超致密砂巖測井評價

楊春文，申本科，劉雙蓮，吳天乾，周賢斌，黃 鄭，孫建孟，李 浩，李群德，呂和軍

(1.中石化華北石油工程有限公司，河南 鄭州 450006； 2.中國石化石油勘探開發研究院，北京 102206；3.中國石化石油工程技術研究院，北京 102206； 4.石化經緯華北測控公司，河南 南陽 473132；5.中石化河南油田分公司 油氣開發管理部，河南 南陽 473132； 6.中國石油大學(華東)資源學院，山東 青島 266000)

超致密砂巖屬于致密氣砂巖儲層，儲集于低孔隙度(小于7%)，低滲透率(小于0．01 ×10-3μm2)砂巖中，儲層無自然產能，須通過大規模壓裂或特殊采氣工藝技術才能產出具有經濟價值的天然氣。超致密砂巖中天然氣資源非常豐富，在所有的含油氣區，超致密砂巖氣藏幾乎都有分布。此類氣藏因局部滲流條件評價及飽和度計算難度很大，導致識別與判斷經濟產量很困難，因此，其大部分儲量為難動用儲量，測井評價能力的提升，是推動此類儲量經濟開采的關鍵技術之一。我國超致密砂巖氣藏具有類型多樣、成藏復雜、勘探難度大等特點，但隨著勘探開發技術的不斷提高，以及對超致密砂巖氣藏成藏理論研究的不斷深入，低滲透油氣資源成為常規油氣資源的接替者和保障世界油氣資源供應主角的另一支力量。與常規天然氣藏相比，超致密砂巖氣藏具有以下重要特征：①該類氣藏儲層通常還具有巖性致密、埋藏深度大、成巖作用強度高、物性差、孔隙結構復雜和非均質性強的特點；②含水飽和度高，一般大于40%，局部達到60%以上，致密氣藏一般不出現明顯分離的氣水接觸面，一般無明顯的水層；③具有大面積普遍含氣、浮力作用有限、氣水關系復雜、地層壓力異常和分布不受構造控制的共同特征。本文從超致密砂巖氣藏的巖性、物性、電性、含油氣性儲集層“四性”關系出發，對超致密砂巖儲層進行測井評價。

1 低滲透儲層

低滲透儲層巖性復雜，低滲儲層基本上為石英和長石相伴生，其相對含量變化范圍很大(20%～70%)，大多數儲層的巖屑類型復雜且含量較高(40%～60%)，儲層膠結物一般為泥質和鈣質。低孔低滲儲層類型可為石英砂巖、長石砂巖、巖屑砂巖或其組合。儲集空間非均質性強是低滲透儲層固有的特性，主要為儲層沉積、成巖和成藏作用的差異性所致。非均質性包括宏觀和微觀2個方面。宏觀非均質性主要表現為砂體結構與構造、巖石組分以及砂體在平面上連通情況等的差異性，微觀非均質性主要為儲層內幕復雜所致。①低滲儲層孔隙中原生孔和次生孔共存，粒間孔、粒內孔、粒緣孔與裂隙裂縫混雜，常以次生溶蝕孔為主?？紫逗淼兰?，結構復雜。②儲層成巖黏土礦物發育，顆粒膠結方式和填隙物類型多樣，不同黏土礦物及其賦存狀態對孔隙的改造作用差異很大。因此，由于各類孔隙相對大小及其構建關系千變萬化，低滲儲層孔隙結構復雜，儲層儲集特征差異明顯[1-10]。

討論我國測井評價行業面臨的問題，歐陽健先后提出我國測井評價技術面臨“三低”問題[11-12]，“三低”指儲層孔隙度低、滲透率低及電阻率低。其中，低孔低滲油氣藏一般孔隙度小12%、滲透率小于5×10-3μm2。2004年，李國欣等[13]概括為“三低兩高一復雜”：當時中石油低孔低滲油氣藏的儲量已占新增儲量的65%；其中“兩高”即開發區含水率高、采出程度高?！皟筛摺钡某霈F，加劇了剩余油識別與開采的難度。低孔低滲油氣藏多為巖性油氣藏，砂體疊置關系復雜，油氣層縱向分布存在差異，油水關系復雜，油氣藏類型多樣。此外，由于烴柱高度一般不大，儲層孔隙結構差，且油氣富集程度受烴原巖和儲層物性雙重控制，導致儲層中油水分異作用弱，含油氣飽和度小，油水過渡帶較寬。

2 致密砂巖儲層

致密砂巖儲層一般都屬于次生低滲透油氣藏，致密砂巖儲層孔隙度和空氣滲透率都很低，毛管壓力相對較高，束縛水飽和度一般在45%～70%，由于該類儲層的孔隙主要由分散的微孔洞構成，且孔洞之間的連通性差，造成滲透率低。致密砂巖儲層地質評價標準為孔隙度<10%、原地滲透率<0.1×10-3μm2或空氣滲透率<1×10-3μm2、孔喉半徑<1 μm、含氣飽和度<60%[14-15]。

3 超致密砂巖

以川西上三疊統須家河組砂巖為研究對象，根據井下取心測定6 000多個樣品得到如下數據：其平均孔隙度為4.02%；砂巖基質的3 000樣品中，滲透率小于0.01×10-3μm2的約占28%，滲透率為0.01×10-3～0.1×10-3μm2約占71%；砂巖孔隙喉道半徑平均低于四川計算氣體有效喉道0.075 μm的數值，大于0.5 μm者極少。因此，稱之為“超致密砂巖”，見表1。

表1 砂巖基質孔隙度級別與流體活動關系Tab.1 Relationship between porosity grade of sandstone matrix and fluid activity

超致密砂巖儲層物性較差，毛管壓力高，油水分異差，油水同層現象普遍，同時儲層微孔隙發育，束縛水飽和度高，油氣層原始含油氣飽和度大都低于60%，使油氣在巖石總體積中所占比例相對低。而較小的儲層儲集空間，使得儲存其中的流體對測井響應貢獻率更低，大大降低了測井資料對孔隙流體和儲層變化的分辯能力，導致油氣層與水層、工業產層與低產層的測井響應特征差異小、對比度低，對油氣層識別提出了極大挑戰。鉆井液侵入作用改造了井筒附近的流體性質，造成油氣層與水層的電阻率對比度降低，給識別地層真實流體性質帶來困難，使油水層識別進一步復雜化。此外，超致密砂巖儲層的地質成因多樣，不同儲層具有不同的電性特征，導致流體識別方法與標準在同一層位的不同地區或相同地區的不同層位通用性差。而部分含油層在壓裂改造前后流體產出性質、產量均有很大變化，導致以試油氣資料標定油氣層識別方法不確定性大，給測井評價增加了困難。強烈井噴與儲量和產量并無直接關系，無工業價值的氣井在超高壓和一定裂縫配合下，也會出現非常猛烈的初噴。氣儲量與構造裂縫的分布范圍及相對較高的孔隙度有關；產量主要與局部裂縫發育狀況有關。上述問題給測井評價技術帶來一系列的困難和挑戰。

4 超致密砂巖測井評價面臨的問題

4.1 巖性與物性

由于超致密砂巖儲層普遍具有超低孔隙度、超低滲透率、低含油氣飽和度的特性，在測井曲線上儲層孔隙空間以及所含流體的信息反映非常微弱，超致密砂巖儲層自然產能低、常需壓裂改造，而壓裂改造則破壞儲層原有的孔隙結構，加上有些儲層對外來液體敏感性較強，部分地區儲層結構和油水關系復雜，導致產液類型和產量在改造前后發生改變，造成應用測井資料進行儲層評價的難度很大。

4.2 電性

超致密砂巖儲層微觀非均質性導致測井響應由簡單的線性關系變為復雜的非線性關系，傳統的測井響應體積模型適應性差，儲層參數定量解釋難度大?？紫督Y構復雜對儲層電性質的影響大，經典的阿爾奇模型中的m、n參數呈線性響應，取值范圍大，飽和度計算的不確定性大，油、水層測井分辨難度增大，建立適用超致密砂巖儲層飽和度模型十分困難[16]。這是致密、超致密儲層有時候電阻越低越可能產氣的現象。

5 超致密砂巖測井評價的對策分析

由于孔隙結構的復雜性導致孔滲關系的非線性，滲流特征復雜，建立有效的滲透率模型困難。在超致密儲層中，由于儲層基質的孔隙度和滲透率都很低，裂縫的存在可以提高流體的滲流能力，并且裂縫通常是主要的滲流通道，控制著超致密砂巖氣藏的滲流系統，對超致密砂巖氣藏的勘探開發具有重要的影響。超致密砂巖儲層只有靠裂縫溝通，氣體才能活動。因此，超致密砂巖測井評價中主要的問題就是對超致密砂巖儲集層中天然裂縫的識別和預測[17-20]。

裂縫的存在，對儲層的性質及儲層流體的識別均有很大的影響。不同的測井曲線對裂縫及其類型會有或多或少的專屬記錄，裂縫型氣層與孔隙型氣層的測井響應特征也會因測量對象不同而具有測井響應的差別。

5.1 工業氣層缺失測井“挖掘效應”的識別

按照測井原理，由于天然氣的含氫指數與體積密度都比油或水小得多，這在測井曲線上表現為低中子顯示，低密度，即氣層測井識別原理中著名的“挖掘效應”。但研究表明，本區許多測試獲工業氣流的儲層并無“挖掘效應”。例如圖1中的2個氣層，上部氣層可見清晰的“挖掘效應”，但下部氣層雖測試獲得工業氣流，但測井曲線的“挖掘效應”卻消失了。因此，“挖掘效應”的消失，只能反映地質的異常。該異?？赡芫褪橇芽p型砂巖的存在：由于裂縫存在，鉆井液侵入并占據儲層的孔隙空間，使測井曲線的含氫指數變高，體積密度增加，致“挖掘效應”消失或極不明顯，干擾氣層的識別[21-25]。

5.2 基于雙側向測井曲線差異的裂縫識別

側向測井電阻率響應方程為：

式中，Rlld為深側向電阻率；Rlls為淺側向電阻率；Rt為地層真電阻率；Rxo為沖洗帶地層電阻率；Kd為深側向測井電極系；Ks為淺側向測井電極系；Di為 侵入帶直徑；dc為井眼直徑；h為主電流層厚度。

某井下部儲層，中子—密度曲線的“挖掘效應”消失如圖1所示，但試油與生產均表明該層為工業氣層，該層雙側向電阻率存在較大的差異，且電阻率較低，小于10 Ω·m，因此可推測，其雙側向的差異很可能與高角度砂巖裂縫有關。

圖1 氣層中子—密度曲線無挖掘效應Fig.1 Gas layer neutron-density curve has no mining effect

5.3 成像測井顯示有裂縫存在

成像測井是以顏色代表電阻率測值，其顏色越亮，則電阻率越高。應用成像技術識別裂縫，主要是依據裂縫發育處的電阻率與圍巖的差異。利用成像測井技術可直觀地反映地層裂縫情況，四川盆地XY井成像測井如圖2所示，從圖2中可以看到，在6 456～6 458 m，發育數條中低角度裂縫，從而直觀證明該區部分儲層發育裂縫，與推測吻合。對全區進一步系統研究發現，這些局部發育的小型裂縫確實不多，加之成像測井資料有限，因此，這些裂縫型儲層常被前期研究忽略。另外，當裂縫微小至其開度小于5 mm的成像分辨率時，這些微裂縫也難以被成像測井所辨識。研究區的另一種現象同樣引起筆者關注：一些被生產或測試證實的、缺失“挖掘效應”的工業氣層，在成像測井上并無裂縫形態，但3條電阻率曲線中可見微球型聚焦電阻率(多代表沖洗帶電阻率)遠低于深淺側向，這可能與儲層發育小級別微裂縫有關。這類砂巖微裂縫因特別隱蔽，難以被成像識別而容易漏判，其識別需借助巖心薄片才能佐證。

圖2 四川盆地XY井成像測井Fig.2 Imaging log of XY well in Sichuan Basin

5.4 裂縫型砂巖油氣藏的其他識別證據

宏觀地質作用的結果，一定會在微觀上有忠實刻畫，從系統的角度考察，二者具有一致性。這也為充分利用微觀信息去佐證宏觀認識提供了思路。

(1)巖心鑄體薄片照片。巖心鑄體照片顯示如圖3所示，巖樣中砂巖存在大量的微細裂縫。裂縫穿切顆粒或填隙物，縫寬約0.01 mm，呈網狀分布。這間接佐證了微球型聚焦電阻率遠低于深淺側向，對微小裂縫存在的推測。巖心鑄體薄片中微細裂縫的存在，充分證明該區部分儲層遭受過強應力作用，與宏觀推測吻合。這些微裂縫對孔隙度的影響不大，但對儲層滲透率的影響很大，容易引起部分孔滲關系異常。

圖3 微裂縫特征Fig.3 Microcrack characteristics

(2)巖心分析孔隙度與滲透率異常關系。NEB研究區巖心分析孔隙度與滲透率的相關關系如圖4所示。由圖4可知，該工區孔隙度與滲透率表現出2種不同的關系。①孔隙度與滲透率分布呈簡單的線性關系，研究區大部分儲層與之相符，這類關系可能代表孔隙型砂巖儲層；②低孔卻高滲的關系，即圖4中所圈出的部分，這種異?，F象用裂縫解釋更為合理。

圖4 NEB巖心分析孔隙度與滲透率關系Fig.4 NEB core analysis of the relationship between porosity and permeability

(3)試井分析滲透率與巖心分析或測井解釋滲透率的關系異常。多口井的試井分析滲透率與巖心分析或測井解釋滲透率比較均發現，試井分析滲透率常大于后兩者，進一步證明，孔隙型儲層可能不是該地區儲層的唯一類型。

上述分析表明，以上微觀證據與存在裂縫儲層的推理高度吻合，且微觀證據均與裂縫發育的指向具有一致性，可比較充分地證明研究區除了孔隙型儲層之外，還存在裂縫型儲層。在證明前期宏觀地質研究不夠全面之余，也為該地區油氣勘探開發提出了新認識，指出了潛在的新領域。

6 結論

本文主要分析了川西須家河組致密砂巖層段，概括了該地區超致密砂巖的定義，描述了超致密砂巖的地質概況、物性分析等。首先從低滲透儲層的大類定義出發，敘述了低滲透儲層的定義，緊接著描述了屬于低滲透儲層的致密砂巖儲層，并給出了相關定量定義；在明確了如上廣義上的儲層概念后，對比性地概括了超致密砂巖的定義，給出其定量的物性上限，并根據川西須家河組的致密砂巖層段的特征研究給出了該地區超致密砂巖的普遍特征。

分析了超致密砂巖的一些相關測井評價：在超致密砂巖級別的儲層中，基本都是氣藏并且儲層孔隙意義不大，主要是天然裂縫的存在使得超致密砂巖才具有商業價值，因此在超致密砂巖儲層中主要是對其儲層中裂縫的識別和氣藏描述。之后分析了3種識別裂縫的方法：利用測井曲線、成像測井資料通過建立模型得到裂縫識別方法；通過巖心鑄體薄片、巖心孔滲異常關系曲線和試井分析滲透率與巖心分析或測井解釋滲透率的關系異常，得到識別超致密砂巖氣的其他證據方法。