巴楚地區(qū)石炭系小海子組白云巖氣藏儲層測井解釋與評價

李永華

(中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

巴楚地區(qū)石炭系小海子組白云巖氣藏儲層測井解釋與評價

李永華

(中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

利用巖心分析、測井和測試資料，對巴楚地區(qū)石炭系小海子組儲層的巖性、儲層類型及流體識別方法進行了分析研究。結(jié)果表明小海子組發(fā)育多套白云巖儲層，尤其是頂部儲層較為發(fā)育，儲層類型為溶蝕孔洞型，具“中-高孔、中-高滲”特征。針對該套白云巖儲層應(yīng)用了三種流體識別方法：直觀判別法、中子孔隙度與聲波孔隙度比值法和孔隙度-電阻率交會圖法，三種方法對該套儲層均有一定的適用性。

塔里木盆地；小海子組；白云巖儲層；測井評價

巴楚地區(qū)石炭系小海子組(C2x)儲層巖性以白云巖為主，白云巖晶粒細(xì)小且非常均勻，孔隙極其發(fā)育，但孔喉半徑較小。白云巖儲層由于儲集層類型、巖性等極其復(fù)雜，造成儲層評價困難[1-3]，延緩了勘探開發(fā)進程。因此，開展白云巖儲層測井解釋方法研究,建立白云巖氣層測井解釋模型和流體識別標(biāo)準(zhǔn)，具有十分重要的作用和意義。

1 儲層特征

1.1 巖性特征

巴楚地區(qū)的多口鉆探井成果表明，石炭系小海子組巖石類型主要為：白云巖及白云化灰?guī)r、灰?guī)r等。巖性縱向組合為：上部以泥質(zhì)灰?guī)r、灰?guī)r為主，下部以白云巖及白云化灰?guī)r、灰?guī)r等為主。而小海子組儲層與白云巖關(guān)系密切，多以一套及多套白云巖形式存在[4]。

1.2 儲層類型

通過該區(qū)鑄體薄片、普通薄片等觀察，小海子組灰?guī)r儲集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及(微)裂縫為主，儲層普遍欠發(fā)育；而白云巖儲集空間以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間(溶)孔及(微)裂縫為主，孔隙度大小與白云石含量呈正相關(guān)關(guān)系，即白云石含量越高孔隙度越高，儲層相對發(fā)育。巖心觀察表明白云巖段儲集空間主要為溶蝕孔洞，多未充填，裂縫欠發(fā)育。

結(jié)合上述巖性和儲層發(fā)育描述，小海子組儲層發(fā)育表現(xiàn)出與巖性縱向變化很好的一致性：上部灰?guī)r段儲層欠發(fā)育，而下部的含白云巖段儲層相對發(fā)育，白云巖含量越高儲層越發(fā)育。而在這套白云巖儲層中，頂部發(fā)育一套巖性較純的白云巖儲層，且其儲層發(fā)育級別相對較高，儲層類型單一且橫向可對比性較強，這就為小海子組儲層研究和評價提供了便利條件：一是其儲層類型相對單一，橫向可對比性較強，便于進行儲層流體性質(zhì)識別和評價；二是位于白云巖儲層的頂部，其流體性質(zhì)基本可代表小海子組的流體性質(zhì)。這套白云巖儲層是本次研究的重點。

1.3 物性特征

據(jù)巖心分析，小海子組儲層白云巖類平均孔隙度為7.88%～16.51%，平均滲透率(9.229～95.722)×10-3μm2，這表明小海子組白云巖儲層是一套“中-高孔-高滲”儲層。

2 儲層測井流體性質(zhì)識別方法

2.1 測井曲線特征直觀判別法

在儲層比較簡單的情況下，可通過分析曲線特征判斷流體類型，這就是直觀判別法。

小海子組的白云巖儲層巖性單一，儲層類型以溶蝕孔洞型為主，可以將本類儲層簡化處理，符合直觀識別法的條件。

從綜合測井曲線上看，巖性較純，井徑規(guī)則，伽馬值多在10～20 API，另外，氣層電阻率值較高，一般為60～200 Ω·m；三條孔隙度曲線聲波時差在70 μs/ft以上，密度為2.45 g/cm3左右，中子孔隙度為12%。而水層電阻率值較低，一般為2～10 Ω·m，三條孔隙度曲線上，聲波時差為50～60 μs/ft，密度為2.5～2.65 g/cm3，中子孔隙度為(8～17)%。

圖1為C井4 500～45 30 m段綜合測井曲線，從中可看出，在4 507～4 514 m段，自然伽馬值為15～47 API，但鉀釷和(無鈾伽馬)值為8 API左右，表明該段自然伽馬值高，是由鈾高而非泥質(zhì)引起，這也表明本段巖性較純；電阻率為2～3 Ω·m，聲波時差為53～56μs/ft，密度2.6 g/cm3左右，中子孔隙度15%～17%。根據(jù)上述直觀判別法的標(biāo)準(zhǔn)，該段解釋為水層，后對4 500～4 572 m測試,日產(chǎn)液96 m3，為水層。

圖1 C井綜合測井曲線

圖2為D井1 910～1 919 m段綜合測井曲線，從中可看出，本段巖性較純，深側(cè)向電阻率為100 Ω·m，聲波時差為85 μs/ft，密度為2.45 g/cm3，中子孔隙度10%。根據(jù)上述直觀判別法的標(biāo)準(zhǔn)，解釋為氣層，后對1 910～1 917 m測試，用6 mm油嘴求產(chǎn)，日產(chǎn)天然氣9.904×104m3，凝析油0.53 m3。

圖2 D井綜合測井曲線

2.2 中子孔隙度-聲波孔隙度比值法

2.2.1 天然氣的含氫指數(shù)異常降低

造成天然氣含氫指數(shù)異常降低的原因有兩個：一是天然氣中的中子含氫指數(shù)特別低，使測得的中子視孔隙度降低；二是天然氣所占據(jù)那部分巖石體積被挖去，使中子減速長度明顯增加，于是在正源距條件下，熱中子計算率增高，導(dǎo)致中子視孔隙度進一步降低，這就是常說的“挖掘效應(yīng)”。所以含氣地層的中子視孔隙度特別低[5-6]。

2.2.2 水層的含氫指數(shù)異常增高

該區(qū)水層含氫指數(shù)相對于氣層異常增高，除上所述的天然氣造成中子含氫指數(shù)特別低及“挖掘效應(yīng)”外 ，另一個重要原因是白云巖的影響。D.V.Ellis實驗研究表明，當(dāng)白云巖孔隙度較高(15%～25%)，地層水礦化度或鉆井液礦化度有侵入時也較高(6～8)×104mg/L,本區(qū)小海子組地層水礦化度在20×104mg/L左右時，水層的中子視孔隙度將異常增高(圖3)。顯然白云巖增加最多，砂巖次之，灰?guī)r較少[5]。

圖3 中子孔隙度增量與巖性及孔隙度的實驗結(jié)果

從本區(qū)實際資料看，白云巖含水造成視孔隙度增加的程度比該實驗結(jié)果更為嚴(yán)重(高達50%以上)。造成這種現(xiàn)象的根本原因是次生白云巖變化程度的差異：一方面導(dǎo)致白云巖骨架參數(shù)的變化，另一方面又與孔隙度存在一定的相關(guān)性。因此，孔隙度與骨架參數(shù)之間也具有一定的關(guān)系。為解決這一問題，斯倫貝謝公司給出了如下的實驗數(shù)據(jù)(表1)，由該表可知，白云巖孔隙度的變化對骨架中子含氫指數(shù)影響較大，但對骨架聲波時差和密度沒有影響，這樣根據(jù)孔隙度范圍就可選擇相應(yīng)的骨架中子含氫指數(shù)了。

2.2.3 應(yīng)用效果

由表2可看出，小海子組氣層的中子孔隙度都小于聲波孔隙度(PORN/PORA<1)，水層的中子孔隙度明顯大于或略等于聲波孔隙度(PORN/PORA≥1)；這說明該方法針對儲層的應(yīng)用效果較好。

表1 白云巖骨架中子含氫指數(shù)與孔隙度的實驗結(jié)果

2.3 電阻率-孔隙度交會法

2.3.1 方法原理

由阿爾奇公式可得：

(1)

兩邊取對數(shù)：

(2)

表2 小海子組C2x層位中子孔隙度與聲波孔隙度比值判別流體類型

式中：Rt為地層電阻率，Ω·m ；Rw為地層水電阻率，Ω·m ；φ為地層孔隙度，%；Sw為巖石含水飽和度，%；a為與巖石有關(guān)的巖性系數(shù)；b為與巖性有關(guān)的常數(shù)；m為與巖石膠結(jié)、孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)的膠結(jié)指數(shù)；n為飽和度指數(shù),與油氣水在孔隙中的分布情況相關(guān)。

顯然Rt與φ在雙對數(shù)坐標(biāo)中有線性關(guān)系，其斜率為m，截距為Rw/Swn。于是根據(jù)已知的地層水電阻率Rw、m、n值，或已知水層的電阻率和孔隙度，就可在圖中確定一組不同Sw值，根據(jù)Rt和φ在圖中的位置判斷儲層的含流體類型。

2.3.2 應(yīng)用效果

M4、M10井水層的Rt-φ交會點都在50%含水飽和度線的左下方，判別為水層；BC1、BT2、BT3井的氣層交會點都在30%含水飽和度線的右上方，判斷為氣層；BC1井1 978.5～1 991 m的交會點在30%～50%含水飽和度線之間，判斷為氣水同層。

3 結(jié)論

(1)巴楚地區(qū)小海子組發(fā)育多套白云巖儲層，儲層類型為溶蝕孔洞型，橫向可對比性強，是一套“中-高孔、中-高滲”儲層。

(2)直觀判別法識別小海子組白云巖儲層流體，在測井現(xiàn)場可以快速、直觀地評價流體性質(zhì)，可指導(dǎo)地質(zhì)、鉆井順利鉆遇目地層。

(3)中子孔隙度與聲波孔隙度比值法和孔隙度-電阻率交會圖法，消除了巖性對中子、聲波和電阻率的影響，突出了含油氣對這些曲線的作用，更加適合小海子組白云巖儲層流體的評價。

[1] 方林林,李國英.泥質(zhì)白云巖儲層測井評價[J].國外測井技術(shù),2006,21(1):18-19.

[2] 鐘興水.測井資料計算機處理解釋方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,1986：102-120.

[3] 趙良孝.碳酸鹽巖儲層測井評價技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1994：57-68.

[4] 李功強,宗立志,孫延飛，等.鄂爾多斯盆地大牛地氣田碳酸鹽巖地層確定巖性的測井方法[J].石油地質(zhì)與工程,2009,23(3):47-19.

[5] 胡楊,譚世君,劉緒鋼，等.大牛地氣田測井解釋模型建立與氣層識別標(biāo)準(zhǔn)研究[J].石油地質(zhì)與工程,2008,22(2):37-40.

[6] 奇林格.碳酸鹽巖[M].北京:石油工業(yè)出版社,1982:35-52.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)04-0067-03

2015-01-21

李永華，工程師，1982年生，2005年畢業(yè)于長安大學(xué)勘察技術(shù)與工程專業(yè)，現(xiàn)從事現(xiàn)場測井資料采集與解釋工作。

P631.8

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