致密砂岩孔隙毕业论文

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＠。

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％～％，平均％，渗透率分布范围～ mD，平均 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围％～％，平均％，渗透率分布范围～ mD，平均 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围％～％，平均％，渗透率分布范围～ mD，平均 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围％～24％，平均％，渗透率分布范围～ mD，平均 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围％～％，平均％，渗透率分布范围～，平均 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 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于～之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为～μm，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～ MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于～μm，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 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μm，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

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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 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 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

李秀鹏 肖开华 冯动军

（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 致密砂岩储层的沉积微相精细刻画工作具有一定难度。研究中，以岩心和测井资料的沉积相解释结果为依据，综合利用90°相位分析、地层切片、地震属性和神经网络波形分类等地震沉积学技术，对新场须二段致密砂岩储层沉积微相的研究效果较好，可以精细刻画出新场须二段沉积微相发育特征和沉积演化过程。通过地震沉积学研究发现，新场须二段主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂和分流间湾等沉积微相以及三角洲前缘沉积亚相，其中水下分流河道和河口坝是新场须家河组二段优势沉积微相，沉积物源主要来自西北和东北方向，在沉积过程中河道由西向东迁移。

关键词 新场地区 须家河组 致密砂岩 地震沉积学 沉积相

Seismic Sedimentology of Xujiahe－2 Formation Tight Sand

Reservoir in Xinchang Area，Sichuan Basin

LI Xiupeng，Xiao Kaihua，Feng Dongjun

（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 1 00083，China）

Abstract The fine description of sedimentary microfacies in tight sand reservoir is challenging for many this study，based on the core and log data analysis results，the seismic sedimentology techniques including 90 phasing，stratal slices，seismic attribute and seismic waveform classification were superior in the sedimentary microfacies description of tight sand reservoir and the sedimentary microfacies and process were dominant facies of underwater distributary channel and channel mouth bar were identified with the analysis results of single well facies，section facies and normal seismic material source of lower section was from northwest，while the source of middle section was from northwest and northeast，the source of upper section was from northwest，thus the source directions changed from northwest to northeast.

Key words Xinchang area；Xujiahe Formation；tight sand；seismic sedimentology；sedimentary facies

随着常规储层勘探开发难度的增加，人们越来越重视低渗透油气田的勘探和开发工作［1，2］，储层综合评价和油气藏精细描述是有效开发这类气藏的基础。新场气田须家河组二段砂岩平均孔隙度为％，平均渗透率为×10－3μm2，属于典型的低孔低渗致密储层，而其内部发育良好的圈闭和储层条件。

近年来，诸多学者针对须家河组致密砂岩气藏进行了储层评价和气藏描述研究［3～7］，但由于新场地区须家河组气藏的极端复杂性，随着滚动勘探开发认识程度的不断深入，钻井、测井、测试、试采和样品分析资料逐步增多，特别是进入开发阶段后对储层的认识不足不断暴露出新的问题，气藏的沉积微相精细刻画、储层综合评价和气藏描述等工作还需要深入研究，必须加强沉积微相精细刻画、储层综合评价和气藏描述等工作。

常规地震勘探技术在沉积微相识别、储层预测和裂缝预测等工作中面临巨大挑战，本研究以岩心和测井资料等为依据，综合90°相位分析、地层切片、地震属性和地震相等地震沉积学方法，精细刻画新场地区须二段沉积微相分布特征，分析其沉积过程，为新场须二段的储层综合评价和气藏精细描述等工作奠定基础，以指导新场须二段气藏下一步的开发工作。

1 区域地质概况

新场构造位于四川盆地川西坳陷孝泉－丰谷北东东向隆起带的西段（图1），南接彭州－德阳向斜，北临梓潼凹陷，西为鸭子河构造，东靠合兴场构造，新场构造是孝泉－新场复式背斜的新场局部圈闭。孝泉－丰谷构造带整体构造形态西高东低，构造带内发育有近斜列展布的孝泉－新场构造带和高庙子－丰谷构造带，在这两个斜列的构造带的结合部位与合兴场－石泉场南北向构造带交错、复合形成较为复杂的构造形态。

图1 新场地区区域位置

新场地区须二段埋藏较深，平均深度在4900m，平均地层厚度约600m，主要发育砂岩，是一套砂泥岩频繁不等厚互层沉积。须家河组沉积时期，川西坳陷位于龙门山类前陆盆地的前缘坳陷带沉积中心，从三叠系须家河组到侏罗系以碎屑岩沉积为主。来自西北部龙门山造山带的沉积物、东部川中古隆起的沉积物和北部米仓山－大巴山造山带西侧的沉积物，都在川西坳陷发生搬运和沉积。

2 沉积微相发育特征

在区域沉积环境分析研究的基础上，结合岩心、沉积构造和测井曲线，对新场地区须二段单井沉积微相进行了识别，新场须二段主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝和远砂坝等微相以及前三角洲亚相。

辫状河三角洲前缘亚相

水下分流河道微相

水下分流河道微相在须二段中亚段和上亚段较为发育。在叠置程度高部分区域单层砂岩厚度大，岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，以中粒为主，部分粗粒和细粒，分选中等或较好，有时见炭质条纹及斑块。常呈正粒级韵律，GR曲线常见钟形和箱型（图2），常伴生有河口坝微相。底界与下伏地层突变接触，底部冲刷面交错层理、平行层理发育。

河口坝微相

河口坝微相是沉积于水下分流河道河口附近的砂坝，由于河流携带能力减弱，往往在河口附近部分沉积巨厚的砂体，形成典型的三角洲前缘斜坡带，并随着三角洲推进向前进积［8］。河口坝微相单一连续的砂岩层厚度大，无明显冲刷面和泥岩隔层，岩性主要为中—细砂岩，部分粉细砂岩和粉砂岩，正粒序和逆粒序都有，渐变性多，突变性少，一般在米级长度内可显其变化。测井相为漏斗型、箱型，部分逆粒序特征清楚（图2），顶面多与深色泥页岩突变接触。

远砂坝微相

河口坝前端向湖倾斜部分，由于河流搬运力量进一步减弱及湖浪改造的增强，岩石粒度偏细，以细—粉砂岩为主，部分呈砂泥互层，常与河口坝和湖相泥等微相互层组合。测井组合特征为漏斗型（图2），底界为渐变接触，顶部大多数为突变接触，主要发育于三角洲前缘远端。

席状砂微相

席状砂位于河口坝沉积区的侧翼或前缘，砂体常连片分布，受波浪作用较强。岩性主要以薄层状细、粉砂岩与泥岩构成薄互层，分选磨圆较好，砂层厚度一般较小。砂岩中常见浪成波状层理和少量透镜状层理。测井电性特征为小至中幅度齿状指型（图2），反映砂岩和泥岩交互。垂向上常呈反韵律或复合韵律。

分流间湾微相

岩性以粉细砂岩、粉砂岩为主，夹有泥质粉砂岩。砂体平面上发育于水下分流河道之间，呈长条状和片状展布，电测曲线呈指型或微齿化指型互层（图2）。

前三角洲亚相

前三角洲相位于三角洲前缘前方浪基面以下的部位，实际上属正常浅湖或浅湖相沉积，主要为泥页岩和粉细砂质泥岩（图2），颜色较深，多见水平层理，常含有滑塌浊积岩透镜砂体。

图2 新场地区X10井须二段单井沉积相柱状图

3 地层切片

地震资料90°相位转换

90°相位地震资料振幅可以和岩性有较好的对应关系，这样地震剖面可以看作地质岩性剖面进行解释，地震资料90°相位转换是进行地震沉积学的一个关键方法［9，10］。将地震资料转换为90°相位时，一般负振幅（红色振幅）对应着砂岩，而正振幅（黑色振幅）对应泥岩，0°相位地震同相轴波峰和波谷对应地层界面，90°相位地震同相轴对应砂泥岩岩层（图3），新场须二段地震资料中同样可以通过90°相位转换来进行沉积形态和沉积样式分析。

图3 新场地区须二段0°相位和90°相位地震剖面对比

地震频率对地震同向轴的影响

子波的频率是通过分析振幅来确定最薄岩层的关键因素，地震高频成分可以提高地震资料的解释能力，高频地震资料可以提高剖面的分辨率，从而能显现更细致的地层特征［11，12］。高频率地震子波可以使时间地层单元比岩性地层单元显示更清晰的振幅特征，中等频率子波形成的时间地层单元和岩性地层单元振幅值相当，而低频率子波使岩性地层单元的振幅比时间地层单元要高。当地震子波频率发生变化时，地震反射同相轴的角度也会随之变化（有些等时的同相轴不随频率变化），新场气田须二段地震资料主频在7 ～20 Hz之间，低频地震剖面中下方反射同相轴在上方反射同相轴处尖灭，而高频地震剖面中下方反射同相轴一直近似水平发育，与上方反射同相轴平行。高频率地震资料反射同相轴一般沿较薄的等时沉积单元分布，而低频率地震资料反映较厚的穿时的低角度岩性单元。因此，在研究中倾向于使用高频地震资料，对地震资料进行了一定处理，突出其高频成分，这样可以更有利于研究等时的沉积层（图4）。

图4 90°相位地震同相轴随频率变化

地层切片分析

进行沉积样式分析，必须分析等时沉积面上的地震属性，这些地震属性可以较好地反映出岩性沉积单元，地层切片技术就是其中的主要技术，是考虑了沉积楔状体和生长断块的厚度变化梯度对沉积层进行等比例切片显示（图5）。

图5 新场须二段地层切片剖面位置

对新场须二段 地层切片进行了分析，选取了各砂组典型的地层切片分析沉积方向和沉积相展布（图6）。通过对典型地层切片分析认为， 主要的沉积方向来自西北方向，主要为河口坝和远砂坝沉积形态； 沉积方向主要为西北和东北两个方向，主要为分流河道和河口坝沉积形态； 主要的沉积方向为西北和东北两个方向，主要为水下分流河道和河口坝沉积形态； 的沉积方向主要为东北方向，主要为水下分流河道和河口坝沉积形态。通过对 典型地层切片的分析认为，须二段沉积方向从下到上从西北方向向东北方向发生迁移，沉积相形态以水下分流河道和河口坝为主。

图6 新场须二段典型地层切片属性图

4 地震属性和地震相分析

地震属性优选

不同的地震属性对不同岩性的敏感程度是不同的，在描述不同的对象时所起的作用也是不一样的，本次研究中分析了平均瞬时频率、平均瞬时相位、最大振幅属性、平均振幅属性、均方根振幅属性等地震属性，其中均方根振幅属性在本地区沉积相分析中效果最好（图7）。

图7 新场须二段均方根振幅属性图

均方根振幅属性可以反映出须二段 砂组主要的沉积样式和特征。 优势沉积相在研究区主体部位和西部，主要表现为河口坝的沉积形态； 优势沉积相主要分布在构造主体部位以及研究区东部和西部，主要为分流河道沉积形态； 优势沉积相主要分布在构造主体部位以及研究区西部和东北部，主要为水下分流河道沉积形态； 优势沉积相在研究区大面积分布，主要为水下分流河道和河口坝沉积。

神经网络波形分类地震相识别

在解释成果的基础上，利用三维地震数据体，采用神经网络波形分类的方法，对新场气田 砂组进行了地震相分析工作（图8）。从地震相图形态上，可以清楚地分析须二段 地震相的平面展布特征。 主要的沉积方向来自西北方向，主要为分流河道、河口坝和远砂坝的沉积形态； 沉积方向变为西北和东北两个方向，发育分流河道和河口坝的沉积形态； 主要的沉积方向为西北和东北方向，主要为水下分流河道和河口坝沉积形态； 的沉积方向主要为东北方向，主要为水下分流河道和河口坝沉积形态。

图8 新场须二段神经网络波形分类地震相图

5 沉积相发育特征

在区域沉积环境研究基础上，通过岩心观察、测井相和地震相分析认为须二段下亚段物源主要来自西北方向，中亚段和上亚段沉积时期物源区发生变化，中亚段物源主要来自西北和东北两个方向，上亚段物源主要来自东北方向。总体来看，自下而上（从早到晚）主体物源方向由西北向东北迁移。结合地层切片、地震属性和地震相等特征，利用单井相和剖面相分析成果对地震相进行了标定，综合分析须二段各砂组的沉积微相展布特征。有利储层的沉积微相主要为水下分流河道和河口坝，主要发育在须二段 及 砂组。

砂组物源主要来自西北方向，主要发育河口坝沉积，新6—联150—新场8附近发育远砂坝沉积，新场地区东南部主要为前三角洲亚相（图9（a））。该砂组储集砂体主要为河口坝和远砂坝沉积。

图9 新场须二段沉积微相平面图

砂组物源主要来自西北和东北方向，沉积相以水下分流河道为主。研究区主体及以西方向主要为三角洲水下分流河道沉积，其次发育河口坝，部分地区发育分流间湾沉积（图9（b））。该砂组储集砂体主要为水下分流河道。

砂组物源方向主要为西北和东北两个物源方向。研究区主体部位主要发育水下分流河道和河口坝，西北方向新场12—川科1—新10—新209井区和东北方向新场7—川孝565—新201—新2—新3一线主要为水下分流河道沉积，其他部位为河口坝沉积，局部见分流间湾沉积（图9（c））。该砂组储集砂体主要为水下分流河道和河口坝沉积。

砂组沉积物源主要来自东北方向。研究区主体部位以发育水下分流河道和河口坝为主，根据钻井资料分析认为，新场12—川科1井区存在相变，砂体变薄至尖灭，沉积微相以远砂坝为主，新场12井以西地区为前三角洲亚相，同时部分地区也发育分流间湾沉积（图9（d））。

6 结论

1）结合岩心和测井等单井沉积相研究结果，利用地层切片、地震属性和神经网络波形分类等地震沉积学技术，在新场须二段沉积微相研究中应用效果较好，可以精细刻画出沉积微相发育特征和沉积演化过程。

2）通过研究发现，新场须二段主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂和分流间湾等沉积微相以及三角洲前缘沉积亚相，其中水下分流河道和河口坝是新场须二段优势沉积微相，沉积物源主要来自西北和东北方向，在沉积过程中河道由西向东迁移。

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许小琼1，2 王志战3 慈兴华2 李云新2 刘彩霞2 牛 强2

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛 266555；2.中国石化胜利石油管理局地质 录井公司，山东东营 257064；3.中国石化石油工程技术研究院 测录井研究所，北京 100101）

基金项目：国家自然科学基金 “构造应变与砂岩成岩的构造非均质性特征”（编号41002034）。

作者简介：许小琼，女，高级工程师，现从事录井技术研究，E-mail：slljxxq＠。

摘 要：及时识别气层，是天然气勘探的首要任务之一。济阳坳陷致密砂岩气主要分布在东营凹陷、孤 北—渤南地区，主要有油型气和煤型气两种类型。由于储层具有物性差、非均质性强、成因复杂等特点，随 钻识别的难度较常规砂岩气层要大得多。结合主要致密砂岩气产区的地质特征，分析研究了气相色谱录井和 罐顶气轻烃色谱录井资料在不同类型气层上的响应特征和识别方法。结果表明，气相色谱录井和罐顶气轻烃 色谱录井对致密砂岩气具有较好的响应，两者相互补充，是随钻过程中直接判识气层最有效的两种地球化学 录井方法。钻遇明显气层时，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，全烃对比系数一般大于3，罐顶 气轻烃组分丰富，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000％。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含 量逐渐升高而重烃含量逐渐降低，在皮克斯勒烃组分比值图上自上而下依次为干气区、湿气区和煤成气区、 凝析气区。煤型气多位于罐顶气轻烃C5 -C7脂烃族组成三角图的中上部，油型气则落在其下部，且横向分布 较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。应用上述方法对济阳坳陷的致密砂岩气层进行识别，符合率达到了 ％，提高了随钻判识的准确率。

关键词：致密砂岩气；随钻识别；泥浆气；罐顶气；准确率

Recognition Method Of Tight Sandstone Gas While Drilling—A Case Study on Jiyang Depression

Xu Xiaoqiong1，2 Wang Zhizhan3 Ci Xinghua2 Liu Caixia2 Niu Qiang2

（ of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao 266555，Shandong，China； Company，Sheng Li Petroleum Administration Bureau，SINOPEC，Dongying 257064，Shandong，China； Logging Technology Department，Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）

Abstract：Gas recognition while drilling is one of the primary tasks of natural gas tight sandstone gas in Jiyang depression distribute in Dongying sag and Gubei-Bonan area，consists of oil-type gas and coal-type to such characteristics as poor petrophysics，strong anisotropy and complex origin etc，it is more difficult to recognize tight sandstone gas layer than regular sandstone gas on the Geological features of tight sandstone gas in Jiyang Depression，we deeply analyzed the logging response characteristics of mud gas and headspace gas on several different types tight sandstone gas，summing up the evaluation standard and recognition method while is proposed that because of obvious response and mutual supplement，mud gas logging and headspace gas logging are two effective geochemical logging methods while drilling .While drilling typical gas layer，total gas content is much higher than background value and coefficient of contrast is greater than the composition of light hydrocarbon is abundance and the content of C1-C4 light hydrocarbon is greater than one thousand percent .With the rise of evolution degree，the methane gas composition is increasing gradually and heavy hydrocarbons in gradually chart of Pixler Hydrocarbon component ratio of natural gas in turn is dry gas top-down，moisture and the coal-derived area， headspace gas C5-C7 aliphatic hydrocarbons group compositions triangle map，coal-type gas is in the upper，oil- type gas falls on the bottom，and transverse distribution of the wider，can be used to identify oil- type gas or coal-type aforementioned methods to recognize tight sandstone gas reservoirs，the accuracy rate was achieved percent，consequently improve the accuracy rate of tight sandstone gas recognition while drilling in Jiyang Depression.

Key words：tight sandstone gas；recognition while drilling；mud gas；headspace gas；accuracy rate

致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1×10-3μm2）、含气饱和度低（＜60％）、 含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气［1～4］，是常规天 然气资源最重要的后备资源之一。由于埋藏深度一般较大，习惯上也称为深层致密砂岩气［2］。济阳坳 陷密砂岩气类型丰富，按母质类型的不同有油型气和煤成气，按有机质的演化程度可分为热降解气和高 温裂解气，从测试结果来看，主要有干气、湿气、凝析气三种相态类型［5～7］。由于埋藏深度较大（一 般在4000m以下），储层的成岩演化作用强、物性差、成藏机理复杂［8～11］，岩屑荧光显示微弱或无荧 光显示，远不如含油岩屑容易检测，使得随钻识别的难度加大［12，13］。本文主要是从济阳坳陷致密砂岩 气产区的地质特点出发，在气层录井资料响应特征分析的基础上，研究随钻过程中气层的有效识别 方法。

1 研究区地质特征

图1 济阳坳陷构造纲要图

济阳坳陷致密砂气主要分布在东营凹陷北带和渤南洼陷的沙四段、孤北地区的石炭系—二叠 系［7，8，15～17］（图1）。东营凹陷和渤南洼陷沙四段为咸水湖—淡水湖相沉积，气源岩主要为暗色泥岩、 含膏泥岩，有机质类型好、丰度高，洼陷中心烃源岩均处于成熟—高成熟演化阶段。储集体主要为近岸 水下扇、扇三角洲前缘砂体及滨浅湖滩坝砂体，储集空间以粒间孔为主，地层压力为低压—常压。孤北 地区石炭系—二叠系则是—套煤系地层，发育黑色煤、碳质泥岩和深灰、灰黑色泥岩，有机质含量丰 富，以Ⅲ型母质为主，演化程度高，是本区主要的气源岩。储层为三角洲和河流相沉积砂岩，孔隙类型 以次生溶孔主，地层压力为低压—弱高压（表1，图2）。

表1 济阳坳陷致密砂岩气主要产区地质特征

图2 致密砂气产区综合柱状图

从储层物性来看，均属于非常规储层中的胶结为致密—很致密，储层物性评价为好—中等储 层［18］。东营凹陷北带主要为油型气，孤北—渤南地区深层天然气地球化学特征成因类型呈规律性变 化，由西向东从油型气逐步过渡到煤成气［16，17］。

2 致密砂岩气层录井资料响应特征

天然气录井的主要任务是钻井过程中及时识别气层。当地层被钻开，地层中的油气通过两种途径进 入井筒，一是由钻头机械破碎后的岩屑携带进入；二是已钻开地层中的油气在压差的作用下以渗滤或扩 散的形式直接进入。气相色谱录井主要检测以游离态（气泡）和溶解态（溶于水或油）的形式存在钻 井液中的气体（泥浆气），是随钻过程中直接判识油气层最有效的一种地球化学录井方法。罐顶气轻烃 色谱录井则是检测岩屑或岩心中自然脱附出的罐顶气—轻烃（分子碳数C1 -C7的化合物［19，20］），而轻 烃的形成和演化与天然气息息相关，是天然气成因判识、气源对比的重要指标［16，19～23］。两者相互补 充，可以较全面对地下气层进行随钻检测。

气相色谱资料特征

研究区致密砂岩气在气相色谱资料上具有较强的响应，钻遇明显气层时，全烃含量（Tgas/％）明 显高于背景值，据此可进行随钻气层显示的检测。无论是油型气还是煤型气，气体组成中烃类气体均以 甲烷占有绝对优势，含量在％～％，重烃气 含量中乙烷和丙烷最为常见，碳数大于4 的烃类含量较低（表2）。油型气中甲烷分布范围较大，总体上由凝析气—湿气—干气随着演化阶段的 升高，甲烷相对含量（C1/％）逐渐升高，干燥系数η 逐渐变大。对于相同类型的气体，由 于地质条件的差异，气体组分特征上也有所不同。煤型气气测组分较为齐全，与油型气中的湿气和干气 具有相似的显示特征，仅依据气体组分含量难以识别气层类型。

表2 济阳坳陷典型致密砂岩气烃组分特征

罐顶气轻烃色谱资料特征

从表3中可看出，致密砂岩气具有丰富的轻烃组成，除干气甲烷占绝对优势且贫C6-C7轻烃化合 物外，其他类型气体的轻烃分布范围均较宽，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000，组分个数在 6～27，但在异戊烷/正戊烷（iC5/nC5）、C6-C7轻烃含量上存在较明显不同，可以用于气层类型的 识别。

表3 济阳坳陷典型致密砂岩气轻烃组成

3 致密砂岩气层录井识别方法

气层的定性识别

研究区地层压力较为一致，在相近的钻井条件下，地层含油气量越高、物性越好，钻穿单位体积油 气层进入钻井液的油气量就越多，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，常用全烃对比系数（异常值/背景值）来衡量异常显示的幅度；相对应地罐顶气轻烃的丰度就越高。相同层位，气层的显 示幅度要高于含气水层、干层。据气体组分、轻烃的丰度和组成特征就可以定性进行气层的快速识别（表4）。

表4 济阳坳陷致密砂岩气层录井参数评价标准

气层类型的识别

图3 济阳坳陷天然气皮克斯勒烃组分比值图

由于气体组分、轻烃组成特征随有机母质类型、成烃演化程度的不同而变化，可以用于划分天然气 成因类型、进行气源对比和评价其成熟度［15～17］。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含量逐渐升 高而重烃含量逐渐降低［16，19，20］，组分比值C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5依次升高，皮克斯勒烃组分 比值图（图3）自上而下依次为干气区、湿气区、凝析气区、油层区。煤成气落在湿气和凝析气区交汇 区，但折线的趋势与油型气存在明显不同，C1/C3、 C1/C4、C1/C5比值逐渐降低，可以较好地区分。

不同结构的轻烃（正构烷烃、异构烷烃、环烷 烃）在不同类型的母质中含量不同，腐泥型母质的轻 烃中富含正构烷烃、环烷烃，腐殖型母质的轻烃中则 富含异构烷烃［15～17］。济阳坳陷致密砂岩气中C5、C6 和C7脂烃族组成较明显地表现出上述特征（图4），煤型气多位于三角图的中上部，油型气则落在下部，且横向分布较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。

应用上述方法对济阳坳陷16口探井54个气显示 层进行识别，经测试验证，符合率达到了％，证 实了方法的可行性。

图4 济阳坳陷天然气C5-C7脂烃族组成三角图

4 结论

气相色谱录井和罐顶气轻烃色谱录井技术是随钻录井过程中快速检测致密砂岩气层的有效分析手 段，依据天然气的气体组分和轻烃丰度和分布特征可以定性识别气层，区分气层类型。但任何一项分析 手段难免会到复杂的钻井条件和地质条件的影响，使得识别方法总存在着某些方面的不足，在实际应用 过程中，应在充分了解地质特征的前提下，综合运用多种方法，互相参考和印证，以提高识别精度。

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