苏里格气田W区盒8段储层特征与快速气水识别方法

2014-12-13冯春珍邵德艳胡晓丽李瑛亮王延峰

测井技术 2014年5期

冯春珍，邵德艳，胡晓丽，李瑛亮，王延峰

（1．中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西西安710201；2．北京金油藏石油科技有限公司，北京100101）

0 引言

苏里格气田W地区盒8段气藏为地质条件十分复杂的岩性气藏，是近年长庆油田勘探开发的重点，储层具有特低渗透率、强非均质性及岩性变化大特征。W区盒8段砂岩大面积分布，单砂体厚度相差不大，但各砂体的试气结果却相差悬殊，有的储层为气层，有的为水层，有的为气水层。气层与水层测井响应特征无规律可循，既存在高电阻率水层，也存在低电阻率气层，仅依据测井资料进行气水识别难度大，主要表现在测井解释的很多气层，试气后储层出水，增加了勘探开发成本。因此，采用测井与地质特征结合的手段，搞清盒8段气藏的有效储层的宏观与微观地质特征，建立有效储层地质与测井响应特征之间关系，找出有效识别气水层测井关键参数，优化射孔井段，指导压裂方案优化，是 W地区盒8段气藏高效开发亟待解决的首要问题。

1 W地区盒8段有效储层宏观地质特征

W地区盒8段砂岩厚度大并大面积连片分布，由于岩性的变化造成储层物性变化也很大，在厚层砂岩中能真正储存天然气物性好的有效储层却呈孤立状的薄层分布，而物性差的无效储层分布普遍，并具有高束缚水饱和度，压裂后易产水，在勘探开发中必须寻找物性好的有效储层，研究有效储层特征是气水识别的关键。

1．1 有效储层的岩性和沉积微相特征

有效储层岩石类型为灰白色石英砂岩、含岩屑石英砂岩。石英含量较高，平均为76．5%，表现为成分成熟度高的特征。砂岩粒度有中粗砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩、细砾岩［1－2］，石英砂主要以中－粗粒结构为主，粒径区间分布在0．4～1．6mm，间或有2．0～6．0mm颗粒存在。颗粒分选以中偏差为主，磨圆度主要为次圆－次棱角状。碎屑普遍具颗粒支撑，颗粒间多为线接触。砂岩中填隙物结构类型以胶结物、杂基填隙及杂基－胶结物混合填隙为主，胶结类型主要为孔隙－接触式、孔隙式和接触式胶结为特征，砂岩结构成熟度呈现较低的特征。

W地区盒8上段为曲流河沉积，盒8下段为辫状河沉积。盒8段有效储层的中粗砂岩和含砾粗砂岩、细砾岩等粗砂岩相的分布受沉积微相的控制。根据取心井和试气结果统计分析发现，粗砂岩相分布在心滩（边滩）和河道充填的下部（河床底部滞留沉积）（见图1）［3］。

图1 有效砂体沉积微相类型

1．2 有效储层的物性特征

根据盒8段取心井试气井段的480个样品物性统计分析表明，孔隙度分布在0．3%～20%之间，集中分布在6%～12%，样品数占78%，平均孔隙度9．4%；渗透率最低接近0．1×10－3μm2，最高达1000×10－3μm2以上，渗透率极差很大，主要分布在（0．2～10）×10－3μm2，样品数占82%，平均渗透率为0．89×10－3μm2。盒8段储层属于低孔隙度、特低渗透率储层。

统计分析表明，渗透率与孔隙度关系不具有较好的相关性（见图2），部分储层表现为孔隙度虽小但渗透率却很大特征。①该区储层特征决定了渗透率主要取决于喉道的大小，受孔隙大小影响次之；②盒8段储层发育有裂缝，使得储层由单一的孔隙介质变成复杂的裂缝－孔隙型双孔介质。低孔隙度特低渗透率储层特征决定了盒8段储层必需采用压裂等改造技术，才能获得产量，加之储层裂缝发育又加大了压裂工艺的复杂性［4］。

图2 W区盒8段渗透率和孔隙度关系图

1．3 有效储层的微观特征

盒8段主要发育4类孔隙：原生粒间孔隙、次生溶孔、高岭石晶间微孔隙和微裂隙，其中以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主。砂岩储层喉道形态以粒间缝隙喉道、片状或弯片状喉道为主，也见有部分收缩型喉道，管状型喉道少见。对研究区11口井35个岩心样品压汞法毛细管压力曲线形态进行统计分析。将各个样品的孔隙度、渗透率与15项孔隙结构特征参数进行相关性分析表明，孔隙度与孔隙结构特征参数不具相关性，渗透率与最大连通孔喉半径、中值孔喉半径、平均孔喉半径和均值半径、结构系数、分选系数相关性最好。由此说明喉道的大小决定了储层渗透率的高低。

结合与渗透率最相关的几个孔隙结构特征参数和毛细管压力曲线的形态，选取排驱压力、最大连通孔喉半径、中值半径、均值半径、平均孔喉半径、分选系数和结构系数7个参数将储层的孔隙结构划分Ⅰ～Ⅲ的3种类型（见图3）。

图3 W区盒8段压汞曲线特征图

Ⅰ类特征：压汞曲线形态为分选较好、有台阶、较粗歪度型。排驱压力（＜0．2MPa）、最小湿相饱和度（束缚水饱和度＜15%）最小，最大连通孔喉半径（＞2μm）、中值半径（＞1μm）、均值半径（＞0．5μm）、平均孔喉半径（＞0．8μm）、分选系数（＞0．6）、结构系数（＞4）和渗透率（＞1×10－3μm2）最大。

Ⅱ类特征：介于Ⅰ类和Ⅲ类之间。压汞曲线形态为分选较不好、无台阶、较细歪度型。排驱压力0．2～1MPa，最小湿相饱和度（束缚水饱和度＞15%～50%）。最大连通孔喉半径0．8～2μm，中值半径0．1～1μm，均值半径0．15～0．5μm，平均孔喉半径0．2～0．8μm，分选系数0．18～0．6，结构系数1．2～4，渗透率（0．1～1）×10－3μm2。

Ⅲ类特征：压汞曲线形态为分选不好、无台阶、细歪度型。排驱压力（＞1MPa）、最小湿相饱和度（束缚水饱和度＞50%）最大，最大连通孔喉半径（＜0．8μm）、中值半径（＜0．1μm）、均值半径（＜0．15μm）、平均孔喉半径（＜0．2μm）、分选系数（＜0．18）、结构系数（＜1．2）和渗透率（＜0．10×10－3μm2）最小。

1．4 有效储层的综合评价

综合W区盒8段储层各种特征，盒8段有效储层为孔隙－裂缝型双孔介质强非均质的低孔隙度特低渗透率储层。依据储层的岩性、物性及孔隙结构特征的分析，并结合试气结果和电性特征，将W区的有效储层划分了3种类型。

A类，高孔隙度高渗透率低密度型。岩性：灰白色粗粒岩屑石英砂岩为主。物性：岩心分析孔隙度＞10%，渗透率＞1×10－3μm2，低密度（2．4g／cm3左右），含水饱和度40%～60%。电性：低自然伽马（30API左右），较高Pe（2．2b／eV左右），低电阻率（10～30Ω·m），较低密度（2．4g／cm3左右），较高补偿中子（15%左右），高声波时差（250～270 μs／m）。孔渗介质：具有孔隙－裂缝型双孔介质，孔隙具有Ⅰ类孔喉结构特征。压裂工艺得当可获中高产（见图4）。

B类，低孔隙度高渗透率中高密度型。岩性：灰白色粗粒石英砂岩为主。物性：岩心分析孔隙度＜10%，渗透率＞1×10－3μm2，密度＞2．45g／cm3，含水饱和度10%～40%。电性：低自然伽马（30API左右），较低Pe（2．0b／eV 左右），高电阻率（＞100 Ω·m），中高密度（2．5g／cm3左右），较低补偿中子（＜10%），低声波时差（210μs／m 左右）。孔渗介质：具有孔隙－裂缝型双孔介质，孔隙具有Ⅰ类孔喉结构特征。压裂工艺得当可获中高产（见图5）。

C类，低孔隙度中低渗透率型。岩性：灰白色岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。物性：岩心分析孔隙度＜10%，渗透率0．2～1×10－3μm2，密度＞2．50g／cm3，含水饱和度20%～50%。电性：低自然伽马（30 API左右），较高Pe（＞2b／eV），中等电阻率（30～80Ω·m），较高密度（2．5g／cm3左右），中高补偿中子（＞10%左右），中等声波时差（230μs／m左右）。孔渗介质：只有孔隙型单孔介质，具有Ⅱ类孔喉结构特征。压裂工艺得当可获中低产［1－2，5－6］（见图6）。

图4 高孔隙度高渗透率低密度型储层特征图

图5 低孔隙度高渗透率中高密度型储层特征图

图6 低孔隙度中低渗透率型储层特征图

1．5 气水层（有效砂体、致密砂体）基本地质特征

统计分析发现部分测试出水井段为物性差位置出水，在排除物性差出水的前提下，分析气水层（有效砂体、致密砂体）的岩性、物性和电性等资料，可发现具有如下特征（见图7）。

图7 盒8段气水层储层特征图

气层特征：微相类型为河床亚相中的边滩、心滩和河道充填（河床底部滞留沉积）微相；岩石类型为灰白色石英砂岩和岩屑石英砂岩，粒度为粗砂岩、含砾粗砂岩和细砾岩；物性为孔隙度大于6%，渗透率大于0．10×10－3μm2；微观孔喉结构属于Ⅰ类和Ⅱ类。

水层特征：微相类型为堤岸亚相和河漫亚相中的天然堤、决口扇河漫滩等微相；岩石类型为灰白色岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和物性差的石英砂岩，粒度为粉砂岩—中砂岩；物性为孔隙度大小于6%，渗透率小于0．10×10－3μm2；微观孔喉结构属于Ⅲ类。

1．6 气水层（有效砂体、致密砂体）的分布特征

测试资料表明，有效砂体在纵向上几乎以2～6m的厚度规模孤立存在于大段砂体中。临区密井网、露头及沉积物理模拟表明有效砂体的宽度以小于800m为主，大于800m的仅占1／4，长度在1600～4000m范围内变化。有效砂体在致密砂岩中的分布表现为大片中的小块，厚层段中的薄层。从整体看有效砂体规模小，以孤立状分布为主，造成邻井对比评价和压裂施工的难度。

2 快速、简便、有效识别气水层

从气水层的地质特征可以看出，沉积微相类型决定的岩石粒度是判别气水的关键条件，在测井曲线上能简便、快速、有效识别气水层的方法是用“沉积微相＋非均质性＋有效厚度”的三因素综合评价法寻找低自然伽马幅度的光滑段，尽量优化射孔井段，高效开发气藏。

盒8期河流相中的边（心）滩、河床底部滞留沉积、天然堤、决口扇等各种微相沉积的各种粒级的砂岩，广泛发育，相互叠加，大面积连片分布，但真正能够储存并富含天然气的有效砂体（含气饱和度较高）只存在于具有一定厚度（大于2m）的边（心）滩、河床底部滞留沉积相对均质的粗砂岩相中，其间如果夹有薄的锯齿状富含束缚水的致密砂体，就可能变成含气水层或水层（见图4至图6）。盒8段识别气层必须在微相控制寻找粗粒度岩性的前提下；进行岩性非均质性的判别，即微相、非均质性同时控制寻找相对均质的3种粗粒度微相段；同时，相对均质段要有一定厚度，才能满足压裂工艺的要求。

岩心分析资料表明，盒8段储层的岩性变化大，渗透率与孔隙度相关性不好，仍然沿用常规的测井评价方法，势必降低解释符合率，必须进行地质特征、测井相结合方法识别气水层。

3 应用效果分析

S171盒8段砂体3633．6～3639．8m井段（见图8），砂体上部自然伽马为低值，平均22API，较光滑，边滩沉积微相，岩性为石英砂岩。深侧向电阻率200Ω·m，深感应电阻率112．2Ω·m，呈减阻侵入；声波时差217．5μs／m，密度2．495g／cm3，补偿中子6．5p．u．，孔隙度8．28%，渗透率0．967×10－3μm2；综合各种参数解释气层。砂体下部自然伽马为高值，平均42．5API，呈锯齿状，决口扇沉积微相，岩性为岩屑砂岩。深侧向电阻率63．1Ω·m，深感应电阻率31．6Ω·m，呈增阻侵入；声波时差213．0μs／m，密度2．545g／cm3，补偿中子升高为10．5p．u．，孔隙度6．23%，渗透率0．141×10－3μm2，物性变差，含水饱和度增高。综合各种参数解释水层。优化射孔段，选择3634．0～3636．0m段射孔压裂，压裂后日产气40832m3，水1．5m3。