薩曼杰佩氣田老測井資料處理解釋與儲層評價

摘 要

摘要：針對土庫曼斯坦阿姆河右岸薩曼杰佩氣田測井資料存在系列老、項目少、早期探井和后期開發井測井項目不統一的現狀，通過不同測井資料間的相關分析，合理選用已有測井系列的測
摘要：針對土庫曼斯坦阿姆河右岸薩曼杰佩氣田測井資料存在系列老、項目少、早期探井和后期開發井測井項目不統一的現狀，通過不同測井資料間的相關分析，合理選用已有測井系列的測井資料，建立人工擬合聲波曲線的統計數學模型；通過對中子伽馬資料進行非線性校正，保證了測井解釋評價資料的相對合理和統一。在此基礎上，按照統一的測井解釋模型和參數完成了氣田內50余口老測井資料的精細處理解釋，進而完成了儲層的縱向分布特征和橫向展布特征分析。研究表明：該區硬石膏灰巖互層中儲層發育少而薄，橫向分布不穩定；層狀灰巖上部儲層發育好且橫向分布穩定，下部儲層發育差且橫向分布不穩定；塊狀灰巖儲層發育好，厚度大且橫向分布穩定。
關鍵詞：土庫曼斯坦；阿姆河右岸；儲集層；石灰巖；測井數據；處理；解釋；應用；評價
    薩曼杰佩氣田是土庫曼斯坦阿姆河右岸最大的整裝氣田，也是唯一投入開發過的氣田。該氣田1970年上報容積法儲量數百億立方米，1986年12月底正式投入開發，10～14mm油嘴，生產壓差2～3MPa，平均單井產量(40～50)×104m3/d，高峰期開井28口，年產氣33×108m3。前蘇聯解體后，土庫曼斯坦天然氣出口受阻，薩曼杰佩氣田也于1993年4月全面停產封存。為了實現阿姆河天然氣公司在2009年底實現年供氣50×108m3的工作目標，需要盡快重新對薩曼杰佩氣田進行儲層評價、儲量復算，并在此基礎上編制開發調整方案。由于薩曼杰佩氣田幾乎無可以有效利用的巖心資料，因此所有工作的基礎只能依靠對氣田老測井資料的處理解釋。
1 氣田老測井資料的合理應用
1.1 測井曲線相關分析和人工擬合聲波曲線
    通過不同測井資料間的相關性分析，確定選用自然伽馬、中子伽馬和電阻率資料建立人工擬合聲波曲線的統計數學模型[1]：
 AC=83.0590327+0.4878012GR-0.0029265RT-13.7667525NEUT
      R=0.89
式中：AC為聲波曲線預報值，μs/ft；GR為自然伽馬曲線值，mkr/h；RT為側向電阻率值，Ω·m；NEUT為中子伽馬曲線值，nAPI；R為復相關系數。
統計數學模型的復相關系數達0.89，統計量F=7834，表明所建立的人工擬合方程是“高度顯著”的；再將人工擬合的聲波曲線與實際測量的聲波曲線進行對比(圖1)，二者形態一致性良好，曲線大部分近于重合，表明選用人工擬合聲波曲線大體上可以滿足計算地層孔隙度的基本需要。
 
1.2 中子伽馬資料的非線性校正
    理論上中子伽馬資料可用于計算儲層孔隙度，但由于研究區目的層存在天然氣和高礦化度地層水的影響，使得中子伽馬測量的計數率變化幅度很小，無法反映儲層真實的孔隙度變化特征，因此需要對其進行非線性校正，具體非線性校正公式為：
    NEUT=NEUTn
式中：n為非線性校正系數，取0～2。
    非線性校正后，中子伽馬曲線幅度變化的靈敏性有很大提高，可以滿足孔隙度計算的要求(圖2)。
 
    通過上述技術處理后，基本保證了在現有條件下測井解釋評價資料的相對合理和統一。
2 儲層參數定量計算
2.1 泥質含量的計算
    薩曼杰佩氣田卡洛夫牛津階碳酸鹽巖中自然放射性的增高基本都對應著電阻率、中子伽馬值的降低和聲波時差的增高，說明高放射性是由泥質所致，因此可用自然伽馬值計算泥質含量。
    先用下式計算相對自然伽馬增量(AGR)：
    △GR=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)
式中：GRmax=14mkr/h；GRmin=1.5～3.5mkr/h。
    然后用土庫曼斯坦方面使用的經驗公式計算泥質含量：
    Vsh=0.65△GR1.9
2.2 孔隙度的計算
2.2.1利用聲波資料計算孔隙度
利用聲波資料采用威里時間平均公式計算孔隙度[2～3]：
 
式中：△tma為巖石骨架時差，由于現有測井資料不能求取實際礦物成分，故本次解釋時選擇卡洛夫-牛津階的主要礦物方解石的理論時差值(47.5μ/ft)作為巖石骨架時差；△tf取地層水時差值，即189μs/ft；△tsh為泥質時差，取平均值75μs/ft。
2.2.2利用中子伽馬值計算孔隙度
利用中子伽馬值計算孔隙度主要采用相關比較法，即將目的層的測量值與另外兩個已知孔隙度的區域性標準層的測量值進行比較來計算其孔隙度：
 
式中：N為目的層的中子伽馬測量值，nAPI；N1為致密巖石中子伽馬值，即最大值，nAPI；N2為純泥巖中子伽馬值，即最小值，nAPI；φ1為致密巖石孔隙度，取1%；φ2為純泥巖孔隙度，取22%。
2.3 含水飽和度的計算
薩曼杰佩氣田主要目的層XVp、XVm的主要儲集類型為孔洞型，裂縫發育，有一定的泥質含量，且目前難于確定飽和度參數，為此選用分散泥質的西門度方程求取含水飽和度：
 
式中：Rt為深探測電阻率，Ω·m；Rxo為淺探測電阻率，Ω·m；Sw為地層含水飽和度，%；Sxo為鉆井液侵入帶含水飽和度，%；Rc1為泥質電阻率，Ω·m；Vc1為泥質體積含量，%；Rmf為鉆井液濾液電阻率，Ω·m；Rw為地層水電阻率，Ω·m；C為系數，C=1～2。
含水飽和度計算總體上獲得了滿意的結果，對于無電阻率資料的井(早期探井)，可利用氣層段的孔隙度與含水飽和度關系反算出氣水界面以上的含水飽和度值。
3 儲層綜合評價
3.1 有效儲層標準確定
    由于沒有增加新的資料，借用原土庫曼斯坦方面研究結論，將5%作為有效孔隙度下限值，再根據氣田內多口單井純氣層段解釋的孔隙度和含水飽和度建立關系式，確定含水飽和度上限值為50%。
3.2 儲層縱向發育特征
    根據上述有效儲層標準，對薩曼杰佩氣田卡洛夫-牛津階主要目的層硬石膏灰巖互層(XVac)、層狀灰巖(XVp)、塊狀灰巖(XVm)進行了測井資料精細處理，其參數處理結果如表1所示。
表1 薩曼杰佩氣田儲層段測井解釋物性參數統計表
層位
φ(%)
K(10-3μm2)
井數
范圍值
均值
井數
范圍值
均值
XVac
49
5.3～14.1
8.0
49
2.67～15.17
6.58
XVp
47
6.2～14.7
10.2
47
3.98～16.02
9.66
XVm
44
5.5～17.0
10.7
44
3.08～19.22
10.47
3.2.1硬石膏灰巖互層(XVac)
    主要發育在厚層膏巖或灰質膏巖所夾的較薄層狀灰巖中，單層厚度較薄。據統計，在139段有效儲層中，單層厚度小于1m的有80層，占57.6%；1～3m的有50層，3～5m的有8層，大于5m的僅1層。這些儲層孔隙度不高，無Ⅰ類儲層，Ⅱ類儲層占14.80%，而Ⅲ類儲層占了85.20%。
3.2.2層狀灰巖(XVp)
    儲層主要發育層狀灰巖的在上部，單層厚度相對較大(最大單層厚度10m以上)，橫向分布穩定。據統計，在178段有效儲層中，單層厚度小于1m的有54層，占30.3%，大于5m的有20層。它們的單層厚度和物性都明顯優于硬石膏灰巖互層，但Ⅰ類儲層仍極少，僅占1.77%，Ⅱ類儲層占33.02%，Ⅲ類儲層占65.21%。
3.2.3塊狀灰巖(XVm)
    塊狀灰巖中儲層厚度大(最大單有效儲層厚度40m以上)。據統計，在154段有效儲層中，單層厚度大于5m的有50層，占32.5%，明顯好于層狀灰巖。它們物性也好，孔隙度最高可達20%以上，但從上向下有逐漸變差的趨勢。Ⅰ類儲層占21.87%，Ⅱ類儲層占37.87%，Ⅲ類儲層占40.28%。
    總體上說，通過儲層橫向對比可以看出，硬石膏灰巖互層(XVac)儲層發育少而薄，橫向分布不穩定；層狀灰巖(XVp)上部儲層發育好且橫向分布穩定，下部儲層發育差且橫向分布不穩定；塊狀灰巖(XVm)儲層發育好，厚度大且橫向分布穩定。
3.3 儲層橫向展布特征
在儲層橫向對比的基礎上，編制了層狀灰巖(XVp)、塊狀灰巖(XVm)有效儲層等厚圖(圖3、4)，層狀灰巖有效儲層厚度0～20m，不完全受構造控制，在Sam-17、Sam-15、Sam-6井區還受巖性控制；總體上高值區位于構造高部位，同時在構造高部位又分為東、西兩個高值區(厚度大于15m)，而中部有一個較明顯的低值區。塊狀灰巖有效儲層厚度0～90m，完全受構造控制。高值區位于構造高部位，最厚區在Sam-123～Sam-51～Sam-53井一線(厚度大于70m)。
 
4 結論
    通過對薩曼杰佩氣田現有測井資料的合理應用研究，完成了氣田內50余口老測井資料的精細處理解釋，其解釋結果與試油結論吻合程度高、效果好，達到了對氣田儲層進行綜合評價、儲量復算和地質建模的目的，為氣藏精細描述和開發調整方案的編制奠定了良好的基礎。
參考文獻
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[2] 曾文沖.油氣藏儲集層測井評價技術[M].北京：石油工業出版社，1991.
[3] 車卓吾.測井資料分析手冊[M].北京：石油工業出版社，1995.
 
(本文作者：包強 陳虹 張曉東 尹平 代琤 楊銳 川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院)