X气田飞仙关组礁滩相储层测井解释方法应用

区 舫，杨辉廷，黄晓兵

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.中国石油东方地球物理公司西南物探分公司，四川成都610200）

X 气田位于川东北褶皱带双石庙—普光北东向的鼻状构造上，北靠米仓山—大巴山背斜，南接川南褶皱带北部，西邻华蓥山脉，东至川东南—湘鄂西褶皱带[1]。气藏类型属于构造—岩性圈闭，圈闭面积达到45.6 km2，主要储层是上二叠统的长兴组地层和下三叠统的飞仙关组地层[2-3]。其中，下三叠统飞仙关组地层为台地边缘鲕粒滩相沉积[4]，其生成的白云岩孔渗条件良好，是一套优质的礁滩相孔隙型储层[5-7]。

礁滩相碳酸盐岩储层储集空间类型多样、孔喉结构复杂，具有复杂的孔渗关系，一直以来都是储层参数，尤其是渗透率解释工作的难点[8-9]。针对礁滩相储层，大量学者在测井技术研究礁滩相碳酸盐岩沉积微相与储层评价方法方面取得了诸多进展。李昌等[10]提出了利用电成像测井结合常规测井的技术路线，建立了碳酸盐岩沉积微相测井综合图版；刘宏等[11]按照不同岩石类型及不同孔喉结构建立了四川碳酸盐岩储层渗透率的解释模型；张海龙等[12]分析了孔隙结构对测井解释的影响；刘晓敏[13]建立了针对礁滩相储层储集类型的测井模型，分别对应孔洞型、缝洞型、裂缝型与致密型；胡碟等[14]根据国内外主流碳酸盐岩测井流体识别方法，总结优选了最适合川东北礁滩相储集层的3 种方法：电阻率法、中子声波信息组合法及纵横波信息法。这3 种方法大大提高了礁滩相储层的流体识别符合率。

礁滩型碳酸盐岩油藏的储层发育受沉积环境及后期改造等多种因素制约，在开发过程中面临多种挑战[15]。X气田飞仙关组鲕粒滩地层埋藏较深，礁滩相在平面上变化复杂[16-17]，且受到各种成岩作用与成岩后作用的影响，致使传统测井解释模型失准[18-21]。以X 气田礁滩相孔隙型碳酸盐岩储层为例，根据地质特征与四性关系认识，并参考普光气田礁滩相储层精细评价分类标准[22]，分析岩石孔隙类型与测井响应特征，结合多元回归分析方法，建立了具有孔隙类型识别能力的测井解释模型，对礁滩相气藏的高效开发具有重要的实际意义。

1 储层基本地质特征

1.1 岩石学特征

PX2-1井和PX4-1井的岩心资料与镜下薄片资料显示：飞仙关储层主要的岩石类型为鲕粒白云岩、砂屑白云岩、粉晶、细晶白云岩，其中，鲕粒云岩的物性条件极佳，发育大量粒间溶孔、晶间溶孔，是研究区内飞仙关组地层主要的储集岩，但砂屑云岩粒内、粒间溶孔发育水平有限，储集性能中等。

1.2 储集空间类型

飞仙关组储层以孔隙为主要储集空间，溶洞与裂缝发育较少（图1）。孔隙以次生孔隙为主：一种是受溶蚀作用的影响，如晶间溶孔与粒内溶孔等，这也是最主要的储集空间类型；另一种是受白云石化作用的影响形成的晶间孔。而原生孔隙则在多期次的胶结作用与压实作用中消亡，难以保留。

图1 孔隙类型镜下照片Fig.1 Microscopic photos of pore types

1.3 物性特征

全直径岩心样品275 个，孔隙度最大为26.7%，最小为1.0 %，平均为10.59 %，渗透率的范围值为（0.001～220）×10-3μm2，平均值为7.9×10-3μm2。飞仙关组一段、二段储层的物性条件较好，以中孔中渗为主，部分层段具有高孔高渗特征。另外，飞仙关组一段、二段储层孔隙度渗透率关系杂乱，但结合镜下薄片资料的孔隙类型识别结果对数据点进行分类之后，孔渗关系展现出一定的规律性（图2）。

图2 普光地区X气田PX2-1井岩样孔隙度与渗透率关系Fig.2 Porosity and permeability correlation of rock samples from Well-PX2-1 in X Gas Field of Puguang area

1.4 孔喉结构特征

孔隙以大孔隙为主，频率达75.58%，喉道以中喉与粗喉为主，二者平均频率为72.17 %。总体来看，飞仙关组储层段以大孔中喉与大孔粗喉为主要孔隙结构，储层连通性较好。

2 储层四性关系

2.1 岩性物性关系

普光地区飞仙关组岩性种类多样，不同岩性岩石的物性差距较大，将孔隙度为2 %，渗透率为0.01×10-3μm2当做下限来划分储层，其中，鲕粒云岩物性条件较好，以中孔中渗为主，部分样本具有高孔高渗的特征。砂屑云岩也有部分层位有良好的物性条件，以中孔中渗为主，而部分砂屑云岩与绝大部分细晶、粉晶白云岩物性条件较差。

2.2 岩性和电性关系

普光地区飞仙关组地层以礁滩相碳酸盐岩沉积为主，岩性变化较复杂，根据各岩性自然伽马值与声波时差值的特点对岩性进行识别。鲕粒云岩特点是极低的自然伽马值，砂屑云岩、细晶—粉晶白云岩与泥质白云岩的自然伽马和声波时差值依次上升。

2.3 岩性和含油气性关系

存在天然气显示的岩心主要为鲕粒云岩、砂屑云岩与细晶、粉晶白云岩。结合测井曲线，含天然气层系的含水饱和度低、岩石密度相对下降，声波时差相对上升。大量的鲕粒云岩与部分砂屑云岩具有低密度、高声波时差、低含水饱和度的特征。细晶粉晶白云岩与泥质白云岩基本没有天然气特征显示。

2.4 电性和含油气性关系

自然伽马曲线、声波时差曲线、密度曲线与双侧向测井曲线结合起来能较好地反映地层的含气情况，其组合特征为：气层的声波时差突然增大，密度相对降低，双侧向低电阻率曲线出现正差异以及高电阻率。

2.5 电性和物性关系

自然电位曲线与声波时差曲线能有效地反映地层的物性条件，主要表现为自然电位曲线的负偏移与相对较高的声波时差值，且高孔高渗层段的自然电位曲线与声波时差曲线组合特征对应情况较好。

2.6 四性关系综合分析

根据上述的研究结论，结合PX2-1 井储层段四性关系（图3）可知：1）储集岩层以鲕粒云岩为主，还包括部分薄层砂屑云岩，这2 类岩石物性条件良好，尤其是鲕粒云岩。岩心含气性实验也显示这两种岩性的岩心侵入水中有串珠状或针孔状气泡冒出；2）自然电位与自然伽马都处于低值，反映出储集岩泥质含量低、岩性纯的特征；3）声波时差曲线突然增大和密度曲线降低表明储集层的物性条件良好，结合双侧向曲线的正差异的特点，说明孔隙中含气性较好。

图3 普光地区X气田PX2-1井飞仙关组储层四性关系Fig.3 Four properties of Feixianguan Formation in Well-PX2-1 in X Gas Field of Puguang area

3 测井解释

飞仙关组储层以礁滩相鲕粒云岩与砂屑云岩为主，储集空间类型以次生孔隙为主，裂缝与溶洞基本不发育，是孔隙型储层，因此，裂缝与洞穴对储层的各个参数影响不大。

3.1 测井解释模型

3.1.1 判断孔隙类型

要进一步精确地进行测井解释，必须要对储层孔隙类型进行分类，再分别建立模型进行解释。根据PX2-1 井的铸体薄片资料与测井曲线特征，建立对储层孔隙类型的分类标准。如图4所示，粒内孔与粒间孔的主要差异表现在密度曲线与声波时差曲线上，粒内孔的测井密度值相对较低时，密度曲线与声波时差曲线幅度差较大；粒间孔的测井密度值相对较高时，密度曲线与声波时差曲线幅度差较小。幅度差计算式为：

图4 普光地区X气田PX2-1井孔隙类型与测井曲线对应特征Fig.4 Correspondence between pore type and logging curve characteristics of Well-PX2-1 in X Gas Field of Puguang area

式中：Δ(DEN-AC)为密度曲线与声波时差曲线幅度差；DEN为密度曲线，g/cm3；AC为声波时差曲线，μs/ft。

利用幅度差与密度值的交会图（图5）进行分析，对粒间孔粒内孔进行判别与分类：

1）ΔR≤15 且ΔR≥550.253 2-206.4DEN，判定为粒间孔，即图5中黑框以内区域。

图5 幅度差与密度值交会图Fig.5 Cross plot of the difference in amplitude and DEN

2）若15＜ΔR＜550.253 2-206.4DEN，判定为粒内孔，即图5黑框之外的区域。

根据上述分类标准，对PX2-1 井全储层段进行处理，拟合关系良好（图6）。

图6 普光地区X气田PX2-1井孔隙类型判定模型解释成果Fig.6 Interpretation results of pore type determination model for Well-PX2-1 in X Gas Field of Puguang area

3.1.2 孔隙度模型

原测井孔隙度与渗透率解释与实际情况差异较大，因此，以PX2-1 井作为模板，利用新的孔隙度渗透率模型进行解释。根据孔隙类型的识别结果，结合岩心孔隙度测试数据以及粒内孔、粒间孔对应声波时差与岩心孔隙度相关关系式（图7），计算2种孔隙类型的孔隙度。

图7 不同类型孔隙度与声波时差交会图Fig.7 Cross plot of porosity acoustic transit time

粒间孔孔隙度计算式为：

粒内孔孔隙度计算式为：

式（2）—（3）中：φ为孔隙度，%；AC为声波时差曲线，μs/ft。

3.1.3 渗透率

飞仙关组礁滩相储层为孔隙型储层，裂缝对于渗透率的影响较小，因此，造成孔隙关系复杂的主要因素是孔隙结构。根据镜下薄片资料的孔隙类型识别结果，将孔渗数据分为两类（图8）：一类是以粒间溶孔为主的连通性良好的岩样，另一类为粒内溶孔与铸模孔等连通性较差的岩样。根据不同孔隙类型的孔渗关系计算对应的渗透率。

图8 粒间孔、粒内孔孔隙度渗透率交会图Fig.8 Cross plot of porosity and permeability

粒间孔隙渗透率计算式为：

粒内孔隙渗透率计算式为：

式（4）—（5）中：K为渗透率，10-3μm2。

3.2 新测井解释的对比与验证

利用以上模型对PX2-1 井重新进行解释，并与原测井解释结果与岩心孔隙度结果进行比对，比对结果表明：新的测井解释更加符合实际情况，孔隙度和渗透率的相对误差降低（表1、表2）。图9为PX2-1井原测井解释与新测井解释对比图。

表2 原解释渗透率与新解释渗透率误差对比Table 2 Comparison of new and old permeability errors

图9 普光地区X气田PX2-1井原测井解释与新测井解释对比Fig.9 Comparison of new and old interpretation of Well-PX2-1 in X Gas Field of Puguang area

表1 原解释孔隙度与新解释孔隙度误差对比Table 1 Comparison of new and old porosity errors

3.3 新测井解释模型的应用

利用新模型对PX4-1井储层段孔隙类型进行判别并进行测井解释，解释孔隙度与岩心分析数据的对应关系良好（图10），另外，通过PX3井产气剖面数据（表3）与新测井解释对比，高产量的储层段（5 336.9～5 343.3 m）对应新测井解释的高渗段。通过以上的分析可知，利用基于孔隙类型识别的测井解释方案，能准确、有效地对礁滩相碳酸盐岩储层参数进行测井解释。

表3 普光地区X气田PX3井产气剖面数据与孔渗关系Table 3 Relation between gas production profile data and porosity permeability of Well-PX3 in X Gas Field of Puguang area

4 结论

1）普光构造飞仙关组储层为礁滩相孔隙型储层，不同岩性储层物性差异较大，其中，以鲕粒云岩最佳，砂屑云岩次之，且孔隙结构复杂多样，使得储层孔隙度和渗透率的关系杂乱，必须要对储层孔隙类型进行合理分类，分别求取物性参数。

2）声波时差曲线与密度曲线对孔隙类型较为敏感，利用声波时差与密度测井定义幅度差，再用幅度差与密度交会图来建立孔隙类型判断模型，最后，根据孔隙类型结果，分别建立储层参数解释模型。

3）利用岩心资料、薄片资料、生产资料验证了具有孔隙类型识别能力的测井解释模型，为在礁滩相孔隙型碳酸盐岩储层进行精细测井解释提供了技术方案，并证明了此方法的有效性。