西莎气田碳酸盐岩气藏储层评价及刻画

徐士鹏，卢志明，热合麦提·亚尔麦麦提，王成林，艾尼·买买提，张庆伟，崔保生

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油国际勘探开发公司乌兹别克斯坦新丝绸之路石油天然气合资有限责任公司，天津 300000）

1 地质概况

西莎气田位于乌兹别克斯坦共和国阿姆河盆地卡拉库里区块内。卡拉库里区块整体为一坳陷区，构造上属于查尔朱阶地（见图1）。西莎气田四周分布着众多复杂隆起构造带［1-3］，隆起带上分布着许多大型油气田。卡拉库里区块主体区位于各隆起的倾末端，导致区块内发育着多为规模小、幅度低的背斜构造［4-7］。

碳酸盐岩油气藏储层在早期的形成和后期成岩过程中都会发生特殊的变化，与砂岩油气藏储层特征相比，有着本质的区别［8-9］。早期，西莎气田作为勘探项目，并未进行详细综合地质研究，由于碳酸盐岩的复杂性，研究区岩性识别不清、储层孔、缝解释困难［10-11］。针对研究区仅有的7口井，在资料数量及品质有限的条件下，利用岩心和测井、地震等资料，开展了碳酸盐岩气藏测井解释、储层评价及有利储层识别刻画研究，旨在为西莎气田下步评价开发提供一定的地质依据。

2 储层特征

卡拉库里区块主力储层发育一套侏罗统卡洛夫-牛津阶（J3k+o）碳酸盐岩沉积序列［12］，通过井震结合，自上而下划分为 XV-1，G1，XV-2，XV-3，XVa，XVI等6个小层。其中，XV-1和XV-2小层为主要含气层，XV-3层及以下为含水层，XV-1与XV-2小层之间发育一套厚度稳定的膏岩沉积（G1层）［13-16］。西莎气田取心井为Xisha-101井，岩屑录井为W.Xisha-1井，结合相邻2个气田的岩心资料，进行了分析研究。

2.1 储层岩性识别

根据岩心化验分析资料，将目的层岩性定名按其特征归结为4大类12种岩性，样品点总计约1 400个。其中，石灰岩主要分亮晶灰岩和泥晶灰岩，亮晶灰岩占比较大。石灰岩类型以白云质灰岩、团块及团粒灰岩为主。白云岩主要类型是泥质白云岩、白云岩。储层岩性主要为颗粒灰岩，包括团块灰岩、团粒灰岩、鲕粒灰岩等6类，岩样占比为49%（见表1）。根据岩性鉴定，读取了对应的测井曲线数据。

表1 岩性种类及所占比例

在岩心归位和测井曲线井眼环境校正［17-18］的基础上，针对不同岩性储层，利用测井曲线的特征响应，选取5条较为敏感的测井曲线，分别建立不同的岩性交会图版。通过对不同图版的分析对比，优选出IMP-GR图版，作为主要岩性解释图版（见图2）。

解释图版可以很好地区分颗粒灰岩、云灰岩、黏土、泥质白云岩、泥质石膏岩等储层核心岩性。其中，颗粒灰岩储层波阻抗值小于等于 15 600 g·cm-3·m·s-1，自然伽马小于等于28.5 API。

利用岩性解释图版，制定了符合本研究区的岩性划分标准。利用测井数据，逐井解释了目的层岩性剖面：XV-1小层上部石膏岩、颗粒灰岩交互沉积，下部颗粒灰岩较为发育；G1层为大段石膏夹白云岩、云质灰岩；XV-2小层以颗粒灰岩为主，夹杂厚度不一的泥质石膏岩、石膏岩和白云岩。岩性解释成果为岩性分布、储层参数分布和储层预测的研究工作奠定了基础。

2.2 储层物性

岩心分析资料结果表明，储集空间类型复杂多样，孔洞和裂缝均明显发育，孔隙为主。其中：原生孔隙以剩余粒间孔和粒内孔为主，次生孔隙以粒间、晶间溶孔和生物体腔孔为主。裂缝发育类型多样，以溶蚀缝、构造缝和岩溶缝为主。测井及显微切片资料分析表明：储层发育水平裂缝和斜裂缝，裂缝总长为6.4～83.2 mm，平均为29.0 mm；裂缝密度为2.9～55.9条/m，平均为17.7 条/m；裂缝渗透率平均为 11.8×10-3μm2，裂缝孔隙度平均为0.3%。裂缝倾角集中在5°～40°，主要发育形式为低角度裂缝，局部发育缝合线构造，储层类型以孔隙型及裂缝-孔隙型为主。基于数据统计、储层的岩心分析得出，孔隙度平均为6.8%，渗透率平均为5.6×10-3μm2，为低孔低渗的储层［19］，在裂缝沟通下，储层性能较好。

2.2.1 储层孔隙度的确定

2.2.1.1 总有效孔隙度

研究区储集空间类型包括孔隙、洞穴和裂缝，利用测井解释进行储层指标定量评估就存在一定的限制。对此，需结合多技术搭建测井解释模型，系统地评价孔洞、裂缝等储层指标数据（见式（1））。

式中：ϕT为总有效孔隙度；ϕb为基质孔隙度；ϕh为洞穴孔隙度；ϕf为裂缝孔隙度。

依据岩石体积物理模型理论［20］，利用任意2种孔隙度测井交会三角形法可分析除泥质以外的地层总孔隙度和某2类矿物成分的相对体积。典型4类矿物——石英（C1）、石灰岩（C2）、白云岩（C3）和硬石膏（C4）的POR点依次形成3个交会三角形（见图3）。

结合交会图，若解释点处在图3的具体三角形空间内，则可以通过解交会三角形的算式方程，获得解释点对应地层总孔隙度指标和2类矿物成分的相对体积。为能够便捷应用一致的计算方程对交会三角形予以解答，选择具体方程组为

式中：Y 为纵坐标；X 为横坐标；X1，X2，X3为水点、对应交会三角形的第1、第2种矿物骨架位置的横坐标；Y1，Y2，Y3为水点、对应交会三角形的第 1、第 2种矿物骨架位置的纵坐标；V1，V2，V3为交会三角形解得的孔隙度及第1、第2种矿物成分的相对体积。

计算式（2），结合水点及4个骨架位置坐标，依次求解3个三角形的交会图系数，同时甄别解释点所处三角形位置之后，便可求得 V1，V2，V3。

2.2.1.2 利用声波孔隙度曲线确定基质孔隙度

声波曲线反映不出洞穴孔隙度和裂缝孔隙度，只反映细小的基质和原生孔隙度，不反映次生孔隙度，为此，用声波孔隙度测井曲线可以计算出ϕb：

式中：Δtma为骨架指标，μs/m；Vsh为泥质体积分数；Δtsh为泥质指标，μs/m；Cp为欠压实校正系数；D为深度，m；Δtf为流体参数，μs/m；Δt为补偿声波测井值，μs/m。

利用研究区岩心分析数据的孔隙度ϕ与Δt建立交会图版，确定 Δtma和 Δtf。

由式（3）、式（4）得出，Δtma，Δtf分别为 47.40，202.74 μs/m。

黏土矿物对计算储层参数影响较大，所以泥质体积分数校正是储层参数计算前必须考虑的。碳酸盐岩储层通常选择自然伽马（GR）求取泥质体积分数（Vsh）：

式中：GRmax为纯石灰岩或纯泥岩GR最大值，API；GRmin为纯石灰岩或纯泥岩的GR最小值，API；C为泥质体积分数经验系数（一般老地层取2.0，新近系—古近系取 3.7）。

2.2.1.3 利用双孔隙导电模型确定裂缝孔隙度

裂缝-孔隙型（RD＞RS）：

裂缝-孔隙型（RD＜RS）：

式中：Rmf为钻井液滤液电阻率，Ω·m；RS为浅侧向电阻率，Ω·m；RD为深侧向电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω·m；m为裂缝孔隙度指数。

孔洞缝彼此沟通，因此，裂缝孔隙度指数也包含溶洞孔隙度指数。结合相关经验，网状裂缝孔隙度指数往往接近1，溶洞孔隙度指数则通常为2，一般选择算数平均值为m，本次取m=1.5。

根据孔隙度成因，需要对次生孔隙度进行定量评价，次生孔隙度ϕ2为

结合声波、密度及中子测井资料分析，地层岩性指标见表 2、表3。

表2 岩石骨架参数

表3 流体参数

2.2.2 储层渗透率的确定

五代之乱给北宋朝廷蒙上了一层阴影，上至君主，下至朝臣对当时人伦秩序失常记忆尤深，宋王朝在建立之初就面临如何巩固国家君主权威的问题。而新旧《五代史》在对待五代十国的态度上则一致尊五代抑十国，其蕴含的政治意图被王夫之一语道破，“宋之得天下也不正，推柴氏以为所自受，因而溯之，许朱温以代唐，而五代之名立焉。”〔12〕（卷二八，P869）

2.2.2.1 利用基质孔-渗关系计算基质渗透率

碳酸盐岩储层具有3介质特性，有双重渗透率系统，彼此渗透率存在明显的差别，对此分别开展计算。此次采用双侧向+中子-密度交会孔隙度的模型计算渗透率。

总渗透率K为

式中：Kb为基质渗透率，10-3μm2；Kf为裂缝渗透率，10-3μm2。

利用岩心分析、常规孔隙度和渗透率资料，建立基质孔-渗关系模型，搭建了研究区储层基质孔-渗关系。

利用基质孔-渗关系拟合曲线，计算Kb：

2.2.2.2 计算裂缝渗透率

裂缝的固有渗透率Kif为

裂缝张开度b为

裂缝渗透率Kf为

本次研究，b 为 100 μm，Kif为 8 333×10-3μm2。裂缝本身固有的渗透率高，根据岩心碳酸盐岩裂缝密度统计，基于经验公式，标定出裂缝线密度经验公式为

式中：df为裂缝线密度，条/m。

3 储层裂缝发育段有效识别

本次研究运用裂缝指数曲线（FID）和深、浅电阻率裂缝指示曲线（RTRB，RTRI），并结合裂缝孔隙度的大小，综合判定储层裂缝发育段。

裂缝指数曲线法是利用构造对裂缝的敏感响应参数来确定裂缝带，但不同研究者使用的裂缝指数曲线存在很大的差异。本次研究在裂缝性储层划分时充分利用裂缝带具有附加导电性的特点，明确了裂缝性地层导电性增强，即电阻率降低的特征。据上述机理，裂缝是否存在，可应用裂缝性地层电阻率值与具有相同孔隙度值的粒间孔隙地层的电阻率值存在差来定性识别，另外两者之间存在的电阻率幅度差也可定量估算裂缝的发育程度。

3.1 裂缝指数曲线

RASMUS 模型（FID1）：

F/M 模型（FID2）：

式中：ϕ为总孔隙度；ϕa为岩石基质原生孔隙度；DFF为裂缝指示参数；a为岩性系数（本文取3.179 7）。

3.2 深浅电阻率裂缝

式中：RB为基岩电阻率，Ω·m。

按照上述方法，逐井进行裂缝识别和裂缝发育段的划分 （见图4），西莎气田目的层共解释裂缝发育7口井105段。

由西莎气田内单井裂缝发育段的分析得出，有效裂缝井段裂缝孔隙占总孔隙的3.51%，裂缝渗透率占总渗透率的67.11%。这说明裂缝对渗透率作用较大，对储层物性起关键作用。分析含气面积内4口井裂缝发育情况，XV-1含气层比XV-2含气层裂缝较发育。XV-1小层Xisha-1井、Xisha-101井、Xisha-102井裂缝较为发育。Xisha-101井裂缝最发育，累计厚度达4.6 m，占该井地层厚度的19.4%。XV-2小层Xisha-1井、Xisha-101井裂缝发育，Xisha-101井裂缝最发育，发育累计厚度达19.1 m，占该井地层厚度的15.0%。

4 储层识别刻画

西莎气田现有完钻井少，且井位分布不均匀，储层反演工作受到诸多条件限制，导致对储层发育区认识不清。结合邻近气田钻井信息，本次研究首次采用地震波形指示反演技术，开展有利储层发育范围预测研究。

4.1 模型框架建立与模型计算

本次研究框架模型的建立以基末利-堤塘阶（J3km-t）顶、XV-1 顶、XV-2 顶、XVa顶、J1+2 顶的解释层为基础，在此框架模型的约束下，应用精确地震地质标定结果，对该区所有井波阻抗曲线开展插值计算，得到研究区目的层波阻抗模型［21-23］。

4.2 谱模拟反演

研究区全部井提取目的层XV-1顶到J1+2顶波阻抗曲线的频谱、地震数据频谱，开展井频谱与地震频谱对比，求取校正参数，以此参数对地震数据进行波阻抗反演模拟，获取相对波阻抗体［23-37］。该波阻抗体主要包含了地震资料的信息。

4.3 波形指示反演

以地震数据体和波阻抗曲线为基础进行统计学计算，通过质量控制对所选取的井进行最佳有效样本数和最佳截止频率的确定［24-26］。最佳有效样本数和最佳频率分析显示：当样本数大于等于3时，相关系数趋于稳定；频率大于150 Hz时，相关性趋于平稳。所以，最理想的有效样本数为3，最佳截止频率为150 Hz。由于区块储层发育较薄，故选定300 Hz为最大截止频率，以确保波形指示反演结果的可靠性。

4.4 反演体频率域合并

以 0～10，10～58，58～300 Hz为低频、中频、高频区间，选择使用井资料插值、谱模拟反演、波形指示反演波阻抗体，结合优势频段，分别把不同频段的反演数据进行合并处理，最终取得反演波阻抗成果。

4.5 反演结果分析及储层预测

通过波阻抗反演分析得出，各产层反演结果在井点处与井信息保持一致，波阻抗数据体纵向分辨率较高。XV-1小层、XV-2小层横向呈层状发育，XV-2小层相对XV-1厚度大，比XV-1小层发育稳定，与地质研究认识一致。波阻抗值的变化反映储层横向发育的强弱。研究认为，本次反演成果精度较高，能够比较真实地反映储层发育的真实规律。在反演波阻抗数据体上设定适宜的时窗，提取XV-1小层、XV-2小层波阻抗平面（见图5）。

分析XV-1小层波阻抗平面图发现，高波阻抗值主要分布在区块东南角及西北角区域，而相对低波阻抗值分布在区块西南及东北区域。这说明这些区域XV-1储层比较发育。在区块东南角Zhanubiy_Teqermen-1井与Xisha-102井之间存在明显的高波阻抗值分布区且向西北方向延伸，说明在XV-1小层2井之间存在致密岩性带，对气水的分布起一定的封隔阻挡作用。由XV-2小层波阻抗平面图得出，若干不等面积的高波阻抗值区为储层欠发育区，其他大部分地区为低波阻抗值分布区，储层比较发育。

5 结论

1）研究区岩心定名繁杂，本次研究将岩性定名按其特征归纳为4大类12种岩性。储层岩性为颗粒灰岩，包括白云质灰岩、鲕粒灰岩、藻粒灰岩、微粒灰岩、团块灰岩、团粒灰岩，优选IMP-GR图版识别岩性，确定了适合本研究区的岩性划分标准。

2）利用岩心分析及测井资料，搭建了碳酸盐岩测井解释数学模型，定量评估储层孔隙度和渗透率指标。

3）利用裂缝指示曲线确定了有效裂缝发育井段。有效裂缝井段裂缝孔隙占总孔隙的3.51%，裂缝渗透率占总渗透率的67.11%，说明裂缝对孔隙度的影响比较小，而对渗透率的影响比较大。

4）波形指示波阻抗反演技术首次在本区应用，预测研究区储层整体较为发育，XV-2小层较XV-1小层厚度大、连续性好。在研究区Zhanubiy_Teqermen-1井与Xisha-102井之间存在一个由东南向西北延伸的致密岩性带，对气水的分布起一定封隔阻挡作用。