复杂碳酸盐岩储层测井评价：中国的创新与发展

李宁，肖承文，伍丽红，石玉江，武宏亮，冯庆付，张承森，谢冰，赵太平

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.塔里木油田勘探开发研究院测井中心，新疆 库尔勒841000；3.西南油气田分公司，四川 成都610000；4.长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安710018；5.长江大学，湖北 荆州434301）

0 引 言

全球最大的20个油气藏中，碳酸盐岩油气藏占11个，如波斯湾盆地的Pars South大气藏等。它们一般埋藏较浅，由大面积优质孔隙性储层构成，孔隙度多为10%～25%、渗透率达10～1 000mD＊非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同，因而发现与开采并不困难。近20年来，中国碳酸盐岩油气勘探不断获得重大突破，特别是随着塔里木的塔河、塔中和四川的普光、龙岗等一批大型油气田的探明和开发，碳酸盐岩油气藏已经成为中国油气增储上产的重大接替领域。与国外相比，中国碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度较低、埋藏较深，而且大都经历了多旋回和多期次构造运动。这就决定了在塔里木、四川和长庆等油田广泛钻遇的、控制着中国碳酸盐岩油气储产量90%以上的都不是常规孔隙性储层，而是非均质性极强的礁滩、岩溶风化壳和低孔隙度致密灰岩白云岩等复杂碳酸盐岩储层［1－3］。多数情况下它们的孔隙度只有1%～5%、渗透率只有0.1～10mD，并且油气水关系错综复杂。正因如此，复杂碳酸盐岩储层测井解释符合率，尤其是具备工业产能储层的解释符合率一直不理想，从而严重制约了中国碳酸盐岩油气藏勘探的快速发展。类似中国这样低孔隙度致密的碳酸盐岩油气藏在世界范围内也不乏存在，但都因各种技术问题而无法动用。因此，如何准确发现和评价只有在酸化压裂后才能够获得高产的复杂碳酸盐岩油气藏没有现成的理论方法可供借鉴。建立完整的复杂碳酸盐岩储层测井解释评价方法和技术系列更是国际上全新研究领域，没有先例。

本文针对塔里木油田、四川油田和长庆油田在非均质礁滩、岩溶风化壳和低孔隙度致密灰岩白云岩等几类主要碳酸盐岩储层测井评价中遇到的诸多难点，重点讨论了如何识别礁滩和岩溶风化壳有效储层、如何判断酸化压裂后的有效工业储层以及如何发现井壁外隐蔽缝洞储层等目前制约中国碳酸盐岩勘探最关键的3个问题，并由此反映复杂碳酸盐岩测井评价技术近年来在中国地区的创新与发展。

1 成像测井特征对比确定礁滩和岩溶风化壳有效储层

礁滩和岩溶风化壳有效储层识别是碳酸盐岩测井评价面对的难题之一。钟广法等［4－10］从成像测井相分析方面开展了研究工作。与以往研究不同的是，在建立了碳酸盐岩储层沉积微相成像测井解释方法时，没有只停留在用测井图像划分出某个沉积地质模式的层面上，而是首先明确储层的沉积背景，进而将其成像特征与有试油结果的相同沉积储层的典型图像作精确对比，直接判断其是否为工业油气层。

1.1 方法原理

根据礁滩储层水动力沉积模式［11］，可以进一步将其划分为礁丘亚相、灰泥丘亚相、粒屑滩亚相和滩间海亚相，各亚相在电成像测井图像上的反映有明显不同。通过对多口井岩心－电成像图像的归位、描述，系统地建立礁滩相储层沉积模式与电成像测井图像特征对应关系（见图1）。

图1 礁滩储层水动力沉积模式

风化壳白云岩储层测井沉积相带可以从纵向上进一步划分为风化壳残积层、垂直渗流带、水平潜流带和基岩等4个相带，各相带在电成像测井图像上也明显的不同。通过对长庆油田、塔里木油田等地区的多口井进行岩心归位，并在1∶1的比例下用取心数据刻度成像测井资料，明确了不同沉积相带与电成像测井图像特征的准确对应关系（见图2）。

图2 风化壳白云岩储层测井沉积相

电成像测井图像是图像对比的基础。即便用同一支仪器测量，在不同井中获得的电成像测井图像效果也存在各种差异。消除这种差异是确定礁滩、岩溶风化壳储层典型图像并对其进行比较分析的前提。研究并实现了基于岩石结构特征进行图像增强对比的技术方法［12－13］。

已有常规电成像测井图像动态增强的原理：通过对局部成像测井数据进行幅度数值分布频率统计，按照特定的概率密度函数调整幅度数值的分布频率，得到满足特定概率分布规律的1组新图像数据。该过程虽然突出了电导率的局部变化特征，使微小的电导率反差能在图像上清楚地显示出来，但却失去了处理层段内电导率的整体变化特征，不利于突出显示所关注的地质特征。针对这一缺陷，提出了基于岩石结构特征的图像动态增强对比方法，即以标准礁滩和岩溶风化壳储层电成像测井图像上反映典型沉积特征为基础进行幅度数值分布频率统计，并据此拟合概率密度函数进行图像的动态增强。这样处理的优点是避免了常规动态增强的缺点，同时凸现了储层的结构信息，是重点突出地质目标意义上的增强。

经过动态增强后的图像具有的优势是不同区块的电成像测井图像在反映同一个结构特征时具有了良好的一致性（见图3），保证了与典型图像对比识别过程中的唯一性，最大限度地减少多解性。

图3 基于岩石结构特征的图像动态增强效果图

塔里木油田大量现场观测资料表明，礁丘翼与高能滩是好储层，礁核是一般储层，低能滩是差储层，灰泥丘与滩间海是非储层。为此，在确定礁滩相储层沉积模式与电成像测井图像特征对应关系后，建立了系统的礁丘亚相、灰泥丘亚相、粒屑滩亚相和滩间海亚相标准电成像测井图片库。目前存储有来自中国各主要碳酸盐岩礁滩储层的电成像测井图片3 328幅，其中最重要的8种类别1 415幅来自试油层段，为有效储层的识别奠定了基础（见图4）。

同样，利用电成像测井图像特征可以识别岩溶风化壳地层所处岩溶带与岩溶发育部位。岩溶高地垂直渗流带较厚而水平潜流带较薄，岩溶斜坡垂直渗流带与水平潜流带都较发育，岩溶洼地渗流带不发育而潜流带较厚。以此为基础，根据对研究工区岩心图像特征与成像测井图像特征分析，同样建立了风化壳岩溶带沉积的典型测井图像（见图5）。用以对目标井段的风化壳岩溶沉积储层进行划分。

图4 标准礁滩相成像测井图版

图5 风化壳岩溶带典型成像测井图像

1.2 油田实例

在现场应用中，首先基于常规测井资料和电成像测井资料对碳酸盐岩储层段进行分层；之后将分层后的电成像测井图像作基于岩石结构动态增强处理，并与图像库中的典型图像对比划分出不同的沉积微相，再与图像库中相应沉积的试油井段的典型图像进行对比分析，确定出是否为工业油气产层。

图6为西南油气田×井的处理成果图。该井在碳酸盐岩储层段可划分为3个层［见图6（a）］，通过电成像测井图像与标准图像库中的典型图像进行对比发现，这3个层位对应的沉积微相从上到下分别是礁顶、礁丘翼和礁核，因此确定出的该井穿越礁滩储层部位如图6（b）所示。

通过前面的介绍知道礁丘翼是有利储层发育的部位，因此对礁丘翼的顶部6 712～6 730m进行射孔试油作业，获高产纯气流25.3×104m3／d。

图6 西南油气田×井的处理成果图

2 孔隙度分布谱判断酸化压裂后的有效工业储层

在表观低孔隙度致密、通常认为不可能是储层的地方判断出酸化压裂后能够形成工业产能的有效储层是碳酸盐岩测井评价的又一难题。传统的储层有效性判别方法是利用孔隙度－渗透率交会，通过划分孔隙度和渗透率下限确定产层和非产层。但大多数低孔隙度致密灰岩白云岩储层在采取改造措施之前渗透率很低，故用此方法极易发生误判，即将那些改造后能形成工业产能的储层错划为非产层。针对这一问题，提出了利用电成像测井孔隙度分布谱识别酸化压裂后能形成工业产能的低孔隙度致密储层的新方法。

2.1 方法原理

电成像测井资料具有分辨率高、可定量解释的特点，能够反映不同岩性中的次生构造，如裂缝、溶缝、溶孔、溶洞等。利用阿尔奇公式

可以得到将电成像极板上每个纽扣电极电导率转换成孔隙度的公式

式中，φi为计算的电成像像素的孔隙度，体积比；a为阿尔奇公式中的岩性系数；Rmf为泥浆滤液电阻率，Ω·m；Sxo为冲洗带含水饱和度，体积比；n为阿尔奇公式中的饱和度指数；Ci为电成像电极电导率，mS；m为阿尔奇公式中的胶结指数；Rxo为冲洗带电阻率，Ω·m。

电成像测井仪采用钮扣电极系测量，在深度上的采样间隔为0.1in＊非法定计量单位，1ft＝12in＝0.304 8m，下同。为了便于统计计算，采用连续取50个深度点数据为1个数据单元进行计算，即采样间隔为0.127m。按该采样间隔，根据式（2）可得某一深度处的电成像孔隙度分布谱（见图7）。

图7 电成像孔隙度分布谱

在电成像测井孔隙度谱计算基础上，引入均值表达孔隙度分布谱中主峰偏离基线的程度，用方差（二阶矩）表达孔隙度分布谱的谱形变化（分散性）。一个深度点孔隙度分布谱均值可用式（3）进行计算，孔隙度分布谱方差用式（4）进行计算。

式中，是电成像像素的孔隙度均值；φi是据式（2）计算的电成像像素的孔隙度；Pφi是相应孔隙度的频数（像素点数）；σφ是孔隙度分布谱方差，无量纲；n是孔隙度份额，采用千分孔隙度，取值范围为0～1 000。

利用电成像测井孔隙度谱、均值和方差的计算方法，对西南某地区40多口井进行了处理解释，将成像测井孔隙度分布均值、方差点到以孔隙度谱均值为X坐标、以方差参数为Y坐标构成的二维平面中（见图8）。图8中通过孔隙度下限（50，千分孔隙度）及孔隙分布方差下限（10，无量纲）2条直线将图版分成4个区域，可将产层和干层很好地分开。干层主要分布于Ⅳ区，产层主要分布于Ⅰ区，其次分布于Ⅱ区和Ⅲ区。

图8 孔隙度分布谱储层有效性识别

图9 不同分区孔隙度分布谱形态

图9给出了不同分区孔隙度分布谱形态。可以看出，Ⅰ区储层的孔隙度均值及分布方差均较大，也即该层段不仅孔隙度大、孔隙发育，且孔隙之间的连通性好。Ⅰ区储层典型岩心三维CT图像如图10（a）所示。由于Ⅰ区储层物性好，即使不采取酸化压裂措施也能形成有效的自然产能。Ⅳ区储层的孔隙度均值、分布方差均较小，也即该储层段孔隙度成分较小且孔隙之间的连通性差，该区储层典型岩心三维CT图像如图10（d）所示。由于Ⅳ区储层孔隙度较小、连通性差，即使采取酸化、压力措施效果也不明显，很可能成为干层。最关键的是II区和Ⅲ区。Ⅱ区储层的孔隙度均值较大，但分布方差均较小，也即该储层段孔隙度较大，但且孔隙之间的连通性差，Ⅱ区储层典型岩心三维CT图像如图10（b）所示。由于Ⅱ区储层孔隙度较大、连通性差，即通过酸化措施能够沟通不同的孔隙空间，成为酸化主导产能区。Ⅲ区储层的孔隙度均值小但孔隙度分布方差较大，也即该层段虽然孔隙不发育，但孔隙之间的连通性比较好，Ⅲ区储层典型岩心三维CT图像如图10（c）所示。由于Ⅲ区储层孔隙度较小，在采取压裂措施的情况下，可以改善储层的连通性，形成有效产层。因此，利用孔隙度分布均值、方差二维平面可以对储层酸化压裂后的产能作出合理的判断。

图10 不同分区典型岩心三维CT图像特征

2.2 油田实例

对长庆油田靖边、高桥地区已有的50多口老井进行了实际资料处理，并结合油田现场的试油资料，建立了适合岩溶风化壳有效储层的识别图版（见图11）。经长庆油田87口新井处理解释验证，符合率达85.4%，应用效果显著。

图11 有效储层识别图版

以长庆油田Y井为例，从成像测井解释成果（见图12）可以看出，马五11、马五12和马五13的次生孔隙相对发育。孔隙谱交会图落在Ⅱ区，表明孔隙相对发育，而裂缝不太发育。对该三段进行射孔，射孔井段为马五11井段3 527～3 529m、马五12井段3 532～3 535m、马五13井段3 539～3 541m，试气获5.638 9×104m3／d。

图12 长庆油田Y井储层有效性评价成果图

3 远探测声反射波成像探测井壁外隐蔽缝洞储层

常规测井仪器的探测深度一般小于3m，井壁纵深3m以外的缝洞发育带由于无法发现而具有隐蔽性。及时发现这类储层无疑是碳酸盐岩测井评价的第3大难题。远探测声波测井仪［14－16］由于采用了超长源距设计并采用相控换能器加大了发射功率，使测出的声波全波列中包含了来自井壁以外较远距离的反射波信息。首次将先进地面地震叠前逆时偏移成像技术发展用于该仪器的反射波成像处理，形成了井下叠前逆时偏移成像新技术，用以识别井壁外的隐蔽缝洞储层。

3.1 方法原理

目前对远探测声波测井资料进行成像的方法有柯西霍夫叠前时间偏移和叠前深度偏移（Reverse－Time Migration，简称RTM）等。通过实际对比分析，重点对叠前深度偏移算法进行了探讨。该算法是目前地震领域中较先进、以其质量高的成像效果在地震资料处理中广泛应用，但是由于地震资料本身的分辨率较低，从而限制了该项技术的深层次应用。考虑到远探测声波测井资料在分辨率的优势，引入地震领域中先进的叠前深度偏移算法思想来进行远探测声波测井资料的处理。注意到远探测声波采集系统与二维地面地震观测系统的不同，为了使逆时偏移算法能够真正地应用到测井资料的处理中来，对照地震资料的处理，在地震和测井观测系统转换、尺度转换和偏移速度模型重构这3项关键技术进行了有针对性地改进。在此基础上采取4个步骤实现对井外裂缝、孔洞及其他地质界面的声反射成像：①从原始的远探测声波测井资料中精确提取纵波时差；②从原始的远探测声波测井资料中分离出反射纵波波形；③用反射纵波时差建立地层层速度模型；④井下叠前逆时偏移成像。

塔里木盆地奥陶系礁滩储层基质孔隙度很低，储集空间以次生的孔、洞、缝为主。为了便于分析和对储层参数作定量计算，将复杂的储集空间组合划分为4种储层类型，即裂缝型、孔洞型、裂缝孔洞型和洞穴型。每种类型的储层在常规和成像测井都有典型响应特征，易于识别。远探测声波反射波测井测量的是井旁裂缝或层界面等声阻抗异常的综合响应，其特征与上述4种类型储层难以一一对应。通过对20余口井的远探测声波反射波测井处理成果图像分析，并与常规及微电阻率成像进行精细储层响应特征对比，编制了缝洞性碳酸盐岩储层远探测反射波成像测井的典型响应特征图版（见图13）。

3.1.1 过井裂缝

与井眼相交的裂缝在微电阻率成像测井图像上呈现为暗色（高导缝）或亮色（高阻缝）的正弦线曲线，可依据其形状及颜色判断其产状和有效性。一般未充填缝或泥质充填缝呈暗色线状，而方解石充填缝呈连续亮色线状，方解石半充填缝呈断续亮色线状。这种裂缝在远探测声波反射波成像处理成果图的上行波和下行波都明显存在1组声阻抗界面［见图13（a）］，且在1条直线上，说明这组声阻抗界面可能是过井壁裂缝的反射声阻抗界面，在微电阻率成像测井成果图的对应井段存在与井眼相交的高导裂缝，因此证明远探测声波反射波成像图上所反映的声阻抗界面为1组过井裂缝。

图13 不同储层类型的典型响应特征

3.1.2 井旁裂缝

若井旁发育裂缝且与井眼不相交时，双侧向测井电阻率略有降低，深浅侧向呈正差异，受径向探测深度的限制，微电阻率成像测井图像上无法识别。由于远探测声波反射波测井能够探测井旁3～10m范围内的声阻抗异常，因此井旁裂缝在声波反射波成像测井图中上、下行波均有较强的声阻抗反射信号［见图13（b）］，发育井旁裂缝的上下井段一般都伴生有过井裂缝。

3.1.3 溶蚀孔洞

孔洞型储层一般是在原生孔隙发育的地带经过溶蚀改造或沿着缝合线、裂缝面溶蚀扩大形成的。在常规测井响应上，溶蚀孔洞储层自然伽马值为低－中值，深浅双侧向差异不明显，电阻率有所降低，微球聚焦曲线有起伏，井径在孔洞较为发育段扩径明显，中子、密度、声波等测井孔隙度曲线变化较大。在微电阻率成像测井图像上溶蚀孔洞呈暗色斑块或斑点状，大小、形状差异较大，分布不规则。远探测声波反射波成像测井解释成果图的上下行波均表现为杂乱无章的斑点或斑块，没有规则的反射界面［见图13（c）］。

3.1.4 洞穴

当井眼钻遇洞穴时，测井易于识别。常规测井资料井径扩大、密度值大幅降低、声波时差和中子值跳跃、深浅双侧向电阻率降低。在微电阻率成像测井图像上表现为由极板拖行而产生的暗色条带夹局部亮色团块或所有极板全是黑色，在偶极子声波成像测井变密度图上呈“人”字形条纹，且波形严重干涉。若洞穴被泥质充填或半充填；自然伽马值明显升高。在远探测声波反射波成像测井图像中洞穴发育井段，上行波和下行波都有很强的声反射信息［见图13（d）］，洞穴上、下部也存在1组强反射声阻抗界面，是洞顶、洞底的裂缝面所引起的强反射，这一点与微电阻率成像测井能够很好的对应。

3.2 油田实例

图14是塔里木油田Z井的远探测声波反射波处理成果图。该井在奥陶系良里塔格组6 720～6 728m井段发育一套灰岩储层，岩性致密，基于常规测井解释储层很差，孔隙度小于1.8%，电阻率大于1 000Ω·m，综合评价为Ⅲ类储层。但从远探测声波反射波成像测井资料分析，发现该井段在井旁8～22m处有连续、串珠状强反射信息，且基本构成一个高3～4m、长14m的溶洞体轮廓，因此综合解释为6 220～6 228m为井旁储层发育层段，厚度8m，距井壁距离8～22m，建议对该层段进行试油。

该井在井深6 720～6 728m进行了裸眼常规测试，开井压力流动曲线呈1条直线，关井压力恢复缓慢，压力历史曲线反映测试层为特低渗透性储层。考虑到远探测声波反射波测井成像反映井旁储层较发育，对该井进行了大型酸化压裂测试，获得工业油气流。通过分析图15（a）酸压裂施工曲线，挤胶凝酸注入过程压力平稳上升，人造裂缝正常延伸，没有沟通储层缝、洞的迹象；再次挤胶凝酸后，压力有明显下降，说明沟通了缝洞系统。测试用6mm油嘴求产，产气22×104m3／d，产油12m3／d。

利用酸压裂施工的压力数据拟合出裂缝半长与导流能力关系曲线［见图15（b）］，从裂缝导流能力曲线图上分析在裂缝延伸方向8m处遇到缝洞体，在36m处穿过缝洞体。酸压裂测试结果证实了远探测声波反射波成像对井旁储层的解释是正确的。

截至目前，该技术在塔里木油田实施57口井工业化应用，酸化压裂后测试证明，发现隐蔽裂缝储层的成功率高达83%，创造了在常规测井方法认为根本没有储层的地方发现高产工业油气流的系列成功范例。

图14 塔里木油田Z井远探测声波反射波处理成果图

图15 塔里木油田Z井酸压裂效果分析图

4 结 论

（1）利用标准电成像图像识别、孔隙度分布谱分析和远探测声反射波成像等方法有助于在电性特征显示偏低、通常认为不是油气储层的地方找到高产气层，在看似没有渗透性不像是储层的地方判断出酸化压裂后能够具备工业产能的有效储层，在常规测井探测不到因而误认为没有储层的井壁纵深地带发现隐蔽高产油气层，从而形成了具有中国特色的复杂碳酸盐岩评价技术方法体系。

（2）上述技术方法已经全部集成到中国石油新一代测井解释平台CIFLog［17］中，经910口井工业化规模处理应用证明，产层解释符合率提高了28%。

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