新場氣田須四段砂礫巖儲(chǔ)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）

新場氣田須四段砂礫巖儲(chǔ)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(tǒng)須家河組四段發(fā)育巨厚的扇三角洲前緣砂礫巖儲(chǔ)層，其巖石成分復(fù)雜，儲(chǔ)集類型多樣，須四段砂礫巖儲(chǔ)層包括孔隙型、裂縫—孔隙型和裂縫—孔洞型，其優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主要是扇三角洲前緣的富含砂質(zhì)的砂礫巖互層儲(chǔ)層。主要討論了綜合利用常規(guī)測井、電成像、偶極橫波和核磁共振測井技術(shù)解決巖性識(shí)別、儲(chǔ)層識(shí)別、流體判別等問題，形成的砂礫巖儲(chǔ)層測井解釋技術(shù)取得了良好的應(yīng)用效果。

新場氣田；須家河組四段；扇三角洲前緣；砂礫巖儲(chǔ)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(tǒng)須家河組四段地層埋深3300～4000m，厚度約600余米。通過幾年時(shí)間的勘探實(shí)踐，發(fā)育巨厚的扇三角洲前緣砂礫巖儲(chǔ)層，已在多口井的須四段砂礫巖儲(chǔ)層中獲得工業(yè)產(chǎn)能，水平井更獲得日產(chǎn)41×104m3天然氣的高產(chǎn)，顯示了須四段砂礫巖體良好的勘探前景。

對(duì)須四段砂礫巖體儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)取得了一些進(jìn)步，但測井解釋方面仍然存在一些問題，主要是：（1）巖性識(shí)別有難度；（2）優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層識(shí)別有難度；（3）氣水判別有難度。本文主要討論綜合利用常規(guī)測井、電成像、偶極橫波和核磁共振測井技術(shù)解決扇三角洲前緣砂礫巖體儲(chǔ)層的測井解釋問題。

1 基本地質(zhì)特征

須四段地層巖性比較復(fù)雜，包括砂礫巖、泥頁巖和煤層，其儲(chǔ)集巖為中細(xì)粒巖屑砂巖、鈣屑砂巖、灰質(zhì)礫巖和砂礫巖互層。

據(jù)巖芯統(tǒng)計(jì)結(jié)果，須四段砂礫巖儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層的物性與巖性有較明顯的關(guān)系，一般鈣屑砂巖的孔滲性能相對(duì)較好，部分為低孔低滲儲(chǔ)層；巖屑砂巖具有一定孔隙度，一般為5%～9%，但孔隙結(jié)構(gòu)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(chǔ)層；致密灰質(zhì)礫巖的孔滲性能最差，基質(zhì)孔隙度一般小于1%。

2 巖性識(shí)別

須四段砂礫巖儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，不同巖性的骨架參數(shù)差異顯著，對(duì)儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算和流體判別具有決定性的影響，因此正確的巖性識(shí)別是須四段砂礫巖儲(chǔ)層解釋評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)。

（1）自然伽馬與孔隙度、電阻率曲線結(jié)合識(shí)別巖屑砂巖。巖屑砂巖與砂礫巖和鈣屑砂巖的區(qū)別較大，用自然伽馬與孔隙度、電阻率曲線結(jié)合可以有效識(shí)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(shí)差較砂礫巖和鈣屑砂巖高，一般大于60μs/ft；電阻率相對(duì)砂礫巖和鈣屑砂巖低，一般為7～50Ω·m。

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

（2）利用電成像區(qū)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(zhì)砂礫巖。鈣屑砂巖指碎屑顆粒源巖主要為灰?guī)r的砂巖，其灰?guī)r碎屑物含量達(dá)到50%～95%；灰質(zhì)礫巖的礫石成分主要也是致密灰?guī)r，灰?guī)r礫石的含量也達(dá)到50%～95%。這兩種巖性的常規(guī)測井響應(yīng)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(shù)百至上千。其區(qū)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(shí)別礫石顆粒（圖1）；鈣屑砂巖電阻率略低，一般50～500Ω·m，時(shí)常發(fā)育斑點(diǎn)狀或團(tuán)塊狀的溶蝕孔隙（圖2）。須四段碎屑巖的測井響應(yīng)特征總結(jié)見表1。

表1 須四段碎屑巖測井響應(yīng)特征

3 儲(chǔ)層識(shí)別

圖1 礫巖測井響應(yīng)特征

圖2 鈣屑砂巖測井響應(yīng)特征

巖芯分析和薄片鑒定結(jié)果顯示，砂礫巖基質(zhì)致密，一般不具有儲(chǔ)集性，在裂縫和縫洞發(fā)育時(shí)，礫巖也具有一定的儲(chǔ)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(zhì)的砂礫巖互層段由于微裂縫發(fā)育，常具有較好的儲(chǔ)集性和滲透性，因此，須四段砂礫巖儲(chǔ)層包括孔隙型、裂縫—孔隙型和裂縫—孔洞型。

砂礫巖因?yàn)閹r性復(fù)雜，其有效儲(chǔ)層識(shí)別具有一定難度。經(jīng)過大量鉆井總結(jié)，其中的有效儲(chǔ)層一般具有低泥質(zhì)含量（中低伽馬）、相對(duì)高孔隙度（高聲波、低密度）、比致密圍巖相對(duì)低的電阻率或者高角度/網(wǎng)狀裂縫發(fā)育。有效儲(chǔ)層識(shí)別應(yīng)以巖性識(shí)別、裂縫識(shí)別和儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算為基礎(chǔ)，需要常規(guī)測井資料結(jié)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(chǔ)層測井特征

圖3中X22井3840～3870m、3908～3915m地層以灰質(zhì)礫巖為主，裂縫不發(fā)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(chǎn)量17.8091×104m3/d，產(chǎn)水22.3m3/d，證實(shí)砂礫巖互層段的含礫砂巖是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，具有較好的勘探價(jià)值。

4 流體判別

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

（1）孔隙度重疊法?？紫抖葴y井對(duì)水層與氣層的響應(yīng)有一定差異。地層含氣時(shí)，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(yīng)”（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(shí)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(huì)法。依據(jù)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(guān)。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(guān)。經(jīng)過大量統(tǒng)計(jì)分析認(rèn)為，純油氣層段的束縛水飽和度與孔隙度呈近似雙曲線關(guān)系，即孔隙度增大時(shí)，束縛水飽和度降低。含水儲(chǔ)層，含水飽和度與孔隙度則不具有雙曲線關(guān)系。因此，利用孔隙度與含水飽和度之間的相關(guān)程度，可以對(duì)儲(chǔ)層含流體性質(zhì)進(jìn)行判別。

（4）交會(huì)圖判別法。以試氣資料為基礎(chǔ)，制作各種巖性儲(chǔ)層的深測向電阻率與密度、自然伽馬的交會(huì)圖，可以有效地確定氣水分布區(qū)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(shí)差交會(huì)法。實(shí)驗(yàn)證實(shí)，巖石縱橫波速度比值隨孔隙度、灰質(zhì)含量和泥質(zhì)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(fù)雜巖性或裂縫發(fā)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(shí)別的問題。但是，可以利用縱橫波速度比與縱波時(shí)差交會(huì)進(jìn)行含氣性檢測[7]。

圖4 須四段砂礫巖儲(chǔ)層測井曲線交會(huì)圖

（6）核磁差譜移譜法?？紫吨械牧黧w在不同的地質(zhì)和物理?xiàng)l件下其分布形式和流動(dòng)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(shí)間，所以用長等待時(shí)間測得的T2分布譜與短等待時(shí)間測的T2分布譜求差，即可消除水層的影響，在T2時(shí)間軸上將烴區(qū)分出來。移譜中水的擴(kuò)散系數(shù)比較大，高粘度原油的擴(kuò)散系數(shù)比水小。在氣層中，氣的擴(kuò)散作用比油、水都強(qiáng)，通過對(duì)比長、短TE的移譜信號(hào)，可看到長TE的可動(dòng)流體峰常常會(huì)向短T2方向明顯移動(dòng)，有時(shí)分別代表束縛流體和可動(dòng)流體的雙峰會(huì)移成單峰，采用這種方法可以對(duì)氣層進(jìn)行識(shí)別。圖5第中7～9道為核磁共振差譜結(jié)果，第10～11道為核磁共振測井移譜結(jié)果，從核磁差譜圖上看，T2譜分布峰延后，可動(dòng)流體發(fā)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(hào)有一定前移現(xiàn)象，局部前移明顯，有含氣指示。

由于儲(chǔ)層復(fù)雜，而各類方法技術(shù)的適用條件有所不同，故不同的方法在不同類型的儲(chǔ)層中具有不同的應(yīng)用效果，其適用性評(píng)價(jià)見表2。砂礫巖儲(chǔ)層中應(yīng)該結(jié)合各種方法提供的信息進(jìn)行流體綜合判別，新場須四段砂礫巖儲(chǔ)層的流體判別符合率大于90%。

5 實(shí)例應(yīng)用

圖5展示了砂礫巖段常規(guī)資料及MRⅠL-P型核磁共振測井響應(yīng)特征，第1～3道為常規(guī)測井曲線，第5～6道為核磁共振處理的孔徑區(qū)間分布結(jié)果、孔隙流體分析結(jié)果。X10井3795～3890m為砂礫巖發(fā)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(fā)現(xiàn)，3828m以上的灰質(zhì)礫巖極致密，T2信號(hào)以左峰（束縛流體峰）為主，右峰（可動(dòng)流體峰）信號(hào)強(qiáng)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(qiáng)度相當(dāng)，且右峰向左峰靠近，有效孔隙度為2%～5%，一般低于3%，儲(chǔ)層品種較差；中部3838～3846m為含礫砂巖，左峰弱右峰強(qiáng)，且兩峰有一定程度遠(yuǎn)離，32ms和64ms的長T2時(shí)間的孔徑區(qū)間所占比例較大，有效孔隙度為8%，反映儲(chǔ)層品質(zhì)較好，電阻率值15Ω·m，解釋為氣水同層，測試獲得天然氣產(chǎn)量6.8328×104m3/d，產(chǎn)水15m3/d。

圖5 X10井砂礫巖互層段儲(chǔ)層核磁共振測井特征

表2 須四段砂礫巖儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別方法適用性評(píng)價(jià)

6 結(jié)論

（1）須四段砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主要是扇三角洲前緣的含礫砂巖，其次是巖屑砂巖儲(chǔ)層、鈣屑砂巖儲(chǔ)層和縫洞發(fā)育的礫巖，均具有勘探價(jià)值。

（2）須四段砂礫巖儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，需要綜合利用常規(guī)測井、電成像、偶極橫波和核磁共振測井技術(shù)才能較好地解決巖性識(shí)別、有效儲(chǔ)層識(shí)別、流體判別和儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)等問題。

（3）利用孔隙度重疊法、井溫異常法、孔飽交會(huì)法、交會(huì)圖判別法、縱橫波速度比與縱波時(shí)差交會(huì)法和核磁差譜移譜法可以有效的判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。

（4）MRⅠL-P型核磁共振測井可以用于孔隙度大于3%的致密儲(chǔ)層識(shí)別與氣水判別。

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A

1004-5716(2015)04-0037-04

2014-12-30

2015-01-05

葛祥（1970-），男（漢族），四川大邑人，高級(jí)工程師，現(xiàn)從事測井解釋與綜合研究工作。