低阻砂岩气藏测井饱和度计算方法——以准噶尔盆地玛河气田为例

宋明星, 杨 川，郭巧珍，贾开富，闫利恒，江祖强，彭海军

(中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，克拉玛依 834000)

随着天然气资源需求的不断增长以及勘探开发的不断深入，在已经发现的多个砂岩气藏中[1-4]，低阻砂岩气藏已经成为一种常见现象，并逐渐成为油气勘探评价的重点研究对象之一。近些年来，随着准噶尔盆地勘探开发的不断深入，在盆地南缘地区重点勘探层位紫泥泉子组地层中存在大量电阻率较低的气层[5]。由于砂岩油气层由于存在低电阻率现象，常常导致基于常规的Archie饱和度模型计算出的饱和度数值不准确，进而对储层的评价和储量的计算均造成很大影响。目前中外研究学者在油气藏含水饱和度计算方面做出了大量研究，如朱林奇等[6]针对压汞实验与测井资料计算致密砂岩储层束缚水饱和度精度不高问题，提出了基于流动孔喉下限确定束缚水饱和度的方法，通过利用核磁共振测井资料构建伪毛管压力曲线，求取储层束缚水饱和度，建立测井新模型，提高了压汞实验与测井资料计算致密砂岩储层束缚水饱和度的精度。张彬彬等[7]根据核磁共振实验资料，采用T2谱面积比值法和T2谱系数法分别计算束缚水饱和度，建立了两类束缚水饱和度模型，大大提高了模型准确度，为流体识别、测井解释提供了依据。池美瑶等[8]通过岩石物理实验获取储层岩石的弹性及电性参数，并研究分析了地层的孔隙度、渗透率、饱和度等储层参数的转换关系，得到关于Waxman-Smits(W-S)公式胶结系数取值的最佳范围，为储层参数的确定及储层预测与评价提供可靠依据。韩学辉等[9]从Archie公式和Waxman-Smits方程计算的含水饱和度的相对误差出发，分析地层水电导率、阳离子交换容量、含水饱和度、饱和度指数的影响，利用指数“三步法”及判别图版定量判断低阻油气层的成因并为饱和度模型的选取提供技术依据。骆玉虎等[10]提出了等效岩石组分模型(equivalent rock elements model)，采油数值模拟及岩电实验资料确定了模型参数变化规律，解决了乌石M油田流沙港组低阻砂砾岩油层复杂孔隙结构低阻砂砾岩储层的含水饱和度计算方法。

由于玛河气田紫泥泉子组储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩，富含假基质状褐红色富铁质泥岩类岩屑，储层孔隙喉道主要为细喉道，黏土矿物对喉道影响很大。在研究区前期储层评价中，采用传统的Archie公式[11]进行饱和度计算过程中，并未考虑该饱和度模型是否适用于低阻油气层，从而造成计算出的饱和度数值与实际生产数据仍存在较大偏差。因此，从储层低阻的微观成因出发，通过分析储层孔隙结构、黏土含量、温度等变化对Archie公式与Waxman-Smits方程中参数的影响，找出相关关系，修改两种饱和度计算模型，以决常用饱和度模型无法准确计算低阻砂岩油气层饱和度问题，从而提高饱和度计算准确性，建立适用于准噶尔盆地南缘低阻气藏饱和度计算模型。

1 地质背景

玛河气田位于准噶尔盆地南缘冲断带玛纳斯背斜[12-13](图1)，目的层紫泥泉子组紫三段地层埋藏深度为2 400～2 700 m，厚度220～260 m，岩性以褐红色、紫色、紫红色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩及细砂岩不等厚互层为主，主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积[5,14]。储层在测井上响应特征表现为自然电位正异常，自然伽马低值，声波时差高值以及补偿密度低值，补偿中子值与泥岩对应值差别小，气层电阻率呈低值，与水层电阻率值接近。储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩，孔隙度分布为1.8%～34%，平均值为16.99%，渗透率为0.003～1 000 mD，平均148.64 mD，属中孔中渗-中孔高渗储层。储层内发育大量伊利石和伊蒙混层等黏土矿物附着在石英、长石等颗粒表面，黏土矿物的含量范围在17.4～52.9%，处于较高水平，黏土矿物类型以伊利石(42%)为主，其次为伊蒙混层(34%)、绿泥石(24%)，伊利石可以粒间桥状或弯曲片状分布于岩石孔隙中，导致微孔隙增加，伊蒙混层可形成蜂窝状微孔隙，呈网状分布于岩石孔隙中或包裹在岩石颗粒表面(图2)。

图1 玛河气田地理位置

图2 储层孔隙空间与黏土特征

2 测井饱和度新模型

2.1 变参数Archie模型饱和度模型

图3 胶结指数与孔隙结构、黏土含量、模型计算值相关分析

(1)

(2)

式中：a、b为岩性系数，常数；m、n为胶结指数、饱和度指数；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为地层电阻率，Ω·m；K为储层渗透率，mD；φ为储层孔隙度，%；Vsh为储层黏土矿物含量，%。

图3(c)中，模型计算m与岩电实验分析m具有较好的相关性，因此模型可靠。但对于泥质砂岩，n值随着地层水矿化度的增大而增大，随阳离子交换容量的增大而减小，随实验测量温度升高而减小，随压力的增大而增大。研究区目的层中绝大部分储层样品泥质含量较大，黏土矿物含量以伊利石和伊蒙混层为主，使得n整体较低，但差异不算太大。因此，在变参数阿尔奇模型中，将所有岩样n的均值作为研究区的n，通过岩样分析计算得到n=1.268。

2.2 变参数的W-S模型饱和度模型

由于研究区储层中黏土含量较高，黏土类型以伊利石和伊蒙混层为主，高黏土含量导致较高的阳离子交换量，因此使用考虑到阳离子交换量的Waxman-Smits模型[16-17](W-S饱和度模型)进行研究区饱和度计算。在应用W-S模型时，需要准确确定平衡阳离子电化学当量电导B、阳离子交换容量QV、胶结指数m*、饱和度指数n*等模型参数是饱和度准确计算的关键。计算公式为

(3)

φm*(BQV+Cw)

(4)

2.2.1 模型参数的求取

1)阳离子当量电导B

Waxman等[18]根据2组泥质砂岩实验数据，提出了25 ℃时平衡阳离子的电化学当量电导B与地层水电阻率Rw的关系[式(5)]。然而，B不仅受平衡溶液电阻率的影响，同时也受到温度的影响。为了实现W-S模型在实际泥质砂岩储层的饱和度评价，Waxman等[19-20]对不同温度、不同电阻率溶液条件下的B变化规律进行实验研究，得到7种温度条件下的B的实验图版[图4(a)]。

(5)

在实验图版中，溶液电阻率一定时，温度越高，B越大；当温度一定时，随着地层水溶液电阻率的降低，B随之增大并最终趋于极大值Bmax。除了25 ℃时，B可用式(5)计算外，其他温度条件下的B并未提出明确的预测公式，需要对B与温度关系的进行确定。通过B与温度关系分析，将图版中不同温度对应的数据提取为散点数据形式，即曲线数值化，使用非线性拟合的方式得到各温度条件下计算B的经验公式[式(6)]，利用B经验公式计算出的结果与B图版吻合性较好[图4(b)]。

图4 Waxman、Thomas的B实验图版与研究区B预测结果

(6)

2)阳离子交换容量QV

由于研究区储层黏土类型以伊利石和伊蒙混层为主，伊利石和伊蒙混层在黏土矿物所约76%，黏土矿物类型分布相对稳定，因此阳离子交换容量主要受黏土含量的影响。由于黏土含量与泥质含量密切相关，可以通过泥质含量来求取阳离子交换容量。通过单相关分析可知，QV与计算黏土含量、测量孔隙度φ和密度ρ测井值具有较好的相关性[图5(a)～图5(c)]，其中密度曲线相关性最差，这是由于密度测井方式是贴井壁测量，受岩性和泥浆影响远大于黏土矿物的影响，并且在泥岩段容易出现扩径现象导致测量结果失真。可以根据式(7)形式定义参数q，且与QV相关性良好[图5(d)]，可作为QV的计算模型。根据实验测试阳离子交换容量与泥质含量，将数值进行回归建立计算公式[式(8)]。

图5 QV计算模型

(7)

(8)

3)胶结指数m*与饱和度指数n*

根据W-S模型，低阻泥质砂岩中地层水的等效电导率Cwe结合常规阿尔奇公式中地层因素F表示为公式，可得到W-S模型中的泥质砂岩地层因素F*可以表示为

F*=F(1+BQvRw)

(9)

(10)

2.2.2 模型求解方法

由于W-S模型是关于Sw的非线性方程[式(11)]，无法直接求出解析解，现采用逐次搜索法求解Sw的近似解。通过构造出Sw的求解方程，该函数为一单调递减的函数，且f(Sw)与Sw的关系曲线与直线f(Sw)=0有且仅有一个交点，对f(Sw)求绝对值，并构建|f(Sw)|与Sw的函数关系，实现Sw自动计算，当|f(Sw)|取最小值时，Sw对应的即为所求解的近似解。

(11)

式(11)中：Sw为饱和度，%；Ct为泥质砂岩电导率，mS/mL。

2.3 束缚水饱和度计算

饱和度计算模型一般适用于可动水的饱和度计算，而求取束缚水饱和度还需要通过岩石实验测量分析，建立束缚水饱和度(Swi)与孔隙度、粒度中值的关系。研究区岩心分析数据表明，束缚水饱和度主要与黏土含量和孔隙结构有关，且实验测量束缚水饱和度与测井计算黏土含量和气测孔隙度具有较好的相关性，因此利用孔隙度、泥质含量相结合通过多元线性回归建立研究区的束缚水饱和度模型为

Swi=78.91+0.577 6Vsh-1.963φ

(12)

3 应用实例

低阻气层的含气饱和度变化通常很大，但可以使用可动水法进行评价，可利用地层含水饱和度Sw和地层束缚水饱和度Swi结合判断地层流体性质：一般情况下，当Sw=Swi时，储层以产气为主；当Sw>Swi，地层产气的同时也会产水，解释为气水同层；当Sw≫Swi，并且Sw≈1时，地层只产生水，解释结论为水层。因此，在饱和度定量解释分别使用了经典Archie模型、变参数Archie模型、W-S模型以及束缚水饱和度模型，进行储层流体识别效果验证与流体判别。

在A1井紫泥泉子组段测井解释成果图中[图6(a)]，2 557～2 593.5 m井段被细分为6个产层，合试油结论为气水同层，日产水6.85 m3，日产气16.782万m3，电阻率值为4～6 Ω·m，变化范围较小。根据自然电位曲线将目的层分为上下两个主力产层，三种模型解释出段1层、2层的可动水含量较小，接近气层，段3层可动水含量变参数Archie模型计算结果最高，为6.3%，解释为气层。下部变参数Archie模型和W-S模型均解释段6层可动水含量最高，变参数Archie模型为20%，W-S模型为13%，大于解释段4层的10%和6.7%。而Archie模型计算段4层可动水含量为9.3%，低于解释段4层的12%，通常认为同一段储层中，水应满足下部多于上部的特征，因此变参数Archie模型和W-S模型解释结果更符合实际。A2井上部2 557～2 561 m 试油结论为含气水层，日产气500 m3，日产水24.88 m3，解释段深侧向电阻率为3.35 Ω·m，三种模型解释可动水含量结果均在35%以上，变参数Archie模型最高，W-S模型其次，经典Archie模型最低。而下部2 571～2 586 m试油结论为水层，日产水48.2 m3。深侧向电阻率值范围为3.4～4 Ω·m，三种模型解释结论相似，大部分解释段含水饱和度接近100%，并且远大于束缚水饱和度，可动水含量均大于20%，最高为50%[图6(b)]。

图6 玛河气田紫泥泉子组测井解释成果

从实例分析结果显示，与变参数Archie与W-S模型相比，经典Archie模型使用较小的定参数m、n在纯产气或电阻率较低的水层时具有较好的适用性，但在气水同层时解释效果较差，当储层以产气为主时，两者计算结果相似。当储层含水量增大时，变参数Archie计算出的含水饱和度偏大。通过对所有试油井段进行计算和数据统计得到气层、气水同层、水层的含水饱和度，可动水含量范围，确定不同流体在不同模型下的饱和度分布范围如表1所示。Archie模型不能良好的区分流体性质，变参数Archie模型和W-S模型适用性较好，可以给出一个较好的范围值，但变参数Archie模型计算含水饱和度结果相对较大，因此使用可动水分析法可以较好地对流体性质进行判别。

表1 不同流体在不同模型下的饱和度分布范围

4 结论

(1)在玛河气田低阻砂岩气层含水饱和度计算模型中，变参数Archie模型中胶结指数m随着孔隙结构的增大，而增大，随黏土含量的增大而减小；而W-S饱和度模型中阳离子当量电导B随温度变化而变化，Qv值与黏土含量、测量孔隙度和密度呈良好相关性。

(2)实例应用结果表明，经典的Archie模型、变参数Archie模型、W-S模型均可适用用于孔隙结构复杂、黏土含量较高的低阻油气层饱和度计算。但对于低阻气水层、水层来说，变参数Archie模型与W-S模型其含水饱和度计算结果较准确，分布在10%～20%，而经典的Archie模型计算出结果在偏小。不同的低阻砂岩气藏饱和度计算，还需要根据实际情况选取合适的含水饱和度计算模型进行模型参数的确定。