查干凹陷砂砾岩体溶蚀孔隙储层测井解释方法

2015-12-13李风玲翟芳芳任杰陈彬

测井技术 2015年3期

李风玲，翟芳芳，任杰，陈彬

（中石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001）

0 引言

查干凹陷位于银根－额济纳旗盆地东部，是极富有勘探潜力的含油气凹陷之一，下白垩系巴二段是一套近物源、多物源沉积扇体，储层岩屑和长石含量高［1］，受沉积和成岩作用［2］的影响，储层非均质性强，物性差，孔隙度和渗透率均较低。

钻井取心和沉积相研究表明，受溶蚀作用的影响，储层溶蚀孔发育，孔隙结构变化大，油层岩电关系不确定。溶蚀孔的存在使储层的测井响应特征进一步复杂化，储层低孔隙度低渗透率，给储层下限确定造成困难，大大降低了油气层解释精度，制约了对该区域储层的地质认识。

本文针对查干凹陷下白垩系巴二段溶蚀孔发育的砂砾岩体油藏，在岩心分析的基础上开展了溶蚀孔储层测井响应特征研究，建立测井响应特征模式，形成一套定性识别和定量评价溶蚀孔储层的测井评价方法，较好地解决了溶蚀孔储层的识别技术难题。

1 储层测井评价方法

1．1 溶蚀孔储层测井识别方法

岩心观察及铸体资料都表明×6块巴二段储层溶蚀孔隙发育，溶蚀孔隙的发育大大改善了储层的物性特征，尤其提高了储层的渗流能力，是该区块巴二段油气取得突破的关键因素。

1．1．1 常规测井资料识别溶蚀孔隙

用三孔隙度测井（声波、密度、中子）分析溶蚀孔反映的差别，再结合其他测井资料，可对溶蚀孔隙发育的储层进行识别与评价。

声波时差测井主要反映岩石的原生粒间孔隙，溶蚀孔隙不发育的岩石中，声波遵循威利公式描述的体积模型可获得准确的岩石孔隙度数据。对于溶蚀孔隙发育的岩石，由于溶蚀孔形状、大小和分布都不规则，声波主要会在岩石骨架中传播，也就是绕过孔洞传播，使得溶蚀孔隙对声波在岩石中传播的影响有限，即溶蚀孔隙在声波测井上反映不明显［3］。这一特征虽然影响到声波时差对孔隙度的反映效果，却为溶蚀孔隙的识别提供了重要信息。

无论溶蚀孔隙形态及分布如何，中子、密度测井都有响应；中子、密度孔隙度近似反映岩石的总孔隙度［4］。结合其他测井资料，利用三孔隙度测井组合可对溶蚀孔隙进行识别和评价。

在溶蚀孔隙发育段×6－1井的82和86号层（见图1），三孔隙度测井曲线组合形态与溶蚀孔隙不发育段的形态出现了明显的差异：声波时差增大不明显，显示孔隙度增大不明显；中子与密度测井曲线，尤其是密度测井曲线明显降低，显示孔隙度增大明显；在组合测井图上直观显示中子与密度测井曲线更加靠近，密度测井曲线甚至与声波测井曲线交叉而位于声波测井曲线的左侧。此外，溶蚀孔隙发育段，自然伽马低值，显示泥质含量较低，由于溶蚀孔隙的存在大大改善了储层的渗透性，自然电位测井曲线有异常幅度，微电极显示平稳低值。

图1 ×6－1井常规测井识别溶蚀孔隙图

常规测井识别溶蚀孔隙的要点：结合录井资料，溶蚀孔隙主要出现于粗砂－细砾岩、含砾粗砂岩、含砾砂岩等岩性中，最为有利的岩性为粗砂－细砾岩和含砾粗砂岩；泥质含量较低，自然伽马低值；自然电位出现明显异常幅度，微电极显示平稳低值，反映储层渗透性较好；声波孔隙度明显小于密度孔隙度，声波时差与密度测井曲线位置关系明显不同于以原生孔隙为主的储层。

1．1．2 核磁共振测井识别溶蚀孔隙

对常规三孔隙度测井曲线综合分析能降低岩性和泥质含量的影响，得到孔隙度的宏观平均量，但不能对复杂的孔隙变化进行指示。核磁共振测井资料不仅能提供宏观平均量，还能提供区间孔隙度。研究证明，这种区间孔隙度与岩石的孔喉半径和孔隙结构有密切关系［5］。

岩心资料及试油、试采数据表明，溶蚀孔隙发育大大改善了孔隙的渗流能力，一方面是因为改善了孔隙、喉道的连通性；另一方面也表明溶蚀孔隙尺寸大于原始粒间孔隙，即溶蚀发育段大孔隙主要为溶蚀孔。核磁共振测井资料能提供区间孔隙度，即对孔隙的尺寸及结构进行描述，可利用核磁测井资料识别溶蚀孔隙。

通过对核磁共振测井提供的区间孔隙度进行分析和对比，结合常规测井资料，发现核磁共振测井提供的大孔隙与常规测井提供的溶蚀孔隙有良好的对应性（见图2），取心显示82、86、87、88号层为溶蚀孔隙发育段，核磁共振测井的区间孔隙中大孔隙成分的比例明显增加，表明其孔隙尺寸及结构均不同于原生孔隙为主的层段，即核磁共振测井对溶蚀孔隙有明显响应，可有效识别溶蚀孔隙。

图2 ×6－1井核磁共振测井识别溶蚀孔隙图

1．2 储层参数精细解释模型

利用岩心资料，在测井资料环境校正、标准化的基础上，采用岩心刻度测井的方法建立了研究区巴二段储层参数解释模型。

1．2．1 孔隙度解释模型

结合岩心分析、岩石薄片等资料，分原生粒间孔隙、含溶蚀孔和粒间孔2种情形分别建立了孔隙度解释模型，并进一步确定溶蚀孔隙度的大小。

（1）粒间孔隙储层孔隙度模型。声波时差主要反映粒间孔隙，通过选取粒间孔储层建立孔隙度模型

式中，φS为声波孔隙度，%；Δt为声波时差，μs／m；Vsh为泥质含量，%。

（2）含溶蚀孔和粒间孔储层孔隙度模型。中子和密度孔隙度能反映含溶蚀孔和粒间孔的孔隙，由此建立相应储层的孔隙度解释模型

式中，φND为中子密度孔隙度，%；ρb为体积密度，g／cm3；φN为中子孔隙度，p．u．。

（3）溶蚀孔隙度解释模型。中子和密度孔隙度反映岩石的总孔隙，而声波测井主要反映岩石的原生粒间孔隙，因此二者之差可定量反映溶蚀孔隙度大小［6］。即

式中，φ溶蚀为溶蚀孔隙度，%；φND为中子密度孔隙度，%；φS为声波孔隙度，%。

1．2．2 渗透率解释模型

渗透率二元解释模型

式中，K为渗透率，mD＊非法定计量单位，1mD＝9．87×10－4μm2，下同；φ为孔隙度，%，优选用中子—密度交会孔隙度；Vsh为泥质含量，%。

溶蚀孔隙的出现，大幅度提高了储层的渗透性，因而储层应具有更低的孔隙度下限值，储量评价和测井解释时应予考虑。

1．2．3 含油饱和度解释模型

含油饱和度是评价储层流体及其含量的关键参数。岩心观察及岩石薄片资料表明，×6块巴二段储层主要为粒间孔和溶蚀孔，裂缝不发育，因此阿尔奇公式仍然适用于饱和度参数的评价。

岩电系数通过岩电实验获得，地层水电阻率通过试油水性分析矿化度确定，或利用自然电位或纯水层视地层水电阻率确定。电阻率由深感应或深侧向电阻率获得。

1．3 储层下限和流体性质判别标准

结合岩心分析、岩石薄片等资料，分溶蚀孔隙及原生孔隙2种类型建立了孔隙度解释模型。在储层定量解释评价的基础上，结合溶蚀孔隙识别方法及试油、试采、采油等数据，建立了×6块巴二段储层评价及油水层识别标准，为测井解释提供了依据。图3、图4分别为储层电性标准和物性标准。由于溶蚀孔隙发育，明显改善了储层的渗透性，使得储层孔隙度下限明显低于常规碎屑岩储层，即溶蚀孔隙发育段，储干界限降为7．5%，在实际解释中应结合溶蚀孔隙响应特征及溶蚀孔隙定量计算结果，只有溶蚀孔隙发育特征明显的储层才可采用这一标准，对于原生粒间孔隙为主的储层则要适当调整此下限值。

图3 ×6块巴二段溶蚀孔隙储层电性标准图

图4 ×6块巴二段溶蚀孔隙储层物性标准图

在确定了储层电性、物性标准的基础上，进一步确定油层解释标准（见表1），油层含油饱和度下限为40%，水层含油饱和度上限为30%，二者之间为油水同层。

表1 ×6块巴二段溶蚀孔隙储层测井解释标准

2 应用效果分析

依据该区研究的解释方法和标准，对×6－1井进行了测井资料处理与解释（见图5），溶蚀孔隙计算结果显示，141、144、146、149号层溶蚀孔隙发育，虽然这些层总孔隙度不高，在10%左右，但由于溶蚀孔隙发育，储层渗透性明显好于同等孔隙度的常规储层，渗透率10mD以上甚至达到几十毫达西，综合评价具有较好的产液能力。投产初期自喷，日产液44m3，其中日产油21．9t，测井综合评价结论与试油结果吻合。

上述实例表明，×6块巴二段储层溶蚀孔发育受岩性控制作用明显，粗砂－细砾岩、含砾粗砂岩是形成溶蚀孔的有利岩性，而岩性较细，分选较好的细砂岩、粉砂岩却不利于溶蚀孔隙的发育；溶蚀孔隙的存在明显改善了储层的渗流能力和含油性，溶蚀孔隙不发育的粉砂岩储层，由于成岩作用较强，孔隙结构较差，孔隙、喉道细小，含油性普遍较差。