程 麗 馮明剛 王 昆 李素蘭

（中國石化勘探分公司研究院，四川 成都 610041）

千佛崖組復雜致密砂巖儲層參數計算方法研究

程 麗 馮明剛 王 昆 李素蘭

（中國石化勘探分公司研究院，四川 成都 610041）

千佛崖組儲層主要發(fā)育低孔、低滲致密儲層，儲層巖石類型及儲集空間類型復雜，且儲層流體性質多樣，導致精確計算儲層巖石礦物組分及物性參數面臨困難。通過巖心刻度測井資料，針對不同巖性及不同類型儲層，形成了基于巖石物理體積模型和多參數數理統(tǒng)計分析為基礎的孔隙度計算模型；建立了以巖心孔滲關系為基礎的滲透率計算模型；明確了千佛崖組地層巖電參數及地層水參數取值，建立了適合本區(qū)千佛崖組的飽和度計算方法。將所建模型計算的儲層參數與巖心分析數據進行對比分析表明，測井計算精度較高，能夠滿足該區(qū)儲層參數計算的精度要求。

復雜致密砂巖 儲層類型 儲層參數計算 千佛崖組

0 引言

千佛崖組主要為濱淺湖—三角洲沉積環(huán)境，地層以泥頁巖為主，局部發(fā)育細—粉砂巖、粉砂質泥巖、炭質泥巖等。儲層主要發(fā)育于千佛崖組二段致密砂巖段，儲層巖石類型復雜，包括巖屑長石砂巖、巖屑石英砂巖和粉砂巖等，孔隙類型主要為粒間黏土礦物晶間微孔隙和長石粒內溶孔。巖心物性資料分析表明孔隙度在0.9%～7.2%，平均孔隙度為3.5%，滲透率為0.001～2.65 mD，為低孔低滲致密砂巖儲層。近年來，繼元壩地區(qū)X9井在千佛崖組測試獲得工業(yè)油氣流之后，川東北元壩、川東南涪陵區(qū)塊中多口井在侏羅系千佛崖組（涼高山組）地層鉆遇良好油氣顯示，目前在巴中和涪陵地區(qū)部分井又測試獲得工業(yè)油氣流，展示了千佛崖組地層良好的勘探前景［1-3］。為滿足勘探生產及儲量參數研究需要，本次研究選取巴中地區(qū)具有豐富取心資料的關鍵井，利用巖心刻度測井資料，通過地質與測井相結合的方法，對千佛崖組致密砂巖儲層參數進行敏感性分析及數理建模，優(yōu)選出適合千佛崖組儲層參數計算的模型。綜合分析認為，本次研究所建模型計算得出的儲層參數與巖心分析數據較為吻合，計算精度滿足《石油天然氣儲量計算規(guī)范（DZ/T0217-2005）》的要求，有力地支撐了勘探生產工作。

1 儲層類型

根據常規(guī)測井與FMI成像測井資料分析認為，千佛崖組儲層主要分布在千二段巖屑砂巖及油氣顯示活躍的泥巖段。儲層巖性以細—粉砂巖、泥質粉砂巖和粉砂質泥巖為主。按照儲層的巖性組合特征可將儲層分為孔隙型儲層、裂縫—孔隙型儲層、裂縫型儲層以及泥巖裂縫型儲層。

孔隙型儲層。巖性以細砂巖為主，基質孔隙較發(fā)育，裂縫不發(fā)育。其在電測曲線呈低自然伽馬值（43～65 API）、低密度（2.52～2.65 g/cm3）、相對高中子（5%～18%）、相對高聲波時差（大于55 μs/ft）、相對低電阻率（70～450 Ω·m）塊狀基質孔隙儲層特征。

裂縫—孔隙型儲層。巖性主要為細砂巖，儲層類型以孔隙型為主，局部有裂縫發(fā)育。其電測曲線呈中—低自然伽馬值（小于50 API）、低密度（2.48～2.64 g/cm3）、高中子（5%～10%），高聲波時差（54～70 μs/ft）、相對低電阻率（100 Ω·m左右）特征。其中聲波時差伴有一定跳波現(xiàn)象；雙側向電阻率局部有一定差異；FMI成像圖可見裂縫特征。

裂縫型儲層。巖性主要為細—粉砂巖，常規(guī)測井及偶極聲波衰減變密度圖可見裂縫特征明顯。電測曲線呈中低自然伽馬值（45～70 API）；三孔隙度曲線與電阻率曲線呈尖刺狀特征，且對應性較好。其中聲波時差明顯增大（75～98 μs/ft），密度相應降低（2.43～2.65 g/cm3），中子相應增大（13%～35%）；電阻率值為相對低阻特征，裂縫發(fā)育段在斯通利波衰減變密度圖上可見明顯的“人字形”干涉條紋。

泥巖裂縫型儲層。巖性主要為粉砂質泥巖、泥巖。電測曲線呈中高自然伽馬值（60～90 API）；聲波時差明顯增大，密度相應降低，中子相應增大；電阻率值在高骨架值背景下呈塊狀降低特征；當裂縫發(fā)育時，聲波時差明顯跳躍增大；裂縫較發(fā)育。

2 測井建模的技術方法

針對千佛崖組致密砂巖儲層，主要采用兩種方法建模：一種是以地質資料為基礎，首先對巖心、薄片以及鉆、錄、測井資料進行分析，開展四性關系研究，通過測井曲線敏感性分析法，優(yōu)選出與儲層參數相關性較好的測井曲線，并以此進行數理擬合建立區(qū)域性經驗公式；另一種是在測井巖石礦物模型和體積模型的基礎上，結合地質特征和測試資料情況完善解釋模型參數，建立響應方程式來求儲層參數。最終運用兩種方法建立的不同測井解釋模型對研究區(qū)關鍵井進行常規(guī)測井資料精細處理，并結合巖心分析資料對處理結果進行對比分析，優(yōu)選出最合適的測井解釋模型。

3 儲層參數計算

3.1 測井資料分析

巴中地區(qū)千佛崖組地層的測量項目較齊全井有6口井，其中取心井有3口，取心收獲率均為100%。在利用巖心刻度測井數據建立儲層參數計算模型前，根據小巖心樣分析密度值與測井密度曲線的對應關系，結合巖性描述資料對取心井進行巖心歸位，以確保本次研究所建模型的可靠性。具體資料情況見表1?？傮w而言，測井及巖心資料較為豐富，能夠滿足儲層參數建模及參數計算精度分析的要求。

表1 研究區(qū)千佛崖組（涼高山組）鉆井取心及分析化驗資料統(tǒng)計表

3.2 孔隙度計算

千佛崖組儲層類型多樣，不同巖性不同儲層類型的儲集層需根據具體情況選擇合適的孔隙度計算模型。細砂巖 — 粉砂巖類裂縫型儲層和泥巖裂縫型儲層由于受裂縫影響，常規(guī)測井曲線計算的孔隙度不能完全反映儲層孔隙大小，一般結合成像測井進行半定量評價［4］。因此筆者僅針對細砂巖類基質孔隙發(fā)育的孔隙型儲層進行孔隙度計算。主要通過巖心刻度常規(guī)測井資料，進行敏感性參數分析，采用多參數數理統(tǒng)計分析及巖石物理體積模型［5］來優(yōu)選孔隙計算模型。

3.2.1 敏感性參數分析

千佛崖組細砂巖類孔隙型儲層基質孔隙儲層發(fā)育，三孔隙度曲線中，巖性密度曲線與巖心孔隙度相關性最好，相關系數為0.847；因此，針對細砂巖類孔隙型儲層可采用密度體積模型和將巖性密度作為敏感參數通過擬合法進行數理建模，確定對應細砂巖地層孔隙度計算模型。

3.2.2 數理統(tǒng)計建模

采用三孔隙度曲線（巖性密度、聲波時差、補償中子）與巖心孔隙度的線性相關關系可建立研究區(qū)敏感參數擬合法計算孔隙度公式為：

式中，POR為密度孔隙度，%；ω（X）為敏感曲線測井值；a、b為地區(qū)經驗參數。

考慮到不同地區(qū)巖性密度不僅與地層孔隙度大小有關，其特征值大小還受地層泥值含量等其他地層參數影響，擬合建模公式中參數a、b各不相同，利用擬合數理建模法計算的孔隙度沒有考慮不同地區(qū)泥質及礦物成分的影響，不能完全反映地層特征，局限性較強，適用性較差。

3.2.3 巖石物理體積模型

千佛崖組細砂巖類孔隙型儲層采用巖性密度體積模型，排除泥質的影響，其計算細砂巖地層孔隙度計算精度較高（式2）。而對于泥質含量較高的粉砂巖地層該模型應用效果較差，采用聲波時差體積模型計算精度較高（式3）。

體積密度計算孔隙度公式：

式中，PORD為密度孔隙度，%；DEN、Dgma分別為密度測井值、巖石密度骨架值；Df、Dsh分別為流體密度值及泥巖密度測井值；Vsh為泥質含量，%。

聲波時差計算孔隙度公式：

式中，PORA為聲波孔隙度，%；AC、Tma分別為聲波時差測井值、巖石聲波骨架值；Tf、Tsh分別為流體聲波時差值、泥巖聲波時差值，μs/ft；CP為壓實校正系數。

3.3 滲透率計算

地層滲透率是指巖層在一定壓差下流體的滲流能力。它是評價油層好壞的重要指標之一。滲透率主要受到粒度中值、黏土含量、孔隙度和束縛水飽和度等地質因素的綜合影響［5-6］，目前較為常用的滲透率計算方法是Timur公式和巖心孔滲關系法。其中，Timur公式主要是根據孔隙度和束縛水飽和度來確定；巖心孔滲關系法是通過分析巖心滲透率與其主要影響因素的關系來建立區(qū)域性的滲透率計算模型，計算公式及其經驗參數隨研究區(qū)域不同有所差異。針對研究區(qū)千佛崖組地層特點，分別采用孔隙度和束縛水飽和度法（Timur公式）和數理建模法進行滲透率計算研究。

3.3.1 孔隙度和束縛水飽和度確定滲透率

影響滲透率的主要地質因素中，孔隙度與束縛水飽和度的影響情況相反：巖石比表面越大，即表明其孔隙越小，孔隙結構越復雜，孔隙表面對流體流動的阻滯作用越大，滲透率越小。因此，孔隙度和束縛水飽和度這種相關關系可以確定滲透率，較為常用的即Timur公式（式4）：

式中，Swb為束縛水飽和度，%；φ為孔隙度，%；K為絕對滲透率，mD；C為地區(qū)經驗參數，一般取0.136。

3.3.2 巖心分析資料建立滲透率計算模型

該滲透率模型建立在巖心物性分析的基礎上，通過巖心滲透率與巖心孔隙度交會分析，采用數理建模計算公式作為儲層滲透率的計算模型。不同地區(qū)的經驗公式及參數各不相同，該方法僅針對區(qū)域有巖心分析資料的情況可采用關鍵因素進行數理建模，形成經驗計算模型。

圖1為X17、X173以及X175井千佛崖組細砂巖孔隙型儲層巖心孔隙度與巖心滲透率交會圖，從圖1可知，滲透率為0.006～0.087 mD，儲層滲透率主要分布在0.001～0.087 mD。其相關關系如下：

式中，y為滲透率，mD；x為孔隙度，%；R為相關系數。

圖1 X17、X173以及X175井千佛崖組細砂巖孔隙型儲層巖心孔隙度與巖心滲透率交會圖

3.4 應用效果檢驗

3.4.1 孔隙度計算成果檢驗

細砂巖類孔隙型儲層以基質孔隙為主，巖石類型及礦物含量變化較小，巖性對密度測井值的影響相對穩(wěn)定，在井眼條件較好的情況下密度曲線一定程度上主要反映地層孔隙發(fā)育情況，因此針對千佛崖組細砂巖類孔隙型儲層采用密度體積模型（式2）計算的地層孔隙度精度較高，能夠滿足《石油天然氣儲量計算規(guī)范（DZ/T0217-2005）》的要求。

圖2 X173井細砂巖類孔隙型儲層段測井孔隙度與巖心孔隙度對比分析圖

如圖2為X173井細砂巖類孔隙型儲層段測井孔隙度與巖心孔隙度對比分析圖，其中測井計算孔隙度與巖心孔隙度大小及變化趨勢相符，僅局部有4個巖屑砂巖樣點的孔隙度與測井孔隙度匹配性較差，其對應自然伽馬高值，測井計算孔隙度受巖性和泥質含量影響，可將其視為奇點。去掉奇點后的測井孔隙度與巖心孔隙度交會圖顯示相關性較好，相關系數為0.865。同理X17井細砂巖孔隙型儲層采用密度體積模型計算的孔隙度精度較高，與巖心孔隙度相關系數為0.936。

在泥質含量相對較高的粉砂巖、泥質粉砂巖地層，局部容易出現(xiàn)井擴現(xiàn)象，此時密度曲線受影響較大，而聲波時差曲線受井眼條件影響較小，且在千佛崖組泥質粉砂巖地層與巖石顆粒及泥質含量響應較為敏感，一定程度上可以反映地層巖性及孔隙特征。應用聲波體積模型處理計算該類地層孔隙度與巖心孔隙度較吻合，可以滿足研究區(qū)解釋精度的要求。

圖3為F4井泥質粉砂巖地層測井孔隙度與巖心孔隙度對比分析圖，圖3a為F4井千佛崖組泥質粉砂巖類低孔地層測井解釋成果圖，由圖3a可以看出，測井計算孔隙度與巖心孔隙度整體上較為吻合，僅局部裂縫相對發(fā)育，去掉受裂縫影響較大2個巖樣點后，測井孔隙度與巖心孔隙度整體相關性較好。如圖3b測井孔隙度與巖心孔隙度交會圖顯示，相關系數R達到0.845，能夠滿足孔隙度計算精度的要求。

3.4.2 滲透率計算成果檢驗

圖4為X175井通過巖心擬合方法（式5）建立的新模型計算的滲透率精度分析圖與采用常規(guī)滲透率Timur公式（式4）計算的滲透率精度對比分析圖。其中，Timur公式在千佛崖組致密砂巖地層應用效果較差，計算滲透率的精度較低，僅能達到反映儲層滲透率變化趨勢的程度。分析其原因可知，研究區(qū)千佛崖組地層非均質性較強，儲層具有復雜性，影響滲透率的因素眾多，尤其局部裂縫的發(fā)育對滲透率的影響較大。而Timur公式主要是根據孔隙度和束縛水飽和度來確定滲透率，該計算模型難以囊括所有的影響因素。而運用巖心數據擬合方法新建的滲透率計算模型處理精度可以得到明顯提高，該方法能夠較為客觀地反映頁巖在地下的真實滲透率特征。需要注意的是巖心孔滲關系法計算得到的滲透率主要表征基質滲透率，裂縫對儲層滲透率的影響仍難以確定，但在孔隙型儲層應用該方法進行滲透率估算，效果相對較好。

圖3 F4井泥質粉砂巖地層測井孔隙度與巖心孔隙度對比分析圖

圖4 X175井千佛崖組新老模型計算的滲透率對比圖

根據計算成果統(tǒng)計，X175井細砂巖孔隙型儲層巖心分析滲透率平均值為0.016 mD，測井計算的滲透率平均值由原滲透率模型計算的0.245 mD，變?yōu)?.017 mD。多口井處理成果表明，新建立的滲透率模型能更好地反映儲層滲透率情況。

4 結論

千佛崖組巖性復雜、非均質性較好，巖石顆粒變化直接影響儲層特征參數計算模型，分巖性建立孔隙度、滲透率計算模型，大幅提高了孔隙度、滲透率的計算精度，能夠有效解決千佛崖組儲層參數的計算難題。

1）孔隙度計算方面。細—粉砂巖類孔隙型、裂縫—孔隙型儲層用體積密度模型計算孔隙度精度高；泥質含量較高的泥質粉砂巖類地層采用聲波時差模型處理地層巖性及孔隙性效果較好；裂縫型儲層及泥巖裂縫型儲層需結合巖心、FMI成像、偶極聲波等特殊資料綜合定性識別和半定量評價。

2）滲透率計算。研究認為致密砂巖滲透率計算采用孔隙度和束縛水飽和度關系應用效果較差，運用巖心分析的巖屑砂巖孔隙度與滲透率建立模型計算效果較好；對于涪陵地區(qū)泥質含量較高的地層由于滲透率分布規(guī)律差，不可采用該方法。

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（編輯：盧櫟羽）

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2095-1132（2016）05-0010-05

10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 05. 003

修訂回稿日期：2016-09-06

程麗（1985-），女，碩士，工程師，從事測井解釋及儲量研究工作。E-mail：colfigo@sina.com。