趙俊峰，田素月，李鳳琴，侯立云

（中石化中原石油工程有限公司地球物理測井公司，河南 濮陽457001）

0 引 言

S探區(qū)油氣勘探工作不斷取得新進展，2010年4月，A井在騰上白云質泥巖地層獲得8．96t／d工業(yè)油流，發(fā)現(xiàn)了該類新型油藏。隨后在已測試的10口井中，有8口井獲得工業(yè)油流，其中B井更是獲得了23．6t／d的高產油流。至此，S探區(qū)白云質泥巖縫洞型油藏初見規(guī)模。

該類白云質泥巖縫洞型油藏單層厚度不大，具有巖性復雜、泥質含量高、縫洞發(fā)育、油水關系復雜的特點，測井解釋存在兩大難題亟待解決。①油水、油干層界限劃分困難。高泥質含量與縫洞很大程度上掩蓋了電阻率大小對油層的指示，致使油水界限不清、油干層界限模糊，存在低電阻率出油、高電阻率出水現(xiàn)象。②儲量關鍵參數(shù)計算困難。泥質對孔隙度、滲透率、飽和度的影響較大，加上阿爾奇公式不適合該類儲層，計算儲量所需的儲層關鍵參數(shù)模型有待重新構建。由于對油藏類型認識不清，前人基本沿用了常規(guī)砂巖儲層的測井評價方法，致使該類油層測井識別正確率不高、儲層關鍵參數(shù)計算結果不準、儲量申報異常困難。本文通過測井響應機理及電性—縫洞關系研究，構建了儲量關鍵參數(shù)定量評價模型，形成了4種油層測井識別方法，有效解決了該類油層的測井識別難題。

1 儲層測井響應特征

由于縫洞型儲層的測井響應機理不同于孔隙型儲層，尤其是兩者的導電機理差異較大，再加上該類儲層泥質含量大（平均為60．5%），在裂縫與高泥質背景下，其測井響應特征既不同于孔隙型儲層，也不同于較純的海相碳酸鹽巖縫洞型儲層。由于早期認識的局限性（儲層類型尚無確定）與資料的有限性（僅有常規(guī)測井資料），測井解釋人員基本沿用了孔隙型儲層測井響應特征對該類儲層進行識別與劃分，致使一部分油層在一開始就被誤判為水層或不產液的干層。

通過測井響應機理研究，結合巖心分析、測試投產資料及區(qū)域地質特征，強化常規(guī)測井—電成像測井—核磁共振測井資料的綜合應用，形成了各類儲層（油、水、干層）的5個典型測井響應特征：①電阻率在油層呈整體高值、相對低值，水層呈整體低值、相對低值，干層呈整體高值、相對高值特征；②盡管儲層的自然伽馬局部高值，但其自然電位呈（明顯）負異常；③儲層三孔隙度曲線（明顯）高于圍巖；④電成像測井資料指示儲層縫洞發(fā)育；⑤油層標準T2譜在300ms后仍有幅度、水層標準T2譜在300ms后幾乎沒幅度；油層差譜有信號、移譜移動慢；水層差譜無信號、移譜移動快。利用這些特征可快速識別油層、水層及干層。

2 電性—縫洞關系研究

多井取心資料表明，該類油藏縫洞含油、基質不含油，屬自生自儲油藏，因此縫洞的測井識別至關重要。利用“雙標定”技術，即巖心標定電成像、電成像標定常規(guī)測井資料，進行電性—縫洞關系研究。

（1）核磁共振測井資料能識別溶洞，但不能識別裂縫。核磁共振測井資料能否識別縫洞，國內外學者有不同見解。司馬立強等［1－2］通過巖心實驗認為，核磁共振測井資料很難識別裂縫。肖秋生、朱巨義等［3－4］實驗發(fā)現(xiàn)，以溶孔（洞）為主的巖心，其標準T2譜呈單峰分布；以（微）裂縫為主的巖心，其T2譜多呈單峰分布，譜多在T2截止值左側，于是認為核磁共振測井資料可以識別縫洞。

圖1 白云質泥巖高角度縫的核磁共振測井特征

上述學者得出的結論均來源于實驗，但這種基于不同巖樣的實驗有鮮明的區(qū)域地質特征。多井統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，裂縫發(fā)育的地層，無論是高角度縫（見圖1）、或是低角度縫、或是網狀縫，核磁共振測井T2譜上都沒有指示；而在溶洞發(fā)育的地層，T2譜峰靠后，反映地層物性好、可動流體較多。

裂縫張開度一般遠大于孔隙孔徑，裂縫發(fā)育地層的T2譜在大孔隙區(qū)間應有一定幅度；但由于裂縫孔隙度通常比較小，其信號幾乎淹沒在溶孔（或基質孔隙）信號中，這是核磁共振測井資料在S探區(qū)不能識別裂縫的主要原因。

（2）輔以常規(guī)測井資料，電成像測井資料可更好識別有效裂縫。裂縫只有在開啟狀態(tài)下才是有效的，該類裂縫稱之為自然裂縫或有效裂縫；但裂縫如被特殊物質充填，液體無法在其中流通，則視為無效裂縫［5－6］。尤其當裂縫被低電阻率物質（如泥質）充填時，這種泥質充填縫與泥漿充填縫（有效縫）的電成像測井響應特征極其相似，單獨利用電成像測井資料很難識別。輔以自然伽馬及三孔隙度測井曲線評價的地層巖性結果，可很好地識別天然裂縫。白云質發(fā)育的泥巖，其中發(fā)育的裂縫為有效裂縫；白云質不發(fā)育的泥巖，其中的裂縫為泥質充填縫。

（3）常規(guī)測井資料可半定量表征裂縫，一般認為裂縫（無論何種產狀的裂縫）發(fā)育的地層，電阻率呈“凹”狀、聲波時差增大［7－8］。研究發(fā)現(xiàn)，“電阻率呈‘凹’狀、聲波時差增大”的裂縫特征只出現(xiàn)在低角度裂縫（其傾角小于57°）發(fā)育的地層中；而傾角大于57°的高角度裂縫，相應地層的電阻率呈“凸”狀、聲波時差減小或不變。

3 儲量關鍵參數(shù)評價模型

3．1 縫洞孔隙度評價模型

（1）利用經巖心刻畫后的裂縫寬度求取單位長度井柱的裂縫累計體積作為裂縫孔隙度。假定傾角為θ的裂縫斜切井柱，其切面是一長軸為b、短軸為a的橢圓（見圖2）。則高為H的圓柱體積V為

總的裂縫孔隙體積為

于是得裂縫孔隙度為

圖2 過井裂縫展開示意圖

可據S Mluthi和P Souhaite的研究成果［9］計算第i條裂縫寬度Wi，即

式中，φf為裂縫孔隙度，%；θi為第i條裂縫的傾角，（°）；Vi為第i條裂縫的孔隙體積，mm3；Wi為第i條裂縫的寬度，mm；Rm為泥漿電阻率，Ω·m；Rxo為侵入帶電阻率，Ω·m；p（一般取0．004801）、q（一般取0．863）分別為與儀器有關的常數(shù)；Ue為測量電極與回流電極間的電位差，V；Ib（h）為深度h處電極的電流值，μA；Ibm為天然裂縫處的電流測量值，μA；h0為裂縫對電極測量值有影響的開始深度，m；hn為裂縫對電極測量值有影響的結束深度，m。

（2）采用三孔隙曲線法計算溶洞孔隙度（φd），即用中子—密度交會求總孔隙度（φ），用聲波時差計算基質孔隙度（φb），兩者之差再減去裂縫孔隙度便為φd。由于縱波時差主要反映基質孔隙和水平裂縫，一般并不反映溶洞［10］，縱波時差計算的孔隙度可作為φb，利用上述方法計算出的φf，進而可定量評價溶洞孔隙度

3．2 飽和度評價模型

由于裂縫極易引起泥漿強侵入，致使電阻率測量值偏離原狀地層；再者，高含量泥質產生的附加導電性，會再次降低地層電阻率的測量值。因此，基于砂巖粒間孔隙建立的阿爾奇公式并不適合于該類儲層的含油飽和度計算。

（1）基于變膠結指數(shù)（m）方法消除裂縫對含油飽和度的影響。變膠結指數(shù)方法即選用阿吉勒拉公式［式（6）］，使得裂縫對含油飽和度的影響轉化為m對含油飽和度的影響。

式中，Vf為裂縫比例系數(shù)φf／φb，小數(shù)；mb為基質膠結指數(shù)（mb＝1．87＋0．019／φ），小數(shù)；φ為總孔隙度，%。

由于m的變化反映了儲層結構和孔隙膠結程度的變化，可依據裂縫發(fā)育程度自動計算m變化的方法，將均質地層解釋模式轉化為非均質地層解釋模式，從而實現(xiàn)在非均質裂縫型儲層中準確計算含油飽和度的目的。

（2）選用Waxman－Smits模型以消除高泥質含量對含油飽和度的影響，進而建立了更具普遍意義的廣義含水飽和度模型，利用迭代逼近的方法，實現(xiàn)了對非線性含水飽和度方程的數(shù)學求解。

式中，Ct、Cwash、Cw分別為地層電導率、泥質水電導率、地層水電導率，（Ω·m）－1；Sw為含水飽和度，%；Qvn為陽離子交換容量的歸一化參數(shù)，無量綱；φ為孔隙度，%；a、b、m、n為巖電參數(shù)。

4 縫洞型油層測井識別方法

4．1 電阻率—電阻率比值交會法

該方法中的電阻率為儲層電阻率值或層段電阻率整體值，層段電阻率整體值是指包括儲層及其上下圍巖（烴源巖）的層段電阻率值，電阻率比值是層段電阻率整體值與儲層電阻率大小的比值。對于自生自儲油層，圍巖的生烴能力決定著其能否成為真正油層，而圍巖的生烴能力與其電阻率大小正相關。因此，通過電阻率比值或層段電阻率整體值將圍巖的生烴能力納入到自生自儲油層識別中，彌補了因高含量泥質與縫洞影響，儲層電阻率大小無法準確指示油層的不足。同時，電阻率比值可較好地劃分滲透層，從根本上克服了電阻率—孔隙度交會法等測井識別油層傳統(tǒng)方法的缺陷。

研究表明，油層的電阻率比值大于1．1、層段電阻率整體值大于40．0Ω·m、儲層電阻率大于20．0Ω·m；水層的電阻率比值大于1．1、層段電阻率整體值小于12．0Ω·m、儲層電阻率小于9．0Ω·m；干層的電阻率比值小于1．1（見圖3）。

圖3 儲層電阻率—電阻率比值交會圖

4．2 核磁共振銳化處理識別法

通過將求取可動流體孔隙度的標準T2截止值向遠端設定，由于油的橫向弛豫時間大于水，且油的標準T2譜低緩、水的標準T2譜高陡，總存在一個臨界（工區(qū)為300ms），在這個臨界→∞間，水的T2譜幅度幾乎為0，而油的T2譜幅度仍較大（見圖4），此時計算出的可動流體孔隙度（稱之為仿可動流體孔隙度）雖不能指示地層的可動流體大小，但由于油層的仿可動流體孔隙度遠大于水層，油信號經銳化處理得以突出，因此利用它可很好地判別儲層的流體性質。研究得出的油水仿可動流體孔隙度界限為1．4%。

圖4 核磁共振T2譜經銳化處理示意圖

4．3 Rt－ΔSP交會法

該方法是利用層段電阻率整體值或儲層電阻率值（RILd）與自然電位幅度（ΔSP）交會識別油層。ΔSP可較好地識別出干層，層段電阻率整體值（或儲層電阻率值）可較好地表征儲層的含油性，即可較好地區(qū)分開油層與水層。該法彌補了電阻率—孔隙度交會法無法區(qū)分油層與干層的不足。圖5所示，當ΔSP＞10mV，RILd）≥20Ω·m時，為油層；當ΔSP＞10mV，20Ω·m＞RILd）＞9Ω·m時，為油水同層；當ΔSP＞10mV，RILd）≤9Ω·m時為水層；ΔSP≤10mV，為干層。

圖5 儲層電阻率—自然電位交會圖

4．4 海拔深度—電阻率交會法

起初，勘探地質家認為該類油藏類是無油水邊界的巖性油藏，即油藏是與構造高度無關的單一巖性油藏，但隨后在凹陷深處部署的井并未獲得油流。為論證這一結論的可靠性，通過作海拔深度—儲層電阻率交會圖，結果發(fā)現(xiàn)，該類油藏在海拔－474m處存在油水邊界，油藏類型應屬構造－巖性油藏。海拔深度—電阻率交會法，不僅提高了測井識別油層的正確率，也厘定了該類油藏的類型。

5 油層判別標準

根據研究形成的油層識別方法，依次優(yōu)先考慮電阻率比值、儲層電阻率、層段電阻率、仿可動流體孔隙度、海拔深度等要素，建立了相應油、水、干層的判別標準（見表1）。

表1 S探區(qū)白云質泥巖縫洞型儲層測井解釋標準

6 應用實例

該技術先后應用于S探區(qū)的完井方案、測試選層中，通過對21口完鉆新井跟蹤評價，測井解釋符合率由原來76．2%提升至90．5%。

圖6為B井測井評價綜合分析圖。圖6中36號層（1826．0～1827．8m）測井一次未解釋、37號層（1829．7～1831．5m）測井一次解釋為干層，36、37號層電阻率值分別為35Ω·m、18．7Ω·m，兩個層段電阻率整體值分別為42Ω·m、21．5Ω·m，電阻率比值分別為1．20、1．15；自然電位負異常；三孔隙度明顯高于圍巖層；這些特征均表明該層為滲透層。根據油層測井識別方法及油水測井解釋標準，兩個層二次解釋均為低產油層。圖6中34號層（1811．7～1814．0m）的電阻率值為65Ω·m、層段電阻率整體值為90Ω·m、電阻率比值為1．38，盡管自然電位負異常不明顯，依次優(yōu)先考慮電阻率比值、儲層電阻率、層段電阻率，綜合評價為低產油層。

2010年9 月對1809．4～1833．4m井段先射孔后壓裂，獲23．6t／d的工業(yè)油流，無水。34、36、37、38號層壓后的井溫曲線為明顯負異常，說明它們均為壓開的產層。壓裂結果及壓后的井溫均表明，測井二次解釋結果更為合理。

圖6 B井測井評價綜合分析圖

7 結 論

（1）利用形成的5個測井響應特征可快速有效劃分儲層；提出的4種油層測井識別方法，解決了高泥質含量縫洞型油層測井識別的技術難題。

（2）構建的裂縫孔隙度評價模型及變膠結指數(shù)廣義 Waxman－Smits含水飽和度方程，解決了該類油藏的儲量計算問題。

（3）該類油藏存在油水邊界（－474m），屬構造－巖性油藏，這有助于地質家及時調整油氣勘探方案，規(guī)避勘探風險。

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