李增莲
中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司 河南濮阳457001
摘要：大湾区块构造位于四川盆地川东断褶带东北段黄金口构造带，介于大巴山推覆带前缘断褶带与川中平缓褶皱带相接之间，处于分水岭构造与普光西构造之间。该构造西侧由毛坝西断层控制，东部紧邻普光西构造。根据搜集到的DWA、DWB、DWC等7口井的测井及地质资料，对大湾气藏目的层段飞仙关组和长兴组的有效储层四性特征进行分析研究，确定流体性质判别标准。
关键词：有效储层 特征 流体性质 预测
一、有效储层“四性”特征
1、岩性特征
大湾气藏飞仙关组～长兴组岩石类型多，储层以白云岩为主。飞仙关组主要发育4种岩石类型，以结晶白云岩和针孔砂屑白云岩为主；长兴组储层以生屑白云岩、砾屑白云岩和砂屑白云岩为主要的岩石类型。
2、物性特征
气藏目的层储集空间类型以溶蚀孔洞为主，裂缝也较发育。随着白云岩含量的增加，储层孔隙度明显增大，物性变好。因为白云岩是一种优质的沉积与成岩综合作用的层状碳酸盐岩储层，所发育的次生孔隙被认为是潜在的油气有效储集空间，故发育有白云岩的大湾气藏物性较好。
岩心分析数据显示，飞仙关组储层以中高孔中低渗储层为主，飞仙关组岩心孔隙度平均8.56%；渗透率平均10.94×10-3μm2，测井数据分析：飞仙关组有效储层孔隙度平均为5.4%，孔隙度主要在2%-5%之间，占总比例的58.69%；渗透率变化较大，介于0.01-5993.183×10-3μm2之间，平均渗透率为39.082×10-3μm2，以中低渗透率为主。
长兴组以低中孔中高渗储层为主，平均孔隙度3.89%；2%-5%的孔隙度和大于5%的样品含量分别占64%和17.5%，占总比例的81.5%；渗透率最小值为0.0234×10-3μm2，最大值可达1699.43×10-3μm2，大于1.0×10-3μm2的样品占41.3%，说明具有较好的渗透性。实测资料长兴组仅有DWA、DW101和DW102三口井钻遇，有效储层仅10层，分析孔隙度在2.5%-10.9%之间，平均孔隙度为5.38%,2%-5%之间有6层，5%-10%之间有3层，占90%，大于10%有1层。渗透率在0.03-344.654×10-3μm2之间,大于1.0×10-3μm2的比例达到60%，整体显示变化较大。
3、电性特征
飞仙关组飞四段由于泥质含量和岩性的影响，使得自然伽马和电阻率曲线变化幅度较大，与上覆嘉一段和下伏飞三段具有明显差别。三孔隙度曲线在岩性比较纯的地层表现为骨架值特征，泥质含量增加时数值增大。
飞三段上部地层三孔隙度曲线基本在灰岩骨架值附近变化，而下部灰质白云岩地层中发育有物性相对较差的三类气层。受泥质含量和岩性变化的影响，电阻率数值起伏较大，在200-40000Ω·m之间，自然伽马10-70API之间。
飞一～二段是主要气层聚集段，有效储层发育。自然伽马大部分在10-30API之间，深浅侧向差异明显变化大，深侧向电阻率值600-40000Ω·m。在孔隙度较大含气饱满且的白云岩储层，测井曲线上常表现为高时差、低中子、低密度的特征。这是因为声波遇气有“周波跳跃”现象；气对中子有“挖掘效应”，使中子测井值减小。
长兴组自然伽玛曲线呈齿化波状，视电阻率呈齿化波状高值。上覆飞仙关组底部发育一套5-25米深灰色泥质灰岩，自然伽玛值幅度较大，与长兴组灰色灰岩分界明显，界线清楚。
4、含气性特征
川东北地区海相多见气测异常，主要集中在飞仙关、长兴组储层中，其它地层较少。
大湾气藏目的层段的气测异常显示明显，部分井段全烃增量较大、C1数值突出。钻井过程中在部分井段出现槽面见气泡的现象。已试气的DWA井、DWB井飞仙关-长兴组4个层段测试获日产16.97、88.5104m3/d工业气流。
二、流体性质判别及解释标准
1、中子-密度孔隙度重叠法
气层一般会引起声波孔隙度、密度孔隙度增大，补偿中子孔隙度减小，即所谓的“挖掘效应”。采用灰岩互容孔隙度数值作刻度，将密度和中子孔隙度两条曲线重叠后，出现明显交叉可为气层的指示特征之一。
2、深、浅双侧向电阻率的差比法
对于致密性地层，电阻率曲线表现为高值，裂缝段地层由于泥浆侵入的影响，电阻率与背景值相比均有不同程度的下降，且深浅侧向电阻率出现差异，因此用深浅电阻率差异相对值与深电阻率作交会图进行判别，可得出致密围岩、裂缝类型（一、二、三类）的判别标准。在孔隙型地层中，水层的双侧向通常呈负差异，气层的双侧向通常呈正差异。实践证明，在孔隙型或网状裂缝—孔隙型碳酸盐岩地层中，储层含气或含水时的深、浅侧向电阻率值的差异较为明显。因此RTC仍可作为区分气水层的一个重要参数。RTC=(RLLD-RLLS)/RLLD，通常水层RTC≤0，而气层RTC>0。
3、孔隙度-电阻率交会图分析法
根据川东北地区研究结果，对于飞仙关组和长兴组裂缝-孔隙型储层，在储层发育井段（孔隙度≥5％时）气层双侧向多为正差异，且深侧向电阻率一般均大于200Ω·m；当双侧向呈负差异，且电阻率低于100Ω·m时，基本为水层。
4、孔隙度-含水饱和度交会图分析法
储层的含水饱和度是由气藏的含气高度与孔隙度决定的，当含气高度大于某一定值时，含水饱和度基本是由储层的孔隙度所决定，在Sw与φ的直角坐标系上，它们呈单边双曲线关系，所以，可以从孔隙度-含水饱和度交会图是否呈双曲线来判别储层的流体性质。当储层含气时，交会点呈现单边双曲线特征；储层含水时，交会点将跳离这种关系，在交会图上向右上方移动或呈散乱分布特征，据此判断油气与水层。
5、解释标准
大湾气藏有效储层发育在碳酸盐岩中，碳酸盐岩储层分类评价的主要参数是孔隙度、渗透率、中值喉道宽度，辅助参数是排驱压力、平均喉道宽度。
一般情况下，经岩心刻度后，测井计算的孔隙度比较准确，渗透率误差较大。测井无法提供中值喉道宽度和排驱压力及平均喉道宽度。因此，在参考地区经验的基础上，主要利用孔隙度对储层进行分类。孔隙度下限值选取2.0%，参考渗透率、测井曲线的相关关系，划分储层类别：Ⅰ类储层：φ≥10.0%；Ⅱ类储层：10.0%＞φ≥5.0%；Ⅲ类储层：2.0≤φ＜5.0%。
三、有效储层预测
根据上述特征，对未完钻或已开钻的水平井有效储层发育情况进行预测。DW401井储层发育在零海拔垂深4500-4700米左右，DW402井储层发育在零海拔垂深4300-4700米左右，DW405发育在零海拔垂深3900-4200米左右，北部的DW404发育在零海拔垂深4100-4300米左右，储层多以二类和三类为主，间或发育一类气层。
四、结束语
依据岩心资料与实测资料，分析了大湾气藏的四性特征，形成了流体判别标准，并对完钻七口井有效储层发育情况在纵向展布和横向展布上进行分析，气藏南部白云岩最厚，北部位于构造高部位，这与地震分析情况相吻合，为地震解释提供了测井方面的有利证明，同时也说明气藏受岩性和构造的双重控制。通过与普光主体气田进行对比，对未开钻或已完钻井的有效储层发育情况进行了预测，后期实测资料综合评价成果和试气结果验证了储层预测理论方法有较高可信度。
［参考文献］
［1］田素月,司马立强.普光地区缝洞性储层岩电参数影响因素分析EJ3.测井技术2009,33(2):13O,134.
［2］赵澄林,朱筱敏.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社,2001.