神木地区解家堡区块山西组储层“四性”关系及有效储层下限

牛艳伟,吴 鹏

(中联煤层气有限责任公司, 北京 100011)

致密砂岩气作为非常规油气的一部分,从20世纪70年代开始进行大规模勘探开发以来,目前已经越来越受到重视,已成为天然气勘探开发的重要资源之一［1-2］。自大庆油田20世纪60年代提出用“四性”关系分析将储层用作测井解释评价以来,一直沿用至今,并取得了突出且很好的效果［3］。与常规油气藏相比,鄂尔多斯盆地储层普遍具有非均质性强、物性差的特点,“四性”关系也相较常规油气藏复杂［4］。致密砂岩储层其电性响应特征与常规储层差异性较大,测井解释与测井评价在不同地区不同且无规律性。神木地区解家堡区块已于2016年取得重大勘探突破,目前该区块的主力产气层位是太原组,山西组在部分区域也钻遇到了商业气层,是继太原组之后重要的接替层系。但前人的研究主要集中于鄂尔多斯盆地东部的盒8段和太原组,山西组因产量低、递减快、研究程度低、认识不足的特点制约了其层位有效勘探开发［5］,因此有必要针对其层位进行储层“四性”关系及有效储层下限研究。

神木地区解家堡区块行政区域隶属于陕西省神木市境内,区域构造位于鄂尔多斯盆地东北缘晋西挠折带与伊陕斜坡过渡带上［6］。本文以鄂尔多斯盆地神木地区解家堡区块山西组为研究对象,依据山西组地质及储层特征、测井曲线特征深入研究该储层岩性、物性、含气性与电性之间的相互内在关系并建立测井解释模型,并用测井解释模型与岩心样品进行验证,确保符合实际。最后利用图版交会确定了山西组储层的物性下限以及电性下限,同时对影响山西组储层电性复杂的原因进行了讨论,为该区山西组储层测井解释和储层评价提供依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是一个多旋回叠合的克拉通盆地,共划分为6个一级构造单元,东北缘可见晋西挠褶带、伊盟隆起［7］,构造较为复杂(图1-A)。其上古生界沉积演化阶段可分为晚石炭世本溪期至早二叠世太原期陆表海盆地发育阶段、早二叠世山西期至晚二叠世石千峰期海陆过渡阶段［8］。

图1 研究区位置及主要地层岩性特征图Fig.1 Location and main stratigraphic lithological feature in the study area

神木地区解家堡区块发育低幅度鼻状隆起构造,构造整体位于鄂尔多斯盆地向西倾的平缓大单斜上。该区上古生界地层自下而上依次是石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组以及石千峰组［9-10］,其中本溪组、太原组、山西组为煤系地层(图1-B),山西组是该区主要产气层段之一,与下伏太原组和上覆的下石盒子组均呈整合或冲刷不整合接触关系,发育砂、泥、煤交互地层,其储层厚度在60～100 m,自下而上分为山2段和山1段,其物源方向由北向南,均为海陆过渡的三角洲沉积环境［11］。前人研究结果表明,沉积微相、砂岩的岩性及成岩作用是影响该区域储层物性好坏的主控因素［12-13］,山西组砂岩的岩性、岩相变化大,成岩作用复杂,勘探开发难度大。

2 储层“四性”关系

2.1 储层“四性”特征

储层“四性”关系是指储层的岩性、含气性、物性和电性之间的关系,四者相互制约又相互联系［14］。通过对解家堡区块岩心观察以及薄片鉴定认为,山2段、山1段岩石类型均以岩屑砂岩为主,长石岩屑砂岩次之,山2段岩屑石英砂岩较山1段发育;碎屑组分中山2段石英含量较山1段高,而长石和岩屑含量较山1段低;砂岩结构特征中山2段粒度上整体比山1段粗,山2段中砂岩为主,山1段细砂岩为主,山2段与山1段分选均为中等,磨圆度均是次棱角状为主,均为颗粒支撑,颗粒之间点-线接触占比最大,胶结类型也一致,均是孔隙式胶结为主(图2)。对岩心物性进行测试,结果显示山西组孔隙度整体在1%～11%,渗透率主要集中在(0.1～0.5)×10-3μm2。其中,山2段平均孔隙度为7.02%,渗透率平均为0.53×10-3μm2;山1段平均孔隙度为5.58%,渗透率平均为0.41×10-3μm2;其物性好于山1段,且均属于典型致密砂岩储层［15］。其测井曲线整体表现为低伽马、低中子、高声波时差、高电阻率。

图2 谢家堡区块山西组砂岩显微特征Fig.2 Microscopic characteristics of Shanxi Formation sandstone in Xiejiapu Block(A)粗-中粒岩屑砂岩,点-线接触,分选性差-中等,次棱角状,点-线接触,山2段,SM-4井,深度2 168.2 m,正交偏光;(B)泥质细粒岩屑砂岩,山1段,SM-18井,深度1 879.04 m,单偏光;(C)粒间孔隙,山2段,SM-16井,深度1 988.5 m,单偏光

2.2 岩性与电性的关系

解家堡区块山西组2个层段岩性均以岩屑砂岩为主,另发育一定厚度的煤线或煤层。其砂岩层测井曲线响应特征为:自然伽马为明显中低值,锯齿状较明显,山1段自然伽马在42.4～95.3 API,山2段自然伽马在36.5～91.6 API;山1段密度主要为2.43～2.59 g/cm3,山2段密度为2.41～2.58 g/cm3;山1段声波时差在56.2～69.5μs/ft(1 ft=30.48 cm),山2段声波时差在58.2～69.6 μs/ft;补偿中子山1段和山2段均主要分布在6～16 P.U,普遍低于12 P.U;山1段电阻率在11.2～128.6 Ω·m,山2段电阻率在11.7～135.9 Ω·m,电阻率在含气层段差异较大。

2.3 物性与电性的关系

谢家堡区块山西组用三孔隙度测井可综合反映该区储层的储集性能,三孔隙度测井对于不同的岩性地层响应不同,同时在计算储层物性方面比其他测井技术更有优势。气层与非气层的差别在三孔隙度测井中利用交会图表现出来［16］。将孔隙度分别与声波时差、密度、补偿中子作交会图(图3),可知孔隙度与声波时差的相关性要略好于与密度和补偿中子的相关性,同时也可知,物性越好,声波时差值越大,补偿中子和密度值越低。

图3 孔隙度分别与声波时差、密度、补偿中子交会图Fig.3 Crossplot of porosity with acoustic time difference,density,and compensated neutron,respectively

整体来说,山西组电性曲线与孔隙度有单因素相关关系,但与渗透率未观察到明显线性关系,分布较为散乱,相关性较差。当储层中有裂缝存在,会极大的改善其渗流能力。

2.4 含气性与电性的关系

解家堡区块山西组含气层段电性特征具体表现为:SP负异常明显;GR多为锯齿状明显低值,通常小于65 API;补偿中子一般值小于12 P.U;声波时差较为稳定,较非含气层段值变高(一般在62.7～82.6 μs/ft);3条曲线互相叠合,是判别气层的主要方法［17］。此外,山西组含气层段电阻率值较非含气层段幅度差明显(图4,幅度范围在40.1～113.8 Ω·m),通常将电测曲线与气测曲线TG值比对,在含气层段TG值明显比非含气层段大,综合判断可得出结论。

图4 SM-5井山西组含气性判断Fig.4 Gas bearing judgment of Well SM-5 of Shanxi Formation

3 气层测井解释模型的建立

3.1 泥质含量模型

泥质含量对解家堡区块气层的影响较大。对于纯砂岩而言,气层响应相对明显,但对于泥质砂岩来说,其泥质含量越大,气的反映越不明显,严重会造成气层的漏解释,所以,泥质含量的准确计算影响其他值的计算及其精度。泥质含量的计算一般采用自然伽马,计算公式如下［18］:

(1)

(2)

其中:GR—自然伽马测井值;GRmin—稳定纯砂岩自然伽马特征值;GRmax—稳定纯泥岩自然伽马特征值;GCUR—与地层年代有关的经验系数,山西组地层为老地层取2。

3.2 孔隙度测井解释模型

单个测井特征参数与孔隙度具有较弱的简单线性相关性,需要对其进行综合考虑。选取解家堡区块储层岩性稳定、密度曲线平稳段层点,进行多元回归建立孔隙度解释模型。研究分析表明,孔隙度与泥质含量、测井密度之间的关系较为密切。山西组选取5口井30个层点数据,进行实测岩心孔隙度与测井密度、泥质含量回归分析,其关系公式如下:

山西组:POR=-42.431 2×DEN-
0.59×Vsh+120.31R2=0.83

(3)

式中:POR—测井计算孔隙度(%);DEN—校正后的密度值(g/cm3);Vsh—泥质含量(%);R—相关系数。

并用2口井中的35块样品12个层数据的孔隙度测定值对上述关系进行验证,其中符合层数据点为11个,符合率为91.67%,平均相对误差小于8%(图5)。

图5 山西组孔隙度检验图Fig.5 Porosity test diagram of Shanxi Formation

3.3 渗透率测井解释模型

在建立解家堡区块孔隙度图版的同时,也制作了该井的渗透率图版。全直径孔渗数据对于不同气水单元中孔渗关系的差别有较好的考虑,能更好地反映储层孔渗特征,是非均质性储层建立渗透率模型的常用方法［19］。选用谢家堡区块内7口井所有的全直径孔渗数据,做出山西组2个层段孔隙度与相应渗透率的交会图,可以看出孔渗之间有很好的指数关系(图6)。

图6 山西组计算孔隙度与渗透率交汇图Fig.6 Crossplot of calculated porosity and permeability of Shanxi Formation

山1段渗透率解释公式:
K=0.017 7 e0.489 4x,相关系数0.854 0

(4)

山2段渗透率解释公式:
K=0.011 4 e0.446 9x,相关系数0.864 3

(5)

3.4 含气饱和度的计算

利用测井资料确定饱和度的基本方法,通常是以岩电关系为基础,建立电阻率与饱和度及孔隙度的关系［20］。测井解释中一般采用传统阿尔奇公式计算地层的含水饱和度,进而得到含气饱和度,含气饱和度计算公式如下［21］:

(6)

式中,φ是孔隙度,a是与区域地层特征有关的岩性系数,m是胶结指数,与岩石的胶结程度有关,n表示饱和度指数,b为饱和度系数,Rw是岩石所含地层水的电阻率,Rt为岩层的电阻率。其中Rw由地层水分析资料确定,山1段Rw值为0.226 4 Ω·m,山2段Rw值为0.432 8 Ω·m。

根据SM—4井、SM—5井、SM—12井和SM—17井岩电参数拟合(图7),得出:

图7 山西组砂岩储层岩电关系图版Fig.7 Litho-electric relation diagram of Shanxi Formation sandstone reservoir

山1段:a=1.386 8,m=1.586 0,b=1.252 8,n=2.819 0;

山2段:a=1.455 8,m=1.472 0,b=1.030 5,n=2.790 0;

4 气层下限参数确定

气层测井参数限值主要在对其数据校正后,通过试气、岩心及测井等资料,综合确定。

4.1 岩性下限

解家堡区块山西组含气性综合统计以及对该区试气井的岩心岩性统计结果,只在细砂岩或其粒度更大的岩层中方可见到气层或者差气层,所以山西组岩性下限为细砂岩。

4.2 物性下限

4.2.1 累积频率统计法求取孔隙度和渗透率下限值

累积频率统计法是美国岩心公司通常用的做法,储能丢失率最低是在物性分布累计频率为10%时［22］。对研究区取心井与物性分析数据作孔隙度、渗透率累积频率分布图,取累积频率约为10%处所对应的孔隙度与渗透率值作为物性下限值(图8、图9),山1段与山2段孔隙度下限均为5.0%,山1段渗透率下限为0.07×10-3μm2,山2段渗透率下限为0.06×10-3μm2。

图8 山西组孔隙度累积频率分布图Fig.8 Frequency distribution of porosity accumulation in Shanxi Formation

图9 山西组渗透率累积频率分布图Fig.9 The cumulative frequency distribution of permeability of Shanxi Formation

4.2.2 测试法求取渗透率下限

单层试气受储层非均质的影响较小,能直接反映气产量与储层物性之间关系。根据中国陆地最低工业气流标准,1 000～2 000 m内天然气井达到工业气流的标准为3 000 m3/d［23］,通过对解家堡区块山西组单层试气资料进行汇总,发现单位厚度产气量越大,其渗透率也越大,但当渗透率低于0.06×10-3μm2时,单位厚度产气量几乎不变,所以,推断山西组储层渗透率下限值为0.06×10-3μm2。

4.2.3 含气饱和度下限

通常把气水相对渗透率的交叉点所对应的含气饱和度做为储层的含气饱和度下限标准［24］。收集解家堡区块取心井8块砂岩样品实验的气水相渗曲线资料(表1),两相渗曲线的交点含气饱和度分布在35%～53%,山1段含气饱和度平均值为39%,山2段含气饱和度平均值为47%(图10)。

图10 山西组气水相对渗透率曲线图Fig.10 Gas-water relative permeability curve of Shanxi Formation

4.3 电性下限

气层与非气层显示的测井参数值是确定限值一种常用的方法［25］。分别作山西组自然伽马与体积密度交会图以及声波时差与补偿中子交会图(图11)。根据交会图所确定气层电性下限值分别为:

图11 山西组气层测井参数交会图Fig.11 Intersection diagram of logging parameters of Shanxi Formation gas reservoir

山1段:声波时差≥65 μs/ft,深感应电阻率≥12 Ω·m,补偿中子≤9 P.U,体积密度≤2.55 g/cm3,自然伽马≤63 API;

山2段:声波时差≥67 μs/ft,深感应电阻率≥12 Ω·m,补偿中子≤8 P.U,体积密度≤2.53 g/cm3,自然伽马≤59 API。

研究区山西组气层下限参数汇总见(表2)。

表2 山西组气层下限参数汇总Table 2 Lower limit parameters of Shanxi Formation gas reservoir

5 “四性”关系复杂的原因

谢家堡区块山西组为海陆过渡三角洲沉积环境,储层非均质性强、孔隙结构复杂,岩屑砂岩分布范围广,导致该区山西组储层的电性与含气性关系复杂,其气体电阻率值存在差异,从影响储层电性复杂的原因总结起来主要有以下3点。

5.1 沉积作用

沉积作用中沉积微相主要通过控制砂岩的粒度、分选、成熟度,杂基含量等进而影响储层的孔隙结构,海陆过渡三角洲的沉积环境,横向上河道砂体迁移频繁,纵向上砂体多套叠置,使得储层非均质性极强,导致储层孔隙结构复杂。气层的电性特征与孔隙结构关系十分紧密,当储层孔隙中存在可动水时,会使得储层电阻率降低［26］。

5.2 成岩作用

成岩作用中压实作用与胶结作用对孔隙改造,也会造成孔隙结构复杂,其中有大量不参与导电的孤立孔隙导致电阻率增大。同时,发现部分井的气层与水层的电阻率基本相当,是由于成岩作用使得气层中的不动水矿化度较水层自由水矿化度高而造成,从而在测井解释中常造成识别困难。如果仅依据电阻率值较高就判断其为气层,电阻率值较低就判断其为水层,则在压裂后可能出现预测不准的情况［27］。

5.3 黏土矿物与岩石矿物

不同的黏土矿物,泥质含量有所差别,附加导电性存在明显的差异,当气层中存在阳离子交换能力较强的黏土矿物时,可能会导致气层低电阻［28］。神木地区谢家堡区块山西组储集层岩性以岩屑砂岩为主,储层岩石矿物具有组分复杂、低孔低渗且非均质性强的特点,导致研究区存在低阻气层和高孔隙度干层［29］;从扫描电镜资料上发现,山西组储层的粒间孔隙和喉道表面发育有绿泥石薄膜(图12-A),绿泥石薄膜可大量吸附束缚水,束缚水导电导致电阻率降低,因此出现低阻气层,造成测井识别困难;此外在对取心井山西组样品进行全岩矿物观察分析发现储层中存在菱铁矿等导电矿物也是出现低阻气层的原因(图12-B)。

图12 山西组黏土矿物与岩石矿物微观特征Fig.12 Microscopic characteristics of clay minerals and rock minerals in Shanxi Formation(A)针叶状绿泥石包于颗粒表面充填于溶蚀孔隙内,山1段,SM-4井, 深度2 125.25 m;(B)菱铁矿集合体,山2段, SM-17井,深度1 992.20 m,单偏光

5.4 孔隙流体

神木地区谢家堡区块多口完钻井在山西组储层出现气水同层、含水气层,是由于该区构造幅度低,油气运移动力小,含水高。当储层中出现砂泥岩薄互层,且砂泥互层频繁时,就会对流体分布起着重要的控制作用,会造成储层电阻率受到泥岩或泥质夹层的影响,导致气层的电阻率偏低,出现部分气井产水高的现象［30］。谢家堡区块钻井所用泥浆只有淡水泥浆,因此不存在盐水泥浆钻井液侵入造成地层电阻率降低的现象。

6 结 论

a.根据岩心分析、测井、试气等资料对神木地区解家堡区块山西组储层“四性”关系进行研究,总结出如下规律:研究区山西组岩性以中细粒岩屑砂岩为主,其自然伽马能较好反映岩性,粒度越粗,岩性越纯,此外,与物性、含气性、电性也有较好的响应。针对山西组储层特点建立了储层泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释模型,并通过取心井岩心分析数据与模型解释数据进行对比,验证了解释模型的正确性。

b.确定研究区山1段与山2段孔隙度下限值均为5%;山1段渗透率下限值为0.07×10-3μm2,山2段渗透率下限值为0.06×10-3μm2;山1段含气饱和度下限值为39%,山2段含气饱和度下限值为47%。山1段与山2段深感应电阻率下限值均为12 Ω·m;山1段声波时差下限值为65 μs/ft,山2段声波时差下限值为67 μs/ft。从而使研究区气层类型的识别判断更加准确,然而储层的下限标准也将随着后期勘探开发、技术水平的提高以及商业气流的开采,导致其标准变动,需后期根据具体资料进行实时修正。

c.研究区山西组储层电性复杂的原因主要受4个方面的影响,即沉积作用、成岩作用、黏土矿物与岩石矿物、孔隙流体。沉积作用和成岩作用导致储层孔隙结构复杂,气层的电性特征与孔隙结构关系密切,从而使得在测井解释中电性识别气层困难;黏土矿物与岩石矿物、孔隙流体也是导致该区块电性识别气层复杂的因素,与电性识别常规气层有较大差别。