低阻致密气藏多学科融合气水解释评价技术

光友会，张子为，彭述兴，郑丽君

（1.中国石油西部钻探地质研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西 靖边 718500；3.中国石油长庆油田分公司第四采油厂，陕西 靖边 718500）

0 引言

高含水、低渗透致密砂岩储层已成为勘探开发中储层评价解释的主要对象［1］。苏里格气田具有先致密后成藏的特征，属于典型的低孔、低渗气藏［2］。研究区主力层为盒8段和山1段，埋藏较深。受储层孔隙类型及孔隙结构影响，电阻率对储层流体响应弱，气、水层电性特征分异不明显，高低阻气、水层并存，试气产出流体性质差异较大，复杂地质特征导致常规测井交会图气水识别技术符合率低［3-13］。提高气水识别精度、明确气水分布规律，已成为研究区开发工作的迫切需求。

针对研究区高低阻气、水层并存、单一测井参数敏感性不足等问题，本文基于测井、试气、气测录井及地质资料，详细分析测井、气测录井在气、水层的响应特征，通过归一化处理声波时差、补偿中子、气测全烃、自然伽马参数，均衡了每条曲线的响应值大小，建立了“QT-AC交会面”，“挖掘效应”，“气测交会面”，“气测交会系数”参数，最后，融合多参数利用判别分析方法进行识别，有效解决了高含水低孔低渗致密砂岩气水识别的难题。

1 地质概况

研究区位于苏里格气田西区，构造上横跨伊陕斜坡和天环坳陷两大构造单元，形态为宽缓的西倾单斜，主体上位于天环向斜中部凸起部位，呈“东西分翼，中间低”的特征。储层主力含气层为二叠系下石盒子组盒8段及山1段［14-18］。储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩和少量的岩屑砂岩。受成岩作用影响，孔隙类型以次生溶孔和晶间孔为主，部分层段发育微裂缝［18-35］。储层物性以低孔低渗为主，储层物性与岩性密切相关，一般石英体积分数越高，物性越好。储层致密的主要因素为压实作用和硅质、铁方解石等对孔隙的充填胶结。其中泥质岩屑或陆源杂基体积分数高是导致储层物性变差的最普遍原因［21］。

2 常规测井气水识别方法

依据苏里格气田管理纲要，单层测试产量大于1 000 m3/d的为有效储层。交会图法也称图版法，是目前苏里格气田最常用的气水层判识方法之一。根据交会图，可以判识研究区内气层、气水层、含气水层及水层的测井响应参数下限。图版法是利用单层试气资料的测井参数进行交会来识别气层和非气层的一种经验方法。具体是以单层试气结果为依据，绘制对应层段测井参数交会图，得到气层的各种测井及解释参数限值。

根据100口井123个试气层段的测井数据（包含61个气层、17个含气层、13个气水同层、15个含气水层、9个干层、8个水层），建立了常规测井参数交会图（见图1）。利用常规测井参数交会图对研究区进行气水识别，符合率仅为64.6%，不能满足生产需求，需深入分析气水层测录井特征，优选敏感参数，建立适合本区的气水解释图版。

图1 常规交会图气水识别图版

3 测录井多参数融合气水识别方法

3.1 地层含气敏感性参数

常规交会图法表明，单一测井参数的交会图识别技术在低渗透储层中存在局限性。深入分析气、层响应特征发现，将声波时差、补偿中子、自然伽马及气测全烃归一化处理进行交会，可有效显示地层含气性。因此，构建了气水识别参数“QT-AC交会面”、“挖掘效应”、“气测交会面”、“气测交会系数”。

3.1.1 QT-AC交会面

气层一般声波时差大，电阻率高，气测录井幅值较大；水层一般为低值。基于测井曲线与气测曲线，建立了气测QT值与声波时差交会面（SQT*-SAC*），与前人建立的声波时差与电阻率包络面（SAC*-SRT*）进行对比分析（见图2），结果表明：SAC*-SRT*，SQT*-SAC*都具有“大肚子”现象；SAC*-SRT*特征在低阻气层面积明显减小，由于研究区低阻气层分布广泛，在气水识别中会遗漏或误判部分低阻气层，因此，SAC*-SRT*参数在研究区不适用；但SQT*-SAC*在高低阻气层特征都较明显，消除了低阻对气水识别精度的影响。

图2 高低阻气层交会面示意

为了实现交会面的定量识别，首先，对声波时差值和气测全烃值进行归一化处理，消除曲线刻度影响；然后，根据数学积分原理，分别计算出SAC*，SQT*面积，气测全烃交会面与声波时差交会面的面积差值为QTAC交会面，即S1。

式中：ACmin为最小声波时差，μs/m；ACmax为声波时差骨架值，μs/m；AC*为归一化声波时差值；QTmax为气测全烃峰值，%；QTmin为气测全烃基值，%；QT*为归一化气测全烃值；QT*i为交会面第i个归一化气测全烃值；为交会面第i个归一化声波时差值；N为单位交会面个数；H1为交会面厚度，m；SQT*为气测全烃交会面面积，m2；SAC*为声波时差交会面面积，m2。

3.1.2 挖掘效应

与淡水地层相比，地层含有天然气时，一部分孔隙空间的水被气代替，含氢指数减小，声波时差增大，甚至出现“周波跳跃”，而补偿中子值减小，这类现象称为“挖掘效应”。对声波时差值和补偿中子值进行归一化处理，消除曲线刻度影响。挖掘效应的面积为声波时差面积和补偿中子面积的差值，即S2。

式中：CNLmax为补偿中子，%；CNLmin为补偿中子骨架值，%；CNL*为归一化补偿中子；CNL*i为挖掘效应面第i个归一化补偿中子值；H2为挖掘效应厚度，m；SCNL*为补偿中子交会面面积，m2。

3.1.3 气测交会面

移动平均数是采用逐项递进的办法，将重新采样的气测深度序列中的若干项气测数据进行算术平均得到的一系列平均数。若平均的数据项数为N，就称为N期（项）移动平均。气测移动平均值在一定程度上消除了气测录井工艺中的气测值累积。对气测曲线按照测井采样间隔重新采样，以15 m为一个深度序列，计算气测移动平均值。测井采样间隔为0.125 m，因此，1个深度序列的气测采样值为120个，气测移动平均值Q（T计算式为

式中：QTi为第i个气测全烃值，%；X为1个深度序列的气测采样数，本文取值为120。

气测交会面是气测值与基线的面积SQT和气测移动平均值与基线的面积SQT（之间的差值，即S3。

3.1.4 气测交会系数

储层段的气测交会面厚度与该深度段的地层砂体厚度存在一定的比例关系，即气测交会系数。气测交会面以气测全烃值与气测移动平均值交会面厚度为准，致密砂岩储层砂体厚度以自然伽马显示厚度为准，因此，气测交会系数A计算式为

式中：Hs为砂体厚度，m。

研究区试气层段的气测交会厚度与砂体厚度分析结果表明：气层段含气量较高及地层渗透性高，导致气测交会厚度大于等于砂体厚度；含气层段，含气量与气层相比较低，因此，其气测交会厚度小于砂体厚度；气水同层段，由于上气下水，气测交会厚度一般是砂体厚度的1/2；含气水层，含气量较小，水占比较大，因此，含气水层的气测交会厚度占砂体厚度较少；干层和水层，无气测显示，因此，其交会系数接近于0。

3.2 流体识别定量解释图版

利用微积分数学方法，提取了试气层段“QT-AC交会面”、“挖掘效应”、“气测交会面”、“气测交会系数”的单位面积，以此作为气水识别的基础数据，实现了交会面积的定量识别气水层（见图3）。图3结果显示，4个交会面在产层与非产层之间有明显的界限，但气层、含气层、气水同层之间识别精度不高，为了提高识别精度，应根据常规测井交会图提取孔隙度和含气饱和度参数，利用多参数融合判别分析法进行识别。

图3 单位面积交会图

3.3 判别分析法流体识别

以上述建立的测、录井解释图版数据为基础，选用孔隙度POR、含气饱和度SOG，S1，S2，S3，单位气测交会系数（A）为判别参数，123个数据点（气层样本61个，含气层样本17个、气水同层样本13个，含气水层样本15个，水层样本9个，干层样本8个），建立苏19区块的判别方程F1，F2（见式（6），式（7））。

在苏19区块，利用判别方程F1，F2进行判别，结果见图4。

图4 测录井多参数判别分析结果

对判别分析法识别结果进行回判统计，分析结果见表1，判别研究区储层段气层、含气层、气水同层、含气水层、水层及干层123个试气层段，正判个数为104个，符合率84.55%。判别气层符合率为95.08%，表明该方法有效地提高了气水识别精度。

表1 苏X区块判别分析法气水识别效果

4 应用效果分析

研究区苏A井试气两段，无阻流量16.41×104m3/d，井口产量6.88×104m3/d，为工业气层。盒8下2段下部挖掘效应较明显，气测全烃值峰值在29.41%，基值为0.662%，最大含气饱和度57.5%，深侧向电阻率54.2Ω·m，一次与二次解释均为气层（见图5）。

图5 苏A井储层段气水综合解释

盒8下2段上部挖掘效应较明显，气测全烃值峰值在69.41%，基值为0.662%，最大含气饱和度52.6%，深侧向电阻率17.6Ω·m，属于低阻水层电阻率范围，一次解释为水层。综合测录多参数，该层位于气层附近，综合测井解释结论均为气层。在该层完钻1口水平井，井口产量7×104m3/d。表明测录井多参数融合识别方法能够较准确识别研究区的气水层。

5 结论

1）研究区气水分布复杂，气、水层电阻率值无明显差异，高低阻气、水层并存，单一常规测井交会图识别技术存在局限性，解释符合率低，试气层位优选效果差，不能满足现场生产需求。

2）气层特征分析结果表明，气测全烃数据与声波时差的交会面、气测全烃数据与气测移动平均值交会面、挖掘效应、气测交会系数在气层有很好显示，提取各融合参数的单位数值，进行定量识别气水层，结合测井常规交会图，利用判别分析法，有效判别了研究区气水层，将综合解释符合率提升至84.55%，气层解释符合率提升至95.08%，有效提高了气水层识别精度。