張 筠

中國石化集團西南石油局測井公司

川東北YB地區(qū)長興組礁灘相儲層測井評價技術

張 筠

中國石化集團西南石油局測井公司

川東北YB地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組礁灘相儲層裂縫及溶蝕孔洞發(fā)育，儲集類型為溶蝕孔洞型和裂縫—孔洞型，氣水關系復雜，儲層有效性判別、流體性質識別及產能預測是礁灘相儲層評價的難點。針對該區(qū)礁灘相儲層的特征，闡述了成像和偶極測井是解決裂縫、溶蝕孔洞識別及有效性判別的最直接的方法；明確了不同飽和度下電阻率與孔隙度交會、核磁共振測井信息相結合是判別礁灘相儲層流體性質的最有效的方法，尤其能解決裂縫引起的深、淺側向負差異的流體性質識別難題；提出了礁灘相氣層有效厚度與孔隙度乘積的累加可作為產能預測評價指標的認識。所形成的礁灘相儲層測井評價技術將進一步為經(jīng)濟高效地開發(fā)YB地區(qū)長興組氣藏提供有力的技術支撐。

四川盆地 東北 晚二疊世 礁灘相 儲集層 流體性質 生產能力 測井

川東北YB地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組礁灘相儲層埋深6 500～7 000 m，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］。

通過對長興組取心段586個樣品統(tǒng)計，平均孔隙度為4.04%，滲透率主要集中在0.1～10 mD之間，儲層以低孔特低滲為主，部分中低孔低滲儲層［5－7］。

1 儲層有效性評價

YB地區(qū)長興組礁灘相儲層非均質性強，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礁灘相儲層評價的關鍵。前人研究表明，對于海相碳酸鹽巖，當RD≥10 000Ω·m時，儲層的有效性較差，一般可視為非儲層［8］，但川東北YB地區(qū)長興組則發(fā)育類似高電阻率層（RD≥10 000Ω·m）的優(yōu)質儲層，針對這類儲層，儲層的有效性判別是礁灘相儲層評價的難點。因此，綜合利用斯通利波能量衰減、靜動態(tài)圖像信息表征、電成像孔隙度頻率分布信息可達到評價礁灘相儲層有效性的目的。

以X7井為例（圖1），6 252～6 275 m巖性為白云巖，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，深側向電阻率值大于10 000 Ω·m，靜、動態(tài)成像顏色較亮，小洞與小洞之間部分為亮色的高阻區(qū)，斯通利波能量強，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，綜合分析認為高阻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現(xiàn)洞洞相通，因此，綜合評價該段高阻層為有效儲層。完井后，對該段高電阻率儲層的有效性進行了評價，經(jīng)射孔酸壓測試，穩(wěn)定油壓19.16 MPa，求得天然氣產量為103.592×104m3／d。

相比之下，儲層段6 300～6 325 m也以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，但深淺雙側向明顯降低，深側向電阻率值為400～1 000Ω·m，深淺側向呈正差異，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6 300～6 325 m經(jīng)射孔酸化測試，穩(wěn)定油壓30.07 MPa，獲得天然氣產量120×104m3／d。

圖1 X7井長興組礁灘相儲層特征圖

對比分析認為，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，從而獲得高產工業(yè)氣流。

2 氣水差異識別

常規(guī)和核磁共振測井結合是判別礁灘相儲層流體性質的最有效的方法。礁灘相儲層非均質性強，不同儲層物性對應的孔隙度膠結指數(shù)、飽和度指數(shù)有所差異，與此對應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%作為礁灘相儲層Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類的物性分類標準，分別擬合了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層在不同飽和度下電阻率與孔隙度的氣水識別圖版（圖2），這些圖版是基于密閉取心分析的不同儲層物性的孔隙度膠結指數(shù)、飽和度指數(shù)的差異而建立的，其樣本點主要是YB地區(qū)長興組礁灘相儲層已經(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，能準確判別出礁灘相儲層的流體性質。

對于礁灘相儲層流體性質識別，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行探測。一般來說，核磁共振測井弛豫過程有3種弛豫作用［9－10］，包括：表面弛豫、體積弛豫、擴散弛豫。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，橫向弛豫時間越短，因此，YB地區(qū)長興組礁灘相溶蝕孔洞型儲層的標準T2氣水弛豫分布主峰值主要集中在100～600 ms之間；對于天然氣，其擴散比油或水快得多，氣體的擴散系數(shù)和氣體的密度及分子運動速度有關，而氣體的密度及分子運動速度與溫度、壓力有關，隨著壓力增大，氣體密度增大，隨著溫度的升高，分子運動速度加快，分子間碰撞幾率增加，擴散系數(shù)增大，橫向弛豫時間越短［11－13］；對于地層水，當附著于碳酸鹽巖溶蝕孔洞中時，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)，并結合礁灘相儲層T2分布譜特征，分析認為礁灘相儲層氣水分布主要表現(xiàn)為：氣層的T2分布譜靠前，水層的T2分布譜靠后（圖2的右下部）。同時，不同儲層物性的核磁共振測井T2氣水分布值也應存在明顯差異，由于資料的局限性，本次研究僅對了Ⅱ類測試層的T2氣水分布特征進行了解析，其具體的T2氣水弛豫分布主峰值界限情況詳見表1。依據(jù)核磁T2分布譜特征，能較為明顯的區(qū)分出礁灘相儲層的流體性質。

表1 礁灘相儲層T 2氣水弛豫分布界限情況表

以X3井長興組儲層6 825～6 925為例，巖性為灰質針孔砂狀白云巖，氣測全烴含量由5.645%上升至21.734%，槽面針尖狀氣泡占15%～20%。測井曲線特征反映井深6 825～6 925 m裂縫和溶蝕孔發(fā)育，但儲層頂部井深6 830～6 840 m深淺側向呈負差異（圖3），這是否意味著該段儲層含水？就單單依靠常規(guī)測井曲線響應特征，很難對該儲層的流體性質作出準確判斷。

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（圖3的右下部），指示長興組井深6 825～6 855 m和6 866.5～6 907.5 m含水飽和度小于20%，具明顯含氣響應特征，6 907.5～6 925 m含水飽和度為30%～50%，具含水特征。同時，核磁共振測井響應特征反映井深6 825～6 855 m和6 866.5～6 907.5 m長等待時間T2分布譜靠前，其T2譜右峰的主峰值為150 ms，具含氣特征，6 907.5 m以下長等待時間T2分布譜靠后，其T2譜右峰的主峰值為250 ms，具明顯含水特征。依據(jù)形成的流體評價標準，將6 825～6 855 m和6 866.5～6 907.5 m井段評價為裂縫—溶孔型氣層，6 907.5～6 925 m井段解釋為裂縫—溶孔型氣水同層。因此，結合成像測井響應特征，綜合分析認為X3井長興組儲層頂部井深6 830～6 840 m低角度裂縫發(fā)育，呈“片狀”分布，縱向上連續(xù)性好，是導致該儲層深淺側向負差異的主要原因。

在后期水平井鉆井中，主要針對測井解釋的6 825～6 855 m井段裂縫—溶孔型氣層進行水平鉆遇，依據(jù)水平段的測井曲線組合特征，共解釋有效儲層厚度501.9 m，其中Ⅰ類氣層45.7 m、Ⅱ類氣層223.3 m，Ⅲ類氣層232.9 m。完井后，對X3井長興組水平段進行了裸眼替噴測試，在井口壓力41.5 MPa的情況下，天然氣無阻流量達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合能準確判別礁灘相儲層的流體性質，這將為高效經(jīng)濟地開發(fā)YB地區(qū)長興組氣藏提供有力的技術支撐。

3 儲層產能預測

川東北YB地區(qū)長興組礁灘相儲層儲集空間主要以溶蝕孔洞型儲層為主，因此孔隙度對產能的控制起到關鍵作用，特別是φ介于5%～10%的Ⅱ類儲層和φ≥10%的Ⅰ類儲層對產能的貢獻起主導作用。除孔隙度以外，儲層厚度也是控制產能的關鍵因素，由于元壩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。基于上述分析認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能狀況，依據(jù)此，選取測試資料較為豐富的礁灘相氣層建立產能預測模型，為礁灘相儲層快速便捷地進行產能預測提供技術依據(jù)。表2為川東北YB地區(qū)礁灘相儲層參數(shù)及測試情況表，圖4－a為∑φH與測試產能之間的關系，圖4－b為∑φH與無阻流量之間的關系，從圖4中看出∑φH與兩者相關性較好，相關系數(shù)分別達到0.849和0.852。因此，認為YB地區(qū)長興組礁灘相儲層產能預測可采用如下模型：

表2 YB地區(qū)礁灘相儲層參數(shù)及測試情況表

圖4 礁灘相儲層測試產量、無阻流量與∑φH相關分析圖

測試產量＝0.294∑φH－13.143

無阻流量＝0.6171∑φH－37.197

式中φ為孔隙度；H為有效厚度，m。

4 結論

1）綜合利用斯通利波能量衰減、靜動態(tài)圖像信息表征、電成像孔隙度頻率分布信息能解決YB地區(qū)長興組高電阻率儲層的有效性判別難題。

2）不同飽和度下電阻率與孔隙度交會、核磁共振測井氣水弛豫分布信息是礁灘相儲層氣水差異判別的最有效的方法。尤其能解決裂縫引起的深淺側向負差異的流體性質識別難題。

3）礁灘相氣層孔隙度和有效厚度的乘積累加能直接反映出儲層的產能狀況，這將為礁灘相儲層快速便捷地進行產能預測提供技術依據(jù)。

［1］郭旭升，胡東風.川東北礁灘天然氣勘探新進展及關鍵技術［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：6－11.

［2］郭彤樓.元壩深層礁灘氣田基本特征與成藏主控因素［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：12－16.

［3］胡東風.普光氣田與元壩氣田礁灘儲層特征的差異性及其成因［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：17－21.

［4］胡東風.川東北YB地區(qū)隱蔽氣藏的勘探突破及其意義［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（8）：9－12.

［5］韓定坤，傅恒，劉雁婷.白云石化作用對元壩地區(qū)長興組儲層發(fā)育的影響［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：22－26.

［6］司馬立強，吳豐，繆祥禧.龍崗地區(qū)礁灘儲層有效性評價［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2012，34（1）：176－18.

［7］管宏林，王恕一，蔣小瓊.普光氣田埋藏溶孔特征及識別標志［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（3）：31－34.

［8］張樹東，齊寶權，賀洪舉，等.X井礁灘儲層測井精細評價［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（10）：42－44.

［9］肖立志.我國核磁共振測井應用中的若干重要問題［J］.測井技術，2007，31（5）：401－407.

［10］趙輝，戴詩華，司馬立強，等.磨溪地區(qū)嘉二段儲層有效性評價方法［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2009，31（5）：13－16.

［11］顏其彬，趙輝，司馬立強，等.碳酸鹽巖核磁共振實驗與認識［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（1）：36－38.

［12］謝然紅，肖立志，劉天定.原油的核磁共振弛豫特性［J］.西南石油大學學報，2007，29（5）：21－24.

［13］孫魯平，首皓，趙曉龍，等.基于微電阻率掃描成像測井的沉積微相識別［J］.測井技術，2009，33（4）：379－383.

Logging evaluation technology of reservoirs of reef－shoal facies in the Changxing Formation in the YB area，northeastern Sichuan Basin

Zhang Jun
（Logging Company of Sinopec Southwest Branch，Chengdu，Sichuan 610100，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 11，pp.27－31，11／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Fractures and caverns are well developed in the reservoirs of reef－shoal facies in the Upper Permian Changxing Formation in the YB area，northeastern Sichuan Basin.The reservoir space is of dissolution cavern type or fracture－vug type；and water－gas contact is very complicated.Identification of effective reservoirs，determination of fluid property and prediction of gas deliverability are all big challenges during reservoir evaluation.In view of the reservoir features of reef－shoal facies，this paper presents image logging and dipole logging as the most direct methods for identifying fractures，caverns and effective reservoirs.Cross plotting of resistivity vs.porosity at different saturations and integration with NMR logging data are the most effective ways to determine the fluid property of reservoirs of reef－shoal facies，and in particular to solve the problem of fluid property discrimination when there exist deep－and shallow－lateral negative differences caused by fractures.The sum of products of net thickness and porosity can be used as the criteria for evaluating the deliverability of gas reservoirs of reef－shoal facies.The logging evaluation technology for reservoirs of reef－shoal facies will provide robust technical support for economic and effective development of gas reservoirs in the Changxing Formation in the YB area.

Sichuan Basin，northeast，Late Permian，reef－shoal facies，reservoir，fluid property，productivity，logging

張筠.川東北YB地區(qū)長興組礁灘相儲層測井評價技術.天然氣工業(yè)，2012，32（11）：27－31.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.006

張筠，女，1964年生，碩士，教授級高級工程師；一直從事測井技術及相關技術研究工作，曾主持多項國家重點科技攻關項目，多次獲省部級科技進步一、二、三等獎，享受國務院政府特殊津貼。地址：（610100）四川省成都市龍泉驛區(qū)星光東路1號。電話：（028）84872353。E－mail：zhangyunzhy＠163.com

（修改回稿日期 2012－09－10 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.006

Zhang Jun，professor－level senior engineer，born in 1964，is mainly engaged in research of logging and relevant technologies.

Add：No.1，East Xingguang Rd.，Longquanyi District，Chengdu，Sichuan 610100，P.R.China

E－mail：zhangyunzhy＠163.com