非常規(guī)氣藏有利巖性組合定量模擬及測井識別

董 震，季鳳玲，曹思遠(yuǎn)

(中國石化西南石油工程有限公司，四川 成都 610100)

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非常規(guī)氣藏有利巖性組合定量模擬及測井識別

董 震，季鳳玲，曹思遠(yuǎn)

(中國石化西南石油工程有限公司，四川 成都 610100)

致密油氣藏作為非常規(guī)能源的勘探熱點之一，其成藏機理及富集規(guī)律一直備受關(guān)注。川西須五氣藏為介于頁巖氣和致密砂巖氣之間的非常規(guī)氣藏，儲層砂巖致密，非均質(zhì)性強，泥頁巖發(fā)育，其地層巖性組合是較為關(guān)鍵的成藏因素之一。為了對該類氣藏的巖性組合特征進(jìn)行有效評價，在已有測井?dāng)?shù)據(jù)的標(biāo)定下，利用測井資料劃分砂泥巖剖面后，對測試段的砂泥比、砂地比、互層率及4類砂巖層數(shù)占比等指標(biāo)參數(shù)進(jìn)行定量模擬計算，建立了有利巖性組合測井識別模式。研究表明，該方法高效快速、分辨率高，為該類非常規(guī)油氣儲層評價提供了有效參考，并在川西新場地區(qū)須五段地層獲得了較好的應(yīng)用效果。

非常規(guī)氣藏；致密砂巖；巖性組合；測井；定量模擬；識別模式

0 引 言

目前，頁巖氣、致密氣等非常規(guī)油氣藏正在逐步改變著全球能源結(jié)構(gòu)布局[1]。作為非常規(guī)油氣勘探領(lǐng)域的生力軍，致密油氣藏在中國分布廣泛，資源量大，具有較大勘探潛力。然而致密油氣多附存于低孔、低滲的致密沉積巖儲層中，不僅不易開采，其成藏機理和富集規(guī)律仍處于起步摸索階段，勘探開發(fā)思路和配套開發(fā)技術(shù)也有待提高[2-4]。

1 有利巖性組合特征

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組以陸相河湖三角洲沉積體系為主，層內(nèi)砂巖厚而致密，儲層非均質(zhì)性強，且普遍發(fā)育致密砂巖氣[5-7]。2013年新頁HF-2井在川西新場須家河組五段(T3x5)經(jīng)過大型加砂壓裂，測試獲日產(chǎn)氣量為4.5×104m3/d，展示了新場須五致密氣藏良好的勘探前景。從氣藏特征上來看，該氣藏兼具頁巖氣及致密砂巖氣的部分特征，其賦存的暗色泥頁巖及其共生的致密砂巖既為烴源巖也是儲氣載體，大量游離氣通過微米—納米級孔隙和少量裂縫進(jìn)行運烴、儲烴，逐漸形成源儲一體的非常規(guī)氣藏。

實際資料表明[8-11]，具有一定厚度且富含有機碳的暗色泥頁巖與一定厚度的砂巖儲集層進(jìn)行互層配置，是須五氣藏獲得高產(chǎn)的重要巖性組合特征，而該巖性組合也反映了地層相應(yīng)的沉積微相特征。在須五上、中、下亞段垂向分布上，砂泥(頁)巖頻繁互層，厚度不等，整體表現(xiàn)為較強的非均質(zhì)性。上亞段呈現(xiàn)泥夾砂模式，微相上對應(yīng)三角洲前緣的分支河、淺湖砂壩等沉積；中亞段則為泥包砂模式(以泥巖為主)，局部富砂，屬濱淺湖砂壩、湖相泥及湖沼等沉積；下亞段為厚砂夾泥型或薄砂夾泥模式(富砂型)，為三角洲前緣的水下砂壩等沉積。

巖性錄井剖面是油氣評價的第一手資料。按照錄井巖性剖面的砂泥巖交互方式，可將砂泥互層類型分為厚砂夾泥型(砂厚大于8 m)、砂泥互層型和泥夾砂型三大類，而砂泥互層型又可進(jìn)一步細(xì)分為中厚砂與泥互層(砂厚為4～8 m)、薄層砂與泥互層2類(砂厚小于2 m)。其中，測試結(jié)果已證實這幾類砂泥互層類型均有油氣產(chǎn)出。

2 巖性組合測井評價

2.1 測井資料進(jìn)行巖性劃分

利用測井資料對砂泥巖進(jìn)行巖性劃分識別是測井儲層評價的重要前提。碎屑巖巖性在自然伽馬和電阻率曲線上容易識別和分辨。測井通常利用自然伽馬曲線計算泥質(zhì)含量，并按地區(qū)統(tǒng)計確定粗砂、粉砂、細(xì)砂巖及泥巖的泥質(zhì)含量劃分標(biāo)準(zhǔn)。利用自然伽馬曲線計算泥質(zhì)含量的公式：

(1)

(2)

式中：GCUR為計算泥質(zhì)含量時所用的經(jīng)驗指數(shù)，新地層取值為3.7，老地層取值為2.0；GR為自然伽馬測井值，API；GRmin為純砂巖的自然伽馬測井值，API；GRmax為純泥頁巖的自然伽馬測井值，API；SH為自然伽馬相對值；Vsh為泥質(zhì)含量，%。

2.2 巖性組合測井定量模擬

針對單位長度內(nèi)的砂泥(頁)巖剖面，按照層位的概念可計算出單層砂巖厚度、單層砂巖厚度層數(shù)、單層泥(頁)巖厚度、單層泥(頁)巖層數(shù)及各層的交互頻率。從儲層類型的角度來看，該結(jié)果最終反映了巖性的砂泥巖含量(富砂或富泥特征)和交互層類型，因此，可根據(jù)測試井的數(shù)據(jù)對巖性組合特征指標(biāo)進(jìn)行定量模擬計算。

2.2.1 富砂類型

富砂類型評價指標(biāo)主要包含砂泥比(砂巖累計厚度與泥巖累計厚度之比)或砂地比(砂巖累計厚度與地層總厚度之比)，利用砂泥比或砂地比可將儲層按砂巖含量多少劃分成富砂型、富泥型、砂泥混合型3種富砂類型。以已獲產(chǎn)的測試井段為對象，通過測井計算砂泥比、砂地比，按照測試層鉆錄井資料的定性識別，將富砂類型的劃分界限定義如下：富砂型的砂泥比不低于60.0%，砂地比不低于36.0%；砂泥混合型的砂泥比為30.0%～60.0%，砂地比為23.0%～36.0%；富泥型的砂泥比不大于30.0%，砂地比不大于23.0%。圖1為砂泥比、砂地比與富砂類型的統(tǒng)計數(shù)據(jù)。

圖1 砂泥比、砂地比與富砂類型的統(tǒng)計數(shù)據(jù)

由圖1可知，從測試產(chǎn)量與富砂類型的關(guān)系來看，該3種富砂類型儲層均具有油氣產(chǎn)出，其中富砂型、砂泥混合型效果相對較好，為優(yōu)勢巖性組合。

2.2.2 互層率

利用測井曲線劃分砂泥巖剖面后，可自動計算砂泥層的互層率(計算砂巖層數(shù)與統(tǒng)計地層厚度之比，即單位厚度內(nèi)砂巖的層數(shù))。該指標(biāo)反映了一定厚度地層內(nèi)砂泥層的交互頻率。

結(jié)合砂泥互層率、砂泥比與測試產(chǎn)量之間關(guān)系來看(圖2)，富泥型儲層測試產(chǎn)氣量較差，均低于1.0×104m3/d，互層率相對較低，小于0.20 層/m；而富砂型及混合型測試段中，大部分的互層率大于0.15 層/m。另外參與統(tǒng)計的所有測試層的互層率均大于0.10 層/m，最高接近0.30 層/m。

圖2 測井計算互層率與測試段產(chǎn)量關(guān)系

2.2.3 交互類型

為了與須五氣藏常見的幾種砂泥互層模式相對應(yīng)，可將互層類型簡化如下：厚層砂夾泥型可簡化為厚互層型，該模型要求單層砂巖厚度大于10 m；中厚砂巖與泥不等厚互層可簡化為均等互層型，該模型要求單層砂巖厚度分布為2～10 m；薄砂與泥近等厚互層型及泥夾砂型可簡化為薄互層型，該模型要求單層砂巖厚度小于2 m。通過上述簡化方法，交互類型即可簡單分為厚交互、均等交互、薄交互3類。

對任意一井段內(nèi)的交互層，在測井劃分砂泥巖層后，可自動計算并統(tǒng)計各單層砂巖的層數(shù)及厚度，在此基礎(chǔ)上，通過計算4類砂巖層數(shù)占比(各類砂巖層數(shù)與總層數(shù)之比)及互層率來區(qū)分3類交互類型，即厚交互、均等交互及薄交互。其中，4類砂巖按砂巖厚度大小劃分標(biāo)準(zhǔn)如下：①Ⅰ類砂巖，單層層厚大于10 m的砂巖；②Ⅱ類砂巖，單層層厚大于5 m且小于等于10 m的砂巖；③Ⅲ類砂巖，單層層厚大于2 m且小于等于5 m的砂巖；④Ⅳ類砂巖，單層層厚小于2 m的砂巖。

通過錄井巖性組合剖面的定性識別作為標(biāo)定依據(jù)，分別將厚交互、薄交互及均等交互類型按4類砂巖占比及互層率2個指標(biāo)進(jìn)行定義區(qū)分：①厚交互型，互層率大于0.10，Ⅰ類占比大于0，同時(Ⅰ類+Ⅱ類)占比不低于10%；②均等交互型，互層率大于0.15，(Ⅰ類+Ⅱ類)占比小于10%，同時(Ⅰ類+Ⅱ類+Ⅲ類)占比不低于25%(或Ⅳ類占比小于75%)；③薄交互型，互層率大于0.10小于0.20，(Ⅰ類+Ⅱ類)占比小于10%，同時(Ⅰ類+Ⅱ類+Ⅲ類)占比小于25%(或Ⅳ類占比不低于75%)。

3 有利巖性組合模式測井識別

按照上述測井模擬指標(biāo)的定義，互層率反映了一定厚度地層內(nèi)砂泥層的交互頻率，4類砂巖的層數(shù)占比能定量劃分交互層中的砂層厚度類型，砂泥比或砂地比則體現(xiàn)了地層整體砂泥含量的相對比例。將這幾個測井模擬指標(biāo)綜合起來，能有效地定量描述巖性組合特征，且與錄井剖面確定的幾種常見有利巖性組合模式能進(jìn)行較好的對應(yīng)，從而建立有利巖性組合模式的測井識別方法(表1)。

表1 測井計算參數(shù)識別有利巖性組合模式

4 應(yīng)用效果分析

利用測井資料可快速有效地劃分砂泥巖，對砂泥巖含量、砂泥層厚度以及層數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計。通過各油氣田區(qū)塊的測試井?dāng)?shù)據(jù)，對巖性組合特征指標(biāo)進(jìn)行定量模擬計算，即可建立有利巖性組合的測井識別模式。該模式的識別結(jié)果與常見的巖性組合有較好的對應(yīng)關(guān)系，能夠反映砂泥巖剖面的沉積特征，在實際應(yīng)用中能獲得較好的效果。

針對川西須五段18口已完成測試的典型井，分別計算其測試段內(nèi)的砂泥比、砂地比、互層率及4類砂巖層數(shù)占比等參數(shù)，并按照表1中的判別標(biāo)準(zhǔn)對各測試段(測試段地層厚度為100～500 m)的巖性組合模式進(jìn)行識別，統(tǒng)計分析結(jié)果見表2。

由表2可知，具有一定含砂量的富砂型和混合型儲層，其油氣產(chǎn)出能力較強，測試初期最高日產(chǎn)氣量均大于1.0×104m3/d，而富泥型儲層的測試日產(chǎn)氣量均低于1.0×104m3/d。可見無粉砂巖配置的單泥頁巖，其產(chǎn)氣能力有限。

從互層類型來看，3種交互類型(厚交互、均等交互及薄交互)均能獲得油氣產(chǎn)能，而測試日產(chǎn)氣量大于1.0×104m3/d的測試井中(共14口井)，互層率大于0.15 層/m的井有11口，占到總數(shù)量的78.6%以上。測井計算參數(shù)識別有利巖性組合模式結(jié)果說明獲得相對高產(chǎn)的測試井，其測試段均為大段的砂泥巖頻繁互層段。

表2 測井計算參數(shù)識別有利巖性組合模式

5 結(jié) 論

(1) 非常規(guī)氣藏的巖性組合特征作為地質(zhì)“甜點”要素之一，反映了烴源巖的沉積特征，對產(chǎn)能的貢獻(xiàn)不可忽略。利用測井資料快速直觀、分辨率高的特點，將巖性組合的測井定量模擬指標(biāo)加入到儲層測井評價中，對該類儲層品質(zhì)的初步判定有一定效果。

(2) 根據(jù)須五氣藏實際應(yīng)用效果，采用測井定量模擬指標(biāo)判別的富砂型和互層型儲層其產(chǎn)氣能力較強，而互層率較高的砂泥互層是有利儲層的特征之一。

(3) 測井資料反演具有多解性，要注意高自然伽馬測井資料會影響砂泥巖剖面的準(zhǔn)確劃分。

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編輯 王 昱

20160111；改回日期：20160515

中國石油化工集團(tuán)科技開發(fā)部科研項目“頁巖氣測井評價技術(shù)研究”(JP13050)

董震(1983-)，男，工程師，2005年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)地球物理學(xué)專業(yè)，2008年畢業(yè)于該校地球探測與空間信息專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事測井解釋與綜合研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.013

TE122.1

A

1006-6535(2016)04-0060-04