东濮凹陷古潜山致密砂岩油气层测井识别方法

2014-05-10赵俊峰李凤琴凌志红

特种油气藏 2014年2期

赵俊峰，李凤琴，凌志红

（中石化中原石油工程有限公司，河南濮阳 457001)

引言

东濮凹陷古潜山砂岩储层主要发育在三叠系及二叠系[1]，该类油气层具有埋藏深、岩性致密、储集空间类型多样、孔隙结构复杂、地层水矿化度多变等特点，测井解释主要存在以下难题：①不同区块、不同层系、不同储集类型的储层岩—电关系存在差异，同一油气水判别标准下的测井解释符合率较低；②因储层中流体的测井信号远小于岩石骨架，致使储层流体性质判别困难[2-4]。针对这些情况，本研究以文明寨及胡状集致密砂岩油气藏为切入点，分区块、分层系、分储集类型开展测井响应特征研究，探索出致密砂岩复杂油气层测井识别新方法，并分区块、分层系、分类型建立了相应的油气、水层解释标准。

1 储层测井响应特征

不同区块、不同层系、不同储集类型的致密砂岩储层测井响应特征不同，砂岩裂缝型储层测井响应特征不同于砂岩粒间孔隙型储层，裂缝引起钻井泥浆侵入，进而使得砂岩裂缝型油气层电阻率数值降低，利用电阻率—孔隙度交会等通常的方法无法准确识别出砂岩裂缝型油气层。同时，砂岩裂缝型储层又不同于双孔介质的碳酸盐岩储层，前者裂缝孔隙度一般远小于后者，裂缝中流体的测井信号远远小于骨架。通过测井响应机理研究，结合测试投产资料及油藏地质特征，强化常规、核磁共振、电成像、偶极声波等测井资料的综合应用，分别总结出不同区块（文明寨、胡庄集）、不同层系（三叠系、二叠系）、不同储集类型（粒间孔隙、裂缝孔隙）的储层测井响应特征。篇幅所限，文中仅给出文明寨三叠系砂岩裂缝型储层的测井响应特征[5]：①自然电位曲线（弱）负异常；②孔隙度明显高于围岩；③感应电阻率数值明显高于围岩，高产储层感应电阻率呈相对低值；④电成像测井指示裂缝发育，油层均发育一组倾向为115～210°的高角度缝，而水层仅发育一组倾向为285～360°的高角度缝；⑤油层核磁差谱有信号，移谱移动慢；水层核磁差谱无信号，移谱移动快；⑥单极波变密度图为浅色、杂乱条带，呈“人”字干涉条纹，纵横波速度比呈低值，且油层有比水层更低的纵横波速度比值。

2 裂缝的识别与量化

东濮凹陷古潜山砂岩的储集空间主要为原始粒间孔及次生裂缝2种孔隙。裂缝孔隙型储层测井响应特征和粒间孔隙型储层差异较大。因此，有必要识别和评价储层裂缝是否发育及发育程度，这也是分区块、分层系、分储集类型精细测井解释的基础。

2.1 裂缝识别

利用“双标定”技术，即岩心标定电成像、电成像标定常规测井资料，通过将天然裂缝与层理、诱导缝、断层、缝合线等各种伪裂缝的比较，得出各自的电成像及常规测井响应特征，以有效识别储层的天然裂缝，达到准确评价储层的目的。

2.2 裂缝孔隙度量化

由于声波纵波时差主要反映基质孔隙和水平裂缝，低角度缝不发育时，声波时差计算的孔隙度可作为基质孔隙度，用中子—密度交会法求总孔隙度，两者之差便为裂缝孔隙度φf。但当地层中有少量低角度裂缝发育，此时计算的基质孔隙度比实际略偏大，φf比实际略偏小。研究提出了一种“电成像法”来计算裂缝孔隙度，即利用经岩心刻画后的裂缝宽度，求取单位井柱上的裂缝累计体积作为裂缝孔隙度。

假定有一倾角为θ的裂缝斜切井柱，其切面是一长轴为b、短轴为a的椭圆（图1）。

图1 过井裂缝展开示意图

则高为H的圆柱体积V为：

总的裂缝孔隙体积为：

裂缝孔隙度为：

可据S.Mluthi和P.Souhaite的研究成果[6]计算第i条裂缝宽度Wi，即：

式中:Фf为裂缝孔隙度，%；θi为第i条裂缝的倾角，°；Vi为第i条裂缝的孔隙体积，mm3；Wi为第i条裂缝的宽度，mm, Rm为泥浆电阻率，Ω·m；Rxo为侵入带电阻率，Ω·m；p（一般取0.004801）、q（一般取0.863）为与仪器有关的常数；Ue为测量电极与回流电极间的电位差，V；Ib(h)为深度h处电极的电流值，μA；Ibm为天然裂缝处的电流测量值，μA；h0为裂缝对电极测量值开始有影响的深度，m；hn为裂缝对电极测量值影响结束的深度，m；a,b分别为图1切面的长轴及短轴，mm；H为图1圆柱的高，mm；V为圆柱体积，mm3。

3 复杂油气层测井识别新方法

3.1 Vp/Vs—DTS交会图识别法

偶极声波测井资料除可评价岩性及裂缝有效性（图2）外，利用从中提取出的纵横波速度可准确识别气层。由于在相同（似）岩性和孔隙度下，气饱和岩石的纵波速度小于水饱和岩石的，而气饱和岩石的横波速度大于水饱和岩石的。因此利用纵横波速度比（Vp/Vs）与横波时差（DTS）交会可准确识别气层。气含量越大、水含量越小，Vp/Vs越小、DTS越小；反之，气含量越小、水含量越大，Vp/Vs越大、DTS越大。

图2 Vp/Vs—DTS 交会法识别胡古2 古潜山岩性（左图）和致密气层（右图）

胡古2井是位于东濮凹陷西部斜坡带的一口预探井，完钻井深为5245m。除常规测井资料外，该井还测有偶极声波及FMI测井。该井二叠系的181号层（4855.8～4858.1m）及193号层（4924.1～4926.8m），常规声波时差反映地层致密，仅密度测井有气的指示（图 3）。利用Vp/Vs—DTS交会法不但能有效划分岩性（图2左），而且可很好地识别气层（图2右）。尤其是193号层，岩屑录井未见显示，但Vp/Vs—DTS交会法明确指示该层为气层，故测井解释为气层。2013年4月24日，181号层（厚2.1m）压裂后获得1700m3/d的气流，测井解释结论和试油结果吻合。

图3 胡古2二叠系测井组合成果图

3.2 仿可动流体孔隙度识别法

在核磁共振测井资料处理中，将求取可动流体孔隙度的 T2截止值向远端设定，由于油的横向弛豫时间大于水，且油的标准T2谱“低缓”，水的标准T2谱“高陡”[7]，总存在一个临界（三叠系为 300ms、二叠系为 260ms），在这个“临界”→∞间，水的T2谱幅度几乎为零，而油的T2谱幅度仍较大，此时计算出的可动流体孔隙度（称之为“仿可动流体孔隙度”）虽不能指示地层的可动流体大小，但由于油层的仿可动流体孔隙度远大于水层，油信号经锐化处理得以突出，因此利用它可很好地判别储层的流体性质。三叠系的油水“仿可动流体孔隙度”界限为1.5%，二叠系的油水“仿可动流体孔隙度”界限为1.2%。

3.3 裂缝—地层配置关系识别法

只有裂缝在空间上与地层、断层及烃源岩配置恰当，油气才能经断层、剥蚀面、层理、裂缝等通道运移至裂缝，形成油气藏[8-11]。东濮凹陷三叠系裂缝油气成藏模式表明（图4）：三叠系层理及断层产状变化不大、烃源岩为侧向接触的下第三系，在此情形下，只要裂缝与地层配置关系良好（两者倾向相向），就能为油气的运移提供良好的输导体系，此时的裂缝系统易形成油气藏。反之，裂缝在空间上与地层配置关系差（两者倾向相背），此时的裂缝系统不易形成油气藏。因此，通过比较储层中发育的裂缝产状与地层产状的关系，可识别裂缝型储层流体性质。发育与地层产状一致的裂缝为油层；无发育与地层产状一致的裂缝（尽管储层内裂缝发育）为非油层。

图4 文明寨三叠系裂缝油气成藏模式

对三叠系已测试（投产）井的统计分析（图5），发现油层均发育一组倾向为115～210°的裂缝（与地层倾向140°接近），而水层仅发育一组倾向为285～360°的裂缝。

图5 三叠系储层流体性质与裂缝产状关系

3.4 地层精细对比测井识别法

该方法首先选用标志层作为对比层、敏感曲线作为对比曲线、投产井或资料丰富井作为目标井；然后利用对比曲线，将对比井（要评价的井）与目标井进行小层（单砂体级）精细对比；最后根据井间岩性、三孔隙度、电阻率测井曲线的变化，给出油气水层判别结论。

通过与测井资料丰富井的对比，该法可弥补测井资料单一的不足。如卫75-7井仅测得常规测井资料，68～72号层对应录井仅见荧光显示。而之前完钻的卫75-12井测有电成像，并在69号层发育2条裂缝。通过地层精细对比，卫75-7井的71～72号层与卫75-12井的69号层为同一砂体。根据井间精细对比结果，结合三叠系裂缝的发育规律[5、8-10]推断，该砂体中应有裂缝，测井解释为油层（图6）。2007年10月对卫75-7井的68～72号层射孔，日产油为20t/d，不含水。