新場氣田須四段砂礫巖儲層測井解釋

2015-12-17 09:03:18葛祥

西部探礦工程 2015年4期

葛祥

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都610100）

新場氣田須四段砂礫巖儲層測井解釋

葛祥*

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都610100）

新場氣田上三疊統須家河組四段發育巨厚的扇三角洲前緣砂礫巖儲層，其巖石成分復雜，儲集類型多樣，須四段砂礫巖儲層包括孔隙型、裂縫—孔隙型和裂縫—孔洞型，其優質儲層主要是扇三角洲前緣的富含砂質的砂礫巖互層儲層。主要討論了綜合利用常規測井、電成像、偶極橫波和核磁共振測井技術解決巖性識別、儲層識別、流體判別等問題，形成的砂礫巖儲層測井解釋技術取得了良好的應用效果。

新場氣田；須家河組四段；扇三角洲前緣；砂礫巖儲層；測井解釋

新場氣田位于四川盆地川西坳陷的中部，上三疊統須家河組四段地層埋深3300～4000m，厚度約600余米。通過幾年時間的勘探實踐，發育巨厚的扇三角洲前緣砂礫巖儲層，已在多口井的須四段砂礫巖儲層中獲得工業產能，水平井更獲得日產41×104m3天然氣的高產，顯示了須四段砂礫巖體良好的勘探前景。

對須四段砂礫巖體儲層的認識取得了一些進步，但測井解釋方面仍然存在一些問題，主要是：（1）巖性識別有難度；（2）優質儲層識別有難度；（3）氣水判別有難度。本文主要討論綜合利用常規測井、電成像、偶極橫波和核磁共振測井技術解決扇三角洲前緣砂礫巖體儲層的測井解釋問題。

1 基本地質特征

須四段地層巖性比較復雜，包括砂礫巖、泥頁巖和煤層，其儲集巖為中細粒巖屑砂巖、鈣屑砂巖、灰質礫巖和砂礫巖互層。

據巖芯統計結果，須四段砂礫巖儲層最大孔隙度13.99%，最小孔隙度低于1%，主要分布在6%～9%之間；儲層最大滲透率70.8×10-3μm2，最小滲透率低于0.01× 10-3μm2，主要分布在（0.1～2.0）×10-3μm2之間。儲層的物性與巖性有較明顯的關系，一般鈣屑砂巖的孔滲性能相對較好，部分為低孔低滲儲層；巖屑砂巖具有一定孔隙度，一般為5%～9%，但孔隙結構較差，其滲透率一般低于0.1×10-3μm2，屬典型的特低孔特低滲儲層；致密灰質礫巖的孔滲性能最差，基質孔隙度一般小于1%。

2 巖性識別

須四段砂礫巖儲層巖性復雜，不同巖性的骨架參數差異顯著，對儲層參數計算和流體判別具有決定性的影響，因此正確的巖性識別是須四段砂礫巖儲層解釋評價的基礎。

（1）自然伽馬與孔隙度、電阻率曲線結合識別巖屑砂巖。巖屑砂巖與砂礫巖和鈣屑砂巖的區別較大，用自然伽馬與孔隙度、電阻率曲線結合可以有效識別巖屑砂巖。一般巖屑砂巖的自然伽馬值較砂礫巖和鈣屑砂巖高，其值在40～80APⅠ；縱波時差較砂礫巖和鈣屑砂巖高，一般大于60μs/ft；電阻率相對砂礫巖和鈣屑砂巖低，一般為7～50Ω·m。

須四段儲集巖為細砂巖及以上粒級，而粉砂巖及泥質粉砂巖非有效儲集巖。通過巖芯與測井曲線的對比分析，可以用自然伽馬大致區分巖屑砂巖的粒度，其中粉砂巖：75～100APⅠ；細砂巖：55～80APⅠ；中砂巖：40～60APⅠ；粗砂巖：25～45APⅠ。

（2）利用電成像區別鈣屑砂巖與砂礫巖。除了常見的巖屑砂巖外，須四段大量存在2類特殊巖性：鈣屑砂巖和灰質砂礫巖。鈣屑砂巖指碎屑顆粒源巖主要為灰巖的砂巖，其灰巖碎屑物含量達到50%～95%；灰質礫巖的礫石成分主要也是致密灰巖，灰巖礫石的含量也達到50%～95%。這兩種巖性的常規測井響應特征如下：GR值一般在30APⅠ左右；AC在50us/ft左右，DEN在2.7g/cm3左右，CNL在3%左右，電阻率值數百至上千。其區別主要從電阻率和成像測井特征來分辨，砂礫巖電阻率一般上千歐姆·米，在電成像圖上能明顯識別礫石顆粒（圖1）；鈣屑砂巖電阻率略低，一般50～500Ω·m，時常發育斑點狀或團塊狀的溶蝕孔隙（圖2）。須四段碎屑巖的測井響應特征總結見表1。

表1 須四段碎屑巖測井響應特征

3 儲層識別

圖1 礫巖測井響應特征

圖2 鈣屑砂巖測井響應特征

巖芯分析和薄片鑒定結果顯示，砂礫巖基質致密，一般不具有儲集性，在裂縫和縫洞發育時，礫巖也具有一定的儲集性；而位于扇三角洲前緣的被巨厚礫巖層夾持的富含砂質的砂礫巖互層段由于微裂縫發育，常具有較好的儲集性和滲透性，因此，須四段砂礫巖儲層包括孔隙型、裂縫—孔隙型和裂縫—孔洞型。

砂礫巖因為巖性復雜，其有效儲層識別具有一定難度。經過大量鉆井總結，其中的有效儲層一般具有低泥質含量（中低伽馬）、相對高孔隙度（高聲波、低密度）、比致密圍巖相對低的電阻率或者高角度/網狀裂縫發育。有效儲層識別應以巖性識別、裂縫識別和儲層參數計算為基礎，需要常規測井資料結合電成像和核磁共振測井共同完成。

圖3 X22井砂礫巖互層段儲層測井特征

圖3中X22井3840～3870m、3908～3915m地層以灰質礫巖為主，裂縫不發育，介于其中的3870～3898m地層以含礫砂巖為主，平均孔隙度為8%，電阻率中低值，測井解釋為氣水同層。該段測試獲得天然氣產量17.8091×104m3/d，產水22.3m3/d，證實砂礫巖互層段的含礫砂巖是優質儲層，具有較好的勘探價值。

4 流體判別

須四段砂礫巖儲層巖性復雜、儲層致密、儲集類型多樣、非均質性強、氣水關系復雜，任何單一方法都不能完全滿足砂礫巖儲層的流體判別。在綜合利用常規測井、偶極橫波和核磁共振測井等各類信息的基礎上，主要采用6種方法判別須四段砂礫巖儲層的流體性質。

（1）孔隙度重疊法?？紫抖葴y井對水層與氣層的響應有一定差異。地層含氣時，聲波孔隙度高于地層真孔隙度，而中子孔隙度低于地層真孔隙度，氣飽和度越高其中子孔隙度越低，這就是中子測井的天然氣“挖掘效應”（見圖3）。因此，將中子孔隙度與聲波孔隙度按等孔隙度刻度并重疊就可以直觀地識別氣層[6]。

（2）井溫異常法。利用井溫異常特征可定性判別氣水層。一般，如果井溫曲線呈低溫異常變化特征，則指示含氣；井溫曲線呈高溫異常變化特征，則指示含水。

（3）孔飽交會法。依據阿爾奇公式，地層含水飽和度與孔隙度、地層電阻率、地層水電阻率等因素有關。油氣層段，地層水主要為束縛水，束縛水飽和度與巖石粒度和孔喉半徑有關。經過大量統計分析認為，純油氣層段的束縛水飽和度與孔隙度呈近似雙曲線關系，即孔隙度增大時，束縛水飽和度降低。含水儲層，含水飽和度與孔隙度則不具有雙曲線關系。因此，利用孔隙度與含水飽和度之間的相關程度，可以對儲層含流體性質進行判別。

（4）交會圖判別法。以試氣資料為基礎，制作各種巖性儲層的深測向電阻率與密度、自然伽馬的交會圖，可以有效地確定氣水分布區域。圖4即為須四段巖屑砂巖和砂礫巖的判別圖版。

（5）縱橫波速度比與縱波時差交會法。實驗證實，巖石縱橫波速度比值隨孔隙度、灰質含量和泥質含量的增加而增大；而含氣則使縱橫波速度比趨于降低。因此，在復雜巖性或裂縫發育的砂礫巖地層中僅依靠縱橫波速度比不能很好地解決氣層識別的問題。但是，可以利用縱橫波速度比與縱波時差交會進行含氣性檢測[7]。

圖4 須四段砂礫巖儲層測井曲線交會圖

（6）核磁差譜移譜法?？紫吨械牧黧w在不同的地質和物理條件下其分布形式和流動方式是不相同的。差譜中由于水的T1很短，而油和氣由于T1的建立需較長的時間，所以用長等待時間測得的T2分布譜與短等待時間測的T2分布譜求差，即可消除水層的影響，在T2時間軸上將烴區分出來。移譜中水的擴散系數比較大，高粘度原油的擴散系數比水小。在氣層中，氣的擴散作用比油、水都強，通過對比長、短TE的移譜信號，可看到長TE的可動流體峰常常會向短T2方向明顯移動，有時分別代表束縛流體和可動流體的雙峰會移成單峰，采用這種方法可以對氣層進行識別。圖5第中7～9道為核磁共振差譜結果，第10～11道為核磁共振測井移譜結果，從核磁差譜圖上看，T2譜分布峰延后，可動流體發育，T2＞100μs，具天然氣譜分布特征。從核磁移譜圖上看，長TE回波的T2分布較短TE譜信號有一定前移現象，局部前移明顯，有含氣指示。

由于儲層復雜，而各類方法技術的適用條件有所不同，故不同的方法在不同類型的儲層中具有不同的應用效果，其適用性評價見表2。砂礫巖儲層中應該結合各種方法提供的信息進行流體綜合判別，新場須四段砂礫巖儲層的流體判別符合率大于90%。

5 實例應用

圖5展示了砂礫巖段常規資料及MRⅠL-P型核磁共振測井響應特征，第1～3道為常規測井曲線，第5～6道為核磁共振處理的孔徑區間分布結果、孔隙流體分析結果。X10井3795～3890m為砂礫巖發育段，3828m以上及3860m以下主要為礫巖，3837～3860m為含礫砂巖與礫巖互層?？梢园l現，3828m以上的灰質礫巖極致密，T2信號以左峰（束縛流體峰）為主，右峰（可動流體峰）信號強度低，有效孔隙度低于2%，3847m以下的礫巖和含砂礫巖段左右兩峰并存，強度相當，且右峰向左峰靠近，有效孔隙度為2%～5%，一般低于3%，儲層品種較差；中部3838～3846m為含礫砂巖，左峰弱右峰強，且兩峰有一定程度遠離，32ms和64ms的長T2時間的孔徑區間所占比例較大，有效孔隙度為8%，反映儲層品質較好，電阻率值15Ω·m，解釋為氣水同層，測試獲得天然氣產量6.8328×104m3/d，產水15m3/d。