王安龍

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210011）

在測井評價領(lǐng)域常常遇到這樣的問題，很多經(jīng)典的識別油、氣、水、干層的方法不再那么適用，例如在定性識別油氣層上，同一口井、同一巖性條件下，有些高阻層未必是油層，而低阻層未必是水層；在識別氣層方法上的“聲波跳躍”現(xiàn)象在有些致密氣層上沒有出現(xiàn)；在定量解釋儲層飽和度時，利用巖電實驗獲得巖電參數(shù)N=3.17這樣超出一般認(rèn)識的結(jié)果。這些現(xiàn)象的出現(xiàn)不是以往測井方法不正確，而是我們研究的對象主體悄然發(fā)生變化。反觀近些年來我國主要油氣田勘探及開發(fā)對象可以發(fā)現(xiàn)，研究對象正從傳統(tǒng)的中、細(xì)砂巖儲層轉(zhuǎn)變?yōu)橹旅苌皫r、灰?guī)r、火成巖等非傳統(tǒng)儲層；物性由中、高孔滲到低孔、特低滲；油藏類型由構(gòu)造油氣藏到巖性油氣藏。正是這些特殊油層評價的增多，造成我們以往定性判別這些儲層的曲線特征，定量計算儲層的阿爾奇公式一再出現(xiàn)“意外”[1-4]。

以鄂爾多斯盆地延川南區(qū)塊石盒子組致密砂巖氣儲層分析為例，總結(jié)出符合延川南區(qū)塊地質(zhì)特點的致密砂巖儲層的測井評價方法。

1 解釋模型研究

1.1 細(xì)分構(gòu)造及沉積建立模型

以鄂爾多斯盆地延川南區(qū)塊石盒子組、山西組致密砂巖氣為例，延川南區(qū)塊分為A和B構(gòu)造帶，兩個構(gòu)造帶致密氣儲層埋深及水型差異較大，A構(gòu)造帶氣儲層埋深主要在500～1 000 m，水型以NaHCO3為主，B構(gòu)造帶氣儲層埋深主要在1 000～1 500 m，水型以CaCL2為主；山西組和石盒子組沉積條件也同，山西組為三角洲沉積，石盒子組為河流相沉積。因此，如果不分具體地質(zhì)條件的差異就統(tǒng)一建立巖電解釋參數(shù)顯然不合理，就可能出現(xiàn)前文所述的N=3.17這樣的異常值。所以分構(gòu)造、分層組進行參數(shù)研究是符合地質(zhì)規(guī)律的處理方式。由于所取得的分構(gòu)造、分層組實驗資料點有限，因此采用Pickett圖法求取不同分組條件下的m、n、a、b值（表1）。

Pickett圖法以阿爾奇公式為基礎(chǔ)。在阿爾奇公式中，m和a是互相制約的，a大，m就?。籥小，m就大。實際上，巖石粒徑、孔喉的大小都影響阿爾奇公式中的巖電參數(shù)的大小，由阿爾奇公式，我們可以研究地層電阻率與孔隙度之間的關(guān)系，這就是Pickett交會圖方法的基礎(chǔ)，見式（1），即：

式中：Rt為地層電阻率，ohm.m；φ為地層孔隙度，%；Rw為地層水電阻率，ohm.m；I為電阻增大率；Sw為含水飽和度，%；m為孔隙度指數(shù)；n為飽和度指數(shù)。

將上式兩邊取對數(shù)得式（2）：

由此可見：當(dāng)a、Rw和I為常數(shù)時，Rt與φ在雙對數(shù)坐標(biāo)系中呈線性關(guān)系，斜率為m，如果儲層是水層，電阻增大率為1，在Pickett圖上可以直接讀出地層水的電阻率。這即是Pickett圖法求取膠結(jié)指數(shù)m、地層水電阻率方法的基礎(chǔ)，Pickett圖方法見圖1[5-8]。

表1 Pickett圖法求取巖電參數(shù)及地層水電阻率數(shù)據(jù)Table1 Data of litho-electric parameters and formation water resistivity gained by Pickett method

圖1 Pickett圖法求取巖電參數(shù)及地層水電阻率曲線Fig.1 Litho-electric parameters and formation water resistivity gained by Pickett method

1.2 細(xì)分物性建立模型

根據(jù)傳統(tǒng)理論對m及n的認(rèn)識，m為孔隙度指數(shù)（膠結(jié)指數(shù)），它與地層巖性、孔隙度大小和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜程度有關(guān)，n為飽和度指數(shù)，是對飽和度微觀分布不均勻的校正。m及n跟儲層孔隙性均具有一定關(guān)系。通過對現(xiàn)有石盒子組、山西組26塊巖樣的綜合分析后發(fā)現(xiàn)，m、n與孔隙度均具有較好的相關(guān)性，其中m與孔隙度呈現(xiàn)正相關(guān)，n與孔隙度呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)（表2）。說明在致密儲層條件下，物性是影響飽和度指數(shù)與膠結(jié)指數(shù)的關(guān)鍵因素。從表2中可以看出，孔隙度從1.3%到12.1%對應(yīng)的m和n值變化大，尤其是飽和度參數(shù)n值，因此，當(dāng)不考慮物性而采用統(tǒng)一擬合出的平均巖電參數(shù)時，就會出現(xiàn)解釋飽和度的偏大和偏小，尤其在一些飽和度偏低的儲層可能做出判斷上的失誤。

表2 石盒子組孔隙度與巖電參數(shù)關(guān)系數(shù)據(jù)Table2 Data of relation between porosity and lithoelectric parameters of Shihezi formation

含氣飽和度模擬：根據(jù)已有測試結(jié)論的井?dāng)?shù)據(jù)，給定儲層平均電阻率的情況下，分別按照固定巖電參數(shù)及可變巖電參數(shù)進行模擬，分析在兩種巖電參數(shù)不同的情況下所計算出的含氣飽和度。從圖2中可以明顯看出，在具有相對高孔隙度（POR＞10%）的氣層中兩種巖電參數(shù)計算的含氣飽和度差異很??；而在相對低孔隙度（5%＜POR＜10%）差氣層中兩種巖電參數(shù)計算的含氣飽和度差異較大；在超低孔（POR＜5%）干層中兩種巖電參數(shù)計算的含氣飽和度差異更大。由此可見，如果在差氣層（5%＜POR＜10%）孔隙儲層條件下，采用統(tǒng)一巖電參數(shù)計算飽和度將有可能將差氣層誤判為氣層。

圖2 不同物性條件下兩種巖電參數(shù)計算含氣飽和度差異Fig.2 Differences of gas saturation calculated by two types of litho-electric parameters under different physical properties

綜上實驗分析及模擬結(jié)果，為進一步精細(xì)評價Y區(qū)塊致密儲層含氣性，研究利用孔隙度確定巖電參數(shù)（圖3、圖4及式3），采用的巖電參數(shù)考慮了物性對參數(shù)的重要影響，更加符合區(qū)塊儲層特點。

圖3 地層因數(shù)（M）與孔隙度關(guān)系Fig.3 Relation between formation coefficient（M）and porosity

圖4 飽和度指數(shù)（N）與孔隙度關(guān)系Fig.4 Relation between saturation exponent（N）and porosity

1.3 三孔隙度含氣指示法

充分利用豐富的測井信息建立特殊評價參數(shù)，也是評價氣儲層的有效途徑。含氣指示的方法模型很多，但如何選用適合本地區(qū)儲層的方法，是要在了解儲層含氣控制因素及影響因素的基礎(chǔ)上，選用適合的敏感曲線及其演變而來的評價參數(shù)。

以延川南區(qū)塊石盒子組、山西組致密砂巖氣為例，通過分析實驗，該區(qū)致密砂巖儲層石盒子組孔隙度分布范圍為6%～14%，滲透率為（0.04～9.2）×10-3μm2；山西組孔隙度分布范圍為6.4%～12.9%，滲透率為（0.06～11.2）×10-3μm2，屬于典型的低、特低孔、低滲、特低滲儲層。正是由于物性差，使得巖性背景遠(yuǎn)高于含氣性對測井信息的影響，因此就會出現(xiàn)含氣性的變化在測井曲線上很難區(qū)分，經(jīng)典的“聲波跳躍”現(xiàn)象消失，“中子密度”挖掘效應(yīng)在判別氣層差異上不明顯。在定量計算孔隙度參數(shù)時，由于區(qū)塊巖性復(fù)雜（圖5、圖6），巖屑類砂巖比重大，巖屑砂巖所含礦物成分的復(fù)雜多變使儲層的骨架值多變[9]，因此，在傳統(tǒng)石英砂巖儲層評價中，通過確定儲層的巖性骨架值計算孔隙度的精度就會受到很大影響，進而含氣飽和度同樣不準(zhǔn)確。綜上分析，儲層物性差及巖性復(fù)雜是造成常規(guī)方法評價不準(zhǔn)確的根本原因。因此在評價思路上選擇避開受巖性影響的孔隙度絕對值求取，退而求取受含氣性影響的孔隙度的相對變化是識別含氣性的一種途徑。

在通過對多條曲線的含氣性敏感分析基礎(chǔ)上，采用含氣性反應(yīng)最敏感的三孔隙度曲線，通過泥質(zhì)校正消除同一背景下的巖性影響，見式（4）；再對含氣對三孔隙度的差異化進行放大，見式（5）、式（6），能夠較為清楚地反映儲層含氣性差異[6-10]。

圖5 下盒子組巖性分布Fig.5 Lithology distribution of Xiahezi formation

圖6 山西組巖性分布Fig.6 Lithology distribution of Shanxi formation

式中：φρ、φn、φT分別為密度孔隙度值、中值孔隙度值、聲波時差孔隙度值，%；Vsh為泥質(zhì)含量，%；DEN、CNL、DT分別為補償密度測井值、補償中子測井值、聲波時差測井值，g/cm3、%、μs/m；ρma、φma、Δtma分別為補償密度骨架值、補償中子骨架值、聲波時差骨架值，g/cm3、%、μs/m；ρf、φf、Δtf分別為補償密度流體值、補償中子流體值、聲波時差流體值，g/cm3、%、μs/m；ρsh、φsh、Δtsh分別為補償密度泥巖值、補償中子泥巖值、聲波時差泥巖值，g/cm3、%、μs/m。

式中：a1、b1、a2、b2為孔隙度校正系數(shù)，隱含為1。當(dāng)在Y1與Y2曲線在儲層段出現(xiàn)包絡(luò)面積，包絡(luò)面積越大反映為氣層的幾率越高，反之則指示為水層或致密干層。

2 解釋精度檢驗

A井1233～1235m（1號層）井段及1245～1253.5m（3號層）為致密砂巖儲層段，采用上述方法重新處理該層段，通過與對應(yīng)層段的核磁共振結(jié)果進行對比（表3），1號氣層的測井解釋平均孔隙度為10.1%，核磁共振對應(yīng)儲層的平均孔隙度為9.6%；測井解釋的平均含氣飽和度為61.2%，核磁共振分析的平均含氣飽和度為59.5%；3號差氣層的測井解釋平均孔隙度為7.8%，核磁共振對應(yīng)儲層的平均孔隙度為7.0%；測井解釋的平均含氣飽和度為40.2%，核磁共振分析的平均含氣飽和度為39.8%。通過與核磁對比說明解釋方法的解釋精度較高。

表3 A井核磁共振實驗數(shù)據(jù)Table3 Experimental data of MRI of well A

表4 測井解釋成果與測試情況對比Table4 Comparison between logging interpretation results and testing results

3 實際應(yīng)用效果

B井山西組一段發(fā)育致密砂巖儲層，從測井曲線分析主力砂層5號層具有巖性純（GR呈現(xiàn)低值相應(yīng)），滲透性好（SP異常幅度大，雙側(cè)向電阻率呈現(xiàn)正差異），三孔隙度曲線特征表現(xiàn)出中子“挖掘效應(yīng)”，密度值降低，聲波曲線增大的特點。通過含氣指示法可以看出5號層出現(xiàn)明顯含氣指示，含氣性特征明顯。通過二次定量計算含氣飽和度為61%，孔隙度為8.1%，綜合解釋為氣層。后期通過壓裂測試5號層，獲得最高日產(chǎn)氣6 158 m3/d。推廣使用該方法用于老井復(fù)查后，提出的15口測試井，測試成功率達到87%（表4），取得了令人滿意的測試效果。

4 結(jié)論

1）在定量評價方法上，考慮構(gòu)造、沉積相的不同，采用分構(gòu)造、沉積建立測井解釋模型；考慮物性變化造成的巖電參數(shù)差異，采用可變巖電參數(shù)的方式建立巖電參數(shù)解釋模型。

2）在定性評價方式上，根據(jù)含氣響應(yīng)敏感曲線，采用三孔隙度含氣指示法識別氣層，規(guī)避在巖性多變情況下對定量解釋參數(shù)的影響。

3）從實際應(yīng)用效果分析，采用文中的模型和方法進行二次解釋并測試，15口井獲得高產(chǎn)氣流，解釋準(zhǔn)確率較一次解釋提高23%。