低孔低渗型储集层精细测井解释方法研究——以南海东部某油田为例

低孔低渗砂岩储层裂缝预测及双孔双渗地质建模研究——以大北气田为例~

肖香姣1，2 姜汉桥1 王海应2 魏 聪2 赵力彬2 程 华2
（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京市昌平区 102249； 2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）
作者简介：肖香姣，女，高级工程师，主要从事高压气藏、凝析气藏开发研究。E-mail：xiaoxitlm＠petrochina.com.cn。
摘 要：裂缝发育程度决定着低孔低渗储层的渗流和产出能力，但由于裂缝发育机制的复杂性，故裂缝 的描述及预测一直是裂缝性油气藏开发中的重点和难点。目前，裂缝的预测方法很多，但在实际应用中都存 在其局限性。构造应力场分析法既严格考虑了裂缝的成因机制，又能较好地与油气生产实际和应用相结合，是裂缝定量预测的一种有效方法。本文针对大北气田储层构造裂缝发育的实际情况，以单井裂缝描述及分布 特征研究为基础，从构造应力场数值模拟出发，通过模型转换建立了与储层地质模型网格完全对应的有限元 分析模型。然后，结合区域古构造活动与岩石力学实验的研究成果，通过连续介质三维有限元数值模拟对储 层构造应力场进行了预测与分析。通过优选岩石破裂准则和建立应力场数据与裂缝参数的计算模型，对大北 气田的储层裂缝进行了定量预测。在此基础之上，利用构造应力场分析法的裂缝预测结果作为约束条件，通 过随机模拟方法建立了符合该气田气藏地质特征的双孔双渗三维精细地质模型，为该类气田的开发方案设计 等研究提供了依据。
关键词：低孔低渗；裂缝预测；构造应力场；双孔双渗；地质建模
Research on Fracture Prediction and Dual-permeability Geological Modeling of Low Porosity and Low Permeability Sandstone Reservoirs—Taking Dabei Gasfield as An Example
Xiao Xiangjiao1，2，Jiang Hanqiao1，Wang Haiying2，Wei Cong2，Zhao Libin2，Cheng Hua2
（1.Key laboratory of Petroleum Engineering，Ministry of Education，China University of Petroleum，Changping，Beijing，102249；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kora，Xinjiang，841000）
Abstract：The degree of fracture development determine the ability of fluid seepage and production in low porosity and low permeabilty formation.Because of the complexities on the formation mechanism of fracture，the fracture reservoir are the keystone and difficulty of development.At present，there are many methods for fracture prediction，which also have many limitations in application.The method of fracture prediction by analysing tectonic stress field，in which the formation mechanisms of fracture is considered strictly，as well as the production practice of the oil-gas field and practical application is well combined，is a effective way to forecast fracture quantitatively in the reservoir.According to the reality that the fractures are well developed in the reservoir rocks of Dabei Gasfield，a finite element method analysis model consistent with the geologic model grid of the reservoir is built by model conversion methods，starting from the numerical simulation of tectonic stress field，based on the single well fracture description and the study on fracture distribution characteristic.And then，the reservior tectonic stress field is forecasted and analysed by 3D finite element numerical simulation for continuum model，combined with the research results of territorial paleostructure and rock mechanics experiment.According to the classical rock-craking principle and the calculation model between the tectonic stress field data and fracture parameters，the quantitative prediction of structural fracture in reservoir rocks of Dabei Gasfield is conducted.On this base，a fine 3D dual-permeability geologic model suitable for the geologic features of this gas field is built through stochastic modeling controlled by the results of fracture prediction with the methods of tectonic stress field analysis，and they provide reference for the study on gasfield development design of this kind of gas field.
Key words：low porosity and low permeability；fracture prediction；tectonic stress field；dual-permeability； geological modeling
裂缝型储层油气藏在我国占相当突出的比例，其产量占整个油气产量的一半以上，在我国油气生产 中起着举足轻重的作用。因此，进行裂缝特征和分布规律预测研究，对增加储量的动用程度、改善开发 效果、提高我国裂缝型油气藏勘探开发的整体水平均具有重要的现实及长远的战略意义。
低孔低渗储层中裂缝的发育不仅为油气的储集提供空间，而且有助于连通不同类型的储集孔隙，是 控制油气富集和产能的主要因素。在含油气盆地勘探过程中，随着勘探深度不断深入，低渗透裂缝性油 气藏的比例也会随之增加。如何有效地描述和预测裂缝分布，建立合理的双孔双渗地质模型，对提高我 国裂缝型油气田勘探开发水平具有重要的意义。本文以大北气田为例，在单井裂缝描述的基础上，开展 了低孔低渗砂岩储层裂缝预测及双孔双渗地质建模研究，为该气田开发方案的设计等研究提供了 依据［1］。
1 研究区概况
大北气田位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区拜城县，东距拜城县县城28km，南距拜城-阿克苏公 路16km，南部与大宛齐油田相距7km。该气田位于克拉苏构造带的大北-吐北段，东邻克拉1-克拉2 段的克拉-克深区块，西为博孜段，由北至南横跨克深区带、克深南区带、拜城北区带。东西长约 60km，南北宽25～35km，面积约1500km2，呈向南凸起的微弧形背斜构造（图1）。

图1 大北气田地理位置及井区构造位置图

大北气田储层为白垩系巴什基奇克组辫状河三角洲和扇三角洲砂岩，埋深大，基质孔隙度＜6％、 渗透率＜0.1×10-3μm2，属特低孔低渗储层。在勘探评价阶段，仅有11口探井和评价井，井距2～ 5km，地震资料品质较差，储层裂缝发育。
2 单井裂缝描述及分布特征［2］
2.1 裂缝产状
大北气田产层巴什基奇克组为低孔低渗砂岩储层，裂缝发育。岩心观察统计结果表明，大北气田裂 缝以高角度斜交缝和垂直裂缝为主，其中大北1井高角度斜交缝约占60％，低角度斜交缝和垂直缝其 次；大北101井、大北102井和大北202井主要以高角度斜交缝和垂直缝为主，占全部裂缝的75％左 右；大北104井约70％的裂缝为垂直缝，25％为高角度斜交缝。
成像测井解释结果表明，大北气田巴什基奇克组主要发育NW-SE走向和EW走向的有效裂缝，其次为NE-SW走向裂缝，从西向东裂缝走向具有逐渐从NE-SW向近EW向偏移的趋势。基于成像 测井资料识别出的高导缝其倾角多分布在50°～90℃范围内，其峰值为60°～80°，即裂缝以高角度斜交 缝为主，垂直缝次之，低角度斜交缝和水平缝不发育，与岩心识别裂缝结果一致。
2.2 裂缝发育规模
按发育规模可将大北气田裂缝分为宏观裂缝和微观裂缝。岩心宏观裂缝约占20％，大北202井裂 缝开度最大，平均值为1.16mm。大北102井和大北1井次之，平均值为0.63mm。大北101井和大北 104井裂缝开度最小，平均值为0.53mm。微观裂缝约占80％。整体上看，大北1井和大北2井微观裂 缝开度较大，平均值分别为0.1761mm和0.1736mm；大北101井和大北102井微观裂缝开度较小，平 均值分别为0.0514mm和0.0591mm。各井微观裂缝开度相对大小关系与宏观裂缝基本一致。
大北气田巴什基奇克组6口取心井中，观测岩心长度共45.91m，裂缝共232条，平均裂缝线密度 为5.05条/m，平均面密度为6.8m/m2。利用7口井的成像测井资料在巴什基奇克组共识别出597条天 然开启裂缝，井段总长度共1228.3m，平均裂缝线密度为0.49条/m。总体来看，岩心识别的裂缝线密 度远大于成像测井（前者的分辨率高于后者）。大北104井取心段裂缝最为发育，平均裂缝线密度高达 16.7条/m，大北202井次之，平均裂缝线密度为8.91条/m，大北1井、大北101井和大北102井裂缝 密度较低。成像测井解释结果表明，大北103井裂缝最为发育，裂缝线密度为1.06条/m，其次是大北 101井、大北202井、大北201井、大北104井、大北3井，裂缝线密度范围为0.2～0.8条/m，大北 102井中裂缝不发育，裂缝线密度小于0.1条/m。
3 储层裂缝分布预测
3.1 裂缝成因及期次
通过野外露头调查、岩心观察和测井解释资料，确定大北气田储层裂缝以构造缝为主［3］。结合薄 片，裂缝包裹体、热史-埋藏史研究结果，通过对裂缝产状、充填特征和交切关系进行分析，可以推断 大北气田大致发育4期构造裂缝。第1期是同沉积（同生-准同生）裂缝；第2期为高角度裂缝；第3 期为具有 “二元” 或“三元” 充填结构的高角度（或网状）裂缝；第4期为与第2期裂缝走向近于正 交的高角度开启裂缝。其中，第3期和第4期为有效裂缝。第4期裂缝是最重要的有效裂缝，形成于喜 山运动中晚期构造挤压，是裂缝定量预测的对象［4，5］。
3.2 应力场预测裂缝思路［6～10］
利用研究区已有的地质、地震、测井、钻井等资料，建立研究区的有限元分析模型，并确定相应的 边界条件、反演标准；结合对研究区构造应力场演化的研究及岩石力学三轴实验结果，确定模型的力学 性质、加载方式、约束条件及岩石力学参数；利用有限元力学分析软件Ansys对储层构造应力场的大小 分布进行数值模拟计算。在此基础上，根据岩石破裂准则，开展裂缝分布定量预测研究。
3.3 预测模型的建立
目前，三维有限元结构模型大多数是根据研究区储层的构造顶底面数据，通过网格自动剖分来 建立。由于该法所建模型与地质构造模型中的网格非一一对应，不利于数据的前后处理，计算结果 不能直接用于储层裂缝建模。为此，通过解剖Ansys有限元分析软件［11］和Petrel地质建模软件的网 格组成系统，编制了相应的模型转换程序，实现了大北气田储层地质构造模型向三维有限元结构模 型的精确转换，如图2、图3所示。综合岩石力学实验和测井解释结果［12，13］，确定构造应力场数值模 拟所用的力学参数。在此基础之上，对有限元力学模型进行约束和加载，便可得到储层构造应力场的分 布规律。

图2 地质构造模型—有限元结构模型节点转化示意图


图3 大北气田101断块储层地质构造模型和有限元结构模型

3.4 预测结果
根据模拟结果，结合经典破裂准则［14］，建立应力应变与裂缝孔隙度渗透率之间的定量关系，实现 裂缝形成初期的定量预测［15～18］。结果显示，大北101断块裂缝集中分布在南部边界断层附近的构造高 点上（图4和图5）。
现今应力场下虽然不会形成新的裂缝，但是对早期存在的裂缝会有改造和演化变迁作用［21］。因 此，需要对古地应力场下形成的裂缝孔隙度和渗透率进行修正。最后，根据岩心观察统计和测井资料解 释结果，对各层各井的裂缝各项参数的计算结果进行验证，如有矛盾，需检查修改应力场模拟的边界条 件或应力-裂缝参数定量关系，直至裂缝预测结果与实际统计结果吻合。

图4 大北101古裂缝孔隙度分布图


图5 大北101古裂缝东西向渗透率分布图

4 双孔双渗地质建模
4.1 建模技术流程
通过三维地震解释、野外露头和单井岩心、薄片、测井资料等综合分析大北地区的构造、沉积和储 层发育特征，利用Petrel软件建立储层三维构造模型和沉积相模型。在此基础之上，结合地质认识，通 过随机模拟方法建立储层的属性（基质和裂缝）模型［20，21］。由于地震资料品质较差，储层基质模型主 要考虑了露头、岩心和测井等资料，然后利用沉积相控随机模拟方法实现。储层裂缝模型，主要是将构 造裂缝的预测结果（Ansys），通过模型转换导入地质模型作为裂缝约束模型（Petrel），再利用随机模 拟方法实现。
4.2 储层属性建模
4.2.1 基质属性建模
储层物性的空间分布在很大程度上受控于沉积相的空间分布。因此，在沉积相分析的基础上，根据 野外露头、岩心和测井资料，统计分析不同相类型的储层物性参数特征和分布规律，最后分相进行随机 模拟，建立各相储层基质属性参数分布模型［22］。根据以上原则，采用序贯高斯方法模拟基质孔隙度分 布。在对渗透率进行模拟时，首先对其进行对数转换，使其接近正态分布，然后以孔隙度作为约束，采 用序贯高斯方法进行模拟。图6为建立的基质孔隙度和渗透率模型。

图6 大北气田储层基质属性参数模型

4.2.2 裂缝属性建模
裂缝属性参数建模主要以大北7口成像测井拾取的裂缝孔隙度、渗透率参数为基础，结合露头区裂 缝的发育特征，利用储层有限元构造裂缝的预测结果作为平面约束，采用序贯高斯方法对裂缝孔隙度、 渗透率进行模拟。图7为建立的裂缝孔隙度和渗透率模型。

图7 大北气田储层裂缝属性参数模型

4.3 模型可靠性评价
4.3.1 储量检验
根据有效储层下限标准，取孔隙度大于3.5％，渗透率大于0.055×10-3μm2的网格为有效网格，并参与储量计算，采用容积法分断块计算模型储量。断块储量互有增减，但差别均不大，整体误差小 于1％。
4.3.2 属性参数检验
对模拟结果进行统计分析，对比输入参数的分布特征，分析模型是否能较好地反映原始输入参数的分 布特征。将基质和裂缝属性参数的模拟结果与原始数据分布直方图进行对比，发现孔隙度和渗透率的分 布形态与输入数据基本一致，模型可行度高，符合气藏的地质特征，已应用到大北气藏试采方案研究。
5 结论
（1）由于低孔低渗致密性储集层以构造裂缝为主，采用地质力学原理和方法，通过应力场数值模 拟来定量表征裂缝具有较好的应用前景。
（2）通过应力场模拟与储层地质建模网格单元的对应性研究，实现了不同软件间的模型转换，使 得有限元构造裂缝的预测结果可直接应用到地质建模中，实现了基质网格和裂缝网格的无缝对接。
（3）综合岩心、成像测井和有限元构造裂缝的预测成果，建立了大北气田稀井网条件下符合地质 特点的双孔双渗地质建模，为开发方案设计打下了很好的基础。
参考文献
［1］刘卫丽，王秀娟，程洪亮，等.三维裂缝预测与渗透率建模研究［J］.世界地质，2008，27（3）：270～274.
［2］汪功怀，杨希翡，王乐之，等.户部寨构造低渗致密砂岩气藏裂缝描述与预测研究［J］.江汉石油学院学报，2003，25（3）：117～120.
［3］张明利，谭成轩，汤良杰，等.塔里木盆地库车坳陷中新生代构造应力场分析［J］.地球学报，2004，25（6）： 615～619.
［4］曾联波，漆家福，王永秀.低渗透储层构造裂缝的成因类型及其形成地质条件［J］.石油学报，2007，28（4）： 52～56
［5］刘洪涛，曾联波.喜马拉雅运动在塔里木盆地库车坳陷的表现［J］.地质通报，2004，23（7）：13～15.
［6］Xinmin Song，et al.Integrated Characterization of Natural Fractures.Paper 64776 Presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition.2000，9：3～6
［7］周新桂，邓宏文，操成杰，等.储层构造裂缝定量预测研究及评价方法［J］.地球学报，2003，24（2）：175～180.
［8］李淑恩，张绍辉，岳奎，等.构造应力场数值模拟分析技术及其应用.油气地质与采收率，2001，8（6）：38～40.
［9］唐湘蓉，李晶.构造应力场有限元数值模拟在裂缝预测中的应用［J］.特种油气藏，2005，12（2）：25～28.
［10］沈国华.有限元数值模拟方法在构造裂缝预测中的应用［J］.油气地质与采收率，2008，15（4）：24～26.
［11］ANSYS Theory Manual［G］.ANSYS Help System，Release 10.0.2005.
［12］丁原辰.声发射法古应力测量问题讨论.地质力学学报，2000，6（2）：45～52.
［13］丁原辰，邵兆刚.测定岩石经历的最高古应力状态试验研究.地球科学，2001，26（1）：99～104.
［14］戴俊生，汪必峰，马占荣.脆性低渗透砂岩破裂准则研究［J］.新疆石油地质，2007，28（4）：393～395.
［15］邓攀，魏国齐，杨泳.储层构造裂缝定量预测中地质数学模型的建立与应用研究［J］.天然气地球科学，2006，17（4）：480～481.
［16］王瑞飞，陈明强，孙卫.特低渗透砂岩储层微裂缝特征及微裂缝参数的定量研究［J］.矿物学报，2008，28（2）： 215～220.
［17］季宗镇，戴俊生，汪必峰，等.构造裂缝多参数定量计算模型［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2010，34（1）：24～28.
［18］季宗镇，戴俊生，汪必峰.地应力与构造裂缝参数间的定量关系［J］.石油学报，2010，30（1）：68～72.
［19］黄继新，彭仕宓，王小军，等.成像测井资料在裂缝和地应力研究中的应用［J］.石油学报，2006，27（6）：65～ 69.
［20］陈烨，蔡冬梅，范子菲，等.哈萨克斯坦盐下油藏双重介质三维地质建模［J］.石油勘探与开发，2008，35（4）： 492～498.
［21］霍春亮，古莉，赵春明，等.基于地震、测井和地质综合一体化的储层精细建模［J］.石油学报，2007，28（6）： 66～71.
［22］于兴河，陈建阳，张志杰，等.油气储层相控随机建模技术的约束方法［J］.地学前缘，2005，12（3）： 237～244

杨坚　赵义勇　张云智
（新星石油公司西北石油局规划设计院 乌鲁木齐 830011）
摘要　高孔低渗储层的气藏由于其成因的特殊性在国内乃至世界上都很少见。因此对此类气藏的产能特征的认识也不多。笔者利用巴什托小海子组气藏的试采、测试资料对该气田的气井产能、生产指标变化规律进行了分析，总结了此类气藏能量足、递减快，由于产能低使其储量难于开采的问题。通过MK1井酸压前后测试资料的分析，认为该气田酸压改造对提高气井的产能效果不明显。并从储层的成因特点方面对这种异常情况进行了解释，说明此类高孔低渗气藏的开发不像一般文献中说的那样只要进行酸压改造就可以大幅度的提高产能，而主要取决于储层的孔隙结构特点。
关键词　高孔低渗　产能　酸压　测试
1　前言
巴什托小海子组气藏是于1992年发现的位于巴什托构造上的小型气田。自发现后陆续钻了数口井对其进行评价和试采。该气藏的储层物性具有典型的“高孔低渗”特征，这种类型的气藏在国内外均很少见且以砂岩储层为多，而像巴什托小海子组气藏储层为白云岩的高压气藏就更不多见。由于其特殊地质特征使得该气藏具有与其它气藏不同的动态特征。因此对该气藏的试采动态特征进行分析总结，不但可以丰富我们的开发经验而且可以提高我们对气藏特征的认识能力和分析方法，为以后更好地确定气藏开发措施打下基础。对该气藏储层酸压改造的效果分析可以使我们对气藏的地质特征有一个更深刻的认识，同时也更新了一些气藏储层酸压改造的观点，在认识上有所提高。
2　气藏的基本地质特征
2.1　储层物性主要特征杨坚等，新疆塔里木盆地巴什托气田开发可行性研究，1999.8，西北石油局规划设计研究院。
巴什托小海子组气藏储层岩性为泥晶、微晶白云岩，含少量方解石。白云石平均含量为94.7％，主要储集空间为微晶间孔和少量小印模孔，微晶间孔，形成于泥晶白云石之间，一般小于5μm，另外还发育一些数量很少的细小裂缝。由于微晶间孔很发育，使得储层孔隙度很高，且分布频率范围集中，区间值为21.78％～30.3％，平均值为26.66％。渗透率较低，平均值为11.78×10-3μm2，分布频率集中，孔径及吼道较细，为微细孔—中喉，孔喉半径为0.93～1.11μm。总的看该储层均质性较强，岩性、物性横向变化很小，储层厚度在2.3～2.7m之间，分布稳定。
2.2　流体性质
完井测试和试采所获得的流体资料表明：气藏产出流体为天然气、凝析油，其中以天然气为主，凝析油含量很低。天然气的组分非烃类气体含量高，主要是氮气，平均为22.49％；而甲烷含量为60.8％～64.0％，相对密度平均为0.7562，具有低甲烷高非烃含量的特点；凝析油具有低原油密度，低粘、低硫、低蜡、低非烃含量和含盐量高等特征。
2.3　气藏类型及驱动能量
根据3口井的压力数据计算，气藏地层压力系数达1.51，属异常高压，2口井的测试未见水、1口井的试采仅含少量水且比较稳定。因此，从地质成藏角度认为气藏周围为渗透率极差的岩层所包围而形成异常高压，气藏封闭性很好。气藏驱动类型有弹性气驱和弱弹性水驱，起最主要作用的是前者。
综合该气藏的构造、储层、压力和驱动类型以及流体的组分特征，可确定巴什托小海子组上油气层的气藏类型为：层状低渗孔隙型碳酸盐岩、弹性气驱无油环高压凝析气藏，简称为：低渗气驱高压凝析气藏。
3　巴什托小海子组产能特征研究
3.1　产能分析
该气藏自1994～1999年分别对三口井进行了4次不稳定测试，主要测试结果及试井解释的渗透率见表1。
表1　巴什托小海子组气藏测试成果　Table1　Testing of gas pool in Xiaohaizi formation,Boshituo


由表中数据可知该气藏有两个较为突出的特点：
（1）各井生产压差普遍很大、有效渗透率很低，仅（0.15～2.06）×10-3μm2，属低—特低渗气藏。
（2）时间较短的DST（测试）测得的气产量远远地低于时间较长的常规测试所测得的稳定气产量，说明该气藏在开井的短时间内产量较高但很不稳定，然后迅速的递减是由气藏的异常高压造成的，稳定产量很低与储层的低渗有关。
我们可进一步地对MK1井的系统测试资料进行分析，对其产能进行定量的评价。该井的系统测试资料见表2。分别用二项式和指数式两种方法对数据进行拟合，拟合图见图1、图2，拟合结果列于表3。表中数据结果显示两种方法很相近，相关性较强的指数式的IPR曲线见图3。
由IPR曲线图可知该气藏气井的产能具有以下特性：
表2　MK1井系统测试数据　Table2　The datas of systemic test of well MK1


表3　产能方程拟合结果　Table2　The datas of systemic test of well MK1Table3 The simulative results of producing equation



图1　二项式产能方程拟合图　Fig.1　The simulative chart of binomial producing capability

达西流动段很长。在产量为30000～35000m3/d以前曲线均呈近似直线状，表现为气体渗流以达西流为主，而向非达西流过渡的标志拐点在40000m3/d以后，很接近无阻流量。也就是说气井的生产压差约小于35～40MPa以前气体的渗流遵循达西规律。众所周知，气体由于粘度低、流速快使得摩擦阻力成为主要流动阻力之一不符合达西规律。而该气藏正相反，产量接近于无阻流量时才进入非达西流段，而且无阻流量也很低。其原因是由于储层渗透率特低而造成的。这种类型的气藏在生产时合理产量可以定为无阻流量的1/2甚至更高。3.2　生产特征

图2　指数式产能方程拟合图　Fig.2　The simulative chart of exponential producing equation


图3　M10井IPR曲线图　Fig.3　The IPR cure of well M10

MK2井自1996年10月至1997年12月进行了试采，图4为该井的试采曲线。试采初期的两个月，产量递减的速度较快，这是由于生产初期压降的传递是处于不稳态的无限大作用阶段造成的。从总的生产情况看该井的产量和井口压力均有异常变化。主要有以下几点：
（1）在生产初期5mm油嘴换成4mm油嘴后，井口压力并未上升反而下降。
（2）井口压力在1997年2月下降到约4 MPa时趋于稳定，然后分别在5月和12月有两个突然下掉的台阶。伴随这两个台阶，油产量也有相应的快速下降，在两台阶之间产量和压力较为稳定。
（3）该井生产中的产量和压力数据较1995年10月的完井测试时的值要低的多。

图4　MK2井试采曲线　Fig.3　The IPR cure of well M10Fig.4The preproducing cure of well MK2

这些异常说明了该油藏的一个明显的生产特点：由于气藏的异常高压和低渗使得气井在生产初期产量和压力均不稳定，呈快速的下降趋势。初期产量较稳定后产量要高出很多，甚至高于无阻流量。而在实际生产中当油嘴放大到一定程度后便不能够起到放大压差的作用，气产量也稳定在一个较低的水平。这种现象告诉我们评价这类气井的产能时不能简单的搬用常规的计算分析方法，而要综合考虑气藏的压力、储层特征，正确的分析无阻流量所代表的意义，从而确定合理的产量而不受一般理论标准的束缚。
4　巴什托小海子组气藏酸压特征
考虑到该气藏储层高孔隙度的特点，并参照其它气田的经验，分析认为该气藏经酸压改造会有较好的效果，估算单井产量会增加4倍以上。因此对麦10井进行储层酸压改造。酸压前后的生产指标对比见表4。
表4　MK1井酸压前后生产指标对比　Table4　The comparison of the production quota before and after well MK1 acid fracturing treatment


由表中数据可以看出实际的酸压效果比预期的要差得多，同一生产压差下酸压后的气产量提高了 1.5倍左右。酸压前后生产压差变化较大。4mm油嘴压差减小了76％（23.42MPa）,5mm油嘴减小了66.86%(28.0MPa）。而相应气产量的改变却较小，因此，酸压后该井的采气指数有一定的增加，说明酸压作用对储层起到了改善作用。同时，注意到当油嘴放大到6mm时压力和采油指数才有大幅度下降，虽较酸压前有所改善但也说明酸压作用的范围有限，能量供给跟不上。
经分析可知该气藏酸压效果较预期差的原因是由于储层的特殊性造成的。前已述及，气藏储层主要由微晶间孔形成，孔隙很小，仅有少量的印模孔较大。而且决定储层渗透能力的孔隙喉道的直径也很小，起连通作用的裂缝也只有很少量的微小裂缝。因此，酸压即使造成了一些裂缝，但由于孔隙直径很小，喉道窄，仍然不能够更有效的使流体向裂缝供给。同时，虽然储层的孔隙度很高，但由于没有较大直径的孔隙，酸压裂缝的范围又有限使得能量供给不能够持久。这种情况告诉我们在进行开发规划和产能预测时应针对具体的储层地质特征具体分析，不应照搬一般的理论标准。
5　主要结论和认识
（1）“高孔低渗”高压气藏初期产量与稳定产量差别很大，前者较后者最大可高出近一个数量级，要对各种测试产量进行综合分析。
（2）此类气藏的稳定测试产量、无阻流量较低，甚至低于完井测试产量，生产压差很大，其合理产量可达无阻流量的1/2以上，且对采收率影响不大。
（3）孔隙类型以白云岩的微晶间孔为主的“高孔低渗”高压气藏的酸压储层改造由于其地质成因的特殊性并非像一般理论和经验所说的那样效果很好，仅有高孔隙度是不够的，仍需分析在一定区块范围内是否发育较多。
参考文献
[1]冈秦麟主编．气藏开发应用基础技术方法．北京：石油工业出版社，1997
[2]杨川东主编．采气工程．北京：石油工业出版社，1997.3
Producing Capability Research for Gas Pool of Dolomite Formation With High Porosity and Low Permeability
Yang Jian　Zhao Yiyong　Zhang Yunzhi
(Academy of Designing and planning,Northwest Bureau of Petroleum Geology,Urümqi 830011)
Abstract:The gas pool of high porosity and low permeability is very singular due to particularity of genesis of reservoir.Diagnostic understands on producing capability of the gas pool is few,too.The author makes use of preproduction and testing information of Bashituo Xiaohaizi formation to analyze variation rule of producing capability of gas well and creative index about the gas field,and sums up that the gas pool possesses sufficient energy,but its gas producing rates is quick descending,and so makes the question that the reserves is difficulty exploited because of low-lying producing capability. By analysis testing data of acidizing and pressure crack fore-and-aft on MK1 bore,the author thinks that impact of acidizing and pressure crack is inconspicuous to heighten producing capability of gas well in the gas field,and more further explains the singular circus from peculiarity of reservoir's genesis. All exploitation of the gas pool of high porosity and low permeability cannot be heightened producing capability as some literature have explained,which only employ transform of formation by acidizing and pressure crack,but mainly lies on reservoir pore-texture's characteristics.
Key words:high porosity and low perneability producing capability

钱 星

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠126.com。

摘要 南海东部某油田沙河街组储集层岩石结构复杂，层间差异明显，总体上为低孔低渗型储集层，使用传统的油气测井评价方法解释精度往往较低，常常造成油气层的漏解释或者误解释。依据岩心物性、毛管压力曲线等实验分析数据，以测井相分析为手段和桥梁对储集层进行分类分析，提出了以沉积微相砂体分类为单元的精细测井评价方法。应用此方法对该油田实际井进行测井解释结果表明，以该方法建立的测井解释模型具有较高的精度，为进一步提高储量计算和储集层表征的准确性奠定了基础。

关键词 低孔低渗储集层 沉积微相 孔隙结构 精细测井解

1 引言

储集层参数模型的精度直接影响着储量计算和储集层表征的准确性。低孔低渗油气藏与中高孔渗油气藏的储层特性有许多不同，一般具有孔隙结构复杂、喉道细小、束缚水饱和度高^［1～3］等特点。

常见的针对低孔低渗储层参数模型的研究思路主要以细分储集层类型来研究岩电参数规律，从而达到提高储集层参数模型精度的目的^［4～9］。大量的研究表明，在测井精细解释的过程中，有效的对储集层进行分类分析是提高解释精度的有效手段。周灿灿等^［10］依据岩石物理理论，提出岩石相控建模的概念对近源砂岩进行有效分类；张龙海等^［11］以地层流动带指数和储集层品质指数来研究岩石物理分类的有效方法；这些分类方法对储层参数模型建模都具有一定的实际指导意义。

南海东部某油田沙河街组储层孔隙度平均值一般小于20％，渗透率平均值小于50×10^-3μm²，为典型的低孔低渗储层^［12］，其储层质量主要受原始沉积环境和成岩作用所控制^{［13～17］}。

纵观低孔低渗储层成因的各因素，结合研究区低孔低渗储层成因特点，本文试以沉积微相分类为思路来细分储集层，使得测井解释岩电参数模型更加准确，从而达到对该地区低孔低渗储集层进行精细测井解释之目的。

2 低孔低渗储层与沉积相带之间的关系

南海东部某油田沙河街组沙二段为扇三角洲沉积，主要为扇三角洲前缘亚相，进一步可分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝微相；沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，发育有扇根、扇中、扇前缘亚相，其沙河街组沉积分析综合柱状图如图1所示^{［18～19］}。

依据常规物性分析数据，对各微相砂体的孔隙度和渗透率统计分析表明（图2）：沙三段各微相砂体总体上表现为低孔低渗的物性特征，其中，扇根砂体孔隙度分布范围7.9％～16.9％，平均13.3％，渗透率分布范围0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围3.8％～17.0％，平均13.0％，渗透率分布范围0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围1.7％～14.2％，平均4.6％，渗透率分布范围0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围4.5％～24％，平均13.17％，渗透率分布范围0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围5.2％～12.6％，平均8.93％，渗透率分布范围0.006～0.43mD，平均0.09 mD，与沙三段各微相砂体一样，表现为低孔渗的物性特征。

由此可见，沉积作用的差异使得各微相砂体储层物性不同，研究区低孔低渗储层主要发育于扇三角洲沉积的河口坝及近岸水下扇沉积的扇根、扇主体、扇前缘砂体之中。

3 各沉积微相砂体的孔隙结构特征

在对该油田各井测井相分析的基础上，依据毛管压力实验分析数据，对具有不同物性特征的各微相砂体其孔隙结构进行分析，根据毛管压力曲线的主要特征，其孔隙结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型（图3），其中水下分流河道砂体主要以I、Ⅱ类为主，Ⅰ类曲线排驱压力较低，小于0.2 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于1.0 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于0.2～0.5MPa之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为0.25～1.0μm，喉道细小，分选较差，为特细喉。

而具有低孔渗物性的河口坝、扇根、扇中及扇前缘砂体则主要以Ⅲ、Ⅳ类为主，Ⅲ类曲线排驱压力介于0.5～1.0 MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于0.1～0.25μm，孔喉特别微细，但是分选中等，细歪度的喉道，流通性能较好，属于微细喉；Ⅳ类曲线毛管压力曲线近直立，排驱压力大于1.0 MPa，最大进汞饱和度一般小于50％，在仪器压力范围内读不出中值毛管压力，表示岩石渗流能力极差，喉道半径峰值小于0.1μm，属于特微喉。

由上分析不难看出，在一定的沉积环境背景下，各微相砂体与储层的孔隙结构类型有较好的对应关系，在研究层段主要表现同一微相砂体其孔隙结构具有相似性，不同微相砂体之间孔隙结构特征差异明显的规律。

图1 沙河街组沉积相分析综合柱状图（据杨玉卿［20］修改）

4 在南海东部某油田中的应用

众所周知，在储集层评价中，孔隙结构分析是储集层微观物理研究的核心，不论是砂岩还是碳酸岩，其孔隙、喉道类型以及它们的配合情况，与储集层的物理特性和储集性能有密切关系。对于低孔渗储层中孔隙结构的评价则显得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储层储集能力和渗透特征的主要因素，而且也是影响测井解释评价精度的关键。

图2 各微相砂体储层孔隙度-渗透率关系图

图3 毛管压力曲线类型

在测井解释过程中，常受实际条件的限制，取心段往往较少且分布不均，储层的物性、孔隙结构、岩电参数等实验分析数据有限，分析所得的测井解释参数往往不能较完整的对全区域、全井段储层有所反映。在已知沉积背景的情况下，测井相的划分和分类分析则为解决这一实际难题带来了可能，测井曲线是地层岩性的地球物理响应，相同的微相砂体其地球物理特征具有一定的相似性，以测井相为手段和桥梁，通过研究有分析数据的各微相砂体的孔隙结构特征，进而对相似的砂体间接进行孔隙结构分析，最终研究不同孔隙类型储层的岩电参数变化规律，从而根据地质成因和孔隙结构类型来视储层不同而分开选择参数模型，进而达到对全井段的精细测井解释之目的。

阿尔奇公式是利用电阻率曲线计算含油饱和度的经典方法，公式 中解释参数a、b、n、m的选取对解释结果往往有较大的影响。其中a、b（岩性系数）为与岩性有关的参数，取值一般接近于1；n（饱和度指数）定义了含水饱和度间与储层电性特征间的数量关系；m（胶结指数）表现为地下地质体的一种综合响应，是反映储集层孔隙结构的参数，对孔隙结构具有非均质性的储集层常常变化较大。

针对研究区不同微相砂体储集层孔隙结构具有差异性这一特点，在本次解释中，对不同孔隙结构类型的储层分类分析了其孔隙度与各岩电参数a、b、m、n的变化规律（图4）。分析结果表明，储层的孔隙结构类型和特征对m值的变化起了主导作用，低孔渗储层段胶结指数与孔隙度表现出较好的相关性，非低孔低渗储层段胶结指数m与孔隙度等参数之间则没有明显规律，最终其参数选择见表1。

表1 不同类型储层的a、b、m、n参数值

最终，利用上述方法，对研究区X井沙河街组沙三段的低孔低渗储层段进行了实测井解释，发现了一系列的可能存在的低孔低渗型油气藏，测井解释成图如图5所示。

5 结论

依据实验分析数据，以测井相为手段和桥梁，对南海东部某油田沙河街组储集层分类分析，针对不同孔隙结构类型的储集层选择不同的岩电参数分类进行测井建模解释，可较好地改善和提高低孔低渗储层测井解释的准确性。

图4 不同类型储层孔隙度与m值变化关系

图5 测井解释成果

参考文献

［1］唐海发，彭仕宓，赵彦超.大牛地气田盒2＋3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价［J］.矿物岩石，2006，（3）.

［2］马明福，方世虎，张煜，史文东.东营凹陷广利油田纯化镇组低渗透储层微观孔隙结构特征［J］.石油大学学报（自然科学版），2001，（4）.

［3］杨勇，达世攀，徐晓蓉.苏里格气田盒8段储层孔隙结构研究［J］.天然气工业，2005，（4）.

［4］孙小平，等.复杂孔隙结构储层含气饱和度评价方法［J］.天然气工业，2000，20（3）：41～44.

［5］张明禄，石玉江.复杂孔隙结构砂岩储层岩电参数研究［J］.石油物探，2005，（1）.

［6］张龙海，周灿灿，刘国强，等.孔隙结构对低孔低渗储集层电性及测井解释评价的影响［J］.石油勘探与开发，2006.（6）.

［7］张喜，胡纪兰，张利，等.吐哈盆地特低孔低渗油气层测井解释方法研究［J］.石油天然气学报，2007，（3）.

［8］张龙海，周灿灿，等.不同类型低孔低渗储集层的成因、物性差异及测井评价对策［J］.石油勘探与开发，2007，（6）.

［9］颜泽江，唐伏平，等.洪积扇砂砾岩储集层测井精细解释研究——以克拉玛依油田为例［J］.新疆石油地质，2008，（10）.

［10］张龙海，刘忠华，等.低孔低渗储集层岩石物理分类方法的讨论［J］.石油勘探与开发，2008，29（5）：557～560.

［11］张龙海，刘忠华，周灿灿，等.近源砂岩原生孔隙储集层岩石相控建模及其应用［J］.石油勘探与开发，2008，（6）.

［12］赵澄林，胡爱梅，等 油气储层评价方法（SY/T6285-1997）［S］.北京：石油工业出版社，1998.

［13］李丽霞.渤中地区第三系碎屑岩储层成岩作用研究［J］.中国海上油气（地质），2001，15（2）：111～119.

［14］刘正华，杨香华，陈红汉，等.黄骅坳陷歧南凹陷古近系沙河街组储集层物性影响因素分析［J］.古地理学报，2009，11（4）：435～445.

［15］谢武仁，邓宏文，王红亮，等.渤中凹陷古近系储层特征及其控制因素［J］.沉积与特提斯地质，2008，28（3）：101～107.

［16］宋鹍，金振奎，王晓卫，等.沉积相对储集层质量的控制——以黄骅坳陷王官屯油田枣、油层组为例［J］.石油勘探与开发，2006，33（3）：335～339.

［17］黄龙，田景春，等.鄂尔多斯盆地富县地区长6砂岩储层特征及评价［J］.岩性油气藏，2008，20（1）：83～88.

［18］邓运华，李建.渤中25-1油田勘探评价过程中地质认识的突破［J］.石油勘探与开发，2007，34（6）：646～652.

［19］杨香华，陈红汉，叶加仁，等.渤中凹陷大型湖泊三角洲的发育特征及油气勘探前景［J］.中国海上油气（地质），2000，14（4）：26～232.

［20］杨玉卿，潘福熙，等.渤中25-1油田沙河街组低孔低渗储层特征及分类评价［J］.现代地质，2010，24（4）：687～693

Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log Evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments’ data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.

Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation

---

昭阳区18355326906： 砂泥岩储集层孔隙度模型建立的几种方法 - ？
生诗铁泰： 分享到:收藏推荐 前言在储集层评价中,需要由测井解释确定的基本参数有岩层厚度、孔隙度、含水饱和度和渗透率.而利用测井资料计算地层孔隙度的解释模型与分析方法,是当代测井定量解释技术最成熟和最重要的组成部分,但绝大多数测...

昭阳区18355326906： 新人怎么开展测井解释工作 - ？
生诗铁泰： (1)你如果在相关技术部门工作,可以找某一个项目报告仔细看看,不用多,找一份最全的就足够了.比如某某油田的开发方案或者有利区预测等,基本上都要涉及到测井解释. (2)找到了之后,首先是理清楚它的工作流程或者说是工作思路,第...

昭阳区18355326906： 怎样做测井解释？
生诗铁泰： 你这太笼统了吧! 要做好测井解释,首先得把测井的原理弄懂.按常规测井来讲:9条曲线 分别是三条岩性曲线(CALI,SP,GR)三条孔隙度曲线(CNL,DEN,AC)三条电阻率曲线(RT,RI,RXO) 岩性曲线用来划分储层与非储层,孔隙度曲线用来计算储层孔隙度的大小,电阻率曲线用来判断储层的含油性.

昭阳区18355326906： 我是硕士研究生,毕业要求发的文章还没有搞定,我学的测井,高手们建议一下写什么方面的好发?非常感谢! - ？
生诗铁泰： 低孔低渗储层识别、 火山岩气层识别、低渗透储层识别方法研究综述、、、写综述之类的简单一些,大量的阅读文献总结别人的方法然后汇总写一篇国内该问题的研究方法综述.

昭阳区18355326906： 测井解释评价的主要储层参数有哪些 - ？
生诗铁泰： 测井解释评价的主要储层参数有: 储集层(空隙岩性储集层,裂缝岩性储集层等)、岩性评价(岩石类别,泥质含量,矿物含量等)、储集层物性的评价(孔隙度评价等)、储集层含油性评价(含油饱和度,含水饱和度,束缚水等)、产能评...

昭阳区18355326906： 通过哪些参数来做测井一次解释(越详细越好) - ？
生诗铁泰： 测井处理主要是得到储层的泥质含量,孔隙度,渗透率和饱和度,其中尤其饱和度最为重要;要得到这些这些参数,要确定骨架和泥质值及其公式,并根据分析资料确定公司中的一些常数,如果有岩心分析可以作为标定的依据,饱和度收多种因素的影响,要参考地质、压汞、相渗的资料加以佐证,孔隙度的计算准确性比较高,而渗透率则很难计算准确.至于解释则是根据测试数据来确定油层的解释标准,主要是泥质含量、孔隙度和饱和度标准,但是真正解释的过程中要考虑曲线的特征、构造位置、油藏特征的方面的因素综合的进行解释.兄弟,建议你找本书研究研究.

昭阳区18355326906： 测井曲线里的解释结论是怎么解释出来的,求详细答案 - ？
生诗铁泰： 其实解释就是一个计算的过程,根据研究出来的公式(比如阿尔奇公式)用测井测得公式当中的各种参数,然后根据公式计算出来,这个过程,是解释软件自动计算的,都比较智能化,出来的结论就直接是对应油、水、气等等信息.

昭阳区18355326906： 储层物性研究方法有哪些 - ？
生诗铁泰： 压汞法 铸体薄片观察(普通薄片也凑合能用):这里还可分为肉眼估计法、图片对比法、图像分析法、Photoshop分析法(张学丰等,沉积学报) 全直径测试 测井计算 地震解释

昭阳区18355326906： 测井资料解释分为哪几步 - ？
生诗铁泰： 测井资料解释分为现场解释和室内计算机精细解释;测井资料解释分为几步主要还是看你用哪个测井解释软件的,因为不同的测井资料解释软件需要的步骤不一样的.

昭阳区18355326906： 测井一次解释和二次解释的定义和区别 - ？
生诗铁泰： 测井一次解释,是在钻井完井后进行的解释.测井二次解释,是在试油后,根据试油资料,对测井解释作出校正.也就根据试油试采资料重新确立油水、油干介限,对测井资料作出重新解释.