不確定性。裂縫存在使鉆井液侵入儲層，對側向電阻率測井數值影響較大。通過對各種測井信息分析發現，電阻率測井(雙側向測井、FMI測井)對裂縫響應最敏感，因此可以利用雙側向測井信息計算裂縫孔隙度[11-12]。

利用FMI成像測井確定區域內目的層段的裂縫張開度和裂縫產狀因素，之后利用雙側向測井信息計算儲層裂縫孔隙度，裂縫孔隙度計算公式見參考文獻[13]。

對四川盆地Y1-1、Y2、Y6井陸相目的層段進行了FMI成像測井，利用雙側向電阻率計算裂縫孔隙度與成像測井資料解釋獲得的裂縫孔隙度參數進行對比，二者在指示裂縫發育井段方面具有較好的一致性，只是數值存在一些差異，雙側向電阻率計算裂縫孔隙度略大于FMI計算裂縫孔隙度。由于FMI成像測井探測深度小于雙側向電阻率探測深度，且二者計算方法原理不同，因此裂縫孔隙度出現上述差異也是合理的[11-13]。

4 利用核磁測井微尺度參數評價儲層

常規意義上的儲層評價所得到的均為宏觀地質參數，而利用核磁共振可以連續定量地求取儲層微尺度結構特征參數，進而對儲層物性和流體性質做出評價[14-16]。首先要劃分儲層和非儲層，綜合應用測井、巖心分析化驗和試油試采等資料，確定研究區儲層有效性下限，提出儲層分類的劃分標準；然后通過核磁共振測井資料及計算的儲層宏尺度和微尺度參數，建立儲層質量評價和儲層類型判別標準[17-19]。

結合試油試氣資料，分析各個儲層參數與儲層類別之間的對應關系及內在機理，從中優選出能夠充分反映儲層類型的參數；然后將優選出的儲層參數進行公式組合獲得一條儲層分類綜合評價指數曲線，并建立劃分儲層類型的判別標準。確定了由孔隙度、滲透率、孔喉半徑均值、束縛水飽和度、中值壓力和排驅壓力建立劃分儲層類型的儲層分類綜合評價指數[18-19]：

儲層質量綜合評價指數=(孔隙度×滲透率×孔喉半徑均值)/(中值壓力×排驅壓力×束縛水飽和度)

通過構建的儲層質量曲線可以表征各個儲層質量的相對好壞，為試氣選層提供依據。當儲層綜合評價指數大于0.1時可以認定該儲層為Ⅰ類儲層；當儲層綜合評價指數小于0.1大于0.005時認定該儲層為Ⅱ類儲層；當儲層綜合評價指數小于0.005時認定該儲層為Ⅲ類儲層。由于低孔低滲儲層孔隙結構復雜，影響因素多，在儲層劃分中同時參考核磁孔隙度、滲透率、孔隙結構等反映儲層滲流特性的曲線進行綜合分析。

5 應用效果分析

圖5為自流井組珍珠沖段測井綜合解釋成果圖，其中第50號層井段為4 084.9～4 086.4 m，視厚度1.5 m，巖性為灰白色礫巖，雙側向數值較低，為20～250 Ω·m，聲波時差數值為61～85 μs/ft，自然伽馬數值低值，中子、密度顯示物性較好，測井計算孔隙度最大可到23.2%，核磁計算儲層質量綜合指數顯示儲層質量良好；孔喉分布見大孔徑組分，反映裂縫發育，為Ⅰ類儲層。

第51、53號層井段分別為4 086.4～4 089.3 m、4 099～4 105.9 m，視厚度分別為2.9 m、6.9 m，巖性為灰白色礫巖、雜色礫巖，電阻率相對50號層有所升高，三孔隙測井曲線顯示物性較好，核磁計算儲層質量綜合指數顯示儲層質量較好，為II類儲層。

圖5 Y4井珍珠沖段測井綜合成果圖

對自流井組珍珠沖段4 084～4 120 m進行試氣，獲得日產氣150×104m3，為特高產氣層，與解釋結論相符合。

6 結論

(1)針對致密砂巖儲層巖性多變的特點，提出利用巖心孔隙度分析資料反推礦物骨架值求取地層孔隙度的方法，所建立的解釋模型可更精確地計算儲層物性參數，更準確地進行儲層評價。本方法在四川盆地陸相致密砂巖儲層取得了良好的應用效果。

(2) 裂縫的有效識別對于致密砂巖儲層的評價有著重要作用，雙側向電阻率、成像測井資料所計算得到的裂縫孔隙度參數，在指示裂縫發育井段方面具有較好的一致性。在實際勘探生產中，可利用雙側向電阻率測井資料進行裂縫孔隙度參數的計算。

(3)利用核磁測井資料求取一系列儲層微尺度結構特征參數，引入儲層質量綜合評價指數，進而對儲層物性和流體性質做出評價，極大地提高了四川盆地致密砂巖儲層評價能力。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0080-04

2014-09-23

惠偉，工程師，碩士，1979年生，2006年畢業于中國石油大學(華東)地球探測與信息技術專業，現從事測井解釋和研究工作。

中國石化石油工程先導和推廣項目(SG10019)資助。

P631.8

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