蘇5和桃7區(qū)塊馬家溝組泥晶、泥粉晶白云巖儲層流體類型判別

趙輝，歐陽誠，程緒彬，石新，韓翀，朱萌

（中國石油集團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)塊馬家溝組是風化巖溶型儲層，巖性以泥晶和泥粉晶白云巖為主，儲層儲集空間以孔洞為主，儲層段孔隙度3%～7%，儲層厚度0．5～1．5m，具有孔隙度低、儲層厚度薄的特征。該組儲層試油41口，其中氣井僅5口，干井高達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。儲層有效性評價難是該區(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，這類儲層一直是測井流體類型判別中的難點。從產(chǎn)液類型看，氣水同層和水層井居多，而氣水同層的識別往往很難。試油資料揭示了馬家溝組儲層流體類型判別不僅涉及到流體類型判別難的問題，還涉及到儲層有效性評價難的問題。工區(qū)內(nèi)大量中、高孔隙度儲層不產(chǎn)液的原因及如何在只有常規(guī)測井資料的情況下識別出中、高孔隙度的干層，如何將氣層、高電阻率水層、氣水層識別出來都是需要解決的難題。

本文通過核磁共振實驗、壓汞和巖石薄片研究，認為導致部分井高孔隙度低產(chǎn)、不產(chǎn)的原因是儲層溶蝕孔洞及裂縫不發(fā)育且儲層孔喉徑小、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，進而利用孔隙度—飽和度交會法區(qū)分非氣層中的有效儲層和無效儲層，針對有效儲層采用氣測錄井資料識別氣水層和水層的整體方案，有效解決了馬家溝組儲層類型判別難題。

1 孔隙結(jié)構(gòu)特征分析

馬家溝組大量試油資料證實，儲層孔隙度高低及儲層厚度的厚薄并不是儲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試為干層（見表1）。從表1可見孔隙度高、儲層厚度厚的儲層并不一定就能成為有效儲層。壓汞實驗揭示，最大進汞飽和度、門檻壓力及中值壓力與孔隙度大小關系不明確［1－4］（見圖1），反映出儲層的好、差不能直接用孔隙度大小來評價。

表1 蘇5、桃7區(qū)塊馬五14段試油段統(tǒng)計表

圖1 馬家溝組儲層段樣品壓汞曲線

取儲層段的10塊樣品做核磁共振實驗，其中9塊樣品是SU5－A1井高產(chǎn)氣層段的樣品。實驗結(jié)果顯示，樣品中束縛水飽和度最低為44．34%，最高達73．8%，平均束縛水飽和度高達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），表明儲層孔喉半徑主要分布在毛細管附近，反映出儲層的孔、喉徑很小［5－7］。儲層孔喉徑小并具有高束縛特征卻高產(chǎn)，是因為該井受風化巖溶和構(gòu)造應力作用。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集空間，裂縫成為有效的滲流通道，使該層成為有效儲層，獲得高產(chǎn)天然氣。

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

表2 核磁共振實驗結(jié)果

圖2 核磁共振實驗T2譜及累計孔隙度曲線圖

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

要對馬家溝組儲層段流體類型作出準確判別必須同時解決中、高孔隙度干層的識別問題，否則會將這類儲層誤解釋為氣層、水層、氣水同層等。研究綜合利用常規(guī)測井資料和氣測資料分3步解決馬家溝組儲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—飽和度交會法將非氣層中的有效儲層和無效儲層區(qū)分開來，針對有效儲層再結(jié)合氣測錄井進一步識別儲層的流體類型。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)分有效儲層還是無效儲層，再區(qū)分氣層、氣水層和水層，該方法先直接識別出氣層，這是該方法的關鍵。

2．2 理論基礎及應用

D V Ellis實驗研究表明［9－10］，當白云巖孔隙度較高（15%～25%）、地層水礦化度或鉆井液礦化度（有侵入時）也較高（6×104～8×104mg·L－1）時，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］。從大量實際資料看，白云巖水層段視孔隙度增加的程度比實驗結(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層（見圖3），在白云巖水層段補償中子會異常增大，補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個區(qū)域內(nèi)非常普遍，這是因為高礦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］，使補償中子測井值異常增大。天然氣因含氫指數(shù)低，會使補償中子降低，在氣層段產(chǎn)生挖掘效應，中子測井值偏低，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偏低的特征?；谶@一顯著的差別先直接識別出氣層。

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。對于高孔隙度干層，只是不產(chǎn)可動水的高束縛水水層，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）其比值也會大于1．3的原因。

圖4對氣層的判別符合率達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 白云巖儲層水層段補償中子增大特征

針對中子孔隙度聲波（密度）孔隙度比值大于1．3的非氣層，優(yōu)選孔隙度—飽和度交會法將有效儲層和無效儲層區(qū)分開來?？紫抖取柡投冉粫ㄊ峭ㄟ^φ－Sw交會圖中數(shù)據(jù)點的分布特征來判斷儲層是否含可動水，如交會點呈近雙曲線分布規(guī)律，說明儲層只含束縛水，不含可動水，判斷為干層；如交會點呈明顯分散狀，說明儲層含可動水，儲層為氣水同層、水層等。該方法對多口高孔隙度干層的識別符合率達到100%，如SU5－A3和SU5－A4的2口井孔隙度高、儲層厚度厚的井測試為干層，其φ－Sw交會點呈明顯雙曲線特征（見圖5）。使用該方法對非氣層類的61個層作了判別，符合49個層，符合率80．3%。利用常規(guī)測井資料達到這樣的判別效果非常理想。取得這樣好的判別效果是因為馬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

針對有效儲層需進一步把氣水層和水層區(qū)分開。碳酸鹽巖儲層中氣水同層和水層的識別往往很難。嘗試采用了孔隙度—電阻率交會法、雙側(cè)向差異法、電阻率絕對值法和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—電阻率交會法和電阻率絕對值法這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。

研究采用了氣測錄井資料對復雜儲層的氣水層和水層進行判別，氣水同層的氣測值相對較高，一些水層段盡管電阻率值高，但氣測值低。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—飽和度交會圖

圖6 電阻率—全烴交會圖

實際中，使用了上述系統(tǒng)性的解決方案取得了很好的應用效果，在僅有常規(guī)測井資料的條件下很好地解決了馬家溝組儲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井值明顯增大，而氣層段補償中子會產(chǎn)生挖掘效應，中子測井值偏低。這會使氣層段中子孔隙度與聲波或密度孔隙度比值相對偏低，而水層段明顯偏高，基于這一顯著差異先直接識別出氣層。

（3）非氣層類儲層中，孔隙度—飽和度交會點呈近雙曲線特征的為干層，呈散點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)的恒速壓汞法評價［J］．北京大學學報：自然科學版，2012，48（5）：770－774．

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

［3］高樹生，邊晨旭，何書梅．運用壓汞法研究低滲巖心的啟動壓力［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，顏其彬，等．碳酸鹽巖巖樣核磁共振實驗特征分析［J］．測井技術，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)的對應性研究［J］．中國石油大學學報，2012，36（6）：53－56．

［7］趙杰，姜亦忠，王偉男，等．用核磁共振技術確定巖石孔隙結(jié)構(gòu)的實驗研究［J］．測井技術，2003，27（3）：185－188．

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

［9］趙良孝，補勇．碳酸鹽巖儲層測井評價技術［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．火山巖儲層流體性質(zhì)識別［J］．石油地球物理勘探，2008，43（6）：728－730．