白云质泥岩缝洞型储层测井评价技术

赵俊峰，田素月，李凤琴，侯立云

（中石化中原石油工程有限公司地球物理测井公司，河南 濮阳457001）

0 引 言

S探区油气勘探工作不断取得新进展，2010年4月，A井在腾上白云质泥岩地层获得8．96t／d工业油流，发现了该类新型油藏。随后在已测试的10口井中，有8口井获得工业油流，其中B井更是获得了23．6t／d的高产油流。至此，S探区白云质泥岩缝洞型油藏初见规模。

该类白云质泥岩缝洞型油藏单层厚度不大，具有岩性复杂、泥质含量高、缝洞发育、油水关系复杂的特点，测井解释存在两大难题亟待解决。①油水、油干层界限划分困难。高泥质含量与缝洞很大程度上掩盖了电阻率大小对油层的指示，致使油水界限不清、油干层界限模糊，存在低电阻率出油、高电阻率出水现象。②储量关键参数计算困难。泥质对孔隙度、渗透率、饱和度的影响较大，加上阿尔奇公式不适合该类储层，计算储量所需的储层关键参数模型有待重新构建。由于对油藏类型认识不清，前人基本沿用了常规砂岩储层的测井评价方法，致使该类油层测井识别正确率不高、储层关键参数计算结果不准、储量申报异常困难。本文通过测井响应机理及电性—缝洞关系研究，构建了储量关键参数定量评价模型，形成了4种油层测井识别方法，有效解决了该类油层的测井识别难题。

1 储层测井响应特征

由于缝洞型储层的测井响应机理不同于孔隙型储层，尤其是两者的导电机理差异较大，再加上该类储层泥质含量大（平均为60．5%），在裂缝与高泥质背景下，其测井响应特征既不同于孔隙型储层，也不同于较纯的海相碳酸盐岩缝洞型储层。由于早期认识的局限性（储层类型尚无确定）与资料的有限性（仅有常规测井资料），测井解释人员基本沿用了孔隙型储层测井响应特征对该类储层进行识别与划分，致使一部分油层在一开始就被误判为水层或不产液的干层。

通过测井响应机理研究，结合岩心分析、测试投产资料及区域地质特征，强化常规测井—电成像测井—核磁共振测井资料的综合应用，形成了各类储层（油、水、干层）的5个典型测井响应特征：①电阻率在油层呈整体高值、相对低值，水层呈整体低值、相对低值，干层呈整体高值、相对高值特征；②尽管储层的自然伽马局部高值，但其自然电位呈（明显）负异常；③储层三孔隙度曲线（明显）高于围岩；④电成像测井资料指示储层缝洞发育；⑤油层标准T2谱在300ms后仍有幅度、水层标准T2谱在300ms后几乎没幅度；油层差谱有信号、移谱移动慢；水层差谱无信号、移谱移动快。利用这些特征可快速识别油层、水层及干层。

2 电性—缝洞关系研究

多井取心资料表明，该类油藏缝洞含油、基质不含油，属自生自储油藏，因此缝洞的测井识别至关重要。利用“双标定”技术，即岩心标定电成像、电成像标定常规测井资料，进行电性—缝洞关系研究。

（1）核磁共振测井资料能识别溶洞，但不能识别裂缝。核磁共振测井资料能否识别缝洞，国内外学者有不同见解。司马立强等［1－2］通过岩心实验认为，核磁共振测井资料很难识别裂缝。肖秋生、朱巨义等［3－4］实验发现，以溶孔（洞）为主的岩心，其标准T2谱呈单峰分布；以（微）裂缝为主的岩心，其T2谱多呈单峰分布，谱多在T2截止值左侧，于是认为核磁共振测井资料可以识别缝洞。

图1 白云质泥岩高角度缝的核磁共振测井特征

上述学者得出的结论均来源于实验，但这种基于不同岩样的实验有鲜明的区域地质特征。多井统计分析发现，裂缝发育的地层，无论是高角度缝（见图1）、或是低角度缝、或是网状缝，核磁共振测井T2谱上都没有指示；而在溶洞发育的地层，T2谱峰靠后，反映地层物性好、可动流体较多。

裂缝张开度一般远大于孔隙孔径，裂缝发育地层的T2谱在大孔隙区间应有一定幅度；但由于裂缝孔隙度通常比较小，其信号几乎淹没在溶孔（或基质孔隙）信号中，这是核磁共振测井资料在S探区不能识别裂缝的主要原因。

（2）辅以常规测井资料，电成像测井资料可更好识别有效裂缝。裂缝只有在开启状态下才是有效的，该类裂缝称之为自然裂缝或有效裂缝；但裂缝如被特殊物质充填，液体无法在其中流通，则视为无效裂缝［5－6］。尤其当裂缝被低电阻率物质（如泥质）充填时，这种泥质充填缝与泥浆充填缝（有效缝）的电成像测井响应特征极其相似，单独利用电成像测井资料很难识别。辅以自然伽马及三孔隙度测井曲线评价的地层岩性结果，可很好地识别天然裂缝。白云质发育的泥岩，其中发育的裂缝为有效裂缝；白云质不发育的泥岩，其中的裂缝为泥质充填缝。

（3）常规测井资料可半定量表征裂缝，一般认为裂缝（无论何种产状的裂缝）发育的地层，电阻率呈“凹”状、声波时差增大［7－8］。研究发现，“电阻率呈‘凹’状、声波时差增大”的裂缝特征只出现在低角度裂缝（其倾角小于57°）发育的地层中；而倾角大于57°的高角度裂缝，相应地层的电阻率呈“凸”状、声波时差减小或不变。

3 储量关键参数评价模型

3．1 缝洞孔隙度评价模型

（1）利用经岩心刻画后的裂缝宽度求取单位长度井柱的裂缝累计体积作为裂缝孔隙度。假定倾角为θ的裂缝斜切井柱，其切面是一长轴为b、短轴为a的椭圆（见图2）。则高为H的圆柱体积V为

总的裂缝孔隙体积为

于是得裂缝孔隙度为

图2 过井裂缝展开示意图

可据S Mluthi和P Souhaite的研究成果［9］计算第i条裂缝宽度Wi，即

式中，φf为裂缝孔隙度，%；θi为第i条裂缝的倾角，（°）；Vi为第i条裂缝的孔隙体积，mm3；Wi为第i条裂缝的宽度，mm；Rm为泥浆电阻率，Ω·m；Rxo为侵入带电阻率，Ω·m；p（一般取0．004801）、q（一般取0．863）分别为与仪器有关的常数；Ue为测量电极与回流电极间的电位差，V；Ib（h）为深度h处电极的电流值，μA；Ibm为天然裂缝处的电流测量值，μA；h0为裂缝对电极测量值有影响的开始深度，m；hn为裂缝对电极测量值有影响的结束深度，m。

（2）采用三孔隙曲线法计算溶洞孔隙度（φd），即用中子—密度交会求总孔隙度（φ），用声波时差计算基质孔隙度（φb），两者之差再减去裂缝孔隙度便为φd。由于纵波时差主要反映基质孔隙和水平裂缝，一般并不反映溶洞［10］，纵波时差计算的孔隙度可作为φb，利用上述方法计算出的φf，进而可定量评价溶洞孔隙度

3．2 饱和度评价模型

由于裂缝极易引起泥浆强侵入，致使电阻率测量值偏离原状地层；再者，高含量泥质产生的附加导电性，会再次降低地层电阻率的测量值。因此，基于砂岩粒间孔隙建立的阿尔奇公式并不适合于该类储层的含油饱和度计算。

（1）基于变胶结指数（m）方法消除裂缝对含油饱和度的影响。变胶结指数方法即选用阿吉勒拉公式［式（6）］，使得裂缝对含油饱和度的影响转化为m对含油饱和度的影响。

式中，Vf为裂缝比例系数φf／φb，小数；mb为基质胶结指数（mb＝1．87＋0．019／φ），小数；φ为总孔隙度，%。

由于m的变化反映了储层结构和孔隙胶结程度的变化，可依据裂缝发育程度自动计算m变化的方法，将均质地层解释模式转化为非均质地层解释模式，从而实现在非均质裂缝型储层中准确计算含油饱和度的目的。

（2）选用Waxman－Smits模型以消除高泥质含量对含油饱和度的影响，进而建立了更具普遍意义的广义含水饱和度模型，利用迭代逼近的方法，实现了对非线性含水饱和度方程的数学求解。

式中，Ct、Cwash、Cw分别为地层电导率、泥质水电导率、地层水电导率，（Ω·m）－1；Sw为含水饱和度，%；Qvn为阳离子交换容量的归一化参数，无量纲；φ为孔隙度，%；a、b、m、n为岩电参数。

4 缝洞型油层测井识别方法

4．1 电阻率—电阻率比值交会法

该方法中的电阻率为储层电阻率值或层段电阻率整体值，层段电阻率整体值是指包括储层及其上下围岩（烃源岩）的层段电阻率值，电阻率比值是层段电阻率整体值与储层电阻率大小的比值。对于自生自储油层，围岩的生烃能力决定着其能否成为真正油层，而围岩的生烃能力与其电阻率大小正相关。因此，通过电阻率比值或层段电阻率整体值将围岩的生烃能力纳入到自生自储油层识别中，弥补了因高含量泥质与缝洞影响，储层电阻率大小无法准确指示油层的不足。同时，电阻率比值可较好地划分渗透层，从根本上克服了电阻率—孔隙度交会法等测井识别油层传统方法的缺陷。

研究表明，油层的电阻率比值大于1．1、层段电阻率整体值大于40．0Ω·m、储层电阻率大于20．0Ω·m；水层的电阻率比值大于1．1、层段电阻率整体值小于12．0Ω·m、储层电阻率小于9．0Ω·m；干层的电阻率比值小于1．1（见图3）。

图3 储层电阻率—电阻率比值交会图

4．2 核磁共振锐化处理识别法

通过将求取可动流体孔隙度的标准T2截止值向远端设定，由于油的横向弛豫时间大于水，且油的标准T2谱低缓、水的标准T2谱高陡，总存在一个临界（工区为300ms），在这个临界→∞间，水的T2谱幅度几乎为0，而油的T2谱幅度仍较大（见图4），此时计算出的可动流体孔隙度（称之为仿可动流体孔隙度）虽不能指示地层的可动流体大小，但由于油层的仿可动流体孔隙度远大于水层，油信号经锐化处理得以突出，因此利用它可很好地判别储层的流体性质。研究得出的油水仿可动流体孔隙度界限为1．4%。

图4 核磁共振T2谱经锐化处理示意图

4．3 Rt－ΔSP交会法

该方法是利用层段电阻率整体值或储层电阻率值（RILd）与自然电位幅度（ΔSP）交会识别油层。ΔSP可较好地识别出干层，层段电阻率整体值（或储层电阻率值）可较好地表征储层的含油性，即可较好地区分开油层与水层。该法弥补了电阻率—孔隙度交会法无法区分油层与干层的不足。图5所示，当ΔSP＞10mV，RILd）≥20Ω·m时，为油层；当ΔSP＞10mV，20Ω·m＞RILd）＞9Ω·m时，为油水同层；当ΔSP＞10mV，RILd）≤9Ω·m时为水层；ΔSP≤10mV，为干层。

图5 储层电阻率—自然电位交会图

4．4 海拔深度—电阻率交会法

起初，勘探地质家认为该类油藏类是无油水边界的岩性油藏，即油藏是与构造高度无关的单一岩性油藏，但随后在凹陷深处部署的井并未获得油流。为论证这一结论的可靠性，通过作海拔深度—储层电阻率交会图，结果发现，该类油藏在海拔－474m处存在油水边界，油藏类型应属构造－岩性油藏。海拔深度—电阻率交会法，不仅提高了测井识别油层的正确率，也厘定了该类油藏的类型。

5 油层判别标准

根据研究形成的油层识别方法，依次优先考虑电阻率比值、储层电阻率、层段电阻率、仿可动流体孔隙度、海拔深度等要素，建立了相应油、水、干层的判别标准（见表1）。

表1 S探区白云质泥岩缝洞型储层测井解释标准

6 应用实例

该技术先后应用于S探区的完井方案、测试选层中，通过对21口完钻新井跟踪评价，测井解释符合率由原来76．2%提升至90．5%。

图6为B井测井评价综合分析图。图6中36号层（1826．0～1827．8m）测井一次未解释、37号层（1829．7～1831．5m）测井一次解释为干层，36、37号层电阻率值分别为35Ω·m、18．7Ω·m，两个层段电阻率整体值分别为42Ω·m、21．5Ω·m，电阻率比值分别为1．20、1．15；自然电位负异常；三孔隙度明显高于围岩层；这些特征均表明该层为渗透层。根据油层测井识别方法及油水测井解释标准，两个层二次解释均为低产油层。图6中34号层（1811．7～1814．0m）的电阻率值为65Ω·m、层段电阻率整体值为90Ω·m、电阻率比值为1．38，尽管自然电位负异常不明显，依次优先考虑电阻率比值、储层电阻率、层段电阻率，综合评价为低产油层。

2010年9 月对1809．4～1833．4m井段先射孔后压裂，获23．6t／d的工业油流，无水。34、36、37、38号层压后的井温曲线为明显负异常，说明它们均为压开的产层。压裂结果及压后的井温均表明，测井二次解释结果更为合理。

图6 B井测井评价综合分析图

7 结 论

（1）利用形成的5个测井响应特征可快速有效划分储层；提出的4种油层测井识别方法，解决了高泥质含量缝洞型油层测井识别的技术难题。

（2）构建的裂缝孔隙度评价模型及变胶结指数广义 Waxman－Smits含水饱和度方程，解决了该类油藏的储量计算问题。

（3）该类油藏存在油水边界（－474m），属构造－岩性油藏，这有助于地质家及时调整油气勘探方案，规避勘探风险。

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