珠江口盆地礁灰岩储层特征精细表征

谢日彬，李海涛，杨 勇，刘远志，曲长伟

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，深圳 南山 518000；3.斯伦贝谢中国公司，北京 朝阳 100015

引言

生物礁碳酸盐岩具有储集性能好，产能高的特点，在全球油气勘探中占有重要的地位[1-5]。随着近年来深水油气勘探开发程度的逐渐加深，先后在珠江口盆地东沙隆起珠江组发现了多个生物礁油气田或含油构造，证实了在南海北部陆缘深水区生物礁灰岩储层的含油气潜力[5-7]。

L 油田是中国最大生物礁滩底水稠油油田，构造上位于东沙隆起西南部，自下而上依次发育中新统珠江组、韩江祖、粤海组、万山组及第四系（图1），珠江组接受了广泛分布的碳酸盐岩台地沉积，发育大规模的生物礁储层[4，8-9]。

但L 油田礁灰岩储层既具有常规油气藏的油气成藏特征，又具有岩石类型复杂、物性变化快、储集空间类型多样及非均质性强的特点，采出程度较低，尤其是到了油田开发后期，调整井投产即高含水现象越来越多，经济效益越来越差。为精确评价礁灰岩的储层特征，找到提高油田采收率的方法，南海东部地区从地球物理、岩石物理、生产测试等多方面开展了大量的研究工作，但收效甚微。

众所周知，测井手段以其高精度及连续性的特点已成为油气勘探不可或缺的手段，特别是高分辨率随钻电阻率成像可用于定性及定量分析礁灰岩中裂缝和次生溶蚀的发育程度，已成为L 油田礁灰岩储层特征描述及评价的重要方法[10-15]。基于高分辨率成像的精细评价为礁灰岩储层地质导向的实时决策、完井方案和连续封隔体充填的设计以及油田产能预测提供了坚实基础，为今后礁灰岩储层品质评价开辟了一条新途径。

图1 南海北部珠江口盆地东沙隆起区域位置[5]Fig.1 Location of Dongsha Uplift,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea[5]

1 随钻电阻率成像测井

L 油田所采用的随钻电阻率成像仪依据聚焦侧向电阻率测量的原理，距钻头2.3 m 左右，因此可提供方位伽马、近钻头井斜、环形电阻率及4 个纽扣电阻率等多种测量。其中，4 个纽扣电阻率测量仪具有不同的探测深度，分别为2.5、7.6、13.0 和15.0 cm[16]，每个纽扣电极旋转一周可提供56 个电阻率并能够提供井眼周围4 个清楚的电阻率成像。目前通常使用的电阻率成像有两种，一种是基于电缆工具采集的成像，如地层微电阻率成像（FMI或EMI），另一种是利用随钻工具采集的成像，如MicroScope 和GVR 工具。两种电阻率成像既具有相似性也有不同之处，相同之处在于两者能够对地层中规模较大尺度的结构和构造，如层理特征、地应力及沉积环境分析、断层裂缝识别及区域综合地质特征进行描述。不同之处在于电缆成像的分辨率要高于随钻成像，可对储层及构造特征进行精细解释，但随钻成像能够提供不同探测深度的电阻率成像，可用于解决复杂的地质难题；并且可对井壁进行360°扫描，获得全井眼覆盖图像，覆盖率明显高于电缆成像；更重要的一点是，随钻电阻率成像可提供实时图像传输到地面，实时计算地层倾角，进行裂缝及构造特征分析，准确掌握储层及构造特征，可用于地质导向，因此，随钻电阻率成像测井技术在L 油田开发井地质导向实时决策、完井方案设计及油田产能预测中至关重要[12，16-17]。

2 岩芯刻度与岩石类型识别

由于岩芯资料有限，为了充分挖掘随钻电阻率成像的价值和描述无取芯井位的礁灰岩储层特征，需要将成像资料与L 油田已有的岩芯资料进行刻度对比分析，建立不同岩石类型在电阻率成像上的响应特征。之后依据已知来反推未知，利用这种响应特征通过电阻率成像测井来识别无取芯井位的岩石类型特征。结果表明，不同的岩石类型在电阻率成像与岩芯上有较好的对应性，研究区灰岩主要识别出以下5 种类型（图2）。

（1）粒状生屑灰岩：粒状生屑灰岩以生屑为主，CT 扫描岩芯截面有环形裂缝，裂缝集中分布且相互交错（图2a），渗透率高、物性好。

（2）溶蚀生屑灰岩：当粒状生屑灰岩发育明显溶蚀时演变成溶蚀生屑灰岩，CT 扫描岩芯截面溶蚀极其发育，随钻电阻率成像上溶蚀孔隙垂向连通集中分布（图2b），物性提高，渗透率及物性最好。

（3）泥晶灰岩：岩性致密，岩芯截面没有溶蚀，少量微裂缝，随钻电阻率成像上无层理，均质性好（图2c），渗透率极低，致密程度高，因此，主要作为非储层及隔夹层。

（4）泥晶生屑灰岩：当生屑灰岩中混有些许不同粒度的泥晶时就可形成泥晶生屑灰岩，岩性略疏松，可见生屑和泥晶，随钻电阻率成像上表现成层特征（图2d），说明同时受到机械搬运和化学两种沉积，以水流作用为主的机械搬运导致了礁灰岩具有一定的成层性，而生屑粒度大小指示了水体的沉积环境动荡的强弱，当泥晶生屑灰岩受到构造或后期成岩作用时便会产生一些成岩微裂缝和溶蚀，在岩芯截面可见少量孤立溶蚀孔隙（图2d），这在一定程度上指示了研究区灰岩经历了晚期成岩的暴露，从而接受大气淡水淋滤，导致渗透率较低。

（5）藻叠层灰岩：岩芯截面见叠层构造，被裂缝分割，整体致密，局部疏松，随钻电阻率成像为团块状特征（图2e），渗透率高。

图2 南海北部珠江口盆地L 油田不同岩石类型随钻成像特征Fig.2 LWD images of different lithology from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in eastern South China Sea

3 裂缝特征

裂缝是碳酸盐岩储层重要的疏导通道以及储集空间，并且裂缝控制着次生溶蚀发育的程度与规模，因此，在碳酸盐岩储层的研究中裂缝分析就显得尤其重要[18-19]。

3.1 裂缝定性识别

L 油田主要发育成组缝、溶蚀缝及孤立缝3 种裂缝类型（图3），裂缝的类型与裂缝倾角、裂缝有效性及发育构造位置有着明显联系。

（1）成组缝：成组缝为同一期构造活动形成的一期产状相同的裂缝，为构造缝的一种。

当两组裂缝的走向一致而倾向正好相反时则形成共轭成组缝。成组缝的角度一般较高，并且成组缝常伴有次生溶蚀发育，次生溶蚀会明显改善裂缝的连通性，对储层贡献极高。

此外，由于成组缝的角度较高，对纵向上储层起到了良好的疏导沟通作用，可有效地改善储层的渗透性。成组缝虽然对储层的纵向沟通起到了正面作用，但如果其延伸长度较长，也有可能沟通底水，这就会造成油井在生产过程中底水锥进较快，因此，高角度的成组缝对产能来讲是一把双刃剑（图3a，图3b，图3c，图3d）。

（2）溶蚀缝：溶蚀缝在L 油田广泛分布，为成岩缝的一种，当成岩作用早期的大气淡水沿之前已存在的裂缝渗入地层之后对裂缝周围的碳酸盐岩地层进行溶蚀而形成溶蚀缝。由于次生溶蚀的作用造成裂缝面极不规则，裂缝倾角变化也较大，从低角度裂缝到高角度裂缝均有分布，溶蚀缝产状也呈多组出现（图3e，图3f，图3g，图3h）。

（3）孤立缝：孤立缝也是成岩缝的一种，为在生物礁灰岩未完全固结过程中受水体温度变化冷凝收缩而成，在电阻率成像上以孤立形式出现，裂缝倾角较高且产状分布不规律。由于孤立缝常独立存在，而且裂缝面少见溶蚀或未发生溶蚀，因此，孤立缝连通性较差，对储层贡献相对较小（图3i，图3j，图3k，图3l）。

3.2 裂缝定量计算

随钻电阻率成像不仅能够识别裂缝发育类型及裂缝发育层位，确定裂缝走向和倾角，还能够计算出裂缝密度（经过裂缝与井轴的夹角校正后每米井段所见到的裂缝总条数）、裂缝长度（每平方米井壁所见到的裂缝长度总和）和裂缝面积（单位体积内裂缝所占的面积总和）等参数。

更重要的是随钻电阻率成像提供了裂缝宽度（裂缝张开度）及裂缝孔隙度（裂缝孔隙占总孔隙的百分比）的定量计算，这为L 油田礁灰岩储层特征研究提供了最为重要的信息。

以L 油田A3X 井为例，裂缝倾向主要为北西--南东向，走向为北东--南西向，倾角大小集中分布在20°∼88°，主频为73°，主要发育中高角度裂缝（图4、图5）。裂缝的定量参数计算结果表明，裂缝宽度集中分布在0.04∼0.51 mm（图5）。确定了L 油田裂缝的宽度为毫米级别尺度，这也为后期连续封隔体充填及完井方案设计提供了强有力的理论依据。

图4 南海北部L 油田A3X 井裂缝产状及参数特征Fig.4 Fracture characteristics of Well A3X,L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea

裂缝密度集中分布在1.02∼5.25 条/m，裂缝长度集中分布在0.04∼3.74 m，裂缝面积主要分布在0.05∼4.12 m2，而且裂缝孔隙度一般都小于0.015%（图4、图5）。

图5 南海北部L 油田A3X 井裂缝参数统计Fig.5 Fracture parameters of Well A3X from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea

3.3 裂缝评价结果

为了更好地对裂缝进行评价，利用了裂缝发育度参数，即裂缝数量与水平段长度的比值，裂缝发育度在一定程度上反映了水平段或测深段裂缝发育的均匀程度。

根据之前的裂缝评价标准[10]，建立了基于电阻率成像成果的L 油田裂缝评价标准（表1），在全井段裂缝统计的基础上，以裂缝发育度（裂缝条数/测深井段长度）为主要参考指标，结合其他裂缝参数如裂缝倾角（＞60°时，为高角度；30°∼60°为中角度；＜30°为低角度）、裂缝产状（裂缝走向与最大水平主应力夹角，＜30°为优；30°∼60°为中；＞60°为差）、裂缝孔隙度和裂缝类型可以对全区的11 口井的裂缝发育情况进行综合评价。

表1 南海北部珠江口盆地L 油田裂缝评价标准___Tab.1 Fracture evaluation criterion for L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

B4X 井电阻率成像结果显示全井段有3 个裂缝相对发育层段。

（1）1 435∼1 461 m 发育一条孤立缝，裂缝倾角接近70°，裂缝密度为2.31 条/m，裂缝长度为2.15 m，裂缝发育度为0.04，评价为一般（图6）。

（2）1 513∼1 572 m 层段发育4 条裂缝，裂缝密度为3.09 条/m，裂缝长度为3.17 m，裂缝发育度为0.04；裂缝主要为孤立缝，裂缝倾角较高，一般大于80°，沿裂缝见有溶蚀现象发育，综合评价为良好（图6）。

（3）1 572∼1 780 m 层段发育成组缝，裂缝倾角极高，裂缝产状较为一致，共发育47 条裂缝，裂缝连续性较好。

发育在高阻层段，可能由构造活动所产生；裂缝密度为6.94 条/m，裂缝长度为7.23 m，裂缝发育度为0.23，裂缝综合评价为优（图6）。

此外，依据电阻率成像资料可以看出，在1 694∼1 702 m 层段发育中高角度断层，断层产状与裂缝一致且断面较高，综合分析认为裂缝可能为断层活动时产生的伴生缝（图6）。

图6 南海北部L 油田B4X 井裂缝综合评价成果图Fig.6 Fracture characterization result of Well B4X from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

4 次生溶蚀特征

L 油田为典型的台地边缘生物礁沉积，L 油田岩芯上可见成岩早期地层暴露的证据，因此，在成岩早期由于大气淡水的淋滤作用造成次生溶蚀极其发育[20]。

在岩芯上可见大小不等的溶蚀孔洞及溶蚀裂缝，在薄片上可观察到各种类型的溶蚀孔隙及溶蚀微缝，孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔、非选择性溶孔为主。

4.1 次生溶蚀定性分析

L 油田不同的次级构造部位溶蚀特征不同，一般来讲，次生溶蚀受控于构造变化、沉积相带及岩性等因素[21-26]。次生溶孔在电阻率图像上表现为暗黑色的斑点或斑块，结合电阻率图像孔隙频谱[10，12]，分析确定L 油田的次生溶蚀可分成4 种类型：沿裂缝溶蚀、斑杂状溶蚀、团块状溶蚀和蜂窝状溶蚀（图7）。

沿裂缝溶蚀受控于裂缝发育的位置，一般溶蚀面不规则，有宽有窄，也可见只有裂缝局部被溶蚀的现象（图7a，图7b）。

斑杂状溶蚀表现为不均匀的大小不一的溶蚀，电阻率图像上表现为暗色板块不规则分布（图7d，图7e）。

团块状溶蚀一般集中出现，各个溶蚀孔洞之间极易连通在一起，储层物性及连通性好，对储层的改善效果最好（图7f，图7g）。

蜂窝状溶蚀一般表现为较均匀的大小类似的溶蚀孔洞，当然局部井段也可观察到规模较大的溶蚀孔洞（图7h，图7i）。

图7 南海北部L 油田不同溶蚀类型随钻成像特征Fig.7 LWD images of different secondary dissolution from L Oilfield in northern South China Sea

4.2 次生溶蚀定量分析

电阻率成像及孔隙频谱分析只能定性地分析次生溶蚀的发育程度和非均质性的强弱，但不能定量表征次生溶蚀所占的面积及次生溶蚀孔隙大小。

斯伦贝谢公司Techlog 软件中的Porotex 模块可将电阻率图像中的次生溶蚀孔隙提取出来，并计算得到次生溶蚀面积占电阻率图像面积的比例（称为视面孔率），并可计算得到次生溶蚀的面积（称为视面孔面积）（图8）。

以研究区A5X 井为例，将Porotex 模块分析引入L 油田礁灰岩储层特征分析研究，结果表明次生孔隙发育井段，孔隙频谱较宽，次生溶蚀孔隙度较大，视面孔率较高，次生溶蚀的视面孔面积较大。

视面孔率最大为53.9%，视面孔面积最大为64 m2（图8），此结果弥补了之前只能计算次生溶蚀孔隙度的不足，定量确定了次生溶蚀的视面孔率及视面孔面积，为后期完井方案的设计提供了理论基础和技术支撑。

图8 南海北部L 油田A5X 井次生溶蚀定性及定量分析结果Fig.8 Quantitative and qualitive analysis of secondary dissolution of Well A5X from L Oilfield,northern South China Sea

5 产能主控因素探讨

裂缝和次生溶蚀对礁灰岩储层来讲是一把双刃剑。当裂缝倾角较高或次生溶蚀上下地层连通性较好时，上下储层之间的沟通变好，提高了渗透性，同时也有可能沟通底水。如果在主要产油层发育高角度成组缝或次生溶蚀，且成组缝或次生溶蚀没有沟通下部水层，那么裂缝和次生溶蚀对产能的贡献是正面的。如果在主要产油层的发育高角度成组缝或次生溶蚀沟通了下部水层，那么底水锥进较快，对水平井的生产效果会差。通过L 油田不同井位间测试结果以及基于电阻率成像得到的裂缝及次生溶蚀的统计分析结果，从测井角度上来探讨L 油田产能的主要控制因素。

A6X 井和C7X 井两口井的产能最高，含水率低于30%，裂缝类型和裂缝数目均相似（图9a），这表明两口井的裂缝延伸较短，并未沟通底水。不同之处在于A6X 井的次生溶蚀孔隙度为3.2% 低于C7X 井的次生溶蚀孔隙度4.5%（图9a、图9b），造成A6X 井的含水率高于C7X 井。其他几口生产井含水率均较高，其中含水率最高的井为C3X 井，初期测试含水率超过90%（图9c），C3X 井裂缝数量达到107 条，且次生溶蚀孔隙度较高，平均3.8%（图9a，图9b），主要原因为该井位主要产油层的埋深为研究区内最深的，且对应的裂缝发育所处的深度也是最深的。

初期测试含水率在80%∼90% 的井有A4X、B4X 井、A3X 和D5X 四口井（图9c），前两口井特征比较相似，次生溶蚀孔隙度相差不大（图9a），裂缝类型均为成组缝，B4X 井较B4X 井裂缝发育更多（图9a），裂缝发育所处的深度较深且裂缝数量较多，造成初期含水率较高。A3X 井比D5X 井裂缝较为发育，裂缝数量较多（图9a），次生溶蚀相对发育（图9a）；D5X 井虽然裂缝裂缝发育较差（图9a），但其次生溶蚀较为发育（图9a），且在该井1 435 m附近发育微断层破碎带，这在一定程度上会降低该层对底水的隔挡。C2X 井产水率接近70%（图9c），裂缝主要为溶蚀缝，而且数量最少（图9a），对应裂缝发育所处的深度也是最浅的，但次生溶蚀孔隙度较高，均值为4.3%（图9a），该井产能主要受次生溶蚀控制，裂缝发育情况对本井的产能影响较小。

通过以上分析，认为L 油田影响产能和含水率高低的主要因素包括：（1）次生溶蚀；（2）裂缝发育所处的深度位置，一定程度上取决于构造；（3）裂缝类型，成组缝更有利于沟通上下储层；（4）裂缝数量。除此之外，还要考虑到储层含油饱和度、岩石物理参数、完井方式、生产压差、井轨迹长短等工程参数对产能的影响。

图9 南海北部珠江口盆地L 油田产能主控因素分析Fig.9 Productivity influencing factor analysis for L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

6 结论

（1）通过CT 扫描与随钻电阻率成像对比，建立了更为精确的岩性解释模式，确定了L 油田发育粒状生屑灰岩、溶蚀生屑灰岩、泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩和藻叠层灰岩5 种岩石类型，分析了不同岩石类型的岩石学特征，探讨了不同岩石类型的储层物性的特点。

（2）随钻电阻率成像测井工具对L 油田礁灰岩地层的裂缝识别具有实效性强的特点，有效地识别出L 油田礁灰岩发育成组缝、溶蚀缝和孤立缝3 种裂缝类型，精确计算了裂缝宽度参数，对裂缝进行了精细评价，为之后连续封隔体充填提供了有利的理论基础。

（3）L 油田礁灰岩储层的非均质性强，具双孔隙介质系统，发育大量次生溶蚀孔隙，发育沿裂缝溶蚀、斑杂状溶蚀、团块状溶蚀和蜂窝状溶蚀4 种次生溶蚀类型，并定量计算了次生溶蚀的视面孔率及视面孔面积大小，为后期完井方案的设计提供了强有力的指导。

（4）通过对比分析不同井位间的产能与裂缝、次生溶蚀发育的程度，确定了L 油田礁灰岩产能的主要影响因素为次生溶蚀、裂缝发育所处的深度位置、裂缝类型及裂缝数量等。