川西地區雷口坡組氣藏儲層特征及其主控因素

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雷口坡組天然氣勘探中取得了重要的進展，川西地區已成為其"十三五"天然氣勘探開發增儲上產的重點區塊。為了進一步認識川西地區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，結合測井解釋成果，研究了該區石羊場—金馬—鴨子河地區的儲層特征及儲層發育控制因素。研究結果表明：①該區雷口坡組發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，局部發育相對優質的中孔隙度—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構復雜多樣，非均質性強，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儲層縱向上非均質性較強，各類儲層呈薄互層交替出現，有效儲層厚度介于30.0～56.6 m，但下儲層段的累計厚度和整體物性優于上儲層段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云巖的分布，為儲層發育奠定了巖性基礎;⑥潮間帶高頻旋回控制的多期準同生溶蝕作用是優質儲層發育的關鍵因素;⑦埋藏期的油氣充注抑制了規模膠結物的形成，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雷口坡組的深入研究和油氣勘探過程分析，總結了目前有關雷口坡組的基本認識：①烴源復雜且主力烴源層不明確，混源氣占多數;②儲集層類型多樣，既有灘相儲層、風化殼巖溶儲層，又有微生物巖儲層;③儲集層層位多，雷一段、雷三段、雷四段均有優質儲層發育，但各段優質儲層發育的主控因素和形成機理不清楚;④油氣成藏機理復雜，過程不明。據此，提出四川盆地中三疊統雷口坡組天然氣勘探的關鍵地質問題有：①氣藏主力烴源巖和輸導系統問題;②儲層類型、成因和分布問題;③氣藏成藏過程和機制問題。只有這些關鍵地質問題的研究取得較大進展，雷口坡組的勘探才有望發現成片成帶的規模性天然氣藏。

關鍵詞：雷口坡組;烴源巖;儲層成因;成藏過程;主控因素

致密砂巖氣在現今天然氣勘探和開發中具有重要地位。現今世界各國對于致密砂巖氣的標準并不一致，根據中華人民共和國石油天然氣行業標準，致密砂巖氣定義為覆壓基質滲透率小于或等于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的主要儲集層，形成了眾多盆地內儲量增長和產量接替的關鍵性氣藏。須家河組氣藏遍布整個盆地，但以川中地區最為發育，該區集中了盆地內目前已發現儲量的80%，相繼在該區發現了八角場氣田、廣安氣田等多個大氣田。

川中地區須家河組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，測井曲線所反映的儲層孔隙空間和流體信息很弱，測井計算孔隙度、滲透率參數的精度值較低，測井評價難度極大。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[7-12]。本文通過對研究區測井資料結合實鉆地層巖石資料進行研究，建立研究區科學適用的測井識別圖版，提高測井解釋曲線油氣發現成功率，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

根據對須家河組儲層鏡下薄片資料的統計分析，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，但長石等不穩定碎屑含量較低，巖石成分成熟度高。見圖1、圖2。

1.細-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

大量存在的巖屑且由于其易發生變形、壓實，使得該區砂巖致密化程度高、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，會對常規測井曲線產生明顯的影響。

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進行交匯來識別氣層和非氣層的經驗方法，該方法能夠對氣層進行定量的評價。本文選取研究區探井試氣氣層、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進行交匯，得到相應層的測井參數極限值。

通過對相應層點的測井及解釋參數繪制了AC—POR、RT—POR交匯圖（圖 4），根據其結果確定了研究區須家河組儲層儲層流體性質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與體積密度比油或水的小得多，因此，當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為低值，聲波孔隙度測井出現高幅。在研究區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，呈現出相對較低的密度和中子特征，聲波時差曲線明顯出現高幅段;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的比例大小。在常規九條測井曲線中，密度、中子和聲波時差通常用于計算儲層的孔隙度。

但是，針對致密砂巖氣層，這三條測井曲線均表現出各自的缺陷。首先，聲波時差在含氣地層中會出現“周波跳躍”現象，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際值大，如果這種現象持續出現，就會形成“周波跳躍”現象。其次，中子孔隙度在含氣地層中，會出現“挖掘效應”，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減小，甚至比水還小，相當于挖掘了一定體積的骨架，生成了一個負的含氫指數附加值，就形成“挖掘效應”。這兩種情況下，研究人員無法使用對應的測井曲線計算儲層的孔隙度，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，圖中數據來自于所選研究區，從圖中可以明顯看出，POR和DEN之間具有明顯的線性相關性。通過對圖中數據進行線性回歸，可以得到研究區的孔隙度計算模型，如式（1）所示，兩者的相關系數達到0.85。

POR = -28.90 ×DEN + 80.48

式中：POR為孔隙度，%;DEN為密度，g/cm3

2.3 飽和度計算

致密砂巖氣層的識別以 Archie 公式為基礎。通過對研究區須家河組地層巖石資料及常規測井資料統計分析，得出須二段、須四段儲層中泥質含量低，主要儲集空間為粒間孔、應力產生縫，故適用于阿爾奇公式進行儲層含水飽和度計算。

Archie公式標準形式：

式中：a—與巖性有關的系數，一般為0.6～1.5;

b—與巖性有關的系數，一般接近1，常取1;

m—膠結指數，取值區間：1.5～3，常取2左右;

n—飽和度指數，取值區間：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，對于同一研究區域的致密砂巖氣層而言，參數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n值也是統一值，雖然孔隙結構存在差異，但是，就同一層位而言，膠結指數m也無明顯差別，可以認定為定值。剩下的參數中，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算，通過這些參數，就可以得到含水飽和度Sw，進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，圖中數據來源于所選研究區，通過趨勢線劃分，建立研究區氣層識別圖版。根據建立的致密儲層段識別圖版，對研究區須家河組某段進行處理，能夠較好地識別致密砂巖氣層，如圖6所示。

3 結論

常規測井的普遍性以及其測井序列的經濟性決定了其在致密砂巖氣層勘探、開發過程中具有廣泛應用。本文以四川盆地川中地區的須家河組致密砂巖氣層為研究對象，通過對研究區地層巖石物性特征、儲層常規曲線響應特征進行綜合分析，建立研究區孔隙度模型;最后，根據Archie公式，建立了研究區致密砂巖氣層的識別圖版，圖版的符合率為89%，實現了利用常規測井資料評價川中須家河組致密砂巖儲層的目的。

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作者簡介：程曦（1991—），女，四川眉山人，工程師，研究方向：油氣地質。

（作者單位：1.成都理工大學;2.西南油氣田分公司勘探事業部;3.西南油氣田分公司勘探開發研究院）