QB油田Q12区高伽马储层测井识别评价

孙小艳，高浩锋，德勒恰提·加娜塔依，季 贇

（1.新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐830047；2.中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西西安710077；3.中国石油青海油田勘探开发研究院，甘肃敦煌736200）

常规裸眼完井测井中，沉积岩放射性主要受泥质含量影响，自然伽马值较大的层段视为泥岩，通常直接通过自然伽马总强度获得泥质含量。而在储层研究中，由于除泥岩外其他岩性也含有放射性物质。因此，采用总自然伽马强度来判断泥质显然是夸大了泥质的影响，会降低对有效储层的识别及划分[1-3]。

QB油田Q12区发育在基岩上部，主要为砾状砂岩储层，储集砂体展布受物源控制，平原亚相水下分流河道微相砂砾岩、含砾砂岩厚度大，连通性好，是Q12区块主要的含油砂体。研究区底部储层整体上伽马值偏高，局部层位伽马值增高明显，影响储层划分与分类评价效果。

因此，分析QB油田Q12区块多矿物高伽马值储层成因并进行测井识别，对研究区油气田的储层分类和增储上产具有重要意义。

1 储层沉积岩性特征

QB油田Q12区块E31储层沉积时期，主要为辫状河流-三角洲-湖泊沉积。垂向上，沉积早期为辫状三角洲平原亚相，主要分流河道沉积微相发育厚层砂砾岩、含砾砂岩；中后期为辫状三角洲前缘亚相，发育厚层块状细砂岩、粉细砂岩；晚期为前三角洲-滨浅湖相，局部见薄层滩坝砂体，呈透镜状分布于厚层泥岩中。主水道为大厚度砂砾岩，水道边部砂体呈多期叠置，砂砾岩厚度明显变薄、粒度变细。整体上，Q12区块构造储油砂体分布范围广、厚度大，形成规模储层。

对取芯井储集层砂岩样品进行重矿物分析，表明重矿物由陆源重矿物（锆石、电气石、石榴石、磁铁矿、白钛矿等稳定矿物，绿帘石、角闪石、榍石等不稳定矿物）和自生重矿物（黄铁矿、重晶石等）组成。稳定重矿物含量从高到低依次为磁铁矿、石榴石和白钛矿。与昆仑山前分布的物源重矿物分析相比，该区较高比例的稳定重矿物出现反映油藏沉积物搬运距离相对较近。

统计分析研究区岩芯化验资料，主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩、长石砂岩，岩石成份成熟度较低，碎屑颗粒分选性差。储集层杂基（泥质和灰泥）含量较高，胶结物含量较低。

2 高自然伽马储层形成原因

研究区底部砂砾岩储层泥质含量低，据X衍射粘土矿物分析，Q12区粘土矿物主要为伊利石，其次为伊蒙混层，平均10.68%，泥质含量与GR相关性差（图1），因此，该层段储层GR值不能很好地反映泥质含量变化，说明GR值还受其它因素影响。

图1 Q12区常规测井GR值与泥质含量关系

目前对高伽马储层的形成原因归纳起来主要有：①地层中矿物成分、粘土类型变化及粘土颗粒吸附放射性有机分子引起；②邻井注水时造成的放射性污染[4-5]。针对研究区岩芯镜下薄片鉴定，薄片双晶分布均匀，格子形状明显，是钾长石中微斜长石所具有的特征；另外还发育正条纹长石，长石中同时存在钾长石和钠长石，一种作为嵌晶存在于另外一种长石中，在外形上为展布方向相同的条纹。研究区处于勘探开发前期，所以不会出现邻井注水造成放射性污染情况。

通过对研究区物源方向、沉积环境、岩石类型分析，根据该区7口井76块岩石薄片、粒度分析、全岩粘土矿物分析等资料，结合现场岩芯观察分析研究区高伽马储层的主要原因。

（1）研究区岩石组分主要为长石，长石包含钾长石、钠长石、钙长石等，由于物源距离相对较远，在岩石搬运过程中钠、钙等不稳定性质长石容易风化随河流一起搬运走，而钾长石性质稳定，容易留在河道形成沉积并参与成岩作用，最终由于放射性元素钾的富集而形成高放射性。

（2）研究区底部砾岩储层沉积在基岩风化壳上，沉积过程中岩石成分受底部基岩影响[6]，根据该地区薄片、全岩分析资料，碎屑组分以长石为主，石英和岩屑次之，其中岩屑组分以火成岩和变质岩为主，碳酸盐和沉积盐少量；含有放射性的物质主要是钾长石、火成岩和变质岩。对全井段岩芯样品进行粘土、钾长石和火成岩变化规律分析，发现随着深度增加，钾长石和火成岩含量增加明显，变质岩含量增加不明显（图2）。

图2 粘土、钾长石、火成岩含量随深度变化规律图

同时，在岩芯库对研究区一口新取芯井A2井进行了岩芯观察，通过岩芯刻度常规测井发现，研究区底部砂砾岩储层肉红色钾长石颗粒非常发育，随着深度增加，钾长石颗粒含量明显上升，对应常规测井图上GR值同时增高，但是侧向测井值没有降低，没有泥质含量增高特征（见图3）。

通过研究区的物源方向、沉积环境、岩石类型结合现场岩芯实验、镜下薄片观察显示研究区目的层段GR值增高主要是受钾长石含量增高所导致。

3 高自然伽马储层测井识别[7-8]

Q12区E31地层底部主要含油层岩性为砂砾岩，根据实验分析资料，中部常规砂岩储层泥质含量平均26.55%，底部砂砾岩储层泥质含量平均10.68%，底部砂砾岩储层泥质含量小于中上部常规砂岩储层，但GR相反偏高。图4为A1井在1874～1877m处取芯岩性为细砂岩，伽马平均值62API，粒度分析资料显示该处泥质含量平均20%；在1922～1954m处取芯岩性主要为细砾岩和砾状砂岩，伽马平均值82API，粒度分析资料显示该井段泥质含量平均10.1%，底部砂砾岩储层伽马值高于中部常规砂岩储层，并且在1932～1942m处伽马值增高明显，具有如下特征：层段中子测井值偏低，自然电位负异常明显，侧向测井值升高，显示泥质含量降低、渗透性增强的明显特征，与泥质含量增高特征相反。结合电成像测井资料发现，细砂岩处颜色暗淡，显示泥质含量高，底部砾岩处图像较上部细砂岩处明亮，泥质含量低，与伽马值规律正好相反。

4 高自然伽马储层泥质含量计算

图3 A2井高伽马储层段岩芯标定常规测井特征

自然伽马测井通过探测岩石中放射性元素的伽马射线放射量来计算地层岩石的泥质含量。它采用被动测量方式，在高伽马储层处伽马测井值是储层整体放射性强弱的反映，不能很好地反映储层泥质含量的变化。密度测井采用主动测量方式，利用人工放射性物质产生的射线来探测地层的体积密度，物理基础是伽马射线康普顿散射程度与被照射岩石体积密度之间存在精确的函数关系，即康普顿散射正比于电子密度，而介质的电子密度与其体积密度十分接近。由于被吸收，探测器所接收到的散射伽马射线强度随岩石体积密度增大而降低，因此测量散射伽马射线强度能反映岩石的体积密度。地层泥质含量对体积密度的影响十分明显，所以密度测井能很好反映地层泥质含量变化。双侧向测井主要反映地层电阻率，基本不受地层放射性影响，泥质含量对双侧向电阻率测井有不同程度的贡献，也能反映地层泥质含量变化。

通过分析岩芯化验资料与测井之间的关系，研究发现在常规储层段泥质含量与自然伽马相对值存在较好的对应关系。因此，在正常储层段通过拟合泥质含量与自然伽马相对值关系，建立泥质含量计算模型：

VSH=104.93×ΔGR+4.940（相关系数 r=0.92）

图4 A1井高伽马储层测井响应特征与综合解释成果图

其中：

式中：VSH——泥质含量，%；

ΔGR——自然伽马相对值，小数；

GR、GRmin、GRmax——测井伽马值、伽马最小值、伽马最大值，API。

根据实验资料分析，高伽马储层泥质含量比中部常规储层泥质含量低，但GR值反而偏高，用伽马值计算泥质含量偏大，研究发现泥质含量与密度和浅侧向测井值相关性较好。因此，高伽马储层段通过分析岩芯泥质含量与密度测井和浅侧向测井的关系，建立泥质含量计算模型：

式中：DEN——密度测井值，g/cm3；

LLS——浅侧向测井值，Ω·m。

图4中A1井1930～1937m处，伽马值明显增高，根据自然伽马值计算泥质含量大于20%，储层性质变差；利用密度—浅侧向建立的泥质含量模型计算泥质含量为10%左右，与岩芯泥质含量实验分析资料吻合较好，同时对该层进行试油，日产油21.61m3，属于好储层。也说明密度—浅侧向拟合公式适用于该区泥质含量的确定。

5 结论

（1）通过对Q12区块E31油藏高自然伽马储层沉积特征的分析，结合取芯实验和薄片资料分析，高自然伽马储层主要是受钾长石含量增高所导致的。

（2）在高伽马储层形成机理研究基础上，分析总结了高伽马储层测井响应特征，中子测井值降低，自然电位负异常明显，侧向测井值升高，显示泥质含量降低，渗透性增强，与泥质含量增高特征相反。

（3）测井资料结合镜下薄片分析和储层泥质含量分析资料，研究发现密度测井与浅侧向测井与泥质含量相关性高，建立受放射性影响小的密度和侧向测井泥质含量解释模型，计算结果与岩芯实测相吻合，解释油层段通过后期试油得到了很好的验证。

参考文献：

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