基于岩性相单元和孔隙结构的低孔低渗储层有效性测井识别方法：以西湖凹陷NB1构造为例

崔维平，杨玉卿，刘建新

(1.中海油田服务股份有限公司, 北京 101149；2.中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

0 引 言

近几年，中国海油在多个盆地的中深层低孔低渗油气藏勘探中获得了重要发现[1]，利用测井资料准确识别和预测甜点储层、寻找有利的油气富集区，对降低勘探成本、编制勘探开发方案、提升勘探开发效率具有重大意义[2-4]。然而，这些中深层储层均以低孔低渗为特征，孔隙结构复杂，给储层评价和甜点储层预测带来极大困难，因此在低孔低渗储层中寻找甜点储层成为勘探的重要任务。通常认为，储层质量受到沉积和成岩双重作用的控制[5-10]，其中沉积环境对储层的影响是先天的，水动力条件及沉积作用方式的改变往往会导致储层成因单元的宏观结构与构造发生很大的变化，进而导致其物性的显著差异[11];而成岩作用是储层发育和形成的必经过程，决定了储层性能的优劣，尤其是建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[12-13]。因此，不同的沉积环境与水动力条件下储层宏观结构与构造具有差异性，复杂的成岩作用对储层微观结构进行改造，共同形成了现今储层的孔隙结构，准确表征储层的孔隙结构特征并有效识别出有利储层，对提高复杂储层评价的准确性具有重要意义[14]。

本文以东海西湖凹陷NB1构造古近系花港组为例，应用岩心刻度高分辨率电成像测井，在岩性和层理构造精细解释的基础上，对研究区各井目标储层进行微尺度的岩性相单元划分；应用核磁共振测井对其孔隙结构进行精细评价，建立甜点储层的综合判别标准。从宏观地质成因单元的精细划分到微观孔隙结构的准确解释，深化研究区低孔低渗储层非均质特征和储层质量的认识，为研究区下一步勘探开发提供依据。

1 研究区概况

东海西湖凹陷是东海陆架盆地中东部坳陷的一部分，是我国东海海域油气勘探的重点凹陷。NB1构造位于西湖凹陷中央构造反转带的中北部(图1)；含气层段古近系花港组埋深在3 500～4 500 m之间，主要储层为湖泊-辫状河三角洲体系中形成的水下分流河道砂体，厚度较大，一般从几十米到百米以上，岩性主要以细砂岩为主，局部发育含砾砂岩和中砂岩。按砂岩组分分类，研究区以长石岩屑石英砂岩为主，占样品总数的69%；次为长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩，分别占样品总数的13%和11%；其它类型砂岩占样品总数的7%。

研究区花港组储层埋深大，储层非均质性强，物性差异大，孔隙度1.4%～23.4%，平均为9.0%；渗透率0.01×10-3～335×10-3μm2，平均为8.4×10-3μm2，具有典型的低孔低渗特征。储层的储集空间主要有原生粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙、铸模孔、晶间孔以及少量微裂缝，其中次生溶蚀孔隙为主要储集空间类型，约占储集空间的72%。储层孔隙结构复杂，最常见的喉道类型为管束状喉道(图2(a))，其次为弯片状(图2(c))和片状喉道(图2(b))，在孔渗较好的储层中也常见可变断面缩颈型喉道(图2(d))。从孔隙半径分布特征可以看出，不同孔隙度样品，其孔隙半径分布区间大体一致，集中分布于100～200 μm之间(图3(a))，而喉道半径分布特征差异明显(图3(b))，说明储层物性主要受喉道控制。

NB1构造钻探的NB1-1井现场录井油气显示602.5 m，测井解释气层438.2 m，测试获合计产气量93.8万m3/d，具有巨大的勘探潜力。但是由于目的层花港组为中深层储层，受到沉积和成岩等多种因素影响，储层巨厚且非均质性强，甜点储层控制因素及展布规律尚不清楚，特别是对产量的分层贡献认识不清。因此，开展基于电成像测井和核磁共振测井的储层精细评价，对于在巨厚低孔低渗储层中寻找甜点储层具有重要意义。

本文通过NB1构造3口井花港组储层岩性相单元划分和孔隙结构精细评价，按宏观地质成因和微观孔隙结构进行储层分类评价，建立适用于研究区储层精细评价和甜点储层识别的分类方案，为研究区下一步勘探开发提供可靠依据。

2 岩性相单元识别及物性分析

本文采用Maill提出的岩性相概念[15]，用岩性及其发育的沉积层理构造来表征岩相单元。电成像测井资料具有高的纵向分辨率，岩性及其沉积构造均可被有效识别出来[16-19]，而且可以用于建立纵向连续的序列，为储层岩性相的精细评价奠定良好基础[20]。

岩性相包含岩性和沉积构造等沉积岩的重要特征，它可深刻揭示储层成因单元内部宏观非均质性及沉积环境条件的变化[21]。同一沉积环境，水动力能量条件的变化主要体现在沉积物粒度、成分、组合方式与沉积构造的变化，即岩性相单元的变化[22]，因此每一个岩性相单元内部具有相对均质性，不同的岩性相单元之间差异很大。

鉴于研究区目的层厚度大、非均质性强，先把砂体纵向划分为若干个岩性相单元，把非均质砂体转换为若干个相对均质的单元。前人对岩性相划分方案重点强调储层的沉积作用[15,21]，但是通过对东海西湖凹陷研究区岩心实验分析资料、测井资料及录井资料的综合分析，认为成岩胶结作用对储层质量的影响不可忽视。因此，充分考虑沉积作用和成岩作用，基于电成像测井资料，在岩性和层理构造识别的基础上，将研究区主要储层划分成6类岩性相单元，即槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩、块状层理砂岩及钙质胶结砂岩。以上6类岩性相单元的电成像测井响应特征分别为：槽状交错层理细中砂岩岩性为细中砂岩，电成像静态图像为暗或暗棕色，动态图像可见槽状交错层理(图4(a))；板状交错层理细中砂岩岩性为细中砂岩，电成像静态图像为暗棕色，动态图像可见板状交错层理(图4(b))；槽状交错层理细砂岩岩性为细砂岩，电成像静态图像为暗棕色，动态图像可见槽状交错层理(图4(c))；板状交错层理细砂岩岩性为细砂岩，电成像静态图像为棕色，动态图像可见板状交错层理(图4(d))；块状层理砂岩岩性为细中砂岩或细砂岩，电成像静态图像为棕色或黄色，动态图像可见块状层理(图4(e))；钙质胶结砂岩岩性为细中砂岩或细砂岩，电成像静态图像为白色或亮黄色，动态图像可见块状层理或交错层理(图4(f))。

从研究区3口井花港组储层统计结果(表1)可以看出，块状层理砂岩和钙质胶结砂岩最为发育，占比分别为35.8%、34.8%、35.4%和40.6%、36.1%、41.6%；其次为板状交错层理细砂岩，占比为15.1%、14.5%、11.5%；其它岩性相类型占比相对较少。这也反映了辫状河三角洲前缘相对近源、快速沉积的特点，说明整体储层物性较差，局部夹有甜点储层。

通过对岩性相及其对应的物性进行统计(表1)，可以看出储层物性与岩性相类型有较密切的相关性，主要体现在：(1)从成岩胶结看，钙质胶结的砂岩物性最差，为无效储层，其它以泥质胶结为主的储层物性相对较好；(2)从岩性看，粒度由粗变细，储层物性明显变差；(3)从岩性相类型看，也基本遵从按粒度由粗变细、物性变差的特点，同时层理构造对物性的影响比较明显，总体上表现为由槽状交错层理到板状交错层理再到块状层理，物性有相对变差的趋势。对于厚到巨厚砂体，纵向上岩性相构成复杂多变。从NB1构造NB1-2井花港组目的层砂体岩性相单元解析图(图5)中可看到，在20多米厚的储层中，至少可识别出6种岩性相单元，通过对比发现槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩物性较好，厚度为15.6 m，占比62.6%，可动孔隙度为7.3%～10.1%，渗透率为4.9×10-3～45.6×10-3μm2；而块状层理砂岩和钙质胶结砂岩物性差，厚度为9.3 m，占比37.4%，可动孔隙度为0.9%～5.9%，渗透率为0.07×10-3～0.59×10-3μm2。由此可见，在纵向非均质性强的巨厚低孔低渗储层中，寻找优质的甜点储层应主要立足于交错层理相对发育的层段，这与“交错层理发育表明碎屑颗粒原始沉积排列好、微层理就是微裂缝、微层理就是良好渗流通道”等观点密切相关[11,22]。

3 储层孔隙结构表征

通常对孔隙结构采用铸体薄片、扫描电镜、铸体图像、压汞实验等技术手段进行研究，然而在岩心资料较少且零散的情况下，无法对连续的井段进行孔隙结构评价。有研究表明，核磁共振测井横向弛豫时间T2经压汞资料刻度转换后能很好地反映地层孔隙结构[23]。核磁共振测井T2谱分布与毛管压力之间存在函数关系，因此利用核磁共振测井T2谱分布可以模拟出毛管压力曲线形态。由于模拟的毛管压力曲线反映的是孔隙尺寸分布形态，与真正的毛管压力曲线反映的孔喉尺寸分布形态存在一定区别，故定义由T2谱计算的毛管压力曲线为伪毛管压力曲线。本文主要基于核磁共振测井资料采用伪毛管压力曲线法进行孔隙结构定量评价。

具体实现方法参考文献[24]：利用微分相似原理将每块岩样的核磁共振测井T2谱与压汞毛管压力微分曲线重叠到一起确定横向转换系数C；确定分段拐点，根据孔径尺寸大小，在拐点处将核磁共振测井T2谱分为大孔径部分(可动流体部分)和小孔径部分(主要指毛管束缚流体部分)，分别计算大、小孔径部分压汞微分曲线和T2谱曲线的包络面积，将大、小孔径部分的压汞微分曲线包络面积除以T2谱曲线包络面积，即得到大、小孔径部分的转换系数D1、D2。

上述横、纵向转换系数确定方法是针对同时进行了核磁共振测量和压汞测量的岩样而言的，不同岩样的转换系数均不同。对于核磁共振测井来说，不可能每口井、每个深度点都取心进行压汞测量。为实现在无压汞测量资料的情况下，能够有效利用核磁共振测井T2谱定量计算毛管压力曲线，需使用一种与压汞测量资料无关的横、纵向转换系数计算方法。有研究[24]发现，岩样的孔隙度φ(%)、渗透率K(10-3μm2)与横、纵向转换系数存在较好的对应性[24]。因此，可以利用孔渗综合指数Q与转换系数之间的相关性来获取区域的横、纵向转换系数，研究区纵、横向转换系数可通过下列关系式获得：

Q=K×φ

(1)

C=-26.52lgQ+144.23

(2)

D1=3.92lgQ+14.75

(3)

D2=-4.07lgQ+24.87

(4)

确定区域转换系数后，即可利用核磁共振测井T2谱资料获取伪毛管压力曲线，进而获得储层孔隙结构参数。

在储层孔隙结构参数中，排驱压力(Pd)主要反映储层储集空间的有效性，平均孔喉半径(Rm)主要表征孔隙结构的差异性[7]。本文利用排驱压力和平均孔喉半径对不同岩性相的孔隙结构进行了精细表征，重点对不同岩性相单元的排驱压力和平均孔喉半径参数差异进行分析。槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩的T2谱分布较窄、谱峰偏右，排驱压力普遍小于0.5 MPa，平均孔喉半径大于0.5 μm，反映孔隙结构较好；板状交错层理细砂岩T2谱分布较窄、谱峰偏右，储层具有一定的非均质性，排驱压力为0.5～1.0 MPa，平均孔喉半径为0.25～0.50 μm，孔隙结构中等偏好；块状层理砂岩T2谱分布较宽、不具有明显谱峰，排驱压力为1.0～1.5 MPa，平均孔喉半径为0.10～0.25 μm，孔隙结构相对较差；钙质胶结砂岩T2谱分布宽、不具有明显谱峰，排驱压力大于1.5 MPa、平均孔喉半径小于0.1 μm，孔隙结构差(图6)。不同岩性相孔隙结构的精细表征说明，物性好的岩性相单元孔隙结构也好，二者有较好的一致性，这就为应用电成像测井资料和核磁共振测井资料划分储层类型奠定基础，且电成像测井资料具有高分辨率的优势，可提高储层类型划分精度。

4 储层分类标准及甜点判别

基于高纵向分辨率的电成像测井资料不仅可以识别与划分岩性相单元，揭示储层纵向非均质性变化；同时利用不同岩性相单元物性的差异，还可以识别出甜点储层。而核磁共振测井资料所反映的储层微观孔隙结构特征，以及与之相关的孔隙结构参数可提供定量评价储层的关键数据。因此，本文根据岩性相单元划分结果、储层孔隙结构参数排驱压力和平均孔喉半径，结合核磁共振测井计算的可动孔隙度和渗透率5种关键参数，将研究区储层划分为4种类型(表2)：Ⅰ类储层岩性相单元包括三种，即槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩，其岩性较粗、交错层理发育，具有较高的可动孔隙度和渗透率、较大的平均孔喉半径以及较低的排驱压力；Ⅱ类储层岩性相单元主要为板状交错层理细砂岩，岩性相对较细，板状交错层理发育，可动孔隙度、渗透率、平均孔喉半径相对Ⅰ类储层小，而排驱压力则有所变高；Ⅲ类储层岩性相单元主要为块状层理砂岩，岩性分选较差，主要发育块状层理，可动孔隙度、渗透率、平均孔喉半径相对Ⅱ类储层变低，而排驱压力则变高；Ⅳ类储层岩性相单元主要为钙质胶结砂岩，因钙质胶结作用导致储层孔隙结构变差，可动孔隙度、渗透率、平均孔喉半径进一步变低，排驱压力则进一步变高。

表2 NB1构造花港组储层分类表

通过对NB1构造三口井(NB1-1、NB1-2和NB1-3)储层类型精细划分发现，Ⅰ、Ⅱ类储层主要发育在花港组三段，其余井段主要发育Ⅲ、Ⅳ类储层。NB1-1井花港组储层发育井段为3 082～4 800 m，分为7个段，其中有利储层主要发育在花港组三段3 701.0～3 804.5 m井段，Ⅰ类储层厚17.1 m，Ⅱ类储层厚16.5 m，合计占花港组三段储层21.8%。该井在3 769～3 799 m井段测试，岩性相主要为槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩，主要发育Ⅰ、Ⅱ类储层，自然测试产气量高达54.4万m3/d。NB1-2井花港组储层发育井段为3 096.5 m～4 423.0 m，分为6个段，其中有利储层发育在花港组三段3 605～3 877 m井段，Ⅰ类储层厚46.2 m，Ⅱ类储层厚18.9 m，合计占花港组三段储层35.0%。该井在花港组五段4 240.00～4 352.76 m进行了测试，岩性相主要为块状层理砂岩，为Ⅲ类储层，自然测试产气量仅为4.9万m3/d。NB1-3井花港组储层发育井段为3 133～4 468 m，分为6个段，其中有利储层发育在花港组三段3 735.0～3 844.1 m井段，Ⅰ类储层厚4.4 m，Ⅱ类储层厚33.4 m，合计占花港组三段储层22.4%。该井在花港组三段上部3 673～3 705 m井段进行了压裂后测试，岩性相主要为钙质胶结砂岩，为Ⅳ类储层，产气量仅0.65万m3/d。通过与测试结果对比，证实基于成像测井的储层分类划分标准与试油结果一致。

根据上述分析，NB1构造有利储层主要发育在花港组三段，以槽状交错层理细中砂岩、板状交错层理细中砂岩、槽状交错层理细砂岩、板状交错层理细砂岩为主，这类储层宏观上岩性较粗、交错层理发育，而从微观孔隙结构来看排驱压力较低、平均孔喉半径较大，测试自然产能较高，为Ⅰ、Ⅱ类储层,是研究区的甜点储层；以块状层理砂岩为主的储层物性相对较差，需压裂改造后，可见到一定产能，为Ⅲ类储层，是研究区潜力储层；而以钙质胶结砂岩为主的储层较为致密，为Ⅳ类储层，属于无效储层。以上认识为研究区下一步勘探开发指明了方向。

5 结 论

(1)东海西湖凹陷NB1构造花港组储层为辫状河三角洲前缘沉积，岩性以细砂岩和细中砂岩为主，埋藏深，属典型的低孔低渗储层，孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主，喉道类型主要为管束状喉道。

(2)利用电成像测井资料纵向分辨率高的优势，在有效识别储层宏观岩性及其沉积层理构造的基础上，共识别出6种岩性相单元，结合核磁共振测井对储层微观孔隙结构的精细表征，将储层划分为4类，其中Ⅰ、Ⅱ类储层，即岩性相对较粗、交错层理发育且孔隙结构较好的甜点储层，具有良好自然产能，主要发育于花港组三段；其余层段主要发育Ⅲ、Ⅳ类储层，储层质量相对较差，Ⅲ类储层需改造后可见到一定产能，是研究区潜力储层，Ⅳ类储层则属于无效储层。

(3)实际测试结果表明，基于宏观地质成因的岩性相单元和微观孔隙结构表征的储层综合分类评价方法，简单实用，方便快捷，合理可靠，是中深层低孔低渗储层背景下寻找甜点储层的可靠依据。