东海西湖凹陷砂岩储层综合录井随钻孔隙度评价方法的建立及应用

宋昀轩 鲁法伟 王 雷 张国栋 赵幸滨

（①中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司；②中海石油（中国）有限公司上海分公司）

0 引言

综合录井技术是基于钻探过程中返出岩屑、气体以及工程参数来反映井下地层信息的油气田勘探技术，是储层发现及评价、工程安全预警及监测的一种重要手段，可为油气田勘探开发提供及时、准确的决策依据，但目前录井资料的应用集中于地层层位划分、岩性判断、油气显示识别等方面，对储层物性评价的应用还处于起步阶段。虽然核磁共振录井技术可在作业现场以返出岩屑为分析对象，来随钻分析储层孔隙度，但随着钻井工程技术的持续发展和PDC 钻头的普遍应用，钻井所产生的岩屑极为细碎，常呈粉末状，储层原始孔隙结构及构造遭到极大程度的破坏，造成核磁共振录井分析结果不准确，不能真实反映储层孔隙性。同时，随着西湖凹陷宝云亭、团结亭地区勘探向深层、复杂构造区域推进，定向探井造成东海西湖凹陷作业区电缆测井难度较高、获取资料时间长、费用高。

因此，采用其他综合录井参数建立能够间接反映地层孔隙度的计算模型是实现录井资料应用深化的创新方向。

1 区域概况

西湖凹陷位于东海盆地，西接海礁隆起和渔山东低隆起，东邻钓鱼岛隆褶带，南为钓北凹陷，构造上属于东海盆地浙东坳陷内的三级构造单元。研究区中宝云亭及团结亭（以下称宝团作业区）位于西斜坡，处于凹陷最西侧，其内部可以进一步划分为3 个次一级构造：杭州构造带、平湖构造带和天台构造带。西湖凹陷从古新世到第四纪共经历了断陷、断-拗转换、拗陷、反转和区域沉降5 个阶段的构造演化确定现今形态（图1）。新生界地层发育齐全，自下而上依次为：古新统（E1），下始新统八角亭组（E2ba）、宝石组（E2b）、平湖组（E2p），渐新统花港组（E3h），中新统龙井组（N1l）、玉泉组（N1y）和柳浪组（N1ll），上新统三潭组（N2s）及更新统东海群（QpDh）。

图1 东海陆架盆地西湖凹陷构造带位置及地层顺序

前人研究表明，断陷期始新统平湖组煤系地层是西湖凹陷主要烃源岩层系。宝团作业区处于三潭深凹平湖组烃源岩沉积中心和生烃中心，低隆起背景是油气有利的指向区，成藏条件得天独厚，是西湖凹陷油气勘探的重点区域之一。研究区主要发育断背斜圈闭，重点勘探层系为渐新统花港组及始新统平湖组，主要发育滨浅湖及三角洲沉积体系，沉积厚度为1000～1 800 m，与下伏始新统平湖组烃源岩构成“下生上储”成藏组合。断陷期发育的正断层（F1 和F2等），反转期持续活动，向下断穿平湖组烃源岩层，向上断穿至花港组或者龙井组，是研究区油气主要的垂向运移通道[1-3]。

2 研究区储层特征

2.1 储层发育情况

宝云亭区域及团结亭区域花港组砂岩储层发育程度较平湖组高（图2），研究区18口井877块岩心、壁心样品物性分析统计结果表明：孔隙度分布于1.0%～20.0%，平均为8.48%，多集中于6.0%～10.0%，占比43%，其中孔隙度小于6.0%的样品占比27.0%，孔隙度为10.0%～15.0%的样品占比23.0%，孔隙度大于15.0%的样品占比7.0%；渗透率主要集中范围为0.1～1 mD，其次为10～100 mD，少部分为1～10 mD，占比分别为37.0%、22.0%和18.0%，渗透率小于1 mD 的占49%。根据DZ/T 0252-2020《海上石油天然气储量估算规范》储层物性分类标准，研究区整体物性跨度大，总体属于特低-低孔、特低-低渗类储层，但局部发育有低孔中渗储层。

图2 研究区域储层厚度统计

2.2 储层岩石性质

由研究区岩心及井壁岩心薄片的分析资料得出，宝云亭及团结亭区域平湖组储层岩石类型主要为石英砂岩、长石岩屑质石英砂岩，碎屑总含量为75%～97%，平均为91.8%。其中，石英含量为64.0%～81.0%，长石含量为7.0%～19.0%，岩屑含量为7.0%～27.0%。胶结物以泥质及高岭石为主，局部含方解石及白云石，其中泥质含量为0.5%～15.0%，高岭石含量为1.0%～12.0%。储层砂岩粒级以细-中粒为主，孔隙分布较均匀（图3）。

图3 研究区T 1井平湖组储层岩石性质

研究区成分成熟度中等，孔隙类型主要为溶蚀粒间孔（图4），机械压实作用是其整体孔隙度偏低的主要原因。镜下颗粒以线接触为主，局部近镶嵌式接触；泥岩岩屑、云母等塑性颗粒被压破裂或弯曲变形。因此，研究区储层孔隙的影响因素主要来源于两个方面：一是矿物组分，尤其是长石及其溶蚀程度；二是区域机械压实程度。

图4 研究区斜长石溶蚀形成的次生孔隙发育

3 参数优选及模型建立

3.1 参数优选

研究区储层孔隙度与元素录井参数、工程录井参数、气测录井参数、地化录井参数等均有一定相关性，为简化计算过程，提高模型实用性，对录井参数进行优选，对比得出相关性较高的参数[4-6]。

3.1.1 元素录井参数

通过对研究区288个岩心及井壁取心薄片分析结果与矿物类型及含量的相关性分析，发现斜长石含量与砂岩储层孔隙度（薄片分析面孔率）呈正相关关系（图5），斜长石含量直接反映了储层受溶蚀作用影响的强弱。因此，将元素录井中可以反映斜长石含量的Na、K 元素含量作为研究区砂岩储层孔隙度评价敏感参数。

图5 研究区斜长石含量与薄片分析面孔率关系

3.1.2 工程录井参数

通过研究区探井钻进过程中所有工程录井参数，与电缆测井中子孔隙度对比分析后发现，工程录井参数中dc指数与中子孔隙度呈较典型的负相关关系（图6）。因此，将dc指数作为研究区砂岩储层敏感参数之一。

图6 研究区地层可钻性指数（dc指数）与测井中子孔隙度关系

式中：dc为地层可钻性指数；υpe为机械钻速，m/s；n为转速，r/min；W为钻压，kN；db为钻头直径，mm。

3.1.3 气测录井参数

利用气测环境校正方法对研究区探井气测录井参数气测全烃（Tg）进行环境校正，得到气测全烃校正参数Qg，可在一定程度上反映储层孔隙度的大小，但油基钻井液会一定程度影响气测组分中C3以上重组分相对含量，因此选用Qg1即气测C1校正参数作为评价敏感参数[7]。

式中：Qg1为环境校正后得到的气测C1含量校正参数，m3/t；t为钻时，min/m；GC1为逸散校正后的钻井液C1含量，GC1=2.037 6×，%；Q为钻井液排量，L/min；ρ为钻井液密度，g/cm3。

3.1.4 地化录井参数

针对影响气测参数的地质因素，研究区探井在储层钻进期间基本保持过平衡状态，因此地层压差因素暂不考虑，优先考虑储层流体性质的影响。研究区流体性质定量化参数优选地球化学录井芳香烃区域指数Yx与地化热解校正参数S1C[8]，分别如公式（3）、公式（4）所示。

式中：Yx为芳香烃区域指数，%；BZ 为苯含量，%；TOL为甲苯含量，%。

式中：S1C为油基钻井液环境下地化热解液态烃含量S1的校正值，mg/g；k为地化热解液态烃含量校正经验系数，为油基钻井液S1值抬升倍数值的倒数，研究区取值0.06375，无量纲。

3.2 模型建立

综合录井敏感参数确定后，通过数据统计利用研究区18 口已钻井测井孔隙度与上述优选综合录井敏感参数建立关系，并通过设置不同地层的层位调整系数，建立研究区储层综合录井孔隙度计算公式如下：

式中：ϕm为综合录井孔隙度，%；N为层位调整系数（研究区在花港组H 1-H 3 砂层组取0.59，H 4-H 12砂层组取0.255，平湖组取0.29），无量纲；WNa为钠元素单质含量，%；WK为钾元素单质含量，%。

4 应用效果及实例

4.1 应用效果

在研究区选取9 口近年新钻预探井及评价井，从中筛选出32 个具有代表性的砂岩储层用于综合录井孔隙度模型的应用及验证，深度范围介于2 929～4439 m，岩性主要包括细砂岩、粉砂岩、泥质细砂岩及泥质粉砂岩等，涵盖花港组上段、花港组下段、平湖组上段及平湖组下段的多个层位[9-12]。分析结果表明，综合录井孔隙度与电缆测井中子孔隙度计算结果相关性r2为0.8155（图7），较为理想。

图7 研究区综合录井孔隙度与电缆测井中子孔隙度关系

综合录井孔隙度模型计算结果与电缆测井中子孔隙度相比，相对误差率均值为8.57%，最大误差率为37.8%，两者相对误差小于15%的28个，占总数的88.5%，整体相对误差较小，具有良好的应用效果。

4.2 应用实例

在N 4d 井（图8），编号①层砂岩储层，位于花港组H 2 砂层组，井深3 184.5～3 199.5 m，岩性为浅灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，细砂岩成分以石英为主，少量长石及暗色矿物，细粒为主，部分粉粒，分选较好，次棱角-次圆状，泥质胶结；粉砂岩及泥质粉砂岩以泥质胶结为主，局部发育泥质条带、团块等。气测全烃曲线整体呈箱状，3 184.5～3 195 m 气测全烃值为10.88%～25.32%，3 196～3 199.5 m 气测全烃值为2.38%～6.09%。钻时在该段砂岩储层中总体均匀，在3 184.5～3 195 m 为1.22～1.91 min/m，在3196～3199.5 m 为1.91～4.26 min/m。随钻电阻率值在3185～3 195 m 相对较高，为8.2～15.73 Ω·m，在3196～3199.5 m相对较低。

图8 N 4d井综合录井孔隙度应用效果

基于以上参数，常规随钻解释3 185～3 195 m 为气层，3 195～3 199.5 m 为干层。综合录井孔隙度分析结果表明，3 185～3 194 m 孔隙度为10.42%～18.04%，平均孔隙度14.51%，该段砂岩储层存在一定程度非均质性，3 194～3 197 m 孔隙度相对较低，为1.08%～8.78%，底部3 197～3199.5 m 孔隙度有所升高，为10.85%～13.98%，因此结合电阻率变化趋势、气测参数及岩性参数，将3185～3 194 m 解释为气层，3194～3197 m 解释为干层，3197～3199.5 m 解释为水层。电缆测井中子孔隙度结果表明，3 185～3194 m 孔隙度为9.02%～18.36%，平均孔隙度15.70%，3 194～3 197 m 孔隙度为1.09%～7.91%，底部3 197～3 199.5 m 孔隙度有所升高，为10.87%～13.01%，综合录井孔隙度分析结果与解释结论同电缆测井相比一致性较高，能有效分辨砂岩储层中物性差异并得到相对准确的孔隙度计算值。

同理，在编号②、③层也通过综合录井孔隙度计算模型得到了相对准确的孔隙度分析结果与较为合理的解释结果，具有较好的实际应用价值。

5 结论

（1）在东海西湖凹陷宝团作业区，砂岩储层孔隙度与斜长石含量、地层可钻性指数、环境校正后的C1相对含量、储层流体性质等具有较强的相关性，其具体涉及元素录井、工程录井、气测录井及地化录井等多种参数，在一定程度上综合反映了储层的孔隙度纵向分布情况。

（2）本文所建立的综合录井孔隙度评价模型一定程度上实现了砂岩储层孔隙度的定量计算及纵向评价。经过验证和实际应用，与电缆测井中子孔隙度相比，绝大多数砂岩储层误差率小于15%，在东海作业区井深大、费用高、电测难的背景下，显示出较高的应用价值。

（3）在后续的作业中，通过实钻资料对综合录井孔隙度评价模型进行验证和修正，并结合其他录井手段对该模型进行优化，将进一步提高该模型的准确性、实用性和普适性。