馬井什邡地區(qū)蓬二氣藏儲層四性關系研究

王志文

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司,四川成都610100）

馬井什邡地區(qū)蓬二氣藏儲層四性關系研究

王志文*

（中石化西南石油工程有限公司測井分公司,四川成都610100）

利用巖芯、測井、測試、分析化驗等資料，對成都氣田馬井什邡地區(qū)蓬二氣藏儲層的巖性、電性、物性及含氣性特征進行分析，總結了巖性與物性、巖性與含氣性、物性與含氣性其內(nèi)在聯(lián)系。分析認為馬井什邡區(qū)塊蓬萊鎮(zhèn)組儲層，中、細、粉砂巖物性較好，細砂巖為的有利巖性，含氣儲層測井響應基本特征為“三低兩高一正一負”。高電阻率、低自然伽馬、高聲波和自然電位負異常是好氣層的重要標志。

蓬二氣藏；物性；含氣性；四性關系

成都氣田馬井什邡區(qū)塊蓬二氣藏儲量規(guī)模大，儲量豐度低，具有異常高壓、低孔、特低滲、儲層非均質(zhì)性強的特點。本文充分利用巖芯、測井、測試分析化驗等資料[1]，深入研究成都氣田馬井什邡地區(qū)蓬二氣藏儲層的巖性、電性、物性及含氣性特征及其內(nèi)在聯(lián)系。

1　儲層四性特征分析

1.1巖性特征

成都氣田[2]馬井什邡區(qū)塊蓬萊鎮(zhèn)組地層巖性為棕褐色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖與褐灰、淺綠灰色細粒巖屑砂巖、粉砂巖略等厚互層。砂巖發(fā)育，厚度在3～20m，砂巖含量為75%～100%。根據(jù)薄片分析資料統(tǒng)計(表1)，馬井什邡地區(qū)蓬萊鎮(zhèn)組砂巖主要為巖屑砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和巖屑石英砂巖。

表1　蓬萊鎮(zhèn)組砂巖組分統(tǒng)計表

1.2物性特征

據(jù)蓬二氣藏儲層巖芯分析孔隙度及滲透率的統(tǒng)計[3]，儲層最大孔隙度19.33%，最小孔隙度1.68%，平均孔隙度11.2%。從巖芯孔滲關系圖(圖1)可以看出，孔隙度主要分布在9.0%～16.0%，低孔隙度儲層。蓬二氣藏儲層最大滲透率9.283mD，最小滲透率0.01mD，平均滲透率0.859mD。滲透率主要分布在0.08～2.0mD之間。屬近致密—常規(guī)儲層。由蓬二氣藏儲層巖芯孔隙度與滲透率的關系圖(圖1)可見，隨著孔隙度的增大滲透率有變好的趨勢，孔、滲相關性較好。

1.3電性特征

成都氣田馬井什邡區(qū)塊蓬萊鎮(zhèn)組儲層測井響應特征較為明顯(圖2)：含氣儲層測井響應基本特征為“三低兩高一正一負”，即低自然伽馬、低中子、低密度、高電阻率、高聲波、雙側(cè)向/微球電阻率正差異、自然電位負異常。儲層段表現(xiàn)為自然伽馬低值，一般為低—中值，為55～80API；其巖性以細砂巖為主。含氣將使聲波時差增大，中子、密度值降低，含氣性越好，變化幅度越大。聲波時差為中高值，一般為66～90μs/ft；中子為中低值，一般為6%～16%；密度曲線為中低值，一般為2.23～2.52g/cm3；自然電位負異常明顯；井徑平直與鉆頭相等或略有縮徑；雙側(cè)向曲線常呈正幅度差，深側(cè)向值一般為10～45Ω·m。

1.4含氣性特征

從目前的勘探成果看，馬井什邡蓬萊鎮(zhèn)組產(chǎn)層主要為孔隙型儲層?？紫缎偷膬臻g主要為孔隙，滲流通道為喉道，孔隙類型以孤立的次生孔隙為主，因此較多的孔隙型儲層的滲流能力較差。從氣井測試結果看，馬井什邡地區(qū)單井自然產(chǎn)能存在差異，范圍在（0.232～5.854）×104m3/d。氣井通過壓裂可以大幅提高單井產(chǎn)能，平均單井測試產(chǎn)量2.65×104m3/d，最高20.65×104m3/d；平均單井無阻流量3.76×104m3/d，最高為31×104m3/d；壓裂后平均單井無阻流量是壓裂前的2.4倍。

圖1　馬井什邡區(qū)塊蓬二氣藏巖芯孔滲關系圖

圖2　CX605井蓬二氣藏測井曲線圖

2　儲層四性關系分析

2.1巖性與物性的關系

巖性是決定儲層物性好壞的主要因素。馬井什邡蓬萊鎮(zhèn)組孔滲分析資料較為豐富，涉及的巖性有中砂巖、細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖。利用孔滲分析資料建立巖性與物性的關系圖(見圖1)。

由圖1可以看到，中砂巖孔隙度變化范圍為2.55%～15.154%，滲透率分布范圍為0.043～2.94mD；細砂巖孔隙度變化范圍為1.36%～19.39%，滲透率分布范圍為0.003～43.34mD；粉砂巖孔隙度變化范圍為1.13%～19.33%，滲透率分布范圍為0.009～11.23mD，泥質(zhì)粉砂巖孔隙度變化范圍為0.63%～9.74%，滲透率分布范圍為0.007～2.407mD；粉砂質(zhì)泥巖孔隙度變化范圍為2.21%～6.001%，滲透率分布范圍為0.0038～0.166mD；泥巖孔隙度變化范圍為2.55%～6%，滲透率分布范圍為0.011～0.619mD；從圖1反映的各種巖性的孔隙度與滲透率交會關系可以看出，中、細、粉砂巖物性較好，泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖物性較差。細、粉砂巖局部有裂縫顯示，滲透率變化范圍比較大。儲層巖性主體以細砂巖為主，其次為粉砂巖，其物性明顯要好于泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖。

2.2巖性與含氣性的關系

對目前測試的297層儲層進行了統(tǒng)計(見圖3)，其中測試層位的巖性為：細砂巖占80.1%，粉砂巖占13.8%，中砂巖占6.1%。儲層巖性以細砂巖為主，其次為粉砂巖，少量中砂巖。通過對測試的統(tǒng)計分析，獲得工業(yè)產(chǎn)層的儲層巖性：89.7%為細砂巖，7.2%為粉砂巖，3.1%為中砂巖。該區(qū)具有較好氣顯示的巖性主要為細砂巖，少量粉砂巖和中砂巖。因此細砂巖為馬井什邡區(qū)塊蓬萊鎮(zhèn)組儲層的有利巖性。

圖3　儲層巖性一含油性關系圖

2.3物性與含氣性的關系

利用孔滲分析資料，對研究區(qū)塊的砂巖作了物性與含氣性關系圖(圖1、圖3),可以明顯看出儲層的物性越好，其含油氣性越好，符合一般規(guī)律。

2.4電性與含氣性的關系

儲層巖性純、物性好時，具有低自然伽馬、低密度、高聲波、自然電位負異常的電性特征。含氣時，具有高阻正差異、低中子的特征，中子、聲波、密度等孔隙重疊時，可表現(xiàn)出顯著的天然氣。

2.5四性關系分析

電性和巖性關系[4]：以自然伽馬與自然電位曲線為基礎，同時結合其他測井信息，能夠較好地區(qū)分儲層與非儲層。細砂巖相對泥巖層自然伽馬較低，粉砂巖相對細砂巖自然伽馬稍高。儲層聲波時差為中—高值，自然電位表現(xiàn)為較為明顯的負異常，井徑一般較規(guī)則，隨泥質(zhì)含量的增加，自然伽馬增大，自然電位負異常幅度減小。

電性和物性關系：通過對研究區(qū)塊的相關分析可知，巖芯孔隙度和聲波時差具有較好的相關性，隨著聲波的增大，巖芯孔隙度也相應的增大。

四性關系顯示：油氣聚集對巖性、物性有一定的選擇性，油氣聚集在電性上有一定的反映。電性特征是巖性、物性、含氣性的綜合反映[5]。

3　實例分析

以SF20井JP2上和JP2下砂組儲層為例，低伽馬、高孔隙度、高電阻率的JP2上砂組獲得高產(chǎn)，測試產(chǎn)能14.3224×104m3/d，伽馬略高、孔隙度略低、高電阻率的JP2下砂組盡管也獲得工業(yè)產(chǎn)能，但產(chǎn)量較JP2上砂組明顯降低，體現(xiàn)了巖性、物性對含氣性的影響。砂巖層的高電阻率，低自然伽馬(高伽馬除外)、聲波高值和自然電位負異常是好氣層的重要標志。

4　結論

（1）馬井什邡地區(qū)蓬二氣藏獲工業(yè)產(chǎn)能的儲層巖性主要為細砂巖，少量粉砂巖和中砂巖。細砂巖為其儲層的有利巖性。

（2）含氣儲層測井響應基本特征為“三低兩高一正一負”，即低自然伽馬、低中子、低密度、高電阻率、高聲波、雙側(cè)向/微球電阻率正差異、自然電位負異常。

（3）高電阻率、低自然伽馬、高聲波和自然電位負異常是好氣層的重要標志。

（4）四性關系顯示：油氣聚集對巖性、物性有一定的選擇性，油氣聚集在電性上有一定的反映。電性特征是巖性、物性、含氣性的綜合反映。

[1]吳濤，等.瑪北油田三疊系百口泉組儲層四性關系研究[J].西南石油大學學報,2012,34(6):47-51.

[2]王志文，等.2012年度儲量計算與儲量評估測井研究[R].中國石化西南石油局測井公司，2012:13-22.

[3]王亮國，等.成都氣田馬井什邡區(qū)塊蓬二氣藏新增天然氣探明儲量報告[R].中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司，2012:39-42.

[4]王志文，等.2013年度儲量參數(shù)計算與上市儲量評估研究[R].中國石化西南石油局測井公司，2013:14-23.

[5]孟展，等.楊旗地區(qū)長6油層組儲層四性關系研究[J].地下水, 2013,35(2):109-120.

TE122.3

A

1004-5716(2015)07-0065-03

2014-07-17

2014-08-07

王志文（1976-），女（漢族），河南周口人，高級工程師，現(xiàn)從事測井資料綜合解釋及研究工作。