礁滩相碳酸盐岩气藏气层下限标准研究

靳秀菊 姜贻伟 刘志远 毕建霞 万晓伟

（中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳 457001）

礁滩相碳酸盐岩气藏气层下限标准研究

靳秀菊 姜贻伟 刘志远 毕建霞 万晓伟

（中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南 濮阳 457001）

普光气田是中石化在川东北探区首个投入开发的大型礁滩相碳酸盐岩气田。由于气田埋藏深、储层储集空间类型多样、储层物性在纵横向上差异大，且具有多套气水系统等特征，导致物性较差的Ⅲ类气层和气水过渡带处气、水层识别难度大。本文在储层储集空间类型判别基础上，利用测井、试气、分析化验等资料，建立单位气层厚度产能与渗透率、含水饱和度和孔隙度、电阻率与孔隙度等各种交会图版，识别气层、干层、水层，确定出了普光气田气层物性、电性等下限标准。研究成果直接指导了普光气田气水关系研究、井位部署及井型优化、投产层段优选、储层改造措施确定等，取得较好效果，并为气田动用储量评价打下基础。

礁滩相储层；孔隙结构；气层下限标准；普光气田

1 概况

普光气田位于四川省宣汉县境内，属于川东断褶带东北段双石庙—普光NE向构造带上的一个鼻状构造，被普光3断层分割为普光2和普光3两个断块，含气层位为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组，为一受构造-岩性控制的高含硫裂缝-孔隙型碳酸盐岩气藏［1］。受沉积相控制，飞仙关—长兴组礁滩相储层发育，但储层厚度平面变化大，储层类型展布复杂，储集空间类型多样，具多套气水系统。

由于普光气田碳酸盐岩储集层特殊的孔隙结构特征［2-3］，造成Ⅰ、Ⅱ类气层和纯水层的常规电性特征明显，易于识别；而Ⅲ类气层和气水过渡带附近气、水层由于常规电性特征不明显，识别难度较大［4-5］，从而加大了储层下限标准研究的难度。

本次研究，充分利用了岩心分析化验、测试等资料，首先在储层储集空间类型判别基础上，通过建立测试层渗透率与单位气层厚度初期产能交会图版区别气层、干层；然后，通过建立测试层孔隙度与电阻率交汇图版区分气层、水层；最终综合确定出普光气田礁滩相储层的气层下限标准。

2 气层物性下限标准

不同孔隙结构的储层，其渗流特征不同。因此，准确识别储层的储集空间类型从而确定储层渗透率，是气层下限标准研究的关键。

2.1 储层储集空间类型判别

普光气田礁滩相储层由于其极其复杂的成岩作用，造成多样的储集空间类型、复杂的孔喉组合特征。图1为普光气田飞仙关、长兴组储层孔渗关系图版。由图可以看出，不同储集空间类型的储层具有不同的孔隙度与渗透率关系，大致分为4种类型，分别对应4种不同的孔渗变化趋势，见图中A，B，C，D，分述如下。

2.1.1 A：粒间孔隙储层孔渗关系

式中：K为渗透率，10-3μm2；φ为孔隙度，%。

2.1.2 B：粒内孔隙储层孔渗关系

2.1.3 C：礁相孔隙结构储层孔渗关系

2.1.4 D：裂缝储层孔渗关系

裂缝型储层孔渗关系复杂，渗透率与孔隙度的相关性较差。根据声波的选择性传播特征，认为可以根据密度声波幅度差，进行储层储集空间类型识别，即在测井曲线上，具有粒内孔隙储层声波与密度的相对幅度差较大，而粒间孔隙储层幅度差较小。进一步根据普光气田资料统计分析，密度与声波幅度差大于1.42的储层一般为粒内孔隙结构，小于1.42的储层则主要为粒间孔隙结构（见图2）。

因此，取心井可以通过孔渗关系研究判别储层孔隙结构类型。其他井可以通过储层电性特征进行判别。

2.2 气层物性下限确定

普光气田试气、投产测试资料丰富，利用这些资料建立气层平均渗透率与单位气层厚度初期产能的交会图版（见图3），二者呈相关性较好的对数关系。依据交会图版趋势，确定普光气田储层渗透率下限为0.02× 10-3μm2。再根据不同孔隙结构储层的孔渗关系，计算储层孔隙度为1.97%～2.05%。综合考虑，普光气田储层有效孔隙度下限取2%，渗透率下限取0.02×10-3μm2。与原四川地区碳酸盐岩储层分类标准［6］（孔隙度下限2%，渗透率下限0.002×10-3μm2）相比，气层孔隙度下限一致，渗透率下限有所提高，这是由于普光气田以孔隙型储层为主，仅局部发育裂缝。

3 气层电性及含气性下限标准

普光气田纯水层易于识别，测井特征明显。主要表现在：1）较低的电阻率，与气层电阻率相差几十到几百倍；2）深浅侧向差异小，而在气层差异较大。但是，在气水过渡带附近或钻井液侵入较深时，根据电阻率曲线难以对气、水层作出直观判断。本次研究，首先建立孔隙度和含水饱和度交会图版判别单井含气性，再利用电阻率与孔隙度关系建立2种交会图版，识别气、水层，研究气层电性及含气性下限标准。

3.1 含水饱和度与孔隙度交会法识别气层

一般来说，当储层含气时，储层物性越好束缚水含量越少，随着储层物性变差，束缚水饱和度增大，孔隙度与含水饱和度交会点呈现单边双曲线特征。而当储层含水时，孔隙度与含水饱和度交会点呈散点状态，如P8-2井（见图4）。因此，可以利用测井解释孔隙度与含水饱和度交会图法判别流体性质。

该方法能很好地识别单井的含气情况，初步判别哪些井层为含水层。在此基础上，可通过进一步判断气水过渡带附近或钻井液深侵入等情况下储层的发育情况，确定气、水层界限。

3.2 Pickett电阻率与孔隙度交会法识别气层

Pickett交会图版法是通过对Ariche公式［7-8］进行双对数变形。变形后的公式为

式中：Rt为地层电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω· m；Sw为地层含水饱和度，%；a，b为与岩性有关的比例系数；m为孔隙度指数，与孔隙结构及胶结程度有关；n为饱和度指数，与岩性有关。

公式的意义在于，由于m基本为常数，对于岩性与地层水电阻率比较稳定的地层，在Rt-φ双对数交会图中，趋势线的斜率是固定的，而不同的截距仅与储层的含气饱和度有关，由此可以对储层的流体性质进行判断。

从图5中可以看出普光气田不同流体性质的储层分区明显，水层电阻率基本小于100 Ω·m，因此，普光气田气层的电阻率下限标准为100 Ω·m。

3.3 Hingle电阻率与孔隙度交会法识别气层

利用Hingle电阻率与孔隙度交会识别气层和水层的主要原理是对Ariche公式进行反函数变形，变形后的阿尔奇方程为

4 成果应用

4.1 指导气田气水关系研究

利用上述方法结合试气结果对普光气田所有完钻井气、水层进行了识别研究。结果表明，气田气水关系复杂，不同断块、不同层系、同一层系内部气水系统均不统一。其中，普光2块飞仙关组由于储层连片分布、物性好，具有统一的气水界面；长兴组由于存在多个礁体，每一礁体储层形成独立的岩性封闭，气藏分别具有独立的气水关系，因而气水界面不统一（见图7）；普光3块飞仙关组主力储层展布稳定，也具有统一的气水界面，但该界面比普光2块高235 m，说明普光3断层对天然气具有较好的封堵作用。

4.2 指导气田开发井位部署优化

根据气水关系研究成果，编制普光气田开发优化方案时，对气田开发井网部署和井型进行了优化调整。处于构造高部位储量丰度大、物性较好的普光2、6井区适当缩小井距为700～900 m，而对构造低部位储层厚度薄、物性较差、距边底水较近的区域适当加大井距为900～1 200 m。同时，构造高部位井以直井加小斜度井为主，构造低部位气水边界附近的井以水平井为主，并由低部位向高部位钻进，尽可能多钻遇气层，远离气水界面。如处于气水边界附近由直井优化为水平井的PI-1H井钻遇气层495.4 m，比原设计多钻遇气层300 m，为气井高产、稳产打下基础。

4.3 指导气田气井投产方案

酸压是提高碳酸盐岩储层导流能力的主要技术手段。针对普光气田复杂的气水关系，编制投产方案时，对构造高部位、距边水较远气井采用酸压改造措施，配产比例较高；对气水边界附近的气井，为减缓边底水推进速度，根据气层连通情况，避射一定厚度的气层，采用小型酸压或酸化措施，并控制压差生产。

5 结论

1）普光气田礁、滩相碳酸盐岩储层由于埋藏深、孔隙结构多样、气水关系复杂，导致物性较差的Ⅲ类气层和气水过渡带处气、水层识别难度大。

2）建立了适合普光气田的气层下限标准：φ≥2%、K≥0.02×10-3μm2、Rt＞100 Ω·m、Sw＜50%，研究成果指导普光气田产能建设，取得较好效果。

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Li Shurong，Zhu Liufang，Li Guoxiong，et al.Log evaluation technique of marine carbonate reservoir in Northeast Sichuan［J］.Well Logging Technology，2008，32（4）：337-341.

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Sima Liqiang.Application technique of well logging geology［M］. Beijing：Petroleum Industry Press，2002.

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Wang Yuncheng，Kong Jinxiang，Li Haiping，et al.Natural gas geology［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2004.

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Zhang Ying，Xu Qingying，Gong Aihua，et al.Application of neutrondensity overlapping to identify gas reservoir in Changqing Gas Field［J］.Well Logging Technology，2007，31（3）：278-281.

Minimum standard of gas pay identification for reef flat carbonate rock reservoir

Jin Xiuju Jiang YiweiLiu Zhiyuan Bi Jianxia Wan Xiaowei
(Exploration and Development Research Institute of Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China)

Puguang Gas Field is a large reef flat carbonate rock gas field which is firstly put into production in the northeast of Sichuan by SINOPEC.Due to the characteristics of deeply buried reservoir,various types of reservoir spaces,large vertical and horizontal differences in reservoir properties and multiple sets of gas water systems,it is very difficult to distinguish the gas and water layers ofⅢtype gas pay with poor property and gas-water layers in the transition zone.On the basis of identification of reservoir space type,this paper established the various kinds of cross plots such as capacity of unit thickness in the gas pay and permeability,water saturation and porosity,resistivity and porosity to distinguish gas,dry layers and water layers,and identified the minimum standards of physical and electrical properties for gas pays by using the data of logging,gas testing and experiment,which provided direct guidance for studying the relationship between gas and water,well location deployment,well track optimization, producing interval optimization and determination of reservoir adjustment measure with a good effect,and also laid a foundation for evaluating the producing reserves.

reef flat reservoir,pore texture,minimum standards for gas pay identification,Puguang Gas Field.

国家科技重大专项“四川盆地普光大型高含硫气田开发示范工程”（2008ZX05048）

TE371

A

2010-01-28；改回日期：2010-07-26。

靳秀菊，女，1967年生，1989年毕业于西北大学地质系，主要从事气田开发地质研究工作。电话：（0393）4823653，E-mail：jinxiuju1@163.com。

（编辑 王淑玉）

1005-8907（2010）05-571-04

靳秀菊，姜贻伟，刘志远，等.礁滩相碳酸盐岩气藏气层下限标准研究［J］.断块油气田，2010，17（5）：571-574.

Jin Xiuju，Jiang Yiwei，Liu Zhiyuan，et al.Minimum standard of gas pay identification for reef flat carbonate rock reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：571-574.