田瀚，李明 （中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

占沉積巖總量20%的碳酸鹽巖所儲藏的油氣占據了世界油氣探明儲量的50%以上［1］，因此越來越受到石油工作者的關注。哈拉哈塘油田熱普區(qū)塊位于塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起奧陶系潛山背斜西圍斜哈拉哈塘鼻狀構造南翼斜坡部位上，北鄰輪臺凸起，南鄰北部坳陷，西接英買力低凸起［2］。自熱普x1井、熱普x2井、熱普x3井獲得高產后，預示著熱普區(qū)塊勘探開發(fā)潛力巨大。但是，由于碳酸鹽巖儲層非均質性極強，給碳酸鹽巖測井評價帶來了極大的挑戰(zhàn)，導致目前理論跟不上實際生產需要，制約了勘探進程。

哈拉哈塘油田熱普區(qū)塊奧陶系儲集空間類型大致分為4類：裂縫型、孔洞型、裂縫－孔洞型和洞穴型［3，4］。針對熱普區(qū)塊奧陶系儲層的特征，從儲層 “四性”關系、儲層的測井識別、儲層物性下限及分類標準等方面介紹了熱普區(qū)塊奧陶系儲層的測井解釋方法，給油田的生產提供了重要的指導意義。

1 研究區(qū)基本地質特征

1．1 巖性

經鉆井揭示，熱普區(qū)塊奧陶系儲層主要分布于上奧陶統良里塔格組三段 （O3l3）、中奧陶統一間房組 （O2yj）及中下奧陶統鷹山組一段（O1－2ys1）。

O3l3儲層巖性為灰白色亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶藻砂屑灰?guī)r、亮晶藻砂礫屑灰?guī)r。據巖心、巖屑資料統計，O3l3以亮晶顆?；?guī)r為主，占78．6%，顆粒泥晶灰?guī)r占21．4% （圖1）。

圖1 熱普區(qū)塊O3l3巖石類型柱狀圖

O2yj的儲集巖主要為亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r、亮晶鮞?；?guī)r、亮－泥晶生屑灰?guī)r、泥晶藻砂屑藻團塊灰?guī)r、托盤類生物障積巖和泥晶灰?guī)r。據巖心、巖屑資料統計，亮晶顆粒灰?guī)r占64．6%，泥晶顆?；?guī)r占9．9%，顆粒泥晶灰?guī)r占16．1%，泥晶灰?guī)r占9．3% （圖2）。

O1－2ys1的儲集層巖性主要為亮晶砂屑灰?guī)r、砂屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r［5，6］。據巖心、巖屑資料統計，亮晶顆粒灰?guī)r占39．4%，泥晶顆粒灰?guī)r占11．1%，顆粒泥晶灰?guī)r占10．6%，泥晶灰?guī)r占38．9% （圖3）。

圖3 熱普區(qū)塊O1－2ys1巖石類型柱狀圖

圖2 熱普區(qū)塊O2yj巖石類型柱狀圖

圖4 熱普區(qū)塊O2yj實測滲透率、孔隙度直方圖

1．2 物性

根據儲層巖心孔滲分析資料，熱普區(qū)塊O2yj巖心孔隙度在0．42%～2．29%之間，平均1．39%，主峰位于0．5%～1．5%之間；滲透率在0．011～3．870mD之間，平均0．340mD，主峰位于0．1～1mD （圖4）。O2yj灰?guī)r儲層的孔滲交會圖分析表明，孔隙度與滲透率相關性不明顯 （圖5）。

1．3 電性

熱普區(qū)塊奧陶系儲層電阻率變化范圍較大，從幾歐姆·米到幾千甚至上萬歐姆·米不等。通過對儲層電阻率的分析，得到了儲層與雙側向電阻率幅度的關系 （見表1）。

圖5 熱普區(qū)塊O2yj實測孔－滲交會圖

1．4 含油性

通過對熱普區(qū)塊巖心的觀察和含油氣情況分析，通常在砂屑灰?guī)r中能見到較好的油氣顯示，其含油級別一般為油斑、油跡，在粉晶、細晶灰?guī)r的晶間孔和裂縫中也有很好的油氣顯示，而泥質灰?guī)r僅在縫洞中可見熒光顯示，泥晶灰?guī)r中一般無油氣顯示。如熱普4井，在O2yj的巖心中可以看到灰色、褐灰色油斑砂屑灰?guī)r，在斷面處可見斑點狀黑色原油外滲，含油面積較大。

表1 熱普區(qū)塊儲層與雙側向電阻率幅度的關系

2 儲層測井評價

2．1 測井響應

2．1．1 裂縫型

裂縫型儲層的主要儲集空間為裂縫和少量沿層分布的溶孔。熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖儲層裂縫普遍發(fā)育，裂縫既是儲集空間，又是滲濾通道，當多組裂縫相互溝通或者裂縫與發(fā)育的溶蝕孔、洞儲集空間相互溝通時可成為好的有效儲層［7］（圖6）。研究區(qū)取心井和成像測井多處見延伸較長的連續(xù)和不連續(xù)的高角度縫半充填或充填方解石，這些裂縫都是較好的儲集空間，構成了研究區(qū)的主要儲滲空間［3］。

裂縫型儲層在常規(guī)測井測井響應上，雙側向電阻率降低，裂縫發(fā)育程度及產狀不同，深、淺電阻率的差異不同；三孔隙度曲線變化不大；一般自然伽馬值較低；井徑部分有擴徑現象；在電阻率成像測井圖像上可以觀察到未充填縫或泥質充填縫呈暗色正弦線線狀 （圖7）。

2．1．2 孔洞型

孔洞型儲層以溶蝕孔洞為主要儲集空間，該類儲層孔隙度和滲透率均較好，產能較高。在常規(guī)測井響應上，電阻率低，深、淺側向電阻率差異較小或不明顯；密度明顯降低；在成像測井圖像上可看到明顯較大面積的暗色斑點或斑塊 （圖8）。

2．1．3 裂縫－孔洞型

裂縫－孔洞型儲層以次生溶蝕孔洞為主要儲集空間，裂縫兼具滲濾性和儲集性，起溝通孔洞的作用。該類儲層具有較好的儲集能力［7］，為研究區(qū)重要的儲層類型，含油氣性較好。由于該類儲層綜合了裂縫型儲層與孔洞型儲層的特征，因此在測井曲線上也具有這2種儲層的響應特征，比較容易識別 （圖9）。

2．1．4 洞穴型

洞穴型儲層以洞穴為儲集空間，是熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖儲層最主要的油氣儲集空間類型。油井投產后產量高并能穩(wěn)產。該類儲層的儲集空間是指洞徑大于500mm的溶蝕空間，主要在地震剖面中進行識別。在地震剖面上表現為串珠狀反射特征，在鉆進過程中會發(fā)生鉆具放空、泥漿漏失等現象。

在常規(guī)測井響應上，電阻率大幅度降低；自然伽馬增高，且伴隨擴徑 （與充填程度有關）；三孔隙度曲線有明顯變化；在電成像測井圖像上可看到明顯的、較大面積的暗色斑塊 （圖10）。

圖6 熱普4井在O2yj砂屑灰?guī)r內發(fā)育高角度縫 （a）和順縫溶蝕孔洞 （b）

圖7 裂縫型儲層常規(guī)測井曲線及成像圖

圖8 孔洞型儲層常規(guī)測井曲線及成像圖

圖9 裂縫－孔洞型儲層常規(guī)測井曲線及成像圖

圖10 洞穴型儲層常規(guī)測井曲線及成像圖

2．2 求取儲層參數

2．2．1 數據處理

由于研究區(qū)目的層良里塔格組 （O3l）泥質含量普遍較高，O2yj泥質含量相對較低，巖性相對較純，但鉆遇O2yj且資料齊全的井很少。因此，對鉆遇O2yj的井，標準化取值井段主要選取O2yj井段；對未鉆遇O2yj的井，則選取泥質含量相對較低的O3l3。考慮到研究區(qū)目的層普遍受泥質影響，選取研究區(qū)各井孔隙度曲線的平均值的均值作為標準化取值。

2．2．2 泥質含量

采用自然伽馬曲線計算泥質含量［8］，計算公式如下：

式中：Ish為過渡參數；qAPI，max、qAPI，min分別為自然伽馬曲線在純泥巖與純灰?guī)r的最大值和最小值，API；qAPI為實測自然伽馬值，API；φ （sh）為泥質含量 （體積分數），1；C為經驗系數，取2．0。

2．2．3 孔隙度

熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖的主要儲層空間類型有裂縫、孔隙、溶蝕孔洞和洞穴，通過常規(guī)測井和成像測井資料相結合的方法，針對不同的儲層空間類型計算不同類型的孔隙度。

1）孔洞型儲層 由于孔洞極其發(fā)育，裂縫體積貢獻極小，因此，在孔洞型儲層發(fā)育段，應用組分體積分析程序計算的有效孔隙度可認為等同于孔洞孔隙度［9］。

2）裂縫型儲層 在含泥質的碳酸鹽巖地層，地層電導率可看作是地層泥質部分與包括裂縫在內的純巖性部分的電導率之和。所以在利用雙側向電阻率計算裂縫孔隙度時，須對雙側向電阻率進行泥質的附加導電校正，然后將校正后的深、淺電阻率代入研究區(qū)建立的簡化解釋模型中，即可對裂縫孔隙度進行估算。對于裂縫張開度則采用Sibbit等［10］提出的利用雙側向電阻率差異來估算裂縫張開度的方法。

3）裂縫－孔洞型儲層 該類儲層孔洞、裂縫均較發(fā)育，由于常規(guī)測井資料是地層的綜合響應，無法區(qū)分次生孔隙與原生孔隙。但研究區(qū)原生孔隙不發(fā)育，且有效體積也很小。所以，可以把孔洞孔隙度與少量原生有效孔隙度合并，作為廣義的孔洞孔隙度［11］：

Фkd＝Фe－Фf（3）式中：Фkd為孔洞孔隙度，1；Фe為有效孔隙度，1；Фf為裂縫孔隙度，1。Фe可以根據組分分析程序求得，Фf可以利用雙側向電阻率測井資料求得［11］，也可以由常規(guī)測井資料或成像測井資料求取，各有優(yōu)缺點［12］。從實際處理效果來看，成像測井資料手工拾取裂縫計算的結果相對準確可靠，但是成像測井計算的裂縫孔隙度不連續(xù)，且不能反映微裂縫［12］，因此，實際處理中主要采用雙側向電阻率測井資料計算。

2．2．4 飽和度

1）孔洞型儲層 由于其符合孔隙導電的機理，因此可以采用阿爾奇公式，但是要通過一定數量的巖電試驗來獲得巖電參數。研究區(qū)的巖電經驗參數分別為：巖性系數a＝1．0081，b＝1．08296；膠結指數m＝1．2567，飽和度指數n＝4．5592。

2）裂縫型儲層 一般認為裂縫孔隙中的束縛水飽和度極低，研究區(qū)利用法國石油研究院通過實驗得到的裂縫飽和度公式進行裂縫飽和度的估算［9］。根據熱普區(qū)塊裂縫發(fā)育的情況，該區(qū)裂縫飽和度為90%。

3）裂縫－孔洞型儲層 由于裂縫和孔洞的孔隙空間具有不同的導電特征，利用雙重孔隙結構導電模型來求取含油飽和度［4，9］。其響應方程為：

式中：Фmb為巖塊的孔隙度，1；上標mb、mf分別為巖塊、裂縫的地層膠結指數；上標nb、nf分別為巖塊與裂縫的飽和度指數；Swb、Swf、Sxo分別為巖塊、裂縫、沖洗帶的含水飽和度，1；ρmf、ρw、ρz分別為泥漿濾液、地層水、地層水與泥漿混合的電阻率，Ω·m；K1、K2為裂縫造成的畸變系數，一般取值為0．7～1．3之間；z為經驗參數，一般選用0．5～0．7；So為含油飽和度，1。

2．2．5 滲透率

由于碳酸鹽巖具有雙重介質，其滲透率不是由單一的基質孔隙滲透率或單一的裂縫滲透率決定，而是由基質孔隙滲透率和裂縫滲透率共同組成［13］。

1）基質孔隙滲透率 研究區(qū)一般是通過巖心分析孔隙度與對應樣品的滲透率進行交會，從而得到該區(qū)的經驗公式。

2）裂縫滲透率 應用測井資料計算裂縫滲透率是一個難題，研究區(qū)利用塔里木油田通過實驗得到的擬合關系式來估算裂縫滲透率［14］。

3 儲層分類

3．1 下限值

研究區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層屬于雙重孔隙介質，其裂縫和孔洞雖相互聯系，但又有獨立的儲滲性能，因此要分別求取裂縫和孔洞的有效孔隙度下限。

3．1．1 用測試資料確定有效孔隙度下限

由于研究區(qū)多井出現井漏或放空，導致有利儲層發(fā)育段缺乏測井資料，建立孔隙度下限圖版較為困難。該區(qū)毗鄰哈6井區(qū)，其儲層物性及電性響應特征較類似，因此借用了哈6區(qū)塊孔隙度下限圖版，其有效孔隙度下限為1．8%，裂縫孔隙度下限為0．04%。

3．1．2 類比法確定有效孔隙度下限

通過參考國內一些碳酸鹽巖油氣藏儲層評價標準與流體性質參數，一般油氣區(qū)的有效孔隙度下限取1．5%～2%，裂縫孔隙度下限取0．005%～0．04%；氣區(qū)有效孔隙度下限最低取到1．25%。對比分析認為，有效孔隙下限取1．8%，裂縫孔隙度下限取0．04%是比較合理的。

3．2 分類標準

依據上述確定的孔洞孔隙度和裂縫孔隙度的下限值，可將該區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3類［6，15］，劃分標準見表2。

表2 熱普區(qū)塊奧陶系儲層劃分標準表

經與測試資料對比 （表3），測井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲層與測試結果基本一致。測井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲層均有工業(yè)油氣流產出，說明測井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲層均為有效儲層。

表3 測井結果與測試結果對比表

4 結論與認識

1）碳酸鹽巖測井解釋是一個具有極強挑戰(zhàn)性的難題。研究區(qū)在進行碳酸鹽巖測井解釋時利用了多種處理技術，如最優(yōu)化處理技術、電成像定性與定量處理技術、以儲層分類為基礎的測井建模技術等［16］。

2）根據儲層孔隙空間的結構和組合，結合研究區(qū)的特點，合理地劃分儲層類型，根據不同的類型建立相應的解釋模型，提高了儲層參數的解釋精度。

3）在利用常規(guī)測井曲線進行裂縫型儲層的識別和參數計算時，還存在一定的誤差和多解性。應當充分挖掘成像測井所提供的大量信息，利用成像測井來彌補常規(guī)測井解釋的不確定性，加大對成像測井信息的分析。

4）需要進一步加深對儲層的基礎研究，了解儲層的基本特征，建立適合該區(qū)的測井解釋模型。

感謝塔里木油田碳酸鹽巖中心哈拉哈塘項目組為本文所提供的相關資料和數據！

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