超致密砂岩测井评价

杨春文，申本科，刘双莲，吴天乾，周贤斌，黄 郑，孙建孟，李 浩，李群德，吕和军

(1.中石化华北石油工程有限公司，河南 郑州 450006； 2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206；3.中国石化石油工程技术研究院，北京 102206； 4.石化经纬华北测控公司，河南 南阳 473132；5.中石化河南油田分公司 油气开发管理部，河南 南阳 473132； 6.中国石油大学(华东)资源学院，山东 青岛 266000)

超致密砂岩属于致密气砂岩储层，储集于低孔隙度(小于7%)，低渗透率(小于0．01 ×10-3μm2)砂岩中，储层无自然产能，须通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气。超致密砂岩中天然气资源非常丰富，在所有的含油气区，超致密砂岩气藏几乎都有分布。此类气藏因局部渗流条件评价及饱和度计算难度很大，导致识别与判断经济产量很困难，因此，其大部分储量为难动用储量，测井评价能力的提升，是推动此类储量经济开采的关键技术之一。我国超致密砂岩气藏具有类型多样、成藏复杂、勘探难度大等特点，但随着勘探开发技术的不断提高，以及对超致密砂岩气藏成藏理论研究的不断深入，低渗透油气资源成为常规油气资源的接替者和保障世界油气资源供应主角的另一支力量。与常规天然气藏相比，超致密砂岩气藏具有以下重要特征：①该类气藏储层通常还具有岩性致密、埋藏深度大、成岩作用强度高、物性差、孔隙结构复杂和非均质性强的特点；②含水饱和度高，一般大于40%，局部达到60%以上，致密气藏一般不出现明显分离的气水接触面，一般无明显的水层；③具有大面积普遍含气、浮力作用有限、气水关系复杂、地层压力异常和分布不受构造控制的共同特征。本文从超致密砂岩气藏的岩性、物性、电性、含油气性储集层“四性”关系出发，对超致密砂岩储层进行测井评价。

1 低渗透储层

低渗透储层岩性复杂，低渗储层基本上为石英和长石相伴生，其相对含量变化范围很大(20%～70%)，大多数储层的岩屑类型复杂且含量较高(40%～60%)，储层胶结物一般为泥质和钙质。低孔低渗储层类型可为石英砂岩、长石砂岩、岩屑砂岩或其组合。储集空间非均质性强是低渗透储层固有的特性，主要为储层沉积、成岩和成藏作用的差异性所致。非均质性包括宏观和微观2个方面。宏观非均质性主要表现为砂体结构与构造、岩石组分以及砂体在平面上连通情况等的差异性，微观非均质性主要为储层内幕复杂所致。①低渗储层孔隙中原生孔和次生孔共存，粒间孔、粒内孔、粒缘孔与裂隙裂缝混杂，常以次生溶蚀孔为主。孔隙喉道细，结构复杂。②储层成岩黏土矿物发育，颗粒胶结方式和填隙物类型多样，不同黏土矿物及其赋存状态对孔隙的改造作用差异很大。因此，由于各类孔隙相对大小及其构建关系千变万化，低渗储层孔隙结构复杂，储层储集特征差异明显[1-10]。

讨论我国测井评价行业面临的问题，欧阳健先后提出我国测井评价技术面临“三低”问题[11-12]，“三低”指储层孔隙度低、渗透率低及电阻率低。其中，低孔低渗油气藏一般孔隙度小12%、渗透率小于5×10-3μm2。2004年，李国欣等[13]概括为“三低两高一复杂”：当时中石油低孔低渗油气藏的储量已占新增储量的65%；其中“两高”即开发区含水率高、采出程度高。“两高”的出现，加剧了剩余油识别与开采的难度。低孔低渗油气藏多为岩性油气藏，砂体叠置关系复杂，油气层纵向分布存在差异，油水关系复杂，油气藏类型多样。此外，由于烃柱高度一般不大，储层孔隙结构差，且油气富集程度受烃原岩和储层物性双重控制，导致储层中油水分异作用弱，含油气饱和度小，油水过渡带较宽。

2 致密砂岩储层

致密砂岩储层一般都属于次生低渗透油气藏，致密砂岩储层孔隙度和空气渗透率都很低，毛管压力相对较高，束缚水饱和度一般在45%～70%，由于该类储层的孔隙主要由分散的微孔洞构成，且孔洞之间的连通性差，造成渗透率低。致密砂岩储层地质评价标准为孔隙度<10%、原地渗透率<0.1×10-3μm2或空气渗透率<1×10-3μm2、孔喉半径<1 μm、含气饱和度<60%[14-15]。

3 超致密砂岩

以川西上三叠统须家河组砂岩为研究对象，根据井下取心测定6 000多个样品得到如下数据：其平均孔隙度为4.02%；砂岩基质的3 000样品中，渗透率小于0.01×10-3μm2的约占28%，渗透率为0.01×10-3～0.1×10-3μm2约占71%；砂岩孔隙喉道半径平均低于四川计算气体有效喉道0.075 μm的数值，大于0.5 μm者极少。因此，称之为“超致密砂岩”，见表1。

表1 砂岩基质孔隙度级别与流体活动关系Tab.1 Relationship between porosity grade of sandstone matrix and fluid activity

超致密砂岩储层物性较差，毛管压力高，油水分异差，油水同层现象普遍，同时储层微孔隙发育，束缚水饱和度高，油气层原始含油气饱和度大都低于60%，使油气在岩石总体积中所占比例相对低。而较小的储层储集空间，使得储存其中的流体对测井响应贡献率更低，大大降低了测井资料对孔隙流体和储层变化的分辩能力，导致油气层与水层、工业产层与低产层的测井响应特征差异小、对比度低，对油气层识别提出了极大挑战。钻井液侵入作用改造了井筒附近的流体性质，造成油气层与水层的电阻率对比度降低，给识别地层真实流体性质带来困难，使油水层识别进一步复杂化。此外，超致密砂岩储层的地质成因多样，不同储层具有不同的电性特征，导致流体识别方法与标准在同一层位的不同地区或相同地区的不同层位通用性差。而部分含油层在压裂改造前后流体产出性质、产量均有很大变化，导致以试油气资料标定油气层识别方法不确定性大，给测井评价增加了困难。强烈井喷与储量和产量并无直接关系，无工业价值的气井在超高压和一定裂缝配合下，也会出现非常猛烈的初喷。气储量与构造裂缝的分布范围及相对较高的孔隙度有关；产量主要与局部裂缝发育状况有关。上述问题给测井评价技术带来一系列的困难和挑战。

4 超致密砂岩测井评价面临的问题

4.1 岩性与物性

由于超致密砂岩储层普遍具有超低孔隙度、超低渗透率、低含油气饱和度的特性，在测井曲线上储层孔隙空间以及所含流体的信息反映非常微弱，超致密砂岩储层自然产能低、常需压裂改造，而压裂改造则破坏储层原有的孔隙结构，加上有些储层对外来液体敏感性较强，部分地区储层结构和油水关系复杂，导致产液类型和产量在改造前后发生改变，造成应用测井资料进行储层评价的难度很大。

4.2 电性

超致密砂岩储层微观非均质性导致测井响应由简单的线性关系变为复杂的非线性关系，传统的测井响应体积模型适应性差，储层参数定量解释难度大。孔隙结构复杂对储层电性质的影响大，经典的阿尔奇模型中的m、n参数呈线性响应，取值范围大，饱和度计算的不确定性大，油、水层测井分辨难度增大，建立适用超致密砂岩储层饱和度模型十分困难[16]。这是致密、超致密储层有时候电阻越低越可能产气的现象。

5 超致密砂岩测井评价的对策分析

由于孔隙结构的复杂性导致孔渗关系的非线性，渗流特征复杂，建立有效的渗透率模型困难。在超致密储层中，由于储层基质的孔隙度和渗透率都很低，裂缝的存在可以提高流体的渗流能力，并且裂缝通常是主要的渗流通道，控制着超致密砂岩气藏的渗流系统，对超致密砂岩气藏的勘探开发具有重要的影响。超致密砂岩储层只有靠裂缝沟通，气体才能活动。因此，超致密砂岩测井评价中主要的问题就是对超致密砂岩储集层中天然裂缝的识别和预测[17-20]。

裂缝的存在，对储层的性质及储层流体的识别均有很大的影响。不同的测井曲线对裂缝及其类型会有或多或少的专属记录，裂缝型气层与孔隙型气层的测井响应特征也会因测量对象不同而具有测井响应的差别。

5.1 工业气层缺失测井“挖掘效应”的识别

按照测井原理，由于天然气的含氢指数与体积密度都比油或水小得多，这在测井曲线上表现为低中子显示，低密度，即气层测井识别原理中著名的“挖掘效应”。但研究表明，本区许多测试获工业气流的储层并无“挖掘效应”。例如图1中的2个气层，上部气层可见清晰的“挖掘效应”，但下部气层虽测试获得工业气流，但测井曲线的“挖掘效应”却消失了。因此，“挖掘效应”的消失，只能反映地质的异常。该异常可能就是裂缝型砂岩的存在：由于裂缝存在，钻井液侵入并占据储层的孔隙空间，使测井曲线的含氢指数变高，体积密度增加，致“挖掘效应”消失或极不明显，干扰气层的识别[21-25]。

5.2 基于双侧向测井曲线差异的裂缝识别

侧向测井电阻率响应方程为：

式中，Rlld为深侧向电阻率；Rlls为浅侧向电阻率；Rt为地层真电阻率；Rxo为冲洗带地层电阻率；Kd为深侧向测井电极系；Ks为浅侧向测井电极系；Di为 侵入带直径；dc为井眼直径；h为主电流层厚度。

某井下部储层，中子—密度曲线的“挖掘效应”消失如图1所示，但试油与生产均表明该层为工业气层，该层双侧向电阻率存在较大的差异，且电阻率较低，小于10 Ω·m，因此可推测，其双侧向的差异很可能与高角度砂岩裂缝有关。

图1 气层中子—密度曲线无挖掘效应Fig.1 Gas layer neutron-density curve has no mining effect

5.3 成像测井显示有裂缝存在

成像测井是以颜色代表电阻率测值，其颜色越亮，则电阻率越高。应用成像技术识别裂缝，主要是依据裂缝发育处的电阻率与围岩的差异。利用成像测井技术可直观地反映地层裂缝情况，四川盆地XY井成像测井如图2所示，从图2中可以看到，在6 456～6 458 m，发育数条中低角度裂缝，从而直观证明该区部分储层发育裂缝，与推测吻合。对全区进一步系统研究发现，这些局部发育的小型裂缝确实不多，加之成像测井资料有限，因此，这些裂缝型储层常被前期研究忽略。另外，当裂缝微小至其开度小于5 mm的成像分辨率时，这些微裂缝也难以被成像测井所辨识。研究区的另一种现象同样引起笔者关注：一些被生产或测试证实的、缺失“挖掘效应”的工业气层，在成像测井上并无裂缝形态，但3条电阻率曲线中可见微球型聚焦电阻率(多代表冲洗带电阻率)远低于深浅侧向，这可能与储层发育小级别微裂缝有关。这类砂岩微裂缝因特别隐蔽，难以被成像识别而容易漏判，其识别需借助岩心薄片才能佐证。

图2 四川盆地XY井成像测井Fig.2 Imaging log of XY well in Sichuan Basin

5.4 裂缝型砂岩油气藏的其他识别证据

宏观地质作用的结果，一定会在微观上有忠实刻画，从系统的角度考察，二者具有一致性。这也为充分利用微观信息去佐证宏观认识提供了思路。

(1)岩心铸体薄片照片。岩心铸体照片显示如图3所示，岩样中砂岩存在大量的微细裂缝。裂缝穿切颗粒或填隙物，缝宽约0.01 mm，呈网状分布。这间接佐证了微球型聚焦电阻率远低于深浅侧向，对微小裂缝存在的推测。岩心铸体薄片中微细裂缝的存在，充分证明该区部分储层遭受过强应力作用，与宏观推测吻合。这些微裂缝对孔隙度的影响不大，但对储层渗透率的影响很大，容易引起部分孔渗关系异常。

图3 微裂缝特征Fig.3 Microcrack characteristics

(2)岩心分析孔隙度与渗透率异常关系。NEB研究区岩心分析孔隙度与渗透率的相关关系如图4所示。由图4可知，该工区孔隙度与渗透率表现出2种不同的关系。①孔隙度与渗透率分布呈简单的线性关系，研究区大部分储层与之相符，这类关系可能代表孔隙型砂岩储层；②低孔却高渗的关系，即图4中所圈出的部分，这种异常现象用裂缝解释更为合理。

图4 NEB岩心分析孔隙度与渗透率关系Fig.4 NEB core analysis of the relationship between porosity and permeability

(3)试井分析渗透率与岩心分析或测井解释渗透率的关系异常。多口井的试井分析渗透率与岩心分析或测井解释渗透率比较均发现，试井分析渗透率常大于后两者，进一步证明，孔隙型储层可能不是该地区储层的唯一类型。

上述分析表明，以上微观证据与存在裂缝储层的推理高度吻合，且微观证据均与裂缝发育的指向具有一致性，可比较充分地证明研究区除了孔隙型储层之外，还存在裂缝型储层。在证明前期宏观地质研究不够全面之余，也为该地区油气勘探开发提出了新认识，指出了潜在的新领域。

6 结论

本文主要分析了川西须家河组致密砂岩层段，概括了该地区超致密砂岩的定义，描述了超致密砂岩的地质概况、物性分析等。首先从低渗透储层的大类定义出发，叙述了低渗透储层的定义，紧接着描述了属于低渗透储层的致密砂岩储层，并给出了相关定量定义；在明确了如上广义上的储层概念后，对比性地概括了超致密砂岩的定义，给出其定量的物性上限，并根据川西须家河组的致密砂岩层段的特征研究给出了该地区超致密砂岩的普遍特征。

分析了超致密砂岩的一些相关测井评价：在超致密砂岩级别的储层中，基本都是气藏并且储层孔隙意义不大，主要是天然裂缝的存在使得超致密砂岩才具有商业价值，因此在超致密砂岩储层中主要是对其储层中裂缝的识别和气藏描述。之后分析了3种识别裂缝的方法：利用测井曲线、成像测井资料通过建立模型得到裂缝识别方法；通过岩心铸体薄片、岩心孔渗异常关系曲线和试井分析渗透率与岩心分析或测井解释渗透率的关系异常，得到识别超致密砂岩气的其他证据方法。