楊永航，司馬立強，王亮，楊朝洪，馬駿

(1.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500；2.西南石油大學,油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都 610500；3.成都理工大學能源學院，成都 610059)

川東南涪陵地區中二疊統茅口組一段(以下簡稱“茅一段”)早期被評價為一套較好烴源巖[1-4]。隨著盆地內油氣勘探開發的進行，近年多口井在茅一段鉆遇良好的油氣顯示，測試后獲工業氣流，表明川東南茅一段儲層具有良好的含氣性和較大的勘探潛力[5-6]。茅一段儲層的發現，引起業界的廣泛關注，并開展針對性研究工作。韓月卿等[7]基于野外和巖心樣品，開展了巖石學和儲層孔隙表征工作；夏文謙等[8]通過建立儲層巖石物理模型和孔隙度數學模型，對儲層儲集空間構成特征進行定量評價；汪青春等[9]分析了四川盆地內茅一段天然氣成藏條件和有利勘探方向。目前對于茅一段儲層特征研究日趨成熟，需對其開展儲層有效性評價，為后續的油氣開發提供技術支撐。

儲層有效性評價主要通過對巖性、物性、裂縫、溶蝕孔洞等有效儲層主控因素進行分析研究，進而判別有利儲層。前人采用了多種方法對儲層進行有效性評價，如文獻[10-13]基于斯通利波特征參數，識別裂縫和評價裂縫滲透性；文獻[14-15]對于受沉積相、成巖作用等因素的影響的儲層，通過分析不同巖性、不同沉積相、不同孔隙結構的儲層有效性識別有利儲層；文獻[16]從儲層宏觀特征、微觀孔隙結構研究入手，提出三元耦合法對碳酸鹽巖孔洞型儲層進行定量評價；文獻[17]通過對低孔高壓裂縫型砂巖儲層計算地應力與儲層有效性關系，提取相應地應力評價指標，建立儲層有效性評價標準；鑒于單一常規測井資料評價致密碳酸鹽巖儲層難度較大，文獻[18-22]通過結合微電阻率成像測井對巖石孔洞縫等進行研究分析，開展儲層有效性評價，劃分有利儲層。

前期鉆探及研究資料表明，川東南涪陵地區茅一段儲層巖性復雜，孔縫發育，非均質性較強[23-24]。強非均質性導致儲層測井曲線響應特征不明顯，使得儲層有效性評價困難。現在分析研究區茅一段儲層特征基礎上，將常規測井資料和電成像測井資料相結合，以巖心資料和試氣資料為依據，從巖性、物性、裂縫三個方面開展儲層有效性綜合評價，既為探明儲量申報奠定基礎，還對類似碳酸鹽巖儲層油氣勘探起到推動作用。

1 儲層基本特征

1.1 巖性特征

研究區位于四川盆地東南部，屬于外緩坡碳酸鹽巖沉積(圖1)。茅一段儲層巖性較為復雜，主要為灰泥灰巖和泥晶灰巖，而灰泥灰巖和泥晶灰巖分別作為“眼皮”和“眼球”，二者以不同的比例組合成瘤狀灰巖[25-28]。根據巖性組合特征將茅一段分為兩個亞段，即下部為一亞段，巖性主要為灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖(以下簡稱“灰泥類”)；上部為二亞段，巖性主要為泥晶灰巖和瘤狀泥晶灰巖(以下簡稱泥晶類)。巖心觀察顯示灰泥灰巖[圖2(a)]顏色整體較深，呈灰黑色，具紋層狀層理；泥晶灰巖[圖2(b)]顏色整體較淺，呈灰色或淺灰色，具中-厚塊狀層理；瘤狀灰泥灰巖[圖2(c)]的灰泥灰巖占比大于50%，呈深灰或灰黑色，具透鏡狀層理；瘤狀泥晶灰巖[圖2(d)]的灰泥灰巖占比小于50%，呈灰至淺灰色，具脈狀層理。X衍射分析結果顯示，儲層巖石礦物成分以方解石為主，含量占比常大于60%，滑石普遍存在，含量占比常高于10%，其他礦物有白云石、石英、黏土礦物及少量鉀長石、斜長石和黃鐵礦等。以MY1井為例，儲層巖石礦物成分方解石占比61%，滑石占比15%(圖3)。

圖1 四川盆地茅一段沉積相圖Fig.1 Sedimentary facies of the first member of the Maokou Formation,Sichuan Basin

圖2 取樣巖心圖Fig.2 Sample core diagram

圖3 MY1井礦物含量Fig.3 Mineral content of Well MY1

1.2 物性特征

300余個儲層巖心樣品常規物性分析結果(圖4)顯示：孔隙度介于0.01%～7.36%，主要分布范圍1.0%～5.0%；滲透率介于0.000 1～53.4 mD，主要分布范圍0.01～1.0 mD，具有超低孔、特低滲特征。不同巖性樣品的孔隙度與滲透率存在差異：灰泥灰巖的物性最好，孔隙度介于0.39%～7.36%，平均為2.53%，滲透率介于0.001 7～53.4 mD，平均為0.648 mD；泥晶灰巖的物性最差，孔隙度介于0.01%～1.36%，平均為0.93%，滲透率介于0.000 1～0.026 8 mD，平均為0.001 9 mD；瘤狀灰泥灰巖和瘤狀泥晶灰巖的物性介于灰泥灰巖和泥晶灰巖之間，且瘤狀灰泥灰巖優于瘤狀泥晶灰巖。四種巖性樣品滲透率最小值接近，表明各巖性地層均存在特低滲的巖心樣品，但灰泥灰巖及瘤狀灰泥灰巖中有滲透性較好的樣品(大于10 mD)。

圖4 巖心孔滲分布圖Fig.4 Distribution of core porosity and permeability

1.3 儲集空間特征

儲層儲集空間主要為孔隙和裂縫，孔隙主要包括礦物顆粒之間的的粒緣孔[圖5(a)]和海泡石在成巖過程中向滑石轉化時形成的成巖收縮孔[圖5(b)]，其次為連通性較差的有機質孔[圖5(c)]；裂縫包括瘤緣界面縫、頁理縫和構造縫，但常被膠結充填。

圖5 掃描電鏡圖Fig.5 Scanning electron microscope image

2 儲層有效性評價

2.1 巖性評價

2.1.1 巖性識別

茅一段儲層非均質性較強，僅憑常規測井資料難以對儲層各種巖性區分識別。微電阻率成像測井具有高分辨率和圖像直觀性的特征，在儲層巖性識別、縫洞識別與計算方面廣泛應用[29-30]。通過巖心標定測井，綜合常規測井及電成像測井資料，針對茅一段4種主要巖性，以電成像測井圖版法、常規測井曲線重疊法識別巖性，建立符合區域特征的測井巖性識別模板(表1)。

電成像測井圖版法如表1(a)列所示，經巖心標定后，可將電成像測井圖像信息與儲層相應深度的巖性特征一一對應，建立不同巖性的電成像測井巖性識別圖版，進而對儲層段進行巖性識別。

常規測井曲線重疊法如表1(b)列所示，因4種巖性儲層在黏土礦物含量和孔隙發育程度上存在差異，選擇把自然伽馬曲線與聲波時差曲線重疊，將曲線刻度固定，通過重疊曲線的正負差異(自然伽馬GR左聲波時差AC右約定為正差異，用灰色表色；GR右AC左約定為負差異，用淺藍色表色)，可將泥晶類和灰泥類區分開；再根據重疊曲線正負差異幅度大小和深側向電阻率測井響應特征值的分析，將灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖，泥晶灰巖和瘤狀泥晶灰巖進一步區分。

表1 測井巖性識別模板Table 1 Logging lithology identification template

2.1.2 巖性與儲層有效性

試氣資料顯示JS1井測試日產氣1.67萬m3，YH1井測試日產氣3.06萬m3，DS1井測試日產氣5.4萬m3。分析研究區三口井試氣段4種巖性的厚度占比，如圖6(a)所示，隨著產量增大，測試段泥晶灰巖厚度占比從20.2%下降至0，瘤狀泥晶灰巖厚度占比從34.7%下降至0，而瘤狀灰泥灰巖厚度占比從1.5%增加至85.9%，灰泥灰巖厚度占比先從43.5%增加至65.5%再下降至14.1%。

圖6 三口井試氣段巖性厚度占比分布Fig.6 Distribution of lithologic thickness ratio in the gas test section of three wells

將試氣段灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖的厚度相加，泥晶灰巖和瘤狀泥晶灰巖的厚度相加，進一步深入分析三口井測試段的巖性占比。如圖6(b)所示，其中灰泥類包括灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖，泥晶類包括泥晶灰巖和瘤狀泥晶灰巖。隨著三口井的測試產能逐漸增大，泥晶厚度占比減小至0，而灰泥厚度占比增加至100%。上述分析綜合表明，灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖是茅一段儲層的優質巖性，優質巖性厚度越大，日產氣量越高，儲層有效性越好。

2.2 物性評價

2.2.1 儲集性與滲濾性

儲層物性反映儲層質量的好壞，決定油氣區的豐度和儲量。儲層孔隙度與滲透率是表征儲層物性特征的2個重要參數[31]，反映儲層的儲集和滲流能力。

研究區茅一段致密碳酸鹽巖儲層孔縫發育，由于不同時期沉積作用和構造作用的影響，不同巖性儲層的物性隨孔縫發育程度變化而不同，儲層流體分布及滲流能力差別較大。儲層物性下限的確定是影響儲量計算結果的重要因素，其與研究區地質情況關系緊密。將茅一段按照下部一亞段灰泥類儲層和上部二亞段泥晶類儲層進行分類，通過多種方法計算兩類儲層物性下限，計算結果顯示：一亞段灰泥類儲層的孔隙度下限為1.02%，滲透率下限為0.005 mD；二亞段泥晶類儲層的孔隙度下限為1.37%，滲透率下限為0.008 mD。

結合前述物性特征分析可得：泥晶灰巖平均孔隙度和滲透率遠低于泥晶類儲層物性下限，屬無效儲層；瘤狀泥晶灰巖和瘤狀灰泥灰巖儲層的孔隙度和滲透率略高于其對應的物性下限，具有一定儲集和滲流能力；灰泥灰巖儲層孔隙度和滲透率高于灰泥類儲層物性下限，且存在高滲樣品，儲層儲集和滲流能力好。

2.2.2 物性與儲層有效性

研究區DS1井試氣產量最高，YH1井次之，JS1井最低，結合三口井試氣層段內有效孔隙度分布情況統計分析，如圖7顯示：DS1井試氣段的孔隙度峰值(4.3%)最大，且分布較集中；YH1井試氣段的孔隙度峰值(2.3%)次之，分布較寬；JS1井試氣段的孔隙度峰值(2.2%)與YH1井較接近，但峰值幅度低于YH1井。分析結果表明：整體而言，三口井試氣段物性的優劣與試氣產量變化一致，即孔隙度越大，物性越好，儲層有效性越好。

圖7 三口井試氣段有效孔隙度分布Fig.7 Effective porosity distribution in the gas test section of three wells

2.3 裂縫評價

2.3.1 裂縫識別

裂縫作為油氣的儲集空間與滲流通道，是控制儲層發育及品質的重要因素[32]，對儲層有效性評價尤為重要。出筒巖心及巖心薄片資料表明，茅一段儲層裂縫主要包括瘤緣界面縫、頁理縫和構造縫。從產狀而言，以水平裂縫和低角度裂縫居多，高角度裂縫發育少。JY66-1井巖心薄片鏡下特征顯示，裂縫多被膠結充填，充填物主要以鐵泥質為主[圖8(a)]，還可見白云石或硅質[圖8(b)]等，充填方式以全充填為主。

圖8 巖心薄片裂縫特征Fig.8 Fracture characteristics of core slices

電成像測井資料顯示，張開裂縫在井壁電成像測井圖上均表現為連續或間斷的深色條帶，其形狀取決于裂縫的產狀，垂直縫和水平縫分別為豎直的和水平的條帶[圖9(a)]，斜交縫為正弦波條帶狀。高阻充填(半充填)裂縫在微電阻率成像測井圖上均表現為連續或間斷的淺色條帶，其形狀與張開縫一樣取決于裂縫的產狀[圖9(b)]。總體而言，儲層段裂縫越發育，裂縫密度越大，電成像測井圖像上對應的暗色條帶越多。

圖9 電成像測井裂縫圖像Fig.9 Electrical imaging logging fracture image

2.3.2 裂縫與儲層有效性

茅一段儲層中低角度裂縫最為發育，但多被方解石半-全充填，隨著填充程度的增加，裂縫孔隙度變小，有效性變差。三口井試氣段的裂縫孔隙度分布統計圖(圖10)顯示，DS1井試氣段裂縫孔隙度主體為0.035%，且分布較集中，YH1井和JS1的試氣段裂縫孔隙度主體均為0.015%，但YH1井的存在部分裂縫孔隙度較大的小層。整體而言，裂縫有效性DS1井最好，JS1井最差，這也與三口井試氣結果相符。

圖10 三口井試氣段裂縫孔隙度分布Fig.10 Fracture porosity distribution in the gas test section of three wells

3 實例

圖11為MY1井測井綜合解釋成果圖，2 850～2 862 m、2 898～2 913 m兩段主要巖性為泥晶灰巖，電成像顯示為塊狀亮色高阻，測井計算平均孔隙度1.35%，平均滲透率0.002 mD，均低于該區泥晶類儲層物性下限，儲層不具有效性；2 862～2 894 m、2 923～2 934 m兩段主要巖性為瘤狀泥晶灰巖，含少量泥晶灰巖薄層，電成像顯示為黃色瘤狀團塊，測井計算平均孔隙度1.97%，滲透率主要分布在0.003～0.024 mD，裂縫局部發育，平均裂縫孔隙度0.07%，儲層有效性較差；2 913～2 923 m、2 934～2 955 m兩段主要巖性為瘤狀灰泥灰巖，含部分瘤狀泥晶灰巖夾層，電成像顯示為瘤狀暗色低阻，測井計算平均孔隙度3.05%，最高達到5%，滲透率主要分布在0.01～0.1 mD，裂縫發育，平均裂縫孔隙度0.12%，最高達到0.2%，儲層有效性好，為優質儲層。

圖11 MY1井測井綜合解釋成果圖Fig.11 Results of comprehensive logging interpretation of Well MY1

4 結論

(1)茅一段儲層巖性多樣，利用電成像圖版法和測井曲線重疊法識別巖性符合地層實際情況，據此可建立儲層巖性識別標準。結合試氣井產量情況，確定灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖為茅一段優質巖性，厚度占比越高，儲層有效性越好。

(2)灰泥類儲層孔隙度和滲透率大于泥晶類儲層，物性更好，儲層有效性更好。

(3)灰泥類儲層段裂縫發育，瘤狀泥晶灰巖段次之，泥晶灰巖段裂縫基本不發育或被完全充填。裂縫孔隙度隨著裂縫減少和充填程度加大而逐漸降低，儲層有效性變差。