趙輝，歐陽(yáng)誠(chéng)，程緒彬，石新，韓翀，朱萌

（中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，四川 成都610051）

0 引 言

蘇里格氣田蘇5和桃7區(qū)塊馬家溝組是風(fēng)化巖溶型儲(chǔ)層，巖性以泥晶和泥粉晶白云巖為主，儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以孔洞為主，儲(chǔ)層段孔隙度3%～7%，儲(chǔ)層厚度0．5～1．5m，具有孔隙度低、儲(chǔ)層厚度薄的特征。該組儲(chǔ)層試油41口，其中氣井僅5口，干井高達(dá)15口，低產(chǎn)氣井4口，氣水井9口，水井8口（含微氣產(chǎn)水井）。試油資料分析表明，工區(qū)內(nèi)存在大量高孔隙度干層、中孔隙度干層的井。儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)難是該區(qū)面臨的難題之一。從試油層段的電阻率特征看，高電阻率水層及氣水層井很多，這類儲(chǔ)層一直是測(cè)井流體類型判別中的難點(diǎn)。從產(chǎn)液類型看，氣水同層和水層井居多，而氣水同層的識(shí)別往往很難。試油資料揭示了馬家溝組儲(chǔ)層流體類型判別不僅涉及到流體類型判別難的問題，還涉及到儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)難的問題。工區(qū)內(nèi)大量中、高孔隙度儲(chǔ)層不產(chǎn)液的原因及如何在只有常規(guī)測(cè)井資料的情況下識(shí)別出中、高孔隙度的干層，如何將氣層、高電阻率水層、氣水層識(shí)別出來都是需要解決的難題。

本文通過核磁共振實(shí)驗(yàn)、壓汞和巖石薄片研究，認(rèn)為導(dǎo)致部分井高孔隙度低產(chǎn)、不產(chǎn)的原因是儲(chǔ)層溶蝕孔洞及裂縫不發(fā)育且儲(chǔ)層孔喉徑小、束縛水飽和度高。提出了先依據(jù)中子孔隙度與聲波或密度孔隙度比值的大小將氣層與非氣層區(qū)分開來，進(jìn)而利用孔隙度—飽和度交會(huì)法區(qū)分非氣層中的有效儲(chǔ)層和無效儲(chǔ)層，針對(duì)有效儲(chǔ)層采用氣測(cè)錄井資料識(shí)別氣水層和水層的整體方案，有效解決了馬家溝組儲(chǔ)層類型判別難題。

1 孔隙結(jié)構(gòu)特征分析

馬家溝組大量試油資料證實(shí)，儲(chǔ)層孔隙度高低及儲(chǔ)層厚度的厚薄并不是儲(chǔ)層有效性的決定因素。工區(qū)內(nèi)8口井在馬五14段試油，有多口井孔隙度高但測(cè)試為干層（見表1）。從表1可見孔隙度高、儲(chǔ)層厚度厚的儲(chǔ)層并不一定就能成為有效儲(chǔ)層。壓汞實(shí)驗(yàn)揭示，最大進(jìn)汞飽和度、門檻壓力及中值壓力與孔隙度大小關(guān)系不明確［1－4］（見圖1），反映出儲(chǔ)層的好、差不能直接用孔隙度大小來評(píng)價(jià)。

表1 蘇5、桃7區(qū)塊馬五14段試油段統(tǒng)計(jì)表

圖1 馬家溝組儲(chǔ)層段樣品壓汞曲線

取儲(chǔ)層段的10塊樣品做核磁共振實(shí)驗(yàn)，其中9塊樣品是SU5－A1井高產(chǎn)氣層段的樣品。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，樣品中束縛水飽和度最低為44．34%，最高達(dá)73．8%，平均束縛水飽和度高達(dá)58．8%（見表2），高產(chǎn)氣層有高的束縛水飽和度值。從T2譜分布特征看，T2譜峰普遍在T2截止值附近（見圖2），表明儲(chǔ)層孔喉半徑主要分布在毛細(xì)管附近，反映出儲(chǔ)層的孔、喉徑很?。?－7］。儲(chǔ)層孔喉徑小并具有高束縛特征卻高產(chǎn)，是因?yàn)樵摼茱L(fēng)化巖溶和構(gòu)造應(yīng)力作用。巖心顯示該段發(fā)育小溶孔、溶洞及裂縫，溶蝕孔洞為有效的儲(chǔ)集空間，裂縫成為有效的滲流通道，使該層成為有效儲(chǔ)層，獲得高產(chǎn)天然氣。

蘇5和桃7區(qū)塊馬家溝組儲(chǔ)層段孔喉徑小是由巖石結(jié)構(gòu)決定的，儲(chǔ)層段巖性主要以泥晶和泥粉晶白云巖為主，這類儲(chǔ)層因巖石晶粒細(xì)小，孔喉半徑很小，孔隙類型主要為晶間孔和微孔（這類儲(chǔ)集空間的有效性很差）。因巖石晶粒細(xì)小，孔喉半徑小，巖石比表面積大，儲(chǔ)層具有高束縛水飽和度特征［8］，這種儲(chǔ)層若不受巖溶和構(gòu)造應(yīng)力作用，溶蝕孔洞和裂縫不發(fā)育，儲(chǔ)層的儲(chǔ)、滲條件很差，不能形成有效儲(chǔ)層，出現(xiàn)高孔隙度干層。

表2 核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 核磁共振實(shí)驗(yàn)T2譜及累計(jì)孔隙度曲線圖

核磁共振實(shí)驗(yàn)、巖石薄片及巖心研究表明，蘇5和桃7區(qū)塊馬家溝儲(chǔ)層孔、喉徑小，具有高束縛水飽和度，風(fēng)化巖溶和構(gòu)造應(yīng)力的作用使儲(chǔ)層溶蝕孔洞和裂縫發(fā)育，極大地改善了儲(chǔ)層的儲(chǔ)、滲條件，使之成為有效儲(chǔ)層。部分井高孔隙度低產(chǎn)或不產(chǎn)是因儲(chǔ)層溶蝕孔洞和裂縫不發(fā)育，且具有高束縛水飽和度。

2 流體類型綜合判別方法

要對(duì)馬家溝組儲(chǔ)層段流體類型作出準(zhǔn)確判別必須同時(shí)解決中、高孔隙度干層的識(shí)別問題，否則會(huì)將這類儲(chǔ)層誤解釋為氣層、水層、氣水同層等。研究綜合利用常規(guī)測(cè)井資料和氣測(cè)資料分3步解決馬家溝組儲(chǔ)層流體類型判別難的問題。

2．1 研究思路

首先依據(jù)中子孔隙度與聲波孔隙度或密度孔隙度比值大小將氣層與非氣層（干層，氣水層，水層）區(qū)分開來，再優(yōu)選孔隙度—飽和度交會(huì)法將非氣層中的有效儲(chǔ)層和無效儲(chǔ)層區(qū)分開來，針對(duì)有效儲(chǔ)層再結(jié)合氣測(cè)錄井進(jìn)一步識(shí)別儲(chǔ)層的流體類型。該分析方法突破了常規(guī)思想的束縛，常規(guī)想法是首先區(qū)分有效儲(chǔ)層還是無效儲(chǔ)層，再區(qū)分氣層、氣水層和水層，該方法先直接識(shí)別出氣層，這是該方法的關(guān)鍵。

2．2 理論基礎(chǔ)及應(yīng)用

D V Ellis實(shí)驗(yàn)研究表明［9－10］，當(dāng)白云巖孔隙度較高（15%～25%）、地層水礦化度或鉆井液礦化度（有侵入時(shí)）也較高（6×104～8×104mg·L－1）時(shí)，水層的中子視孔隙度將異常增高，白云巖增加最多，砂巖次之，灰?guī)r較少［9］。從大量實(shí)際資料看，白云巖水層段視孔隙度增加的程度比實(shí)驗(yàn)結(jié)果更明顯。如新疆某地區(qū)和四川某氣田飛一至飛三段白云巖儲(chǔ)層（見圖3），在白云巖水層段補(bǔ)償中子會(huì)異常增大，補(bǔ)償中子孔隙度明顯大于聲波和密度孔隙度，這種現(xiàn)象在這2個(gè)區(qū)域內(nèi)非常普遍，這是因?yàn)楦叩V化度水層中氯元素含量高，而氯元素具有很大的有效截面［有效截面為43×10－28m2，俘獲截面23×10－28m2，散射截面10×10－28m2，氫元素的有效截面在（20～80）×10－28m2］，使補(bǔ)償中子測(cè)井值異常增大。天然氣因含氫指數(shù)低，會(huì)使補(bǔ)償中子降低，在氣層段產(chǎn)生挖掘效應(yīng)，中子測(cè)井值偏低，出現(xiàn)水層段中子孔隙度與聲波或密度孔隙度比值明顯增大，氣層段中子孔隙度與聲波或密度孔隙度比值相對(duì)偏低的特征。基于這一顯著的差別先直接識(shí)別出氣層。

圖4是馬家溝組所有試氣層段中子孔隙度聲波（密度）孔隙度比值與聲波或密度孔隙度交會(huì)圖。從圖4中可以看出，試油為氣層的井其中子孔隙度聲波（密度）孔隙度比值普遍小于1．3，而試油為氣水層，水層以及干層，其比值普遍大于1．3。對(duì)于高孔隙度干層，只是不產(chǎn)可動(dòng)水的高束縛水水層，這也是為什么高孔隙度干層或者低產(chǎn)層（包括低產(chǎn)氣層）其比值也會(huì)大于1．3的原因。

圖4對(duì)氣層的判別符合率達(dá)100%；低產(chǎn)氣層5層，符合3層，判別符合率60%；非氣層61層，符合58層，判別符合率95．1%。

圖3 白云巖儲(chǔ)層水層段補(bǔ)償中子增大特征

針對(duì)中子孔隙度聲波（密度）孔隙度比值大于1．3的非氣層，優(yōu)選孔隙度—飽和度交會(huì)法將有效儲(chǔ)層和無效儲(chǔ)層區(qū)分開來?？紫抖取柡投冉粫?huì)法是通過φ－Sw交會(huì)圖中數(shù)據(jù)點(diǎn)的分布特征來判斷儲(chǔ)層是否含可動(dòng)水，如交會(huì)點(diǎn)呈近雙曲線分布規(guī)律，說明儲(chǔ)層只含束縛水，不含可動(dòng)水，判斷為干層；如交會(huì)點(diǎn)呈明顯分散狀，說明儲(chǔ)層含可動(dòng)水，儲(chǔ)層為氣水同層、水層等。該方法對(duì)多口高孔隙度干層的識(shí)別符合率達(dá)到100%，如SU5－A3和SU5－A4的2口井孔隙度高、儲(chǔ)層厚度厚的井測(cè)試為干層，其φ－Sw交會(huì)點(diǎn)呈明顯雙曲線特征（見圖5）。使用該方法對(duì)非氣層類的61個(gè)層作了判別，符合49個(gè)層，符合率80．3%。利用常規(guī)測(cè)井資料達(dá)到這樣的判別效果非常理想。取得這樣好的判別效果是因?yàn)轳R家溝組一些干層都是些因孔喉徑小而具有高束縛水特征的層，該判別方法具有很好的適應(yīng)性。

圖4 依據(jù)中子孔隙度聲波（密度）孔隙度比值大小判別流體類型圖版

針對(duì)有效儲(chǔ)層需進(jìn)一步把氣水層和水層區(qū)分開。碳酸鹽巖儲(chǔ)層中氣水同層和水層的識(shí)別往往很難。嘗試采用了孔隙度—電阻率交會(huì)法、雙側(cè)向差異法、電阻率絕對(duì)值法和P1／2正態(tài)概率分布法均不能取得好的效果［11－12］。因儲(chǔ)層孔隙度低，有大量高電阻率及中高電阻率水層，使得孔隙度—電阻率交會(huì)法和電阻率絕對(duì)值法這2種依靠電阻率值大小判別流體類型的方法效果很差。雙側(cè)向差異法對(duì)氣水同層和水層區(qū)分不明顯。P1／2正態(tài)概率分布法顯示無論是氣層、氣水同層還是水層，其P1／2累積概率曲線斜率均很小，無法區(qū)分流體類型。

研究采用了氣測(cè)錄井資料對(duì)復(fù)雜儲(chǔ)層的氣水層和水層進(jìn)行判別，氣水同層的氣測(cè)值相對(duì)較高，一些水層段盡管電阻率值高，但氣測(cè)值低。圖6中，氣水層的全烴值一般大于12%，水層的全烴值一般小于12%。利用此特征可有效將氣水同層和水層區(qū)分開。

圖5 試油干層段孔隙度—飽和度交會(huì)圖

圖6 電阻率—全烴交會(huì)圖

實(shí)際中，使用了上述系統(tǒng)性的解決方案取得了很好的應(yīng)用效果，在僅有常規(guī)測(cè)井資料的條件下很好地解決了馬家溝組儲(chǔ)層類型判別難這一難題。

3 結(jié) 論

（1）馬家溝組的中高孔隙度干層大都是溶蝕孔洞及裂縫不發(fā)育，且孔喉徑小并具有高束縛水特征的干層。

（2）高礦化度白云巖水層段氯元素含量高，氯元素高的俘獲截面使中子測(cè)井值明顯增大，而氣層段補(bǔ)償中子會(huì)產(chǎn)生挖掘效應(yīng)，中子測(cè)井值偏低。這會(huì)使氣層段中子孔隙度與聲波或密度孔隙度比值相對(duì)偏低，而水層段明顯偏高，基于這一顯著差異先直接識(shí)別出氣層。

（3）非氣層類儲(chǔ)層中，孔隙度—飽和度交會(huì)點(diǎn)呈近雙曲線特征的為干層，呈散點(diǎn)分布的為氣水層和水層。

（4）氣水層與水層的全烴值差異明顯，統(tǒng)計(jì)表明氣層的全烴值一般大于12%，水層的全烴值一般小于12%。

［1］柴智，師永民，徐常勝，等．人造巖芯孔喉結(jié)構(gòu)的恒速壓汞法評(píng)價(jià)［J］．北京大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012，48（5）：770－774．

［2］馬文國(guó)，王影，海明月，等．壓汞法研究巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征［J］．實(shí)驗(yàn)技術(shù)與管理，2013，30（1）：66－69．

［3］高樹生，邊晨旭，何書梅．運(yùn)用壓汞法研究低滲巖心的啟動(dòng)壓力［J］．石油勘探與開發(fā)，2004，31（3）：140－142．

［4］Grzegorz Jozefaciuk．Effect of the Size of Aggregates on Pore Characteristics of Minerals Measured by Mercury Injection and Water－vapor Desorption Techniques［J］．Clays and Clay Minerals，2009，57（5）：586－601．

［5］趙輝，司馬立強(qiáng)，顏其彬，等．碳酸鹽巖巖樣核磁共振實(shí)驗(yàn)特征分析［J］．測(cè)井技術(shù)，2011，35（2）：117－121．

［6］葛新民，范宜仁，吳飛，等．巖石核磁共振T2譜與電阻率指數(shù)的對(duì)應(yīng)性研究［J］．中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2012，36（6）：53－56．

［7］趙杰，姜亦忠，王偉男，等．用核磁共振技術(shù)確定巖石孔隙結(jié)構(gòu)的實(shí)驗(yàn)研究［J］．測(cè)井技術(shù)，2003，27（3）：185－188．

［8］周進(jìn)高，鄧紅嬰，鄭興平．鄂爾多斯盆地馬家溝組儲(chǔ)集層特征及其預(yù)測(cè)方法［J］．石油勘探與開發(fā)，2003，30（6）：72－74．

［9］趙良孝，補(bǔ)勇．碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1994：79－80．

［10］Darwin V Ellis，Charles R Case，Joseph M Chiaramonte．Porosity from Neutron Logs II：Interpretation［J］．SPWLA，2004，45（1）：73－86．

［11］葛新民，范宜仁，楊東根，等．基于等效巖石組分理論的飽和度指數(shù)影響因素［J］．石油地球物理勘探，2011，46（3）：477－480．

［12］張麗華，潘保芝，單剛義，等．火山巖儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別［J］．石油地球物理勘探，2008，43（6）：728－730．