哈拉哈塘油田热普区块奥陶系储层测井解释

田瀚，李明 （中国石油勘探开发研究院，北京100083）

占沉积岩总量20%的碳酸盐岩所储藏的油气占据了世界油气探明储量的50%以上［1］，因此越来越受到石油工作者的关注。哈拉哈塘油田热普区块位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起奥陶系潜山背斜西围斜哈拉哈塘鼻状构造南翼斜坡部位上，北邻轮台凸起，南邻北部坳陷，西接英买力低凸起［2］。自热普x1井、热普x2井、热普x3井获得高产后，预示着热普区块勘探开发潜力巨大。但是，由于碳酸盐岩储层非均质性极强，给碳酸盐岩测井评价带来了极大的挑战，导致目前理论跟不上实际生产需要，制约了勘探进程。

哈拉哈塘油田热普区块奥陶系储集空间类型大致分为4类：裂缝型、孔洞型、裂缝－孔洞型和洞穴型［3，4］。针对热普区块奥陶系储层的特征，从储层 “四性”关系、储层的测井识别、储层物性下限及分类标准等方面介绍了热普区块奥陶系储层的测井解释方法，给油田的生产提供了重要的指导意义。

1 研究区基本地质特征

1．1 岩性

经钻井揭示，热普区块奥陶系储层主要分布于上奥陶统良里塔格组三段 （O3l3）、中奥陶统一间房组 （O2yj）及中下奥陶统鹰山组一段（O1－2ys1）。

O3l3储层岩性为灰白色亮晶砂屑灰岩、亮晶藻砂屑灰岩、亮晶藻砂砾屑灰岩。据岩心、岩屑资料统计，O3l3以亮晶颗粒灰岩为主，占78．6%，颗粒泥晶灰岩占21．4% （图1）。

图1 热普区块O3l3岩石类型柱状图

O2yj的储集岩主要为亮晶砂屑灰岩、亮晶砂砾屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮－泥晶生屑灰岩、泥晶藻砂屑藻团块灰岩、托盘类生物障积岩和泥晶灰岩。据岩心、岩屑资料统计，亮晶颗粒灰岩占64．6%，泥晶颗粒灰岩占9．9%，颗粒泥晶灰岩占16．1%，泥晶灰岩占9．3% （图2）。

O1－2ys1的储集层岩性主要为亮晶砂屑灰岩、砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩［5，6］。据岩心、岩屑资料统计，亮晶颗粒灰岩占39．4%，泥晶颗粒灰岩占11．1%，颗粒泥晶灰岩占10．6%，泥晶灰岩占38．9% （图3）。

图3 热普区块O1－2ys1岩石类型柱状图

图2 热普区块O2yj岩石类型柱状图

图4 热普区块O2yj实测渗透率、孔隙度直方图

1．2 物性

根据储层岩心孔渗分析资料，热普区块O2yj岩心孔隙度在0．42%～2．29%之间，平均1．39%，主峰位于0．5%～1．5%之间；渗透率在0．011～3．870mD之间，平均0．340mD，主峰位于0．1～1mD （图4）。O2yj灰岩储层的孔渗交会图分析表明，孔隙度与渗透率相关性不明显 （图5）。

1．3 电性

热普区块奥陶系储层电阻率变化范围较大，从几欧姆·米到几千甚至上万欧姆·米不等。通过对储层电阻率的分析，得到了储层与双侧向电阻率幅度的关系 （见表1）。

图5 热普区块O2yj实测孔－渗交会图

1．4 含油性

通过对热普区块岩心的观察和含油气情况分析，通常在砂屑灰岩中能见到较好的油气显示，其含油级别一般为油斑、油迹，在粉晶、细晶灰岩的晶间孔和裂缝中也有很好的油气显示，而泥质灰岩仅在缝洞中可见荧光显示，泥晶灰岩中一般无油气显示。如热普4井，在O2yj的岩心中可以看到灰色、褐灰色油斑砂屑灰岩，在断面处可见斑点状黑色原油外渗，含油面积较大。

表1 热普区块储层与双侧向电阻率幅度的关系

2 储层测井评价

2．1 测井响应

2．1．1 裂缝型

裂缝型储层的主要储集空间为裂缝和少量沿层分布的溶孔。热普区块奥陶系碳酸盐岩储层裂缝普遍发育，裂缝既是储集空间，又是渗滤通道，当多组裂缝相互沟通或者裂缝与发育的溶蚀孔、洞储集空间相互沟通时可成为好的有效储层［7］（图6）。研究区取心井和成像测井多处见延伸较长的连续和不连续的高角度缝半充填或充填方解石，这些裂缝都是较好的储集空间，构成了研究区的主要储渗空间［3］。

裂缝型储层在常规测井测井响应上，双侧向电阻率降低，裂缝发育程度及产状不同，深、浅电阻率的差异不同；三孔隙度曲线变化不大；一般自然伽马值较低；井径部分有扩径现象；在电阻率成像测井图像上可以观察到未充填缝或泥质充填缝呈暗色正弦线线状 （图7）。

2．1．2 孔洞型

孔洞型储层以溶蚀孔洞为主要储集空间，该类储层孔隙度和渗透率均较好，产能较高。在常规测井响应上，电阻率低，深、浅侧向电阻率差异较小或不明显；密度明显降低；在成像测井图像上可看到明显较大面积的暗色斑点或斑块 （图8）。

2．1．3 裂缝－孔洞型

裂缝－孔洞型储层以次生溶蚀孔洞为主要储集空间，裂缝兼具渗滤性和储集性，起沟通孔洞的作用。该类储层具有较好的储集能力［7］，为研究区重要的储层类型，含油气性较好。由于该类储层综合了裂缝型储层与孔洞型储层的特征，因此在测井曲线上也具有这2种储层的响应特征，比较容易识别 （图9）。

2．1．4 洞穴型

洞穴型储层以洞穴为储集空间，是热普区块奥陶系碳酸盐岩储层最主要的油气储集空间类型。油井投产后产量高并能稳产。该类储层的储集空间是指洞径大于500mm的溶蚀空间，主要在地震剖面中进行识别。在地震剖面上表现为串珠状反射特征，在钻进过程中会发生钻具放空、泥浆漏失等现象。

在常规测井响应上，电阻率大幅度降低；自然伽马增高，且伴随扩径 （与充填程度有关）；三孔隙度曲线有明显变化；在电成像测井图像上可看到明显的、较大面积的暗色斑块 （图10）。

图6 热普4井在O2yj砂屑灰岩内发育高角度缝 （a）和顺缝溶蚀孔洞 （b）

图7 裂缝型储层常规测井曲线及成像图

图8 孔洞型储层常规测井曲线及成像图

图9 裂缝－孔洞型储层常规测井曲线及成像图

图10 洞穴型储层常规测井曲线及成像图

2．2 求取储层参数

2．2．1 数据处理

由于研究区目的层良里塔格组 （O3l）泥质含量普遍较高，O2yj泥质含量相对较低，岩性相对较纯，但钻遇O2yj且资料齐全的井很少。因此，对钻遇O2yj的井，标准化取值井段主要选取O2yj井段；对未钻遇O2yj的井，则选取泥质含量相对较低的O3l3。考虑到研究区目的层普遍受泥质影响，选取研究区各井孔隙度曲线的平均值的均值作为标准化取值。

2．2．2 泥质含量

采用自然伽马曲线计算泥质含量［8］，计算公式如下：

式中：Ish为过渡参数；qAPI，max、qAPI，min分别为自然伽马曲线在纯泥岩与纯灰岩的最大值和最小值，API；qAPI为实测自然伽马值，API；φ （sh）为泥质含量 （体积分数），1；C为经验系数，取2．0。

2．2．3 孔隙度

热普区块奥陶系碳酸盐岩的主要储层空间类型有裂缝、孔隙、溶蚀孔洞和洞穴，通过常规测井和成像测井资料相结合的方法，针对不同的储层空间类型计算不同类型的孔隙度。

1）孔洞型储层 由于孔洞极其发育，裂缝体积贡献极小，因此，在孔洞型储层发育段，应用组分体积分析程序计算的有效孔隙度可认为等同于孔洞孔隙度［9］。

2）裂缝型储层 在含泥质的碳酸盐岩地层，地层电导率可看作是地层泥质部分与包括裂缝在内的纯岩性部分的电导率之和。所以在利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度时，须对双侧向电阻率进行泥质的附加导电校正，然后将校正后的深、浅电阻率代入研究区建立的简化解释模型中，即可对裂缝孔隙度进行估算。对于裂缝张开度则采用Sibbit等［10］提出的利用双侧向电阻率差异来估算裂缝张开度的方法。

3）裂缝－孔洞型储层 该类储层孔洞、裂缝均较发育，由于常规测井资料是地层的综合响应，无法区分次生孔隙与原生孔隙。但研究区原生孔隙不发育，且有效体积也很小。所以，可以把孔洞孔隙度与少量原生有效孔隙度合并，作为广义的孔洞孔隙度［11］：

Фkd＝Фe－Фf（3）式中：Фkd为孔洞孔隙度，1；Фe为有效孔隙度，1；Фf为裂缝孔隙度，1。Фe可以根据组分分析程序求得，Фf可以利用双侧向电阻率测井资料求得［11］，也可以由常规测井资料或成像测井资料求取，各有优缺点［12］。从实际处理效果来看，成像测井资料手工拾取裂缝计算的结果相对准确可靠，但是成像测井计算的裂缝孔隙度不连续，且不能反映微裂缝［12］，因此，实际处理中主要采用双侧向电阻率测井资料计算。

2．2．4 饱和度

1）孔洞型储层 由于其符合孔隙导电的机理，因此可以采用阿尔奇公式，但是要通过一定数量的岩电试验来获得岩电参数。研究区的岩电经验参数分别为：岩性系数a＝1．0081，b＝1．08296；胶结指数m＝1．2567，饱和度指数n＝4．5592。

2）裂缝型储层 一般认为裂缝孔隙中的束缚水饱和度极低，研究区利用法国石油研究院通过实验得到的裂缝饱和度公式进行裂缝饱和度的估算［9］。根据热普区块裂缝发育的情况，该区裂缝饱和度为90%。

3）裂缝－孔洞型储层 由于裂缝和孔洞的孔隙空间具有不同的导电特征，利用双重孔隙结构导电模型来求取含油饱和度［4，9］。其响应方程为：

式中：Фmb为岩块的孔隙度，1；上标mb、mf分别为岩块、裂缝的地层胶结指数；上标nb、nf分别为岩块与裂缝的饱和度指数；Swb、Swf、Sxo分别为岩块、裂缝、冲洗带的含水饱和度，1；ρmf、ρw、ρz分别为泥浆滤液、地层水、地层水与泥浆混合的电阻率，Ω·m；K1、K2为裂缝造成的畸变系数，一般取值为0．7～1．3之间；z为经验参数，一般选用0．5～0．7；So为含油饱和度，1。

2．2．5 渗透率

由于碳酸盐岩具有双重介质，其渗透率不是由单一的基质孔隙渗透率或单一的裂缝渗透率决定，而是由基质孔隙渗透率和裂缝渗透率共同组成［13］。

1）基质孔隙渗透率 研究区一般是通过岩心分析孔隙度与对应样品的渗透率进行交会，从而得到该区的经验公式。

2）裂缝渗透率 应用测井资料计算裂缝渗透率是一个难题，研究区利用塔里木油田通过实验得到的拟合关系式来估算裂缝渗透率［14］。

3 储层分类

3．1 下限值

研究区奥陶系碳酸盐岩储层属于双重孔隙介质，其裂缝和孔洞虽相互联系，但又有独立的储渗性能，因此要分别求取裂缝和孔洞的有效孔隙度下限。

3．1．1 用测试资料确定有效孔隙度下限

由于研究区多井出现井漏或放空，导致有利储层发育段缺乏测井资料，建立孔隙度下限图版较为困难。该区毗邻哈6井区，其储层物性及电性响应特征较类似，因此借用了哈6区块孔隙度下限图版，其有效孔隙度下限为1．8%，裂缝孔隙度下限为0．04%。

3．1．2 类比法确定有效孔隙度下限

通过参考国内一些碳酸盐岩油气藏储层评价标准与流体性质参数，一般油气区的有效孔隙度下限取1．5%～2%，裂缝孔隙度下限取0．005%～0．04%；气区有效孔隙度下限最低取到1．25%。对比分析认为，有效孔隙下限取1．8%，裂缝孔隙度下限取0．04%是比较合理的。

3．2 分类标准

依据上述确定的孔洞孔隙度和裂缝孔隙度的下限值，可将该区奥陶系碳酸盐岩储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3类［6，15］，划分标准见表2。

表2 热普区块奥陶系储层划分标准表

经与测试资料对比 （表3），测井解释的Ⅰ、Ⅱ类储层与测试结果基本一致。测井解释的Ⅰ、Ⅱ类储层均有工业油气流产出，说明测井解释的Ⅰ、Ⅱ类储层均为有效储层。

表3 测井结果与测试结果对比表

4 结论与认识

1）碳酸盐岩测井解释是一个具有极强挑战性的难题。研究区在进行碳酸盐岩测井解释时利用了多种处理技术，如最优化处理技术、电成像定性与定量处理技术、以储层分类为基础的测井建模技术等［16］。

2）根据储层孔隙空间的结构和组合，结合研究区的特点，合理地划分储层类型，根据不同的类型建立相应的解释模型，提高了储层参数的解释精度。

3）在利用常规测井曲线进行裂缝型储层的识别和参数计算时，还存在一定的误差和多解性。应当充分挖掘成像测井所提供的大量信息，利用成像测井来弥补常规测井解释的不确定性，加大对成像测井信息的分析。

4）需要进一步加深对储层的基础研究，了解储层的基本特征，建立适合该区的测井解释模型。

感谢塔里木油田碳酸盐岩中心哈拉哈塘项目组为本文所提供的相关资料和数据！

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