四川盆地致密砂岩储层测井评价方法

惠 伟

(中国石化胜利石油工程有限公司测井公司，山东东营 257096)

四川盆地致密砂岩储层测井评价方法

惠 伟

(中国石化胜利石油工程有限公司测井公司，山东东营 257096)

四川盆地陆相碎屑岩地层埋藏深、岩性致密，为典型的低孔、低渗储层。针对其储层岩性复杂、测井环境影响因素较多、储层评价较困难等问题，利用岩心实验、物性分析、薄片鉴定、FMI成像及核磁共振等资料，结合测试资料，与测井信息建立转换关系，研究致密砂岩储层的孔隙度等参数计算方法；利用核磁测井对储层质量进行综合评价，在致密砂岩储层的有效性评价和孔径分析的过程中起到了较好的作用，并建立了陆相致密砂岩储层测井评价方法。该方法的解释结果与现场测试结果相符合。

四川盆地；致密砂岩；测井解释；储层评价

四川盆地陆相致密砂岩储层具有物性差、非均质性强、储集空间复杂、层内流体多样性等特点，使测井曲线所反映储层孔隙空间及所含流体的信息非常微弱，测井计算孔渗参数准确性下降，测井评价较困难[1-4]。目前国内外致密砂岩储层天然气测井评价主要立足于三孔隙度测井资料，系统的综合性陆相致密砂岩天然气测井评价技术较少[5-10]。本文对陆相致密砂岩储层测井解释方法进行研究，建立科学适用的测井解释模型，提高解释成功率，从而提高低孔渗致密砂岩气藏的勘探开发水平。

1 储层岩石类型分类

据自流井组、须家河组共1120个薄片鉴定资料统计分析，大安寨段储层有介壳灰岩、灰质砂岩，砂岩类储层主要集中于珍珠冲段，岩性主要为岩屑砂岩、砾岩、砂砾岩、含砾砂岩、石英砂岩、细砂岩。须家河组须四段储层岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、石英砂岩、砂砾岩等。须家河组须二段储层岩石类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、石英砂岩等。

须家河组须二段储层岩石成分中石英、岩屑含量高，而长石等不稳定碎屑含量极低，岩石成分成熟度较高，见图1。由图2可以看到，气层岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩及砂砾岩；差气层的主要岩性为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和石英砂岩；而含气层的主要岩性为岩屑砂岩、石英砂岩。由此可见：①岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为良好储层发育的有利类型；②石英砂岩属于刚性砂岩，受构造应力作用易破裂产生裂缝，这些裂缝的存在大大增加了储层的渗流能力，可以成为好的气层。说明低孔低渗碎屑岩储层中裂缝的发育对储层储集性能提高和渗流性的改善具有非常重要的作用[11-13]。

图1 须家河组须二段储层岩石成因类型三角图

石英砂岩：一般位于须家河组须二段和须一段，自然伽马值较低，一般小于25 API；补偿中子、体积密度较岩屑类砂岩明显偏低，声波时差较岩屑类砂岩明显变大，为56～87 μs/ft，深侧向电阻率一般高于200 Ω·m，见图3、图4。

岩屑砂岩：广泛存在于自流井组和须家河组各组段地层中。须二段岩屑砂岩深侧向电阻率10～450 Ω·m，自然伽马47～77 API，声波时差53～68 μs/ft，密度值2.5～2.71 g/cm3(图3、图4)；由于岩屑易变形、压实，大量存在的岩屑是该区砂岩致密化程度高、储渗性能低的重要因素，一般随岩屑含量的增加，岩性越致密，对储层越不利。岩屑成分及其含量的变化，对测井曲线有着显著的影响。

图2 须二段岩性与解释结论关系

图3 须二段不同岩石类型电阻率-自然伽马关系

图4 须二段岩石密度-声波时差关系

2 计算储层孔隙度

致密砂岩储层岩性复杂，岩性为细、粗粒砂岩至砾岩不等，分选性较差，岩石骨架参数变化较大。利用现有的薄片和物性分析资料，分析储层矿物与地层孔隙度的关系，建立了测井孔隙度解释模型。该模型针对不同岩性选取不同的骨架值，计算储层矿物含量，进而更精确地求取储层的物性参数。

陆相含气储层岩性较为复杂，不同类型砂岩也具有不同的测井骨架值，在储层参数计算过程中应分别选取。利用常规测井资料可以容易地识别出石英砂岩、含砾砂岩，但岩屑砂岩及其他类型砂岩则不易区分，需要利用大量的岩心薄片鉴定及孔渗分析资料去标定、刻度，利用测井资料准确判断储层岩性，进而分别选取相应骨架值。

选取泥质含量小、以孔隙型为主储集层段，根据岩心分析孔隙度数值、声波时差数值、密度测井曲线数值、流体骨架值，反推计算出各类岩石声波骨架值和密度骨架值。

依据岩心分析资料和测井资料，分组段建立测井信息与岩心的转换关系。利用环境校正后的声波时差、密度及补偿中子测井曲线计算出三种测井孔隙度，将三种孔隙度比较优选后，得到地层的孔隙度。由于补偿中子测井受环境影响因素较多，一般情况下，常选用声波时差和岩性密度测井资料组合计算储层的总孔隙度。

对四川盆地陆相致密砂岩储层，共采用各类纯岩性(泥质含量<0.5%)岩样135个，各类岩石骨架值归纳如表1。

表1 地层各类岩石骨架值

根据四川盆地陆相地层碎屑岩储层Y1、Y2、Y3及Y4井188个小岩样分析孔隙度数据，其岩心分析孔隙度平均值为5.20%，测井精细解释孔隙度平均值为5.54%，二者相对误差为6.54%，二者相关系数吻合程度较高。

利用该方法计算的地质参数与地层实际值接近，说明该解释模型对于四川盆地陆相致密砂岩地层是适用的。

3 计算储层裂缝孔隙度

陆相致密砂岩裂缝性地层给中子、密度孔隙度测井带来诸多不确定性。裂缝存在使钻井液侵入储层，对侧向电阻率测井数值影响较大。通过对各种测井信息分析发现，电阻率测井(双侧向测井、FMI测井)对裂缝响应最敏感，因此可以利用双侧向测井信息计算裂缝孔隙度[11-12]。

利用FMI成像测井确定区域内目的层段的裂缝张开度和裂缝产状因素，之后利用双侧向测井信息计算储层裂缝孔隙度，裂缝孔隙度计算公式见参考文献[13]。

对四川盆地Y1-1、Y2、Y6井陆相目的层段进行了FMI成像测井，利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度与成像测井资料解释获得的裂缝孔隙度参数进行对比，二者在指示裂缝发育井段方面具有较好的一致性，只是数值存在一些差异，双侧向电阻率计算裂缝孔隙度略大于FMI计算裂缝孔隙度。由于FMI成像测井探测深度小于双侧向电阻率探测深度，且二者计算方法原理不同，因此裂缝孔隙度出现上述差异也是合理的[11-13]。

4 利用核磁测井微尺度参数评价储层

常规意义上的储层评价所得到的均为宏观地质参数，而利用核磁共振可以连续定量地求取储层微尺度结构特征参数，进而对储层物性和流体性质做出评价[14-16]。首先要划分储层和非储层，综合应用测井、岩心分析化验和试油试采等资料，确定研究区储层有效性下限，提出储层分类的划分标准；然后通过核磁共振测井资料及计算的储层宏尺度和微尺度参数，建立储层质量评价和储层类型判别标准[17-19]。

结合试油试气资料，分析各个储层参数与储层类别之间的对应关系及内在机理，从中优选出能够充分反映储层类型的参数；然后将优选出的储层参数进行公式组合获得一条储层分类综合评价指数曲线，并建立划分储层类型的判别标准。确定了由孔隙度、渗透率、孔喉半径均值、束缚水饱和度、中值压力和排驱压力建立划分储层类型的储层分类综合评价指数[18-19]：

储层质量综合评价指数=(孔隙度×渗透率×孔喉半径均值)/(中值压力×排驱压力×束缚水饱和度)

通过构建的储层质量曲线可以表征各个储层质量的相对好坏，为试气选层提供依据。当储层综合评价指数大于0.1时可以认定该储层为Ⅰ类储层；当储层综合评价指数小于0.1大于0.005时认定该储层为Ⅱ类储层；当储层综合评价指数小于0.005时认定该储层为Ⅲ类储层。由于低孔低渗储层孔隙结构复杂，影响因素多，在储层划分中同时参考核磁孔隙度、渗透率、孔隙结构等反映储层渗流特性的曲线进行综合分析。

5 应用效果分析

图5为自流井组珍珠冲段测井综合解释成果图，其中第50号层井段为4 084.9～4 086.4 m，视厚度1.5 m，岩性为灰白色砾岩，双侧向数值较低，为20～250 Ω·m，声波时差数值为61～85 μs/ft，自然伽马数值低值，中子、密度显示物性较好，测井计算孔隙度最大可到23.2%，核磁计算储层质量综合指数显示储层质量良好；孔喉分布见大孔径组分，反映裂缝发育，为Ⅰ类储层。

第51、53号层井段分别为4 086.4～4 089.3 m、4 099～4 105.9 m，视厚度分别为2.9 m、6.9 m，岩性为灰白色砾岩、杂色砾岩，电阻率相对50号层有所升高，三孔隙测井曲线显示物性较好，核磁计算储层质量综合指数显示储层质量较好，为II类储层。

图5 Y4井珍珠冲段测井综合成果图

对自流井组珍珠冲段4 084～4 120 m进行试气，获得日产气150×104m3，为特高产气层，与解释结论相符合。

6 结论

(1)针对致密砂岩储层岩性多变的特点，提出利用岩心孔隙度分析资料反推矿物骨架值求取地层孔隙度的方法，所建立的解释模型可更精确地计算储层物性参数，更准确地进行储层评价。本方法在四川盆地陆相致密砂岩储层取得了良好的应用效果。

(2) 裂缝的有效识别对于致密砂岩储层的评价有着重要作用，双侧向电阻率、成像测井资料所计算得到的裂缝孔隙度参数，在指示裂缝发育井段方面具有较好的一致性。在实际勘探生产中，可利用双侧向电阻率测井资料进行裂缝孔隙度参数的计算。

(3)利用核磁测井资料求取一系列储层微尺度结构特征参数，引入储层质量综合评价指数，进而对储层物性和流体性质做出评价，极大地提高了四川盆地致密砂岩储层评价能力。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0080-04

2014-09-23

惠伟，工程师，硕士，1979年生，2006年毕业于中国石油大学(华东)地球探测与信息技术专业，现从事测井解释和研究工作。

中国石化石油工程先导和推广项目(SG10019)资助。

P631.8

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