基于电成像测井资料的储层精细评价

崔维平，杨玉卿 （中海油田服务股份有限公司，河北 三河065201）

近年来，随着海上勘探领域逐渐拓展到深层和复杂储层，相继发现了很多低孔、低渗油气层和含油气构造。由于储层埋藏深、成岩作用强、岩性复杂、地质成因多样以及地震资料品质差，导致储层预测难，使得人们对深层低孔、低渗储层的认识和评价遇到很大挑战。一些储层岩性相同、常规测井响应相似，但物性及其测试产能差异显著。研究表明，形成储层低孔、低渗和产能差异的原因主要是原始沉积作用及成岩作用的影响[1～3]，而电成像测井技术不仅可以有效揭示砂泥岩储层的岩性、沉积构造、沉积微相、古流向等沉积特征[4～7]，而且在评价储层的宏观非均质性、纵向沉积层序变化以及空间分布等方面有显著优势[8～10]。为此，笔者以海上油田低孔、低渗储层为例，利用电成像测井资料进行精细储层评价，深化对深层低孔、低渗储层的地质解释。

1 储层非均质性

储层非均质性是指由于储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，造成其基本性质 （岩性、物性、电性和含油气性等）在三维空间分布上的不均一性[11]。裘亦楠[12]将碎屑岩储层的非均质性分为2大类：宏观非均质性 （平面、层内、层间）和微观非均质性。研究储层的非均质性对油气田的勘探和开发具有重要意义。储层宏观非均质性主要体现在岩性和沉积构造的差异，可由电成像测井资料精细刻画，而微观非均质性主要受孔隙结构影响，可利用核磁共振测井资料分析。

珠江口盆地东部惠州凹陷某油田古近系文昌组 （Ewc）为辫状河三角洲沉积，属于典型低孔、特低渗储层。由于储层非均质性强，给认识和评价带来很大困难。图1为该油田H井常规测井及电成像测井综合分析图，图中所示砂体为辫状河三角洲水下分流河道沉积。从常规测井分析，该砂体岩性和物性差异不大，取心主要为砂砾岩。从电成像测井资料静态图像分析，该段地层所夹泥岩呈白色，砾岩呈黄白色，砾石呈白色斑点状，粗砂岩为黄棕色，据此可见该井段含4个薄的泥质夹层；结合动态图像反映出的层理构造，把储层划分为3种类型，分别是板状交错层理砂砾岩、块状层理砂砾岩及块状层理粗砂岩。从核磁成像测井横向弛豫时间 （τ2）谱及τ2截止值分析，板状交错层理砂砾岩和粗砂岩基本都为超毛细管孔隙构成，喉道直径较大，渗透性好；块状层理砂砾岩和粗砂岩孔隙结构复杂，大孔隙所占比例减少，主要由毛细管束缚孔隙构成，仅局部可见超毛细管孔隙和较大孔隙，渗透性急剧变差。基于电成像测井所描述的储层内部非均质性特征及其物性差异，与岩心实验室常规物性分析结果符合度较高。

图1 惠州凹陷某油田H井成像测井分析图

根据该方法精细分析后，把该油田储层细化为4大岩类、17种岩性相 （见表1）。综合评价表明，粗砂岩以上岩类 （砂砾岩类、含砾粗砂岩类、粗砂岩类）物性最好；同一岩类，从槽状交错层理到板状交错层理再到块状层，物性逐渐变差。

表1 惠州凹陷某油田储层分类表

2 沉积层序解析

沉积层序是沉积环境、物源及其构造演化的综合反映，其特征可以反映储层沉积时的背景、水动力强弱及其变化，为判断储层成因及其原始沉积环境提供依据。电成像测井资料具有纵向分辨率高、数据连续完整的优势，所提供的岩性及其沉积构造可以为沉积层序的建立以及沉积期次的分析奠定基础。

北部湾盆地乌石凹陷近期完钻一口预探井S井，该井目的层段为古近系流沙港组一段 （El1）和二段 （El2），从地质背景来看，均属于扇三角洲前缘沉积环境。在缺乏岩心的情况下，仅从常规测井资料看，很难区分水下分流河道与浊积河道，而且也无法确定沉积期次和水动力条件的变化。根据电成像测井资料建立的沉积层序则可以准确确定El1为水下分流河道沉积，El2为较深水的浊积水道沉积。

2.1 扇三角洲水下分流河道沉积层序

扇三角洲水下分流河道是扇三角洲前缘主要微相类型，多数为粒度向上变细的沉积层序，底部岩性粗，一般为含砾砂岩或砂砾岩，且有冲刷特征，向上岩性变细，顶部以泥岩沉积标志一个旋回的结束[13]。图2中①号砂体和②号砂体为S井El1的2个主要砂体。图2（a）为①号砂体的电成像测井特征，图2（b）是②号砂体的电成像测井特征。从图2（a）可以看出，3149.1～3151.2m井段分异性明显，底部发育冲刷面，之上为河道底部滞留沉积的砾岩，向上过渡为均质的块状层理砂砾岩；3145.9～3149.1m井段静态图像变暗，反映了岩性粒度变细，不含砾，岩性为砂岩，动态图像显示槽状交错层理发育；3140.5～3145.9m井段静态图像同样为砂岩，动态图像显示板状交错层理发育；3139.6～3140.5m井段静态图像为棕色，岩性为粉砂岩，动态图像显示波状层理发育；顶部3138～3139.6m井段静态图像为黄棕色，岩性为泥岩，动态图像显示水平层理发育。由此可见，该段沉积物底部与下伏地层为冲刷接触，之上滞留沉积的泥砾岩段和不含泥砾的交错砂岩层段是河道化水流作用的直接证据；向上为岩性变细序列，反映了一个完整的水下分流河道垂向沉积序列。从图2（b）可以看出，②号砂体的qAPI呈锯齿状箱形，均质性良好，可观察到2期水下分流河道沉积，明显反映出水动力条件的周期性变化特征，体现出电成像资料在沉积层序分析中的优势。

2.2 浊积水道沉积层序

浊流沉积是指形成于深水沉积环境的各种类型重力流沉积物及其形成的沉积岩的总称，通常浊流沉积在垂向上都具有完整或不完整的鲍玛层序[14]。图3中①号砂体和②号砂体为S井El2中发育的2个砂体，常规测井的qAPI曲线显示为正旋回，分析可能为水下分流河道沉积或浊积流沉积。从电成像测井静态图像颜色分析，这2个砂体比泥岩颜色深，岩性为砂岩；①号砂体动态图像显示底部为块状层理，向上为平行层理；②号砂体底部同样为块状层理，向上为变形构造；结合常规测井资料和区域地质背景分析，最终确定这2个砂体为浊积水道沉积并具有相对稳定分布的特征，其中块状层理段相当于鲍玛层序A段，平行层理段为鲍玛层序B段，变形构造段为鲍玛层序C段。

图2 乌石凹陷S井水下分流河道沉积层序

3 储层空间分布预测

储层空间分布预测是油田勘探开发的重要任务之一。基于电成像测井资料可以有效预测砂岩储层在井眼附近的空间分布，指导井位部署。对于单井点来说，应用电成像测井倾角矢量成果可以分析砂体延伸的几何形态，即砂体加厚或尖灭方向；对于多井来说，可以预测有利储层空间展布。

图3 乌石凹陷S井浊积水道沉积层序

北部湾盆地乌石凹陷近期完钻的另一口预探井W井，录井和测井资料揭示具有工业油流。该井目的层El1为扇三角洲前缘沉积，由于对主力砂体分布、延伸及加厚方向认识不清，为后期开发带来困难。对于水下分流河道砂体，不同的沉积部位其倾角矢量模式不同 （图4）：在河道边缘主要为红模式，其倾向代表砂体加厚方向；在河道中心位置显示为蓝模式，其倾向代表河流的古水流方向；在河道边缘与河道中心之间的两翼通常既出现红模式又出现蓝模式，分别代表了地层加厚方向和古水流方向。图5中3340～3342m井段为W井主力砂体之一，该砂体常规测井的qAPI呈箱形，电成像测井倾角矢量仅出现蓝模式，其倾向总体上为SSW向，说明该井打在河道中心位置，古水流方向为SSW向，砂体沿南北方向延伸，向东西向两侧减薄，向上游方向 （即该井北部）逐渐加厚。

图4 水下分流河道砂体加厚方向及古水流方向模式图

珠江口盆地东部新发现一含油构造Z，共钻井5口，目的层为古近系恩平组（Eep）和Ewc，均属于辫状河三角洲沉积。C井和D井Ewc物性最好，是主要含油层系，其中，D井测试获高产，而A井、B井Eep和Ewc以及C井、D井及E井的Eep储层物性较差，基本均为干层。为尽快评价和开发Z构造，正确判断物源方向、预测有利储层空间分布是油田亟需解决的关键问题。根据5口井电成像测井资料分析，A井和B井Eep和Ewc的古水流方向整体为N－NNW向或NNE向；C井Ewc古水流方向为NE－NEE向，Eep古水流方向转变为SWW－S向；E井主要钻遇Eep，古水流方向主要为SSW向－S向。根据这些井古水流方向和储层物性分析判断，C井Ewc物源方向与A、B井物源一致，而Eep古水流方向与E井一致，主要为SSW向。从上述分析得知，各井Ewc物源均来自南部，而A井和B井Eep物源仍来自南部，C井、D井及E井Eep物源来自东北部（图6）。因此，C井和D井Ewc处于离源区较远的三角洲前缘，沉积物经过长距离搬运，成分成熟度和结构成熟度较高，分选、磨圆度较好，是造成该井区储层物性较好的原因之一；A井、B井、C井、D井及E井的Eep皆因近物源，而导致储层物性较差。由此可以判断，有利储层主要分布于B井与C井、D井之间的Ewc沉积区域，越靠近C井和D井区域，储层物性越好。

图5 乌石凹陷W井砂体加厚方向及古水流方向分析图

图6 珠江口盆地东部Z构造古水流方向分析图

4 结语

电成像测井技术的应用从早期的裂缝解释评价，到岩性识别、沉积构造解释、沉积微相研究，再到以储层非均质性研究、岩相精细解释、沉积层序解析和砂体空间分布预测为主的储层深入评价；从单井解释发展到多井区域研究，其在地质研究和储层评价中发挥的作用越来越重要。随着国内成像测井技术的快速发展，仪器和解释软件的国产化，极大地降低了成像数据的采集成本，提高了软件操作的灵活方便性，为普及和深入应用成像测井技术打下了良好基础。今后，仍需进一步加强电成像测井仪器的改进升级，提高井眼覆盖率和纵向分辨率，在研发及解释人员的共同努力下，能够利用电成像测井技术进行更深入更精细的储层地质评价。

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