吳 玟 雷一文 沈秋媛 王舒蓓

①中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司蜀南氣礦②中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院

蜀南地區(qū)三疊系須家河組須二段儲層沉積特征以三角洲前緣的水下分流河道和河口壩交替發(fā)育為主，縱向上為多個小層相互疊置，單層厚度較小，儲層井間連續(xù)性差，總體上砂體分布非均質(zhì)性強，橫向上追蹤難，無明顯標志層。泥巖層成分復(fù)雜，有機質(zhì)、泥礪、碳質(zhì)泥巖與粉砂巖互層，對泥巖測量值均有影響，即使在自然伽瑪均質(zhì)及分布形態(tài)比較接近的層位，聲波峰值及平均值仍有較大差別，采用泥巖段刻度達不到標準化的精度要求。因此，在選取標準井時，除遵循傳統(tǒng)原則之外，還分不同完鉆情況進行選取，在此基礎(chǔ)上統(tǒng)計標準井標準層特征值，通過直方圖對比的方法，對工區(qū)老井資料進行校正，部分井補償聲波與井徑曲線處理前需要做公英制轉(zhuǎn)換，形成四種巖性的聲波-中子、密度-中子，聲波-密度、聲波-電阻率交會圖版，結(jié)合理論值，總結(jié)出長石石英砂、巖屑砂巖、鈣質(zhì)砂巖、含碳砂巖四種不同成分砂巖的測井響應(yīng)特征值范圍。

近年來，高石梯地區(qū)在針對震旦系-下古生界的油氣勘探歷程中，先后發(fā)現(xiàn)了威遠和安岳兩大油氣田，勘探發(fā)現(xiàn)集中于寒武系下統(tǒng)的龍王廟組和震旦系上統(tǒng)的燈影組，而對于上三疊統(tǒng)須家河組的勘探程度較低[1]。自1964年通1井測試獲氣發(fā)現(xiàn)須家河組須二氣藏之后，獲氣成功率僅為29.17%。隨著四川盆地須家河組低孔、低滲砂巖鉆、試、采工藝技術(shù)的提高和研究程度的不斷深入，須家河組勘探進入新時期，區(qū)內(nèi)見各類油氣顯示449井次,獲須二工業(yè)氣井24口,共獲井口測試氣產(chǎn)量298.66×104m3/ d、油產(chǎn)量131.52t/d、水產(chǎn)量343.38 m3/d，充分展現(xiàn)了區(qū)內(nèi)須二氣藏具有良好的勘探開發(fā)前景。

由于儲層井間連續(xù)性差，砂體橫縱向非均質(zhì)性強，無明顯標志層，難以追蹤。加之泥質(zhì)層成分復(fù)雜，有機質(zhì)，泥礫、碳礫、碳質(zhì)泥巖、泥質(zhì)與粉砂質(zhì)泥巖互層的薄層狀層理等等對泥巖測量值均有影響，難以對蜀南地區(qū)須家河組儲層分布進行研究。本文主要根據(jù)巖心、測井等資料，通過巖心薄片鑒定、統(tǒng)計、分析，建立了測井巖性模板，對高石1井區(qū)儲層巖性進行了識別。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

高石梯地區(qū)主要位于樂山-龍女寺古隆起東段高石梯-磨溪構(gòu)造的高石梯潛伏構(gòu)造南部，單斜背景上發(fā)育近東西向展布的高點和構(gòu)造，整體呈北高南低之勢（圖1）。須家河組為一套內(nèi)陸河湖交替的陸源碎屑巖沉積，地層厚度穩(wěn)定分布，介于440 m～760 m之間，其頂部與上覆侏羅系自流井組呈假整合接觸，底部與下伏雷口坡組呈假整合接觸。須家河組自上而下劃分為六個層段，即須六段、須五段、須四段、須三段、須二段、須一段。須一、三、五段以黑色泥頁巖為主夾薄層泥質(zhì)粉砂巖、煤層或煤線，是須家河組主要的烴源層和蓋層。須二、須四、須六段以灰色中粒、中～細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主，其中，須二段是須家河組主要的儲集層段，儲集空間類型以孔隙型為主，局部發(fā)育裂縫～孔隙型儲層。

圖1 安岳氣田高石梯～磨溪區(qū)塊區(qū)域構(gòu)造位置示意圖

根據(jù)巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計，須二亞段儲層巖心分析孔隙度主要集中分布在8%～10%之間，平均孔隙度僅為8.68%（圖3）；滲透率分布在0.01 md～20.6 md之間，主頻分布范圍0.01 md～0.4 md，平均為0.47 md（圖2）。由上述數(shù)據(jù)分析，區(qū)塊內(nèi)以低孔、低滲及特低孔、特低滲儲層特征為主。區(qū)內(nèi)地層非均質(zhì)性強，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，因此裂縫的溝通對其儲層評價尤為重要。

圖2 安岳高石梯地區(qū)巖心樣品孔隙度和滲透率直方圖

2 測井標準化與巖性識別

2.1 標準井的選取和標準層的確定

測井數(shù)據(jù)標準化是在假定同一構(gòu)造的同一層段具有類似的地質(zhì)-地球物理特征，測井曲線具可比性。標準井的選取則主要原則為：①選取附近鉆達雷口坡組的新井作為標準井；②在須家河組完鉆井中，選取最靠近校正井的鄰近新井作為標準井。

由于河流相沉積，變化較快，區(qū)內(nèi)砂體非均質(zhì)性強，缺乏區(qū)域穩(wěn)定對比層；泥質(zhì)中測量值受成分復(fù)雜及泥質(zhì)與粉砂質(zhì)泥巖互層的薄層狀層理等影響，即使在自然伽馬相近的情況下，聲波值仍有較大的差別，達不到測井資料標準化的要求。故而選擇海相沉積穩(wěn)定的雷口坡組完鉆井。經(jīng)多井對比，雷二中部一典型石膏層，可作為對比層。如圖3所示，該層具以下特征：①厚度較穩(wěn)定；②三孔隙度度曲線值接近標準石膏值；③自然伽馬低值，且幅度相對平直；電阻率曲線為高阻限幅特征，反映石膏純度高。因此歸一化校正時，選擇與需校正井最近的新井，尋找層內(nèi)可跟蹤的致密層作為標準層。

圖3 高石8井-安8井標準層對比圖

2.2 測井資料歸一化

在上述標準井及標準層的選取的基礎(chǔ)上，統(tǒng)計標準井標準層特征值，通過直方圖對比的方法，對工區(qū)老井資料進行校正，部分井補償聲波與井徑曲線處理前需要做公英制轉(zhuǎn)換。

（1）雷口坡組完鉆井。選取安8井附近鉆至雷口坡的鄰井高石7井，建立該井雷二段中部標準石膏層的補償聲波、補償中子及補償密度的直方圖，由圖4可見高石7井標準石膏層聲波時差為50.41us/ft，補償中子為0.10P.U，補償密度為2.93g/cm3，將需校正井安8井標準層與高石7井對比，通過校正，使其與高石7井標準層的均值，主頻分布趨于一致。如圖中，安8井經(jīng)過上直方圖對比分析，補償聲波校正量為0.21us/ft，補償中子校正量為0.08P.U，補償密度校正量為-0.06 g/cm3。

圖4 雷二段補償聲波、補償中子及補償密度標準化校正直方圖

（2）須家河組完鉆井。以安岳氣田為例，選擇相鄰井的致密鈣質(zhì)砂巖層為標準層。建立鄰井標準層的補償聲波、補償中子及補償密度直方圖，由圖5可見該井標準層聲波時差為52.24us/ft，中子為4.39P.U，補償密度為2.60g/cm3，再將岳11井標準層與高石108井對比，通過校正，使其與高石108井標準層的均值及主頻分布趨于一致。通過對比分析，岳11井補償聲波校正量為-0.07us/ft，補償中子校正量為0.05P.U，補償密度校正量為-0.13 g/cm3。

圖5 安岳氣田補償聲波、補償中子及補償密度標準化校正直方圖

（3）校正效果展示。采取上述校正方法，對區(qū)內(nèi)2009年之前所測的7口老井進行校正，而工區(qū)新井通過按現(xiàn)行標準對測前、測時多次刻度及曲線重復(fù)性等多種檢測，已經(jīng)消除資料誤差，可以直接用于區(qū)塊評價要求。所以故未作校正、具體校正值見于表1。

表1 高石1井區(qū)老井標準化校正值表

通過校正，井間對比性增強，可用于區(qū)塊評價，但從校正值來看，差別較小，由此計算孔隙度均不到0.01%的差距[2-6]。

2.3 礦物巖石成分和巖性測井識別

測井特征是巖石的成分、孔隙度、裂縫、流體等因素的綜合反映。進行巖性識別的目的是通過測井數(shù)據(jù)排除非儲層段，確定儲層發(fā)育段，進一步判斷儲層流體性質(zhì)和計算儲層參數(shù)，排除或減小復(fù)雜巖性的影響，為后續(xù)測井評價奠定基礎(chǔ)。前期研究表明，高石梯安岳區(qū)塊須家河組須二段成熟度指數(shù)主要分布在2～4之間，采用上述的比值分類方法，統(tǒng)計成熟度指數(shù)區(qū)間的孔隙度，當成熟度指數(shù)小于2時，孔隙度基本小于6%，當成熟度指數(shù)大于2時，孔隙度基本大于6%，在成熟度指數(shù)主要分布區(qū)間2～4之間，孔隙度基本介于6%～10%之間。由此可見，巖性的變化對地層物性也有所影響，因而巖性的準確識別為儲層有效性識別與儲層參數(shù)計算的基礎(chǔ)[7-10]。

（1）巖性測井識別。

a、長石石英砂巖的測井響應(yīng)特征。

長石石英砂巖在測井曲線上主要反映為自然伽馬低和相對高的聲波測井值（多大于62.0us/ft），其中子孔隙度明顯低于聲波孔隙度，若不受地層孔隙度與流體的影響，中子測井值多在10.0P.U以下，電阻率測井值一般低于70.0Ω.m，在高孔段、裂縫發(fā)育段和水層中電阻率則明顯降低。圖6中所框井段（圖片右側(cè)成像圖中若無框線，即該段對于左側(cè)框線內(nèi)井段，下同）為較純的長石石英砂巖，中子孔隙度與聲波孔隙度成鏡像特征，電阻率相對較高，成像圖中相對較為明亮?？傮w上區(qū)塊內(nèi)巖性以長石巖屑砂巖及巖屑砂巖為主，長石石英砂巖較為少見。

圖6 安岳氣田長石石英砂巖常規(guī)與成像測井特征圖

b、巖屑砂巖的測井響應(yīng)特征。

巖屑砂巖在測井曲線上反映為自然伽馬測井值相對高于長石石英砂巖，多在80.0API左右，部分粘土巖巖屑含量較高時，自然伽馬測井值高于80.0API，聲波測井值大多低于60.0us/ft；隨著巖屑含量增加，聲波測井值減小，中子測井值增大，密度測井值隨巖屑成分的不同變化較大，較純的巖屑電阻率測井值多大于60.0Ω.m，部分因泥質(zhì)影響，其值較低，其中，巖屑砂巖的中子孔隙度明顯高于聲波孔隙度（圖7）。

圖7 安岳氣田巖屑砂巖常規(guī)、成像特征圖

（2）巖性定量識別。

巖性識別是儲層評價的基礎(chǔ)，定量識別砂巖中的不同礦物成分，能夠有效減小巖性對儲層識別、流體識別及儲層參數(shù)的影響，從而提高儲層處理解釋精度。

在本區(qū)巖心薄片分析與巖心觀察基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究認識，建立了不同巖性的測井參數(shù)交匯圖版，根據(jù)圖版能明確地區(qū)分不同的巖性特征。由四種巖性的聲波-中子、密度-中子，聲波-密度、聲波-電阻率交會圖版可見，不同巖性具有不同的測井響應(yīng)關(guān)系，在上述圖版中均有明顯的分區(qū)特征，由此能較好的識別不同成分的砂巖（圖8）。

圖8 蜀南高石梯地區(qū)主要巖性交會圖特征

統(tǒng)計了不同巖性測井響應(yīng)特征值結(jié)合理論值，給出不同成分砂巖的測井特征值表（表2），以此表為基礎(chǔ)能識別不同類型的砂巖，由此為復(fù)雜巖性砂巖定量計算打下基礎(chǔ)[11]。

表2 不同巖性的測井特征值表

（3）多礦物處理模型。

蜀南高石梯地區(qū)須家河組地層砂巖巖性比較復(fù)雜，由前述可知，除開極少量的礦物成分外，還有泥質(zhì)、鈣質(zhì)、巖屑、煤（碳屑砂巖）、長石、石英等多種成分。

目前，有限的測井信息難以反演出地層中的全部礦物成分，因而對解釋模型進行簡化，把地層中含量很小的組分合并到性質(zhì)與之相近的組分中，忽略對測井信息影響較小的因素，例如，將長石巖屑砂巖劃歸于巖屑中；將長石劃歸于石英中，統(tǒng)稱為長石石英砂巖。按照 此劃歸原則結(jié)合須家河組巖性特征，建立一個簡化的多礦物儲層參數(shù)計算模型，即：長石石英砂巖、巖屑砂巖、鈣質(zhì)砂巖、煤（碳屑）以及泥巖（圖9）。

圖9 安岳高石梯地區(qū)須家河組地層多礦物模型圖

在巖心、薄片分析與測井信息的綜合應(yīng)用定性識別的巖性成分基礎(chǔ)上，利用適于本區(qū)實際的復(fù)雜巖性碎屑巖計算模型（將傳統(tǒng)多礦物計算程序中二個三角形發(fā)展為三個三角形確定巖性含量的方法，同一剖面可以同時計算4種巖性）精確計算巖性成分，在本區(qū)巖性準確識別的基礎(chǔ)上，從分析地質(zhì)參數(shù)與測井信息的相關(guān)性入手，合理選擇計算參數(shù)，進而提高本區(qū)儲層計算精度。

通過巖性組分計算，提高了地層巖性的計算精度，如圖10可見，雖然巖屑分析只取到井筒附近，而測井探測范圍更廣，但兩者之間仍有較好對應(yīng)性好。反映巖性處理準確，計算結(jié)果貼合本區(qū)實際。巖性的準確處理亦提高在巖性計算基礎(chǔ)上，儲層物性參數(shù)的計算精度[12-16]。

圖10 單井處理成果與巖屑及巖心分析對比圖

3 結(jié)論

（1）研究區(qū)三疊系須家河組自上而下劃分為六段。須二、須四、須六段以灰色中粒、中～細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主，其中，須二段是須家河組主要的儲集層段，儲集空間類型以孔隙型為主，局部發(fā)育裂縫～孔隙型儲層。

（2）通過直方圖對比的方法，對工區(qū)老井資料進行校正，部分井補償聲波與井徑曲線處理前需要做公英制轉(zhuǎn)換，將四種巖性的聲波-中子、密度-中子，聲波-密度、聲波-電阻率交會圖版，結(jié)合理論值，總結(jié)出四種不同成分砂巖的測井響應(yīng)特征值范圍。長石石英砂AC>50.0us/ft，CNL<6.0P.U，DEN<2.64g/cm3，RT<40.0Ω m；巖屑砂巖AC<60.0us/ft，CNL>8.0P.U，DEN>2.56g/cm3，RT<80.0Ωm；鈣質(zhì)砂巖AC<50.0us/ft，CNL<3.0P.U，DEN>2.58g/cm3，RT>90.0Ωm；含碳砂巖AC>63.0us/ft，CNL>7.5P.U，DEN<2.6g/cm3，RT高于相鄰砂巖層。

（3）建立一個簡化的多礦物儲層參數(shù)計算模型，精確計算巖性成分，合理選擇計算參數(shù)，可以提高儲層計算精度。