苏5和桃7区块马家沟组泥晶、泥粉晶白云岩储层流体类型判别

赵辉，欧阳诚，程绪彬，石新，韩翀，朱萌

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都610051）

0 引 言

苏里格气田苏5和桃7区块马家沟组是风化岩溶型储层，岩性以泥晶和泥粉晶白云岩为主，储层储集空间以孔洞为主，储层段孔隙度3%～7%，储层厚度0．5～1．5m，具有孔隙度低、储层厚度薄的特征。该组储层试油41口，其中气井仅5口，干井高达15口，低产气井4口，气水井9口，水井8口（含微气产水井）。试油资料分析表明，工区内存在大量高孔隙度干层、中孔隙度干层的井。储层有效性评价难是该区面临的难题之一。从试油层段的电阻率特征看，高电阻率水层及气水层井很多，这类储层一直是测井流体类型判别中的难点。从产液类型看，气水同层和水层井居多，而气水同层的识别往往很难。试油资料揭示了马家沟组储层流体类型判别不仅涉及到流体类型判别难的问题，还涉及到储层有效性评价难的问题。工区内大量中、高孔隙度储层不产液的原因及如何在只有常规测井资料的情况下识别出中、高孔隙度的干层，如何将气层、高电阻率水层、气水层识别出来都是需要解决的难题。

本文通过核磁共振实验、压汞和岩石薄片研究，认为导致部分井高孔隙度低产、不产的原因是储层溶蚀孔洞及裂缝不发育且储层孔喉径小、束缚水饱和度高。提出了先依据中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值的大小将气层与非气层区分开来，进而利用孔隙度—饱和度交会法区分非气层中的有效储层和无效储层，针对有效储层采用气测录井资料识别气水层和水层的整体方案，有效解决了马家沟组储层类型判别难题。

1 孔隙结构特征分析

马家沟组大量试油资料证实，储层孔隙度高低及储层厚度的厚薄并不是储层有效性的决定因素。工区内8口井在马五14段试油，有多口井孔隙度高但测试为干层（见表1）。从表1可见孔隙度高、储层厚度厚的储层并不一定就能成为有效储层。压汞实验揭示，最大进汞饱和度、门槛压力及中值压力与孔隙度大小关系不明确［1－4］（见图1），反映出储层的好、差不能直接用孔隙度大小来评价。

表1 苏5、桃7区块马五14段试油段统计表

图1 马家沟组储层段样品压汞曲线

取储层段的10块样品做核磁共振实验，其中9块样品是SU5－A1井高产气层段的样品。实验结果显示，样品中束缚水饱和度最低为44．34%，最高达73．8%，平均束缚水饱和度高达58．8%（见表2），高产气层有高的束缚水饱和度值。从T2谱分布特征看，T2谱峰普遍在T2截止值附近（见图2），表明储层孔喉半径主要分布在毛细管附近，反映出储层的孔、喉径很小［5－7］。储层孔喉径小并具有高束缚特征却高产，是因为该井受风化岩溶和构造应力作用。岩心显示该段发育小溶孔、溶洞及裂缝，溶蚀孔洞为有效的储集空间，裂缝成为有效的渗流通道，使该层成为有效储层，获得高产天然气。

苏5和桃7区块马家沟组储层段孔喉径小是由岩石结构决定的，储层段岩性主要以泥晶和泥粉晶白云岩为主，这类储层因岩石晶粒细小，孔喉半径很小，孔隙类型主要为晶间孔和微孔（这类储集空间的有效性很差）。因岩石晶粒细小，孔喉半径小，岩石比表面积大，储层具有高束缚水饱和度特征［8］，这种储层若不受岩溶和构造应力作用，溶蚀孔洞和裂缝不发育，储层的储、渗条件很差，不能形成有效储层，出现高孔隙度干层。

表2 核磁共振实验结果

图2 核磁共振实验T2谱及累计孔隙度曲线图

核磁共振实验、岩石薄片及岩心研究表明，苏5和桃7区块马家沟储层孔、喉径小，具有高束缚水饱和度，风化岩溶和构造应力的作用使储层溶蚀孔洞和裂缝发育，极大地改善了储层的储、渗条件，使之成为有效储层。部分井高孔隙度低产或不产是因储层溶蚀孔洞和裂缝不发育，且具有高束缚水饱和度。

2 流体类型综合判别方法

要对马家沟组储层段流体类型作出准确判别必须同时解决中、高孔隙度干层的识别问题，否则会将这类储层误解释为气层、水层、气水同层等。研究综合利用常规测井资料和气测资料分3步解决马家沟组储层流体类型判别难的问题。

2．1 研究思路

首先依据中子孔隙度与声波孔隙度或密度孔隙度比值大小将气层与非气层（干层，气水层，水层）区分开来，再优选孔隙度—饱和度交会法将非气层中的有效储层和无效储层区分开来，针对有效储层再结合气测录井进一步识别储层的流体类型。该分析方法突破了常规思想的束缚，常规想法是首先区分有效储层还是无效储层，再区分气层、气水层和水层，该方法先直接识别出气层，这是该方法的关键。

2．2 理论基础及应用

D V Ellis实验研究表明［9－10］，当白云岩孔隙度较高（15%～25%）、地层水矿化度或钻井液矿化度（有侵入时）也较高（6×104～8×104mg·L－1）时，水层的中子视孔隙度将异常增高，白云岩增加最多，砂岩次之，灰岩较少［9］。从大量实际资料看，白云岩水层段视孔隙度增加的程度比实验结果更明显。如新疆某地区和四川某气田飞一至飞三段白云岩储层（见图3），在白云岩水层段补偿中子会异常增大，补偿中子孔隙度明显大于声波和密度孔隙度，这种现象在这2个区域内非常普遍，这是因为高矿化度水层中氯元素含量高，而氯元素具有很大的有效截面［有效截面为43×10－28m2，俘获截面23×10－28m2，散射截面10×10－28m2，氢元素的有效截面在（20～80）×10－28m2］，使补偿中子测井值异常增大。天然气因含氢指数低，会使补偿中子降低，在气层段产生挖掘效应，中子测井值偏低，出现水层段中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值明显增大，气层段中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值相对偏低的特征。基于这一显著的差别先直接识别出气层。

图4是马家沟组所有试气层段中子孔隙度声波（密度）孔隙度比值与声波或密度孔隙度交会图。从图4中可以看出，试油为气层的井其中子孔隙度声波（密度）孔隙度比值普遍小于1．3，而试油为气水层，水层以及干层，其比值普遍大于1．3。对于高孔隙度干层，只是不产可动水的高束缚水水层，这也是为什么高孔隙度干层或者低产层（包括低产气层）其比值也会大于1．3的原因。

图4对气层的判别符合率达100%；低产气层5层，符合3层，判别符合率60%；非气层61层，符合58层，判别符合率95．1%。

图3 白云岩储层水层段补偿中子增大特征

针对中子孔隙度声波（密度）孔隙度比值大于1．3的非气层，优选孔隙度—饱和度交会法将有效储层和无效储层区分开来。孔隙度—饱和度交会法是通过φ－Sw交会图中数据点的分布特征来判断储层是否含可动水，如交会点呈近双曲线分布规律，说明储层只含束缚水，不含可动水，判断为干层；如交会点呈明显分散状，说明储层含可动水，储层为气水同层、水层等。该方法对多口高孔隙度干层的识别符合率达到100%，如SU5－A3和SU5－A4的2口井孔隙度高、储层厚度厚的井测试为干层，其φ－Sw交会点呈明显双曲线特征（见图5）。使用该方法对非气层类的61个层作了判别，符合49个层，符合率80．3%。利用常规测井资料达到这样的判别效果非常理想。取得这样好的判别效果是因为马家沟组一些干层都是些因孔喉径小而具有高束缚水特征的层，该判别方法具有很好的适应性。

图4 依据中子孔隙度声波（密度）孔隙度比值大小判别流体类型图版

针对有效储层需进一步把气水层和水层区分开。碳酸盐岩储层中气水同层和水层的识别往往很难。尝试采用了孔隙度—电阻率交会法、双侧向差异法、电阻率绝对值法和P1／2正态概率分布法均不能取得好的效果［11－12］。因储层孔隙度低，有大量高电阻率及中高电阻率水层，使得孔隙度—电阻率交会法和电阻率绝对值法这2种依靠电阻率值大小判别流体类型的方法效果很差。双侧向差异法对气水同层和水层区分不明显。P1／2正态概率分布法显示无论是气层、气水同层还是水层，其P1／2累积概率曲线斜率均很小，无法区分流体类型。

研究采用了气测录井资料对复杂储层的气水层和水层进行判别，气水同层的气测值相对较高，一些水层段尽管电阻率值高，但气测值低。图6中，气水层的全烃值一般大于12%，水层的全烃值一般小于12%。利用此特征可有效将气水同层和水层区分开。

图5 试油干层段孔隙度—饱和度交会图

图6 电阻率—全烃交会图

实际中，使用了上述系统性的解决方案取得了很好的应用效果，在仅有常规测井资料的条件下很好地解决了马家沟组储层类型判别难这一难题。

3 结 论

（1）马家沟组的中高孔隙度干层大都是溶蚀孔洞及裂缝不发育，且孔喉径小并具有高束缚水特征的干层。

（2）高矿化度白云岩水层段氯元素含量高，氯元素高的俘获截面使中子测井值明显增大，而气层段补偿中子会产生挖掘效应，中子测井值偏低。这会使气层段中子孔隙度与声波或密度孔隙度比值相对偏低，而水层段明显偏高，基于这一显著差异先直接识别出气层。

（3）非气层类储层中，孔隙度—饱和度交会点呈近双曲线特征的为干层，呈散点分布的为气水层和水层。

（4）气水层与水层的全烃值差异明显，统计表明气层的全烃值一般大于12%，水层的全烃值一般小于12%。

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