近岸水下扇致密砂岩储层渗透率测井评价

丁艳红，张 武，闫永芳

卢 靖，李会娟，吴兴波 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳473132）

近岸水下扇致密砂岩储层渗透率测井评价

丁艳红，张 武，闫永芳

卢 靖，李会娟，吴兴波 （中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳473132）

以南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段近岸水下扇非常规致密砂岩储层为例，通过资料调研、岩心观察、岩石薄片鉴定，并结合钻井、测井、试油等生产测试结果，针对中－低等成分成熟度、孔隙结构差、孔喉结构复杂、孔渗关系异常等具有非常规储层特征的非均质储集体，提出了地质约束条件下的渗透率测井评价方法，并通过精细数字处理后取得了与实测岩心物性符合度较高的应用效果，为后续储层评价提供了依据。

孔喉配置关系；渗透率模型；核桃园组；致密砂岩储层

非常规致密砂岩储层，由于受沉积和成岩作用等地质因素的影响，导致其结构成熟度和成分成熟度相对较低、孔隙结构差，且孔喉配置关系以及孔渗相关性等较常规砂岩储层有明显差异［1，2］。在利用常规测井资料进行精细测井评价过程中，不能单单以孔隙度作为唯一标准来评价储层的好坏，在控制储层流体产出能力的大小上，渗透率亦扮演着至关重要的角色［3］。因此，准确地求取渗透率成为评价该类非常规致密砂岩储层的一个重要步骤。近年来，国内外学者在如何利用常规测井曲线准确求取渗透率方面做了大量的研究工作，并逐渐意识到地质因素对渗透率的影响不容忽视，基于此而提出的相控测井解释等方法大大地提高了渗透率评价的准确度［4，5］。笔者在此基础之上，结合南阳凹陷实际地质情况，基于地质思想指导测井解释的思路，以储层的孔隙结构、孔喉配置关系为出发点，利用岩心实测物性资料建立储层渗透率测井解释模型，为非常规致密砂岩储层的测井评价奠定坚实的基础。

1 区域地质背景

南阳凹陷属于南襄盆地的一个次级构造单元，为一南陡北缓的新生代箕状扇形断陷湖盆，可将凹陷分为南部陡坡带、中部凹陷带和北部斜坡带（图1）。凹陷内沉积盖层主要为古近系，最厚约4800m，自下而上发育玉皇顶组、大仓房组、核桃园组、廖庄组，其中核桃园组为凹陷内主要含油层系。盆地总体上经历了从干旱湖盆到潮湿湖盆，从滨浅湖盆、浅湖－半深湖盆、深水湖盆到浅湖－半深湖盆，最后为浅湖、冲积盆地的充填演化过程［6］。核桃园组核二段沉积期近岸水下扇沉积体系最为发育，主要分布于南部陡坡带的北马庄－黑龙庙一带，平面上呈裙状分布，纵向上多个扇体叠置。根据岩性、电性及沉积旋回的不同特征，可将核二段自上而下划分为3个亚段：核二1亚段岩性以黑色泥岩、褐黑色页岩夹浅灰色粉砂岩、细砂岩和灰白色含砾细砂岩；核二2亚段为深灰色泥岩、浅灰色细砂岩夹灰色含砾细砂岩；核二3亚段为厚层灰白色含砾细砂岩夹深灰色泥岩和浅灰色细砂岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过对区内9口井取心样品（共计142块薄片）观察统计研究发现，南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段水下扇储集岩类以细砂岩为主，其次为粉砂岩和中砂岩，岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和长石岩屑石英砂岩，富含各种岩屑（图2）。陆源碎屑成分中石英、长石、岩屑的平均含量分别为74.81%、9.08%和16.11%，岩屑成分则以变质岩和沉积岩为主，见少量火山岩。填隙物平均含量为12.56%，其中胶结物占8.54%，以方解石和白云石为主，其次为石膏、硅质等。分选差－中等，磨圆以次棱－次圆为主，颗粒支撑，孔隙胶结为主，其次为基底胶结，颗粒多呈点接触。总体上区内核二2亚段砂岩以中等成分成熟度和低结构成熟度为特征。

图1 南阳凹陷构造简图及核桃园组核二2亚段岩性剖面

图2 南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段岩石组分三角图

2.2 孔、喉特征

区内核二2亚段储层储集空间以孔隙为主，裂隙为辅，原生粒间孔隙、粒间溶孔和粒内溶孔多见。喉道类型有孔隙缩小型喉道（孔缩型）、可变断面收缩部分的喉道颈（缩颈型）、片状或弯片状喉道（岩石受压实和压溶造成）［7］。根据64个样品的铸体薄片鉴定报告和压汞资料的孔、喉参数（表1）统计分析，结合SY／T6285－1997，核二2亚段储层按孔隙半径大小可划分为中孔和大孔，按喉道半径大小则可划分为微细喉和细喉。

表1 南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段孔、喉参数

孔隙结构是影响储层渗流能力的重要因素［8］。区内储层孔隙结构可分为3类：Ⅰ类储层呈粗歪度平台型，排驱压力、中值压力较低，退汞效率高，喉道大小分布较均一，储集性能较好；Ⅱ类储层呈细歪度平台型，排驱压力和中值压力较高，退汞效率中等，孔喉较小且分布较为均一，储集性能次于I类储层；Ⅲ类储层呈细歪度斜线型，排驱压力、中值压力高，退汞效率低，孔喉小、大小分布分散，孔隙结构差（图3）。总体上核二2亚段储层以Ⅱ类、Ⅲ类居多，以中孔－细喉型和中孔－微细喉型为特征，孔隙结构较差，储层非均质性强。

图3 南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段储集岩典型压汞曲线

图4 NA78井核二2亚段综合测井曲线图

2.3 电性特征

砂岩储层在常规测井曲线上主要表现为“两低三高”的特点，即低自然伽马背景下的高电阻率、高声波时差、高中子孔隙度、低补偿密度。然而，非常规致密砂岩储层由于其孔隙结构、孔喉配置关系复杂，导致其在常规测井曲线上的响应特征亦出现变化。由NA78井综合测井曲线图（图4）可以看出，2个油层段的自然伽马均为高值背景下的低值，平均值为42API；井径曲线变化不大，基本与钻头直径相当；在钻井液滤液电阻率＞地层水电阻率的前提下，自然电位曲线呈现“负异常”，且幅度较大，反映了储层段极好的渗透性；补偿声波和补偿中子则相对岩石骨架的值明显增大，补偿声波最大值可达到231.74μs／m，补偿中子最大可达14.76%，而补偿密度则相对降低（平均值为2.43g／cm3），反映了储层具有较好的储集能力；储层段电阻率呈现低值背景下的相对高值，且增大明显，并呈现一定的幅度差异，反映了储层段较好的渗透性能。

3 渗透率测井解释模型

长期以来，“岩心刻度测井”一直是测井解释所遵循的基本准则，用实测物性数据来刻度测井解释结果，并以此检验其正确与否［9］。笔者根据黑龙庙和北马庄地区实测物性资料，并结合不同储层特征及储层成因机理所带来的各种影响因素，建立了测井渗透率解释模型，最终得到了符合地质认识的测井解释成果，为后续的储层评价提供可靠依据。

图5 南阳凹陷北马庄－黑龙庙地区核二2亚段岩心渗透率－孔隙度相关关系图

3.1 孔－渗关系

北马庄－黑龙庙地区核二2亚段砂岩储层，从岩心渗透率－孔隙度拟合的相关关系图（图5）上可以看出，区内样品以低孔低渗为特征，孔隙度大于10%的样品数占总数的12%，且最大值可达14.69%，平均为6.4%；渗透率最大值为46×10－3μm2，平均值为3.88×10－3μm2，且有39.20%的样品渗透率分布在（0.1～1）×10－3μm2之间，大于10×10－3μm2的相对高渗段样品占11.5%；随着孔隙度的增加，渗透率逐渐增大，二者呈现明显的正相关关系。

3.2 渗透率解释模型

以往的测井解释中常选取Timur公式或其他经验公式计算渗透率。对于该区特殊的致密砂岩储层，由于其孔隙结构复杂，孔喉配置关系异常等非常规储层特征明显，用经验公式很难准确求取渗透率，且不能真实地反映岩石的物理性质。因此，笔者利用岩心实测物性数据（见图5）拟合出了渗透率解释模型：K＝0.0304e0.3959（K为渗透率，10－3μm2；为孔隙度，%），将特殊非常规致密砂岩储层等效为均匀储集体，从而准确地求取渗透率［10］。

4 应用效果分析

根据实测岩心物性数据建立的渗透率解释模型，对NA95井进行了精细测井数字处理。从成果图（图6）上可以看出，用常规经验公式所求取的渗透率，与孔隙度曲线的变化趋势大致相当，只适应于孔喉配置绝佳的孔隙型储层，而与区内实测岩心渗透率差别较大，无法真实地反映实际地层情况；而根据笔者所建立的地质约束条件下的解释模型所求取的渗透率与岩心实测渗透率符合度较高，其结果能够准确地表征非常规致密砂岩储层受孔喉配置影响的渗透率变化情况，为进一步评价储层特征打下基础。

图6 NA95井核二2亚段测井解释成果图

5 结 语

通过地质与测井相结合的方法，建立地质约束条件下的测井渗透率解释模型，旨在分地区、分岩性，并通过对非常规致密砂岩储层的孔喉配置关系、孔喉结构特征等的研究，将非常规储集层转化为均匀储集体从而进行精细的测井数字化处理。从解释结果来看，与岩心实测渗透率符合度高，能够真实地反映实际地层的岩石物理性质，达到了测井精细解释的目的，且为该类非常规储层的测井渗透率评价找到了较为准确的求取方法，为后续的储层研究评价及有利储集区带的预测奠定了坚实的基础。

［1］张龙海，周灿灿，刘国强，等.孔隙结构对低孔低渗储集层电性及测井解释评价的影响［J］.石油勘探与开发，2006，33（6）：671～676.

［2］张龙海，周灿灿，刘国强，等.不同类型低孔低渗储集层的成因、物性差异及测井评价对策［J］.石油勘探与开发，2007，34（6）：702～710.

［3］赵良孝，补勇.碳酸盐岩储层测井评价技术［M］.北京：石油工业出版社，1994.

［4］谭成仟，段爱英，宋革生，等.基于岩石物理相的储层渗透率解释模型研究［J］.测井技术，2001，25（4）：287～290.

［5］石玉江，张海涛，侯雨庭，等.基于岩石物理相分类的测井储层参数精细解释建模［J］.测井技术，2005，29（4）：328～332.

［6］蔡佳，罗家群，姜华，等.南阳凹陷缓坡弯折带样式及其油气勘探意义［J］.中国石油勘探，2008，13（5），26～30.

［7］朱军，张本书，赵天富，等.近岸水下冲积扇储层特征研究——以南阳凹陷北马庄－黑龙庙为例［J］.石油天然气学报，2008，30（5）：48～55.

［8］郭振华，李光辉，吴蕾，等.碳酸盐岩储层孔隙结构评价方法——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例［J］.石油学报，2011，32（3），459～465.

［9］赵良孝.测井在四川碳酸盐岩储层研究中的作用（上）［J］.天然气工业，1991，11（4）：43～46.

［10］刘宏，吴兴波，谭秀成，等.多旋回复杂碳酸盐岩储层渗透率测井评价［J］.石油与天然气地质，2010，31（5）：678～684.

［编辑］ 龙 舟

78 Evaluation on Permeability Logging of Compacted－sandstone Reservoir of Inshore Underwater Fan

DING Yan－hong，ZHANG Wu，YAN Yong－fang，LU Jing，LI Hui－juan，WU Xing－bo

（AuthorsAddress：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Henan Oilfield Company，SINOPEC，Nanyang473132，Henan，China）

Through investigation of literature survey，core observation，thin section identification and testing results including drilling，logging，formation testing，logging end method was proposed on permeability evaluation by taking the example of unconventional compacted－sandstone reservoir of inshore underwater fan in the second member of Eh2in Beimazhuang－Heilongmiao Area of Nanyang Depression，which was aimed at heterogeneous reservoirs of unconventional features characterized by middle－low composition maturity，poor porosity structure，complex pore constriction structure，abnormal pore－permeability relationship.The results are highly accordant with actual measurement of core physical property obtained by fine numerical process，it provides a basis for subsequent reservoir evaluation.

pore throat relationship；permeability model；Hetaoyuan Formation；compacted sandstone reservoir

book=106,ebook=106

P631.84

A

1000－9752（2012）05－0078－05

2012－01－20

丁艳红（1968－），女，1991年大学毕业，高级工程师，现主要从事勘探综合研究工作。