准噶尔盆地西北缘二叠系上乌尔禾组低阻气层成因分析与识别方法研究

石新朴 史全党 侯向阳

摘  要：为解决常规测井方法难以有效识别低阻气层的难题，以准噶尔盆地西北缘K83井区二叠系上乌尔禾组乌二段气藏为例，利用岩心分析化验数据、录测数据、试油数据等资料，分析了低阻气层成因及识别方法。通过研究，认为目的层发育三角洲前缘亚相，与下部常规油层相比，储层岩石粒度较细，泥质含量高，储集空间类型与孔隙结构复杂，粘土矿物含量高，是形成该地区低阻气层的主要原因。利用气层在声波、密度和中子三条曲线上的响应特征，提出利用该地区的三孔隙度差值与比值法进行气层识别，对全区所有井进行了二次解释，并提出了试气井段。试气井段产气数据表明，该方法对低阻气层的识别结果较可靠，在生产中具较好适用性。

关键词：K83井区;上乌尔禾组;低阻油气层;三孔隙度差值;三孔隙度比值

低阻油气层是指电阻率小于或接近围岩电阻率，或者电阻率与水层电阻率差别不大甚至出现交叉变化，又或者电阻增大率（油气层电阻率与相同条件下的水层电阻率比值）小于2的储层。由于不同地区地质条件差异较大，判断标准也有所不同[1-2]。由于低阻气层的典型特征，使得应用常规电性曲线划分气层和水层较为困难，部分地区甚至不可能划分出气层与水层。目前在我国东西部油区都有这类气层，前人对此也做了大量的研究工作，从岩石类型、物性特征、构造幅度、粘土矿物特征、地层水矿化度、砂泥薄互层、泥浆密度等多个方面对低阻油气层的成因进行了系统分析[3-6]。在低阻油气层的识别上[2、7-8]，目前采用较多方法主要是三孔隙度重叠法、视水层中子孔隙度法、纵横波时差比法等，该类方法主要据气层对孔隙度系列测井曲线的响应进行判别，此外还有空间弹性模量差比值法、声阻抗法、以及利用核磁共振测井数据进行识别[9]。本文以K83井区二叠系上乌尔禾组二段为例，分析了该区低阻气层的影响因素，提出了适合该区的三孔隙度差值与比值法对气层进行识别。

1  低阻气层特征

准噶尔盆地西北缘K83井区二叠系上乌尔禾组气藏北西距克拉玛依市区约20 km，区域构造位置处于克-乌逆掩断裂带下盘的斜坡区（图1）。上乌尔禾组二段属辫状河三角洲沉积相，儲层岩性以砂砾岩、不等粒砂岩为主，孔隙度4.0%～14.1%，平均9.98%;渗透率在0.01×10-3～3.28 ×10-3 μm2，平均0.578×10-3 μm2 ，属岩性复杂、低孔、特低渗储层。

因乌二段油层主要分布在该段下部，气层主要分布在中上部，从下至上，岩石粒度、物性、泥质含量等逐渐变差，导致该段气层电阻率明显小于油层。受物性影响，该区气层均需压裂后才能获得产能。试油段数据表明，乌二段气层平均电阻率9.0 Ω·m，油层平均电阻率14.2 Ω·m，水层平均电阻率8.3 Ω·m，干层平均电阻率8.5 Ω·m，气层与水层电阻率差别不大，电阻增大率平均1.1，符合低阻气层的特征（表1）。

2  低阻气层成因

低阻气层的成因复杂，类型多样，可形成于沉积、油气成藏、成岩和裸眼钻探等不同的过程中。前人大量研究表明[3-6]，低阻气层的形成与储层沉积类型、岩石颗粒大小和骨架特征、泥质含量多少、粘土矿物成分及分布、孔隙结构、润湿性及地层水矿化度等因素密切相关。结合研究区实际地质条件及岩石物理特征，认为该区低阻气层的成因主要有以下几个方面的影响。

2.1  沉积环境

在研究发现的低阻油气藏中，沉积环境是三角洲沉积体系的，一般形成的低阻储层主要位于三角洲前缘亚相。通过研究分析认为[10-11]，上乌尔禾组整体处在水体持续上升的环境中，下部乌一段发育辫状河三角洲平原亚相，沉积微相以辫状河道为主，上部乌二段、乌三段以辫状河三角洲前缘亚相与前三角洲交互相为主（图2），沉积微相以水下分流河道为主。相比下部乌一段，低阻储层发育部位岩石粒度偏细，物性变差，易于形成低阻储层。

2.2  泥质含量

储层中含有泥质，使束缚水和粘土吸附水含量增加，气层的电阻降低。同时，泥质对地层导电性的影响具二重性。在纯水层，泥质使导电路径变复杂，引起电阻率升高;在纯气层，泥质通过增加束缚水饱和度并影响地层水分布，引起电阻率显著降低。

对研究区乌二段低阻气层和下部乌一段常规油层泥质含量进行统计对比发现，乌二段试油段电阻率明显小于乌一段电阻率（图3），同时乌二段试油井段75%以上数据中泥质含量大于6%。据前期对该地区上乌尔禾组的研究，以泥质含量≤2%、2%<泥质含量<6%，泥质含量≥6%为界限，将储层划分为贫泥、含泥和富泥3类，表明乌二段总体偏向于富泥储层，泥质含量偏高是形成该区低阻储层的主要因素之一。

2.3  储层物性

研究区乌二段储集空间类型以剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主，此外还发育少量微裂缝、微孔等。铸体薄片可以看到剩余粒间孔和粒内溶孔（图4-a.b），部分溶孔被碳酸盐胶结物或自生粘土矿物充填。岩心分析孔隙度4.0%～14.1%，平均9.98%;渗透率0.01×10-3～3.28 ×10-3 μm2，平均0.578 ×10-3 μm2，属低孔、特低渗储层。

压汞资料显示，该区乌二段储层毛管压力曲线主要为细歪度，排驱压力较大，孔隙分选性较差，最大孔喉半径0.01～5.9 μm，平均2.68 μm;排驱压力0.12～0.85 MPa，平均0.46 MPa;饱和中值压力为0.27～18.12 MPa，平均6.89 MPa;饱和中值半径0.13～2.76 μm，平均0.59 μm;非饱和孔隙体积18.00%～66.27%，平均48.25%，退汞效率13.14%～43.64%，平均22.93%。

分析认为，该区储层孔隙组合类型多样，加上各种充填物减小孔隙和喉道半径，使微小孔隙量增加，孔隙结构变得复杂，造成束缚水含量明显增加，导致岩石颗粒比表面积较大而吸附大量的束缚水，形成低阻气层。

2.4  粘土礦物

研究区粘土矿物包括伊蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石，其中伊蒙混层和高岭石含量较高，平均含量分别为46.3%和24.5%;其次为绿泥石，平均含量为19.8%;含少量伊利石，平均含量为9.3%。从扫描电镜中可以看出，伊蒙混层普遍呈薄膜包裹在岩石颗粒表面，形态为蜂窝状或不规则片状（图5a），蠕虫状高岭石主要充填于颗粒间（图5b），伊蒙混层和高岭石矿物晶格间距较大，这种特殊的结构使其表现出较强的附加导电性，降低了储层电阻率。

3  三孔隙度差值与比值法识别气层

目前在该井区试油结果中，存在气层、油气同层、含气层、油层、油水同层、含油水层和干层，受高泥质含量、低孔、特低渗储层特征影响，常规电阻率与孔隙度交汇图法无法有效区分气层、油层与水层、干层的界限，定量识别气层较困难[12-14]。为了更有效地识别该地区气层特征，在测井曲线标准化基础上，充分利用气层在测井曲线上的“挖掘效应”，放大气层在声波、密度和中子曲线上的响应特征，提出适合该地区识别气层的三孔隙度差值与比值法。

其原理是分别计算三孔隙度的比值与差值，尽量放大气层在三孔隙度测井曲线上的相应信息，通过利用孔隙度比值重叠显示和孔隙度差值对称显示，更加直观的识别气层。该方法已经在青海油田、塔河南油田、永铸街气田等地得到良好应用[15-17]。

三孔隙度差值是用声波孔隙度加上密度孔隙度减去2倍的中子孔隙度得到一个孔隙度差：

P1= （ΦD+ΦS）-2ΦN···········（1）

三孔隙度比值就是用声波孔隙度乘以密度孔隙度除以中子孔隙度的平方，得到一个孔隙度比：                     P2=（ΦD×ΦS）/ΦN2···········（2）

式中：P1——三孔隙度差值;

P2——三孔隙度比值;

ΦD——密度解释孔隙度;

ΦS——声波解释孔隙度;

ΦN——中子解释孔隙度。

从建立的图版中可以看出（图6），该方法能有效区分出气层和其他储层，气层的下限为三孔隙度差值≥-15，三孔隙度比值≥0.4。

4  应用效果

利用上述图版，对全区所有井进行二次解释，从中优选了K58003井30563 067 m段进行试气。录井结果显示，该段岩性为深灰色荧光砂砾岩，干照荧光3%，暗黄色、弱发光;气测显示该段全烃从288 7×10-6上升至6645 0×10-6，C1：0.222 2%～5.111 5%，组分出至nC5;测井曲线电阻率分布范围4.4～10.5 Ω·m，平均电阻率7.6 Ω·m，平均声波78.62 μs/ft，平均密度2.44 g/cm3，平均中子22.1 v/v，平均自然伽马63.0 API（图7）。从试气段选取的两段取值来看，均落在气层图版以内（图6），测井解释为气层，解释孔隙度15.6%，含气饱和度46.7%。该段最终试气结果为日产气8.0×104 m3，日产油16 t，试气结论为气层，与图版解释一致，应用效果显著。

5  结论

（1） K83井区上乌尔禾组乌二段储层受沉积相类型、岩石粒度、泥质含量和粘土矿物等影响，造成储层物性差、孔隙结构复杂，束缚水含量增加，使气层呈明显的低阻特征。

（2） 建立的三孔隙度差值与比值法能有效识别气层，提出的试气井段可靠，应用效果显著，对后续老井复查工作提供了借鉴。

（3） 该方法具有局限性，仅能有效区分气层与非气层，对于油层、水层、干层等并不能有效识别，应用中应结合其他测井解释方法综合对比。

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Abstract：To solve the problem that conventional logging methods cant be used to effectively identify low resistivity reservoirs，taking second member of upper Wuerhe formation （P3w2） of K83 Block，the paper analyzed the cause and identification method of low resistivity gas zone.Through the study，the paper found that P3w2 developed delta front subfacies.Contrast to conventional reservoirs below，it had more fine rock grain size，higher mud content，pore types and structure are more complex，higher clay mineral content，all those factors made this area form the low resistivity gas zone.Based on analysis of low resistivity reservoir characteristics，this paper found the different value and ratio method of three porosity can identify the gas zone better in the study area.Using this method，this paper interpreted all wells again，and finally proposed the well section of gas test.This method is reliable in qualitative identification and quantitative evaluation of low resistivity gas zone，and has good applicability in production.

Key words：K83 Block;Upper Wuerhe formation;Low resistivity reservoirs;Different value of three porosity;Ratio of three porosity.