南海西部砂泥岩薄互层渗透率评价技术

郭书生，李国军，张文博，张传举

（1. 中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524034；2. 中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，北京 101149）

南海西部砂泥岩薄互层渗透率评价技术

郭书生1，李国军2，张文博2，张传举2

（1. 中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524034；2. 中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，北京 101149）

砂泥岩薄互层非均质性强、孔渗关系复杂，特别是有些纹层属厘米级远低于常规测井的分辨率，因此地层评价面临挑战，对海上油气井测试及完井的决策带来风险。针对中国南海西部油田，基于砂泥岩薄互层的岩石类型、渗流特征，应用核磁共振测井及成像测井建立一种新方法，获得一定井段内的薄互层的有效储层厚度，可以鉴别储层类型、求取内在渗透率。通过分析集成已钻井的测井、地层测试和钻杆DST测试资料已证实其可靠性。该技术适用于裸眼测井之后的快速产能评价，对于探井或评价井，可以用最小的成本，为作业者提供测试决策及射孔位置。

薄互层；核磁共振；电成像；渗透率；应用

南海西部珠江口盆地珠江组一段发育砂泥岩薄互层，这些地层属海相沉积，分布范围广，勘探潜力大[1]。由于薄层厚度呈现厘米级甚至更薄，远低于常规测井仪器1 ～ 4 ft（0.3 ～ 1.2 m）的垂向分辨率，来源于薄层的综合响应信号将被围岩物

理性质响应所钝化，大部分响应反映地层的围岩物理性质[2]，测井资料表现为低电阻率、高自然伽马等低阻油层特征[3]。单个砂层厚度越薄测井响应值偏离真实值的差异越大，所以这样的油气储层极可能因没有被正确识别而被忽略，而其测井评价长期以来也面临着巨大挑战。

在过去几十年，针对高分辨率测量研究出几种方法，例如垂向分辨率高达0.2 in（0.5 cm）的地层微电阻率成像（FMI）、先进的砂泥岩薄互层处理解释模型（LSA）、高分辨率分析和岩石学参数重构等。这些方法通常需要高分辨率测量的辅助，并且在地层建模或测井评价中需要花费较长时间。由于海上作业的特点，需要在裸眼测井完成之后不久，对目标层段进行快速合理的评价以便做出正确及时的决策，前述这些方法往往不能够满足现场快速决策的需求。

1 砂泥岩薄互层的岩石特性与核磁响应机理

核磁共振T2谱反映了地层的孔隙结构，在仪器测量体积范围内T2值的大小与岩石孔径大小相关。对于均质的碎屑岩，典型的T2谱是随岩石孔隙大小而连续分布的。对于砂泥薄互层，通常包含有两组显著的大小孔隙分布：黏土水、束缚流体等微孔隙主要存在于泥岩薄层中，而大孔隙仅存于砂岩薄层中，大孔隙填充的主要是自由流体。因此在核磁测井仪器探测体积内，来自于储层砂泥岩薄互层的孔隙信息表现值在T2分布谱上通常为比较明显的双峰分布。

Cao Minh等人在2006年展示了砂泥岩薄互层的核磁岩石物理特征并用地面试验模拟的方法得到了双峰谱。实验显示，核磁测量是仪器垂向分辨率范围内，在仪器测量空间内所有测量信号的线性累加。由于泥岩比砂岩通常具有更小的孔隙，T2谱的分布将呈现双峰分布的特征，核磁响应的重点是它与泥岩薄层的几何形态无关，只要总的体积部分不变化，2个或3个泥岩层分层或连接到一起，将产生相同的T2双峰分布[4]。

图1是中国南海西部的一个实例，显示了在砂泥岩薄互层中核磁T2谱的岩石物理特征。在最右边道的微电阻率成像给出了精细的砂泥岩薄互层直观图；从左边数第三道核磁T2谱也清楚地呈现出双峰现象。高的T2峰态反应的是砂岩纹层，低的反应的是泥质或粉砂纹层。应指出的是薄层厚约1 in（2.5 cm）或者更薄；体积密度和中子孔隙度测井曲线不能够分辨出这些薄层地层。

在文献中，也给出了计算砂岩含量和薄层砂岩内在渗透率（Ksand）的公式[4]。在砂泥岩薄互层条件下，用于现场砂岩比（Fsand）计算方法简化公式如下：

式中：Φt— 核磁测量的总孔隙度；

Φsand— 划分的砂岩核磁孔隙度；

Kt— 地层的真正有效渗透率；

泥岩被认为是不渗透的。在文献中，Kt用来自于CPMG回波总数方法计算的核磁渗透率来替代。

图1 砂泥岩薄互层核磁T2谱和电成像响应现场实例

2 渗透率计算方法研究

尽管Fsand和Ksand的计算在文献中已给出，精确的核磁砂岩含量和渗透率仍不能在薄储层直观显现。目前常用的核磁仪器的垂向分辨率是18 in（45.72 cm）或更低。尽管过去研发的核磁测井的高分辨率方法以及对砂泥岩薄互储层的评价得到了改善，这种级别的垂向分辨率仍不足于直接表现薄层的特征[5]。因此，对砂泥岩薄互层来说，需要建立一种新的渗透率模型评价地层物理特性。

2.1薄层渗透率测量误差分析

有效渗透率与测量尺度相关，不同测井工具和不同方法由于自身的垂向分辨率和探测深度不同，对同一段薄互层地层，会得出不同的测量结果和渗透率计算结果。如图2所示，建立一个砂岩比Fsand=1∶2，砂岩自身渗透率Ksand=1 μm2的砂泥岩薄互层正演模型[6]。假定砂泥岩都是均质的，根据达西定律，在考察（测量）空间内的地层平均渗透率（Kb）和实际有效渗透率都是0.5 μm2。假定砂岩和泥岩薄层都具有等同的总核磁孔隙度（Φt），所有的束缚流体仅存于泥岩中，用隐含参数和Timur-Coates公式进行核磁渗透率计算[7]，则得到的核磁视渗透率（KTIM）为0.08 μm2，计算得到的相对误差为（500－80）/80=525%。如果砂岩比例更低，Fsand=1∶3，则误差变得更大，相对误差达到（333－20）/20=1 565%。在砂泥薄互层这种情况下，利用常用公式计算的核磁视渗透率比实际地层的真实渗透率就大大降低了，从而低估了砂泥岩薄互储层的质量和产能，导致有经济价值的层段被忽略。

图2 砂泥岩薄互层正演模型（砂岩比例1∶2）

2.2薄互层鉴别

利用核磁测量识别薄互层是基于这样的逻辑进行计算的：有生产能力的砂泥岩薄互层通常是由分开的大孔隙（砂岩纹层）和小孔隙（泥岩纹层）组成，这就导致T2谱分布的双峰形态。

首先，医生会用手将宝宝的足部掰至正常位置，然后用石膏绷带将其固定好。然后每周打开重新调整位置再固定好，这样一边观察进展一边治疗（Ponseti法）。畸形矫正后，患儿还需要在数年的时间内使用特制矫形支具以维持效果。治疗期间长，还需要在白天和夜晚两种类型设备之间来回转换。这需要家长给予充分的耐心，配合好医生，完满地完成整个疗程。没有父母的配合和支持，保守治疗基本上是会复发的。

在研究中首先建立了一个岩石类型指数SQI，以用来进一步区分地层是薄互层或常规层。由核磁T2谱分布形态计算产生的SQI定义为高于某个截止值的大孔隙与总孔隙体积比的函数。薄互层区分指示线SQI_disc，从核磁视渗透率KTIM计算得到，计算方法如下；式中的视渗透率KTIM由Timur-Coates渗透率计算公式[7]所得。式中：A、B分别为单独的偏差量和系数，它们可以从SQI-KTIM交会图推断所得；对于多数现场研究例子，简单估算的隐含值为0和0.33；图3中在常规砂岩和泥质砂岩中指示出砂泥岩薄互层，高的SQI和低的KTIM反映了高概率的砂泥岩互层。如果SQI大于SQI_disc，岩石类型认为是互层的，相反则认为是常规砂泥岩储层。

图3 T2谱分布的SQI和KTIM交会图

2.3渗透率计算

如前所述，由于采用的是均质砂岩模型，在砂泥岩薄互层中测井计算的视渗透率受泥质纹层影响很大；同时由于受测井仪器分辨率的局限，如何确定砂岩纹层的真实渗透率进而准确计算砂泥岩薄互层有效渗透率是一个难题。相关文献[4-8]中给出的计算方法都无法真正排除泥质纹层的影响。如果认为岩石类型是砂泥互层，比较准确的砂层纹层内在渗透率可以通过修正的SDR公式计算所得。

式中：T2LM,sand为与核磁砂岩划分相关的T2对数平均值，Φt,sand是与薄层砂岩相关的100%砂岩总孔隙度，对于SDR渗透率转化的隐含常数是：a=4，m=2，n=4。需要指出的是，T2LM,sand并不是通常意义的整个核磁T2谱的对数平均值，而是被认为是砂岩响应部分的T2谱峰的对数平均值。这可以通过进一步分析核磁测井T2谱得到，但现场测井通常无法直接提供。

本文中阐述的方法开发了一种相对简单易行的用以评价砂岩纹层内在渗透率（Ksand）的替代方法。从油田实际生产角度来说，在砂泥岩薄互层中真正感兴趣的仅仅是高渗透的有经济性的砂岩纹层。在研究的目标油田高渗透砂岩中，大孔隙和总孔隙体积比Ratio_L2T与SQI呈典型的线性关系[9]，如图4所示。因此，通过SQI和图4确定的参数可以计算Ratio_L2T；利用Ratio_L2T对核磁测量的薄互层T2谱中的砂岩纹层孔隙度进行校正，得到砂岩纹层的总孔隙Φsand（式5～式7）；结合式1：Fsand=Φsand/Φt，可以进一步计算Fsand。

式5中，c=0.9147，d=0.078 1，校正的Φsand计算如下：

式6中的cutoff1是一个核磁测井T2截止值参数，用以划分出砂泥岩薄互层核磁T2谱中砂岩/泥岩的双峰部分，结合图3，对砂岩纹层的渗透率进行校正和估算：

式7中A和B即式3中的偏移量A和系数B，由SQI-KTIM交会确定。

图4 砂泥岩薄互层SQI与大孔隙和总孔隙体积比L2T交会图

3 现场实例应用

南海西部珠江口盆地珠江组一段富集砂泥岩薄互层沉积。多年来，已经采用多种手段，诸如核磁、岩石物理分析、地层测试（MDT）、钻杆测试（DST）等方法对砂泥岩薄互层进行了测量和渗透率解释，所得结果缺乏一致性。尤其是基于核磁渗透率的产能估计比地层测试（MDT）和钻杆测试（DST）结果要低得多。原因就是对于砂泥岩薄互层用传统核磁渗透率转换而来的渗透率计算产能，会带来较大的误差。现方法应用于被常规评价方法忽视的砂泥岩薄互层产层，这种方法输出的薄互层砂岩比Fsand、体积平均有效孔隙度CMFF、体积平均渗透率Kbulk是评价油藏和储量计算的主要岩石特性参数，最终输出成果实例如图5。图5中，道1为深度道，道2 ～道4为常规测井资料，道5为薄互层标志，道6为地层砂岩比（纯砂岩层相对于薄互层的总体厚度比率），道7为体积平均渗透率，道8为薄互层识别置信度，道9为FMI成像；从这个图中可以很好的识别砂泥岩薄互层。新方法计算的薄互层平均渗透率比Timur-Coates公式计算的渗透率明显要高要好。

通过现场研究对本方法和常规方法计算的核磁渗透率进行对比，从地层测试MDT解释的有效渗透率用来刻度点，很明显与地层测试MDT结论相比的新方法所得的渗透率比标准的核磁转换所得的渗透率要好得多。图6左图显示的是用Timur-Coates公式计算的核磁渗透率与MDT直接测量的渗透率的相关对比，右图为新方法得到的核磁渗透率与MDT直接测量的渗透率相关对比。从现场实例可知，新方法得到的核磁渗透率的精确度有明显的改善（图6）。

4 结论

论述了一种利用核磁测量的T2谱来探测和评价砂泥岩薄互层的岩石物理属性的新方法。它利用在砂泥岩薄互层中核磁响应的双峰分布特征的优点来克服常规测井仪器垂向分辨率测量的局限。

这种方法定义了一些有用的参数，例如岩石类型、砂岩纹层比例Fsand、体积平均渗透率Kbulk等。它是基于仪器探测范围内薄互层的整体响应来设定和计算这些参数，而不是为了寻求解决某个独立的、单一的砂岩纹层的属性。文中论述的方法

图5 薄互层识别及渗透率计算结果组合图

图6 从Timur-Coates转换渗透率、MDT渗透率、新方法得到的核磁渗透率交会图

和认识可以用于在类似地区识别和评价新井或老井中可能被忽视的砂泥岩薄互层油气藏。

本文描述的新方法通过核磁测井为现场决策提供了快速直观的结论。案例研究证实从新方法所得的渗透率与MDT渗透率关系比标准核磁转换所得渗透率要好得多，砂泥岩薄互层的产能评价得到了显著改善，为确定经济性产层提供了可靠依据。

术语含义：

T2：横向弛豫时间；T2LM，sand：T2谱砂岩划分对数平均值；Fsand：砂岩含量；Fclay：黏土含量；Fshale：泥岩含量；Φt：总孔隙度；Φt，sand：100%砂岩薄层的总孔隙度；Φsand：砂岩孔隙度；Φclay：黏土孔隙度；Φshale：泥岩孔隙度；BFV：束缚流体体积；KTIM：Timur-Coates渗透率；KSDR：SDR渗透率。

[1] 《中国海洋石油南海西部公司志》编辑部．中国海洋石油南海西部公司志（第二卷）1988-1995[M]．中国海洋石油南海西部公司志出版，1995：94-98．

[2] 李长喜，李潮流，周灿灿，等．淡水钻井液侵入对双感应和双侧向测井响应的影响[J]．石油勘探与开发，2007，34（5）：603-608．

[3] 孙娜．辽河滩海地区低阻油气层测井系列的选择[J]．海洋石油，2007，27（3）：116-117．

[4] Cao Minh C, Sundararaman P. NMR Petrophysics in Thin Sand/ Shale Laminations[C]. SPE 102435, presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, September 24～27, 2006.

[5] 肖立志，谢然红．核磁共振测井仪器的最新进展与未来发展方向[J]．测井技术，2003，27（4）：265-269．

[6] Heaton N J, et al. High-Resolution Permeability Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porosity with Fast NMR Logging[C]. SPWLA Annual Logging Symposium, Oslo, Norway, 2000.

[7] Timur A. Effective Porosity and Permeability of Sandstones Investigated through Nuclear Magnetic Resonance Principles[C]. Transactions of the SPWLA 9th Annual Logging Symposium, New Orleans, Louisiana, USA. June 23～26, 1968.

[8] Sezginer A, Cao Minh C, Heaton N, et al. An NMR High-Resolution Permeability Indicator[C]. Transactions of SPWLA 40th Annual Logging Symposium, May 30～June 3, 1999.

[9] Shi-Yi Zheng，等．试井中的不确定性和岩芯渗透率分析[J]．王坚勇，张辉，译.海洋石油，2002（1）：62-65．

Evaluation Technology on Permeability of Thin Interbedded Sand Shale Layers in Western Part of South China Sea

GUO Shusheng1, LI Guojun2, ZHANG Wenbo2, ZHANG Chuanju2
（1. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Zhanjiang Guangdong524034,China; 2. Oilfield Services Limited,CNOOC,Beijing101149,China）

The thin interbedded sand-shale layers are highly heterogeneous, and the relationship between porosity and permeability is complex, especially some lamina of centimeter level, far lower than the conventional logging resolution. Therefore, there is great challenge in formation evaluation, which might bring risk to offshore oil gas well testing and well completion. Thus the formation evaluation is facing the challenges. For the oilfields in the western part of South China Sea, by analyzing the rock type and the percolation characteristics, a new kind of method has been developed by using nuclear magnetic resonance imaging data and electric imaging logging data to get the effective reservoir thickness, distinguish reservoir types and calculate intrinsic permeability. It has been confirmed that this kind of method is reliable by analyzing the logging, formation test and DST formation test data. This method can be used for rapid productivity evaluation after the open whole logging, and can be used for making testing decision and perforating strategy with the lowest cost.

thin interbedded; NMR; electric imaging logging; permeability; application

P631.8+1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.065

1008-2336（2014）04-0065-05

国家科技重大专项课题“南海西部海域已证实的富生烃凹陷再评价及新领域勘探方向”（2011ZX05023-001-007）

2014-03-20；改回日期：2014-05-12

郭书生，男，高级工程师，地质总监，1997年毕业于中国石油大学（华东）测井专业，主要从事测井、录井现场技术管理及研究工作。E-mail：zycjlgj@163.com。