萨曼杰佩气田老测井资料处理解释与储层评价

摘 要

摘要：针对土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田测井资料存在系列老、项目少、早期探井和后期开发井测井项目不统一的现状，通过不同测井资料间的相关分析，合理选用已有测井系列的测
摘要：针对土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田测井资料存在系列老、项目少、早期探井和后期开发井测井项目不统一的现状，通过不同测井资料间的相关分析，合理选用已有测井系列的测井资料，建立人工拟合声波曲线的统计数学模型；通过对中子伽马资料进行非线性校正，保证了测井解释评价资料的相对合理和统一。在此基础上，按照统一的测井解释模型和参数完成了气田内50余口老测井资料的精细处理解释，进而完成了储层的纵向分布特征和横向展布特征分析。研究表明：该区硬石膏灰岩互层中储层发育少而薄，横向分布不稳定；层状灰岩上部储层发育好且横向分布稳定，下部储层发育差且横向分布不稳定；块状灰岩储层发育好，厚度大且横向分布稳定。
关键词：土库曼斯坦；阿姆河右岸；储集层；石灰岩；测井数据；处理；解释；应用；评价
    萨曼杰佩气田是土库曼斯坦阿姆河右岸最大的整装气田，也是唯一投入开发过的气田。该气田1970年上报容积法储量数百亿立方米，1986年12月底正式投入开发，10～14mm油嘴，生产压差2～3MPa，平均单井产量(40～50)×104m3/d，高峰期开井28口，年产气33×108m3。前苏联解体后，土库曼斯坦天然气出口受阻，萨曼杰佩气田也于1993年4月全面停产封存。为了实现阿姆河天然气公司在2009年底实现年供气50×108m3的工作目标，需要尽快重新对萨曼杰佩气田进行储层评价、储量复算，并在此基础上编制开发调整方案。由于萨曼杰佩气田几乎无可以有效利用的岩心资料，因此所有工作的基础只能依靠对气田老测井资料的处理解释。
1 气田老测井资料的合理应用
1.1 测井曲线相关分析和人工拟合声波曲线
    通过不同测井资料间的相关性分析，确定选用自然伽马、中子伽马和电阻率资料建立人工拟合声波曲线的统计数学模型[1]：
 AC=83.0590327+0.4878012GR-0.0029265RT-13.7667525NEUT
      R=0.89
式中：AC为声波曲线预报值，μs/ft；GR为自然伽马曲线值，mkr/h；RT为侧向电阻率值，Ω·m；NEUT为中子伽马曲线值，nAPI；R为复相关系数。
统计数学模型的复相关系数达0.89，统计量F=7834，表明所建立的人工拟合方程是“高度显著”的；再将人工拟合的声波曲线与实际测量的声波曲线进行对比(图1)，二者形态一致性良好，曲线大部分近于重合，表明选用人工拟合声波曲线大体上可以满足计算地层孔隙度的基本需要。
 
1.2 中子伽马资料的非线性校正
    理论上中子伽马资料可用于计算储层孔隙度，但由于研究区目的层存在天然气和高矿化度地层水的影响，使得中子伽马测量的计数率变化幅度很小，无法反映储层真实的孔隙度变化特征，因此需要对其进行非线性校正，具体非线性校正公式为：
    NEUT=NEUTn
式中：n为非线性校正系数，取0～2。
    非线性校正后，中子伽马曲线幅度变化的灵敏性有很大提高，可以满足孔隙度计算的要求(图2)。
 
    通过上述技术处理后，基本保证了在现有条件下测井解释评价资料的相对合理和统一。
2 储层参数定量计算
2.1 泥质含量的计算
    萨曼杰佩气田卡洛夫牛津阶碳酸盐岩中自然放射性的增高基本都对应着电阻率、中子伽马值的降低和声波时差的增高，说明高放射性是由泥质所致，因此可用自然伽马值计算泥质含量。
    先用下式计算相对自然伽马增量(AGR)：
    △GR=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)
式中：GRmax=14mkr/h；GRmin=1.5～3.5mkr/h。
    然后用土库曼斯坦方面使用的经验公式计算泥质含量：
    Vsh=0.65△GR1.9
2.2 孔隙度的计算
2.2.1利用声波资料计算孔隙度
利用声波资料采用威里时间平均公式计算孔隙度[2～3]：
 
式中：△tma为岩石骨架时差，由于现有测井资料不能求取实际矿物成分，故本次解释时选择卡洛夫-牛津阶的主要矿物方解石的理论时差值(47.5μ/ft)作为岩石骨架时差；△tf取地层水时差值，即189μs/ft；△tsh为泥质时差，取平均值75μs/ft。
2.2.2利用中子伽马值计算孔隙度
利用中子伽马值计算孔隙度主要采用相关比较法，即将目的层的测量值与另外两个已知孔隙度的区域性标准层的测量值进行比较来计算其孔隙度：
 
式中：N为目的层的中子伽马测量值，nAPI；N1为致密岩石中子伽马值，即最大值，nAPI；N2为纯泥岩中子伽马值，即最小值，nAPI；φ1为致密岩石孔隙度，取1%；φ2为纯泥岩孔隙度，取22%。
2.3 含水饱和度的计算
萨曼杰佩气田主要目的层XVp、XVm的主要储集类型为孔洞型，裂缝发育，有一定的泥质含量，且目前难于确定饱和度参数，为此选用分散泥质的西门度方程求取含水饱和度：
 
式中：Rt为深探测电阻率，Ω·m；Rxo为浅探测电阻率，Ω·m；Sw为地层含水饱和度，%；Sxo为钻井液侵入带含水饱和度，%；Rc1为泥质电阻率，Ω·m；Vc1为泥质体积含量，%；Rmf为钻井液滤液电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω·m；C为系数，C=1～2。
含水饱和度计算总体上获得了满意的结果，对于无电阻率资料的井(早期探井)，可利用气层段的孔隙度与含水饱和度关系反算出气水界面以上的含水饱和度值。
3 储层综合评价
3.1 有效储层标准确定
    由于没有增加新的资料，借用原土库曼斯坦方面研究结论，将5%作为有效孔隙度下限值，再根据气田内多口单井纯气层段解释的孔隙度和含水饱和度建立关系式，确定含水饱和度上限值为50%。
3.2 储层纵向发育特征
    根据上述有效储层标准，对萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津阶主要目的层硬石膏灰岩互层(XVac)、层状灰岩(XVp)、块状灰岩(XVm)进行了测井资料精细处理，其参数处理结果如表1所示。
表1 萨曼杰佩气田储层段测井解释物性参数统计表
层位
φ(%)
K(10-3μm2)
井数
范围值
均值
井数
范围值
均值
XVac
49
5.3～14.1
8.0
49
2.67～15.17
6.58
XVp
47
6.2～14.7
10.2
47
3.98～16.02
9.66
XVm
44
5.5～17.0
10.7
44
3.08～19.22
10.47
3.2.1硬石膏灰岩互层(XVac)
    主要发育在厚层膏岩或灰质膏岩所夹的较薄层状灰岩中，单层厚度较薄。据统计，在139段有效储层中，单层厚度小于1m的有80层，占57.6%；1～3m的有50层，3～5m的有8层，大于5m的仅1层。这些储层孔隙度不高，无Ⅰ类储层，Ⅱ类储层占14.80%，而Ⅲ类储层占了85.20%。
3.2.2层状灰岩(XVp)
    储层主要发育层状灰岩的在上部，单层厚度相对较大(最大单层厚度10m以上)，横向分布稳定。据统计，在178段有效储层中，单层厚度小于1m的有54层，占30.3%，大于5m的有20层。它们的单层厚度和物性都明显优于硬石膏灰岩互层，但Ⅰ类储层仍极少，仅占1.77%，Ⅱ类储层占33.02%，Ⅲ类储层占65.21%。
3.2.3块状灰岩(XVm)
    块状灰岩中储层厚度大(最大单有效储层厚度40m以上)。据统计，在154段有效储层中，单层厚度大于5m的有50层，占32.5%，明显好于层状灰岩。它们物性也好，孔隙度最高可达20%以上，但从上向下有逐渐变差的趋势。Ⅰ类储层占21.87%，Ⅱ类储层占37.87%，Ⅲ类储层占40.28%。
    总体上说，通过储层横向对比可以看出，硬石膏灰岩互层(XVac)储层发育少而薄，横向分布不稳定；层状灰岩(XVp)上部储层发育好且横向分布稳定，下部储层发育差且横向分布不稳定；块状灰岩(XVm)储层发育好，厚度大且横向分布稳定。
3.3 储层横向展布特征
在储层横向对比的基础上，编制了层状灰岩(XVp)、块状灰岩(XVm)有效储层等厚图(图3、4)，层状灰岩有效储层厚度0～20m，不完全受构造控制，在Sam-17、Sam-15、Sam-6井区还受岩性控制；总体上高值区位于构造高部位，同时在构造高部位又分为东、西两个高值区(厚度大于15m)，而中部有一个较明显的低值区。块状灰岩有效储层厚度0～90m，完全受构造控制。高值区位于构造高部位，最厚区在Sam-123～Sam-51～Sam-53井一线(厚度大于70m)。
 
4 结论
    通过对萨曼杰佩气田现有测井资料的合理应用研究，完成了气田内50余口老测井资料的精细处理解释，其解释结果与试油结论吻合程度高、效果好，达到了对气田储层进行综合评价、储量复算和地质建模的目的，为气藏精细描述和开发调整方案的编制奠定了良好的基础。
参考文献
[1] 胥泽银.多元统计方法及其程序设计[M].成都：四川科学技术出版社，1999.
[2] 曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京：石油工业出版社，1991.
[3] 车卓吾.测井资料分析手册[M].北京：石油工业出版社，1995.
 
(本文作者：包强 陈虹 张晓东 尹平 代琤 杨锐 川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院)