鄂尔多斯盆地定北区块太2段致密砂岩气层识别

张　威，贾会冲，孙　晓

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，郑州450000）

鄂尔多斯盆地定北区块太2段致密砂岩气层识别

张威，贾会冲，孙晓

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，郑州450000）

鄂尔多斯盆地定北区块太原组2段储集层具有特低孔、特低渗、粒间溶孔发育、石英含量高及裂缝发育等特点。由于研究区砂岩储集层的特殊性，声波时差对孔隙度的敏感度受泥质含量影响较大，电阻率对岩石物性的响应“掩盖”了其对孔隙中流体的响应，声波时差、补偿密度与补偿中子曲线在裂缝和井径扩大的层段出现失真，补偿中子“挖掘效应”存在多解性。针对这些问题，提出了利用电阻率曲线进行辅助井径校正的方法，结合声波时差、补偿密度和补偿中子曲线，对该区太2段砂岩进行孔隙度解释，进一步对气层进行有效识别。

鄂尔多斯盆地；定北区块；致密石英砂岩；气层识别

致密砂岩气层是指地下含有天然气孔隙度低（一般小于10%）、渗透率小于1.0 mD的砂岩气层[1-2]。由于这类砂岩气层往往埋深较大，所以又常称为深层致密砂岩气层[3]。目前我国近一半新探明的天然气储量来自致密砂岩储集层[2]。致密砂岩气层的识别是气藏评价工作面临的普遍性难题。

目前已有学者根据不同地区的储集层发育特征，总结了一些致密砂岩孔隙度计算和气层识别方法[2-11]，主要包括2大类：一是利用核磁共振、偶极声波、热补偿中子等特殊测井资料进行气层识别，这种方法受资料的限制较大，目前还不能普遍应用；二是利用地球物理信息来综合识别气层，这需要根据研究区储集层对不同地球物理信息的响应特征来确定最有效组合，但由于不同地区砂岩岩性存在较大差异，目前还没有一套绝对有效的识别方法。

定北区块位于鄂尔多斯盆地中西部，构造上位于鄂尔多斯盆地天环向斜与伊陕斜坡交界部位，面积约900 km2（图1）。经过十多年的勘探，在定北区块古生界发现了大型多层叠合岩性气藏，其主力气层之一太原组2段（以下简称太2段）为大型整装岩性气藏，已提交天然气探明储量大于500×108m3，具有较大的勘探开发潜力。太2段中部埋藏深度3 770~4 026 m，按照石油天然气行业标准，属于深层气藏。在强烈的压实作用下，其储集层变为致密储集层，并伴随着次生溶孔和裂缝发育，给孔隙度解释和气层识别带来了困难。根据该区太2段砂岩发育特征，对这些技术难点进行了理论分析，并提出了适用于该区致密石英砂岩的孔隙度解释和气层识别方法。

1　定北区块太2段储集层特征

1.1粒间溶孔发育

根据砂岩样品统计，定北区块太2段储集层砂岩孔隙度为2%~10%，平均5.94%.由于埋藏深度较大，地层受到强烈的压实作用，发生体积收缩，水分排出，孔隙度减小，颗粒之间由胶结物支撑变为颗粒支撑，并以线接触为主。高岭石和石英加大等是造成原生粒间孔缩小甚至消失、太2段岩石致密化的重要原因。此外，在煤系的酸性成岩环境下，溶蚀作用强烈，砂岩孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主。

1.2石英含量高

研究区太原组物源主要为北部乌拉山以西中下元古界渣尔泰山群、白云鄂博群和色尔腾山群，是一套富石英的中—浅变质岩系。受物源岩石组分的影响，研究区太2段砂岩石英含量很高。据薄片粒度分析资料统计，储集层主要为石英砂岩，石英含量大多在95%以上，并且以粗—中粒为主。含有少量的岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，大都以中—细粒或粉砂岩为主。

1.3垂直裂缝较发育

随埋深加大，压实增强，地层在压实作用、收缩作用及各种构造应力作用下形成微裂缝。研究区太2段裂缝较为常见，以垂直裂缝为主，缝隙较窄，缝内较为洁净，少数充填有泥质或硅质等碎屑。

图1　研究区构造位置

2　致密砂岩气层识别的主要难点

2.1声波时差对孔隙度敏感度受泥质含量影响较大

声波时差测井是计算砂岩孔隙度的最常用的测井方法之一，砂岩的声波时差不只与孔隙度有关，还受岩性、压实程度、胶结程度、孔隙形状、孔隙流体性质等因素的制约[12]。由于声波时差测井主要反应的是原生粒间孔隙，对于孔隙度中等（10%~25%）的砂岩，声波时差与孔隙度之间有着较好的对应关系[13]。这是因为原生粒间孔隙的形状一般是比较规则的，声波在其中的传播路线类似于威利公式假设的体积模型，沿直线传播；而次生孔隙的形状取决于沉积和胶结的岩石矿物组分类型、水介质性质等，其形态变化大且不规则[14]。因此，当砂岩中裂缝或孤立溶孔等次生孔隙较为发育时，声波时差对孔隙度的敏感度降低。

定北地区太2段砂岩裂缝和溶孔等次生孔隙比较发育，但总孔隙度很低。当泥质含量较高时，黏土等塑性颗粒将粒间孔充填，砂岩碎屑以线接触为主，孔隙形状极不均匀，致使声波传播路径发生改变，从而对孔隙度的敏感度降低，不能充分地响应砂岩孔隙度；而补偿密度测井则不受孔隙形状的影响，在这种情况下能够较好地响应砂岩孔隙度（图2a）。

图2　声波时差和补偿密度测井对不同泥质含量砂岩的孔隙度响应

在泥质含量特别低（小于5%）的石英砂岩中，原生粒间孔比例较大，孔隙形状比较规则，声波在其中沿近似直线传播，声波时差能够有效地响应砂岩孔隙度（图2b）。

对于整个研究区而言，太2段砂岩的泥质含量主要分布区间为5%~10%，泥质含量相对较高，所以研究区太2段声波时差与孔隙度整体相关度不高，而且泥质含量越高，异常值越多，相关性越差（图3）；相比之下，补偿密度受泥质含量的影响较弱，与岩心孔隙度的相关性更高（图4）。

图3　定北区块太2段砂岩声波时差与实测岩心孔隙度交会

图4　定北区块太2段砂岩补偿密度与实测岩心孔隙度交会

2.2电阻率对砂岩物性异常敏感，“掩盖”了其对含气

饱和度的敏感性

根据阿尔奇公式，储集层的含气饱和度与其电阻率、孔隙度和岩电参数有关。对于砂岩孔隙度中等的地区，同一层位的砂岩电阻率的变化范围一般在一个数量级之内，其大小在一定程度上可以反映储集层的含气饱和度。

而在定北区块，太2段砂岩电阻率变化范围特别大，为30~1 600 Ω·m.从太2段砂岩电阻率与岩心孔隙度的交会图（图5）来看，气层和干层的电阻率都随孔隙度的减小而增大，受孔隙度控制明显；纵向上，随着粒度向上逐渐变细，石英含量降低，声波时差降低，补偿密度升高，自然电位曲线异常幅度变小，表明物性向上变差，深侧向电阻率由底部的160 Ω·m向上渐变为800 Ω·m，受砂岩物性控制作用明显（图6）。

图5　定北区块太2段砂岩电阻率与岩心孔隙度交会

图6　定北区块DB8井太2段岩性与电阻率纵向变化关系

由图5可以看出，气层和干层各存在一个孔隙度“门槛”值。对于气层，当孔隙度大于4.5%时，电阻率在500 Ω·m以下，而当孔隙度小于4.5%时，电阻率突变为1 000 Ω·m；对于干层，当孔隙度大于3.0%时，电阻率在300 Ω·m以下，而当孔隙度小于3.0%时，电阻率突变为1 400 Ω·m.

砂岩物性变化对电阻率的影响，与电流在砂岩中的传播路径有关。根据电流通过纯砂岩油气层的等效模型，对于纯砂岩来说，岩石骨架和油气基本上是不导电的，只有岩石孔道中的地层水导电，而岩石孔道是弯曲的，电流在岩石中也是曲折传播的。根据电阻并联原理，可得到含油气纯砂岩电阻率[13]

致密砂岩的物性变化对电阻率的影响要远大于中等孔隙度砂岩。为了说明这一点，建立了一组纯砂岩在3个不同孔隙度阶段时的导电模型（图7）。从图7可以看出，当孔隙度较大时，砂岩在受压实而逐渐变致密的过程中，虽然孔隙度逐渐变小，但大部分孔隙还是保持连通的，被封堵的通道较少，孔道的弯曲程度变化不大，所以电流在其中通过的等效长度Lw变化较小（图7b，图7c）。根据（1）式，当地层水电阻率Rw一定时，砂岩电阻率Rt随孔隙度的变化率不大。

图7　电流通过不同压实阶段的砂岩模型

当中等孔隙度砂岩继续受压实而变得非常致密的过程中，部分颗粒形态会由点接触变为线接触甚至凸凹接触，并伴随着石英次生加大边的形成，原来的连通孔隙渐变为孤立孔隙，很多孔隙通道被堵塞甚至完全封闭，电流无法通过而需要走更远的通道，这时电流通过的等效路径Lw会成倍增加（图7d）。根据（1）式，砂岩电阻率Rt的变化率会成倍增大。因此，岩石越致密，孔隙度变小导致孔隙通道被封闭的几率越大，电流的等效路径变化率就越大，电阻率就越大。

这就解释了研究区太2段砂岩电阻率和孔隙度交会图上出现的“门槛”值。当孔隙度大于“门槛”值时，大部分孔隙通道都是连通的，所以电阻率变化率相对较小；而随着孔隙度逐渐减小，当小于“门槛”值时，孔隙通道由单纯孔隙度变小的“量变”变为等效路径也随之变大的“质变”，电阻率成倍增加。

由于研究区太2段砂岩整体较致密，所以电阻率对研究区砂岩物性变化特别敏感。这一方面有利于通过电阻率来判断砂岩物性，而另一方面也“掩盖”了电阻率对含气饱和度的敏感性。

2.3裂缝发育和井径扩大对声波时差、补偿密度和补偿中子影响较大

由于研究区太2段砂岩裂缝比较发育，在裂缝附近容易出现井径扩大。由于声波时差、补偿密度和补偿中子的探测半径比较小（声波时差为1~3 cm，补偿中子约为25 cm，补偿密度约为10 cm），当发生井径扩大时，声波时差、补偿密度和补偿中子都会受到不同程度的影响，造成声波时差变大、补偿密度变小、补偿中子变大等失真现象（图8），从而直接影响气层识别的准确度。

图8　利用深侧向电阻率曲线对声波时差和补偿密度曲线进行井径校正（DB15井）

2.4补偿中子“挖掘效应”存在多解性

通常含气砂岩因“挖掘效应”而使补偿中子孔隙度降低，因声波能量衰减而使声波时差增大，因电子补偿密度低而使实测补偿密度变小[3]。因此，在进行气层评价时，通常利用声波时差、补偿密度和补偿中子曲线对天然气的不同响应幅度差来识别气层。在生产实践中，将声波时差、补偿密度和补偿中子曲线叠合在一起，并分别调整曲线的刻度范围，使三者在上下不扩径围岩处重叠在一起（图8），这样就可以粗略地认为声波时差、补偿密度和补偿中子曲线基本一致。补偿中子孔隙度曲线与其他2条曲线幅度差越大，就认为含气饱和度越高。这种方法在中等孔隙度的岩屑石英砂岩中比较适用，因为在不含气或含气饱和度较低时，岩屑砂岩的补偿中子孔隙度一般较高，而含气饱和度较高时，补偿中子孔隙度就会降低。但在石英含量特别高的致密砂岩中，由于石英砂岩吸附水量比岩屑砂岩低，其含氢量就比较低，孔隙度又小，致使含气饱和度不高的石英砂岩的补偿中子值也比较低。所以在这种情况下，补偿中子“挖掘效应”就存在多解性，根据声波时差、补偿密度和补偿中子曲线的幅度差来判断含气饱和度就会不准确。

3　对策探讨

3.1综合利用声波时差、补偿密度和补偿中子曲线解释孔隙度

为了准确地求取孔隙度，可以综合利用声波时差、补偿密度和补偿中子测井曲线。利用补偿中子、补偿密度和声波时差测井孔隙度泥质校正体积模型，可获得补偿中子孔隙度（ϕN）、补偿密度孔隙度（ϕD）和声波时差孔隙度（ϕS）.当裂缝和次生孔隙发育时，补偿中子和补偿密度孔隙度可以反映总孔隙度，声波时差孔隙度主要反映原生孔隙度。

由于研究区补偿密度与岩心孔隙度的相关度要大于声波时差与岩心孔隙度的相关度，因此在计算中以补偿密度为主。当黏土含量特别低或者补偿密度曲线出现异常值时，则用声波时差测井辅助计算孔隙度。考虑到补偿中子孔隙度（ϕN）和补偿密度孔隙度（ϕD）受气体的影响是相反的，总有效孔隙度可取二者的平均值，实际计算公式为

结果表明，这种方法计算的孔隙度和岩心实测孔隙度相关度较高，对定北区块太2段砂岩比较适用（图9）。

图9　定北区块太2段砂岩计算孔隙度与实测岩心孔隙度交会

3.2声波时差、补偿密度和补偿中子曲线的井径校正

对于井径扩大对声波时差、补偿密度和补偿中子曲线的影响，可以分别根据声波时差、补偿密度及补偿中子测井仪器的工作原理及其初始刻度的裸眼井的井径大小，利用井径测井进行校正，不同测井仪器公司都给出了相应的校正图版[15]。但这种方法在研究区太2段的声波时差、补偿密度和补偿中子井径校正中并不适用，主要是因为校正图版对井径测井的精度要求很高，而研究区太2段由于裂缝比较发育，井径往往不规则，很难满足校正图版所需要的精度，所以校正的结果误差较大，而且过程比较繁琐。

本文提出一种简单易操作的孔隙度校正方法，即根据砂岩物性的纵向变化趋势对声波时差、补偿密度和补偿中子进行井径校正。由于深侧向电阻率对研究区太2段砂岩物性变化特别敏感，能够有效地反映砂岩孔隙度在纵向上的变化。又因为深侧向电阻率的探测深度大于1 m，受井径影响相对较小，所以可利用深侧向电阻率来对声波时差、补偿密度和补偿中子曲线进行井径辅助校正。具体操作方法是，把深侧向电阻率和需要校正的孔隙度曲线叠合在一起，分别调整电阻率和孔隙度曲线的刻度范围，使它们在不扩径的砂岩段叠合在一起，这样就可以近似地认为2条曲线基本一致，然后在孔隙度曲线出现异常值的砂岩段直接根据电阻率的变化趋势对孔隙度曲线进行校正。结果表明，校正后的补偿密度曲线和声波时差曲线与实测岩心孔隙度的对应关系较好（图9）。

3.3快速有效识别气层方法的应用

在对研究区太2段致密砂岩储集层进行气层识别过程中，除了利用阿尔奇公式直接计算含气饱和度，还运用了以下3种快速有效识别气层的方法。

（1）声波时差、补偿密度和补偿中子曲线重叠法

当砂岩含气时，补偿密度孔隙度和声波时差孔隙度会增大，而补偿中子孔隙度会减小。在进行气层识别时，可以将这3种曲线按（2）式、（3）式和（4）式计算的孔隙度叠合在一起，进行综合解释。与前述把3类曲线直接叠合相比，这种方法的优势在于消除了泥质含量的影响，从而更精确。一般来说，补偿中子孔隙度和声波时差孔隙度的幅度差可以反映含气饱和度的相对大小，而声波时差孔隙度和补偿密度孔隙度之间的幅度差则反映了次孔隙的含量（图10）。

（2）有效孔隙度含水孔隙度曲线重叠法岩石电阻率的大小主要决于连通孔隙中水的含量，因此对由阿尔奇公式和电阻率计算出的地层孔隙度实际上是反映地层的含水孔隙度[12]，用ϕw表示：

在气层识别过程中，可以用（6）式计算的含水孔隙度ϕw与（5）式计算的有效孔隙度ϕe进行重叠（图10）。在纯水层ϕe即为ϕw；在油气层ϕw远小于ϕe.可见双孔隙度重叠的曲线幅度差（ϕe-ϕw）可以反映地层含气孔隙度，如果ϕe＞2ϕw，通常可以判断为气层。

（3）孔隙度—电阻率交会图法在中等孔隙度的地层中，由于声波时差和电阻率对储集层的孔隙度和含气饱和度比较敏感，通常用声波时差—电阻率交会图来评价储集层含气性。但在研究区太2段致密石英砂岩中，用声波时差计算孔隙度时，受黏土含量的影响较大，声波时差—电阻率交会图就不再适用。研究中采用了电阻率—孔隙度交会图来评价研究区目的层含气性（图11），在交会图可以分别标出产气井、气层井和干层井的孔隙度和电阻率，并标出气层的孔隙度和电阻率下限值。另外，根据阿尔奇公式，在岩电参数和含气饱和度一定的情况下，孔隙度和含气饱和度之间遵循双曲线关系，即

图10　声波时差、补偿密度、补偿中子重叠法识别气层和次生孔隙（DB14井）

图11　电阻率—孔隙度交会图法判断储集层含气性

据（7）式可以分别标出不同含气饱和度的气层所对应的电阻率—孔隙度。相比声波时差—电阻率交会图，电阻率—孔隙度图版的优势在于消除了泥质含量的影响，不但可以定性地判断气层和非气层，还可以定量地估算储集层含气饱和度的范围。

4　结论

（1）定北区块太2段储集层具有埋深大、致密、石英含量高、裂缝和溶孔等次生孔隙发育等特殊性，对其进行气层解释时存在两大难点：孔隙度解释误差大，含气性解释存在多解性。

（2）由于声波时差受高致密砂岩的黏土含量影响较大，裂缝和扩径易导致声波时差、补偿密度和补偿中子曲线出现失真。用常规声波时差解释方法对深层致密砂岩孔隙度解释时往往误差较大。

（3）研究区电阻率受砂岩物性变化影响很大，掩盖了其对含气饱和度的敏感性。利用电阻率的大小来判断致密砂岩含气性存在多解性。

（4）运用声波时差、补偿中子和补偿密度测井的孔隙度泥质校正体积模型，进行孔隙度综合解释，并利用深侧向电阻率进行辅助井径校正，可以有效地降低孔隙度解释的误差。

（5）运用声波时差、补偿密度、补偿中子重叠法和交会图法对致密砂岩气层进行综合解释，可以有效地降低电阻率对含气性响应造成的多解性。

符号注释

a，b，m，n——岩电参数，与岩石结构有关，由岩电实验测得；

L——岩石长度，m；

Lw——电流通过等效孔道的长度，m；

N——补偿中子值，%；

Nmx——当前地层补偿中子测量极大值，%；

Nmn——当前地层补偿中子测量极小值，%；

Nsh——当前地层泥质测量补偿中子值，%；

Rt——实测地层电阻率，可以采用深感应或深侧向电阻率，Ω·m；

Rt——含油气纯砂岩电阻率，Ω·m；

Rw——地层水电阻率，Ω·m；

Sw——含水饱和度，%；

Vsh——泥质含量；

Δt——声波时差，μs/m；

Δtf——孔隙流体的声波时差，μs/m；

Δtma——岩石骨架的声波时差，μs/m；

Δtsh——泥质的声波时差，μs/m；

ϕ——砂岩孔隙度，%；

ϕe——有效孔隙度，%；

ρ——补偿密度，cm3；

ρma——岩石骨架的补偿密度，cm3；

ρf——孔隙流体的补偿密度，cm3；

ρsh——泥质的补偿密度，cm3.

［1］Kuuskraa V A，Brashear J P，Elkins L E，et al.Gas recovery from tight formation—A function of technology and economics［J］.Jour⁃nal of petroleum Technology，1981，33（8）：1 545-1 556.

［2］赵彦超，吴春萍，吴东平.致密砂岩气层的测井评价——以鄂尔多斯盆地大牛地山西组一段气田为例［J］.地质科技情报，2003，22（4）：65-70.

Zhao Yanchao，Wu Chunping，Wu Dongping.Logging evaluation to tight gas sandstone：a case study from the first member of Shanxi for⁃mation in Daniudi gas pool，Ordos basin，China［J］.Geological Sci⁃ence and Technology Information，2003，22（4）：65-70.

［3］章雄，潘和平，骆淼，等.致密砂岩气层测井解释方法综述［J］.工程地球物理学报，2005，2（6）：431-436.

ZhangXiong，Pan Heping，Luo Miao，et al.Summary of logginginter⁃pretation for gas⁃bearing tight sandstone［J］.Chinese Journal of En⁃gineeringGeophysics，2005，2（6）：431-436.

［4］李云省，曾渊奇，田建波，等.致密砂岩气层识别方法研究［J］.西南石油学院学报，2003，25（1）：25-30.

Li Yunsheng，Zeng Yuanqi，Tian Jianbo，et al.A study on the recog⁃nition methed of tight sandstone gas layers［J］.Journal of Southwest Petroleum Institute，2003，25（1）：25-30.

［5］孙小平，石玉江，姜英昆.长庆低渗透砂岩气层测井评价方法［J］.石油勘探与开发，2000，27（5）：115-120.

Sun Xiaoping，Shi Yujiang，Jiang Yingkun.Low permeability sand⁃stone gas reservoir logging evaluation method in Changqing［J］.Pe⁃troleum Exploration and Development，2000，27（5）：115-120.

［6］杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术［J］.天然气工业，2005，25（9）：45-47.

Yang Shuangding.New methods of log evaluation of the tight sand⁃stone gas reservoirs in Ordos basin［J］.Natural Gas Industry，2005，25（9）：45-47.

［7］张海涛，时卓，石玉江，等.低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例［J］.石油与天然气地质，2012，33（2）：256-263.

Zhang Haitao，Shi Zhuo，Shi Yujiang，et al.Low permeability tight sandstone reservoir diagenetic facies types and logging identifica⁃tion method：take the He 8 member of Sulige gas field in Ordos ba⁃sin for example［J］.Oil&Gas Geology，2012，33（2）：256-263.

［8］李建，吴智勇，曾大乾.深层致密砂岩气藏勘探开发技术［M］.北京：石油工业出版社，2002.

Li Jian，Wu zhiYong，Zeng Daqian.Deep tight sandstone gas reser⁃voir exploration and development technology［M］.Beijing：Petro⁃leum Industry Press，2002.

［9］董建刚，范晓敏.致密砂岩孔隙度计算方法［J］.吉林大学学报：地球科学版，2006，36（增1）：193-196.

Dong Jiangang，Fan Xiaomin.A method to calculate porosity of com⁃pact sandstone［J］.Journal of Jilin University：Earth Science Edi⁃tion，2006，36（S1）：193-196.

［10］余敏，颜其彬.致密砂岩气层的识别方法［J］.天然气工业，1996，15（6）：244-249.

Yu Min，Yan Qibin.Tight sandstone gas reservoir identification methods［J］.Natural Gas Industry，1996，15（6）：244-249.

［11］张海涛，时卓，石玉江.低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法［J］.天然气工业，1996，15（6）：244-249.

Zhang Haitao，Shi Zhuo，Shi Yujiang，et al.Low permeability tight sandstone reservoir diagenetic facies types and logging identifica⁃tion method［J］.Natural Gas Industry，1996，15（6）：244-249.

［12］尉中良.地球物理测井［M］.北京：地质出版社，2005.

Wei Zhongliang.Geophysical logging［M］.Beijing：Geological Pub⁃lishingHouse，2005.

［13］雍世和.测井数据处理与综合解释［M］.北京：中国石油大学出版社，2002：121-139.

Yong Shihe.Logging data processing and comprehensive interpre⁃tation［M］.Beijing：China University of Petroleum Press，2002：121-139.

［14］焦翠华，王绪松，才巨宏，等.双孔隙结构对声波时差的影响及孔隙度的确定方法［J］.测井技术，2003，27（4）：288-290.

Jiao Cuihua，Wang Xusong，Cai Juhong，et al.Double pores sys⁃tem’s effect on acoustic transit time measurements and porosity quantification methods in carbonate formation［J］.Well Logging Technology，2003，27（4）：288-290.

［15］曾文冲.油气藏储集层测井评价技术［M］.北京：石油大学出版社，1991.

Zeng Wenchong.Reservoir logging evaluation technique［M］.Bei⁃jing：ChinaUniversity of Petroleum Press，1991.

Identification of Tight Sandstone Gas Reservoir of T2 Member in Dingbei Block in Ordos Basin

ZHANG Wei,JIA Huichong,SUN Xiao
(Research Institute of Exploration and Development,Huabei Company,Sinopec,Zhengzhou,Henan 450000,China)

The reservoir of T2 member in Dingbei block in Ordos basin is characterized by super⁃low porosity,super⁃low permeability,de⁃veloped intergranular dissolved pores,high quartz content and wide⁃distribution fractures.The special sandstone reservoir in this area causes the fact that the sensitivity of acoustic transit time to porosity is greatly influenced by shale content,the response of resistivity to pet⁃rophysical property conceals the response to pore fluids;distortions of the acoustic logs,density logs and neutron logs often appear in layers or zones with fractures and irregular hole diameter,and the“excavation effect”of neutron logging has to be explained in multiple solutions. This paper proposes a method for hole diameter correction using the resistivity curve,by which,integrated with the acoustic,density and neutron logs,the sandstone porosity of T2 member in this areais interpreted for the purpose of effective identification of the gas reservoir.

Ordos basin;Dingbei block;tight quartz sandstone;gas reservoir identification

TE122.1

A

1001-3873（2015）01-0048-07DOI：10.7657/XJPG20150109

2014-07-08

2014-12-16

基金：国家科技重大专项（2011ZX05002-001）

张威（1986-），男，河南郑州人，工程师，硕士，石油天然气勘探，（Tel）13783580925（E-mail）cupzhangwei@126.com.