石先達(dá)，闞延坤，覃恒杰，趙 毅

(1.中國石化江蘇油田分公司采油二廠，安微 天長 239300；2.中國石化華東石油工程有限公司測井分公司，江蘇 揚州 225000)

Z油田阜寧組低—特低孔儲層孔隙度測井計算改進(jìn)方法

石先達(dá)1，闞延坤1，覃恒杰1，趙 毅2

(1.中國石化江蘇油田分公司采油二廠，安微 天長 239300；2.中國石化華東石油工程有限公司測井分公司，江蘇 揚州 225000)

低—特低孔砂巖孔隙度由于受巖性的影響，儲層非均質(zhì)性強，骨架值不確定，難以用定值來表示，利用常用的單孔隙度法難以準(zhǔn)確求得地層真實孔隙度。提出從體積模型入手，首先對聲波時差曲線進(jìn)行灰質(zhì)校正，然后在泥質(zhì)較重的層段再進(jìn)行泥質(zhì)校正，最后利用巖心刻度測井方法求解系數(shù)，最終形成孔隙度模型。實際資料應(yīng)用表明，利用該方法計算的孔隙度與巖心分析結(jié)果吻合較好，較單聲波時差法計算的相對誤差從41%降到16%，計算結(jié)果可以真實反映低—特低孔儲層的孔隙度。

低—特低孔儲層 孔隙度 聲波時差 骨架值 測井

為了提高低—特低孔砂巖的勘探開發(fā)效率，準(zhǔn)確求取儲層孔隙度顯得尤為重要。以往用于計算地層孔隙度的常規(guī)測井方法有單孔隙度法、中子-密度交會圖法和巖心刻度測井法等[1-5]。對于中高孔儲層來說，孔隙度受巖性的影響較小，儲層較為均質(zhì)，常規(guī)測井方法計算的孔隙度能滿足這類儲層的孔隙度計算。而當(dāng)儲層物性較差，巖性對孔隙度的影響不能忽略時，儲層非均質(zhì)性強，地層骨架值變化較大，原先用于物性較好的地層孔隙度計算方法不能滿足物性較差地層的孔隙度計算。為此，筆者提出了從孔隙度影響因素考慮，結(jié)合體積模型和巖心刻度測井計算低—特低孔儲層孔隙度的方法，并將其應(yīng)用到蘇北盆地Z油田阜寧組，以計算地層的真實孔隙度。

1 油田概況

Z油田位于蘇北盆地金湖凹陷東陽次凹內(nèi)斜坡，主要含油層系為阜寧組，為三角洲前緣亞相沉積。

Z油田巖性以粉砂巖和細(xì)砂巖為主，孔隙度為2.34%～15.66%，滲透率為(0.10～5.03)×10-3μm2，屬于典型的低—特低孔特低滲儲層。

2 孔隙度影響因素

當(dāng)儲層物性較差，非均質(zhì)性較強時，孔隙度直接與三孔隙度曲線(聲波時差、補償中子和補償密度)建立的關(guān)系相關(guān)性較差(如圖1)，需要對孔隙度所受巖性影響進(jìn)行分析。從Z油田阜寧組物性實驗資料來看，本地區(qū)灰質(zhì)(碳酸鹽)含量分布在11.73%～35.63%，第一步考慮灰質(zhì)對孔隙度的影響。圖2是巖心分析的孔隙度與灰質(zhì)含量的關(guān)系，從圖上可以看出，本地區(qū)孔隙度受灰質(zhì)影響較大，因此，在孔隙度建模中需要考慮灰質(zhì)的影響。

圖1 巖心分析孔隙度與聲波時差關(guān)系

圖2 巖心分析的孔隙度與灰質(zhì)含量關(guān)系

第二步就是考慮泥質(zhì)對孔隙度的影響，由于本地區(qū)沒有粒度分析資料，泥質(zhì)含量采用經(jīng)驗公式來計算：

(1)

式中，Vsh為地層泥質(zhì)含量，%；GR為實際測量的地層自然伽馬測量值，API；GRmax為純泥巖地層自然伽馬值，API；GRmin為純砂巖地層自然伽馬值，API；ΔGR為自然伽馬相對值，小數(shù)；GCUR為泥質(zhì)含量模型參數(shù)，一般在新地層中取值3.7，在老地層中取值2。

圖3為巖心分析的孔隙度與計算的泥質(zhì)含量的關(guān)系，從圖上可以看出，在部分泥質(zhì)較重的地方，孔隙度受泥質(zhì)影響較大。綜合對孔隙度影響因素的分析，得出在孔隙度建模中需要考慮灰質(zhì)和泥質(zhì)的影響。

圖3 巖心分析的孔隙度與計算的泥質(zhì)含量關(guān)系

3 孔隙度計算方法

3.1 結(jié)合體積模型和巖心刻度測井計算孔隙度的方法

通過對孔隙度影響因素的分析，假設(shè)一個包括泥質(zhì)、灰質(zhì)、砂巖骨架和孔隙組成的體積模型[6-8](如圖4)，考慮到整個井區(qū)補償中子和補償密度測井資料較少，因此在孔隙度的體積模型推導(dǎo)上只考慮聲波時差，模型形式為：

AC=ACma(1-φ-Vsh-Vca)+ACshVsh+
ACcaVca+ACfφ

(2)

對聲波時差進(jìn)行灰質(zhì)和泥質(zhì)校正，公式(2)變形為

AC-ACshVsh-ACcaVca=
ACma(1-φ-Vsh-Vca)+ACfφ

(3)

當(dāng)Vsh和Vca可以求得時，公式(3)變形為：

AC-ACshVsh-ACcaVca=B+Aφ

(4)

式中：ACma為砂巖骨架聲波測井響應(yīng)值，μs/m；ACf為流體聲波測井響應(yīng)值，μs/m；ACsh為泥質(zhì)骨架的測井響應(yīng)值，μs/m；ACca為灰質(zhì)骨架的測井響應(yīng)值，μs/m；Vsh為泥質(zhì)含量，小數(shù)；Vca為灰質(zhì)含量，小數(shù)；B和A為公式系數(shù)，無量綱。

通過對公式(4)進(jìn)行聲波時差的灰質(zhì)、泥質(zhì)校正后，再根據(jù)巖心刻度測井求解系數(shù)B和A，即可得到孔隙度模型。該方法的主要優(yōu)勢在于考慮了泥質(zhì)和灰質(zhì)的影響，同時回避了砂巖由于物性差、非均質(zhì)性強所造成的聲波時差骨架不確定性難以用定值來表示的問題。

圖4 地層體積模型

3.2 參數(shù)求取方法

公式(4)中主要有ACsh、Vsh、ACca、Vca、B和A六個參數(shù)，下面具體闡述這6個參數(shù)如何求取。

(1)ACsh和ACca求?。和ㄟ^與目的層臨近的大段泥巖做聲波時差標(biāo)準(zhǔn)化[9]，頻率最高的點為泥巖的聲波時差骨架值，因此本地區(qū)ACsh取值為370 μs/m。ACca取常用灰?guī)r聲波時差骨架值為156 μs/m。

(2)Vsh和Vca求取：Vsh通過公式(1)計算可得。Vca通過巖心對應(yīng)測井響應(yīng)特征進(jìn)行多元擬合求得。由于Vca是體積百分?jǐn)?shù)，而實驗室測的是質(zhì)量百分?jǐn)?shù)，因此首先要進(jìn)行質(zhì)量百分?jǐn)?shù)和體積百分?jǐn)?shù)的轉(zhuǎn)化，公式如下：

(5)

式中：mca為實驗室測得的灰質(zhì)質(zhì)量百分?jǐn)?shù)，%；ρca為灰質(zhì)骨架密度，g/cm3；ρ為地層骨架密度，g/cm3。

其中灰質(zhì)骨架密度取2.71 g/cm3，而地層骨架密度用巖心分析的孔隙度與實驗室測得的樣品體積密度交會求取，如圖5中所擬合的關(guān)系，地層骨架密度取擬合關(guān)系式中孔隙度為0時的截距值2.674 2 g/cm3。

圖5 巖心分析孔隙度與實驗室測得的樣品體積密度交會圖

將實驗室中灰質(zhì)的質(zhì)量百分?jǐn)?shù)轉(zhuǎn)化為體積百分?jǐn)?shù)后，便可以進(jìn)行巖心與對應(yīng)測井響應(yīng)特征多元擬合。通過對比，本地區(qū)主要是聲波時差、自然伽馬相對值和微電位電阻率對灰質(zhì)含量較為敏感，建立的關(guān)系如下：

Vca=111.679 7-0.355AC-1.56RNML+21.48ΔGR

(6)

式中：RNML為微電位電阻率，Ω·m。

(3)系數(shù)B和A求?。涸谀噘|(zhì)影響較小的情況，可以只對聲波時差進(jìn)行灰質(zhì)校正，如圖6所示，相對圖1，校正后的聲波時差與孔隙度的相關(guān)性明顯提高，A取0.161，B取-21.853。在泥質(zhì)較重層段，需要進(jìn)行灰質(zhì)和泥質(zhì)校正，如圖7所示，選取自然伽馬大于80API的巖心點建立校正關(guān)系，A取0.133 1，B取-9.637 1。

圖6 孔隙度與灰質(zhì)校正后聲波時差交會圖

圖7 孔隙度與灰質(zhì)、泥質(zhì)校正后聲波時差交會圖

4 應(yīng)用效果評價

將本次研究提出的模型應(yīng)用在Z油田B井阜寧組的孔隙度計算中，同時對比單聲波法計算的孔隙度。表1是巖心對應(yīng)測井響應(yīng)特征及兩種孔隙度計算方法結(jié)果對比，從表中可以看出，當(dāng)自然伽馬大于80API時，泥質(zhì)偏重，單聲波法計算的孔隙度明顯偏大，而當(dāng)自然伽馬偏小，微電位電阻率相對比較大，聲波時差偏小時，灰質(zhì)的影響較大，新建立模型計算的孔隙度更接近真實值。圖8為兩種方法計算結(jié)果與巖心分析結(jié)果的比較，從圖中可以看出，本次研究建立的模型計算的孔隙度明顯集中在對角線45°線的兩邊，而單聲波法計算的孔隙度相比前者，數(shù)據(jù)點相對不集中，部分?jǐn)?shù)據(jù)點計算值偏大，與泥質(zhì)偏重有關(guān)。本次研究建立的模型相比單聲波法，孔隙度的相對誤差從41%降到16%，定量計算精度大幅度提高。

圖8 兩種方法計算結(jié)果與巖心分析結(jié)果比較

5 結(jié)論

(1)當(dāng)?shù)貙涌紫抖容^差，非均質(zhì)性強時，對孔隙度直接進(jìn)行三孔隙度曲線的擬合，結(jié)果會造成孔隙度偏大或偏小，需要對三孔隙度曲線進(jìn)行泥質(zhì)和灰質(zhì)的校正。

(2)利用本文提出的結(jié)合體積模型和巖心刻度測井法計算孔隙度的方法，相比常用的孔隙度計算方法，可以在不需要獲取地層骨架值等不確定性參數(shù)的基礎(chǔ)上準(zhǔn)確地計算地層真實孔隙度。

(3)通過對Z油田B井阜寧組低—特低孔儲層的實際資料處理，證明本文提出的方法相對單聲波法，計算的孔隙度與巖心分析結(jié)果吻合較好，且絕對誤差較小，滿足了這類儲層孔隙度計算精度的要求。

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Improvement method of porosity logging calculation for low and extra-low porosity reservoirs of Funing Formation in Z Oilfield

Shi Xianda1, Kan Yankun1, Tan Hengjie1, Zhao Yi2

(1.NO.2OilProductionPlantofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Tianchang239300,China;2.LoggingCompanyofHuadongPetroleumEngineeringCo.,LTD.,SINOPEC,Yangzhou225000,China)

Due to the porosity of the low and extra-low porosity reservoir affected by lithology, there are strong reservoir heterogeneity and the uncertain value of frame. Thus it is difficult to accurately obtain the real porosity of reservoirs by the common single porosity method. Based on volume model, the acoustic wave curve firstly was corrected by carbonate content. And then shale in heavier argillaceous formation was corrected, the coefficient was solved by the core calibration logging. Finally, the porosity model was obtained. The actual data application showed that the porosity calculated by this method is in good agreement with one of core analysis. Compared with the acoustic wave method, the relative error was reduced from 41% to 16%. And the calculation results can accurately reflect the porosity of the low and extra-low porosity reservoirs.

low and extra-low porosity reservoirs; porosity; acoustic wave; the value of frame; logging

TE321

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.007

2017-04-20；改回日期：2017-05-18。

石先達(dá)(1970—)，高級工程師，主要從事油田開發(fā)地質(zhì)研究工作。E-mail：shixd.jsyt@sinopec.com。

(編輯 謝 葵)