致密油儲層測井有效性評價方法

安紀星，劉靜，羅安銀 (中國石油集團測井有限公司，河北 任丘 062552)

邢成婧玉 (長江大學計算機科學學院，湖北 荊州 434100)

李陽，黃益，周強，沈萍，檀玉松 (中國石油集團測井有限公司，河北 任丘 062552)

致密油儲層測井有效性評價方法

安紀星，劉靜，羅安銀 (中國石油集團測井有限公司，河北 任丘 062552)

邢成婧玉 (長江大學計算機科學學院，湖北 荊州 434100)

李陽，黃益，周強，沈萍，檀玉松 (中國石油集團測井有限公司，河北 任丘 062552)

華北油田束鹿凹陷泥灰巖致密油是一類巖性復雜、孔隙結構復雜的特殊致密油儲層，巖性根據來源、支撐方式、顆粒大小、礦物含量可以分為4大類十幾小類，復雜的巖性造成復雜的儲層孔隙結構，既有基質孔隙發育，也有裂縫、孔洞發育。常規測井解釋評價方法受巖性和孔隙結構雙重影響，儲層類別難以劃分，儲層有效性難以評價。通過深入挖掘成像測井系列參數，依據陣列聲波滲透性指數，核磁孔隙結構指數，微電成像孔隙度譜主峰右側寬度、面積等參數創建了儲層分類圖版和標準，實現了儲層的有效性評價。

泥灰巖；致密油；成像測井；儲層有效分類

隨著油田進入勘探、開發的中后期，致密油儲層已經成為能源接替的亮點。在華北油田束鹿凹陷沙河街組三段發育一類特殊的泥灰巖致密油儲層，礦物組分主要為方解石和白云石，巖性分類達十幾種之多，常規測井曲線受巖性影響，難以對儲層物性進行評價。為此，筆者開展了束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層的測井解釋評價方法研究，通過成像測井系列精細刻畫，從中提取孔隙結構指數，陣列聲波滲透性指數，微電成像孔隙度譜主峰右側寬度、面積等參數，建立了解釋圖版，與實際油井產能結合，實現了對儲層的有效性評價，解決了制約泥灰巖儲層勘探開發的 “瓶頸”，為油田勘探開發提供了技術保障。

1 儲層特征

1.1 巖性分類

束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層多為半深湖-深湖相的沉積產物，發育于沙河街組三段下亞段，巖性復雜。巖性根據成分、顆粒大小、沉積構造等特征，可劃分為泥灰巖、礫巖、泥巖、砂巖(粉砂巖)4大類；依據礦物成分，可以分為白云質、灰質等；依據結構特征，又可以分為塊狀、紋層狀等；礫巖依據來源可以劃分陸源、混源、內源3種類型，礫巖依據支撐方式，可分為顆粒支撐、雜基支撐2類[1](見表1)。

1.2 儲層特征

復雜的巖性，造成孔隙結構復雜。從壓汞試驗分析可知，巖性影響物性，研究區物性最好的儲層巖性為紋層狀泥灰巖和顆粒支撐礫巖，基質孔隙度一般大于3%；壓汞資料顯示為雙峰特征，裂縫發育程度高(圖1(a))；其次為塊狀泥灰巖、雜基支撐礫巖，基質孔隙度1%～3%，壓汞資料顯示為單峰到雙峰特征，有裂縫發育(圖1(b))；而含灰(含云)泥巖、巖屑(粉)細砂巖、含礫含云(云質)泥灰巖基質孔隙度小于1%，壓汞資料顯示為單峰細喉，裂縫發育程度較低(圖1(c))。

表1 束鹿地區泥灰巖巖性識別表

圖1 巖性與物性分析圖

根據薄片和物性資料統計，巖心實測孔隙度主要在0.01%～4.1%，滲透率主要在0.01～3.78mD；有裂縫存在的樣品，孔隙度相差不大，滲透率明顯偏高，最高可達38.3mD。從巖心實物觀察可見，裂縫、溶蝕孔均含油，基質孔隙度高的巖心含油性指示好(見圖2)。

圖2 巖心含油顯示圖

2 測井評價參數

束鹿凹陷泥灰巖致密油儲層巖性復雜，各種不同的巖性交互沉積，而常規測井曲線受巖性影響較大，如電阻率在1～5000Ω·m范圍變化。泥灰巖總體表現為低電阻率、高補償中子孔隙度、高聲波時差、低密度的特征；其中紋層狀泥灰巖與塊狀泥灰巖結構相差較大，測井曲線的響應特征也有較大差別。礫巖總體表現為高電阻率、低補償中子孔隙度、低聲波時差、高密度的特征，由于礫巖來源(陸源、混源)不同、支撐方式(顆粒和雜基)不同、礫石含量(礫巖、含礫、礫狀)不同，測井曲線測量值也不盡相同。

通常電阻率大于3000Ω·m的儲層，物性差，含油性也差；而電阻率小于10Ω·m的儲層，一般泥質含量多，物性、含油性也差，電阻率與儲層含油性相關性差，孔隙度也不能表征儲層物性。因此，需要探尋新的敏感參數，用以準確評價儲層物性，才能實現儲層的有效性評價。

2.1 斯通利波滲透性指數

根據斯通利波傳播理論，斯通利波是一種管波，它沿井壁傳播，其衰減受儲層孔隙連通性以及裂縫有效性影響。Hornby[2]提出利用斯通利波求地層滲透率的方法，伍先運等[3]提出在斯通利波反演滲透率時的井徑與泥質含量校正，利用斯通利波衰減曲線反演滲透率的方法。結合前人研究成果，通過校正井眼和泥質的影響，使得斯通利波的衰減與裂縫的有效性、孔隙的連通性有關，從而指示儲層的滲透性(斯通利波滲透性指數越大，滲透性越好)。其擬合公式為：

(1)

式中：IRSTB為斯通利波滲透性指數，1；RST,a、RST,max、RST,min分別為斯通利波幅度平均值、斯通利波幅度最大值、斯通利波幅度最小值，無量綱；φ(sh)為泥質體積分數，%；dh,s為微差井徑(井徑與鉆頭直徑的差)，cm；100為擬合系數，cm。

2.2 核磁孔隙結構指數

研究表明，核磁共振橫向弛豫時間(τ2)分布不僅與孔隙結構密切相關[4]，還與部分孔隙結構參數有很好的相關性，因此可以利用孔隙結構的特征參數來定量評價孔隙結構[5]。利用核磁共振10個bin的區間孔隙度和核磁有效孔隙度，建立核磁孔隙結構指數(核磁孔隙結構指數越大，儲層孔隙結構越好)。其擬合公式為：

(2)

式中：IMRZ為核磁孔隙結構指數，1；aj為不同區間孔隙度的權重系數，1；bin,j為區間孔隙度(代表不同孔徑大小)，%；φe,n為核磁有效孔隙度，%。

2.3 孔隙度譜主峰右側寬度和面積

微電阻率成像測井，可以測量至少144條井壁附近的地層電阻率曲線，電扣測量值反映鄰近域的電阻率變化，與電扣鄰域內的孔隙、孔徑變化有關。將眾多微電阻率曲線以阿爾奇公式經淺側向電阻率標定轉換成孔隙度譜：孔隙度低時，為很窄的單峰；孔隙分布較均勻且孔徑較大時，為后移單峰；當次生孔隙不均勻分布并具有高導縫時，為較寬的雙峰，但孔隙度不一定很大；當分布多個尺度的孔洞時，為較寬的多峰。為了實現物理內涵的量化分析，從中提取反映儲層裂縫、孔洞特征的2個參數——孔隙度譜主峰右側寬度(φw)和面積(φa)，上述2個參數值越大，表明儲層裂縫、孔洞越發育(見圖3)。

圖3 微電成像孔隙度譜主峰右側寬度、面積示意圖

3 儲層類別有效劃分

核磁共振測井、陣列聲波測井、微電阻率掃描成像測井的深化處理研究，為泥灰巖儲層有效性評價提供了豐富的技術手段。利用IRSTB、IMRZ、φw、φa等參數，建立了相應的交會圖版，劃分了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類共3類儲層(圖4、5)，并建立了多參數解釋標準(見表2)。

圖4 IRSTB-IMRZ交會圖 圖5 φw-φa交會圖

巖性儲層類別電阻率/(Ω·m)?/%IRSTB/1IMRZ/1?w/%?a/%礫巖Ⅰ類20～50≥6≥2≥25≥10≥3Ⅱ類150～5002～61.5～210～255～10≥2Ⅲ類900～1800<2<1.5<102～50.5～6泥灰巖Ⅰ類40～70≥5≥3≥15≥5≥2Ⅱ類40～3002～51～35～15≥3≥2Ⅲ類50～1000<2<1<52～30.5～6

4 應用效果

物性評價是泥灰巖致密油儲層有效性評價的關鍵，在上述參數進行儲層分類的基礎上，增加了脆性、烴源巖特性、巖石機械特性等3方面的評價，建立了泥灰巖致密油儲層“七性”關系評價柱狀圖，實現了對儲層類別的有效劃分。

圖6為研究區A井泥灰巖致密油儲層類別綜合評價圖，可以看出：

8號層，巖性為陸源顆粒支撐礫巖，電阻率平均20Ω·m，IMRZ平均6，IRSTB平均1.5，φw平均13%、φa平均5%，儲層脆性好，破裂壓力低，有機碳質量分數(w(TOC))較高，綜合評價為Ⅰ類儲層。

9號層，上部巖性為陸源顆粒支撐礫巖，中下部為塊狀泥灰巖和混源雜基支撐礫巖交互，電阻率800～1000Ω·m，IMRZ平均3，IRSTB0.5～1，φw平均6%、φa平均3.5%，儲層脆性較好，破裂壓力較高，w(TOC)較高，綜合評價為Ⅱ類儲層。

10號層，巖性為塊狀泥灰巖和混源雜基支撐礫巖交互，電阻率50～100Ω·m，IMRZ平均0.3，IRSTB0.1～0.7，φw平均4%、φa平均3%，儲層脆性差，破裂壓力較高，w(TOC)較低，綜合評價為Ⅲ類儲層。

圖6 研究區A井泥灰巖致密油儲層類別綜合評價圖

5 結語

泥灰巖致密油儲層巖性復雜，孔隙結構復雜，不同巖性在常規測井曲線上的響應特征不同，難以表征儲層的物性和含油性。核磁共振測井能反映儲層孔隙結構，構建的斯通利波滲透性指數對儲層滲透性有很好的指示作用，微電阻率成像測井處理得到的孔隙度譜主峰右側寬度、面積參數能對儲層縫洞特征進行定量評價。依據上述參數建立了解釋圖版和標準，結合脆性、烴源巖特性、巖石機械特性等參數，對研究區泥灰巖致密油儲層進行了精細的儲層類別劃分，實現了儲層的有效性評價。

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2016-07-25

中國石油天然氣集團公司科技研究與技術開發項目(2014E-35-03)。

安紀星(1971-)， 女，高級工程師，現主要從事測井解釋評價及致密油儲層評價研究工作，905349571@qq.com。。

[引著格式]安紀星，劉靜，羅安銀，等.致密油儲層測井有效性評價方法[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(23):33～38.

P631.84

A

1673-1409(2017)23-0033-06

[編輯] 龔丹