川西地區(qū)雷口坡組氣藏儲層特征及其主控因素

2020-06-29 15:37:10程曦張勁

世界家苑 2020年6期

程曦?張勁

摘要：近年來，中國石油化工股份有限公司在四川盆地西部中三疊統(tǒng)雷口坡組天然氣勘探中取得了重要的進(jìn)展，川西地區(qū)已成為其"十三五"天然氣勘探開發(fā)增儲上產(chǎn)的重點(diǎn)區(qū)塊。為了進(jìn)一步認(rèn)識川西地區(qū)雷口坡組儲層的特征及控制因素，基于對巖石薄片、巖心等的觀察，利用巖心物性和壓汞曲線分析資料，結(jié)合測井解釋成果，研究了該區(qū)石羊場—金馬—鴨子河地區(qū)的儲層特征及儲層發(fā)育控制因素。研究結(jié)果表明：①該區(qū)雷口坡組發(fā)育潮坪相白云巖儲層，可劃分為上、下兩個儲層段和一個隔層段;②上儲層段儲層巖性、儲集空間類型和孔喉組合相對簡單，以微（粉）晶云巖為主，局部發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)的中孔隙度—低滲透率的微晶云巖儲層，主要為孔隙型儲層;③下儲層段儲層巖性、儲集空間類型和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣，非均質(zhì)性強(qiáng)，以（特）低孔隙度—（特）低滲透率儲層為主，主要為裂縫—孔隙型儲層;④儲層縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)，各類儲層呈薄互層交替出現(xiàn)，有效儲層厚度介于30.0～56.6 m，但下儲層段的累計(jì)厚度和整體物性優(yōu)于上儲層段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云巖的分布，為儲層發(fā)育奠定了巖性基礎(chǔ);⑥潮間帶高頻旋回控制的多期準(zhǔn)同生溶蝕作用是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素;⑦埋藏期的油氣充注抑制了規(guī)模膠結(jié)物的形成，使得早期形成的孔隙得以較好的保存。基于四川盆地中三疊統(tǒng)雷口坡組的深入研究和油氣勘探過程分析，總結(jié)了目前有關(guān)雷口坡組的基本認(rèn)識：①烴源復(fù)雜且主力烴源層不明確，混源氣占多數(shù);②儲集層類型多樣，既有灘相儲層、風(fēng)化殼巖溶儲層，又有微生物巖儲層;③儲集層層位多，雷一段、雷三段、雷四段均有優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育，但各段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的主控因素和形成機(jī)理不清楚;④油氣成藏機(jī)理復(fù)雜，過程不明。據(jù)此，提出四川盆地中三疊統(tǒng)雷口坡組天然氣勘探的關(guān)鍵地質(zhì)問題有：①氣藏主力烴源巖和輸導(dǎo)系統(tǒng)問題;②儲層類型、成因和分布問題;③氣藏成藏過程和機(jī)制問題。只有這些關(guān)鍵地質(zhì)問題的研究取得較大進(jìn)展，雷口坡組的勘探才有望發(fā)現(xiàn)成片成帶的規(guī)模性天然氣藏。

關(guān)鍵詞：雷口坡組;烴源巖;儲層成因;成藏過程;主控因素

致密砂巖氣在現(xiàn)今天然氣勘探和開發(fā)中具有重要地位。現(xiàn)今世界各國對于致密砂巖氣的標(biāo)準(zhǔn)并不一致，根據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，致密砂巖氣定義為覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×103μm2的砂巖氣層。須家河組是四川盆地致密砂巖氣藏開發(fā)的主要儲集層，形成了眾多盆地內(nèi)儲量增長和產(chǎn)量接替的關(guān)鍵性氣藏。須家河組氣藏遍布整個盆地，但以川中地區(qū)最為發(fā)育，該區(qū)集中了盆地內(nèi)目前已發(fā)現(xiàn)儲量的80%，相繼在該區(qū)發(fā)現(xiàn)了八角場氣田、廣安氣田等多個大氣田。

川中地區(qū)須家河組致密砂巖儲層具有物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲集空間復(fù)雜、層內(nèi)流體多樣性等特點(diǎn)，測井曲線所反映的儲層孔隙空間和流體信息很弱，測井計(jì)算孔隙度、滲透率參數(shù)的精度值較低，測井評價(jià)難度極大。目前國內(nèi)外致密砂巖儲層天然氣測井評價(jià)主要立足于三孔隙度測井資料，系統(tǒng)的綜合性陸相致密砂巖天然氣測井評價(jià)技術(shù)較少[7-12]。本文通過對研究區(qū)測井資料結(jié)合實(shí)鉆地層巖石資料進(jìn)行研究，建立研究區(qū)科學(xué)適用的測井識別圖版，提高測井解釋曲線油氣發(fā)現(xiàn)成功率，從而提高低孔滲致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)水平。

1 儲層巖石類型分類

根據(jù)對須家河組儲層鏡下薄片資料的統(tǒng)計(jì)分析，須家河組儲集巖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。儲層巖石中石英和巖屑含量較高，但長石等不穩(wěn)定碎屑含量較低，巖石成分成熟度高。見圖1、圖2。

1.細(xì)-中粒巖屑長石砂巖。長石含量21%，巖屑含量17%。岳104井，須二段，2228.61m。（正交偏光）2.中粒巖屑石英砂巖。石英含量76%，巖屑含量16%。岳114井，須二段，2251.91m。（單偏光）3.細(xì)粒長石巖屑砂巖，岳104井，須二段，2229m。（正交偏光）4.中-粗粒長石巖屑砂巖，岳112井，須二段，2343.57m。（正交偏光）

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25API;補(bǔ)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55～90μs/ft，深側(cè)向電阻率一般高于200Ω·m。

巖屑砂巖：廣泛存在于須家河組各組段地層中。須二段巖屑砂巖深側(cè)向電阻率10～450Ω·m，自然伽馬47～77API，聲波時差53～68μs/ft，密度值2.5～2.71g/cm3。

2 儲層分類評價(jià)

大量存在的巖屑且由于其易發(fā)生變形、壓實(shí)，使得該區(qū)砂巖致密化程度高、儲滲性能較低，隨著巖屑含量的增加，巖性越致密，對儲層越不利。致密儲層巖石的成分及含量的變化，會對常規(guī)測井曲線產(chǎn)生明顯的影響。

2.1 儲層識別方法

2.1.1 交匯圖版法

交匯圖版法是利用單層試氣資料的測井參數(shù)進(jìn)行交匯來識別氣層和非氣層的經(jīng)驗(yàn)方法，該方法能夠?qū)鈱舆M(jìn)行定量的評價(jià)。本文選取研究區(qū)探井試氣氣層、測井解釋氣層（含氣層）以及測井解釋干層作為研究對象，對選取層的測井參數(shù)進(jìn)行交匯，得到相應(yīng)層的測井參數(shù)極限值。

通過對相應(yīng)層點(diǎn)的測井及解釋參數(shù)繪制了AC—POR、RT—POR交匯圖（圖 4），根據(jù)其結(jié)果確定了研究區(qū)須家河組儲層儲層流體性質(zhì)判別的電性判別參考值（表1）。

2.1.2 三孔隙度組合識別法

由于天然氣的含氫指數(shù)與體積密度比油或水的小得多，因此，當(dāng)儲層空間聚集或充滿天然氣時，氣層的密度要小于油層或水層，中子測井在氣層中表現(xiàn)為低值，聲波孔隙度測井出現(xiàn)高幅。在研究區(qū)探井須家河組試氣層段的測井資料顯示，氣層或氣水層相對于其它砂巖段儲層而言，呈現(xiàn)出相對較低的密度和中子特征，聲波時差曲線明顯出現(xiàn)高幅段;試氣、試采效果越好，中子測井值相對較低。因此，將中子與密度測井曲線以相反的方向進(jìn)行刻度，密度值向左增大，中子值向左減小，在氣層處密度曲線右偏、中子曲線左偏，兩條曲線之間有明顯的幅度差，在圖上形成明顯的閉合區(qū)域（圖5）。潼南6井測試氣層段大部分都可用此法識別出來。

2.2 孔隙度計(jì)算

孔隙度表示的是單位體積地層中的孔隙體積，表示孔隙在巖石中總體積所占據(jù)的比例大小。在常規(guī)九條測井曲線中，密度、中子和聲波時差通常用于計(jì)算儲層的孔隙度。

但是，針對致密砂巖氣層，這三條測井曲線均表現(xiàn)出各自的缺陷。首先，聲波時差在含氣地層中會出現(xiàn)“周波跳躍”現(xiàn)象，即首波幅度明顯減小，而無法被記錄，使得測量的聲波時差比實(shí)際值大，如果這種現(xiàn)象持續(xù)出現(xiàn)，就會形成“周波跳躍”現(xiàn)象。其次，中子孔隙度在含氣地層中，會出現(xiàn)“挖掘效應(yīng)”，即地層含有天然氣時，一部分孔隙空間的水被氣代替，天然氣使孔隙度中含氫指數(shù)減小，甚至比水還小，相當(dāng)于挖掘了一定體積的骨架，生成了一個負(fù)的含氫指數(shù)附加值，就形成“挖掘效應(yīng)”。這兩種情況下，研究人員無法使用對應(yīng)的測井曲線計(jì)算儲層的孔隙度，否則會造成巨大的誤差。因此，只有密度測井曲線可以用于孔隙度計(jì)算，即使密度測井也受到井徑的影響，但可通過測井儀器消除。

如圖6所示，該圖為孔隙度POR和密度DEN交會圖，圖中數(shù)據(jù)來自于所選研究區(qū)，從圖中可以明顯看出，POR和DEN之間具有明顯的線性相關(guān)性。通過對圖中數(shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸，可以得到研究區(qū)的孔隙度計(jì)算模型，如式（1）所示，兩者的相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.85。

POR = -28.90 ×DEN + 80.48

式中：POR為孔隙度，%;DEN為密度，g/cm3

2.3 飽和度計(jì)算

致密砂巖氣層的識別以 Archie 公式為基礎(chǔ)。通過對研究區(qū)須家河組地層巖石資料及常規(guī)測井資料統(tǒng)計(jì)分析，得出須二段、須四段儲層中泥質(zhì)含量低，主要儲集空間為粒間孔、應(yīng)力產(chǎn)生縫，故適用于阿爾奇公式進(jìn)行儲層含水飽和度計(jì)算。

Archie公式標(biāo)準(zhǔn)形式：

式中：a—與巖性有關(guān)的系數(shù)，一般為0.6～1.5;

b—與巖性有關(guān)的系數(shù)，一般接近1，常取1;

m—膠結(jié)指數(shù)，取值區(qū)間：1.5～3，常取2左右;

n—飽和度指數(shù)，取值區(qū)間：1～4.3，以1.5～2.2居多，常取2;

Rw—地層水電阻率;

Sw—巖石含水飽和度。

式中，對于同一研究區(qū)域的致密砂巖氣層而言，參數(shù)a、b和地層水電阻率Rw都是固定值，由于沒有親油潤濕性的影響，飽和度指數(shù)n值也是統(tǒng)一值，雖然孔隙結(jié)構(gòu)存在差異，但是，就同一層位而言，膠結(jié)指數(shù)m也無明顯差別，可以認(rèn)定為定值。剩下的參數(shù)中，儲層電阻率Rt可以從測井曲線中讀取，孔隙度可以通過前面的模型計(jì)算，通過這些參數(shù)，就可以得到含水飽和度Sw，進(jìn)而確定儲層中的含氣飽和度Sg。

為了更直觀地識別致密砂巖氣層，繪制含氣飽和度Sg和孔隙度POR交會圖（圖5，圖中數(shù)據(jù)來源于所選研究區(qū)，通過趨勢線劃分，建立研究區(qū)氣層識別圖版。根據(jù)建立的致密儲層段識別圖版，對研究區(qū)須家河組某段進(jìn)行處理，能夠較好地識別致密砂巖氣層，如圖6所示。

3 結(jié)論

常規(guī)測井的普遍性以及其測井序列的經(jīng)濟(jì)性決定了其在致密砂巖氣層勘探、開發(fā)過程中具有廣泛應(yīng)用。本文以四川盆地川中地區(qū)的須家河組致密砂巖氣層為研究對象，通過對研究區(qū)地層巖石物性特征、儲層常規(guī)曲線響應(yīng)特征進(jìn)行綜合分析，建立研究區(qū)孔隙度模型;最后，根據(jù)Archie公式，建立了研究區(qū)致密砂巖氣層的識別圖版，圖版的符合率為89%，實(shí)現(xiàn)了利用常規(guī)測井資料評價(jià)川中須家河組致密砂巖儲層的目的。

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