致密砂岩储层录井综合解释评价方法研究<br/>——以苏里格气田苏20区块为例

致密砂岩储层录井综合解释评价方法研究
——以苏里格气田苏20区块为例

2022-08-19赵天东张学忠赵慧霞王立永

录井工程 2022年2期

赵天东张学忠王刚张杰赵慧霞王立永

(①中国石油渤海钻探第一录井公司；②中国石油天然气股份有限公司长庆油田公司苏里格南作业分公司；③中国石油渤海钻探油气合作开发公司)

0 引言

苏里格气田为典型的致密砂岩气田，年气产量巨大。苏20区块是苏里格气田的一个重要开发区块，位于苏里格气田西部苏里格庙地区，南北长31 km，东西宽16 km，工区面积约509 km2[1-5]。构造区内地层走势平缓，整体为西倾的宽缓单斜，局部有微幅构造发育，主要产气层为上古生界二叠系下石盒子组盒8段及山西组，岩性以灰白色粗中粒石英砂岩和岩屑石英砂岩为主。由于受河流相沉积环境的影响，储层砂体展布呈条带状分布，下部地层烃源岩广泛发育，有机质丰度高，生烃能力强，气源十分充足，属于典型的岩性气藏。在沉积早期由于受多变的沉积物源类型、水动力条件及后期复杂的地质成岩条件影响，储层横向变化快，非均质性强，具有低孔、低渗的地质特征。

以往该区块内的勘探开发主要集中在中部及东南部的气藏富集区，靠近西部和北部的扩边区很少动用。近年来，随着区域勘探开发的不断深入，井位部署逐渐由富集区向周边外围扩展。与气藏富集区相比，新开发区域的气层隐蔽性更强，储层含水情况更复杂，开发增储难度大，如何有效地开展气层精准解释评价及储层含水识别研究成为提高区块产能建设效果的关键。录井是油气勘探开发活动中发现和评价油气藏最直接、最及时的一项技术手段，同时随着新技术的发展和新方法的不断引入，以多种录井技术组合为手段开展致密砂岩气藏精细解释评价及储层含水识别具有明显的技术优势和应用前景。

1 气藏特征概况

苏20区块所在区域内的地质含气层系比较多而且连续。上古生界二叠系石盒子组、山西组、太原组以及石炭系本溪组等地层均有气藏分布，主力含气层主要集中在盒8段和山西组，并具有如下特点。

1.1 气藏参数特征丰富、多样性强

从区域横向对比来看，处于同一地质层位的气层，随着所在区域的不同，气层表现特征往往不同，甚至在相邻近的井丛之间，单井气层显示也会出现不同的参数表现特征；从单井纵向显示来看，储层物性变化快，受地质因素的影响，气层特征变化多样。

1.2 单井产能匹配性差，动静态不符状况突出

有些气测显示好的单井，试采效果不够理想；而气测显示差的一些单井，试采产能较高。例如，近年实钻的80口单井中，动静态不符的井为18口，占总井数的22%；试采无阻产能小于4×104m3的三类井为9口，其中气测最高值大于40%的单井为4口，占三类井总数的44%，而试采无阻产能大于10×104m3的一类井为53口[6]，其中气测最高值低于40%的单井为7口，占总井数的13%。

1.3 地层水赋存情况非常复杂

已有的录井、测井及试气资料表明，区块中部及东南部为气藏富集区，储层含水状况不甚明显[7]，地层水为凝析水及少量淡化地层水；区块西部及北部含水状况较重，储层水以地层淡化水和高矿化度水为主，储层无边、底水和统一的气水界面。从单井纵向对比来看，由于上下部地层压力的不同及围岩岩性的差异，储层含水表现特征也不相同，区块开发难度大。鉴于以上区域气藏特点，采用常规气测录井、轻烃分析和离子色谱分析技术组合，针对勘探开发难题开展了技术应用和研究工作，在致密砂岩气层精细解释评价与储层含水识别研究方面取得了良好的应用效果。

2 录井解释评价方法研究

2.1 气测解释评价

常规气测解释评价法的特点为数据连续性好、及时性强，通常在单井的解释评价过程中作为首选技术手段，通过建立气测解释图板的形式开展显示层数据落点的价值区分析。

苏20区块由于存在单井动静态不符的情况，分压合试开采工艺的采用以及储层气测派生参数特征多样等制约因素的存在，气测图板解释评价在该区的应用具有一定局限性。笔者经过对多口单井解释评价与试气资料结合研究，归类运用气测参数曲线形态法和气测参数趋势法两种解释评价方法，两种方法的运用具有高效并兼顾井间横向对比与单井纵向对比解释需求的优势，下面加以详细分析。

2.1.1 气测参数曲线形态法

通过在研究区开展解释敏感参数优选，总结了由湿度比(Wh)、烃斜率(Gh)和平衡比(Bh)三项参数曲线形成的储层不同流体标准曲线形态，其中标准气层具有三种典型形态：一为平行线型，该形态的特征为进入气层显示后，三条参数曲线极其稳定，几乎无左右偏离，形成近似平行线的形态，该形态反映了储层内随深度的增加流体性质极其稳定；二为左部倒三角型，该形态的特征为在显示段顶部湿度比和烃斜率两条曲线极速降低，随后随着深度的增加再缓慢回升至非显示层段初始数值的位置，平衡比基本保持不变，三条曲线形成左部倒三角的形态，类似于油气共存时底油顶气的参数形态；三为左部箱型，该形态的特征为进入显示段后湿度比和烃斜率两条曲线极速降低，并保持低值不变，在接近显示层底部时，两条曲线同时急速升高至非显示层段的原始数值位置，平衡比则基本保持了数值不变，三条曲线构成左部箱型的形态，该形态反映了此类储层烃类轻组分含量较高，且流体性质极为稳定的特征(图1)。

图1 标准气层参数曲线形态

标准含水层的参数曲线也具有三种典型形态：一为右部正三角型，该形态的特征为自显示层顶部开始，烃斜率、平衡比逐渐增大，湿度比保持不变或略微降低，三条参数曲线形成近似的右部正三角形态，该形态的出现与原始地层状态下大量较易溶于水的甲烷在钻头打破地层原始状态后大量释放析出有关，该形态储层上、下部均含水，含水程度中等；二为拖尾-“头重脚轻”型，该形态的特征为自显示层顶部至底部，湿度比、烃斜率表现出先增大后减小的趋势，平衡比表现为先减小后升高的趋势，反映出地层流体顶部重、底部轻的罕见参数曲线形态，该形态的出现是由于原始高温高压地层状态下溶解了大量甲烷的地层水赋存于储层底部，而较重的烃类由于较难溶于水而存在于储层顶部所致，通常该种形态储层含水程度较重；三为拖尾-“通道”型，该形态的特征为自储层顶部湿度比、烃斜率、平衡比均呈现先降低后逐渐升高的变化趋势，三条参数曲线形成类似“通道”的形态，该形态的出现由储层中水体呈条带状分布所致，解释参数曲线呈现由不稳定向稳定回归的趋势(图2)。因此，在直井中当气测显示厚度与储层厚度的对应性不强，气测显示出现“拖尾”现象时，储层含水的概率往往较高。

图2 标准含水层参数曲线形态

2.1.2 气测参数趋势法

苏20区块地层水矿化度较高[8-10]，盒8段和山西组总矿化度介于6 980～58 600 mg/L之间[3]，平均为23 930 mg/ L，阴、阳离子质量浓度比值约为0. 96，其中阴离子含量以氯离子为主，占阴离子总量的98%以上，与地层水总矿化度呈正相关，相关系数达到0.98[4]。笔者统计了研究区38口试气单井气样的同分异构比(nC4/iC4)及水体资料发现：随着单井地层水体总矿化度的增高，同分异构比(nC4/iC4)的数值呈现降低趋势；当单井地层水体总矿化度降低时，同分异构比(nC4/iC4)的数值呈升高趋势(图3)。这表明储层水体总矿化度高时，有利于iC4的聚集，组分中iC4的占比高；当水体总矿化度低时，不利于iC4的聚集，组分中iC4的占比低。

在研究区单井的压裂求产过程中，返排液的总矿化度通常均有不同程度的升高，返排液矿化度越高，出水情况越明显，试气效果也越不理想。当返排液矿化度低于20 000 mg/L时，单井的试气效果良好，无明显地层水产出；当返排液总矿化度大于20 000 mg/L时，单井试采效果变差的状况增多，并伴有明显地层水产出。这表明在研究区内少量的低矿化度束缚水或凝析水普遍存在，原始地层状态下难以流动，仅在压裂改造后产出少量水，矿化度通常不高于20 000 mg/L[5]。由于区域储层内呈游离态分布的自由水并不多见，其总矿化度较高，接近区域地层水总矿化度平均值水平，通常高于20 000 mg/L，当地层出水量增大时，对单井的产能影响增大，试采效果总体变差。依据同分异构比(nC4/iC4)与总矿化度的数值对应关系，可以得出：当同分异构比(nC4/iC4)数值高时，iC4含量低，地层含水程度轻；当同分异构比(nC4/iC4)数值低时，iC4含量高，地层含水程度重。因此，从图3可以看出，当同分异构比(nC4/iC4)小于0.4时，往往是地层含水程度高的表现。

图3 同分异构比(nC4/iC4)与总矿化度关系

另外，从气测参数平衡比(Bh)和总矿化度的关系图(图4)可以看出，当平衡比(Bh)在40～320之间时，地层水的总矿化度较低，地层含水的程度不高。当平衡比(Bh)大于320或小于40时，地层水矿化度增高的趋势明显，地层的含水程度增高。在实际开发中，平衡比(Bh)大于320时对储层含水的认识比较明确，与气测派生参数曲线形态法中含水层典型形态之一的右部正三角型及拖尾-“通道”型曲线走势能够相互印证。在开发过程中此类显示层通常避而不采，数据点相对较少，而对于平衡比(Bh)小于40时地层出水增高的参数特征和规律起初并无较清晰的认识。因此，在单井解释评价过程中，当平衡比(Bh)大于320或小于40时，是地层含水程度增高的又一参数变化趋势反映。

图4 平衡比(Bh)与总矿化度关系

2.2 轻烃解释评价

2.2.1 轻烃分析原理

轻烃录井是通过对钻井液、岩屑、岩心等样品进行分析，得出C1-C9含正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳烃等103个烃类组分，这些组分经过色谱分离成各个单体烃，进行定性和定量检测，找出不同的储层流体性质条件下这些轻烃参数的变化规律，从而实现对显示层解释评价及油气水层判断识别的目的[11-14]。

轻烃分析技术在油藏解释评价及储层含水识别方面应用较为普遍，在气藏中的应用相对较少。与油藏相比，所研究的资料数据项略有不同。由于气藏自身的特点，在非煤系地层中轻烃分析所得到的数据基本以C5以前的组分为主，C5以后组分较少出现；而在煤系地层中，由于烃源岩煤的存在，能够检测到C5以后的烃组分明显增多，芳香族苯和二甲苯也比较常见。

2.2.2 储层含气性参数研究

通常认为，气测异常值高的储层段，地层中的烃能量较高，而气测异常值低的储层，地层的烃能量较低。但如前文所述，在实际勘探开发过程中发现，尽管有些单井全井段或试采层段的气测异常值不高，常规录井显示并不乐观，但在射孔压裂施工后，单井产出效果良好，这表明对致密砂岩储层烃能量的识别和评价仅仅依靠常规气测录井是不够的。

以S 20-28-19X井和S 20-28-18X井为例，统计分析了两口单井的常规气测、轻烃分析数据以及试气资料发现(表1)，单井中气测值最高的井段，轻烃检测到的总烃却并不一定最高，低气测值的井段也会出现极高的总烃值。因此，在钻头破碎岩石后烃类物质分为游离于钻井液之中和吸附于固相缝隙岩屑之中两部分，当环境更利于吸附态存在时，则会出现低气测值、高总烃的隐蔽性优质气层。以S 20-5-22SX井为例，该井进行了两种方式轻烃取样，一种是钻井液取样，另一种是在振动筛出口获取的岩屑取样，并分别进行轻烃分析检测，两种方式检测到的组分项基本一致，但组分含量相差悬殊(表2)，随着显示的不同，其中总烃的相差倍数最小2.2倍，最大达到37.5倍，而甲烷(CH4)的相差倍数最大达到43.2倍。这也表明，钻头破碎储层岩石后，绝大部分的烃物质是以吸附态的形式存在于岩屑缝隙之中，钻井液中的烃物质只占极少的一部分。因此，通过轻烃分析技术与常规气测录井技术组合能够更加全面精准地发现隐蔽性潜在优质气层。

2.3 离子色谱解释评价

2.3.1 离子色谱分析原理

离子色谱技术是近年来被引入苏里格气田开展致密砂岩储层气水识别的一项技术，其主要原理是利用液相色谱分析技术分离样品中的阴、阳离子，并检测出各种离子的含量。在钻进过程中，随着钻头破碎岩石，岩石中的地层水进入钻井液中，使得钻井液中阴、阳离子的含量随井深变化而发生变化，依据各种离子变化幅度的大小，结合区域地层水的地球化学特征判断和评价储层含水情况。

2.3.2 离子色谱解释方法研究

苏20区块地层水矿化度较高，盒8段和山西组地层产出水的化学离子主要有K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-等。其中阳离子中K+、Na+、Ca2+含量高，而Mg2+含量较低，阴离子含量以Cl-为主，HCO3-和SO42-较少；区域内Cl-随地层水总矿化度增大而增高，相关系数达0.98。K++Na+和Ca2+离子浓度也随总矿化度增大而升高，其相关系数近于0.98；Mg2+、SO42-和HCO3-离子浓度与总矿化度则呈散点关系，相关性并不明显。因此，研究区目的层段地层水的总矿化度大小主要取决于Cl-、Ca2+和K++Na+离子的含量[4]。

表1 常规气测与轻烃分析数据对比

表2 S 20-5-22SX井岩屑取样与钻井液取样轻烃分析数据对比

在考虑到钻井液作为一个固液混合的复杂体系，自身的各项离子含量并不能达到理想化的均一状态，实钻中发生着实时变化，为更好地表征钻开储层后钻井液各项离子变化幅度，定义了单项离子变化率R这一参数，研究随井深的不同各项离子含量的变化幅度，计算公式如下：

Ri=[(Mi-Mi-1)/Mi-1]×100%

(1)

式中：Mi为显示段内第i个样品的离子色谱分析值；Mi-1为第i-1个样品的离子色谱分析值；i为第n个样品(i=1,2，…，n)。

通过单项离子变化率这项参数，引入阴离子总变化率YI指数、阳离子总变化率YA指数以及离子总变化率Z指数作为研究和解释评价参数，阴离子的总变化率近似为Cl-变化率。计算公式分别如下：

YI≈RCl-

(2)

YA=RNa++RK++RCa2+

(3)

Z=YI+YA

(4)

式中：RCl-为氯离子的变化率；RNa+为钠离子的变化率；RK+为钾离子的变化率；RCa2+为钙离子的变化率。

由于实钻过程中对钻井液自身各项离子含量的实时变化，需要甄别显示层内离子含量变化是钻井液体系自身变化还是打开储层后地层水进入所致，定义了离子变化量判别因子V这一参数，计算公式如下：

V=Mi-Mi-1

(5)

已有勘探成果表明，苏20区块石盒子组、山西组地层水均为氯化钙(CaCl2)水型，且具有较高的矿化度，而配制钻井液所用的水为硫酸钠水型，总矿化度仅在160 mg/L左右。在计算出阴、阳各项离子变化量判别因子的前提下，代入苏林水型分类标准(表3)。当水型为氯化钙型时，则可以判断为地层水进入所引发的离子含量变化；反之，则是钻井液体系自身离子含量的变化体现。

通过对研究区应用常规气测录井技术的38口单井和应用轻烃及离子色谱分析技术的9口单井，共计168层显示的解释应用和试气资料相结合，初步形成了苏20区块录井综合解释评价标准(表4)。

表3 苏林水型分类

表4 苏20区块录井综合解释评价标准

3 应用实例及效果分析

目前，在研究区对9口单井进行了录井多技术组合解释评价方法及标准的验证性应用，并对应用效果进行了跟踪统计。共解释评价储层287 m/70层，其中已进行试气的井有4口，共计66 m/15层，其中符合13层，不统计2层，解释符合率达到100%，新建标准得到了验证(表5)。

表5 多种录井技术组合综合解释评价应用效果

3.1 S 20-28-18X井

S 20-28-18X井是区域内部署丛式井中的一口单井，钻探目的层为盒8段及山西组。该井全井气测异常值低，气测显示井段3 595.0～3 600.0 m、3 640.0～3 642.0 m及3 688.0～3 694.0 m的全烃高值分别为12.76%、15.60%、2.62%，但三处显示层段气测派生参数曲线均表现为标准气层的“平行线”形态，含水特征不明显；轻烃分析总烃含量分别为1 024.4 mV·s、10 696.2 mV·s、23 842.8 mV·s，表明储层段内烃物质含量较高(图5)。应用离子色谱分析，发现在井段3 595.0～3 600.0 m，离子总变化率Z指数为64.6%，经数据计算判别水型为重碳酸钠型，与区域地层水型不符，表明储层离子含量变化非地层含水所致。在井段3 640.0～3 642.0 m，离子总变化率Z指数为51.7%，经数据计算后与标准水型均不符。因此，认为该层段的离子含量变化也不是地层含水所致。在井段3 688.0～3 694.0 m井段，离子总变化率Z指数为-53.3%，应用含水标准判断储层不含水(表6)。

最终，该井在山西组和石盒子组3 690.8～3 691.8 m、3 642.8～3 645.7 m和3 596.4～3 599.0 m井段采用分压合试的工艺试气，返排液氯根自2 048 mg/L升至11 344 mg/L，井筒内为纯气相，无阻流量6.712 2×104m3/d，试气结论为气层，录井综合解释评价结果与试气结论一致。

图5 S 20-28-18X井录井综合解释成果

表6 S 20-28-18X井储层水型判断成果

3.2 S 20-6-23X井

S 20-6-23X井是区域内部署丛式井中的一口单井，钻探目的层为盒8段及山西组。该井全井气测异常值低，气测显示井段3 480.0～3 485.0 m、3 489.0～3 495.0 m、3 529.0～3 535.0 m，及3 547.0～3 552.0 m的全烃值分别为0.52%、0.63%、15.54%、2.43%，气测派生参数曲线形态除3 547.0～3 552.0 m井段非标准气层形态外，其他三段均呈现为标准气层的“平行线”形态，3 482.0、3 493.0、3 530.0、3 555.0 m处轻烃分析总烃含量分别为2 898.8、5 875.5、14 185.5、68 424.4 mV·s，表明录井7号、8号储层内烃物质含量较高，5号次之，4号最低(图6)。应用离子色谱分析，在3 480.0 m处，离子总变化率增长了15.7%，经数据计算后与标准水型均不符，判断为钻井液自身离子含量变化所致，储层不含水。在3 493.0 m处，离子总变化率为-50.0%，判断该段储层不含水。在3 529.0 m处，离子总变化率为-36.8%，判断该段储层不含水。在3 549.0 m处，离子总变化率为434.3%，经数据计算后判别水型为氯化钙型，应用储层含水标准判断为含水层(表7)。最终，该井在山西组和石盒子组3 482.2～ 3485.0 m、3 492.6～3 494.4 m、3 531.0～3 534.0 m，以及3 545.2～3 550.4 m井段采用分压合试工艺进行试气，返排液氯根自2 304 mg/L升至25 524 mg/L，井筒内为气液混合相，无阻流量6.176 5×104m3/d，有地层水产出，试气结论为含水气层，录井综合解释评价结果与试气结论一致。