南海西部砂泥巖薄互層滲透率評價技術

郭書生，李國軍，張文博，張傳舉

（1. 中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524034；2. 中海油田服務股份有限公司油田技術事業(yè)部，北京 101149）

南海西部砂泥巖薄互層滲透率評價技術

郭書生1，李國軍2，張文博2，張傳舉2

（1. 中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524034；2. 中海油田服務股份有限公司油田技術事業(yè)部，北京 101149）

砂泥巖薄互層非均質性強、孔滲關系復雜，特別是有些紋層屬厘米級遠低于常規(guī)測井的分辨率，因此地層評價面臨挑戰(zhàn)，對海上油氣井測試及完井的決策帶來風險。針對中國南海西部油田，基于砂泥巖薄互層的巖石類型、滲流特征，應用核磁共振測井及成像測井建立一種新方法，獲得一定井段內的薄互層的有效儲層厚度，可以鑒別儲層類型、求取內在滲透率。通過分析集成已鉆井的測井、地層測試和鉆桿DST測試資料已證實其可靠性。該技術適用于裸眼測井之后的快速產(chǎn)能評價，對于探井或評價井，可以用最小的成本，為作業(yè)者提供測試決策及射孔位置。

薄互層；核磁共振；電成像；滲透率；應用

南海西部珠江口盆地珠江組一段發(fā)育砂泥巖薄互層，這些地層屬海相沉積，分布范圍廣，勘探潛力大[1]。由于薄層厚度呈現(xiàn)厘米級甚至更薄，遠低于常規(guī)測井儀器1 ～ 4 ft（0.3 ～ 1.2 m）的垂向分辨率，來源于薄層的綜合響應信號將被圍巖物

理性質響應所鈍化，大部分響應反映地層的圍巖物理性質[2]，測井資料表現(xiàn)為低電阻率、高自然伽馬等低阻油層特征[3]。單個砂層厚度越薄測井響應值偏離真實值的差異越大，所以這樣的油氣儲層極可能因沒有被正確識別而被忽略，而其測井評價長期以來也面臨著巨大挑戰(zhàn)。

在過去幾十年，針對高分辨率測量研究出幾種方法，例如垂向分辨率高達0.2 in（0.5 cm）的地層微電阻率成像（FMI）、先進的砂泥巖薄互層處理解釋模型（LSA）、高分辨率分析和巖石學參數(shù)重構等。這些方法通常需要高分辨率測量的輔助，并且在地層建模或測井評價中需要花費較長時間。由于海上作業(yè)的特點，需要在裸眼測井完成之后不久，對目標層段進行快速合理的評價以便做出正確及時的決策，前述這些方法往往不能夠滿足現(xiàn)場快速決策的需求。

1 砂泥巖薄互層的巖石特性與核磁響應機理

核磁共振T2譜反映了地層的孔隙結構，在儀器測量體積范圍內T2值的大小與巖石孔徑大小相關。對于均質的碎屑巖，典型的T2譜是隨巖石孔隙大小而連續(xù)分布的。對于砂泥薄互層，通常包含有兩組顯著的大小孔隙分布：黏土水、束縛流體等微孔隙主要存在于泥巖薄層中，而大孔隙僅存于砂巖薄層中，大孔隙填充的主要是自由流體。因此在核磁測井儀器探測體積內，來自于儲層砂泥巖薄互層的孔隙信息表現(xiàn)值在T2分布譜上通常為比較明顯的雙峰分布。

Cao Minh等人在2006年展示了砂泥巖薄互層的核磁巖石物理特征并用地面試驗模擬的方法得到了雙峰譜。實驗顯示，核磁測量是儀器垂向分辨率范圍內，在儀器測量空間內所有測量信號的線性累加。由于泥巖比砂巖通常具有更小的孔隙，T2譜的分布將呈現(xiàn)雙峰分布的特征，核磁響應的重點是它與泥巖薄層的幾何形態(tài)無關，只要總的體積部分不變化，2個或3個泥巖層分層或連接到一起，將產(chǎn)生相同的T2雙峰分布[4]。

圖1是中國南海西部的一個實例，顯示了在砂泥巖薄互層中核磁T2譜的巖石物理特征。在最右邊道的微電阻率成像給出了精細的砂泥巖薄互層直觀圖；從左邊數(shù)第三道核磁T2譜也清楚地呈現(xiàn)出雙峰現(xiàn)象。高的T2峰態(tài)反應的是砂巖紋層，低的反應的是泥質或粉砂紋層。應指出的是薄層厚約1 in（2.5 cm）或者更??；體積密度和中子孔隙度測井曲線不能夠分辨出這些薄層地層。

在文獻中，也給出了計算砂巖含量和薄層砂巖內在滲透率（Ksand）的公式[4]。在砂泥巖薄互層條件下，用于現(xiàn)場砂巖比（Fsand）計算方法簡化公式如下：

式中：Φt— 核磁測量的總孔隙度；

Φsand— 劃分的砂巖核磁孔隙度；

Kt— 地層的真正有效滲透率；

泥巖被認為是不滲透的。在文獻中，Kt用來自于CPMG回波總數(shù)方法計算的核磁滲透率來替代。

圖1 砂泥巖薄互層核磁T2譜和電成像響應現(xiàn)場實例

2 滲透率計算方法研究

盡管Fsand和Ksand的計算在文獻中已給出，精確的核磁砂巖含量和滲透率仍不能在薄儲層直觀顯現(xiàn)。目前常用的核磁儀器的垂向分辨率是18 in（45.72 cm）或更低。盡管過去研發(fā)的核磁測井的高分辨率方法以及對砂泥巖薄互儲層的評價得到了改善，這種級別的垂向分辨率仍不足于直接表現(xiàn)薄層的特征[5]。因此，對砂泥巖薄互層來說，需要建立一種新的滲透率模型評價地層物理特性。

2.1薄層滲透率測量誤差分析

有效滲透率與測量尺度相關，不同測井工具和不同方法由于自身的垂向分辨率和探測深度不同，對同一段薄互層地層，會得出不同的測量結果和滲透率計算結果。如圖2所示，建立一個砂巖比Fsand=1∶2，砂巖自身滲透率Ksand=1 μm2的砂泥巖薄互層正演模型[6]。假定砂泥巖都是均質的，根據(jù)達西定律，在考察（測量）空間內的地層平均滲透率（Kb）和實際有效滲透率都是0.5 μm2。假定砂巖和泥巖薄層都具有等同的總核磁孔隙度（Φt），所有的束縛流體僅存于泥巖中，用隱含參數(shù)和Timur-Coates公式進行核磁滲透率計算[7]，則得到的核磁視滲透率（KTIM）為0.08 μm2，計算得到的相對誤差為（500－80）/80=525%。如果砂巖比例更低，F(xiàn)sand=1∶3，則誤差變得更大，相對誤差達到（333－20）/20=1 565%。在砂泥薄互層這種情況下，利用常用公式計算的核磁視滲透率比實際地層的真實滲透率就大大降低了，從而低估了砂泥巖薄互儲層的質量和產(chǎn)能，導致有經(jīng)濟價值的層段被忽略。

圖2 砂泥巖薄互層正演模型（砂巖比例1∶2）

2.2薄互層鑒別

利用核磁測量識別薄互層是基于這樣的邏輯進行計算的：有生產(chǎn)能力的砂泥巖薄互層通常是由分開的大孔隙（砂巖紋層）和小孔隙（泥巖紋層）組成，這就導致T2譜分布的雙峰形態(tài)。

首先，醫(yī)生會用手將寶寶的足部掰至正常位置，然后用石膏繃帶將其固定好。然后每周打開重新調整位置再固定好，這樣一邊觀察進展一邊治療（Ponseti法）?；纬C正后，患兒還需要在數(shù)年的時間內使用特制矯形支具以維持效果。治療期間長，還需要在白天和夜晚兩種類型設備之間來回轉換。這需要家長給予充分的耐心，配合好醫(yī)生，完滿地完成整個療程。沒有父母的配合和支持，保守治療基本上是會復發(fā)的。

在研究中首先建立了一個巖石類型指數(shù)SQI，以用來進一步區(qū)分地層是薄互層或常規(guī)層。由核磁T2譜分布形態(tài)計算產(chǎn)生的SQI定義為高于某個截止值的大孔隙與總孔隙體積比的函數(shù)。薄互層區(qū)分指示線SQI_disc，從核磁視滲透率KTIM計算得到，計算方法如下；式中的視滲透率KTIM由Timur-Coates滲透率計算公式[7]所得。式中：A、B分別為單獨的偏差量和系數(shù)，它們可以從SQI-KTIM交會圖推斷所得；對于多數(shù)現(xiàn)場研究例子，簡單估算的隱含值為0和0.33；圖3中在常規(guī)砂巖和泥質砂巖中指示出砂泥巖薄互層，高的SQI和低的KTIM反映了高概率的砂泥巖互層。如果SQI大于SQI_disc，巖石類型認為是互層的，相反則認為是常規(guī)砂泥巖儲層。

圖3 T2譜分布的SQI和KTIM交會圖

2.3滲透率計算

如前所述，由于采用的是均質砂巖模型，在砂泥巖薄互層中測井計算的視滲透率受泥質紋層影響很大；同時由于受測井儀器分辨率的局限，如何確定砂巖紋層的真實滲透率進而準確計算砂泥巖薄互層有效滲透率是一個難題。相關文獻[4-8]中給出的計算方法都無法真正排除泥質紋層的影響。如果認為巖石類型是砂泥互層，比較準確的砂層紋層內在滲透率可以通過修正的SDR公式計算所得。

式中：T2LM,sand為與核磁砂巖劃分相關的T2對數(shù)平均值，Φt,sand是與薄層砂巖相關的100%砂巖總孔隙度，對于SDR滲透率轉化的隱含常數(shù)是：a=4，m=2，n=4。需要指出的是，T2LM,sand并不是通常意義的整個核磁T2譜的對數(shù)平均值，而是被認為是砂巖響應部分的T2譜峰的對數(shù)平均值。這可以通過進一步分析核磁測井T2譜得到，但現(xiàn)場測井通常無法直接提供。

本文中闡述的方法開發(fā)了一種相對簡單易行的用以評價砂巖紋層內在滲透率（Ksand）的替代方法。從油田實際生產(chǎn)角度來說，在砂泥巖薄互層中真正感興趣的僅僅是高滲透的有經(jīng)濟性的砂巖紋層。在研究的目標油田高滲透砂巖中，大孔隙和總孔隙體積比Ratio_L2T與SQI呈典型的線性關系[9]，如圖4所示。因此，通過SQI和圖4確定的參數(shù)可以計算Ratio_L2T；利用Ratio_L2T對核磁測量的薄互層T2譜中的砂巖紋層孔隙度進行校正，得到砂巖紋層的總孔隙Φsand（式5～式7）；結合式1：Fsand=Φsand/Φt，可以進一步計算Fsand。

式5中，c=0.9147，d=0.078 1，校正的Φsand計算如下：

式6中的cutoff1是一個核磁測井T2截止值參數(shù)，用以劃分出砂泥巖薄互層核磁T2譜中砂巖/泥巖的雙峰部分，結合圖3，對砂巖紋層的滲透率進行校正和估算：

式7中A和B即式3中的偏移量A和系數(shù)B，由SQI-KTIM交會確定。

圖4 砂泥巖薄互層SQI與大孔隙和總孔隙體積比L2T交會圖

3 現(xiàn)場實例應用

南海西部珠江口盆地珠江組一段富集砂泥巖薄互層沉積。多年來，已經(jīng)采用多種手段，諸如核磁、巖石物理分析、地層測試（MDT）、鉆桿測試（DST）等方法對砂泥巖薄互層進行了測量和滲透率解釋，所得結果缺乏一致性。尤其是基于核磁滲透率的產(chǎn)能估計比地層測試（MDT）和鉆桿測試（DST）結果要低得多。原因就是對于砂泥巖薄互層用傳統(tǒng)核磁滲透率轉換而來的滲透率計算產(chǎn)能，會帶來較大的誤差。現(xiàn)方法應用于被常規(guī)評價方法忽視的砂泥巖薄互層產(chǎn)層，這種方法輸出的薄互層砂巖比Fsand、體積平均有效孔隙度CMFF、體積平均滲透率Kbulk是評價油藏和儲量計算的主要巖石特性參數(shù)，最終輸出成果實例如圖5。圖5中，道1為深度道，道2 ～道4為常規(guī)測井資料，道5為薄互層標志，道6為地層砂巖比（純砂巖層相對于薄互層的總體厚度比率），道7為體積平均滲透率，道8為薄互層識別置信度，道9為FMI成像；從這個圖中可以很好的識別砂泥巖薄互層。新方法計算的薄互層平均滲透率比Timur-Coates公式計算的滲透率明顯要高要好。

通過現(xiàn)場研究對本方法和常規(guī)方法計算的核磁滲透率進行對比，從地層測試MDT解釋的有效滲透率用來刻度點，很明顯與地層測試MDT結論相比的新方法所得的滲透率比標準的核磁轉換所得的滲透率要好得多。圖6左圖顯示的是用Timur-Coates公式計算的核磁滲透率與MDT直接測量的滲透率的相關對比，右圖為新方法得到的核磁滲透率與MDT直接測量的滲透率相關對比。從現(xiàn)場實例可知，新方法得到的核磁滲透率的精確度有明顯的改善（圖6）。

4 結論

論述了一種利用核磁測量的T2譜來探測和評價砂泥巖薄互層的巖石物理屬性的新方法。它利用在砂泥巖薄互層中核磁響應的雙峰分布特征的優(yōu)點來克服常規(guī)測井儀器垂向分辨率測量的局限。

這種方法定義了一些有用的參數(shù)，例如巖石類型、砂巖紋層比例Fsand、體積平均滲透率Kbulk等。它是基于儀器探測范圍內薄互層的整體響應來設定和計算這些參數(shù)，而不是為了尋求解決某個獨立的、單一的砂巖紋層的屬性。文中論述的方法

圖5 薄互層識別及滲透率計算結果組合圖

圖6 從Timur-Coates轉換滲透率、MDT滲透率、新方法得到的核磁滲透率交會圖

和認識可以用于在類似地區(qū)識別和評價新井或老井中可能被忽視的砂泥巖薄互層油氣藏。

本文描述的新方法通過核磁測井為現(xiàn)場決策提供了快速直觀的結論。案例研究證實從新方法所得的滲透率與MDT滲透率關系比標準核磁轉換所得滲透率要好得多，砂泥巖薄互層的產(chǎn)能評價得到了顯著改善，為確定經(jīng)濟性產(chǎn)層提供了可靠依據(jù)。

術語含義：

T2：橫向弛豫時間；T2LM，sand：T2譜砂巖劃分對數(shù)平均值；Fsand：砂巖含量；Fclay：黏土含量；Fshale：泥巖含量；Φt：總孔隙度；Φt，sand：100%砂巖薄層的總孔隙度；Φsand：砂巖孔隙度；Φclay：黏土孔隙度；Φshale：泥巖孔隙度；BFV：束縛流體體積；KTIM：Timur-Coates滲透率；KSDR：SDR滲透率。

[1] 《中國海洋石油南海西部公司志》編輯部．中國海洋石油南海西部公司志（第二卷）1988-1995[M]．中國海洋石油南海西部公司志出版，1995：94-98．

[2] 李長喜，李潮流，周燦燦，等．淡水鉆井液侵入對雙感應和雙側向測井響應的影響[J]．石油勘探與開發(fā)，2007，34（5）：603-608．

[3] 孫娜．遼河灘海地區(qū)低阻油氣層測井系列的選擇[J]．海洋石油，2007，27（3）：116-117．

[4] Cao Minh C, Sundararaman P. NMR Petrophysics in Thin Sand/ Shale Laminations[C]. SPE 102435, presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, September 24～27, 2006.

[5] 肖立志，謝然紅．核磁共振測井儀器的最新進展與未來發(fā)展方向[J]．測井技術，2003，27（4）：265-269．

[6] Heaton N J, et al. High-Resolution Permeability Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porosity with Fast NMR Logging[C]. SPWLA Annual Logging Symposium, Oslo, Norway, 2000.

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[9] Shi-Yi Zheng，等．試井中的不確定性和巖芯滲透率分析[J]．王堅勇，張輝，譯.海洋石油，2002（1）：62-65．

Evaluation Technology on Permeability of Thin Interbedded Sand Shale Layers in Western Part of South China Sea

GUO Shusheng1, LI Guojun2, ZHANG Wenbo2, ZHANG Chuanju2
（1. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Zhanjiang Guangdong524034,China; 2. Oilfield Services Limited,CNOOC,Beijing101149,China）

The thin interbedded sand-shale layers are highly heterogeneous, and the relationship between porosity and permeability is complex, especially some lamina of centimeter level, far lower than the conventional logging resolution. Therefore, there is great challenge in formation evaluation, which might bring risk to offshore oil gas well testing and well completion. Thus the formation evaluation is facing the challenges. For the oilfields in the western part of South China Sea, by analyzing the rock type and the percolation characteristics, a new kind of method has been developed by using nuclear magnetic resonance imaging data and electric imaging logging data to get the effective reservoir thickness, distinguish reservoir types and calculate intrinsic permeability. It has been confirmed that this kind of method is reliable by analyzing the logging, formation test and DST formation test data. This method can be used for rapid productivity evaluation after the open whole logging, and can be used for making testing decision and perforating strategy with the lowest cost.

thin interbedded; NMR; electric imaging logging; permeability; application

P631.8+1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.065

1008-2336（2014）04-0065-05

國家科技重大專項課題“南海西部海域已證實的富生烴凹陷再評價及新領域勘探方向”（2011ZX05023-001-007）

2014-03-20；改回日期：2014-05-12

郭書生，男，高級工程師，地質總監(jiān)，1997年畢業(yè)于中國石油大學（華東）測井專業(yè)，主要從事測井、錄井現(xiàn)場技術管理及研究工作。E-mail：zycjlgj@163.com。