川東南茅一段碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井有效性評(píng)價(jià)

楊永航，司馬立強(qiáng)，王亮，楊朝洪，馬駿

(1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；2.西南石油大學(xué),油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；3.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，成都 610059)

川東南涪陵地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組一段(以下簡(jiǎn)稱“茅一段”)早期被評(píng)價(jià)為一套較好烴源巖[1-4]。隨著盆地內(nèi)油氣勘探開發(fā)的進(jìn)行，近年多口井在茅一段鉆遇良好的油氣顯示，測(cè)試后獲工業(yè)氣流，表明川東南茅一段儲(chǔ)層具有良好的含氣性和較大的勘探潛力[5-6]。茅一段儲(chǔ)層的發(fā)現(xiàn)，引起業(yè)界的廣泛關(guān)注，并開展針對(duì)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(xué)和儲(chǔ)層孔隙表征工作；夏文謙等[8]通過建立儲(chǔ)層巖石物理模型和孔隙度數(shù)學(xué)模型，對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間構(gòu)成特征進(jìn)行定量評(píng)價(jià)；汪青春等[9]分析了四川盆地內(nèi)茅一段天然氣成藏條件和有利勘探方向。目前對(duì)于茅一段儲(chǔ)層特征研究日趨成熟，需對(duì)其開展儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)，為后續(xù)的油氣開發(fā)提供技術(shù)支撐。

儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)主要通過對(duì)巖性、物性、裂縫、溶蝕孔洞等有效儲(chǔ)層主控因素進(jìn)行分析研究，進(jìn)而判別有利儲(chǔ)層。前人采用了多種方法對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效性評(píng)價(jià)，如文獻(xiàn)[10-13]基于斯通利波特征參數(shù)，識(shí)別裂縫和評(píng)價(jià)裂縫滲透性；文獻(xiàn)[14-15]對(duì)于受沉積相、成巖作用等因素的影響的儲(chǔ)層，通過分析不同巖性、不同沉積相、不同孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層有效性識(shí)別有利儲(chǔ)層；文獻(xiàn)[16]從儲(chǔ)層宏觀特征、微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究入手，提出三元耦合法對(duì)碳酸鹽巖孔洞型儲(chǔ)層進(jìn)行定量評(píng)價(jià)；文獻(xiàn)[17]通過對(duì)低孔高壓裂縫型砂巖儲(chǔ)層計(jì)算地應(yīng)力與儲(chǔ)層有效性關(guān)系，提取相應(yīng)地應(yīng)力評(píng)價(jià)指標(biāo)，建立儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)；鑒于單一常規(guī)測(cè)井資料評(píng)價(jià)致密碳酸鹽巖儲(chǔ)層難度較大，文獻(xiàn)[18-22]通過結(jié)合微電阻率成像測(cè)井對(duì)巖石孔洞縫等進(jìn)行研究分析，開展儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)，劃分有利儲(chǔ)層。

前期鉆探及研究資料表明，川東南涪陵地區(qū)茅一段儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，孔縫發(fā)育，非均質(zhì)性較強(qiáng)[23-24]。強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致儲(chǔ)層測(cè)井曲線響應(yīng)特征不明顯，使得儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)困難。現(xiàn)在分析研究區(qū)茅一段儲(chǔ)層特征基礎(chǔ)上，將常規(guī)測(cè)井資料和電成像測(cè)井資料相結(jié)合，以巖心資料和試氣資料為依據(jù)，從巖性、物性、裂縫三個(gè)方面開展儲(chǔ)層有效性綜合評(píng)價(jià)，既為探明儲(chǔ)量申報(bào)奠定基礎(chǔ)，還對(duì)類似碳酸鹽巖儲(chǔ)層油氣勘探起到推動(dòng)作用。

1 儲(chǔ)層基本特征

1.1 巖性特征

研究區(qū)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(chǔ)層巖性較為復(fù)雜，主要為灰泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r，而灰泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r分別作為“眼皮”和“眼球”，二者以不同的比例組合成瘤狀灰?guī)r[25-28]。根據(jù)巖性組合特征將茅一段分為兩個(gè)亞段，即下部為一亞段，巖性主要為灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r(以下簡(jiǎn)稱“灰泥類”)；上部為二亞段，巖性主要為泥晶灰?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r(以下簡(jiǎn)稱泥晶類)。巖心觀察顯示灰泥灰?guī)r[圖2(a)]顏色整體較深，呈灰黑色，具紋層狀層理；泥晶灰?guī)r[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?guī)r[圖2(c)]的灰泥灰?guī)r占比大于50%，呈深灰或灰黑色，具透鏡狀層理；瘤狀泥晶灰?guī)r[圖2(d)]的灰泥灰?guī)r占比小于50%，呈灰至淺灰色，具脈狀層理。X衍射分析結(jié)果顯示，儲(chǔ)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(zhǎng)石、斜長(zhǎng)石和黃鐵礦等。以MY1井為例，儲(chǔ)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(gè)儲(chǔ)層巖心樣品常規(guī)物性分析結(jié)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?guī)r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?guī)r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?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r的物性介于灰泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r之間，且瘤狀灰泥灰?guī)r優(yōu)于瘤狀泥晶灰?guī)r。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?guī)r及瘤狀灰泥灰?guī)r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(chǔ)集空間特征

儲(chǔ)層儲(chǔ)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(zhuǎn)化時(shí)形成的成巖收縮孔[圖5(b)]，其次為連通性較差的有機(jī)質(zhì)孔[圖5(c)]；裂縫包括瘤緣界面縫、頁(yè)理縫和構(gòu)造縫，但常被膠結(jié)充填。

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

2 儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)

2.1 巖性評(píng)價(jià)

2.1.1 巖性識(shí)別

茅一段儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，僅憑常規(guī)測(cè)井資料難以對(duì)儲(chǔ)層各種巖性區(qū)分識(shí)別。微電阻率成像測(cè)井具有高分辨率和圖像直觀性的特征，在儲(chǔ)層巖性識(shí)別、縫洞識(shí)別與計(jì)算方面廣泛應(yīng)用[29-30]。通過巖心標(biāo)定測(cè)井，綜合常規(guī)測(cè)井及電成像測(cè)井資料，針對(duì)茅一段4種主要巖性，以電成像測(cè)井圖版法、常規(guī)測(cè)井曲線重疊法識(shí)別巖性，建立符合區(qū)域特征的測(cè)井巖性識(shí)別模板(表1)。

電成像測(cè)井圖版法如表1(a)列所示，經(jīng)巖心標(biāo)定后，可將電成像測(cè)井圖像信息與儲(chǔ)層相應(yīng)深度的巖性特征一一對(duì)應(yīng)，建立不同巖性的電成像測(cè)井巖性識(shí)別圖版，進(jìn)而對(duì)儲(chǔ)層段進(jìn)行巖性識(shí)別。

常規(guī)測(cè)井曲線重疊法如表1(b)列所示，因4種巖性儲(chǔ)層在黏土礦物含量和孔隙發(fā)育程度上存在差異，選擇把自然伽馬曲線與聲波時(shí)差曲線重疊，將曲線刻度固定，通過重疊曲線的正負(fù)差異(自然伽馬GR左聲波時(shí)差A(yù)C右約定為正差異，用灰色表色；GR右AC左約定為負(fù)差異，用淺藍(lán)色表色)，可將泥晶類和灰泥類區(qū)分開；再根據(jù)重疊曲線正負(fù)差異幅度大小和深側(cè)向電阻率測(cè)井響應(yīng)特征值的分析，將灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r，泥晶灰?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r進(jìn)一步區(qū)分。

表1 測(cè)井巖性識(shí)別模板Table 1 Logging lithology identification template

2.1.2 巖性與儲(chǔ)層有效性

試氣資料顯示JS1井測(cè)試日產(chǎn)氣1.67萬(wàn)m3，YH1井測(cè)試日產(chǎn)氣3.06萬(wàn)m3，DS1井測(cè)試日產(chǎn)氣5.4萬(wàn)m3。分析研究區(qū)三口井試氣段4種巖性的厚度占比，如圖6(a)所示，隨著產(chǎn)量增大，測(cè)試段泥晶灰?guī)r厚度占比從20.2%下降至0，瘤狀泥晶灰?guī)r厚度占比從34.7%下降至0，而瘤狀灰泥灰?guī)r厚度占比從1.5%增加至85.9%，灰泥灰?guī)r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?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r的厚度相加，泥晶灰?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r的厚度相加，進(jìn)一步深入分析三口井測(cè)試段的巖性占比。如圖6(b)所示，其中灰泥類包括灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r，泥晶類包括泥晶灰?guī)r和瘤狀泥晶灰?guī)r。隨著三口井的測(cè)試產(chǎn)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?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r是茅一段儲(chǔ)層的優(yōu)質(zhì)巖性，優(yōu)質(zhì)巖性厚度越大，日產(chǎn)氣量越高，儲(chǔ)層有效性越好。

2.2 物性評(píng)價(jià)

2.2.1 儲(chǔ)集性與滲濾性

儲(chǔ)層物性反映儲(chǔ)層質(zhì)量的好壞，決定油氣區(qū)的豐度和儲(chǔ)量。儲(chǔ)層孔隙度與滲透率是表征儲(chǔ)層物性特征的2個(gè)重要參數(shù)[31]，反映儲(chǔ)層的儲(chǔ)集和滲流能力。

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

結(jié)合前述物性特征分析可得：泥晶灰?guī)r平均孔隙度和滲透率遠(yuǎn)低于泥晶類儲(chǔ)層物性下限，屬無效儲(chǔ)層；瘤狀泥晶灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率略高于其對(duì)應(yīng)的物性下限，具有一定儲(chǔ)集和滲流能力；灰泥灰?guī)r儲(chǔ)層孔隙度和滲透率高于灰泥類儲(chǔ)層物性下限，且存在高滲樣品，儲(chǔ)層儲(chǔ)集和滲流能力好。

2.2.2 物性與儲(chǔ)層有效性

研究區(qū)DS1井試氣產(chǎn)量最高，YH1井次之，JS1井最低，結(jié)合三口井試氣層段內(nèi)有效孔隙度分布情況統(tǒng)計(jì)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(jié)果表明：整體而言，三口井試氣段物性的優(yōu)劣與試氣產(chǎn)量變化一致，即孔隙度越大，物性越好，儲(chǔ)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(píng)價(jià)

2.3.1 裂縫識(shí)別

裂縫作為油氣的儲(chǔ)集空間與滲流通道，是控制儲(chǔ)層發(fā)育及品質(zhì)的重要因素[32]，對(duì)儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)尤為重要。出筒巖心及巖心薄片資料表明，茅一段儲(chǔ)層裂縫主要包括瘤緣界面縫、頁(yè)理縫和構(gòu)造縫。從產(chǎn)狀而言，以水平裂縫和低角度裂縫居多，高角度裂縫發(fā)育少。JY66-1井巖心薄片鏡下特征顯示，裂縫多被膠結(jié)充填，充填物主要以鐵泥質(zhì)為主[圖8(a)]，還可見白云石或硅質(zhì)[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(cè)井資料顯示，張開裂縫在井壁電成像測(cè)井圖上均表現(xiàn)為連續(xù)或間斷的深色條帶，其形狀取決于裂縫的產(chǎn)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(cè)井圖上均表現(xiàn)為連續(xù)或間斷的淺色條帶，其形狀與張開縫一樣取決于裂縫的產(chǎn)狀[圖9(b)]?？傮w而言，儲(chǔ)層段裂縫越發(fā)育，裂縫密度越大，電成像測(cè)井圖像上對(duì)應(yīng)的暗色條帶越多。

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

2.3.2 裂縫與儲(chǔ)層有效性

茅一段儲(chǔ)層中低角度裂縫最為發(fā)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(tǒng)計(jì)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(jié)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(shí)例

圖11為MY1井測(cè)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?guī)r，電成像顯示為塊狀亮色高阻，測(cè)井計(jì)算平均孔隙度1.35%，平均滲透率0.002 mD，均低于該區(qū)泥晶類儲(chǔ)層物性下限，儲(chǔ)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?guī)r，含少量泥晶灰?guī)r薄層，電成像顯示為黃色瘤狀團(tuán)塊，測(cè)井計(jì)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(fā)育，平均裂縫孔隙度0.07%，儲(chǔ)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?guī)r，含部分瘤狀泥晶灰?guī)r夾層，電成像顯示為瘤狀暗色低阻，測(cè)井計(jì)算平均孔隙度3.05%，最高達(dá)到5%，滲透率主要分布在0.01～0.1 mD，裂縫發(fā)育，平均裂縫孔隙度0.12%，最高達(dá)到0.2%，儲(chǔ)層有效性好，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

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

4 結(jié)論

(1)茅一段儲(chǔ)層巖性多樣，利用電成像圖版法和測(cè)井曲線重疊法識(shí)別巖性符合地層實(shí)際情況，據(jù)此可建立儲(chǔ)層巖性識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。結(jié)合試氣井產(chǎn)量情況，確定灰泥灰?guī)r和瘤狀灰泥灰?guī)r為茅一段優(yōu)質(zhì)巖性，厚度占比越高，儲(chǔ)層有效性越好。

(2)灰泥類儲(chǔ)層孔隙度和滲透率大于泥晶類儲(chǔ)層，物性更好，儲(chǔ)層有效性更好。

(3)灰泥類儲(chǔ)層段裂縫發(fā)育，瘤狀泥晶灰?guī)r段次之，泥晶灰?guī)r段裂縫基本不發(fā)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(chǔ)層有效性變差。