縫洞性碳酸鹽巖儲層測井評價(jià)技術(shù)

朱國璋，吳見萌，葛祥，繆祥禧

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司，四川 成都610100）

0 引 言

四川盆地AZ長興組縫洞性儲層埋深5000～7000m，儲層巖性為溶孔殘余生屑白云巖、含生屑溶孔白云巖、溶孔粒屑白云巖及生屑灰?guī)r等，儲集類型為溶蝕孔洞型和裂縫－孔洞型［1－4］。通過對AZ長興組取心段586個(gè)樣品統(tǒng)計(jì)，平均孔隙度為4．04%，滲透率主要集中在0．1～10mD＊非法定計(jì)量單位，1mD＝9．87×10－4，μm2，下同之間，儲層以低孔隙度特低滲透率為主，部分中低孔隙度低滲透率儲層［5］。

針對縫洞性儲層特征，本論文闡述了4個(gè)難點(diǎn)技術(shù)：基于電成像譜分析法的高電阻率儲層有效性評價(jià)技術(shù)；考慮孔隙結(jié)構(gòu)的影響，改進(jìn)了Pickett交會圖版，適用于縫洞性碳酸鹽巖儲層流體識別與應(yīng)用；以巖石弛豫特征和氣水弛豫特征為理論基礎(chǔ)，形成了縫洞性儲層核磁共振T2氣水識別技術(shù)；基于氣層孔隙度和有效厚度（限于Vsh≤10%、φ≥2%、Sw≤20%）的乘積累加的縫洞性儲層產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)。這些技術(shù)能有效解決縫洞性儲層測井評價(jià)難題。

1 儲層有效性評價(jià)

四川盆地AZ長興組縫洞性儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫及溶蝕孔洞發(fā)育，因此，裂縫及溶蝕孔洞的有效性判別是縫洞性儲層評價(jià)的關(guān)鍵。前人研究表明，對于海相碳酸鹽巖，當(dāng)Rd≥10000Ω·m時(shí)，儲層的有效性較差，一般可視為非儲層［6］，但四川盆地AZ長興組則發(fā)育類似高電阻率層（Rd≥10000Ω·m）的優(yōu)質(zhì)儲層，針對這類儲層，儲層的有效性判別是縫洞性儲層評價(jià)的難點(diǎn)。因此，綜合利用斯通利波能量衰減、靜動(dòng)態(tài)圖像信息表征［7］、電成像孔隙度頻率分布信息可達(dá)到評價(jià)縫洞性儲層有效性的目的。

以××7井為例（見圖1），6252～6275m井段巖性為白云巖，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，深側(cè)向電阻率值大于10000Ω·m，靜、動(dòng)態(tài)成像顏色較亮，小洞與小洞之間部分為亮色的高電阻率區(qū)，斯通利波能量強(qiáng)，反映部分溶蝕孔洞連通性不好。孔隙頻率分布顯示局部儲層段呈雙峰指示特征，反映縱向上該儲層段次生溶蝕孔洞非連續(xù)性分布，其儲層有效性相對較差。綜合分析認(rèn)為高電阻率是由于溶洞連通性不好和孤立溶洞高含氣飽和度共同所致，由于該儲層段溶蝕孔洞普遍發(fā)育，故雖連通性不好，但通過酸化壓裂改造后可以實(shí)現(xiàn)洞洞相通，因此，綜合評價(jià)該段高電阻率層為有效儲層。完井后，對該段高電阻率儲層的有效性進(jìn)行了評價(jià)，經(jīng)射孔酸壓測試，穩(wěn)定油壓19．16MPa，天然氣產(chǎn)量103．592×104m3／d。

圖1 ××7井長興組縫洞性儲層特征

相比之下，儲層段6300～6325m也以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，但深淺雙側(cè)向明顯降低，深側(cè)向電阻率值為400～1000Ω·m，深淺側(cè)向呈正差異，斯通利波能量明顯衰減，儲層滲透性好。成像圖上裂縫和溶蝕孔洞非常發(fā)育，縱向上呈片狀分布，孔隙頻率分布圖顯示儲層段縱向上呈連續(xù)的雙峰指示特征，反映次生孔隙極為發(fā)育，儲層有效性好。完井后，對6300～6325m井段經(jīng)射孔酸化測試，穩(wěn)定油壓30．07MPa，獲得天然氣產(chǎn)量120×104m3／d。

對比分析認(rèn)為，在相同物性條件下，高電阻率儲層的有效性不及低電阻率儲層的有效性好，但通過酸化壓裂改造后可以改善高電阻率儲層的有效性，從而獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流。

2 氣水差異識別

常規(guī)測井和核磁共振測井結(jié)合是判別縫洞性儲層流體性質(zhì)的最有效的方法?？p洞性儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，不同儲層物性對應(yīng)的孔隙度膠結(jié)指數(shù)、飽和度指數(shù)有所差異，與此對應(yīng)的氣水差異識別圖版也有所不同。因此，針對這些特征，以φ≥10%、φ＝5%～10%、φ＝2%～5%作為縫洞性儲層Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類的物性分類標(biāo)準(zhǔn)，分別擬合了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層在不同飽和度條件下電阻率與孔隙度的氣水識別圖版（見圖2）。這些圖版基于密閉取心分析的不同儲層物性的孔隙度膠結(jié)指數(shù)、飽和度指數(shù)的差異而建立，其樣本點(diǎn)主要是四川盆地長興組縫洞性儲層已經(jīng)測試的電測數(shù)據(jù)。因此，依據(jù)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層氣水識別圖版，能準(zhǔn)確判別出縫洞性儲層的流體性質(zhì)。

圖2 縫洞性儲層氣水差異識別圖版

對于縫洞性儲層流體性質(zhì)識別，核磁共振測井也發(fā)揮了極其重要的作用，核磁共振測井不受巖石骨架成分的影響，直接對巖石孔隙中的流體信息進(jìn)行探測。一般來說，核磁共振測井弛豫過程有3種，包括［8］：表面弛豫、體積弛豫和擴(kuò)散弛豫。對海相碳酸鹽巖，表面弛豫作用較小，體積弛豫起主要作用，溶蝕孔洞越發(fā)育，體積弛豫作用越強(qiáng)，橫向弛豫時(shí)間越短。因此，四川盆地AZ長興組縫洞性儲層的標(biāo)準(zhǔn)T2氣水弛豫分布主峰主要集中在100～600ms之間。對于天然氣，其擴(kuò)散比油或水快得多，氣體的擴(kuò)散系數(shù)和氣體的密度及分子運(yùn)動(dòng)速度有關(guān)，而氣體的密度及分子運(yùn)動(dòng)速度與溫度、壓力有關(guān)。隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運(yùn)動(dòng)速度加快，分子間碰撞幾率增加，擴(kuò)散系數(shù)增大，橫向弛豫時(shí)間越短［9］。對于地層水，當(dāng)附著于碳酸鹽巖溶蝕孔洞中時(shí)，體積弛豫起主要作用。因此，通過上述分析，以測試資料為依據(jù)，并結(jié)合縫洞性儲層T2分布譜特征，分析認(rèn)為縫洞性儲層氣水分布主要表現(xiàn)：氣層的T2分布譜右峰靠前，水層的T2分布譜右峰靠后（見圖2右下）。同時(shí)，不同儲層物性的核磁共振測井T2氣水分布值也應(yīng)存在明顯差異，由于資料的局限性，研究僅對Ⅱ類測試層的T2氣水分布特征進(jìn)行了解析，其具體的T2氣水弛豫分布的值域區(qū)間情況詳見表1。依據(jù)核磁共振T2分布譜特征，能較為明顯地區(qū)分出縫洞性儲層的流體性質(zhì)。

表1 縫洞性儲層T2氣水弛豫時(shí)間分布值域區(qū)間情況表

以××3井長興組儲層6825～6925m井段為例，巖性為灰質(zhì)針孔砂狀白云巖，氣測全烴5．645↗21．734%，槽面針尖狀氣泡占15%～20%。測井曲線特征反映6825～6925m井段裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育，但儲層頂部6830～6840m井段深淺側(cè)向呈負(fù)差異（見圖3），單依靠常規(guī)測井曲線響應(yīng)特征，很難對該儲層的流體性質(zhì)作出準(zhǔn)確判斷。

圖3 ××3井長興組縫洞性儲層流體性質(zhì)判別成果圖

該儲層為Ⅱ類儲層，依據(jù)Ⅱ類儲層電阻率與孔隙度交會圖版（見圖3右下），指示長興組6825～6855m和6866．5～6907．5m井段含水飽和度小于20%，具明顯含氣響應(yīng)特征；6907．5～6925m井段含水飽和度為30%～50%，具含水特征。同時(shí)，核磁共振測井響應(yīng)特征反映6825～6855m和6866．5～6907．5m井段長等待時(shí)間T2分布譜靠前，其T2譜右峰的主峰值為150ms，具含氣特征；6907．5m以下長等待時(shí)間T2分布譜靠后，其T2譜右峰的主峰值為250ms，具明顯含水特征。依據(jù)形成的流體評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，將6825～6855m和6866．5～6907．5m井段評價(jià)為裂縫－孔洞型氣層，6907．5～6925m井段解釋為裂縫－孔洞型氣水同層。因此，結(jié)合成像測井響應(yīng)特征，綜合分析認(rèn)為××3井長興組儲層頂部6830～6840m井段低角度裂縫發(fā)育，呈片狀分布，縱向上連續(xù)性好，是導(dǎo)致該儲層深淺側(cè)向電阻率負(fù)差異的主要原因。

在后期水平井鉆井中，主要針對測井解釋的6825～6855m井段裂縫－孔洞型氣層進(jìn)行水平鉆遇，依據(jù)水平段的測井曲線組合特征，共解釋有效儲層厚度501．9m，其中I類氣層45．7m、Ⅱ類氣層223．3m，Ⅲ類氣層232．9m。完井后，對××3井長興組水平段進(jìn)行了裸眼替噴測試，在井口壓力41．5MPa時(shí)，天然氣無阻流量高達(dá)751．61×104m3／d。綜上所述，利用電阻率與孔隙度交會和核磁共振測井相結(jié)合能準(zhǔn)確判別縫洞性儲層的流體性質(zhì)，這將為高效經(jīng)濟(jì)地開發(fā)四川盆地AZ長興組氣藏提供有力的技術(shù)支撐。

3 儲層產(chǎn)能預(yù)測

四川盆地AZ長興組縫洞性儲層儲集空間主要以溶蝕孔洞型為主，因此孔隙度對產(chǎn)能的控制起到關(guān)鍵作用，特別是φ＝5%～10%的Ⅱ類儲層和φ≥10%的Ⅰ類儲層對產(chǎn)能起主導(dǎo)作用。除孔隙度以外，儲層厚度也是控制產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，由于AZ長興組氣層的含氣飽和度整體較高，不同物性的氣層飽和度差異較小?；谏鲜龇治稣J(rèn)為氣層孔隙度和有效厚度（限于Vsh≤10%、φ≥2%、Sw≤20%）的乘積累加能直接反映出儲層的產(chǎn)能狀況，據(jù)此，選取測試資料較為豐富的縫洞性氣層建立產(chǎn)能預(yù)測模型，為縫洞性儲層快速預(yù)測產(chǎn)能提供技術(shù)依據(jù)。表2為四川盆地AZ地區(qū)縫洞性儲層參數(shù)及測試情況表。圖4（a）為∑φ×H與測試產(chǎn)能之間的關(guān)系，圖4（b）為∑φ×H與無阻流量之間的關(guān)系。從圖4中看出∑φ×H與兩者相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)分別達(dá)到0．849和0．852。因此，認(rèn)為四川盆地AZ地區(qū)長興組縫洞性儲層產(chǎn)能預(yù)測可采用式（1）、式（2）模型

圖4 縫洞性儲層測試產(chǎn)量和無阻流量與Σφ×H相關(guān)分析圖

表2 四川盆地AZ地區(qū)縫洞性儲層參數(shù)及測試情況表

4 結(jié) 論

（1）綜合利用斯通利波能量衰減、靜動(dòng)態(tài)圖像信息表征、電成像孔隙度頻率分布信息解決了四川盆地AZ長興組高電阻率儲層的有效性判別難題。

（2）不同飽和度條件下的電阻率與孔隙度交會、核磁共振測井氣水弛豫分布信息是縫洞性儲層氣水差異判別的最有效的方法。解決了裂縫引起的深淺側(cè)向負(fù)差異的流體性質(zhì)識別難題。

（3）縫洞性氣層孔隙度和有效厚度的乘積累加直接反映出儲層的產(chǎn)能狀況，這將為縫洞性儲層快速便捷的進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測提供技術(shù)依據(jù)。

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