鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地之一, 天然气地质资源量丰富, 投入勘探以来相继发现了苏里格、榆林、神木等多个大气田^{[1, 2, 3]}, 纵向上包含上古生界和下古生界两套主要含气层系, 探明储量主要集中在上古生界山西组、下石盒子组碎屑岩及下古生界马家沟组灰岩中。近年来随着天然气对外依存度的不断提高, 鄂尔多斯盆地加快了天然气勘探开发步伐, 勘探目标逐渐从成熟探区向新层系、新领域转变, 太原组灰岩作为上古生界主要地层之一, 其地层厚度分布稳定且连续性好。自2000年以来, 太原组灰岩作为主力勘探层系, 没有取得实质性进展后, 一直未进行重点勘探。在M 122井试气日产达1.11× 10⁴ m³后, 太原组灰岩储层又引起重视。近年的研究成果表明, 太原组灰岩储层具备天然气成藏基础条件和良好油气显示, 是目前新层系勘探开发的重要目标。

前人对于太原组灰岩储层含气性评价, 尤其是气测录井含气性评价研究相对较少^{[4, 5, 6, 7, 8, 9]}, 导致套用基于碎屑岩的常规方法气测录井解释结论与试气成果符合率低于56.0%, 未形成针对灰岩储层地质特征的气测录井解释新方法。本文通过分析对比气测录井影响因素, 筛选储层有效厚度、气测异常显示厚度、全烃基值抬升值等5项参数构建气测评价因子, 对太原组灰岩含气性进行了重新评价, 结合现场16口井试气成果, 建立气测评价因子解释图板, 绘制气测评价因子等值线图, 形成了针对灰岩储层地质特征的录井解释新方法, 该方法为鄂尔多斯盆地太原组灰岩勘探潜力评价和有利目标区优选提供了较为可靠的录井依据。

鄂尔多斯盆地二叠系太原组沉积背景为一套海陆过渡相沉积体系, 灰岩主要发育在榆林以南的大部分地区, 最厚可达20~35 m, 向盆地北部逐渐减薄以致缺失。太原组自下向上发育庙沟段、毛儿沟段、斜道段、东大窑段4套灰岩, 累计厚度5~30 m^{[10, 11]}, 其中斜道段海侵规模最大, 灰岩横向展布范围最广, 4套灰岩的叠合面积约2.5× 10⁴ km²。太原组灰岩储集岩以特低孔渗为特征, 溶蚀孔洞、裂缝是天然气的运移通道和储集空间, 灰岩储层孔隙度0.5%~4.0%, 平均2.3%, 渗透率0.01~1.0 mD, 平均0.42 mD, 大于0.1 mD的占37.1%。古岩溶和裂缝的发育有利于有效储层的形成, 局部构造鼻隆部位是天然气开发有利目标区。

气测录井作为一种实时油气测量方法, 在石油地质勘探中发挥着不可替代的作用。由于碳酸盐岩储层的储集空间类型复杂, 不同的储集空间流体在其中的渗透性有较大差异, 因而流体被检测出来的难易程度不同, 导致碳酸盐岩储层中气测值的波动范围较大, 而且鄂尔多斯盆地东部太原组灰岩气测显示, 组分主要为甲烷, 重烃组分较少或不全, 常规的皮克斯勒法、3H比值法和三角图板法等方法直接应用到碳酸盐岩储层评价中符合率较低、解释效果较差。此外, 气测录井评价难点还体现在资料的准确录取上, 钻井条件及录井设备^{[12, 13, 14]}是影响气测数据准确录取的关键因素, 主要表现为：气测数据采集条件不同, 气测值变化较大, 横向可对比性差; 气测曲线异常形态法无法定量化, 判断形态主观因素影响较大; 气测异常井段含有多个气测异常值, 仅用峰值、基值等单点数据判断增加许多不确定性^{[15, 16, 17, 18, 19]}, 因而其应用效果不尽如人意。气测录井评价影响因素多, 在解释过程中多用于单井纵向对比, 井间对比具有一定局限性, 而且多以定性的方式进行解释, 影响油气层评价的准确性, 不能真实反映出储层含气特征。针对上述问题急需寻找新方法、新思路确保油气层评价的准确性。

由气测录井难点可知, 仅用峰基比评价含气性存在很大的不确定性, 气测全烃相对峰面积更能反映出储层含气性。单井气测条件不同, 导致全烃基值存在差异, 钻遇较好气层后, 气测基值会有一个明显抬升, 因此全烃基值和基值抬升值在储层评价中也是储层含气性的重要指示参数。储层有效厚度和气测异常显示厚度也是影响单井产量的重要因素。

由气相色谱的测量原理可知, 全烃是连续测量, 组分是周期分析, 至于两者是何关系一直存在争论, 一种观点认为全烃近似等于组分之和, 另一种观点认为根据氢火焰离子化检测器（FID）对烃类碳效应计算全烃值^[20]。本文根据各组分燃烧释放出的热量, 换算成甲烷当量燃烧热, 进一步求出组分与全烃的函数关系, 重新计算全烃值（公式1）。在气测资料评价油气层时, 首先根据全烃峰值、基值和峰基比来判断气测资料的有效性, 然后再从3个方面考虑：一是全烃相对峰面积; 二是储层有效厚度、气测异常显示厚度; 三是钻开油气层后全烃基值抬升值的大小。其中全烃相对峰面积为气测异常井段内全烃异常值与基值之差再求和（公式2）。

为加强气测录井井间可对比性, 减少解释不确定性, 筛选气测全烃基值、全烃相对峰面积、储层有效厚度、气测异常显示厚度、全烃基值抬升值5项参数构建气测评价因子（F）, 实现录井含气性定量评价（公式3）。

T_g=C₁+1.75C₂+2.49C₃+3.21iC₄+2.98nC₄+3.97iC₅+3.64nC₅ （1）

f（T_g）=∑ （T_g-G_j） （2）

F=f（Tg）Gj2Gt×H×h（3）

式中：T_g为全烃, %; C₁为甲烷, %; C₂为乙烷, %; C₃为丙烷, %; iC₄为异丁烷, %; nC₄为正丁烷, %; iC₅为异戊烷, %; nC₅为正戊烷, %; f（T_g）为全烃相对峰面积, %; G_j为全烃基值, %; F为气测评价因子; G_t为全烃基值抬升值, %; H为储层有效厚度, m; h为气测异常显示厚度, m。

从公式（3）可以看出, 储层含气性与全烃相对峰面积、全烃基值抬升值、储层有效厚度、气测异常显示厚度正相关, 与全烃基值的平方负相关。在气测异常显示厚度和储层有效厚度相同情况下, 全烃相对峰面积越大, 基值抬升越高, 含气性越好; 在气测参数值相同情况下, 气测异常显示厚度和储层有效厚度越大, 含气性越好。该方法有效减小了数据采集因素影响, 可实现横向对比; 利用全烃相对峰面积取代天然气组分, 解决了传统公式无法使用的问题; 气测曲线异常形态法定量化, 消除主观因素影响; 多参数评价, 消除单点数据的不确定性。

气测评价因子是建立在气测录井基础上的衍生参数, 主要是为了评价储层的含气性, 储层含气性评价的准确性最终需要通过单井产量来衡量, 因此挑选太原组灰岩经单层试气改造的16口井（16层）计算其气测评价因子, 以F为横坐标, 以日产气量为纵坐标, 建立F与日产气量交会图板（图1）。由图板可知, 日产气大于1× 10⁴m³的有10口井, F均大于1 700; 日产气小于1× 10⁴ m³的有6口井, 其中4口井F小于800。F大于1 700的有12口井, 其中日产气大于1× 10⁴ m³的有10口井, 占比83.3%。这表明, F与日产气量具有较好的匹配性。

图1

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	图1 F与日产气量交会图板

根据F绘制鄂尔多斯盆地东部某区块太原组灰岩气测评价因子等值线图（图2）, 从图中可以看出, 日产气量与F明显正相关, F呈南北向条带状展布, 与太原组灰岩储层高产井空间分布特征吻合率较高。根据该等值线图可对新井进行产能预测, 为进一步优选勘探开发有利区提供较为可靠的依据。

图2

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	图2 太原组灰岩气测评价因子等值线图

Q 39井位于陕西省榆林市横山区, 为一口预探井, 构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。该井钻遇灰岩储层8.3 m, 测井解释55号层、56号层为含气层, 厚度共计4.1 m（图3）, 全烃峰值34.632 6%, 基值2.771 9%, 气测异常显示厚度6.0 m。

图3

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	图3 Q 39井测录综合解释图

应用气测评价因子公式计算：该井f（T_g）为152.006 7%, G_j为2.771 9%, G_t为15.822 3%, H为4.1 m, h为6.0 m, 最后计算气测评价因子F为7 700.4。根据F与日产气量交会图板（图1）, 预测该井日产气大于1× 10⁴ m³, 结合气测评价因子等值线图（图2）可知, Q 39井与Q 2井距离较近, 并且F小于Q 2井, Q 2井日产气为2.06× 10⁴ m³, 因此预测Q 39井日产气小于2.06× 10⁴ m³。又考虑到M 122井日产气为1.10× 10⁴ m³, Q 39井与M 122井级别处于同一等值线, 预测Q 39井储层改造后日产气约为1.10× 10⁴ m³（图1）。后期在井段2 801~2 803 m、2 817~2 820 m采用“ 稠化酸+胍胶+陶粒” 进行酸化压裂改造, 测试日产气1.067 8× 10⁴ m³, 试气结果与预测结论基本一致。

（1）筛选气测全烃基值、全烃相对峰面积、储层有效厚度、气测异常显示厚度、全烃基值抬升值5项参数构建气测评价因子, 储层含气性与气测全烃相对峰面积、储层有效厚度、气层异常显示厚度、全烃基值抬升值正相关, 与全烃基值的平方负相关。

（2）结合试气数据建立鄂尔多斯盆地太原组灰岩储层气测评价因子解释图板, 并绘制气测评价因子等值线图, 发现试气日产气量与气测评价因子值明显正相关, 利用该图板和等值线图预测评价的气井单井产能与试气结果吻合度较高, 为录井解释评价提供了一种新的解释途径, 能较大提高录井解释符合率, 具有重大的推广价值和应用前景。

（编辑 卜丽媛）