鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别

刘行军，刘颖卓，金仁高，金小慧，王高科，李海龙

(1.中国石油测井有限公司，陕西西安 710201；2.西北大学地质系)

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层分类及气层识别

刘行军1，2，刘颖卓1，金仁高1，金小慧1，王高科1，李海龙1

(1.中国石油测井有限公司，陕西西安 710201；2.西北大学地质系)

在电成像测井资料分析基础之上，将鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层划分为溶蚀孔洞型、裂缝型、溶蚀孔洞-裂缝型、洞穴型、洞穴-裂缝型5类储层。并对这5类储层常规测井响应特征做了总结，分析认为溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞-裂缝型储层含气性最好。针对复杂孔隙结构碳酸盐岩气层识别困难的问题，提出了4种识别气层的方法，应用效果表明，单因素测井参数交会图识别气层能力有限，复合参数交会图能够较准确地识别出气层，可以进一步推广应用。

鄂尔多斯盆地；碳酸盐岩储层；气层识别；储层分类；成像测井

20世纪80年代在鄂尔多斯盆地东部天然气勘探过程中，陕参1井、榆3井奥陶系顶部相继发现了孔洞-裂缝型白云岩储层，陕参1井奥陶系马五1段酸化后获无阻流量28.34×104m3/d的高产工业气流，标志着长庆靖边气田的发现[1]。随着近些年勘探开发的不断深入，对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩测井评价的研究也逐渐增多[2-4]，尤其是成像测井技术的应用，使碳酸盐岩储层的研究进一步深化。本文在前人研究基础之上，利用常规及成像测井资料展开了对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层分类、气层识别的研究。

1 储层地质特征

依据岩性及古生物，结合气田勘探开发实践，将下古生界奥陶系马家沟组从下到上分为马一～马六等六个层段，马五段为主力含气层段，厚度约300 m，马五段自上而下又可划分为马五1-马五10等10个亚段，其中以马五1-马五4亚段含气性最好，厚度50～90 m，岩性为灰-浅灰色细粉晶云岩、膏质云岩、泥粉晶-细晶云岩，夹泥质云岩、灰质云岩及黑色、黑灰色泥岩，矿物成分主要为白云石，含量在85%以上，方解石、泥质含量较少，个别层段见有极少量黄铁矿、高岭石和硅质。储集空间主要为溶蚀孔、晶间孔、晶间溶孔、膏模孔等，并见有裂缝发育，裂缝主要类型有成岩缝、压溶缝、早期构造缝和古岩溶缝[5-6]。

2 储层分类及测井响应特征

成像测井采集精度高，能够提供大量地下地层信息，可以用来分析储层的结构和构造，碳酸盐岩储层中的裂缝、溶蚀孔洞可以通过电成像测井细致的刻画出来[7-8]，此外，裂缝、溶蚀孔洞也会引起常规测井曲线有所变化。本文通过电成像测井资料，结合常规测井曲线特征将鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层划分为溶蚀孔洞型、裂缝型、溶蚀孔洞-裂缝型、洞穴型、洞穴-裂缝型5类储层。

鄂尔多斯盆地碳酸盐岩溶蚀孔洞一般为半充填-无充填，由于泥浆的侵入，溶蚀孔洞附近成像仪器钮扣电极电阻率降低，因此，溶蚀孔洞在电成像图上显示为深色斑点，溶蚀孔洞个数越多，图像上的斑点的数量也就越多。由于溶蚀孔洞大小不一，图像上斑点的直径大小也就不同(图1A、B)，直径大于7 cm的一般为溶洞，直径小于7 cm大于0.50 cm的溶孔也可以从电成像图像上反映出来。受电成像仪器分辨率的影响，直径小于0.50 cm的溶孔及晶间孔不能从电成像图像识别出来。碳酸盐岩储层中洞穴的直径比孔洞还要大，洞穴直径一般在几十厘米以上，研究区溶蚀孔洞一般为半充填-无充填，而洞穴一般被泥质或碳酸盐岩角砾岩充填，被泥质充填的为低电阻，图像显示为颜色深的团块；被角砾岩充填的为高电阻，图像显示为亮色(图1E)。

图1 马家沟组碳酸盐岩储层电成像特征图

较规则的裂缝在电成像图上为弯曲的正旋或余旋曲线(图1C、F)，弯曲度越大，裂缝的角度就越大。在鄂尔多斯盆地碳酸盐岩电成像图像上还可以看到较多不规则裂缝(图1D)，裂缝面弯曲而且不连续，不同的裂缝彼此交错，形成网状裂缝。此外，还见有水平裂缝发育，水平裂缝在电成像图上表现为暗黑色的水平条纹，形态上与泥质条带很容易混淆，不同的是泥质条带在常规测井自然伽马曲线上，数值上升明显，而水平裂缝处的自然伽马曲线数值基本无变化；泥质条带平行于地层界面，且宽窄变化稳定，水平裂缝面弯曲不平。裂缝型储层一般伴随有溶蚀孔洞的发育，但在致密的碳酸盐岩储层中更容易发育裂缝。统计发现，马家沟组马五1-马五4段溶蚀孔隙较为发育，而马五5段及其以下层段裂缝较为发育，局部发育溶蚀孔隙。洞穴型储层在马4段及其以下层段可见，而且主要分布在靖边气田的北部和西部地区。

在常规测井图上，鄂尔多斯盆地碳酸盐岩溶蚀孔洞型储层一般表现为声波时差增大，密度减小，电阻率下降，双侧向深浅电阻率曲线无差异或差异很小，声波时差和密度相关性较好。裂缝发育的储层电阻率、密度测井数值均会下降，而且声波时差和密度相关性差，密度曲线常常呈现出锯齿状，随着裂缝角度的不同，双侧向电阻率曲线差异不同，声波时差变化也有所不同。垂直裂缝及高角度发育的储层双侧向电阻率表现为正差异，声波时差基本无变化。低角度及水平裂缝发育的储层为负差异，声波时差增大。网状裂缝-溶蚀孔洞型储层双侧向为无差异，声波时差增大明显。

3 气层识别方法

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐气藏在20世纪80年代末发现，对该气藏气层的测井评价一直在进行，长庆测井公司在多年的测井解释实践和研究中，形成了一系列气层识别的经验和方法，在实际的测井解释中识别效果较好。

3.1 电阻率与声波时差、密度交会法

当储层孔、缝越发育时，声波时差将会增大，密度数值会减小，随着储层含气饱和度的增加，储层电阻率会增大。依据已有的试气成果，在测井曲线数据基础之上，做出了靖边气田西侧马五1-马五3段储层电阻率与声波时差、密度交会图(图2)。从图上可以看出，气层声波时差一般大于167 μs/m，电阻率大于81 Ω·m，密度小于2.75 μs/cm3；差气层声波时差一般在157～167 μs/m，密度小于2.78 μs/cm3，电阻率大于68 Ω·m；干层声波时差小于157 μs/m，密度大于2.78 μs/cm3。出现了一些高电阻率的含气水层，如陕343井马五11储层电阻率接近190Ω·m，但经试气后产水10.4m3/d，气2 191 m3/d。由于受储层裂缝的影响，气层与差气层在电阻率与声波时差、密度交会图上有重复分布区域。这进一步说明，依靠单因素测井参数交会图识别气层的能力有限。

3.2 含水饱和度与杨氏模量交会法

图2 靖边气田西侧马五1-马五3段电阻率与声波时差、密度交会图

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层压力系数为0.89～0.96，埋深一般大于3 200 m，钻井时泥浆柱产生的压力不可忽视。在取心层段也可以明显看出泥浆的侵入，孔、缝发育越好，泥浆侵入越深，由于泥浆电阻率与地层水电阻率差异大(泥浆电阻率0.75～1.45 Ω·m，地层水电阻率0.012～0.0195 Ω·m)，即使是深探测的测井曲线也会受泥浆侵入的影响，因此，在计算含水饱和度时应考虑泥浆侵入的因素。用混合液电阻率Rz代替地层水电阻率Rw，Rz的计算如下：

式中：Rmf——泥浆电阻率，Ω·m；Z——泥浆滤液与地层水混合程度经验系数，一般为0.3～0.5。

碳酸盐岩储层中一般发育有溶蚀孔隙和裂缝，溶蚀孔隙和裂缝的存在会引起纵、横波时差相应的变化，密度测井数值也会变小，因此，利用纵、横波时差和密度计算出来的杨氏模量E在一定程度上可以反映储层孔、缝发育情况[9-10]。

根据试气成果，在计算出储层含水饱和度与杨氏模量基础上，做出了靖边气田中部马五1-马五3段储层复合参数Sw-E交会图(图3)，该交会图识别气层效果较好。由图3上可以看出，气层杨氏模量E小于9.0×10-13N/cm2，Sw小于40%，差气层E为(9.0～9.7)×10-13N/cm2，Sw小于54%，干层E大于9.7×10-13N/cm2，气水层E小于9.7×10-13N/cm2，Sw为54%～66%，含气水层Sw大于66%。

3.3 三孔隙度法

声波时差、密度、补偿中子为三种常规的孔隙度测井曲线。受测井原理的影响，这三种测井方式不仅在反映储层孔隙度方面有所不同，而且在探测深度范围方面也有差异。相关研究表明，声波时差测井可探测的深度约0.20 m，密度测井约0.15 m，补偿中子测井约0.70 m[11]，补偿中子在含气储层中有明显的“挖掘效应”，由于在探测深度方面优势和储层含气时的特殊反映，补偿中子测井在气水识别时有着重要的作用。当储层含气时，密度孔隙度大于中子孔隙度；在一些泥质含量低、孔隙度大、含气饱和度高的储层中，声波时差孔隙度大于中子孔隙度，小于密度孔隙度。利用密度孔隙度-补偿中子、声波时差孔隙度-补偿中子交会图可进一步识别气水层。从图4上可以看出，气层密度孔隙度大于10%，补偿中子小于9%，气水层及含气水层补偿中子大于9%，差气层密度孔隙度7%～10%，干层密度孔隙度小于7%。尽管补偿中子测井在气水识别时有着重要的作用，但是随着储层泥质含量的升高、含水率的上升，泥浆侵入深度的增大中子孔隙度上升明显，补偿中子识别气层的优势不复存在。

图3 靖边气田中部马五1-马五3段储层杨氏模量与含水饱和度交会图

3.4 渗透率和裂缝孔隙度乘积与含水饱和度交会法

裂缝的存在极大地改善了碳酸盐岩储层的渗流能力，在一些溶蚀孔洞-裂缝型储层中往往会获得高产工业气流。碳酸盐岩储层渗透率为孔洞渗透率和裂缝渗透率之和。在鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储层中，孔洞部分渗透率的计算是通过建立孔洞孔隙度与孔洞渗透率之间的关系式获得，同样，裂缝渗透率是通过建立裂缝孔隙度与裂缝渗透率之间的关系式获得[12-13]。

图4 靖边气田西侧马五4段储层补偿中子、密度孔隙度交会图

在计算出储层渗透率、裂缝孔隙度、含水饱和度基础之上，做出了靖边气田中部马五4段渗透率和裂缝孔隙度乘积(Kf)与含水饱和度(Sw)的交会图，从图5上可以看出，该复合参数交会图识别气层效果较好，气层的Kf大于2.5，Sw小于39%；差气层Kf在0.3～2.5；Sw小于46%；干层Kf小于0.3；气水层Kf大于0.3，Sw为46%～54%；含气水层Sw大于54%。

图5 靖边气田中部马五4段储层渗透率和裂缝孔隙度乘积与含水饱和度交会图

4 结 论

(1)依据电成像测井资料，结合常规测井曲线，将鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层划分为溶蚀孔洞型、裂缝型、溶蚀孔洞-裂缝型、洞穴型、洞穴-裂缝5类储层。其中溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞-裂缝型储层含气性最好，这两类储层在马五1-马五4段较为发育，而马五5段及其以下层段裂缝较为发育，局部发育溶蚀孔隙。洞穴型储层一般在马4段及其以下层段可见。

(2)对于具有复杂孔隙结构的碳酸盐岩储层，单因素测井参数交会图识别气层具有局限性，本文提出的复合参数交会图能较准确地识别出气层。建议识别气层时，应在分区域、分层段的基础上，尽可能用一些能够反映储层含气特征的复合参数来制作交会图。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)04-0073-05

2014-11-25

刘行军，高级工程师，博士研究生，1975年生， 1998年毕业于西南石油大学石油与天然气勘查专业，现从事测井资料解释与应用、储层地质、含油气盆地沉积体系分析工作。

陕西省教育厅重点实验室科学研究计划项目“特低渗透储层物性地质效应及动用下限确定方法研究”(14JS082)。

TE112.222

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