摘  要  川东北YB地区上二叠统长兴组礁滩相储层裂缝及溶蚀孔洞发育，储集类型为溶蚀孔洞型和裂缝—孔洞型，气水关系复杂，储层有效性判别、流体性质识别及产能预测是礁滩相储层评价的难点。针对该区礁滩相储层的特征，阐述了成像和偶极测井是解决裂缝、溶蚀孔洞识别及有效性判别的最直接的方法；明确了不同饱和度下电阻率与孔隙度交会、核磁共振测井信息相结合是判别礁滩相储层流体性质的最有效的方法，尤其能解决裂缝引起的深、浅侧向负差异的流体性质识别难题；提出了礁滩相气层有效厚度与孔隙度乘积的累加可作为产能预测评价指标的认识。所形成的礁滩相储层测井评价技术将进一步为经济高效地开发YB地区长兴组气藏提供有力的技术支撑。

关键词  四川盆地  东北  晚二叠世  礁滩相  储集层  流体性质  生产能力  测井

川东北YB地区上二叠统长兴组礁滩相储层埋深6 500～7 000 m，储层岩性为溶孔残余生屑白云岩、含生屑溶孔白云岩、溶孔粒屑白云岩及生屑灰岩等，储集类型为溶蚀孔洞型和裂缝—孔洞型^[1-4]。

通过对长兴组取心段586个样品统计，平均孔隙度为4.04％，渗透率主要集中在0.1～10 mD之间，储层以低孔特低渗为主，部分中低孔低渗储层^[5-7]。

1 储层有效性评价

YB地区长兴组礁滩相储层非均质性强，裂缝及溶蚀孔洞发育，因此，裂缝及溶蚀孔洞的有效性判别是礁滩相储层评价的关键。前人研究表明，对于海相碳酸盐岩，当R_D≥10 000 Ω·m时，储层的有效性较差，一般可视为非储层^[8]，但川东北YB地区长兴组则发育类似高电阻率层(R_D≥10 000 Ω·m)的优质储层，针对这类储层，储层的有效性判别是礁滩相储层评价的难点。因此，综合利用斯通利波能量衰减、静动态图像信息表征、电成像孔隙度频率分布信息可达到评价礁滩相储层有效性的目的。

以X7井为例(图1)，6 252～6 275 m岩性为白云岩，以I、Ⅱ类储层为主，深侧向电阻率值大于10 000Ω·m，静、动态成像颜色较亮，小洞与小洞之间部分为亮色的高阻区，斯通利波能量强，反映部分溶蚀孔洞连通性不好，孔隙频率分布显示局部储层段呈“双峰”指示特征，反映纵向上该储层段次生溶蚀孔洞非连续性分布，其储层有效性相对较差，综合分析认为高阻是由于溶洞连通性不好和孤立溶洞高含气饱和度共同所致，由于该储层段溶蚀孔洞普遍发育，故虽连通性不好，但通过酸化压裂改造后可以实现洞洞相通，因此，综合评价该段高阻层为有效储层。完井后，对该段高电阻率储层的有效性进行了评价，经射孔酸压测试，稳定油压19.16 MPa，求得天然气产量为103.592×10⁴m³/d。

相比之下，储层段6 300～6 325 m也以I、Ⅱ类储层为主，但深浅双侧向明显降低，深侧向电阻率值为400～1 000 Ω·m，深浅侧向呈正差异，斯通利波能量明显衰减，储层渗透性好，成像图上裂缝和溶蚀孔洞非常发育，纵向上呈“片状”分布，孔隙频率分布图显示储层段呈连续的“双峰”指示特征，反映次生孔隙极为发育，储层有效性好。完井后，对6 300～6 325 m经射孔酸化测试，稳定油压30.07 MPa，获得天然气产量120×10⁴m³/d．

对比分析认为，在相同物性条件下，高电阻率储层的有效性不及低电阻率储层的有效性好，但通过酸化压裂改造后可以改善高电阻率储层的有效性，从而获得高产工业气流。

2 气水差异识别

常规和核磁共振测井结合是判别礁滩相储层流体性质的最有效的方法。礁滩相储层非均质性强，不同储层物性对应的孔隙度胶结指数、饱和度指数有所差异，与此对应的气水差异识别图版也有所不同。因此，针对这些特征，以φ≥10％、φ=5％～l0％、φ=2％～5％作为礁滩相储层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类的物性分类标准，分别拟合了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层在不同饱和度下电阻率与孔隙度的气水识别图版(图2)，这些图版是基于密闭取心分析的不同储层物性的孔隙度胶结指数、饱和度指数的差异而建立的，其样本点主要是YB地区长兴组礁滩相储层已经测试的电测数据。因此，依据Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层气水识别图版，能准确判别出礁滩相储层的流体性质。

对于礁滩相储层流体性质识别，核磁共振测井也发挥了极其重要的作用，核磁共振测井不受岩石骨架成分的影响，直接对岩石孔隙中的流体信息进行探测。一般来说，核磁共振测井弛豫过程有3种弛豫作用^[9-10]，包括：表面弛豫、体积弛豫、扩散弛豫。对海相碳酸盐岩，表面弛豫作用较小，体积弛豫起主要作用，溶蚀孔洞越发育，体积弛豫作用越强，横向弛豫时间越短，因此，YB地区长兴组礁滩相溶蚀孔洞型储层的标准T₂气水弛豫分布主峰值主要集中在100～600 ms之间；对于天然气，其扩散比油或水快得多，气体的扩散系数和气体的密度及分子运动速度有关，而气体的密度及分子运动速度与温度、压力有关，随着压力增大，气体密度增大，随着温度的升高，分子运动速度加快，分子间碰撞几率增加，扩散系数增大，横向弛豫时间越短^[11-13]；对于地层水，当附着于碳酸盐岩溶蚀孔洞中时，体积弛豫起主要作用。因此，通过上述分析，以测试资料为依据，并结合礁滩相储层T₂分布谱特征，分析认为礁滩相储层气水分布主要表现为：气层的₂分布谱靠前，水层的₂分布谱靠后(图2的右下部)。同时，不同储层物性的核磁共振测井T₂气水分布值也应存在明显差异，由于资料的局限性，本次研究仅对了Ⅱ类测试层的T₂气水分布特征进行了解析，其具体的T₂气水弛豫分布主峰值界限情况详见表l。依据核磁T₂分布谱特征，能较为明显的区分出礁滩相储层的流体性质。

以X3井长兴组储层6 825～6 925为例，岩性为灰质针孔砂状白云岩，气测全烃含量由5．645％上升至21．734％，槽面针尖状气泡占l5％～20％。测井曲特征反映井深6 825～6 925 m裂缝和溶蚀孔发育，但储层顶部井深6 830～6 840 m深浅侧向呈负差异(图3)，这是否意味着该段储层含水?就单单依靠常规测井曲线响应特征，很难对该储层的流体性质作出准确判断。

该储层为Ⅱ类储层，依据Ⅱ类储层电阻率与孔隙度交会图版(图3的右下部)，指示长兴组井深6 825～6 855 m和6 866．5～6 907．5 m含水饱和度小于20％，具明显含气响应特征，6 907．5～6 925 m含水饱和度为30％～50％，具含水特征。同时，核磁共振测井响应特征反映井深6 825～6 855 m和6 866．5～6 907．5 m长等待时间T₂布谱靠前，其T₂谱右峰的主峰值为150 ms，具含气特征，6 907．5 m以下长等待时间T₂分布谱靠后，其T₂谱右峰的主峰值为250ms，具明显含水特征。依据形成的流体评价标准，将6 825～6 855 m和6 866．5～6 907．5 m井段评价为裂缝-溶孔型气层，6 907．5～6 925 m井段解释为裂缝-溶孔型气水同层。因此，结合成像测井响应特征，综合分析认为X3井长兴组储层顶部井深

6 830～6 840 m低角度裂缝发育，呈“片状”分布，纵向上连续性好，是导致该储层深浅侧向负差异的主要原因。

在后期水平井钻井中，主要针对测井解释的6 825～6 855 m井段裂缝溶孔型气层进行水平钻遇，依据水平段的测井曲线组台特征，共解释有效储层厚度501．9 m，其中I类气层45．7m、Ⅱ类气层223．3 m，Ⅲ类气层232．9 m。完井后，对X3井长兴组水平段进行了裸眼替喷测试，在井口压力41．5 MPa的情况下，天然气无阻流量达751．61×10⁴ m³／d。综上所述，利用电阻率与孔隙度交会和核磁共振测井相结合能准确判别礁滩相储层的流体性质，这将为高效经济地开发YB地区长兴组气藏提供有力的技术支撑。

3 储层产能预测

川东北YB地区长兴组礁滩相储层储集空间主要以溶蚀孔洞型储层为主，因此孔隙度对产能的控制起到关键作用，特别是φ介于5％～l0％的Ⅱ类储层和φ≥10％的Ⅰ类储层对产能的贡献起主导作用。除孔隙度以外，储层厚度也是控制产能的关键因素，由于元坝长兴组气层的含气饱和度整体较高，不同物性的气层饱和度差异较小。基于上述分析认为气层孔隙度和有效厚度(限于V_sh≤l0％、φ≥2％、S_w≤20％)的乘积累加能直接反映出储层的产能状况，依据此，选取测试资料较为丰富的礁滩相气层建立产能预测模型，为礁滩相储层快速便捷地进行产能预测提供技术依据。表2为川东北YB地区礁滩相储层参数及测试情况表，图4-a为∑φH与测试产能之间的关系，图4-b为∑φH与无阻流量之间的关系，从图4中看出∑φH与两者相关性较好，相关系数分别达到0．849和0．852。因此，认为YB地区长兴组礁滩相储层产能预测可采用如下模型：

式中φ为孔隙度；H为有效厚度，m。

4 结论

1)综合利用斯通利波能量衰减、静动态图像信息表征、电成像孔隙度频率分布信息能解决YB地区长兴组高电阻率储层的有效性判别难题。

2)不同饱和度下电阻率与孔隙度交会、核磁共振测井气水弛豫分布信息足礁滩相储层气水差异判别的最有效的方法。尤其能解决裂缝引起的深浅侧向负差异的流体性质识别难题。

3)礁滩相气层孔隙度和有效厚度的乘积累加能直接反映出储层的产能状况，这将为礁滩相储层快速便捷地进行产能预测提供技术依据。

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本文作者：张  筠

作者单位：中国石化集团西南石油局测井公司