新场须家河组五段非常规混合型储层测井评价

周怀容, 陈俊, 黎华继, 胡华伟

(1.长江大学, 湖北 武汉 430100; 2.中石化西南油气分公司勘探开发研究院, 四川 成都 610000)

0 引 言

常规油气层一般在确定储层岩性的基础上分析其孔隙度、渗透率、饱和度等参数评价其储层品质。川西新场陆相须家河组五段(简称新场须五)非常规天然气为典型自生自储式的连续型天然气聚集,其厚度大、分布广、岩性复杂。前期勘探研究证实川西陆相非常规气藏储层既非常规致密砂岩储层,也非典型的页岩气储层,属于非常规混合型储层,该类储层评价方法与传统的评价方法有较大的区别。前期对于该类储层并无勘探开发的经验,加之实验资料匮乏、储层埋藏深等因素使得对于储层的评价具有较大的难度。本文尝试在深入分析地质、测试、测井、录井以及实验分析等资料的基础上,重新构建了针对新场须五非常规混合型储层测井评价技术体系,为新场须五的评价及开发提供有效的技术支撑。

1 须五混合型储层地质特征

1.1 地质特征

新场须五地层厚度大,西厚东薄,以砂泥互层岩沉积为主。其构造整体上表现为NEE向的鼻状构造,向东以低鞍的形式与罗江构造相隔,南北两翼表现为南陡北缓的斜坡。须五底层为向东倾没的鼻状构造,轴部发育有深浅层规模不一的局部构造高点;顶层鼻状构造形态更为宽缓,轴部的圈闭不复存在。断层仅在工区东部发育,近SN向断裂,断裂产状较陡,断距上小下大,断开层位向上大都终止于TJ1b附近,向下断至TT3m附近,主要形成于早中喜山期[1-2]。

1.2 储层特征

新场须五段储层整体非常致密,依据岩心扫描电镜分析,砂岩、泥页岩均有储集空间。其中砂岩储集类型主要以岩屑、长石次生微米级溶蚀孔,黏土胶结物纳米级晶间孔,以及钾长石微米级解理缝、有机质收缩缝为主,由于须五砂岩长石含量低,填隙物含量多大于10%,砂岩的储集空间以纳米级的晶间孔、岩屑微米级的溶蚀孔和有机质收缩缝为主[4],长石溶蚀孔或解理缝是储集空间有效的补充,而这些孔、缝多呈孤立态,连通性较差。泥页岩以黏土矿物纳米级晶间孔为主,在有机质发育处还可见有机质纳米孔和有机质纳米或微米级收缩缝,在收缩缝附近常常伴随次生溶蚀孔的发育。

1.3 储层类型确定

前期针对新场须五段纯砂岩段、纯泥页岩段、砂泥互层段均进行了测试,从测试情况分析,新场须五由于其储层的超致密特性,纯砂岩段、纯泥页岩段均无法获得较好的产能,对于砂泥互层段则能获得较好的产能。

为此,引入砂地比、互层率的概念对须五储层的岩性组合特征进行分析(砂地比:砂厚/层厚,砂厚包括砂岩和粉砂的厚度;互层率:互层数/层厚)。将须五储层整体分为富砂型(砂夹泥型砂地比大于60%);砂泥互层型(砂地比45%～60%);富泥型(泥夹砂砂地比小于45%)。通过前期测试结果分析,岩性组合为砂夹泥型或砂泥互层型,互层率为0.2%～0.4%的混合型组合则能获得较好的产能(见表1)。

2 非常规混合型储层测井评价方法

新场须五气藏具有两大显著特点:①源储一体,其赋存与邻近烃源岩密切相关;②必须采用体积压裂改造才可获得工业气流。

2.1 岩性识别

新场须五储层岩性成分复杂,表现为岩性既有石英含量较高的灰黑色含硅质泥质页岩,也有碳酸盐岩含量高的黑色含灰质泥质页岩、黑色含硅质含灰质泥质页岩、炭质页岩、细粒岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质页岩等。新场须五泥页岩岩心X-衍射全岩定量分析表明,可识别出石英、长石、方解石、白云石、黏土以及其他重矿物等6种矿物成分,其中脆性矿物含量29.9%～83.1%,平均含量为59.6%;石英含量7.1%～55.6%,平均含量为39.8%;长石含量1.0%～7.6%,平均含量为3.7%;方解石含量0.3%～18.4%,平均含量为8.4%;白云石含量0.4%～14.9%,平均含量为6.4%;黏土含量13.1%～65.6%,平均含量为34.7%。研究表明,可以将须五段页岩矿物成分简化为泥质含量、硅质组分(石英+长石)、钙质组分(方解石+白云石)、有机质4种主要组成成分,建立地层多矿物组分测井分析模型

表1 新场须五储层岩性组合分类表

Δt=ΔtquVqu+ΔtcaVca+ΔtshVsh+
ΔtTOCVTOC+Δtfφ
ρb=ρquVqu+ρcaVca+ρshVsh+
ρTOCVTOC+ρfφ
φN=φN,quVqu+φN,caVca+φN,shVsh+
φN,TOCVTOC+φNfφ

GR=GRquVqu+GRcaVca+GRshVsh+
GRTOCVTOC+GRfφ
1=Vqu+Vca+Vsh+VTOC+φ

(1)

采用最优化测井数据解释方法进行须五段页岩矿物组分及含量参数计算,处理解释结果与取心段岩心分析数据具有较好的对应性(见图1)。

2.2 储层参数计算与评价

(1) 孔隙度计算。新场须五段岩性黏土影响不容忽视,建立孔隙度计算模型时,应从岩性角度出发,充分考虑黏土的影响建立孔隙度计算模型。

以岩心分析孔隙度为依据,建立孔隙度经验统计模型,经多元回归拟合

φe=φt-φs

(2)

式中,φe为有效孔隙度;φt为总孔隙度;φs为等效黏土孔隙度。

将模型计算出的测井孔隙度与岩心孔隙度建立相关关系式。拟合出岩心分析孔隙度(φc)与测井计算孔隙度(φl)相关关系(见图2),其关系式为

φc=0.9838φl+0.0008R=0.8985

(3)

图2 须五岩心孔隙度与测井孔隙度交会图

两者对比相关性好,说明建立的测井孔隙度模型能正确反映储层孔隙特征、模型可信度高。

(2) 裂缝特征。新场须五属于致密—超致密储层,砂、页岩的基质孔隙小,渗透率很低,裂缝的发育程度极大地影响储层的储集能力。在砂泥页岩中裂缝既是储集空间,又是渗流通道,因此裂缝的发育程度和规模是影响须五储层油气聚集的主要因素,它决定储层渗透率的大小,控制着砂页岩的连通程度、压裂改造效率,进一步控制着气体的流动速度、气藏的产能。

图3 ××502井须五段常规测井曲线识别裂缝成果图

前期须五作为侏罗系远源气藏的主力烃源岩和须家河区域性盖层评价,测井资料仅为常规测井资料,仅有3口井进行了成像测井。对3口成像测井剔除掉由于人为因素引起的诱导缝的基础上,对裂缝进行识别、处理解释,须五段共识别出151条裂缝,其中以低角度裂缝及水平缝为主,共有116条,占总数的76.8%;高角度斜交缝共有35条,占总数的23.2%。总体上须五段裂缝相对不发育而且以低角度斜缝、水平缝为主。

低角度裂缝导致岩石纵向不连续,因此通过纵波时差的突变(一阶差分)检测(HFRI);高角度缝沟通径向流体,因此通过双侧向幅差指标法识别(VFRI)。

图3为××502井须五段常规测井曲线识别裂缝成果图。应用上述方法利用常规测井曲线共识别出高角度裂缝28条,水平裂缝及低角度裂缝69条,成像测井共识别高角度缝26条,低角度裂缝及水平缝74条,常规测井曲线识别裂缝与成像测井有较好的吻合。

(3) 含水饱和度计算。新场须五储层泥质含量较高,黏土导电因素不能忽略,传统的阿尔奇公式失效。须五段页岩取心段岩心分析资料表明储层泥质含量为13.1%～65.6%,平均含量为34.7%,储层可视为泥质砂岩储层,利用Simandoux公式计算饱和度,其计算结果与岩心分析饱和度一致。

Sw=1φ20.81RwRt-RwVsh0.4Rsh

(4)

图4 新场须五段有机碳测井解释对比图

式中,φ为孔隙度;Vsh为泥质含量;Rsh为泥岩电阻率;Rw=0.05 Ω·m。

(4) 地化参数评价。泥页岩有机碳含量TOC和热成熟度Ro等地化指标参数是反映岩石有机质丰度、评价页岩生烃潜能和页岩气成藏潜力的关键参数。烃源岩品质敏感参数主要评价有机碳含量TOC及烃源岩丰度。

岩心分析资料表明川西坳陷须五段地层有机碳含量较高,有机质含量0.39%～16.33%,平均为2.35%,结合测井资料分析表明,地层有机质含量与黏土含量、地层密度以及Δ lgR具有较好相关性[5-10],建立多元回归模型TOC=f(GR,DEN,Δ lgR),相关系数R=0.95。图4为新场须五连井对比图。从图4中,高TOC泥岩与厚砂或中-厚砂相邻配置为须五获得较好产能的储层组合。

(5) 岩石力学特征评价。在岩石力学实验及测井资料分析的基础上,采用岩心实验数据刻度测井的方法,建立了新场须五段地层岩石力学参数测井计算模型具体计算见文献[11]。

(6) 可压性分析。尽管弹性模量和泊松比并非直接反映岩石脆性的参数,但定性认为,在岩石学范畴内,弹性模量越大、泊松比越小,岩石脆性越好,故而有基于弹性模量和泊松比计算岩石脆性指数的公式[12]

BIE=[(E-1)/(8-1)]×100

BIμ=[(μ-0.4)/(0.15-0.4)]×100

BI=(BIE+BIμ)/2

(5)

式中,BI为脆性指数,无量纲;E为弹性模量;μ为泊松比。

图5为岩石弹性模量和泊松比交会图。从图5中可以看出越位于弹性模量大、泊松比小的区域岩石脆性越大,可压性越好。

图5 岩石弹性模量—泊松比交会图

2.3 储层产能主控因素初步分析

根据新场须五源内致密气藏的特征,选取岩性组合定性分析以及储层储集性能、砂地比、有机碳、裂缝发育程度、脆性矿物含量等定量的判别指标,通过对已投入试采井的测试层段的分析,初步总结了新场须五段非常规致密气富集主控因素。总体上,丰富的有机碳含量是须五非常规致密气藏获产的前提;富砂型储层仍为储层储集空间的主要提供者,保证了天然气的富集;裂缝的发育程度是新场须五获得高产的关键因素之一;储层可压裂性保证了新场须五段大型改造的可行性,也保证了须五工业气流产出的可能性[13-16]。

图6为××32井3 025～3 150 m井段储层“七性”关系图。从图6中可以看出其射孔井段3 045～3 115 m,细砂厚20.0 m,粉砂19.1 m,砂地比55.8%,测试层段为砂夹泥型储层,砂岩平均孔隙度3.7%,含水饱和度39.3%,泥岩平均孔隙度为2.5%,含水饱和度57.6%,共识别低角度裂缝15条,裂缝密度为0.21条/m,平均有机碳含量为1.39%,脆性指数为37.6%。该射孔段具有较好的含气性,且有机质含量较高,脆性指数较高有较好可压性,对该射孔段加砂压裂,投产初期油压38.4 MPa,日产气7.79×104m3。

图6 ××32井“七性”关系图

图7 ××504井2 915.0～3 120.0 m段测井综合评价图

3 应用实例

××504井是2014年中石化西南油气分公司在四川盆地川西坳陷新场构造七郎庙高点南翼部署的1口评价井,其完钻井深为3 565.0 m,目的层为上三叠统须家河组五段,完钻层位为须家河组四段。图7为××504井2 915.0～3 120.0 m段测井综合评价图。依据上述研究成果,优选2 940.0～3 100.0 m井段进行测试。该段储层厚度为160.0 m,其中细砂厚33.7 m,粉砂厚43.5 m,砂地比为48.6%,为砂泥互层型储层。砂岩平均孔隙度2.4%,含水饱和度46.5%,泥岩平均孔隙度为2.3%,含水饱和度59.8%,共识别裂缝20条,全部为低角度裂缝,裂缝密度为0.13条/m,平均有机碳含量为1.21%。

完井后针对该段进行测试,入地液量2 737 m3,入地砂量114.22 m3,油压17.9 MPa,套压36.5 MPa,输天然气 12 308 m3,排液195 m3,累计排液4 418 m3,返排率55%,目前已投入试采。

4 结 论

(1) 新场须五气藏储层为超低孔隙度-致密混合型储层。储层既非常规致密砂岩储层,也非典型的页岩气储层,储层的评价方法与传统的评价方法有较大区别。

(2) 针对新场须五非常规混合型储层测井评价应在确定新场须五有利储层岩性组合特征的基础上,结合孔隙度、含气饱和度、裂缝指数、TOC含量、脆性矿物含量、和岩石力学参数等多项指标进行储层综合评价。

(3) 新场须五非常规致密混合型储层测井评价应用实例证明,新构建的测井评价体系能较好的评价新场须五混合型储层,应用效果良好。

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