巴楚地区石炭系小海子组白云岩气藏储层测井解释与评价

李永华

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

巴楚地区石炭系小海子组白云岩气藏储层测井解释与评价

李永华

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

利用岩心分析、测井和测试资料，对巴楚地区石炭系小海子组储层的岩性、储层类型及流体识别方法进行了分析研究。结果表明小海子组发育多套白云岩储层，尤其是顶部储层较为发育，储层类型为溶蚀孔洞型，具“中-高孔、中-高渗”特征。针对该套白云岩储层应用了三种流体识别方法：直观判别法、中子孔隙度与声波孔隙度比值法和孔隙度-电阻率交会图法，三种方法对该套储层均有一定的适用性。

塔里木盆地；小海子组；白云岩储层；测井评价

巴楚地区石炭系小海子组(C2x)储层岩性以白云岩为主，白云岩晶粒细小且非常均匀，孔隙极其发育，但孔喉半径较小。白云岩储层由于储集层类型、岩性等极其复杂，造成储层评价困难[1-3]，延缓了勘探开发进程。因此，开展白云岩储层测井解释方法研究,建立白云岩气层测井解释模型和流体识别标准，具有十分重要的作用和意义。

1 储层特征

1.1 岩性特征

巴楚地区的多口钻探井成果表明，石炭系小海子组岩石类型主要为：白云岩及白云化灰岩、灰岩等。岩性纵向组合为：上部以泥质灰岩、灰岩为主，下部以白云岩及白云化灰岩、灰岩等为主。而小海子组储层与白云岩关系密切，多以一套及多套白云岩形式存在[4]。

1.2 储层类型

通过该区铸体薄片、普通薄片等观察，小海子组灰岩储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔及(微)裂缝为主，储层普遍欠发育；而白云岩储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔、晶间(溶)孔及(微)裂缝为主，孔隙度大小与白云石含量呈正相关关系，即白云石含量越高孔隙度越高，储层相对发育。岩心观察表明白云岩段储集空间主要为溶蚀孔洞，多未充填，裂缝欠发育。

结合上述岩性和储层发育描述，小海子组储层发育表现出与岩性纵向变化很好的一致性：上部灰岩段储层欠发育，而下部的含白云岩段储层相对发育，白云岩含量越高储层越发育。而在这套白云岩储层中，顶部发育一套岩性较纯的白云岩储层，且其储层发育级别相对较高，储层类型单一且横向可对比性较强，这就为小海子组储层研究和评价提供了便利条件：一是其储层类型相对单一，横向可对比性较强，便于进行储层流体性质识别和评价；二是位于白云岩储层的顶部，其流体性质基本可代表小海子组的流体性质。这套白云岩储层是本次研究的重点。

1.3 物性特征

据岩心分析，小海子组储层白云岩类平均孔隙度为7.88%～16.51%，平均渗透率(9.229～95.722)×10-3μm2，这表明小海子组白云岩储层是一套“中-高孔-高渗”储层。

2 储层测井流体性质识别方法

2.1 测井曲线特征直观判别法

在储层比较简单的情况下，可通过分析曲线特征判断流体类型，这就是直观判别法。

小海子组的白云岩储层岩性单一，储层类型以溶蚀孔洞型为主，可以将本类储层简化处理，符合直观识别法的条件。

从综合测井曲线上看，岩性较纯，井径规则，伽马值多在10～20 API，另外，气层电阻率值较高，一般为60～200 Ω·m；三条孔隙度曲线声波时差在70 μs/ft以上，密度为2.45 g/cm3左右，中子孔隙度为12%。而水层电阻率值较低，一般为2～10 Ω·m，三条孔隙度曲线上，声波时差为50～60 μs/ft，密度为2.5～2.65 g/cm3，中子孔隙度为(8～17)%。

图1为C井4 500～45 30 m段综合测井曲线，从中可看出，在4 507～4 514 m段，自然伽马值为15～47 API，但钾钍和(无铀伽马)值为8 API左右，表明该段自然伽马值高，是由铀高而非泥质引起，这也表明本段岩性较纯；电阻率为2～3 Ω·m，声波时差为53～56μs/ft，密度2.6 g/cm3左右，中子孔隙度15%～17%。根据上述直观判别法的标准，该段解释为水层，后对4 500～4 572 m测试,日产液96 m3，为水层。

图1 C井综合测井曲线

图2为D井1 910～1 919 m段综合测井曲线，从中可看出，本段岩性较纯，深侧向电阻率为100 Ω·m，声波时差为85 μs/ft，密度为2.45 g/cm3，中子孔隙度10%。根据上述直观判别法的标准，解释为气层，后对1 910～1 917 m测试，用6 mm油嘴求产，日产天然气9.904×104m3，凝析油0.53 m3。

图2 D井综合测井曲线

2.2 中子孔隙度-声波孔隙度比值法

2.2.1 天然气的含氢指数异常降低

造成天然气含氢指数异常降低的原因有两个：一是天然气中的中子含氢指数特别低，使测得的中子视孔隙度降低；二是天然气所占据那部分岩石体积被挖去，使中子减速长度明显增加，于是在正源距条件下，热中子计算率增高，导致中子视孔隙度进一步降低，这就是常说的“挖掘效应”。所以含气地层的中子视孔隙度特别低[5-6]。

2.2.2 水层的含氢指数异常增高

该区水层含氢指数相对于气层异常增高，除上所述的天然气造成中子含氢指数特别低及“挖掘效应”外 ，另一个重要原因是白云岩的影响。D.V.Ellis实验研究表明，当白云岩孔隙度较高(15%～25%)，地层水矿化度或钻井液矿化度有侵入时也较高(6～8)×104mg/L,本区小海子组地层水矿化度在20×104mg/L左右时，水层的中子视孔隙度将异常增高(图3)。显然白云岩增加最多，砂岩次之，灰岩较少[5]。

图3 中子孔隙度增量与岩性及孔隙度的实验结果

从本区实际资料看，白云岩含水造成视孔隙度增加的程度比该实验结果更为严重(高达50%以上)。造成这种现象的根本原因是次生白云岩变化程度的差异：一方面导致白云岩骨架参数的变化，另一方面又与孔隙度存在一定的相关性。因此，孔隙度与骨架参数之间也具有一定的关系。为解决这一问题，斯伦贝谢公司给出了如下的实验数据(表1)，由该表可知，白云岩孔隙度的变化对骨架中子含氢指数影响较大，但对骨架声波时差和密度没有影响，这样根据孔隙度范围就可选择相应的骨架中子含氢指数了。

2.2.3 应用效果

由表2可看出，小海子组气层的中子孔隙度都小于声波孔隙度(PORN/PORA<1)，水层的中子孔隙度明显大于或略等于声波孔隙度(PORN/PORA≥1)；这说明该方法针对储层的应用效果较好。

表1 白云岩骨架中子含氢指数与孔隙度的实验结果

2.3 电阻率-孔隙度交会法

2.3.1 方法原理

由阿尔奇公式可得：

(1)

两边取对数：

(2)

表2 小海子组C2x层位中子孔隙度与声波孔隙度比值判别流体类型

式中：Rt为地层电阻率，Ω·m ；Rw为地层水电阻率，Ω·m ；φ为地层孔隙度，%；Sw为岩石含水饱和度，%；a为与岩石有关的岩性系数；b为与岩性有关的常数；m为与岩石胶结、孔隙结构相关的胶结指数；n为饱和度指数,与油气水在孔隙中的分布情况相关。

显然Rt与φ在双对数坐标中有线性关系，其斜率为m，截距为Rw/Swn。于是根据已知的地层水电阻率Rw、m、n值，或已知水层的电阻率和孔隙度，就可在图中确定一组不同Sw值，根据Rt和φ在图中的位置判断储层的含流体类型。

2.3.2 应用效果

M4、M10井水层的Rt-φ交会点都在50%含水饱和度线的左下方，判别为水层；BC1、BT2、BT3井的气层交会点都在30%含水饱和度线的右上方，判断为气层；BC1井1 978.5～1 991 m的交会点在30%～50%含水饱和度线之间，判断为气水同层。

3 结论

(1)巴楚地区小海子组发育多套白云岩储层，储层类型为溶蚀孔洞型，横向可对比性强，是一套“中-高孔、中-高渗”储层。

(2)直观判别法识别小海子组白云岩储层流体，在测井现场可以快速、直观地评价流体性质，可指导地质、钻井顺利钻遇目地层。

(3)中子孔隙度与声波孔隙度比值法和孔隙度-电阻率交会图法，消除了岩性对中子、声波和电阻率的影响，突出了含油气对这些曲线的作用，更加适合小海子组白云岩储层流体的评价。

[1] 方林林,李国英.泥质白云岩储层测井评价[J].国外测井技术,2006,21(1):18-19.

[2] 钟兴水.测井资料计算机处理解释方法[M].北京:石油工业出版社,1986：102-120.

[3] 赵良孝.碳酸盐岩储层测井评价技术[M].北京:石油工业出版社,1994：57-68.

[4] 李功强,宗立志,孙延飞，等.鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩地层确定岩性的测井方法[J].石油地质与工程,2009,23(3):47-19.

[5] 胡杨,谭世君,刘绪钢，等.大牛地气田测井解释模型建立与气层识别标准研究[J].石油地质与工程,2008,22(2):37-40.

[6] 奇林格.碳酸盐岩[M].北京:石油工业出版社,1982:35-52.

编辑：刘洪树

1673-8217(2015)04-0067-03

2015-01-21

李永华，工程师，1982年生，2005年毕业于长安大学勘察技术与工程专业，现从事现场测井资料采集与解释工作。

P631.8

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