川西地区雷口坡组气藏储层特征及其主控因素

程曦?张劲

摘要：近年来，中国石油化工股份有限公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组天然气勘探中取得了重要的进展，川西地区已成为其"十三五"天然气勘探开发增储上产的重点区块。为了进一步认识川西地区雷口坡组储层的特征及控制因素，基于對岩石薄片、岩心等的观察，利用岩心物性和压汞曲线分析资料，结合测井解释成果，研究了该区石羊场—金马—鸭子河地区的储层特征及储层发育控制因素。研究结果表明：①该区雷口坡组发育潮坪相白云岩储层，可划分为上、下两个储层段和一个隔层段;②上储层段储层岩性、储集空间类型和孔喉组合相对简单，以微（粉）晶云岩为主，局部发育相对优质的中孔隙度—低渗透率的微晶云岩储层，主要为孔隙型储层;③下储层段储层岩性、储集空间类型和孔隙结构复杂多样，非均质性强，以（特）低孔隙度—（特）低渗透率储层为主，主要为裂缝—孔隙型储层;④储层纵向上非均质性较强，各类储层呈薄互层交替出现，有效储层厚度介于30.0～56.6 m，但下储层段的累计厚度和整体物性优于上储层段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云岩的分布，为储层发育奠定了岩性基础;⑥潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素;⑦埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成，使得早期形成的孔隙得以较好的保存。基于四川盆地中三叠统雷口坡组的深入研究和油气勘探过程分析，总结了目前有关雷口坡组的基本认识：①烃源复杂且主力烃源层不明确，混源气占多数;②储集层类型多样，既有滩相储层、风化壳岩溶储层，又有微生物岩储层;③储集层层位多，雷一段、雷三段、雷四段均有优质储层发育，但各段优质储层发育的主控因素和形成机理不清楚;④油气成藏机理复杂，过程不明。据此，提出四川盆地中三叠统雷口坡组天然气勘探的关键地质问题有：①气藏主力烃源岩和输导系统问题;②储层类型、成因和分布问题;③气藏成藏过程和机制问题。只有这些关键地质问题的研究取得较大进展，雷口坡组的勘探才有望发现成片成带的规模性天然气藏。

关键词：雷口坡组;烃源岩;储层成因;成藏过程;主控因素

致密砂岩气在现今天然气勘探和开发中具有重要地位。现今世界各国对于致密砂岩气的标准并不一致，根据中华人民共和国石油天然气行业标准，致密砂岩气定义为覆压基质渗透率小于或等于0.1×103μm2的砂岩气层。须家河组是四川盆地致密砂岩气藏开发的主要储集层，形成了众多盆地内储量增长和产量接替的关键性气藏。须家河组气藏遍布整个盆地，但以川中地区最为发育，该区集中了盆地内目前已发现储量的80%，相继在该区发现了八角场气田、广安气田等多个大气田。

川中地区须家河组致密砂岩储层具有物性差、非均质性强、储集空间复杂、层内流体多样性等特点，测井曲线所反映的储层孔隙空间和流体信息很弱，测井计算孔隙度、渗透率参数的精度值较低，测井评价难度极大。目前国内外致密砂岩储层天然气测井评价主要立足于三孔隙度测井资料，系统的综合性陆相致密砂岩天然气测井评价技术较少[7-12]。本文通过对研究区测井资料结合实钻地层岩石资料进行研究，建立研究区科学适用的测井识别图版，提高测井解释曲线油气发现成功率，从而提高低孔渗致密砂岩气藏的勘探开发水平。

1 储层岩石类型分类

根据对须家河组储层镜下薄片资料的统计分析，须家河组储集岩类型主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、石英砂岩等。储层岩石中石英和岩屑含量较高，但长石等不稳定碎屑含量较低，岩石成分成熟度高。见图1、图2。

1.细-中粒岩屑长石砂岩。长石含量21%，岩屑含量17%。岳104井，须二段，2228.61m。（正交偏光）2.中粒岩屑石英砂岩。石英含量76%，岩屑含量16%。岳114井，须二段，2251.91m。（单偏光）3.细粒长石岩屑砂岩，岳104井，须二段，2229m。（正交偏光）4.中-粗粒长石岩屑砂岩，岳112井，须二段，2343.57m。（正交偏光）

石英砂岩：一般位于须家河组须二段和须一段，自然伽马值较低，一般小于25API;补偿中子、体积密度较岩屑类砂岩明显偏低，声波时差较岩屑类砂岩明显变大，为55～90μs/ft，深侧向电阻率一般高于200Ω·m。

岩屑砂岩：广泛存在于须家河组各组段地层中。须二段岩屑砂岩深侧向电阻率10～450Ω·m，自然伽马47～77API，声波时差53～68μs/ft，密度值2.5～2.71g/cm3。

2 储层分类评价

大量存在的岩屑且由于其易发生变形、压实，使得该区砂岩致密化程度高、储渗性能较低，随着岩屑含量的增加，岩性越致密，对储层越不利。致密储层岩石的成分及含量的变化，会对常规测井曲线产生明显的影响。

2.1 储层识别方法

2.1.1 交汇图版法

交汇图版法是利用单层试气资料的测井参数进行交汇来识别气层和非气层的经验方法，该方法能够对气层进行定量的评价。本文选取研究区探井试气气层、测井解释气层（含气层）以及测井解释干层作为研究对象，对选取层的测井参数进行交汇，得到相应层的测井参数极限值。

通过对相应层点的测井及解释参数绘制了AC—POR、RT—POR交汇图（图 4），根据其结果确定了研究区须家河组储层储层流体性质判别的电性判别参考值（表1）。

2.1.2 三孔隙度组合识别法

由于天然气的含氢指数与体积密度比油或水的小得多，因此，当储层空间聚集或充满天然气时，气层的密度要小于油层或水层，中子测井在气层中表现为低值，声波孔隙度测井出现高幅。在研究区探井须家河组试气层段的测井资料显示，气层或气水层相对于其它砂岩段储层而言，呈现出相对较低的密度和中子特征，声波时差曲线明显出现高幅段;试气、试采效果越好，中子测井值相对较低。因此，将中子与密度测井曲线以相反的方向进行刻度，密度值向左增大，中子值向左减小，在气层处密度曲线右偏、中子曲线左偏，两条曲线之间有明显的幅度差，在图上形成明显的闭合区域（图5）。潼南6井测试气层段大部分都可用此法识别出来。

2.2 孔隙度计算

孔隙度表示的是单位体积地层中的孔隙体积，表示孔隙在岩石中总体积所占据的比例大小。在常规九条测井曲线中，密度、中子和声波时差通常用于计算储层的孔隙度。

但是，针对致密砂岩气层，这三条测井曲线均表现出各自的缺陷。首先，声波时差在含气地层中会出现“周波跳跃”现象，即首波幅度明显减小，而无法被记录，使得测量的声波时差比实际值大，如果这种现象持续出现，就会形成“周波跳跃”现象。其次，中子孔隙度在含气地层中，会出现“挖掘效应”，即地层含有天然气时，一部分孔隙空间的水被气代替，天然气使孔隙度中含氢指数减小，甚至比水还小，相当于挖掘了一定体积的骨架，生成了一个负的含氢指数附加值，就形成“挖掘效应”。这两种情况下，研究人员无法使用对应的测井曲线计算储层的孔隙度，否则会造成巨大的误差。因此，只有密度测井曲线可以用于孔隙度计算，即使密度测井也受到井径的影响，但可通过测井仪器消除。

如图6所示，该图为孔隙度POR和密度DEN交会图，图中数据来自于所选研究区，从图中可以明显看出，POR和DEN之间具有明显的线性相关性。通过对图中数据进行线性回归，可以得到研究区的孔隙度计算模型，如式（1）所示，两者的相关系数达到0.85。

POR = -28.90 ×DEN + 80.48

式中：POR為孔隙度，%;DEN为密度，g/cm3

2.3 饱和度计算

致密砂岩气层的识别以 Archie 公式为基础。通过对研究区须家河组地层岩石资料及常规测井资料统计分析，得出须二段、须四段储层中泥质含量低，主要储集空间为粒间孔、应力产生缝，故适用于阿尔奇公式进行储层含水饱和度计算。

Archie公式标准形式：

式中：a—与岩性有关的系数，一般为0.6～1.5;

b—与岩性有关的系数，一般接近1，常取1;

m—胶结指数，取值区间：1.5～3，常取2左右;

n—饱和度指数，取值区间：1～4.3，以1.5～2.2居多，常取2;

Rw—地层水电阻率;

Sw—岩石含水饱和度。

式中，对于同一研究区域的致密砂岩气层而言，参数a、b和地层水电阻率Rw都是固定值，由于没有亲油润湿性的影响，饱和度指数n值也是统一值，虽然孔隙结构存在差异，但是，就同一层位而言，胶结指数m也无明显差别，可以认定为定值。剩下的参数中，储层电阻率Rt可以从测井曲线中读取，孔隙度可以通过前面的模型计算，通过这些参数，就可以得到含水饱和度Sw，进而确定储层中的含气饱和度Sg。

为了更直观地识别致密砂岩气层，绘制含气饱和度Sg和孔隙度POR交会图（图5，图中数据来源于所选研究区，通过趋势线划分，建立研究区气层识别图版。根据建立的致密储层段识别图版，对研究区须家河组某段进行处理，能够较好地识别致密砂岩气层，如图6所示。

3 结论

常规测井的普遍性以及其测井序列的经济性决定了其在致密砂岩气层勘探、开发过程中具有广泛应用。本文以四川盆地川中地区的须家河组致密砂岩气层为研究对象，通过对研究区地层岩石物性特征、储层常规曲线响应特征进行综合分析，建立研究区孔隙度模型;最后，根据Archie公式，建立了研究区致密砂岩气层的识别图版，图版的符合率为89%，实现了利用常规测井资料评价川中须家河组致密砂岩储层的目的。

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作者简介：程曦（1991—），女，四川眉山人，工程师，研究方向：油气地质。

（作者单位：1.成都理工大学;2.西南油气田分公司勘探事业部;3.西南油气田分公司勘探开发研究院）