柳杨堡气田太2段致密砂岩气层测井评价方法研究

2014-03-26张威，孙晓

石油地质与工程 2014年4期

张威，孙晓

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

柳杨堡气田位于鄂尔多斯盆地中西部，构造上位于鄂尔多斯盆地天环向斜与伊陕斜坡交界部位，面积约900 km2。研究区上古生界具有煤系烃源岩广覆式生烃，砂体多层叠合连片发育，区域盖层广泛分布等诸多有利条件，奠定了柳杨堡气田形成大型岩性气藏的基础。目前该区已发现石炭系太原组太2段、二叠系下石盒子组盒1段、山西组山2段与山1段四套主力气层。其中太2段气层埋藏深度超过3 500 m，岩性为障壁砂坝相的石英砂岩，储层属于特低孔隙度和低渗-特低渗透率。由于砂岩骨架对测井信息的影响较大，故致密砂岩气层的测井响应不同于常规储层，测井识别难点较大。本文对该区目的层储层“四性”关系进行了研究，利用几种不同的方法对气层进行综合识别，并对该区致密砂岩气层进行了分类评价。

1 致密砂岩储层的“四性”关系特征

针对低渗透砂岩储层，“四性”(岩性、物性、电性、含气性)关系研究是建立储集层测井参数解释模型和气层识别的基础[1-5]。研究储集层测井响应特征及其与岩性、物性、含气性的对应关系，目的是力求消除岩石矿物背景对油气信息的影响，以达到客观评价砂岩储集性与含气性[6-8]。

1.1 石英含量与粒度对物性的影响

柳杨堡气田太2段储层以粗粒石英砂岩为主，石英含量与砂岩粒度是本区太2段储层物性的主要影响因素，同时由于受到沉积期水动力强弱的影响，二者之间存在着较好的相关性。粗粒砂岩均为石英砂岩，中粒砂岩以石英砂岩为主，少量岩屑石英砂岩，而细粒砂岩主要为岩屑石英砂岩。

本区薄片与物性分析资料显示，岩石颗粒越粗，孔喉越大，孔隙结构也越好，物性就越好；反之，岩石颗粒越细，粒间孔隙体积就越小，物性就越差。另外，石英含量与孔隙度、渗透率之间存在着较好的正相关关系，随着石英含量的增加，砂岩的孔隙度和渗透率都有逐渐变大的趋势。孔隙度大于5%，渗透率大于0.5×10-3μm2的有利储层基本上都是石英砂岩，而孔隙度小于4%，渗透率小于0.1×10-3μm2的非储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。

1.2 储层岩性和物性的电性特征

在本区太2段砂泥岩剖面中，自然伽马和自然电位曲线能较好地反应储层泥质含量和粒度的变化。粗砂岩储层的GR值一般为20～60 API，而中砂岩储层的GR值一般为50～80 API。大套粗砂岩的自然电位负异常特征也比较明显。另外，自然伽马曲线与测井曲线之间具有良好的相关性，表明岩性是影响储层电性特征的最主要因素。

太2段石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩与自然伽马、补偿密度、补偿中子、电阻率等测井参数有不同的对应关系。当砂岩中岩屑组分高时，对应的自然伽马较高(大于100 API)，补偿密度也较高(2.7 g/cm3左右)，中子大于10%，声波时差小于200 μs/m，电阻率大于300 Ω·m。

1.3 含气储层的测井响应

在渗透率较好的储层中，当含气饱和度较高时，三孔隙度曲线和电阻率曲线都会有不同程度的异常响应。本区太2段含气性较好的气层表现为电阻率较高(60～800 Ω·m)，补偿中子2.0%～5.0%，声波时差220～240 μs/m，密度小于2.55 g/cm3，自然伽马小于60 API，自然电位负异常明显。

另外，太2段不同物性和含气饱和度的储层电阻率差别很大，范围为30～1 600 Ωm。从电阻率与岩心孔隙度关系来看，地层电阻率受岩石物性和含气饱和度的双重控制作用。一方面，电阻率随含气饱和度的增大而增大；另一方面，气层和干层电阻率都随孔隙度的减小而增大。相比之下，岩石物性对电阻率的控制作用更为明显。

综上所述，柳杨堡气田太2段砂岩石英含量、粒度和孔隙结构是影响物性和含气性的主要因素，储层四性关系具有岩性控制物性、物性控制含气性的基本特点。受岩性和孔隙结构的影响，石英砂岩的含气性和电性好于岩屑石英砂岩。

2 致密砂岩气层的综合识别方法

2.1 交会图版法

交会图版法是利用单层试气资料的测井参数进行交会来识别气层和非气层的一种经验方法。结合本区上古生界储层及试气产量分布特征，具体以测试产气层、测井解释气层和测井解释干层的层段为研究对象，作对应层段测井参数交会图，得到气层的各种测井及测井解释参数限值。

采用柳杨堡气田太2段12口试气井37个层点的测井及解释参数作了声波时差-深侧向电阻率、孔隙度-含气饱和度、密度与泥质含量等一系列交会图(图1～图3)，并确定了气层的物性和电性下限(表1)，图版符合率为94.7%。

图1 太2段砂岩储层声波时差与深侧向电阻率交会图

图2 太2段砂岩储层孔隙度与含气饱和度交会图

图3 太2段砂岩储层密度与泥质含量交会图

表1 柳杨堡气田太2段气层的物性和电性下限标准

2.2 双孔隙度叠合法

岩石电阻率的大小主要取决于连通孔隙中水的含量，因此由阿尔奇公式和深侧向电阻率反算出的底层孔隙度实际上是反映底层的含水孔隙度[3]，用Φw表示：

式中：a、m为岩电参数，与岩石结构有关，由岩电实验测得；Rt为实测地层电阻率，可以采用深感应或深侧向电阻率。在气层识别过程中，可以用上式计算的含水孔隙度Φw与利用三孔隙度曲线计算的有效孔隙度Φe进行重叠。在纯水层，Rt=R0、Φ=Φw；在油气层，Φw≪Φe。可见双孔隙度重叠的曲线幅度差(Φe-Φw)可以反映地层含气孔隙度，如果Φe>2Φw, 通常可以判断为气层(图4)。

图4 双孔隙度叠合法气层识别综合图(db14井)

3 致密砂岩气层的分类评价

由于在岩性气藏中储层物性是天然气成藏和富集的主控因素，而致密砂岩储层物性非均质性较强，同一岩性圈闭中不同位置的产能差别很大，因此在对气藏开发动用之前首先要对气层进行分类评价，进而寻找高产富集区。

根据储层的岩性、物性、孔隙结构等参数，结合单井测试产能特征，首先将柳杨堡气田太2段储层划分为三类，然后结合相应的测井响应特征，将储层的测井参数进行对比刻度，得到对应的三类气层的测井分类标准(表2)。

表2 柳杨堡气田太2段气层评价标准

I类气层：这类气层一般初产可达工业气流，压裂后可获中高产气流；

II类气层：这类气层一般压裂后可获工业气流；

III类致密层：这类气层在目前的工程工艺条件下难以获得工业气流。

利用上述评价标准，对研究区12口井38个层点进行分类评价，并对每类储层的厚度进行了统计。其中I 类气层8个，II类气层23个，III类致密层7个；I 类气层的储层厚度占总砂体厚度的29%，II类占57%，III类占14%。以上数据显示，本区气层以II类为主，II类以上气层占总砂体厚度的86%，表明柳杨堡气田太2段大部分砂岩段都是较好的储层，具有较大的开发潜力，是下一步开发评价和动用的主力目标。