碳酸盐岩岩溶储层多井评价方法及地质应用

冯庆付 江青春 任梦怡 汪泽成 刘英明 田 瀚 黄士鹏

中国石油勘探开发研究院

0 引言

测井多井储层评价技术是现代测井地质学研究的一个重要组成部分，它是以测井、岩心分析、测试及地质等资料分析为基础，充分利用测井信息精度高、纵向分辨率高等特点，开展测井地质分析，进行油气藏精细描述，寻找有利储层发育区，为勘探开发提供技术支持和工程措施决策依据。多井评价是建立在单井精细解释评价基础之上的，其内容包括单井解释和建立在对比与预测基础上的多井解释。主要关键技术包括测井资料标准化技术、测井解释模型建立、测井资料对比技术、测井参数平面预测技术等。多井解释评价的流程主要包括以下几个方面：①数据准备和预处理，包括单井原始数据的环境校正、深度校正和标准化等工作；②关键井研究，对重点井进行各种地质现象研究，划分标准层，获取测井资料刻度特征等；③建立符合不同层段不同储层类型的处理解释模型；④按照目标要求绘制各种连井图件；⑤井间沉积相、储层物性参数、含油气性参数预测等。

岩溶储层是指与岩溶作用相关的储层。岩溶作用所形成的溶蚀缝洞在常规测井曲线或者电成像测井图像上往往具有与其他储层类型不同的响应特征，而且非均质性极强。利用传统的测井解释评价方法很难解决判断其储层类型、识别流体性质、划分有效储层等关键测井问题，而多井评价方法则能够较好地解决这些问题。

笔者以四川盆地中部高石梯—磨溪地区中二叠统茅口组作为研究对象，该区茅口组位于西南高、东北低的岩溶缓坡带，顶部茅四段已经剥蚀殆尽，残存茅三段，岩性以亮晶灰岩、亮晶藻屑灰岩和泥晶生屑灰岩为主，颗粒滩厚度介于60～100 m，沉积相类型为高能颗粒滩相和滩间海。前人研究表明，茅口组岩溶储层主要发育在茅三段、茅二段，储层类型主要为裂缝型、裂缝—溶蚀孔洞型及溶蚀孔洞型。顶部岩溶储层发育可以划分为风化壳残积带、垂直渗流带、水平潜流带，有效储层发育在垂直渗流带和水平潜流带[1-4]。制约该地区勘探开发的关键测井问题是：①如何建立合理的地质—测井解释模型评价储层在纵向及横向的展布规律；②电成像测井具有评价缝洞储层的“直观、高分辨率”等特点，但是由于该层系在勘探初期属于“过路层”，多数井没有取得电成像测井资料，在这种情况下，如何利用常规测井划分岩溶储层分带；③如何利用多井评价结果确定岩溶发育程度在平面上的分布规律。针对上述问题，形成了一套针对该类储层的多井评价方法并取得了较好的地质应用效果。

1 岩溶储层地质—电成像测井解释

1.1 建立岩溶储层带成像测井识别标准图版

首先利用CIFlog 2.0平台的电成像测井处理模块，对研究区14口井的电成像测井资料进行了图像预处理、图像静态和动态加强处理。然后，根据研究区取心井岩心描述、薄片鉴定结果与成像测井图像进行深度归位及标定，在电成像测井图上把茅口组从顶部识别并划分出了风化壳残积带、垂直渗流带、水平潜流带和基岩等4个层段。其中风化壳残积带在成像测井图像上整体表现为“暗—亮—暗”条带状组合，暗色部分是铁铝质泥岩，亮色部分是铝土矿；垂直渗流带表现为垂直线状与不规则暗色斑状组合，是渗流带垂直淋滤缝与溶蚀孔洞响应；水平潜流带特征图像表现为水平线状—层状与暗色斑状组合，是潜流带层状溶蚀缝洞特征；基岩特征图像表现为亮色块状模式，是致密高阻灰岩地层响应，偶见线状或斑状特征[5-6]。同时建立了茅口组风化壳岩溶带典型成像测井特征图版（图1）。该图版可作为研究区风化壳岩溶分带成像测井图像划分的标准图版，对目标井段进行岩溶带划分。垂直渗流带的缝洞最为发育，物性最好，容易形成高产油气藏，而水平潜流带缝洞相对发育较差，局部物性较好，一般形成较差的储层。风化壳残积带和基岩一般不发育储层[7]。笔者认为，由于基岩几乎不受岩溶风化的作用，可不作为岩溶储层分带的一个层段去研究。

图1 茅口组岩溶储层各分带标准图

1.2 岩溶储层分带成像测井—地质解释模型

针对研究区目标层岩溶发育的特点，在前人研究的基础上，综合研究区地质剖面、取心分析描述、地质分析及成像测井等资料[8-10]，通过成像测井图像特征与岩溶储层分带对比分析，参考岩溶储层各分带的标准图像特征，建立了针对高石梯—磨溪地区的茅口组岩溶储层各分带的成像测井—地质解释模型（图2）。该模型建立了一个地质与电成像测井解释之间的桥梁，目的就是要用地质信息约束刻度电成像信息。

1.3 电成像测井划分岩溶储层分带

通过对该区茅口组14口井电成像资料的精细处理解释，结合常规测井的自然伽马、三孔隙度曲线所计算的物性参数，利用本文所建立的茅口组岩溶储层各分带标准图版及电成像测井—地质解释模型，可较准确识别出每口井的岩溶储层各个分带的深度范围和厚度（图3）。从14口井的统计结果可以看出，该地区茅口组岩溶发育在平面上的非均质性较强，其中残积带的厚度介于8～15 m，垂直渗流带厚度介于20～49 m，水平潜流带的厚度介于18～64 m。从区域分布看，磨溪地区岩溶储层各个分带发育相对稳定，高石梯地区各口井差异相对较大，表明该地区岩溶程度的分异性较强。

1.4 电成像测井刻度常规测井划分岩溶储层带

从14口利用电成像测井划分的岩溶储层各个分带的常规测井可以看出，残积带与上覆龙潭组地层界线取三孔隙度曲线与电阻率曲线发生突变部位，该处地层岩性由泥岩转变为石灰岩；残积带下部为垂直渗流岩溶带，自然伽马转变为低值，孔隙度较高且曲线较平稳；水平潜流岩溶带与垂直渗流岩溶带界线自然伽马有所增大，孔隙度相对降低，电阻率增大且有锯齿状特征；基岩一般都是高伽马、高电阻且孔隙不发育，孔隙度低于2%；图4～6分别是利用CIFlog多井评价模块制作的自然伽马、电阻率和中子密度变骨架孔隙度的多井单因素直方图。根据已知电成像测井划分各岩溶带的规律，利用多井连井对比技术，对高石梯—磨溪地区48口只有茅口组常规测井资料的井进行了岩溶带的划分。

图2 茅口组岩溶分带成像测井—地质解释模型图

2 基于地质构造的连井储层分析

高石梯—磨溪地区茅口组整体上位于岩溶发育的斜坡地带，但是由于中间发育很多断层，而且由于暴露岩溶期古地貌的差异，这些因素对岩溶发育都会产生较大的影响，因此有效储层的发育以及岩溶发育程度各口井差别较大，反映到测井曲线上就是不同类型的井其测井曲线特征不同。为了搞清楚不同构造部位的储层物性、含油气性的平面展规律以及储层发育与断层、古地貌高低等之间的关系[11-14]，开展了基于地质构造的测井特征研究。首先是在磨溪地区同一构造单元测井解释的Ⅰ类气层井进行了连井对比分析。图7是磨溪8井、磨溪18井、磨溪205井、磨溪46井、磨溪107井在该地区构造图上的位置标定图，图8是这些井的物性及岩溶发育分带的连井对比图。可以看出磨溪205井和磨溪107井水平潜流带的发育厚度要明显大于其他3口井，成像测井显示这两口井在该带发育较多的低角度及网状裂缝，而这两口井刚好位于断层附近证实了裂缝的发育受断层影响较大，而岩溶发育又受裂缝发育的控制。

图3 电成像测井划分岩溶储层带成果图

图4 岩溶储层各分带自然伽马多井直方图

图5 岩溶储层各分带电阻率多井直方图

图6 岩溶储层各分带变骨架孔隙度多井直方图

图7 Ⅰ类气层井在构造图上位置标定图

图8 Ⅰ类气层井连井对比图

图9 储层有效厚度预测等值图

图10 白云岩厚度预测等值图

3 多井储层参数平面预测

根据多井参数处理结果，建立统计标准，统计出各口井的物性、含油性、白云岩发育厚度、岩溶储层分带厚度等参数，采用支持断层和边界网格化的克里金方法进行储层参数平面绘图，在平面上实现了各种参数的厚度预测与分布。图9～12分别是储层有效厚度预测等值图、白云岩厚度预测等值图、垂直渗流带厚度预测等值图和水平潜流带厚度预测等值图。从平面厚度图的预测结果可以看出，储层发育不是由单一因素控制，它与白云岩化、古地貌及岩溶作用都密切相关。

图11 垂直渗流带厚度预测等值图

图12 水平潜流带厚度预测等值图

4 结论

1）通过岩心刻度电成像测井建立电成像测井识别岩溶储层分带的标准图版，能够准确划分岩溶储层各分带在纵向上的分布厚度，各分带发育特征。分析表明，自然伽马测井、电阻率测井及三孔隙度测井对岩溶发育程度最为敏感，对于只有常规测井资料的井可以作为敏感参数评价岩溶储层。

2）高石梯—磨溪地区茅口组岩溶带自上而下可划分为：风化壳残积带、垂直渗流岩溶带、水平潜流岩溶带以及受岩溶作用较弱的基岩；风化壳残积带在成像测井图像显示为“暗—亮—暗”条带状模式；垂直渗流岩溶带为垂直线状与暗色斑状组合模式；水平潜流岩溶带为水平线状—层状与斑状组合模式；基岩整体显示为亮色块状模式，偶见线状或斑状特征。有效储层主要发育在垂直渗流带和水平潜流带的顶部。准确识别和划分岩溶分带为开发井位部署及试油层位建议提供了可靠技术支撑。

3）优质储层的岩溶发育与储层物性参数连井对比分析表明，高石梯—磨溪地区茅口组岩溶发育主要受裂缝发育控制，而裂缝发育与断层关系密切，建议开展测井标定基础上的地震裂缝预测研究，同时结合测井参数平面预测结果，为勘探开发寻找优质储层提供依据。