苏里格气田苏东南区块上古生界气层录井解释评价方法研究

赵天东 熊华军 王树慧 张 杰 王 刚 赵慧霞 杨 钰 张国兵 权 骋

(①中国石油渤海钻探第一录井公司； ②中国石油渤海钻探石油工程总承包分公司；③中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；④中国石油渤海钻探油气合作开发分公司)

0 引 言

苏东南区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东区南部，是苏里格气田重点开发的一个次级区块，该区块上古生界自下而上依次发育石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组地层，气层则主要分布在山西组和下石盒子组盒8段，储集层具有低孔隙度、低渗透率、岩性致密等多重特点。由于储集层形成时间与天然气充注时间极为接近，储集层的成藏和压实作用同期发生，压实排水不充分，导致储集层气水赋存状态非常复杂。

近年来，随着区块开发程度的不断提高和深化，水平井数量逐年增加，针对储集层的评价及气水识别成为勘探开发中的一个技术难点。因此，加强录井单井资料的分析研究，实现储集层气水层的准确识别及产能预测，对于目标区域的勘探开发意义重大。

1 储集层气测参数与含气性关系

通常认为在理想条件下，无论是直井还是水平井，试气射孔施工层位的气测全烃值越高、射孔压裂的层数越多、压裂厚度越大，单井的气产量应该越高。但是，通过对研究区域21口单井分析发现，随着射孔压裂层数增多、压裂厚度增大，并非所有单井的产气量都按照理想状态呈现递增趋势(图1、图2)。这是由于部分单井在开发过程中，储集层产能的高低未能得到有效识别，部分单井开发层段优选不够合理。因此，通过录井综合解释评价手段精准识别气水层，进而实现对单井良好施工层位的优选十分必要。

图1 全烃值(Tg)与无阻流量(C)分析

图2 显示厚度(H)与无阻流量(C)分析

2 不同井型气层录井气测参数特征

研究区钻井井型以直井和水平井两大类为主，参考工业油气流标准[4]，建立了直井和水平井动态产能分级(工作制度以试气无阻流量为准)。直井：产能高于10×104m3/d的为一类气层，产能介于4×104m3/d～10×104m3/d的为二类气层，产能介于1×104m3/d～4×104m3/d的为三类气层。水平井：产能高于50×104m3/d的为一类气层，产能介于20×104m3/d～50×104m3/d的为二类气层，产能小于20×104m3/d的为三类气层。

2.1 直井录井气测参数特征

从直井数据分析来看，不同的试气结果所对应储集层的随钻气测组分派生参数湿度比(Wh)、烃斜率(Gh)、平衡比(Bh)以及轻重比(Lw)数值的分布区间也有所不同。将各项派生参数在不同数值区间内出现的概率做正态分布处理，形成气测参数正态分布图(图3)。通过分析发现，随着产能由好变差，湿度比(Wh)数据区间总体向小偏移，而烃斜率(Gh)、平衡比(Bh)和轻重比(Lw)则总体向大偏移，且数据的集中程度也随之变差，呈发散状态。如图3所示，气层(一、二类气层)的湿度比主要集中在4～7之间，烃斜率集中在5～9之间，平衡比集中在40～240之间，轻重比主要集中在10～20之间；差气层(三类气层)的湿度比主要集中在2～5之间，烃斜率集中在3～14之间，平衡比集中在120～440之间，轻重比发散而不集中，在10～1 000之间均有分布；干层的湿度比主要集中在1～3之间，烃斜率集中在9～13之间，平衡比则极其发散，数值在100～2 040之间，轻重比也呈发散形态，在20～320之间均有分布。

同时，按照产气量的高低，将各井相关参数数值点分别投在无阻流量与Wh、Lw及Bh各个关系图板中发现：无阻流量一类井，显示段Wh值主要集中在4～10之间(图4)；显示段Lw值主要集中在10～30之间(图5)，当该值大于或者小于上述区间时，单井产能往往不高；显示段Bh值集中在50～250之间(图6)，Bh大于250时，高产井很少出现，显然，储集层显示参数Bh增大且大于250是储集层含气性变差的录井参数特征反映。因此，当显示段Wh值在4～10之间，Lw值在10～30之间，Bh值集中在50～250之间时，此类显示层为标准气层的气测数据特征。通过气测派生参数Wh、Lw和Bh可以实现对试气井段高产能层段的有效优选。

图3 气测派生参数区间分布

图4 无阻流量(C)与Wh关系

图5 无阻流量(C)与Lw关系

图6 无阻流量(C)与Bh关系

2.2 水平井录井参数特征

水平井气测组分参数数值区间分布形态与上述直井正态分布规律一致，但相比直井而言，其特点是显示段变长。针对1 000～2 000 m的大段显示，完全采用直井小距离内数据点的变化来实现水平井大井段解释评价的方法具有一定的局限性。同时，常规非致密砂岩储集层边底水明显、气水界面清晰，进行垂深高低对比判断气水界面是较为有效的方法。但对于该区低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏，该方法并不适用。

针对水平井，通过41口单井资料分析发现，单井无阻流量(C)与单井气测显示全烃积分值(S)以及单井气测显示厚度(H)的线性相关度较高(图7、图8)。这两项参数很好地反映了地层烃能量的大小。两项评价参数叠加处理，得到单井无阻流量(C)和全烃积分与气测显示厚度乘积(M)的相关函数(图9)，其相关系数为0.74。同时，定义了烃能量系数N(无量纲)，该系数反映显示段每米储集层烃能量的大小，计算公式为：

N=S/H

式中：S为气测全烃积分值；H为气测显示厚度,m。

引入烃能量系数可实现对全井显示厚度大但气测全烃积分值低这类单井的解释评价。统计分析发现，通常一类气层N>5(图10)。烃能量系数对水平井产能的定性解释评价具有很好的效果。

图7 全烃积分(S)与无阻流量(C)关系

图8 显示厚度(H)与无阻流量(C)关系

图9 全烃积分与显示厚度之积(M)与无阻流量(C)关系

图10 烃能量系数(N)与无阻流量(C)关系

3 气测解释图板的建立

3.1 直井气测解释图板的建立

研究区下石盒子组盒8段和山西组储集层气藏主要来源于山西组、太原组以及下部本溪组的煤层，地层相邻近，气测显示数据特征基本相同。因此，针对盒8段和山西组的气层分析，可采用相同的解释评价图板。基于对31口单井76层气测数据体的分析归纳，在剔除非标准气测数据体的前提下，建立了上古生界二叠系气测解释评价图板，分别为平衡比(Bh)与全烃(Tg)气测解释图板(图11)，湿度比(Wh)与烃斜率(Gh)气测解释图板(图12)和烃斜率(Gh)与轻重比(Lw)气测解释图板(图13)。

由于所分析单井中未筛选到差气层标准数据体，没有出水的单井，该气测解释图板以识别气层和干层为主。从这三个气测解释图板中可以看出：气层、干层的界限比较清晰。气层为“一高三低”的特征：高湿度比，数值在3～9之间；低平衡比，一般在40～200之间；低轻重比，一般在10～30之间；低烃斜率，一般在4～9之间。干层数据体的特征与气层数据特征相反，表现为“一低三高”特征：低湿度比(<3)、高平衡比(>300)、高烃斜率(>9)、高轻重比(>30)。气层全烃显示通常较高，干层也有较高的气测异常，但是从图板上可以看出，后者的平衡比(Bh)、湿度比(Wh)及烃斜率(Gh)数据区间与前者差异明显，且实际试气效果产量也极低。

图11 直井Bh与Tg气测解释图板

图12 直井Wh与Gh气测解释图板

图13 直井Gh与Lw气测解释图板

3.2 水平井气测解释图板的建立

研究区所钻探的水平井目的层均为下石盒子组盒8段，故基于盒8段的41口水平井的气测数据体，通过分析归纳，在剔除非标准气测数据体的前提下，建立了水平井上古生界二叠系盒8段气测解释评价图板，分别是平衡比(Bh)与全烃积分(S)×显示厚度(H)气测解释图板(图14)、平衡比(Bh)与全烃积分(S)/显示厚度(H)气测解释图板(图15)。

图14 水平井Bh与SXH气测解释图板

图15 水平井Bh与S/H气测解释图板

从这两个气测解释图板中可以看出：一类气层、二类+三类气层和含水层之间的界限比较清晰；二类气层和三类气层的数据点在图板上的投点区间则有重叠。一类气层为低平衡比(70～300)、高S×H值(>100×104)、高S/H值(>3.0)；二类和三类气层与一类气层相比，其平衡比数据整体向高值偏移，S×H值和S/H值则向低值偏移；含水层的数据范围值与一类、二类+三类气层数据有明显不同，当平衡比为高值(>400)、S×H为低值(<20×104)、S/H为低值(<4)时，则水平井出水的概率增高。将这三类数据体所在区间下限点相连，形成了界限较为清晰的一类气层、二类+三类气层和含水层区间线。

4 应用实例

4.1 直井

J 34-53井和J 73-39井是苏东南区块部署的两口生产井，其中J 34-53井在二叠系山西组3 137.00～3 156.00 m井段，解释2层18.00 m气层，其气测解释参数的交会点均落在气测解释图板的一类气层区域(图11、图12)。射开井段3 134.00～3 137.00 m、3 152.00～3 155.00 m敞喷，无阻产量为43.381 6×104m3，测试结论为一类气层，与录井直井气测解释图板解释结论一致。

J 73-39井在二叠系山西组3 169.00～3 210.00 m井段，解释2层11.00 m差气层，其气测解释参数在标准气测解释图板中的落点位于气层偏向干层的位置(图11、图12)，说明储集层含气但呈现出偏干层的趋势。试气射开3 173.00～3 175.00 m、3 206.00 ～3 208.00 m敞喷，无阻产量2.267 4×104m3,测试结论为差气层，与录井直井气测解释图板解释结论一致。

4.2 水平井

J 72-59H1井和J 46-46H1井是苏东南区块部署的两口水平井，其中J 72-59H1井的水平段长1 870.00 m，显示段长1 359.00 m，气测显示活跃，色谱分析组分齐全，该井共解释16层628.00 m气层、13层258.00 m差气层、11层473.00 m干层。该井气层及差气层井段平衡比(Bh)平均值为132.5、全烃积分与显示厚度之积为1 847.8×104、全烃积分与显示厚度之比为10.0，三项评价参数在气测解释图板中交会点均落在一类气层区(图14、图15)。该井试气无阻产量169.688 3×104m3。测试结论为一类气层，与录井水平井气测解释图板解释结论一致。

J 46-46H1井水平段长1 600.00 m，显示段长633.00 m,气测显示低且不活跃，色谱分析组分较全。该井共解释2层93.00 m差气层、3层98.00 m含气水层、9层846.00 m干层。该井差气层和含气水层井段平衡比(Bh)平均值为721，全烃积分与显示厚度之积为167.0×104，全烃积分与显示厚度之比为4.1，三项评价参数在气测解释图板中交会点均落在含水层区(图14、图15)。该井试气无阻产量10.647 3×104m3/d，产水6 m3/d。测试结论为气水同层，与录井水平井气测解释图板解释结论一致。

5 结 论

针对苏里格气田上古生界气藏储集层气水赋存关系复杂，单井气水识别难度大的问题，开展了录井解释评价方法研究，针对区域内直井和水平井，分别建立了气测解释图板，经现场多口井应用验证，其解释结论与试气结果一致，应用效果较好并取得了如下认识。

(1)在低孔隙度、低渗透率致密岩性气藏储集层的录井解释评价过程中，无论是直井还是水平井，当气测显示活跃、全烃异常值高时，气测参数落点范围集中的储集层比落点发散、不集中的储集层产能要高。

(2)针对低孔隙度、低渗透率致密岩性气藏水平井的录井解释评价，通过引入新参数如烃能量系数来实现对储集层定性及产能半定量解释是可行的。

(3)在录井解释评价过程中，借助数值正态分布处理，将数据谱图化以刻画和发现数据变化规律来实现解释评价目的，是一种实用性强且直观的方法。