蜀南地区高石1井区三叠系须家河组储层岩性测井识别

吴 玟 雷一文 沈秋媛 王舒蓓

①中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿②中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院

蜀南地区三叠系须家河组须二段储层沉积特征以三角洲前缘的水下分流河道和河口坝交替发育为主，纵向上为多个小层相互叠置，单层厚度较小，储层井间连续性差，总体上砂体分布非均质性强，横向上追踪难，无明显标志层。泥岩层成分复杂，有机质、泥砺、碳质泥岩与粉砂岩互层，对泥岩测量值均有影响，即使在自然伽玛均质及分布形态比较接近的层位，声波峰值及平均值仍有较大差别，采用泥岩段刻度达不到标准化的精度要求。因此，在选取标准井时，除遵循传统原则之外，还分不同完钻情况进行选取，在此基础上统计标准井标准层特征值，通过直方图对比的方法，对工区老井资料进行校正，部分井补偿声波与井径曲线处理前需要做公英制转换，形成四种岩性的声波-中子、密度-中子，声波-密度、声波-电阻率交会图版，结合理论值，总结出长石石英砂、岩屑砂岩、钙质砂岩、含碳砂岩四种不同成分砂岩的测井响应特征值范围。

近年来，高石梯地区在针对震旦系-下古生界的油气勘探历程中，先后发现了威远和安岳两大油气田，勘探发现集中于寒武系下统的龙王庙组和震旦系上统的灯影组，而对于上三叠统须家河组的勘探程度较低[1]。自1964年通1井测试获气发现须家河组须二气藏之后，获气成功率仅为29.17%。随着四川盆地须家河组低孔、低渗砂岩钻、试、采工艺技术的提高和研究程度的不断深入，须家河组勘探进入新时期，区内见各类油气显示449井次,获须二工业气井24口,共获井口测试气产量298.66×104m3/ d、油产量131.52t/d、水产量343.38 m3/d，充分展现了区内须二气藏具有良好的勘探开发前景。

由于储层井间连续性差，砂体横纵向非均质性强，无明显标志层，难以追踪。加之泥质层成分复杂，有机质，泥砾、碳砾、碳质泥岩、泥质与粉砂质泥岩互层的薄层状层理等等对泥岩测量值均有影响，难以对蜀南地区须家河组储层分布进行研究。本文主要根据岩心、测井等资料，通过岩心薄片鉴定、统计、分析，建立了测井岩性模板，对高石1井区储层岩性进行了识别。

1 区域地质背景

高石梯地区主要位于乐山-龙女寺古隆起东段高石梯-磨溪构造的高石梯潜伏构造南部，单斜背景上发育近东西向展布的高点和构造，整体呈北高南低之势（图1）。须家河组为一套内陆河湖交替的陆源碎屑岩沉积，地层厚度稳定分布，介于440 m～760 m之间，其顶部与上覆侏罗系自流井组呈假整合接触，底部与下伏雷口坡组呈假整合接触。须家河组自上而下划分为六个层段，即须六段、须五段、须四段、须三段、须二段、须一段。须一、三、五段以黑色泥页岩为主夹薄层泥质粉砂岩、煤层或煤线，是须家河组主要的烃源层和盖层。须二、须四、须六段以灰色中粒、中～细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，其中，须二段是须家河组主要的储集层段，储集空间类型以孔隙型为主，局部发育裂缝～孔隙型储层。

图1 安岳气田高石梯～磨溪区块区域构造位置示意图

根据岩心数据统计，须二亚段储层岩心分析孔隙度主要集中分布在8%～10%之间，平均孔隙度仅为8.68%（图3）；渗透率分布在0.01 md～20.6 md之间，主频分布范围0.01 md～0.4 md，平均为0.47 md（图2）。由上述数据分析，区块内以低孔、低渗及特低孔、特低渗储层特征为主。区内地层非均质性强，孔隙结构复杂，因此裂缝的沟通对其储层评价尤为重要。

图2 安岳高石梯地区岩心样品孔隙度和渗透率直方图

2 测井标准化与岩性识别

2.1 标准井的选取和标准层的确定

测井数据标准化是在假定同一构造的同一层段具有类似的地质-地球物理特征，测井曲线具可比性。标准井的选取则主要原则为：①选取附近钻达雷口坡组的新井作为标准井；②在须家河组完钻井中，选取最靠近校正井的邻近新井作为标准井。

由于河流相沉积，变化较快，区内砂体非均质性强，缺乏区域稳定对比层；泥质中测量值受成分复杂及泥质与粉砂质泥岩互层的薄层状层理等影响，即使在自然伽马相近的情况下，声波值仍有较大的差别，达不到测井资料标准化的要求。故而选择海相沉积稳定的雷口坡组完钻井。经多井对比，雷二中部一典型石膏层，可作为对比层。如图3所示，该层具以下特征：①厚度较稳定；②三孔隙度度曲线值接近标准石膏值；③自然伽马低值，且幅度相对平直；电阻率曲线为高阻限幅特征，反映石膏纯度高。因此归一化校正时，选择与需校正井最近的新井，寻找层内可跟踪的致密层作为标准层。

图3 高石8井-安8井标准层对比图

2.2 测井资料归一化

在上述标准井及标准层的选取的基础上，统计标准井标准层特征值，通过直方图对比的方法，对工区老井资料进行校正，部分井补偿声波与井径曲线处理前需要做公英制转换。

（1）雷口坡组完钻井。选取安8井附近钻至雷口坡的邻井高石7井，建立该井雷二段中部标准石膏层的补偿声波、补偿中子及补偿密度的直方图，由图4可见高石7井标准石膏层声波时差为50.41us/ft，补偿中子为0.10P.U，补偿密度为2.93g/cm3，将需校正井安8井标准层与高石7井对比，通过校正，使其与高石7井标准层的均值，主频分布趋于一致。如图中，安8井经过上直方图对比分析，补偿声波校正量为0.21us/ft，补偿中子校正量为0.08P.U，补偿密度校正量为-0.06 g/cm3。

图4 雷二段补偿声波、补偿中子及补偿密度标准化校正直方图

（2）须家河组完钻井。以安岳气田为例，选择相邻井的致密钙质砂岩层为标准层。建立邻井标准层的补偿声波、补偿中子及补偿密度直方图，由图5可见该井标准层声波时差为52.24us/ft，中子为4.39P.U，补偿密度为2.60g/cm3，再将岳11井标准层与高石108井对比，通过校正，使其与高石108井标准层的均值及主频分布趋于一致。通过对比分析，岳11井补偿声波校正量为-0.07us/ft，补偿中子校正量为0.05P.U，补偿密度校正量为-0.13 g/cm3。

图5 安岳气田补偿声波、补偿中子及补偿密度标准化校正直方图

（3）校正效果展示。采取上述校正方法，对区内2009年之前所测的7口老井进行校正，而工区新井通过按现行标准对测前、测时多次刻度及曲线重复性等多种检测，已经消除资料误差，可以直接用于区块评价要求。所以故未作校正、具体校正值见于表1。

表1 高石1井区老井标准化校正值表

通过校正，井间对比性增强，可用于区块评价，但从校正值来看，差别较小，由此计算孔隙度均不到0.01%的差距[2-6]。

2.3 矿物岩石成分和岩性测井识别

测井特征是岩石的成分、孔隙度、裂缝、流体等因素的综合反映。进行岩性识别的目的是通过测井数据排除非储层段，确定储层发育段，进一步判断储层流体性质和计算储层参数，排除或减小复杂岩性的影响，为后续测井评价奠定基础。前期研究表明，高石梯安岳区块须家河组须二段成熟度指数主要分布在2～4之间，采用上述的比值分类方法，统计成熟度指数区间的孔隙度，当成熟度指数小于2时，孔隙度基本小于6%，当成熟度指数大于2时，孔隙度基本大于6%，在成熟度指数主要分布区间2～4之间，孔隙度基本介于6%～10%之间。由此可见，岩性的变化对地层物性也有所影响，因而岩性的准确识别为储层有效性识别与储层参数计算的基础[7-10]。

（1）岩性测井识别。

a、长石石英砂岩的测井响应特征。

长石石英砂岩在测井曲线上主要反映为自然伽马低和相对高的声波测井值（多大于62.0us/ft），其中子孔隙度明显低于声波孔隙度，若不受地层孔隙度与流体的影响，中子测井值多在10.0P.U以下，电阻率测井值一般低于70.0Ω.m，在高孔段、裂缝发育段和水层中电阻率则明显降低。图6中所框井段（图片右侧成像图中若无框线，即该段对于左侧框线内井段，下同）为较纯的长石石英砂岩，中子孔隙度与声波孔隙度成镜像特征，电阻率相对较高，成像图中相对较为明亮。总体上区块内岩性以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主，长石石英砂岩较为少见。

图6 安岳气田长石石英砂岩常规与成像测井特征图

b、岩屑砂岩的测井响应特征。

岩屑砂岩在测井曲线上反映为自然伽马测井值相对高于长石石英砂岩，多在80.0API左右，部分粘土岩岩屑含量较高时，自然伽马测井值高于80.0API，声波测井值大多低于60.0us/ft；随着岩屑含量增加，声波测井值减小，中子测井值增大，密度测井值随岩屑成分的不同变化较大，较纯的岩屑电阻率测井值多大于60.0Ω.m，部分因泥质影响，其值较低，其中，岩屑砂岩的中子孔隙度明显高于声波孔隙度（图7）。

图7 安岳气田岩屑砂岩常规、成像特征图

（2）岩性定量识别。

岩性识别是储层评价的基础，定量识别砂岩中的不同矿物成分，能够有效减小岩性对储层识别、流体识别及储层参数的影响，从而提高储层处理解释精度。

在本区岩心薄片分析与岩心观察基础上，结合前人研究认识，建立了不同岩性的测井参数交汇图版，根据图版能明确地区分不同的岩性特征。由四种岩性的声波-中子、密度-中子，声波-密度、声波-电阻率交会图版可见，不同岩性具有不同的测井响应关系，在上述图版中均有明显的分区特征，由此能较好的识别不同成分的砂岩（图8）。

图8 蜀南高石梯地区主要岩性交会图特征

统计了不同岩性测井响应特征值结合理论值，给出不同成分砂岩的测井特征值表（表2），以此表为基础能识别不同类型的砂岩，由此为复杂岩性砂岩定量计算打下基础[11]。

表2 不同岩性的测井特征值表

（3）多矿物处理模型。

蜀南高石梯地区须家河组地层砂岩岩性比较复杂，由前述可知，除开极少量的矿物成分外，还有泥质、钙质、岩屑、煤（碳屑砂岩）、长石、石英等多种成分。

目前，有限的测井信息难以反演出地层中的全部矿物成分，因而对解释模型进行简化，把地层中含量很小的组分合并到性质与之相近的组分中，忽略对测井信息影响较小的因素，例如，将长石岩屑砂岩划归于岩屑中；将长石划归于石英中，统称为长石石英砂岩。按照 此划归原则结合须家河组岩性特征，建立一个简化的多矿物储层参数计算模型，即：长石石英砂岩、岩屑砂岩、钙质砂岩、煤（碳屑）以及泥岩（图9）。

图9 安岳高石梯地区须家河组地层多矿物模型图

在岩心、薄片分析与测井信息的综合应用定性识别的岩性成分基础上，利用适于本区实际的复杂岩性碎屑岩计算模型（将传统多矿物计算程序中二个三角形发展为三个三角形确定岩性含量的方法，同一剖面可以同时计算4种岩性）精确计算岩性成分，在本区岩性准确识别的基础上，从分析地质参数与测井信息的相关性入手，合理选择计算参数，进而提高本区储层计算精度。

通过岩性组分计算，提高了地层岩性的计算精度，如图10可见，虽然岩屑分析只取到井筒附近，而测井探测范围更广，但两者之间仍有较好对应性好。反映岩性处理准确，计算结果贴合本区实际。岩性的准确处理亦提高在岩性计算基础上，储层物性参数的计算精度[12-16]。

图10 单井处理成果与岩屑及岩心分析对比图

3 结论

（1）研究区三叠系须家河组自上而下划分为六段。须二、须四、须六段以灰色中粒、中～细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，其中，须二段是须家河组主要的储集层段，储集空间类型以孔隙型为主，局部发育裂缝～孔隙型储层。

（2）通过直方图对比的方法，对工区老井资料进行校正，部分井补偿声波与井径曲线处理前需要做公英制转换，将四种岩性的声波-中子、密度-中子，声波-密度、声波-电阻率交会图版，结合理论值，总结出四种不同成分砂岩的测井响应特征值范围。长石石英砂AC>50.0us/ft，CNL<6.0P.U，DEN<2.64g/cm3，RT<40.0Ω m；岩屑砂岩AC<60.0us/ft，CNL>8.0P.U，DEN>2.56g/cm3，RT<80.0Ωm；钙质砂岩AC<50.0us/ft，CNL<3.0P.U，DEN>2.58g/cm3，RT>90.0Ωm；含碳砂岩AC>63.0us/ft，CNL>7.5P.U，DEN<2.6g/cm3，RT高于相邻砂岩层。

（3）建立一个简化的多矿物储层参数计算模型，精确计算岩性成分，合理选择计算参数，可以提高储层计算精度。