應用測井儲層品質(zhì)綜合評價指數(shù)來判別儲層的有效性
——以四川盆地西部地區(qū)二疊系棲霞組為例

齊寶權(quán) 趙佐安 賀洪舉 黃 宏 曹 蓁

1.中國石油測井有限公司西南分公司 2.中國石油西南油氣田公司

近年來，在四川盆地西部的雙魚石、大興場、九龍山地區(qū)二疊系天然氣勘探取得了可喜的進展，多口井在二疊系茅口組、棲霞組白云巖儲層段鉆獲了高產(chǎn)工業(yè)氣流[1]，顯示出較好的勘探開發(fā)潛力。因而，棲霞組已成為四川盆地現(xiàn)階段最現(xiàn)實的接替層系之一。鉆井取心結(jié)果表明，川西地區(qū)棲霞組儲層具有溶蝕孔洞和裂縫均較發(fā)育、基質(zhì)孔隙度低、非均質(zhì)性強的特點，不同區(qū)域儲層的巖性和儲層類型有較大的差異，從而導致儲層的有效性和氣井生產(chǎn)能力對聲、電、核等特性的反應也有所不同。因此，測井儲層評價中采用傳統(tǒng)孔隙度方法致使?jié)h深1、龍崗70、大深001-X4等多口井的儲層有效性評價失誤，預測的氣井生產(chǎn)能力低于或高于實際值。那么，如何通過新的測井手段、新的評價方法來解決生產(chǎn)中的技術(shù)難題呢？筆者從分析該區(qū)域棲霞組的儲層特征入手，通過數(shù)值模擬和對特殊測井資料的精細處理，建立了棲霞組孔、洞、縫一體化評價方法以及評價標準。

1 儲層特點及傳統(tǒng)方法的適應性分析

1.1 儲層基本特點

四川盆地西部的雙魚石、大興場、九龍山地區(qū)二疊系儲層在準同生期暴露溶蝕作用、淺埋藏期白云石化作用、后期熱水沉積與熱液改造作用、構(gòu)造破裂作用等的影響下，形成了茅口組熱液白云巖和棲霞組顆粒白云巖。從鉆井取心結(jié)果來看，棲霞組儲集層具有3大特征（圖1）。

1.1.1 巖性差異大

不同區(qū)域儲層白云化程度差異大，雙魚石、大興場地區(qū)的儲集巖以白云巖為主，九龍山地區(qū)以石灰?guī)r為主。

1.1.2 儲層多為低孔隙

白云巖儲層在北部地區(qū)高低孔隙均有分布，平均孔隙度為3.15%，南部地區(qū)主要分布在1%～3%之間，平均為2.06%。石灰?guī)r儲層北部地區(qū)和南部地區(qū)都主要分布在0.5%～2.0%之間，平均孔隙度為1.12%（圖 1）。

1.1.3 復雜縫洞系統(tǒng)

大部分的溶蝕孔洞主要是先期孔隙的擴溶，沿裂縫的溶蝕也常常形成各式的溶洞；裂縫有構(gòu)造縫和溶蝕縫，對儲層有效性貢獻較大的是溶蝕縫。裂縫常與沿裂縫溶蝕的孔洞一起構(gòu)成裂縫溶洞系統(tǒng)[2]。

1.2 傳統(tǒng)方法的適應性分析

1.2.1 復雜巖性導致使用統(tǒng)一的孔隙度評價標準來評價儲層有效性的不適應

綜合研究認為，二疊系白云巖儲層孔隙度下限為2%左右。從巖心物性分析來看，白云巖儲層物性優(yōu)于石灰?guī)r儲層。如雙魚001-1井棲霞組2、3號儲層巖性為白云巖，中子平均孔隙度在4%左右，氣產(chǎn)量為83.7h104m3/d；而龍?zhí)?井棲霞組5、6號儲層巖性為石灰?guī)r，中子平均孔隙度在2%左右，氣產(chǎn)量為105.6h104m3/d。因此，對于棲霞組較為復雜的巖性，不宜使用統(tǒng)一的孔隙度評價標準來評價儲層的優(yōu)劣。

圖1 四川盆地西部地區(qū)二疊系棲霞組儲層特征圖

1.2.2 復雜洞縫系統(tǒng)導致使用定性的縫洞評價方法來評價儲層有效性的不適應

棲霞組無論是白云巖還是石灰?guī)r儲層，均屬低孔隙儲層，但其裂縫和溶蝕孔洞的滲透性卻有較大差異，如雙探3、雙魚001-1井、漢6井和龍?zhí)?井的棲霞組，從成像測井看雙探3、雙魚001-1井和龍?zhí)?井儲層溶蝕孔洞發(fā)育，并伴有裂縫，測試為高產(chǎn)，但漢6井雖然孔洞發(fā)育，但較孤立，無裂縫，連通性差，測試為干層（圖2）。因此，對于棲霞組低孔隙儲層，不能簡單地以溶蝕孔洞發(fā)育與否來評價儲層的有效性，還需要對其滲濾能力進行評價。

2 儲層有效性評價方法

通過上述分析和多種方法的實踐證明：使用統(tǒng)一的孔隙度評價標準在川西地區(qū)二疊系棲霞組儲層進行有效性評價時適應性較差，導致了漢深1、龍崗70、大深001-X4井等的解釋失誤。因此，需要探索其他方法或新的技術(shù)來進行評價。

地質(zhì)綜合研究表明：早期高能灘相沉積是二疊系白云巖儲層演化的基礎，準同生期暴露溶蝕作用、淺埋藏期白云化作用、后期熱液白云化作用以及構(gòu)造破裂形成的縫洞，對儲滲空間的優(yōu)化是優(yōu)質(zhì)儲層形成的關鍵因素。因此，儲層有效性評價的關鍵是對儲層的儲集性和滲濾能力的評價，最終完成對儲層品質(zhì)的綜合評價。

2.1 儲層儲集性評價

儲層儲集性的好差主要體現(xiàn)在儲層的孔隙度和厚度（即儲能系數(shù)）、溶蝕孔洞發(fā)育程度等方面。

2.1.1 儲能系數(shù)評價

圖2 各氣井棲霞組復雜縫洞系統(tǒng)成像測井圖

表1 單井孔隙度、儲能系數(shù)及產(chǎn)能統(tǒng)計表

圖3 川西地區(qū)棲霞組儲層孔隙度、儲能系數(shù)與測試產(chǎn)量關系圖

通過樣本井參數(shù)統(tǒng)計（表1）及孔隙度、儲能系數(shù)[3]與測試產(chǎn)量的關系分析（圖3），可以看出：儲層孔隙度、儲能系數(shù)越高，儲層有效性越好；當φ≥3.2%或φhH≥0.6時，儲層可以獲得工業(yè)氣流。

2.1.2 溶蝕孔洞評價

采用K—均值聚類、跟蹤蟲等圖像處理技術(shù)，對成像測井進行精細處理，拾取溶蝕孔洞，并提取表征孔洞發(fā)育的關鍵參數(shù)（孔洞個數(shù)、面洞率、非均質(zhì)孔隙譜），再通過面洞率與氣井生產(chǎn)能力建立關系來評價儲層有效性[4]。

根據(jù)樣本井的面洞率與無阻流量的關系，基本建立了面洞率評價標準，即當有裂縫或有一定基質(zhì)孔隙時，面洞率大于0.6%，可獲工業(yè)產(chǎn)能。從成像處理結(jié)果看，溶蝕孔洞發(fā)育程度雙魚001-1井優(yōu)于雙探3井，雙探2井最差（圖4）。說明溶蝕作用越強，儲層有效性越好，產(chǎn)能越高。

2.2 儲層滲濾能力評價

儲層的滲濾能力主要表現(xiàn)在裂縫的發(fā)育程度、縫洞徑向延伸情況和孔洞縫的連通狀況（滲透性）等方面。

2.2.1 裂縫發(fā)育程度評價

地質(zhì)研究表明：二疊系棲霞組儲層基本上都有不同程度的裂縫發(fā)育，這對儲層的有效性起著至關重要的作用，而晚期形成的構(gòu)造縫和溶蝕縫是形成優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)儲層的關鍵因素。

圖4 棲霞組高產(chǎn)儲層與差儲層面洞率對比圖

通過成像測井特殊處理，拾取裂縫并計算裂縫參數(shù)（寬度、長度、密度、孔隙度）來評價裂縫的發(fā)育程度。

2.2.2 縫洞徑向延伸情況評價

根據(jù)深淺雙側(cè)向的測井原理和深雙側(cè)向的探測深度（2～3 m）以及縫洞在不同方向?qū)r石電阻率的影響（圖5），分析認為：當?shù)貙踊緹o孔、洞、縫及巖石成分、結(jié)構(gòu)等因素影響時，深側(cè)向電阻率為高阻；當縫洞徑向延伸度較淺時，深側(cè)向電阻率下降不明顯；當縫洞徑向延伸度較深時，深側(cè)向電阻率下降較明顯。據(jù)此認為，縫洞徑向延伸度可通過深側(cè)向電阻率高背景值下的下降幅度進行描述[5]。

根據(jù)研究區(qū)棲霞組儲層電阻率的多井對比分析認為：產(chǎn)氣井深側(cè)向電阻率多分布在5 000 Ωgm以下，微氣或干層井多分布在5 000 Ωgm以上。深側(cè)向電阻率的降低幅度反映了孔洞的徑向延伸度，即儲層有效性的好壞。

2.2.3 孔縫洞連通狀況（滲透性）評價

在假設僅有大孔、僅有小孔、既有大孔又有小孔等3種情況進行數(shù)值模擬（圖6），結(jié)果表明：大小孔并存時聲波能量衰減最大，表明滲透性最好；聲波能量可表征儲層的滲透性。

圖5 孔洞在不同方向延展對巖石電阻率的影響圖（摘自張兆輝等[6]）

圖6 能量衰減的數(shù)值模擬及斯通利波能量衰減圖

在區(qū)內(nèi)選取樣本井進行斯通利波能量衰減計算，與產(chǎn)能關系的分析結(jié)果表明（表2、圖6）：儲層斯通利波能量衰減越明顯，儲層有效性越好；當斯通利波能量衰減大于等于10%時，儲層可獲得工業(yè)氣流。

表2 斯通利波能量衰減計算統(tǒng)計表

2.3 儲層品質(zhì)綜合評價

通過前面對儲層有效性的主控因素進行分析，表明儲層的有效性與巖性、基質(zhì)孔隙度、有效儲層厚度、面洞率、孔洞徑向延伸度、裂縫發(fā)育程度、滲透性（斯通利波能量衰減）等眾多因素有關，但它們并非簡單的函數(shù)關系。所以，需要考慮構(gòu)建一個綜合指數(shù)來對儲層品質(zhì)進行評價。因而，提出了適用于川西地區(qū)的“儲層品質(zhì)綜合評價指數(shù)（RQ）”的概念。

RQ計算方法為：

式中RQ表示儲層品質(zhì)綜合評價指數(shù)，無量綱，0＜RQ＜1；φ表示孔隙度；H表示儲層厚度，m；W1表示孔隙度及儲層厚度權(quán)重系數(shù)，無量綱；ASTC表示歸一化和井眼校正后的斯通利波能量衰減；Rt表示深側(cè)向電阻率，Ωgm；W2表示斯通利波能量衰減及儲層厚度權(quán)重系數(shù)，無量綱；HPOR表示面洞率；W3表示面洞率及儲層厚度權(quán)重系數(shù)，無量綱。

通過主成分分析（Principal component analysis on data，PCA）方法，確定各項權(quán)重系數(shù)W1、W2和W3。

結(jié)合前面有關儲層有效性主控因素的單因素分析評價，并根據(jù)單井計算的儲層綜合評價指數(shù)（RQ）結(jié)果（圖7），與測試產(chǎn)量及無阻流量建立關系，基本建立了適用于四川盆地西部地區(qū)的儲層品質(zhì)綜合評價標準（表3）。

3 生產(chǎn)應用效果

在四川盆地西部地區(qū)的雙魚石、大興場、九龍山等構(gòu)造一批探井和評價井、開發(fā)井的實踐與應用中，采用上述評價方法和技術(shù)，大大提高了生產(chǎn)解釋成功率。

圖7 多井儲層品質(zhì)綜合評價指數(shù)（RQ）計算成果圖

表3 儲層品質(zhì)綜合評價標準表

截至2017年6月，該地區(qū)棲霞組已試油18口，試油28層，參加統(tǒng)計的測井解釋層段有38層，儲層有效性解釋符合35層，符合率92.1%。

例如雙魚001-1井棲霞組儲層，巖性為白云巖，平均孔隙度為3.7%，有效厚度為23.1 m，儲能系數(shù)為0.85，成像測井拾取面洞率為1.6%，斯通利波能量衰減量為32.4%，成像測井資料顯示儲層段溶蝕孔洞、裂縫發(fā)育，綜合評價儲層有效性較好，天然氣測試產(chǎn)量為83.7h104m3/d（圖8）。

圖8 雙魚001-1井儲層測井綜合評價成果圖

4 結(jié)論

1）四川盆地西部地區(qū)二疊系棲霞組儲層的有效性不適宜使用傳統(tǒng)的孔隙度評價方法或統(tǒng)一的孔隙度評價標準來評價。

2）該地區(qū)二疊系棲霞組白云巖儲層受溶蝕作用控制，溶蝕孔洞越發(fā)育，儲層有效性越好，產(chǎn)能也越高。通過常規(guī)＋電成像測井特殊處理計算的基質(zhì)孔、次生溶蝕孔洞面洞率可評價儲層的儲集性；通過深淺雙側(cè)向＋電成像＋斯通利波能量可評價儲層的滲濾能力；通過主控因素建立的“儲層品質(zhì)綜合評價指數(shù)（RQ）”能較好地表征儲層的品質(zhì)。

3）對于低孔隙但伴有裂縫、溶洞的非均質(zhì)碳酸鹽巖儲層的評價[7]，還有諸多世界級難題亟待解決，如裂縫的定量評價、含氣性評價等等，因而這是一個需要長期探索、長期實踐的課題。

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中石油境內(nèi)天然氣年產(chǎn)量首超1 000億立方米

中石油2017年天然氣業(yè)務取得歷史性突破，產(chǎn)量達到1 033h108m3，同比增長5.3%，首次突破1 000h108m3，占到國內(nèi)天然氣產(chǎn)量的70.1%、消費量的44%。

據(jù)測算，1 000h108m3天然氣燃燒值接近于1h108t石油，相當于替代國內(nèi)1.33h108t煤炭，也相當于減排二氧化碳1.42h108t、二氧化硫220h104t。按一棵樹每年吸收100 kg二氧化碳來計算，相當于新植14.2億棵樹。

數(shù)據(jù)顯示，2017年，中國天然氣消費量重回兩位數(shù)增長，總消費量同比增長約17%，天然氣對外依存度快速攀升。與此同時，中石油加強勘探開發(fā)，新增常規(guī)天然氣探明儲量連續(xù)11年超過4 000h108m3，為天然氣產(chǎn)量的持續(xù)增長奠定了資源基礎。同時，不斷提升精細管理和調(diào)控水平，加大天然氣開發(fā)前期評價投入，為天然氣持續(xù)上產(chǎn)筑牢基石。

在立足境內(nèi)資源的同時，中石油還運用海外資源提升中國天然氣供應保障系數(shù)。2017年，中石油海外天然氣權(quán)益產(chǎn)量達254.5h108m3。積極開展國際貿(mào)易，通過四大戰(zhàn)略通道進口天然氣超過500h108m3，為天然氣保供發(fā)揮了積極作用。