鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密砂巖氣藏測井產(chǎn)能評價

李 鑫 劉 棟

(成都理工大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610059)

大牛地氣田位于伊陜斜坡東北部的塔巴廟地區(qū)，其上古生界地層太原組 — 山西組 — 下石盒子組為一套從海相到海陸過渡相再到陸相的沉積體，發(fā)育多套氣層。二疊統(tǒng)下石盒子組盒1段巖性以巖屑砂巖和石英巖屑砂巖為主，沉積相主要為辮狀河沉積[1]。

該區(qū)盒1段氣層單個砂體厚度較薄，一般為2～10 m，寬度為數(shù)十米至上千米，砂體均呈南北向的透鏡狀或條帶狀，橫向變化大。而且儲集體在空間上隨時間的推移相互疊置、復(fù)合連片，但單個砂體橫向上連續(xù)性差[2]。統(tǒng)計盒1段砂巖2 395個樣品，孔隙度分布在0.7%～20.1%，平均值為7.36%；滲透率分布在(0.01～15.3)×10-3μm2，平均值為0.40×10-3μm2，為典型的特低孔低滲致密砂巖氣層。盒1段氣層物性變化大，氣層的非均質(zhì)強，儲量豐度低，產(chǎn)量變化大。

1 測井參數(shù)特征

地層含氣時會對多種測井值產(chǎn)生影響，氣層的測井曲線特征是儲層巖性、物性及含氣性的綜合反映。其中不同種類的測井曲線可以反映儲層的一些特征，如自然伽馬和自然電位測井參數(shù)可對儲層巖性進行解釋；聲波時差、密度和中子測井參數(shù)可對其物性進行解釋；深、淺側(cè)向電阻率測井參數(shù)可對儲層含氣性進行解釋[3]。與此同時，巖石物性也對儲層測井參數(shù)有一定的影響，如孔隙度及滲透率的增大會導致密度減小、電阻率降低、聲波時差增大。盒1段氣層測井曲線有以下特點：相對于鄰近非氣層位，自然伽馬值低，自然電位負異常明顯，對應(yīng)的孔隙度及滲透率相對較好，中子孔隙度、密度測井值減小，聲波時差值反而增大，出現(xiàn)“周波跳躍”現(xiàn)象，深側(cè)向電阻率有高有低，表現(xiàn)為高阻或低阻氣層。

觀察產(chǎn)能較高、中等及較低氣層的測井曲線特征，從產(chǎn)能的角度將大牛地氣田盒1段砂巖氣層分為3類[4](見表1)。由于氣層本身的非均質(zhì)性強，且盒1段產(chǎn)能整體偏低，使得不同類型氣層的參數(shù)之間存在疊合區(qū)間。

表1 氣層按產(chǎn)能分類表

(1)Ⅰ類氣層：物性比較好，氣層的孔隙度大于8%，滲透率大于0.6×10-3μm2，聲波時差大于230 μsm，深側(cè)向電阻率大于30 Ω·m，含氣飽和度大于65%，泥質(zhì)含量小于15%，屬于盒1段中高產(chǎn)氣層。

(2)Ⅱ類氣層：氣層的孔隙度為8%～14%，滲透率為(0.6～2.5)×10-3μm2，聲波時差為214～295 μsm，深側(cè)向電阻率大于30 Ω·m，含氣飽和度為60%～75%，泥質(zhì)含量小于15%，屬于盒1段低產(chǎn)氣層。

(3)Ⅲ類氣層：孔隙度小于10%，滲透率一般小于0.8×10-3μm2，聲波時差小于260 μsm，深側(cè)向電阻率大于18 Ω·m，含氣飽和度為50%～60%，泥質(zhì)含量小于15%，屬于非產(chǎn)層。

由于3類氣層巖性、物性的差別，使得不同類型的氣層具有不同測井曲線特征，總體上氣層的測井相呈齒化箱型，有低滲透特征，為典型的辮狀河沉積相(圖1)。Ⅰ、Ⅱ類氣層具有“兩高兩低”的特征，即深側(cè)向電阻率高，聲波時差高，自然伽馬低，補償中子低；相對Ⅰ、Ⅱ類氣層，Ⅲ類氣層自然伽馬值高，補償中子高，深側(cè)向電阻率低，聲波時差低。

圖1 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類氣層盒1段測井曲線特征(大59井、大10井、大33井)

2 重構(gòu)氣層分類參數(shù)

雖然自然伽馬、補償中子、聲波時差、深側(cè)向電阻率曲線可以作為區(qū)分氣層類型的參數(shù)，但由于該地區(qū)砂巖致密且非均質(zhì)性較強，特別是Ⅰ、Ⅱ類氣層的測井曲線區(qū)別不明顯，僅僅觀察測井曲線特征難以較好地評價氣層。因此定義如下3種參數(shù)：A1= AC X RD；A2= GR X CNL；A3=LLDCNL。

Ⅰ類氣層A1值比Ⅱ類氣層高，通過A1值可以較好的區(qū)分開Ⅰ、Ⅱ類氣層。Ⅰ類氣層A2值比Ⅱ類氣層值低，通過A2值也可以較好的區(qū)分出Ⅰ、Ⅱ類氣層。通過對ACCNL、ACGR、LLDCNL、LLDGR等4組數(shù)據(jù)的統(tǒng)計及觀察，其中LLDCNL值最能反映出Ⅱ類氣層與Ⅲ類氣層之間的差異，通過A3值可以較好地區(qū)分Ⅱ類氣層與Ⅲ類氣層。

結(jié)果表明氣層越好，聲波時差及深側(cè)向電阻率測井曲線值越高，自然伽馬及補償中子值越低，即A1值越高，A2值越低。建立A1A2與產(chǎn)能之間的關(guān)系，從而達到定量評價氣層的目的。

3 利用重構(gòu)參數(shù)建立產(chǎn)能定量評價及預(yù)測模型

為了能夠定量地評價單井氣層的產(chǎn)能，依據(jù)表1給出的標準建立產(chǎn)能評價模型[5]，計算無阻流量與A1A2的關(guān)系式，3類氣層無阻流量預(yù)測模型分別見圖2，圖3和圖4。

圖2 Ⅰ類氣層無阻流量預(yù)測模型

圖3 Ⅱ類氣層無阻流量預(yù)測模型

由圖可知單井盒1段無阻流量與A1A2成負相關(guān)性，不同類型產(chǎn)能的氣層相關(guān)性不同。通過盒1段氣層的自然伽馬、聲波時差、深側(cè)向電阻率、補償中子所重構(gòu)的參數(shù)可以定量評價氣層的產(chǎn)能，其評價模型見表2。

表2 氣層無阻流量評價模型

4 產(chǎn)能預(yù)測模型檢驗

用未參與建立模型的試氣井對其盒1段進行檢測(表3，圖5)，模型檢測結(jié)果良好，Ⅰ類氣層的預(yù)測效果優(yōu)于Ⅱ類、Ⅲ類氣層，此模型適用于該地區(qū)盒1段氣層的產(chǎn)能評價及預(yù)測。

表3 未參與建立模型的試氣井對盒1段進行無阻流量檢測的相關(guān)數(shù)據(jù)

圖5 實際無阻流量與預(yù)測無阻流量的關(guān)系

5 結(jié) 論

(1)盒1段氣層測井曲線有以下特點：自然伽馬值低，自然電位負異常明顯，對應(yīng)的孔隙度及滲透率相對較好，中子孔隙度、密度測井值減小，聲波時差值大，深側(cè)向電阻率有高有低。

(2)利用常規(guī)測井數(shù)據(jù)重構(gòu)參數(shù)，對天然氣氣層進行產(chǎn)能評價，為天然氣氣層的深入研究提供參考。

(3)重構(gòu)測井參數(shù)建立測井模型，可以較好地對大牛地氣田盒1段氣層進行定量的評價,具體實例的檢驗證明了模型的有效性和實用性。

[1] 侯瑞云.大牛地氣田盒一段低孔滲砂巖儲層特征[J].石油天然氣地質(zhì),2012,33(3)：468-477.

[2] 成楠楠，張占松，楊凱，等.蘇里格氣田伊陜斜坡致密砂巖氣藏的產(chǎn)能評價[J].石油天然氣學報,2012,34(3):204-206.

[3] 吳娟娟,李仲東,陳威,等.大牛地氣田太2段致密砂巖氣層識別研究[J].巖性油氣藏,2013,25(1):102-106.

[4] 雍世和，張超謨．測井數(shù)據(jù)處理與綜合解釋[M]．東營：石油大學出版社，1996.

[5] 毛志強，李進福．油氣層產(chǎn)能預(yù)測方法及模型[J]．石油學報，2000，21(5)：58-61.