X井礁滩储层测井精细评价

摘 要

摘要：在介绍四川盆地东北地区下三叠统飞仙关组和上二叠统生物礁测井解释的经验和技术基础上，对X井飞仙关组、长兴组的地质和储层特征进行了对比分析，并充分利用该井的常规测井
摘要：在介绍四川盆地东北地区下三叠统飞仙关组和上二叠统生物礁测井解释的经验和技术基础上，对X井飞仙关组、长兴组的地质和储层特征进行了对比分析，并充分利用该井的常规测井和成像测井的信息，精细地评价了该井的礁滩储层，准确地进行了气水解释，较为精确地获得了储层的参数。研究认为：在飞仙关和长兴组同时找到的礁滩叠合体具有储层发育程度高、溶蚀作用强、产量高的特点，具有较大的勘探潜力，这也得到了试油结果的验证；有效的测井组合是常规测井、电阻率成像、阵列声波、重复式地层测试器，可选择的是核磁共振测井，该井气层的测井解释成功为LG地区油气勘探提供了技术支持。
关键词：四川盆地；生物礁；鲕滩；储集层；参数；测井；计算；识别
0 引言
    X井是四川盆地LG地区的一口探井，完钻井深6530m。该井同时钻遇下三叠统飞仙关组鲕滩和上二叠统生物礁储层，由于钻井速度太快，录井未发现明显的大段白云岩和生物礁，无油气显示，加上储层埋藏较深，因此测井资料必须回答是否发育生物礁和鲕滩储层？产气还是产水？并要求提交较为精确的储层参数。
1 飞仙关组鲕滩和长兴组生物礁的测井特征和识别方法
1.1 飞仙关组鲕滩的测井识别
    鲕滩是在高能氧化环境下的产物，岩石成分较纯，因此，表现为“三低”特点，即低泥质含量、低自然伽马和低铀[1～2]。如果没有发育储层，其密度、声波时差、中子测井响应值与石灰岩骨架理论值接近。如果有白云化或石膏相伴，密度值则升高。由于沉积结构、构造主要表现为致密块状或大型交错层理，地层倾角处理成果表现为杂乱模式或空白模式，即倾角成果图中倾角、倾向杂乱或无矢量点。这种特征在电成像测井图上表现为相对亮色的特征(图1)。但由于鲕滩在成岩过程中易白云岩化和溶蚀成孔洞形成储层，其测井特征更加明显易于识别[3～6]。
1.2 长兴组生物礁的测井识别
    根据对川东生物礁的研究成果，总结了根据长兴组和飞仙关组的地层厚度、飞一段泥质含量与岩性特征、礁体的披覆现象和礁体本身的测井响应特征等来识别生物礁的方法[7～8]。
    生物礁的高能环境决定了不论礁体是否白云石化或白云化程度如何，礁相自然伽马幅度值比正常的长兴组石灰岩值低，通常小于15API，一般在9～12API之间，且无铀自然伽马值也低于周围岩石，同时具有较高的电阻率值，补偿中子和补偿声波值与致密石灰岩一致。由于成层性差、无层理和高电阻率，地层倾角为杂乱模式或无矢量点的空白模式；成像测井的静态和动态图显示颜色较为均一致密块状特征。礁滩相自然伽马值略高，识别相对困难，易发育储层，可根据与礁核的关系和成像测井的岩石结构特征加以识别。测井解释X井生物礁厚度约36m。
2 储层测井精细评价
2.1 储层测井特征及识别方法
    对于孔隙结构相对均一孔隙型储层，无论孔隙内含气或含水，通过常规测井资料均能较好地识别。但是，由于碳酸盐岩储层的严重非均质性，需要结合多种测井方法才能较为准确地识别有效储层。通常采用成像测井和阵列声波相结合的方法。
2.1.1飞仙关组鲕滩储层识别
    X井飞仙关组鲕滩储层与川东北地区具有相似性，其特点是溶蚀作用强烈，孔隙度高，数字处理结果平均孔隙度11.025%；以溶蚀的孔洞为主，孔洞的大小不均，分布相对均匀，和长兴组有较大的区别；裂缝不发育。储层类型为裂缝孔隙型和孔隙型。岩性测井曲线显示储层岩性主要为白云岩。储层的测井特征为自然伽马低值，双侧向电阻率中低值，补偿中子、声波、密度测井曲线同时呈高孔隙度特征，井径规则并且明显缩径(图2)，纵波、横波和斯通利波速度降低，能量衰减[9]。
 
2.1.2长兴组生物礁储层识别
    根据成像测井解释结果，X井长兴组生物礁储层特点是孔洞的大小和分布具有更强的非均值性，洞径比飞仙关组储层大；裂缝相对飞仙关储层发育，成像测井处理有效裂缝密度为2.47条/m，沿裂缝具有较强的溶蚀作用，对产能的贡献大；储层孔隙度较飞仙关组的低，平均孔隙度4.78%。储层类型为裂缝-孔隙型。生物礁储层岩性为白云岩和灰质云岩或白云质灰岩。储层的测井特征为低自然伽马、中低电阻率和低密度，高声波时差和较高补偿中子孔隙度，井径有轻度缩径现象(图3)。
 
2.2 储层孔、渗、饱参数计算
X井礁滩储层的解释分别采用了交会孔隙度、声波孔隙度和神经网络方法计算，解释参数参照川东北地区的经验和岩电参数。其中，飞仙关组3种方法处理的孔隙度参数一致，绝对误差小于1%。而长兴组3种方法的结果差异相对偏大，主要是岩性和孔洞缝非均质的影响，通过分析选用了交会方法计算孔隙度(图4)。
 
    通过解释处理，飞仙关组在6048～6126m井段共解释了4个气层2个含气层，主要为Ⅰ类储层，有效储层厚度55.5m，平均孔隙度11.025%，平均渗透率106×10-3μm2，平均含气饱和度92.8%：长兴组在6202～6472m井段共解释了1个气层7个含气层，主要为Ⅱ、Ⅲ类储层，有效储层厚度23.8m，平均孔隙度4.78%，平均渗透率4.29×10-3μm2，平均含气饱和度91.7%。
2.3 气水识别
根据分析，视孔隙度法、纵横波速度比法(vp/vs)和孔隙度与含水饱和度交会法(φ-Sw)适合LG1井长兴组和飞仙关组储层流体性质判别。
对以孔隙为主的白云岩或石灰岩储层来说，如果纵横波速度比值落在白云岩或石灰岩线以下，解释为气；反之，解释为水。飞仙关组和长兴组经过岩性校正后纵横波速度比与孔隙度的交会点主要分布于白云岩线以下方，表明流体类型为气层(图5)，与该段测试产气相符合。
 
3 结论
    1) 用川东北的解释方法解释LG地区礁滩储层是可行的。
    2) 该井在飞仙关和长兴组同时找到了礁滩叠合体且储层发育程度高，溶蚀作用强，产量高，证明该区具有较大的勘探潜力。
    3) 该地区有效的测井组合是常规测井、电阻率成像、阵列声波、重复式地层测试器。选择的测井项目是核磁共振。
参考文献
[1] 刘划一，余晓锋，杨雨，等.川东上二叠统生物礁气藏特征及形成条件研究[R].成都：四川石油管理局地质勘探开发研究院，1998.
[2] 沈明道，狄明信.矿物岩石学及沉积相简明教程[M].东营：石油大学出版社，1996.
[3] 沈平，赵佐安.川东北部飞仙关组鲕滩气藏的发现及气藏特征[J].西南石油大学学报，2007，29(1)：1-4.
[4] 张树东，司马立强.基于测井新技术解释有效裂缝发育规律[J].西南石油大学学报，2007，29(1)：23-25.
[5] 王一刚，文应初，洪海涛，等.川东北三叠系飞仙关组深层鲕滩气藏勘探目标[J].天然气工业，2004，24(12)：5-9.
[6] 张树东，贺洪举，杨仁林.川东北地区飞仙关组储层测井综合研究[R].重庆：四川石油管理局测井公司，2002.
[7] 四川油气区石油地质志编写组.中国石油地质志：卷10四川油气区[M].北京：石油工业出版社，1989.
[8] 任兴国.四川盆地东北部地区长兴组-飞仙关组礁、滩储层测井识别研究[R].重庆：四川石油管理局测井公司，2000.
[9] 唐雪萍，刘开.LG1井FMI处理解释报告[R].成都：四川石油管理局地质勘探开发研究院斯伦贝谢评价组，2006.
 
(本文作者：张树东1，2 齐宝权2 贺洪举2 杨仁林2 罗利2 周肖3 刘萍英2 1.西南石油大学；2.川庆钻探工程公司测井公司；3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院)