苏里格气田西区致密砂岩气水识别方法与应用

付 斌，李进步，陈 龙，杨映洲，江 磊

(1.中油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西 西安 710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018;3.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)

引 言

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部，主力气层为大型辫状河沉积背景下的盒8段致密砂岩储层。由于储层致密，非均质性强，成为目前陆上气藏勘探开发的难点［1－2］。尤其气田西区，位于二级构造单元——天环坳陷东部，并受有效储层发育规模及烃源岩排烃、充注能力强度的影响，宏观上表现为大型、多期、连通性好的优质砂岩储层，而实际上天然气聚集在孤立、厚度小、气水关系复杂、非均质性强的透镜状有效砂体中。由于低幅度构造并不是气水分布的主控因素，导致气水识别存在一定困难［3］。

传统的地震技术无法识别该区气水分布，测井技术根据储层流体电阻的差异，采用电阻率系列测井技术识别气水层，但容易受井眼、围岩等影响。随着地球物理学的发展，基于地震技术的AVO、模式识别、多波勘探，基于测井技术的阵列感应—双侧向联测、核磁共振等技术均对提高气水识别的精度有一定改进。为了使苏里格气田能够低成本开发，有效地识别气水分布，采用井、震联合技术，确定岩性和流体物理参数，预测有效砂岩分布。

1 地层水特征及类型

1.1 地层水化学特征

苏里格气田西区盒8段地层水总矿化度为35～65 g/L，平均为52.74 g/L，矿化度较高。地层水类型主要为CaCl2，pH值为5～6，阳离子以 Na+、K+和Ca2+离子为主，Mg2+离子较少，Cl－与 Mg2+的比值大于5.9，并且 Na+与 Cl－的比值集中在0.07～0.31。

根据博亚尔斯基理论［4］，该区地层水化学特征表明水的变质程度高，属于封存的古代残余水，水流缓慢或者属于静止环境，封闭条件好，有利于油气保存［3－4］。

1.2 地层水类型

鄂尔多斯盆地为广覆式生烃，生烃强度由东南向西北逐渐减小，在晚三叠世上古生界，气藏进入生烃期到生烃高峰期，苏西区块始终位于西倾单斜构造的低部位，不利于天然气的聚集和保存。受生烃能力差、排驱能力弱、构造低等多地质因素的影响，研究区主要形成3种类型地层水［4－5］。

1.2.1 构造低部位滞留水

受砂体微幅度构造的影响，赋存于河道低部位及构造鼻凹部位，具有独立的气水界面，主要分布于盒8下段。

1.2.2 致密砂岩封隔的滞留水

受致密层封隔，或内部物性差，成藏过程中天然气排水不够完全，滞留于砂体之中的束缚水，不具有明显的气水界面，主要分布在盒8段。

1.2.3 孤立砂体形成的透镜体水

河道边部“孤立”透镜状砂体或“孤立”的废弃河道，无通道连通，天然气受泥岩阻隔，不能进入砂体驱替内部的水体，主要分布在盒8上段。

2 流体识别方法

2.1 基于纵横波识别气水层

前人研究表明，纵波在传播时受岩层骨架及流体的综合影响，在流体中传播时速度明显降低，横波仅受岩层骨架影响，不受流体性质而改变［6－7］。1982年泊松(Simon Denis Poisson)提出泊松比岩石参数，与纵横波关系式如下:

式中:Vp为纵波速度，m/s;Vs为横波速度，m/s;γ为纵横波速度比;σ为泊松比。

图1 泊松比与纵波时差交会图

从式(1)可以看出，泊松比是纵横波的组合关系式，可以反映储层流体性质和岩石骨架性质。对西区5口试验井开展偶极子声波实验，并利用试气效果对其标定，得到岩性、流体泊松比与纵横波之间关系(图1、2)，从中可以看出气层的泊松比最低，σ＜0.15的概率为96.4%，Vp/Vs＜1.6的概率为97.5%，纵波时差大于217 μs/m;水层泊松比略高，0.15＜σ＜0.30的概率为92.1%，1.6＜(Vp/Vs)＜1.75的概率为94.2%;干层纵波时差小于220 μs/m的概率为91.3%。

图2 纵横波速度比与纵波时差交会图

2.2 阵列感应—双侧向联合技术识别气水层

西区气层平均黏土含量为16.9%，其中高岭石、伊利石含量高，吸附能力强，导致电阻率变化大，局部存在低阻气层。阵列感应测井技术采用并联导电的原理，更适合中低阻地层，通过对多条不同探测深度电阻率解释，消除了围岩、泥浆对地层电阻率的影响，并有效地提高了垂向分辨率(图3)。

图3 深侧向电阻率—高分辨感应电阻率与深侧向电阻率比值交会图

前人研究表明，岩性致密，物性差，地层电阻率越高，侧向电阻率的响应越明显，而感应测井的响应不明显。当地层物性好、孔隙度大时，地层电阻率受孔隙中的流体类型影响。孔隙中为油气时，感应和侧向电阻率都高，侧向电阻率值等于或略高于感应电阻率值;孔隙中为水时，感应和侧向电阻率明显降低，若物性差、岩性略致密，感应测井和侧向测井值相差较大，随着地层含水饱和度的增大，差别越大，感应测井值越低［8－13］。

综合动、静态参数对研究区20口阵列感应试验井建立了阵列感应、双侧向联合测井的交会图(图 3)，得到了线性相关公式，当 lg(RLLD)＞－293.441× (RILD/RLLD)+254.847时，可解释为气层;相反，即为水层或含气水层。

3 井震联合识别气水分布应用效果

苏186区块位于苏西东南部，开发程度低，完钻井16口，开发效果表明该区产量低，平均日产气为0.8452×104m3/d，平均日产水为3.4 m3/d，西部和中部为富水区，产水井约占35.8%。

结合三维地震和完钻井资料，预测该区盒8段平均叠合砂体厚度大于20 m(图4)，储层连片发育，但泊松比平面图(图5)表明，含气砂岩总体表现为近南北向条状分布，厚度变化大，s309井至s184井

图4 苏186区块砂体平面预测图

图5 苏186区块泊松比对比

图6 s46－50井阵列感应测井综合解释成果图

一带，泊松比值低，小于0.15的有效储层横向展布 大，尤其s309井南部，含气性最好。相反，该区西部含气性差，有效储层孤立发育，预测富水区位于中部，中部盒8段叠合砂体大于25 m，但泊松比较高，其中 s44－53井试气无阻流量为2.2098×104m3/d，日产气为 1.8345×104m3/d，日产水为8.4 m3/d，证实了该区产水严重，不作为有利区部署井位。

在对整个区块利用三维高分辨率地震预测了有利区及富水区的背景下，采用阵列感应—双侧向联合测井对该区进行了详细评价。以s46－50井为例(图6)，该井落在泊松比为0.13～0.17的区域，位于气层与水层的交界处，含气性良好，砂体发育规模较小，测井资料显示盒8下2段发育2套砂体，底砂岩岩性最纯，GR值为26.0～67.9API，PE≈2.0，底砂岩上部双侧向无差异，但整列感应表现为负差异，分异明显，中子基值较下部底砂岩基值高，解释为含水气层。对气层及含气层采取2段射孔，压裂改造，合层试气，平均无阻流量为2.0207×104m3/d，日产气为1.0109×104m3/d，日产水为0.7 m3/d。

4 结论与认识

(1)给出了苏里格气田西区气水层识别的泊松比、纵横波速度比与纵波时差的交会解释模板，并利用试气效果对其标定，结果显示符合率为73.2%，表明岩石物理参数对识别气水层具有一定的指导意义，并可应用在三维地震资料对气水层识别的研究中。

(2)推导出感应测井—双侧向联测的气水识别相关公式，提高了储层预测的纵向分辨率，改善了薄气层的识别精度，提高了气水识别的精度。

(3)由于气层、水层与干层的泊松比、纵横波速度比在交会图中存在一定的叠合，造成解释存在误差，但利用感应测井—双侧向联测，进一步提高了气水层的分辨率。

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