朱勇超 张准行 孙星星

(1.成都理工大学能源学院，成都 610059;2.中国石化西北油田分公司塔河采油三厂油田开发所，新疆 轮台 841600;3.中国石油化工集团华北石油局第四采油厂，陕西 宜君 727200)

本次研究区是塔里木盆地麦盖提斜坡1区块的玉北地区，目的层为奥陶系碳酸盐岩。本地区玉北1井中途测试获得工业油流，玉北1－2x井酸压完井获得高产工业油流，显示出麦盖提斜坡丰富的油气资源和巨大的勘探开发潜力。研究表明，储层具有非均质性和各向异性的特点，储层划分为研究的重点。本次研究利用岩心资料、测井资料和录井资料，建立起各类储层的测井响应特征，为该地区的储层解剖提供依据。

1 玉北地区奥陶系地层发育概况

该区奥陶系整体上属于台盆型沉积，主要发育地层为下统蓬莱坝组、中 —下统鹰山组、上统良里塔格组，缺失中统一间房组、上统恰尔巴克组合桑塔木组，奥陶系之上均覆盖石炭系地层。蓬莱坝组地层岩性主要为灰白色白云岩、灰色灰质白云岩、白云质灰岩和黄灰色灰质白云岩。鹰山组地层在岩性为黄灰色微晶灰岩、砂屑灰岩、白云质灰岩、灰质白云岩、灰色白云质灰岩和灰质白云岩。良里塔格组地层仅在少数井中钻遇，岩性为黄灰色微晶灰岩、砂屑灰岩、灰色微晶灰岩，微晶灰岩与砂屑灰岩交替发育。研究区范围如图1所示。

2 玉北地区奥陶系储层类型

依据奥陶系钻井岩芯及录井显示所反映的储渗空间类型及其组合特征、赋存岩石类型和成因机制方面的差异性，本次研究将区内奥陶系发育的储层类型划分为岩溶缝孔洞型储层、溶蚀孔隙型储层和构造裂隙型储层。

2.1 岩溶缝孔洞型储层

岩溶缝孔洞型储层主要是以岩溶形成的孔洞作为储集空间，不规则岩溶缝和风化裂缝构成次要储渗空间。岩溶缝孔洞型储层在本次研究区域井中均广泛发育，储渗空间主要为沿裂缝方解石溶蚀形成的溶蚀孔洞，有些则是沿缝溶蚀孔洞或沿缝合线溶蚀形成的孔洞，或有不规则岩溶缝、风化裂缝、构造裂缝的加入作用所形成的孔洞。储层发育分布没有一定的层位性，可在中下奥陶统鹰山组、蓬莱坝组中发育，涉及的储集岩石类型包括砂屑灰岩、白云质灰岩和灰质白云岩(见图2A、B)。

2.2 溶蚀孔隙型储层

该类储层在区域井中发育也较广泛，储层岩性主要为局限台地环境中沉积的灰质白云岩和白云岩(见图2C)，少量储层发育于白云质灰岩中。储层储渗空间主要为白云石化过程中形成的晶间孔及晶间溶孔，此外也有部分是由构造裂缝和孤立溶蚀孔洞的作用而形成。

2.3 构造裂缝型储层

在玉北1井中构造裂缝较发育并且能够构成储层，储层岩性主要是成分较纯的微晶灰岩。储集空间主要为构造裂缝(见图2D)，普遍见到1条或1组高角度斜交层面方解石部分充填或未充填构造裂隙贯穿整段。这些裂缝在平面上平行排列展布，纵向上呈X形展布，此外也有部分由孤立溶蚀孔洞形成。

图1 工区范围图

图2 各类型储层典型照片

3 储层测井响应特征

3.1 岩溶缝孔洞储层的测井响应特征

沿缝溶蚀孔洞型储层的代表井段是玉北5井6722.00～6742.60 m井段，由图3可以分析对比玉北5井段录井剖面与测井曲线。岩芯观察揭示，岩性主要为粉 —细晶白云岩，沿缝溶蚀孔洞较发育，主要是沿层理面和裂缝溶蚀形成串珠状孔洞及蜂窝状孔洞，部分孔洞中充填有沥青和泥质，可构成岩溶缝孔洞储层。该段储层在测井曲线上具有以下特征:自然伽马值处于低值水平，大多数层段为10～20API。由于该层段中含有泥质加成，导致自然伽马平均值为23API;而电阻率值在岩性变化不大的情况下降低明显，其值为27～190 Ω·m，平均值为67 Ω·m;声波时差有所增大，为 47.2 ～55.5 μs/ft，平均值约50.56 μs/ft;密度有少许降低。

图3 岩溶缝孔洞型储层测井响应特征

3.2 溶蚀孔隙型储层的测井响应特征

由图4对比分析玉北1－2X井有关井段录井、岩芯与测井曲线，该井5444.00～5446.24 m处可见针状溶蚀孔隙发育，主要为粒间、粒内溶孔，还有微裂缝及少量高角度未充填裂缝发育，未被完全充填，可构成溶蚀孔隙型储层。在测井曲线上，自然伽马值较低，约为18～36API;电阻率值相对降低，深侧向电阻率可降低至276 Ω·m左右;声波时差有所增大，为49.4～55.1 μs/ft;密度为2.37～2.67 g/cm3。上述测井参数的变化具有特别明显的同步效应。

3.3 构造裂缝型储层的测井响应特征

由图5对比分析玉北1井奥陶系有关层段岩芯与测井曲线，该井5711.85～5736.05 m处(第8、9次取心资料)岩心上可见1条或1组高角度未充填构造裂缝，可构成构造裂缝型储层段。该段测井曲线上，自然伽马值绝大多数层段中均表现为7～10API，下部有小段自然伽马值相对较高;电阻率数值相对致密灰岩段降低明显，深侧向电阻率可低至163 Ω·m左右，且深、浅侧向电阻率具有明显正幅度差;密度约为2.644～2.71 g/cm3;声波时差值在绝大多数层段中的变化范围为47.3～49 μs/ft，近于该井纯净灰岩基线。上述测井参数中识别该类储层最重要的特征是，深侧向电阻率数值与浅侧向电阻率值之间具有明显的正幅度差值。

图4 溶蚀孔隙型储层测井响应特征

图5 构造裂缝型储层测井响应特征

4 结语

玉北地区发育有3类储层:岩溶缝孔洞型储层、溶蚀孔隙型储层及构造裂缝型储层。各类储层相应的测井响应特征具有一定的相似性，如储层发育井段自然伽马值都处于较低水平，一般小于30API;储层段深浅双侧向电阻率值均较纯灰岩或白云岩层段低，一般低于1000 Ω·m。各类储层除了相似特征之外又具有细微差别。如相对于溶蚀孔隙型储层，岩溶缝孔洞型储层具有较大的储集空间。一般情况下前者较后者的声波时差值更高，岩石密度值和电阻率值更低，而后者一般情况下有相当明显的同步效应，即自然伽马、声波时差、密度、深浅双侧向电阻率同步变化。构造裂缝型储层最大的特征是深浅双侧向电阻率值具有明显的正幅度差值。

［1］魏国齐，贾承造，宋惠珍，等.塔里木盆地塔中地区奥陶系构造:沉积模式与碳酸盐岩裂缝储层预测［J］.沉积学报，2000，18(3):408 －413.

［2］焦伟伟，吕修祥，周园园，等.塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层主控因素［J］.石油与天然气地质，2011，32(2):199 －266.

［3］邬光辉，汪海，陈志勇，等.塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩复杂油气藏的特性［J］.石油与天然气地质，2010，31(6):763－769.

［4］俞益新.碳酸盐岩岩溶型储层综合预测概述［J］.中国西部油气地质，2006，2(2):189 －193.

［5］张晓明.自然伽马能谱测井在玉北地区碳酸盐岩储层评价中的应用［J］.国外测井技术，2012，190(4):35 －39.

［6］吕海涛，云露，刘群，等.塔河油田西南部地区中－下奥陶统碳酸盐岩储层缝洞发育特征与分布［J］.现代地质，2009，23(4):699 －707.

［7］闫相宾.塔河油田下奥陶统古岩溶作用及储层特征［J］.江汉石油学院学报，2002，24(4):23 －25.

［8］智慧文，肖慈珣，李国蓉，等.塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层测井分类识别研究［J］.物探化探计算技术，2006，28(2):101 －105.