川东南茅一段碳酸盐岩储层测井有效性评价

2023-03-15杨永航司马立强王亮杨朝洪马骏

科学技术与工程 2023年3期

杨永航，司马立强，王亮，杨朝洪，马骏

(1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.西南石油大学,油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.成都理工大学能源学院，成都 610059)

川东南涪陵地区中二叠统茅口组一段(以下简称“茅一段”)早期被评价为一套较好烃源岩[1-4]。随着盆地内油气勘探开发的进行，近年多口井在茅一段钻遇良好的油气显示，测试后获工业气流，表明川东南茅一段储层具有良好的含气性和较大的勘探潜力[5-6]。茅一段储层的发现，引起业界的广泛关注，并开展针对性研究工作。韩月卿等[7]基于野外和岩心样品，开展了岩石学和储层孔隙表征工作；夏文谦等[8]通过建立储层岩石物理模型和孔隙度数学模型，对储层储集空间构成特征进行定量评价；汪青春等[9]分析了四川盆地内茅一段天然气成藏条件和有利勘探方向。目前对于茅一段储层特征研究日趋成熟，需对其开展储层有效性评价，为后续的油气开发提供技术支撑。

储层有效性评价主要通过对岩性、物性、裂缝、溶蚀孔洞等有效储层主控因素进行分析研究，进而判别有利储层。前人采用了多种方法对储层进行有效性评价，如文献[10-13]基于斯通利波特征参数，识别裂缝和评价裂缝渗透性；文献[14-15]对于受沉积相、成岩作用等因素的影响的储层，通过分析不同岩性、不同沉积相、不同孔隙结构的储层有效性识别有利储层；文献[16]从储层宏观特征、微观孔隙结构研究入手，提出三元耦合法对碳酸盐岩孔洞型储层进行定量评价；文献[17]通过对低孔高压裂缝型砂岩储层计算地应力与储层有效性关系，提取相应地应力评价指标，建立储层有效性评价标准；鉴于单一常规测井资料评价致密碳酸盐岩储层难度较大，文献[18-22]通过结合微电阻率成像测井对岩石孔洞缝等进行研究分析，开展储层有效性评价，划分有利储层。

前期钻探及研究资料表明，川东南涪陵地区茅一段储层岩性复杂，孔缝发育，非均质性较强[23-24]。强非均质性导致储层测井曲线响应特征不明显，使得储层有效性评价困难。现在分析研究区茅一段储层特征基础上，将常规测井资料和电成像测井资料相结合，以岩心资料和试气资料为依据，从岩性、物性、裂缝三个方面开展储层有效性综合评价，既为探明储量申报奠定基础，还对类似碳酸盐岩储层油气勘探起到推动作用。

1 储层基本特征

1.1 岩性特征

研究区位于四川盆地东南部，属于外缓坡碳酸盐岩沉积(图1)。茅一段储层岩性较为复杂，主要为灰泥灰岩和泥晶灰岩，而灰泥灰岩和泥晶灰岩分别作为“眼皮”和“眼球”，二者以不同的比例组合成瘤状灰岩[25-28]。根据岩性组合特征将茅一段分为两个亚段，即下部为一亚段，岩性主要为灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩(以下简称“灰泥类”)；上部为二亚段，岩性主要为泥晶灰岩和瘤状泥晶灰岩(以下简称泥晶类)。岩心观察显示灰泥灰岩[图2(a)]颜色整体较深，呈灰黑色，具纹层状层理；泥晶灰岩[图2(b)]颜色整体较浅，呈灰色或浅灰色，具中-厚块状层理；瘤状灰泥灰岩[图2(c)]的灰泥灰岩占比大于50%，呈深灰或灰黑色，具透镜状层理；瘤状泥晶灰岩[图2(d)]的灰泥灰岩占比小于50%，呈灰至浅灰色，具脉状层理。X衍射分析结果显示，储层岩石矿物成分以方解石为主，含量占比常大于60%，滑石普遍存在，含量占比常高于10%，其他矿物有白云石、石英、黏土矿物及少量钾长石、斜长石和黄铁矿等。以MY1井为例，储层岩石矿物成分方解石占比61%，滑石占比15%(图3)。

图1 四川盆地茅一段沉积相图Fig.1 Sedimentary facies of the first member of the Maokou Formation,Sichuan Basin

图2 取样岩心图Fig.2 Sample core diagram

图3 MY1井矿物含量Fig.3 Mineral content of Well MY1

1.2 物性特征

300余个储层岩心样品常规物性分析结果(图4)显示：孔隙度介于0.01%～7.36%，主要分布范围1.0%～5.0%；渗透率介于0.000 1～53.4 mD，主要分布范围0.01～1.0 mD，具有超低孔、特低渗特征。不同岩性样品的孔隙度与渗透率存在差异：灰泥灰岩的物性最好，孔隙度介于0.39%～7.36%，平均为2.53%，渗透率介于0.001 7～53.4 mD，平均为0.648 mD；泥晶灰岩的物性最差，孔隙度介于0.01%～1.36%，平均为0.93%，渗透率介于0.000 1～0.026 8 mD，平均为0.001 9 mD；瘤状灰泥灰岩和瘤状泥晶灰岩的物性介于灰泥灰岩和泥晶灰岩之间，且瘤状灰泥灰岩优于瘤状泥晶灰岩。四种岩性样品渗透率最小值接近，表明各岩性地层均存在特低渗的岩心样品，但灰泥灰岩及瘤状灰泥灰岩中有渗透性较好的样品(大于10 mD)。

图4 岩心孔渗分布图Fig.4 Distribution of core porosity and permeability

1.3 储集空间特征

储层储集空间主要为孔隙和裂缝，孔隙主要包括矿物颗粒之间的的粒缘孔[图5(a)]和海泡石在成岩过程中向滑石转化时形成的成岩收缩孔[图5(b)]，其次为连通性较差的有机质孔[图5(c)]；裂缝包括瘤缘界面缝、页理缝和构造缝，但常被胶结充填。

图5 扫描电镜图Fig.5 Scanning electron microscope image

2 储层有效性评价

2.1 岩性评价

2.1.1 岩性识别

茅一段储层非均质性较强，仅凭常规测井资料难以对储层各种岩性区分识别。微电阻率成像测井具有高分辨率和图像直观性的特征，在储层岩性识别、缝洞识别与计算方面广泛应用[29-30]。通过岩心标定测井，综合常规测井及电成像测井资料，针对茅一段4种主要岩性，以电成像测井图版法、常规测井曲线重叠法识别岩性，建立符合区域特征的测井岩性识别模板(表1)。

电成像测井图版法如表1(a)列所示，经岩心标定后，可将电成像测井图像信息与储层相应深度的岩性特征一一对应，建立不同岩性的电成像测井岩性识别图版，进而对储层段进行岩性识别。

常规测井曲线重叠法如表1(b)列所示，因4种岩性储层在黏土矿物含量和孔隙发育程度上存在差异，选择把自然伽马曲线与声波时差曲线重叠，将曲线刻度固定，通过重叠曲线的正负差异(自然伽马GR左声波时差AC右约定为正差异，用灰色表色；GR右AC左约定为负差异，用浅蓝色表色)，可将泥晶类和灰泥类区分开；再根据重叠曲线正负差异幅度大小和深侧向电阻率测井响应特征值的分析，将灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩，泥晶灰岩和瘤状泥晶灰岩进一步区分。

表1 测井岩性识别模板Table 1 Logging lithology identification template

2.1.2 岩性与储层有效性

试气资料显示JS1井测试日产气1.67万m3，YH1井测试日产气3.06万m3，DS1井测试日产气5.4万m3。分析研究区三口井试气段4种岩性的厚度占比，如图6(a)所示，随着产量增大，测试段泥晶灰岩厚度占比从20.2%下降至0，瘤状泥晶灰岩厚度占比从34.7%下降至0，而瘤状灰泥灰岩厚度占比从1.5%增加至85.9%，灰泥灰岩厚度占比先从43.5%增加至65.5%再下降至14.1%。

图6 三口井试气段岩性厚度占比分布Fig.6 Distribution of lithologic thickness ratio in the gas test section of three wells

将试气段灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩的厚度相加，泥晶灰岩和瘤状泥晶灰岩的厚度相加，进一步深入分析三口井测试段的岩性占比。如图6(b)所示，其中灰泥类包括灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩，泥晶类包括泥晶灰岩和瘤状泥晶灰岩。随着三口井的测试产能逐渐增大，泥晶厚度占比减小至0，而灰泥厚度占比增加至100%。上述分析综合表明，灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩是茅一段储层的优质岩性，优质岩性厚度越大，日产气量越高，储层有效性越好。

2.2 物性评价

2.2.1 储集性与渗滤性

储层物性反映储层质量的好坏，决定油气区的丰度和储量。储层孔隙度与渗透率是表征储层物性特征的2个重要参数[31]，反映储层的储集和渗流能力。

研究区茅一段致密碳酸盐岩储层孔缝发育，由于不同时期沉积作用和构造作用的影响，不同岩性储层的物性随孔缝发育程度变化而不同，储层流体分布及渗流能力差别较大。储层物性下限的确定是影响储量计算结果的重要因素，其与研究区地质情况关系紧密。将茅一段按照下部一亚段灰泥类储层和上部二亚段泥晶类储层进行分类，通过多种方法计算两类储层物性下限，计算结果显示：一亚段灰泥类储层的孔隙度下限为1.02%，渗透率下限为0.005 mD；二亚段泥晶类储层的孔隙度下限为1.37%，渗透率下限为0.008 mD。

结合前述物性特征分析可得：泥晶灰岩平均孔隙度和渗透率远低于泥晶类储层物性下限，属无效储层；瘤状泥晶灰岩和瘤状灰泥灰岩储层的孔隙度和渗透率略高于其对应的物性下限，具有一定储集和渗流能力；灰泥灰岩储层孔隙度和渗透率高于灰泥类储层物性下限，且存在高渗样品，储层储集和渗流能力好。

2.2.2 物性与储层有效性

研究区DS1井试气产量最高，YH1井次之，JS1井最低，结合三口井试气层段内有效孔隙度分布情况统计分析，如图7显示：DS1井试气段的孔隙度峰值(4.3%)最大，且分布较集中；YH1井试气段的孔隙度峰值(2.3%)次之，分布较宽；JS1井试气段的孔隙度峰值(2.2%)与YH1井较接近，但峰值幅度低于YH1井。分析结果表明：整体而言，三口井试气段物性的优劣与试气产量变化一致，即孔隙度越大，物性越好，储层有效性越好。

图7 三口井试气段有效孔隙度分布Fig.7 Effective porosity distribution in the gas test section of three wells

2.3 裂缝评价

2.3.1 裂缝识别

裂缝作为油气的储集空间与渗流通道，是控制储层发育及品质的重要因素[32]，对储层有效性评价尤为重要。出筒岩心及岩心薄片资料表明，茅一段储层裂缝主要包括瘤缘界面缝、页理缝和构造缝。从产状而言，以水平裂缝和低角度裂缝居多，高角度裂缝发育少。JY66-1井岩心薄片镜下特征显示，裂缝多被胶结充填，充填物主要以铁泥质为主[图8(a)]，还可见白云石或硅质[图8(b)]等，充填方式以全充填为主。

图8 岩心薄片裂缝特征Fig.8 Fracture characteristics of core slices

电成像测井资料显示，张开裂缝在井壁电成像测井图上均表现为连续或间断的深色条带，其形状取决于裂缝的产状，垂直缝和水平缝分别为竖直的和水平的条带[图9(a)]，斜交缝为正弦波条带状。高阻充填(半充填)裂缝在微电阻率成像测井图上均表现为连续或间断的浅色条带，其形状与张开缝一样取决于裂缝的产状[图9(b)]。总体而言，储层段裂缝越发育，裂缝密度越大，电成像测井图像上对应的暗色条带越多。

图9 电成像测井裂缝图像Fig.9 Electrical imaging logging fracture image

2.3.2 裂缝与储层有效性

茅一段储层中低角度裂缝最为发育，但多被方解石半-全充填，随着填充程度的增加，裂缝孔隙度变小，有效性变差。三口井试气段的裂缝孔隙度分布统计图(图10)显示，DS1井试气段裂缝孔隙度主体为0.035%，且分布较集中，YH1井和JS1的试气段裂缝孔隙度主体均为0.015%，但YH1井的存在部分裂缝孔隙度较大的小层。整体而言，裂缝有效性DS1井最好，JS1井最差，这也与三口井试气结果相符。

图10 三口井试气段裂缝孔隙度分布Fig.10 Fracture porosity distribution in the gas test section of three wells

3 实例

图11为MY1井测井综合解释成果图，2 850～2 862 m、2 898～2 913 m两段主要岩性为泥晶灰岩，电成像显示为块状亮色高阻，测井计算平均孔隙度1.35%，平均渗透率0.002 mD，均低于该区泥晶类储层物性下限，储层不具有效性；2 862～2 894 m、2 923～2 934 m两段主要岩性为瘤状泥晶灰岩，含少量泥晶灰岩薄层，电成像显示为黄色瘤状团块，测井计算平均孔隙度1.97%，渗透率主要分布在0.003～0.024 mD，裂缝局部发育，平均裂缝孔隙度0.07%，储层有效性较差；2 913～2 923 m、2 934～2 955 m两段主要岩性为瘤状灰泥灰岩，含部分瘤状泥晶灰岩夹层，电成像显示为瘤状暗色低阻，测井计算平均孔隙度3.05%，最高达到5%，渗透率主要分布在0.01～0.1 mD，裂缝发育，平均裂缝孔隙度0.12%，最高达到0.2%，储层有效性好，为优质储层。