哈薩克斯坦北特魯瓦油田石炭系碳酸鹽巖儲層測井評價

侯 玨，林雅平，趙文琪，羅 曼,2，李建新，王淑琴

1 中國石油勘探開發(fā)研究院中亞俄羅斯研究所；2 中國石油國際勘探開發(fā)有限公司

0 前 言

碳酸鹽巖儲層在全球油氣生產(chǎn)中占有極其重要的地位，其油氣產(chǎn)量約占世界油氣總產(chǎn)量的60%［1］。隨著國內(nèi)廣泛分布的陸相碎屑巖油氣田進(jìn)入開發(fā)后期，海外海相碳酸鹽巖油氣田勘探開發(fā)成為重點。碳酸鹽巖儲層儲集空間復(fù)雜多樣、儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)［2］，使儲層測井綜合評價難度增大。針對復(fù)雜碳酸鹽巖儲層測井評價，前人已取得一些成果。孫予舒等［3］基于XGboost 算法建立的巖性識別模型能夠有效地識別復(fù)雜碳酸鹽巖巖性，為復(fù)雜碳酸鹽巖巖性的測井識別提供了新的思路。Buiting等［4］通過應(yīng)用毛細(xì)管壓力曲線上某一個固定的進(jìn)汞飽和度所對應(yīng)的喉道半徑來建立模型，定量表現(xiàn)孔喉結(jié)構(gòu)對儲層物性的影響。王俊等［5］結(jié)合SPSS 二階聚類法將碳酸鹽巖儲層劃分為3 種類型，對碳酸鹽巖儲層分類方法具有一定參考價值。

本文基于前人的研究成果，以哈薩克斯坦北特魯瓦油田石炭系復(fù)雜碳酸鹽巖油藏為例，根據(jù)不同礦物測井響應(yīng)值的差異，利用最優(yōu)化方法反算儲層巖性剖面。基于有限的取心和電成像測井資料，總結(jié)出不同儲集空間的儲層測井響應(yīng)特征，以此識別儲層的儲集空間類型。按孔隙儲集空間組合與孔滲關(guān)系對儲層進(jìn)行分類，建立一套儲層類型定量劃分標(biāo)準(zhǔn)。通過儲層特征分析、巖性與孔隙類型測井識別、儲層類型劃分和儲層參數(shù)計算等4 個方面的深入研究，形成一套復(fù)雜碳酸鹽巖儲層測井評價方法，對該類油田的高效開發(fā)具有較好的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

哈薩克斯坦北特魯瓦油田位于濱里海盆地東緣，屬于大型帶凝析氣頂?shù)娜鯎]發(fā)復(fù)雜碳酸鹽巖油藏［6］。構(gòu)造上，該油田位于濱里海盆地東緣的延別克—扎爾卡梅斯古隆起東斜坡的中央?yún)^(qū)塊，整體為北東—南西走向的斷背斜構(gòu)造［7］。在油田范圍內(nèi)，鉆井揭示的地層為第四系到泥盆系，其中，下二疊統(tǒng)空谷階發(fā)育鹽丘構(gòu)造，以鹽巖沉積為界，主要含油層系位于鹽下石炭系的中上石炭統(tǒng)，包括KT-I和KT-II 兩套油層組以及厚約350 m 的陸源碎屑巖隔層。

2 儲層基本特征

2.1 儲層巖性特征

北特魯瓦油田的巖性種類繁多。結(jié)合研究區(qū)19口取心井、共計971 m的巖心資料以及1 360件巖石薄片鑒定資料，按照鄧哈姆、?？说龋?］的命名分類方案，并考慮到資料的實用精度及實用性，對巖性進(jìn)行了適當(dāng)?shù)暮喕?，將巖性劃分為石灰?guī)r、白云巖、膏巖、其他巖類（包括泥巖、硅質(zhì)灰?guī)r、混積巖）4 個大類，具體的主要包括顆?；?guī)r（圖1a）、泥?；?guī)r（圖1b）、粒泥灰?guī)r（圖1c）、顆粒白云巖（圖1d）、泥巖（圖1e）、硅質(zhì)灰?guī)r（圖1f）、膏巖。KT-I 油層組的巖性主要為顆粒灰?guī)r、晶粒白云巖、膏巖、泥巖，KT-II油層組的巖性主要為顆粒灰?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、硅質(zhì)灰?guī)r、泥巖,其中石灰?guī)r類含量占90%以上。石灰?guī)r類礦物成分以方解石為主，白云巖的礦物成分以白云石為主，泥巖的礦物成分包括高嶺石、螢石、微量黃鐵礦及少量其他黏土礦物［9］。

圖1 北特魯瓦油田主要巖性的巖心照片F(xiàn)ig.1 Core photos of main lithology of North Truwa Oilfield

2.2 儲層物性特征

對工區(qū)560 個孔滲樣品(KT-I 油層組192 塊，KT-II油層組368塊)進(jìn)行統(tǒng)計（圖2），孔隙度分布范圍為1.0%~40%，滲透率分布范圍為（0.01~2 224）×10-3μm2，孔隙度和滲透率的分布區(qū)間均較大。KT-I油層組發(fā)育白云巖儲層，受強(qiáng)溶蝕作用的影響，白云巖儲層物性得到明顯改善［10］，其孔隙度分布曲線呈多峰特征，孔隙度平均值為15.5%，滲透率分布范圍比KT-II 油層組更大，滲透率平均值為84.4×10-3μm2。KT-II 油層組以孔隙型石灰?guī)r儲層為主，發(fā)育的微裂縫數(shù)量明顯少于KT-I油層組，孔隙類型多為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，其孔隙度分布曲線呈正態(tài)分布特征，孔隙度峰值約為13.5%，平均值為11.8%，滲透率平均值為 33.17×10-3μm2?？傮w上，KT-I油層組的物性優(yōu)于KT-II油層組。

圖2 北特魯瓦油田儲層巖心孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.2 Distribution histograms of porosity and permeability of core in North Truwa Oilfield

2.3 儲集空間特征

由巖心觀察和薄片鑒定及掃描電鏡等資料可知，北特魯瓦油田石炭系碳酸鹽巖儲層孔隙發(fā)育［11］，并有溶洞和裂縫出現(xiàn)（圖3），可將其儲集空間類型歸納為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3 大類。原生孔隙指沉積時同生或準(zhǔn)同生期形成的孔隙，主要受碳酸鹽巖組分所控制［12］，以粒間溶孔和體腔孔為主（圖3a，3b）；次生孔隙主要指由溶蝕作用形成的孔隙，常見的有晶間溶孔、殼溶孔、晶?？?、溶洞（直徑大于2 mm 的溶孔）（圖3c）；裂縫主要有方解石強(qiáng)烈充填的構(gòu)造縫、方解石弱充填的溶蝕縫（圖3d）以及壓溶縫和成巖縫。KT-I 油層組發(fā)育孔、洞和裂縫，儲集空間類型以晶間溶孔為主，其次為粒間溶孔和體腔孔。KT-II 油層組主要發(fā)育孔隙，裂縫較少，偶見溶洞，孔隙類型以粒間溶孔、體腔孔、粒內(nèi)孔為主，常見晶間溶孔、晶?？?、晶間微孔。

圖3 北特魯瓦油田不同儲集空間類型巖心薄片顯微照片F(xiàn)ig.3 Micrographs of core slices of different types of reservoir space in North Truwa Oilfield

2.4 儲層分類

根據(jù)巖心觀察、薄片鑒定及掃描電鏡確定的儲集空間類型，結(jié)合1 158 塊柱塞巖心實驗樣品共計935 個數(shù)據(jù)點的孔隙度與滲透率數(shù)據(jù)之間的關(guān)系（圖4），將儲層類型細(xì)分為5 類：孔洞縫復(fù)合型、裂縫孔隙型、孔隙型、孔洞型、裂縫型?？锥纯p復(fù)合型儲層的溶孔、溶洞、微裂縫發(fā)育，主要為KT-I油層組的白云巖儲層，是物性最好的儲層；裂縫孔隙型儲層的孔隙及微裂縫發(fā)育，在KT-I 油層組和KT-II 油層組均有分布，是物性較好的儲層；孔隙型儲層的溶蝕孔發(fā)育，裂縫不發(fā)育，主要為KT-II油層組的石灰?guī)r儲層；孔洞型儲層不多見，其孔隙及溶洞發(fā)育，但是裂縫不發(fā)育，主要分布在KT-I 油層組；裂縫型儲層的孔隙不發(fā)育，裂縫以低角度裂縫及縫合線為主，一般較致密，在KT-I油層組和KT-II油層組均有分布。

圖4 北特魯瓦油田不同儲層類型劃分Fig.4 Classification of different reservoir types in North Truwa Oilfield

3 復(fù)雜碳酸鹽巖儲層測井評價

測井評價的主要目的是解決基質(zhì)孔隙、溶蝕作用及裂縫發(fā)育程度這3 個方面的定性及定量解釋［13］。在儲層分類的基礎(chǔ)上，應(yīng)用基質(zhì)孔隙、裂縫孔隙、連通孔洞孔隙的三重孔隙介質(zhì)測井解釋方法，建立儲層類型定量識別標(biāo)準(zhǔn)（表1），通過測井解釋模型計算基質(zhì)、裂縫孔隙度，根據(jù)特殊的測井響應(yīng)特征識別連通孔洞發(fā)育的儲層，實現(xiàn)儲層類型的定量劃分。

表1 北特魯瓦油田儲層類型定量劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Quantitative classification criteria for reservoir types in North Truwa Oilfield

3.1 巖性識別

KT-I 層儲層巖性復(fù)雜，主要巖性為白云巖和石灰?guī)r。KT-II 層儲層巖性以石灰?guī)r為主。不同巖性對儲層測井響應(yīng)影響很大，因此，在分析研究區(qū)各類巖性測井響應(yīng)特征的基礎(chǔ)上，選擇對巖性反映敏感的自然伽馬、光電吸收截面指數(shù)、電阻率、三孔隙度等常規(guī)測井曲線特征值進(jìn)行判別巖性的試驗。通過用巖心資料刻度測井資料發(fā)現(xiàn)，中子-密度交會圖（圖5）對各種巖性都有較好的分辨能力，再結(jié)合PE曲線（光電吸收截面指數(shù)）可以有效地識別巖性。

圖5 北特魯瓦油田巖性識別圖版Fig.5 Lithology identification charts of North Truwa Oilfield

3.2 儲集空間類型識別

利用成像測井可以準(zhǔn)確識別研究區(qū)儲層孔隙、裂縫、孔洞等儲集空間類型：孔隙在成像測井圖上表現(xiàn)為成片暗色模糊圖案（6a），一般分布在石灰?guī)r儲層段；裂縫在成像測井圖像上表現(xiàn)為暗色的大幅度正弦條帶（6b），裂縫角度越高，正弦幅度越大［14］；孔洞在成像測井圖上表現(xiàn)為暗色團(tuán)塊（6c），一般分布在物性較好的白云巖儲層；裂縫孔隙型在成像測井圖上表現(xiàn)為暗斑與小幅度暗色正弦條帶交互排列（6d）；孔洞縫復(fù)合型在成像測井圖上表現(xiàn)為暗色團(tuán)塊與暗斑組合分布，并伴有成片網(wǎng)狀條帶（6e）。

圖6 北特魯瓦油田CT-1井不同儲集空間類型成像測井圖Fig.6 Imaging logging of different reservoir space types of Well CT-1 in North Truwa Oilfield

如圖7 所示：孔隙型儲層測井響應(yīng)值表現(xiàn)為兩高兩低，即聲波時差、中子孔隙度增高，電阻率、巖石體積密度降低；三孔隙度曲線具有較好的相關(guān)性，曲線形狀圓滑。裂縫型儲層微球電阻率曲線在裂縫段比孔隙型儲層雙側(cè)向有較多的起伏；三孔隙度曲線變化不大，接近骨架測井值（圖7a）?？锥葱蛢由顪\雙側(cè)向差異不明顯，微球電阻率曲線有起伏，井徑稍有擴(kuò)徑現(xiàn)象，三孔隙度曲線變化較大（圖7b）。裂縫孔隙型儲層測井響應(yīng)特征與孔隙型儲層類似，但電阻率下降得更加明顯，且微球電阻率測井曲線呈山峰起伏狀（圖7c）?？锥纯p復(fù)合型儲層深淺雙側(cè)向曲線具有明顯的差異，呈現(xiàn)雙軌特征；微球電阻率曲線響應(yīng)值下降很大；三孔隙度曲線差異大，變化明顯（圖7d）。

圖7 北特魯瓦油田不同類型儲層測井響應(yīng)Fig.7 Logging response of different reservoir types in North Truwa Oilfield

3.3 儲層參數(shù)計算

儲層特征主要指儲層巖性、物性、電性、含油性及其之間的關(guān)系。在充分了解儲層“四性”特征的基礎(chǔ)上，選擇合理的測井解釋參數(shù)建立測井解釋模型，測井解釋結(jié)果才能符合儲層的地質(zhì)規(guī)律。為此，在巖性識別的基礎(chǔ)上，利用碳酸鹽巖最優(yōu)化處理方法代替常規(guī)的自然伽馬測井資料解釋巖性，構(gòu)建準(zhǔn)確的地層巖性剖面；結(jié)合不同儲層類型的測井響應(yīng)特征，利用雙電阻率重疊法計算儲層的裂縫孔隙度，作為儲層類型定量劃分的依據(jù)；在巖心孔滲分析的基礎(chǔ)上建立不同儲層類型的滲透率計算模型，結(jié)合斯倫貝謝經(jīng)驗公式計算裂縫滲透率，即可實現(xiàn)基質(zhì)滲透率、裂縫滲透率的雙重表征；利用基質(zhì)電阻率曲線建立儲層雙重介質(zhì)飽和度模型，可實現(xiàn)流體性質(zhì)的識別，形成一套較好適應(yīng)研究區(qū)地質(zhì)特征的測井評價方法。

3.3.1 多礦物模型處理方法

北特魯瓦油田儲層為多礦物復(fù)雜巖性儲層，僅用自然伽馬測井曲線計算巖性剖面不能滿足解釋要求。本次采用Ciflog 測井解釋系統(tǒng)提供的碳酸鹽巖最優(yōu)化處理程序，優(yōu)選中子、密度、聲波、深淺電阻率共計5 條曲線，用組合模型計算地層各種礦物的體積含量從而構(gòu)建地層巖性剖面，真實反映地層巖性的礦物組分，為儲層巖相劃分提供依據(jù)。根據(jù)物質(zhì)守恒原則，把復(fù)雜巖性地層看成是由均勻分布的幾種主要骨架礦物和充滿流體的孔隙所組成的，各成分的體積之和為1，用組合模型計算地層各礦物的含量和孔隙體積：

式中：Li為測井曲線讀值，無量綱；Pij為礦物測井響應(yīng)參數(shù)，無量綱；Vj為礦物的相對體積含量，v/v。

3.3.2 裂縫參數(shù)計算

對于孔隙型儲層，儲層電阻率與聲波時差具有很好的相關(guān)性，而由于裂縫的存在，在儲層孔隙度變化不大的情況下，大幅度增加了儲層的導(dǎo)電性，使裂縫發(fā)育的儲層在電阻率與聲波時差關(guān)系中有明顯區(qū)分。聲波時差反映儲層基質(zhì)孔隙度，受儲層巖性及流體影響較小，可用于構(gòu)建儲層基質(zhì)電阻率（圖8）：

圖8 北特魯瓦油田不同巖性儲層基質(zhì)電阻率計算模型Fig.8 Matrix resistivity calculation models for different lithologcal reservoirs in North Truwa Oilfield

式中：RB為基質(zhì)地層電阻率，Ω?m；DT為聲波時差，μs/m。

根據(jù)取心資料，選取一段純孔隙性基質(zhì)地層，利用聲波時差與深側(cè)向電阻率二者很好的相關(guān)性，建立基質(zhì)地層電阻率曲線RB，再采用雙電阻率重疊法計算裂縫孔隙度：

式中：?f為裂縫孔隙度，v/v；mf為裂縫孔隙度指數(shù)，Ω?m；Rmf為泥漿濾液電阻率，Ω?m；RD為深探測地層電阻率，Ω?m；RB為基質(zhì)地層電阻率，Ω?m。

研究區(qū)碳酸鹽巖儲滲空間由孔隙和裂縫雙重介質(zhì)組成［15］，因此，其滲透率是由基質(zhì)孔隙滲透率Kb和裂縫滲透率Kf共同組成，且兩者的差別很大（裂縫滲透率Kf比基質(zhì)孔隙滲透率Kb大得多）。裂縫的發(fā)育導(dǎo)致基質(zhì)孔隙滲透率Kb和裂縫滲透率Kf對總滲透率的貢獻(xiàn)程度不同。研究發(fā)現(xiàn)，采用斯倫貝謝裂縫滲透率計算公式效果最好。研究認(rèn)為，對于儲層中發(fā)育的裂縫，測井深側(cè)向電阻率大于淺側(cè)向電阻率即為高角度縫，深側(cè)向電阻率小于淺側(cè)向電阻率即為低角度縫。利用裂縫開度與深、淺側(cè)向電阻率差異，計算網(wǎng)狀裂縫滲透率：

式中：Clls為淺側(cè)向電導(dǎo)率，S/m；Clld為深側(cè)向電導(dǎo)率，S/m；Cmf為泥漿濾液電導(dǎo)率，S/m；b為裂縫開度，無量綱；Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；R為裂縫徑向延伸系數(shù)，取值0.4~1.0；?f為裂縫孔隙度，%；mf為裂縫孔隙指數(shù)，無量綱。

3.3.3 滲透率模型

利用全直徑碳酸鹽巖巖心分析資料，對不同儲層類型的孔滲關(guān)系進(jìn)行表征，建立較準(zhǔn)確的孔滲關(guān)系模型。如圖9 所示，根據(jù)油田3 口取心井的全直徑巖心分析孔隙度與滲透率交會，確定各類型儲層的滲透率模型為：

圖9 北特魯瓦油田不同類型儲層滲透率計算模型Fig.9 Permeability calculation models for different reservoir types in North Truwa Oilfield

式中：K為滲透率，10-3μm2；?為有效孔隙度，%?？锥葱蛢拥目诐B關(guān)系為孔隙型儲層在一定孔隙區(qū)間下的表現(xiàn)形式，因此，孔洞型儲層的滲透率可采用孔隙型儲層滲透率計算公式。

3.3.4 飽和度模型

對于北特魯瓦油田的孔隙性地層，孔隙型儲層可以近似看作均勻、各向同性介質(zhì)，當(dāng)儲層泥質(zhì)含量不高或泥質(zhì)對儲層電阻率影響較小時，可直接利用阿爾奇公式計算飽和度；對于裂縫性地層，用建立的基質(zhì)電阻率曲線RB代替深側(cè)向電阻率曲線Rt，可以得到更接近地層真實含水飽和度的的值。

式中：Sw為含水飽和度值，%；Rt為深側(cè)向電阻率測井值，Ω?m；?為孔隙度，%；Rw為地層水電阻率，Ω?m。根據(jù)地區(qū)巖電分析實驗，KT-I油層組采用以下巖電參 數(shù) ：m=2.03，a=1，n=1.81，b=1，Rw=0.054 Ω ?m(25℃)；KT-II 油層組采用以下巖電參數(shù)：m=2.03，a=1，n=1.67，b=1，Rw=0.047 Ω?m(25℃)。

4 測井綜合評價應(yīng)用實例

以研究區(qū)CT-4 井為例，該井在KT-I 油層組的2 322~2 354 m 井段取心，并進(jìn)行巖心孔滲分析實驗。測井解釋結(jié)果表明（圖10）：取心段為夾雜泥質(zhì)的復(fù)雜巖性儲層，礦物成分以方解石、白云石和黏土礦物為主；有效孔隙度在0%~20%之間，滲透率介于（0~260）×10-3μm2；主要儲層類型為孔洞縫復(fù)合型儲層。整體上，KT-I 油層組以白云巖油層為主，見黃綠色輕質(zhì)油和天然氣產(chǎn)出，KT-I油層組下部致密的石灰?guī)r層無油氣顯示。儲層定性與定量評價結(jié)果與研究區(qū)地質(zhì)和生產(chǎn)動態(tài)資料的符合性好。在2 321~2 325 m、2 337~2 354 m儲層類型解釋為孔洞型和孔洞縫復(fù)合型的儲層段，鉆井巖心照片上可見到明顯的溶洞分布；在2 327~2 328 m 儲層類型解釋為裂縫孔隙型儲層的取心照片上，雖然無法通過肉眼見到微裂縫的發(fā)育，但根據(jù)解釋出的裂縫孔隙度及儲層類型劃分標(biāo)準(zhǔn)，仍將其定義為裂縫孔隙型儲層。并且，評價結(jié)果在測井解釋滲透率與巖心分析滲透率的匹配程度上得到了很好的驗證。整體上，測井解釋孔隙度與巖心分析孔隙度誤差一般在1%~3%，說明研究區(qū)的儲層綜合評價結(jié)果較為準(zhǔn)確。

圖10 北特魯瓦油田CT-4井KT-I油層組測井綜合解釋Fig.10 Comprehensive logging interpretation column of KT-I reservoir group of Well CT-4 in North Truwa Oilfield

5 結(jié) 論

（1）哈薩克斯坦北特魯瓦油田中上石炭統(tǒng)KT-I油層組碳酸鹽巖儲層巖性以顆粒灰?guī)r和晶粒白云巖為主，KT-II 油層組儲層巖性以顆?；?guī)r為主。KT-I 油層組孔隙度平均值為15.5%，滲透率平均值為 84.4×10-3μm2；KT-II 油層組孔隙度平均值為11.8%，滲透率平均值為33.17×10-3μm2。KT-I 油層組的物性優(yōu)于KT-II 油層組。

（2）北特魯瓦油田儲層發(fā)育孔、洞、縫多種儲集空間且組合方式多樣，儲層孔滲關(guān)系復(fù)雜。根據(jù)巖心樣品觀察結(jié)果及孔滲關(guān)系，建立裂縫孔隙雙重孔隙度測井解釋方法，定性、定量地將儲層劃分為5類：孔洞縫復(fù)合型、裂縫孔隙型、孔隙型、孔洞型、裂縫型。

（3）通過碳酸鹽巖最優(yōu)化解釋方法構(gòu)建儲層巖性剖面，利用經(jīng)驗公式計算儲層裂縫孔隙度、裂縫滲透率，根據(jù)巖心孔滲分析資料得到不同儲層類型的滲透率模型，間接反映出儲層基質(zhì)滲透率，在基質(zhì)電阻率曲線基礎(chǔ)上，建立儲層雙重介質(zhì)飽和度模型，實現(xiàn)儲層流體性質(zhì)的識別。確立了一套適合北特魯瓦油田復(fù)雜碳酸鹽巖儲層的測井評價方法，也對類似地質(zhì)條件的復(fù)雜碳酸鹽巖儲層測井評價提供借鑒。