鄂爾多斯盆地下古生界碳酸鹽巖儲層分類及氣層識別

劉行軍，劉穎卓，金仁高，金小慧，王高科，李海龍

(1.中國石油測井有限公司，陜西西安 710201；2.西北大學地質系)

鄂爾多斯盆地下古生界碳酸鹽巖儲層分類及氣層識別

劉行軍1，2，劉穎卓1，金仁高1，金小慧1，王高科1，李海龍1

(1.中國石油測井有限公司，陜西西安 710201；2.西北大學地質系)

在電成像測井資料分析基礎之上，將鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖儲層劃分為溶蝕孔洞型、裂縫型、溶蝕孔洞-裂縫型、洞穴型、洞穴-裂縫型5類儲層。并對這5類儲層常規測井響應特征做了總結，分析認為溶蝕孔洞型、溶蝕孔洞-裂縫型儲層含氣性最好。針對復雜孔隙結構碳酸鹽巖氣層識別困難的問題，提出了4種識別氣層的方法，應用效果表明，單因素測井參數交會圖識別氣層能力有限，復合參數交會圖能夠較準確地識別出氣層，可以進一步推廣應用。

鄂爾多斯盆地；碳酸鹽巖儲層；氣層識別；儲層分類；成像測井

20世紀80年代在鄂爾多斯盆地東部天然氣勘探過程中，陜參1井、榆3井奧陶系頂部相繼發現了孔洞-裂縫型白云巖儲層，陜參1井奧陶系馬五1段酸化后獲無阻流量28.34×104m3/d的高產工業氣流，標志著長慶靖邊氣田的發現[1]。隨著近些年勘探開發的不斷深入，對鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖測井評價的研究也逐漸增多[2-4]，尤其是成像測井技術的應用，使碳酸鹽巖儲層的研究進一步深化。本文在前人研究基礎之上，利用常規及成像測井資料展開了對鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖儲層分類、氣層識別的研究。

1 儲層地質特征

依據巖性及古生物，結合氣田勘探開發實踐，將下古生界奧陶系馬家溝組從下到上分為馬一～馬六等六個層段，馬五段為主力含氣層段，厚度約300 m，馬五段自上而下又可劃分為馬五1-馬五10等10個亞段，其中以馬五1-馬五4亞段含氣性最好，厚度50～90 m，巖性為灰-淺灰色細粉晶云巖、膏質云巖、泥粉晶-細晶云巖，夾泥質云巖、灰質云巖及黑色、黑灰色泥巖，礦物成分主要為白云石，含量在85%以上，方解石、泥質含量較少，個別層段見有極少量黃鐵礦、高嶺石和硅質。儲集空間主要為溶蝕孔、晶間孔、晶間溶孔、膏模孔等，并見有裂縫發育，裂縫主要類型有成巖縫、壓溶縫、早期構造縫和古巖溶縫[5-6]。

2 儲層分類及測井響應特征

成像測井采集精度高，能夠提供大量地下地層信息，可以用來分析儲層的結構和構造，碳酸鹽巖儲層中的裂縫、溶蝕孔洞可以通過電成像測井細致的刻畫出來[7-8]，此外，裂縫、溶蝕孔洞也會引起常規測井曲線有所變化。本文通過電成像測井資料，結合常規測井曲線特征將鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖儲層劃分為溶蝕孔洞型、裂縫型、溶蝕孔洞-裂縫型、洞穴型、洞穴-裂縫型5類儲層。

鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖溶蝕孔洞一般為半充填-無充填，由于泥漿的侵入，溶蝕孔洞附近成像儀器鈕扣電極電阻率降低，因此，溶蝕孔洞在電成像圖上顯示為深色斑點，溶蝕孔洞個數越多，圖像上的斑點的數量也就越多。由于溶蝕孔洞大小不一，圖像上斑點的直徑大小也就不同(圖1A、B)，直徑大于7 cm的一般為溶洞，直徑小于7 cm大于0.50 cm的溶孔也可以從電成像圖像上反映出來。受電成像儀器分辨率的影響，直徑小于0.50 cm的溶孔及晶間孔不能從電成像圖像識別出來。碳酸鹽巖儲層中洞穴的直徑比孔洞還要大，洞穴直徑一般在幾十厘米以上，研究區溶蝕孔洞一般為半充填-無充填，而洞穴一般被泥質或碳酸鹽巖角礫巖充填，被泥質充填的為低電阻，圖像顯示為顏色深的團塊；被角礫巖充填的為高電阻，圖像顯示為亮色(圖1E)。

圖1 馬家溝組碳酸鹽巖儲層電成像特征圖

較規則的裂縫在電成像圖上為彎曲的正旋或余旋曲線(圖1C、F)，彎曲度越大，裂縫的角度就越大。在鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖電成像圖像上還可以看到較多不規則裂縫(圖1D)，裂縫面彎曲而且不連續，不同的裂縫彼此交錯，形成網狀裂縫。此外，還見有水平裂縫發育，水平裂縫在電成像圖上表現為暗黑色的水平條紋，形態上與泥質條帶很容易混淆，不同的是泥質條帶在常規測井自然伽馬曲線上，數值上升明顯，而水平裂縫處的自然伽馬曲線數值基本無變化；泥質條帶平行于地層界面，且寬窄變化穩定，水平裂縫面彎曲不平。裂縫型儲層一般伴隨有溶蝕孔洞的發育，但在致密的碳酸鹽巖儲層中更容易發育裂縫。統計發現，馬家溝組馬五1-馬五4段溶蝕孔隙較為發育，而馬五5段及其以下層段裂縫較為發育，局部發育溶蝕孔隙。洞穴型儲層在馬4段及其以下層段可見，而且主要分布在靖邊氣田的北部和西部地區。

在常規測井圖上，鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖溶蝕孔洞型儲層一般表現為聲波時差增大，密度減小，電阻率下降，雙側向深淺電阻率曲線無差異或差異很小，聲波時差和密度相關性較好。裂縫發育的儲層電阻率、密度測井數值均會下降，而且聲波時差和密度相關性差，密度曲線常常呈現出鋸齒狀，隨著裂縫角度的不同，雙側向電阻率曲線差異不同，聲波時差變化也有所不同。垂直裂縫及高角度發育的儲層雙側向電阻率表現為正差異，聲波時差基本無變化。低角度及水平裂縫發育的儲層為負差異，聲波時差增大。網狀裂縫-溶蝕孔洞型儲層雙側向為無差異，聲波時差增大明顯。

3 氣層識別方法

鄂爾多斯盆地下古生界碳酸鹽氣藏在20世紀80年代末發現，對該氣藏氣層的測井評價一直在進行，長慶測井公司在多年的測井解釋實踐和研究中，形成了一系列氣層識別的經驗和方法，在實際的測井解釋中識別效果較好。

3.1 電阻率與聲波時差、密度交會法

當儲層孔、縫越發育時，聲波時差將會增大，密度數值會減小，隨著儲層含氣飽和度的增加，儲層電阻率會增大。依據已有的試氣成果，在測井曲線數據基礎之上，做出了靖邊氣田西側馬五1-馬五3段儲層電阻率與聲波時差、密度交會圖(圖2)。從圖上可以看出，氣層聲波時差一般大于167 μs/m，電阻率大于81 Ω·m，密度小于2.75 μs/cm3；差氣層聲波時差一般在157～167 μs/m，密度小于2.78 μs/cm3，電阻率大于68 Ω·m；干層聲波時差小于157 μs/m，密度大于2.78 μs/cm3。出現了一些高電阻率的含氣水層，如陜343井馬五11儲層電阻率接近190Ω·m，但經試氣后產水10.4m3/d，氣2 191 m3/d。由于受儲層裂縫的影響，氣層與差氣層在電阻率與聲波時差、密度交會圖上有重復分布區域。這進一步說明，依靠單因素測井參數交會圖識別氣層的能力有限。

3.2 含水飽和度與楊氏模量交會法

圖2 靖邊氣田西側馬五1-馬五3段電阻率與聲波時差、密度交會圖

鄂爾多斯盆地下古生界碳酸鹽巖儲層壓力系數為0.89～0.96，埋深一般大于3 200 m，鉆井時泥漿柱產生的壓力不可忽視。在取心層段也可以明顯看出泥漿的侵入，孔、縫發育越好，泥漿侵入越深，由于泥漿電阻率與地層水電阻率差異大(泥漿電阻率0.75～1.45 Ω·m，地層水電阻率0.012～0.0195 Ω·m)，即使是深探測的測井曲線也會受泥漿侵入的影響，因此，在計算含水飽和度時應考慮泥漿侵入的因素。用混合液電阻率Rz代替地層水電阻率Rw，Rz的計算如下：

式中：Rmf——泥漿電阻率，Ω·m；Z——泥漿濾液與地層水混合程度經驗系數，一般為0.3～0.5。

碳酸鹽巖儲層中一般發育有溶蝕孔隙和裂縫，溶蝕孔隙和裂縫的存在會引起縱、橫波時差相應的變化，密度測井數值也會變小，因此，利用縱、橫波時差和密度計算出來的楊氏模量E在一定程度上可以反映儲層孔、縫發育情況[9-10]。

根據試氣成果，在計算出儲層含水飽和度與楊氏模量基礎上，做出了靖邊氣田中部馬五1-馬五3段儲層復合參數Sw-E交會圖(圖3)，該交會圖識別氣層效果較好。由圖3上可以看出，氣層楊氏模量E小于9.0×10-13N/cm2，Sw小于40%，差氣層E為(9.0～9.7)×10-13N/cm2，Sw小于54%，干層E大于9.7×10-13N/cm2，氣水層E小于9.7×10-13N/cm2，Sw為54%～66%，含氣水層Sw大于66%。

3.3 三孔隙度法

聲波時差、密度、補償中子為三種常規的孔隙度測井曲線。受測井原理的影響，這三種測井方式不僅在反映儲層孔隙度方面有所不同，而且在探測深度范圍方面也有差異。相關研究表明，聲波時差測井可探測的深度約0.20 m，密度測井約0.15 m，補償中子測井約0.70 m[11]，補償中子在含氣儲層中有明顯的“挖掘效應”，由于在探測深度方面優勢和儲層含氣時的特殊反映，補償中子測井在氣水識別時有著重要的作用。當儲層含氣時，密度孔隙度大于中子孔隙度；在一些泥質含量低、孔隙度大、含氣飽和度高的儲層中，聲波時差孔隙度大于中子孔隙度，小于密度孔隙度。利用密度孔隙度-補償中子、聲波時差孔隙度-補償中子交會圖可進一步識別氣水層。從圖4上可以看出，氣層密度孔隙度大于10%，補償中子小于9%，氣水層及含氣水層補償中子大于9%，差氣層密度孔隙度7%～10%，干層密度孔隙度小于7%。盡管補償中子測井在氣水識別時有著重要的作用，但是隨著儲層泥質含量的升高、含水率的上升，泥漿侵入深度的增大中子孔隙度上升明顯，補償中子識別氣層的優勢不復存在。

圖3 靖邊氣田中部馬五1-馬五3段儲層楊氏模量與含水飽和度交會圖

3.4 滲透率和裂縫孔隙度乘積與含水飽和度交會法

裂縫的存在極大地改善了碳酸鹽巖儲層的滲流能力，在一些溶蝕孔洞-裂縫型儲層中往往會獲得高產工業氣流。碳酸鹽巖儲層滲透率為孔洞滲透率和裂縫滲透率之和。在鄂爾多斯盆地下古生界碳酸鹽巖儲層中，孔洞部分滲透率的計算是通過建立孔洞孔隙度與孔洞滲透率之間的關系式獲得，同樣，裂縫滲透率是通過建立裂縫孔隙度與裂縫滲透率之間的關系式獲得[12-13]。

圖4 靖邊氣田西側馬五4段儲層補償中子、密度孔隙度交會圖

在計算出儲層滲透率、裂縫孔隙度、含水飽和度基礎之上，做出了靖邊氣田中部馬五4段滲透率和裂縫孔隙度乘積(Kf)與含水飽和度(Sw)的交會圖，從圖5上可以看出，該復合參數交會圖識別氣層效果較好，氣層的Kf大于2.5，Sw小于39%；差氣層Kf在0.3～2.5；Sw小于46%；干層Kf小于0.3；氣水層Kf大于0.3，Sw為46%～54%；含氣水層Sw大于54%。

圖5 靖邊氣田中部馬五4段儲層滲透率和裂縫孔隙度乘積與含水飽和度交會圖

4 結 論

(1)依據電成像測井資料，結合常規測井曲線，將鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖儲層劃分為溶蝕孔洞型、裂縫型、溶蝕孔洞-裂縫型、洞穴型、洞穴-裂縫5類儲層。其中溶蝕孔洞型、溶蝕孔洞-裂縫型儲層含氣性最好，這兩類儲層在馬五1-馬五4段較為發育，而馬五5段及其以下層段裂縫較為發育，局部發育溶蝕孔隙。洞穴型儲層一般在馬4段及其以下層段可見。

(2)對于具有復雜孔隙結構的碳酸鹽巖儲層，單因素測井參數交會圖識別氣層具有局限性，本文提出的復合參數交會圖能較準確地識別出氣層。建議識別氣層時，應在分區域、分層段的基礎上，盡可能用一些能夠反映儲層含氣特征的復合參數來制作交會圖。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)04-0073-05

2014-11-25

劉行軍，高級工程師，博士研究生，1975年生， 1998年畢業于西南石油大學石油與天然氣勘查專業，現從事測井資料解釋與應用、儲層地質、含油氣盆地沉積體系分析工作。

陜西省教育廳重點實驗室科學研究計劃項目“特低滲透儲層物性地質效應及動用下限確定方法研究”(14JS082)。

TE112.222

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