普光地区陆相须家河组低渗致密砂岩气藏气层识别

2013-11-22廖凯飞长江大学地球科学学院湖北武汉430100

石油天然气学报 2013年10期

廖凯飞（长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100）

谭国华，曾正清，陈彬（中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001）

崔大庆，陈斌（中石化中原油田分公司采油二厂，河南濮阳 457500）

普光地区陆相上三叠统须家河组（T3xj）储层渗透率低且致密［1］，平均孔隙度2.1%，平均渗透率0.133mD，为低孔－低渗、特低孔－特低渗储层，属于岩性地层气藏，气层在测井曲线上响应差，识别难度大。笔者针对普光地区陆相T3xj试气资料少，气层、干层判别难度大的特点，在地质研究基础上，优选对储层敏感的测井参数建立图版，结合现场第一手资料建立孔隙型、裂缝－孔隙型储层的气层判别标准，对普光地区陆相T3xj的气层进行识别，现场应用效果较好。

1 基本地质特征

普光地区位于四川盆地川东断褶带向北延伸部分，介于大巴山推覆带前缘断褶带与川东弧形断褶带之间的过渡地带。在燕山晚期和喜山期的强烈挤压作用下普光地区陆相形成大量逆冲断层及相关褶皱，构造形变特征明显。研究区总体呈 “隆洼”相间的构造格局，发育北西向和北东向2组断裂：北东向断裂是主要的控带断层，数量少，规模大，对油气成藏具有破坏作用；北西向断裂数量较多，向斜内断距小，一般消失于千佛崖组（J1qf），利于油气运移。

T3xj属于辫状河三角洲沉积体系［2］，主要沉积三角洲平原与三角洲前缘亚相，发育分流河道、分流间湾、河漫沼泽、决口扇、水下分流河道、河口坝、前缘席状砂等沉积微相。T3xj砂层发育，单层厚度较大，为主要储集层段。T3xj岩石类型主要为长石岩屑砂岩，发育残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、微裂缝等孔缝类型。

烃源岩以暗色泥岩为主，其次是煤层。暗色泥岩最大厚度可达300m，总有机碳质量分数w（TOC）介于0.32%～10.36%之间（平均为2.01%），煤层w（TOC）介于21.68%～96.3%之间，烃源岩镜质体反射率（Ro）介于1.43%～2.00%之间，处于高成熟演化阶段，具有较好的生油气能力［3］。须家河组三段（T3xj3）、须家河组五段（T3xj5）、须家河组六段上亚段（），自流井组（J1zl），J1qf主要为泥岩、泥灰岩，分布较稳定，可作为良好的盖层。陆相良好的生储层搭配及区域盖层，为陆相气藏的形成创造了条件。

研究气藏控制因素表明，普光地区陆相烃源岩的发育控制着气藏纵向分布，烃源岩上部砂岩油气显示相对较好，以近源成藏为主。优质储层（孔隙度（）＞4%）控制着气藏的平面展布，其发育程度是天然气富集的关键，裂缝及溶蚀孔洞的发育，尤其是低角度裂缝系统发育，是单井获气并高产的关键。

2 T3xj低渗致密气层测井响应特征

一般情况下，天然气的存在能使地层电阻率升高、声波时差明显变大，有时出现 “周波跳跃”现象，并且密度和补偿中子孔隙度降低，因此运用孔隙度曲线重叠等方法能快速识别出气层［3］。但普光地区陆相储层为低孔－低渗、特低孔－特低渗储层，属于非常规气藏，储集空间小，导致测井信息对油气的敏感性相对降低。故利用常规测井方法准确识别研究区气层难度大，需要综合分析多种测井资料，并结合试气、钻井等资料对储层流体性质进行分类。笔者以岩石特征研究为基础，综合分析测井响应特征，优选对裂缝敏感的图板识别裂缝型储层，同时利用试气资料，结合录井显示，建立孔隙型、裂缝－孔隙型储层气层判别标准。

2.1 岩性与物性的关系

T3xj砂岩类型主要有砂砾岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩4种，不同的岩性其孔隙度、渗透率的分布范围不同，孔隙度与渗透率的相关性也存在差异。粉砂岩、细砂岩的孔隙度、渗透率值较低，孔隙度多小于2%，渗透率在0.1mD左右，孔渗相关性差（图1）。随着岩性颗粒变粗，孔隙度大于2%的样本点增多，渗透率也增大。孔渗关系表明，T3xj存在裂缝型、孔隙－裂缝型、孔隙型3种类型的储层，其中，中砂岩以孔隙型为主，孔隙度与渗透率关系密切。

图1 T3xj不同岩性孔渗关系图

2.2 普光陆相裂缝型储层识别

通过裂缝测井响应特征研究，建立自然伽马（qAPI）、深侧向电阻率（ρlld）、浅侧向电阻率（ρlls）、声波时差（Δt）、补偿中子孔隙度（nc）等曲线交会图版，优选出3种对裂缝敏感的图板进行裂缝型储层的识别。

1）ρlld与qAPI交会当泥质含量增大时，ρlld减小、qAPI增大，两者呈较好的对数关系（图2）。而当地层中发育裂缝时，由于裂缝导电将导致ρlld发生明显变化，在交会图中与上述ρlld－qAPI相关特征差异明显。因此利用该差异可以判断裂缝的存在。

图2 ρlld－qAPI交会图（P101井3695～3745m）

图3 nc－Δt交会图（P101井3695～3745m）

3）电阻率侵入差比在致密砂岩储层中，由于孔隙不发育，地层渗透性较差，理论上双侧向电阻率曲线差异不明显，而当储层中发育裂缝，储层渗透率将明显增大，导致双侧向间存在明显幅度差［4］。通过计算差异值（ρlld－ρlls）与ρlld比值（Rsd）可作为识别裂缝指数。当Rsd越大，表明储层发育高角度裂缝的可能性越大；而当Rsd越小或等于0，则表明储层中发育低角度裂缝可能性越大。

Pl1井在T3xj拟合ρlld与实测ρlld多处出现差异，实测ρlld偏低，指示可能有裂缝；nc－Δt也同时反映有裂缝；计算的裂缝孔隙度在0.2%～0.9%之间，裂缝渗透率在0.17～120.0mD之间。Pl1井84、86号层测井资料及处理结果显示裂缝响应特征明显，指示裂缝发育。岩心观察也证实3500.50～3507.03m层段裂缝发育（表1、图4），以中缝、平缝为主。

表1 Pl1井部分岩心观察裂缝描述数据表

2.3 普光地区陆相低渗致密气层判别标准

为了建立普光地区陆相气层的测井解释标准，首先，选取研究区试气井资料，结合测井、录井等显示特征，进行气、干层的初步判别；其次，根据研究的储层参数解释模型，分别计算T3xj储层的孔隙度、渗透率和含油饱和度参数，在此基础上分别制作孔隙度－电阻率、孔隙度－含气饱和度、渗透率－含气饱和度关系图，结合取心岩样观察的裂缝发育情况，对每个计算层进行了裂缝发育程度分析和确认；最后，分析孔隙度－电阻率等关系图版，分别按孔隙型、裂缝－孔隙型储层确定出普光陆相气层判别的标准（表2、3）。

在气、干层判别方面主要依据含气饱和度参数，但在实际资料的解释中，解释标准虽是重要依据，但还须对测井资料进行综合分析，充分考虑岩性的变化及岩性的非均质性给储层参数计算带来的影响，同时还要考虑水性的变化、上下围岩及夹层等的影响，结合综合分析，给出正确的解释结论。

图4 Pl1井岩心照片

表2 裂缝－孔隙型储层气、干层判别标准一览表

表3 孔隙型储层气、干层判别标准一览表

3 应用效果

通过该方法对普光陆相T3xj进行二次解释，共解释气层121.3m／40层、低产气层640.3m／167层、含气层440.9m／97层（见表4）。与原解释结果对比，气层增加44.1m／20层、低产气层增加185.0m／44层，含气层减少31.2m。解释结果显示普光陆相低产气层多，高产的气层较少，反映该地区勘探有潜力，但难度较大。

表4 普光陆相T3xj气层解释变化情况表

2011年pl1井须家河组二段（T3xj2）、T3xj6分段压裂试气。其中，T3xj2压裂获工业气流，试气井段3490.4～3513.9m，22.6m／8层（表5）。原解释气层3.2m／2层、低产气层6.1m／2层、干层13.3m／3层；二次解释气层5.4m／3层、低产气层9.6m／3层、干层7.6m／2层。与原解释结果对比，气层增加2.2m／1层、低产气层增加3.5m／1层、干层减少5.7m／1层。射孔日产气量0.1291×104m3，压后日产气量3.08×104～4.38×104m3。

T3xj6井底存在积液，产量低，试气井段3094.0～3122.5m，17.3m／7层。原解释气层2.8m／2层、低产气层13.6m／5层；二次解释气层5.9m／4层、低产气层11.4m／3层。与原解释结果对比，气层增加3.1m／2层、低产气层减少2.2m／2层，射孔日产气量0.1724×104m3，压后日产气量0.76×104m3。试气结论与测井二次解释认识一致。