塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层成像测井地质解释

张宸嘉，樊太亮，孟苗苗，吴俊

（中国地质大学 a.能源学院；b.海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083）

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层厚度大，储集空间类型多，分布复杂，具有强烈的非均质性。在该地区用常规方法识别储集层岩性、结构等地质特征有一定的难度。近年来，以FMI测井、偶极横波成像测井等为代表的现代测井技术日趋成熟，碳酸盐岩储集层评价技术取得了实质性进展[1-14]。FMI测井在垂向上具有连续性和直观性的优势，利用静态图像可以识别不同岩性的沉积特征，并能反映电阻率的相对大小和含油性；动态图像则能反映沉积结构和构造、岩层的顶底接触关系等，这些都是储集层地质解释的重要依据[6]。通过选取塔河油田重点地区岩心和FMI测井资料齐全的8口井，以FMI测井图像为主，结合岩心资料、常规测井资料（自然伽马测井曲线、双侧向电阻率测井曲线等），准确识别了储集层岩性和储集空间类型。利用岩心和FMI测井的互相标定，对重点井段进行精细刻画，建立碳酸盐岩储集层FMI测井的地质解释模型，进而在未取心井段和其他地区的相关研究中推广使用。同时，利用FMI测井图像识别低级序不整合面，可为高精度地层格架的建立奠定基础。最终，通过对典型井的分析以及连井剖面对比，总结储集层分布的宏观特征，分析储集层发育的主控因素。

1 区域地质概况

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部，以奥陶系缝洞型碳酸盐岩储集层为主，奥陶系自下而上发育蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。除蓬莱坝组外，其他层位均受到不同程度的剥蚀。该区奥陶系以灰岩为主，主要包括砂屑灰岩、砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩、灰质白云岩、白云岩等，主要为碳酸盐岩开阔台地沉积。形成主要受控于加里东运动中期和海西运动早期构造运动以及岩溶作用。地层发育多级次不整合面，对储集层形成均有明显的控制作用。

2 奥陶系储集层成像测井地质解释

2.1 岩性识别与解释

结合常规测井曲线和岩心资料，根据FMI测井图像，在S114井、TS301井、YQ6井、TS2井、S110井、S88井、TS1井和TS4井奥陶系识别出6种主要岩性（表1），并建立岩性解释模型（图1）。其中，泥晶灰岩储集层致密、孔隙空间小，自然伽马较低（图1a）。纹层状泥粒灰岩FMI测井图像表现为黄褐色条带状，明、暗相间的规则条带指示高阻亮层与低阻暗层的反复交替（图1b），暗黑条纹为不同期次层间缝隙及其发育时所粘结的泥屑。内碎屑灰岩FMI测井图像呈明显的高阻块状模式夹杂黑色斑点，整体高亮度，溶蚀孔洞发育且呈顺层分布，自然伽马较高（图1c）。鲕粒灰岩FMI测井图像也呈高阻块状夹黑色斑点，由于溶蚀孔泥质充填，表现为自然伽马低（图1d）。白云质泥晶灰岩FMI测井图像呈高阻块状，均匀分布有细密的中阻亮色斑点，自然伽马低，双侧向电阻率高（图1e）。角砾状细粉晶白云岩FMI测井图像上呈高阻块状，浅色棱角状高阻碎屑和不规则深色充填物相混杂，即轻微角砾化现象，有黑色斑点，自然伽马低（图1f）。

表1 塔河油田奥陶系储集层典型岩性测井响应特征

2.2 储集空间识别与解释

以典型井TS1井和YQ6井为标准，建立研究区缝洞解释模型（图2，图3），主要包括3大类：孔（分散孔、顺层孔）、洞（充填洞、未充填洞）和缝（诱导缝、天然缝）。

（1）溶蚀孔 溶蚀孔常分2种形态，一种是顺层分布，另一种呈不规则分散状。YQ6井6 774—6 778 m井段（图3a）的FMI测井图像上观察到层状暗色条带，并带有暗色斑块和明亮小点，说明孔径较小的晶间溶孔和晶内溶孔顺层发育。该井6 980—6 984 m井段发育形状不规则的较大暗色斑块（图3b），可知此井段溶孔也较发育，但其对应的自然伽马为中值，说明被泥质充填，渗透性可能较差。

TS1井5 734—5 735 m井段发育顺层溶蚀孔（图2a），在FMI测井图像上接近于层状分布，呈黑色斑点状，孔径较大的溶蚀孔往往表现为黑色斑块，不受岩石组构限制。该井5 884—5 885 m井段溶蚀孔孔径较小，呈分散状分布（图2b）。

溶蚀孔有多种成因，如不整合面形成的暴露岩溶型溶蚀孔、地下水或底部热液形成的深部埋藏岩溶型溶蚀孔。如果溶蚀孔沿裂缝面分布，反映溶蚀孔的形成是地下水沿裂缝溶蚀的结果[1]。

（2）溶洞 溶洞多出现在下奥陶统的灰岩中，FMI测井图像上呈不规则暗色大片分布，呈块状、片状或条带分布状，延伸较短，无定向性。

图1 塔河油田奥陶系储集层FMI测井岩性解释模型

TS1井5 610—5 611 m，6 393—6 394 m和6 238—6 241 m井段发育不同形态的溶洞（图2c，图2d，图2e）。其中6 393—6 394 m井段溶洞在FMI测井图像上具明显滑脱现象（图2d），表明钻井时由于钻遇溶洞，钻速迅速提高，围岩发生崩塌，图像呈垂向明暗相间条带[1]。YQ6井蓬莱坝组6 664—6 668 m井段溶洞内部保持了充填角砾的沉积特征（图3c），大量外来泥质或钻井泥浆的充填，导致自然伽马升高，自然伽马测井曲线通常会形成突出的尖峰。

（3）诱导缝 诱导缝属于钻井过程中由钻具震动、应力释放和钻井液压裂等因素造成的人工缝，在图像上往往表现为2组羽状、雁列状排列或2条近于直立的暗色线条[2]。TS1井5 628—5 629 m井段（图2f）和YQ6井5 708—5 712 m井段（图3d）发育典型的雁列状诱导缝。其走向一般与最大主应力平行，无填充，在双侧向电阻率测井曲线上，雁列状诱导缝的浅侧向电阻率高于深侧向电阻率[3]。

（4）天然裂缝 TS1井5 622—5 623 m，5 675—5 676 m和5 873—5 874 m井段分别发育水平缝、高角度裂缝和网状缝（图2g，图2h，图2i）。水平缝近于水平，呈低幅度正弦或余弦状高导暗色条纹；高角度裂缝则呈高幅度正弦或余弦状高导暗色条纹，二者几乎切割整个井眼；网状缝交错分布形成网状。

YQ6井5 830—5 835 m井段（图3e）发育典型的高角度裂缝，双侧向电阻率减小。6 362—6 365 m井段发育典型的低角度裂缝（图3f）。5 798—5 802 m井段为不规则裂缝（图3g），形态各异，不切割整个井眼，相应岩心上可见参差不齐的裂痕。

（5）缝合线 缝合线可存在于任何沉积岩中，它是压溶作用的结果。YQ6井奥陶系发育大量缝合线（图3h），分布不规则，不连续，呈锯齿状，通常不具有渗透性。FMI测井图像显示其近乎平行于层理面，说明压溶作用主要来自于上覆岩层压力。

2.3 层序界面识别与解释

图2 TS1井FMI测井图像缝洞解释模型

图3 YQ6井FMI测井图像缝洞解释模型

以FMI测井资料为主，结合其他常规测井方法，分析奥陶系内部低级序不整合面发育特征，总结出FMI测井图像识别碳酸盐岩储集层界面的一般模式和规律。主要利用3种标志识别碳酸盐岩层序界面。

（1）电阻率差异 根据FMI测井图像因电阻率差异所显示的颜色差别进行界面识别。TS301井鹰山组顶部FMI测井图像上显示为黄褐色到黑褐色层状，双侧向电阻率较低，顺层溶蚀孔洞较发育（图4）。一间房组底部表现为亮黄色块状，双侧向电阻率较高，仅界面附近有微小溶蚀孔发育。

图4 TS301井一间房组与鹰山组分界面

（2）孔洞缝展布 根据FMI测井图像所显示的孔洞缝展布特征进行识别。以S88井为例，整体上每个界面之下（每段顶部）均发育溶蚀孔洞（图5），推测界面处受海退暴露溶蚀作用，形成溶洞。

（3）岩性和构造 根据界面处岩性、沉积结构构造等特征进行识别。利用自然伽马测井曲线、FMI测井图像，可看出地层泥质含量变化，识别出TS301井典型井段小型反旋回叠加，为进积序列（图6）。地层岩性为浅黄灰色泥晶灰岩和内碎屑灰岩互层。

3 典型井储集层FMI测井分析

3.1 单井储集层识别

以S88井为例，结合常规测井曲线和岩心、录井资料，利用FMI测井图像，对储集层特征进行分析（图5）。

地层岩性在纵向上可见2个明显的岩性段：5 620—6 096 m井段以灰岩为主，6 096—6 350 m井段以白云质灰岩和灰质白云岩互层为主。

FMI测井图像分析表明，储集层主要集中在5630—5 706 m井段溶洞发育和影响带，其上部为巨大的溶洞，下部为崩塌角砾白云岩充填溶洞，临近底部的地层中可见一些天然裂缝。5 706—5 940 m井段为块状灰岩，裂缝、孔洞极少，相对其他井段比较致密，可能为局部盖层。在5 940—6 095 m井段有裂缝零星分布，但主要存在溶洞，为潜在储集层。6 098—6 310 m井段发育溶洞和溶蚀孔。

分析可知，储集层的发育与沉积环境、岩性和成岩变化密切相关，台地边缘水动力较强，可形成具交错层理的灰岩和砂屑灰岩。在台地微相和台地边缘微相交互沉积时，界面一般为冲蚀面或暴露面，成为相对的高孔渗带，为有利储集带。但由于成岩胶结作用很强，导致大部分的裂缝和孔洞被充填，所以由于渗流粉砂富集而形成的孔隙度较高、硅质较高的层段变得相对较为有利。不过，大量充填缝的存在也有其有利的一面，充填缝使储集层便于进行压裂改造。

图5 S88井储集空间综合柱状剖面

3.2 连井储集层对比分析

连井对比分析（图7）可知，TS1井和TS2井鹰四段裂缝极其发育，受构造运动的影响强烈。S88井一间房组被剥蚀掉，鹰四段发育多段溶洞，主要受不整合面控制。鹰三段仅顶界之下孔洞发育，储集层较差，中部发育区域性高阻盖层。鹰二段受不整合面控制，整体孔洞发育。鹰一段小溶洞较发育，薄而多，位于高能滩相带，受低级序不整合和白云岩化作用影响。

图6 TS301井小旋回及层序界面特征

对比层序界面可知，TS1井和TS2井一间房组与鹰山组界面之下均发育裂缝，3口井在不整合面之下均发育溶洞，相邻近的下部多发育溶蚀孔。越靠近不整合面，岩溶程度越高。对比可知，TS2井不整合面之上电阻率低，诱导缝发育，层理不明显；不整合面之下电阻率高，无诱导缝，水平层理发育。S88井不整合面之上电阻率中—高，发育厚层块状泥晶灰岩；不整合面之下电阻率低—中，层状溶孔发育。TS1井不整合面之上电阻率高，裂缝和水平层理发育；不整合面之下电阻率低，孔洞发育，存在交错层理段。综上所述，不整合面处受海退暴露溶蚀作用，故不整合面之下发育规模不大的溶洞，多为层内岩溶，这是因为碳酸盐沉积物形成后不久的短期周期性暴露引起的同生或准同生岩溶作用难以形成影响深度大、规模大、分布广泛的岩溶，常常发育粒内溶孔、铸模孔等。而较深部地层在表生期受大气淡水淋滤作用，岩石中的细粒物质发生迁移，孔隙连通性增强，为深埋时期流体排放提供了通道。不整合面形成后，随着流体的溶蚀作用，次生孔隙、溶蚀孔进一步发育，储集性能改善，为油气提供了储集空间。

4 结论

（1）通过优选的常规测井方法和岩心资料，分析研究区8口井FMI测井图像，建立了6种FMI测井岩性解释模型，分别为泥晶灰岩、纹层状泥粒灰岩、内碎屑灰岩、鲕粒灰岩、白云质泥晶灰岩和角砾状细粉晶白云岩；并建立了3类缝洞的FMI测井解释模型，包括孔（分散孔、顺层孔）、洞（充填洞、未充填洞）和缝（诱导缝、天然缝）。

图7 TS2井—S88井—TS1井连井剖面

（2）利用FMI测井图像具体识别界面时，主要依据3种标志：①电阻率差异标志，即电阻率不同所显示的颜色差异进行识别；②孔洞缝展布标志，孔洞缝的展布特征与界面关系密切，孔洞常常大量发育于界面之下；③岩性及构造标志，界面处的岩性和构造特征常发生明显的变化。

（3）通过单井储集层识别以及连井对比可知，沉积背景、层序格架与古地理格局共同影响着塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层的发育。其中，构造运动、岩溶作用和海退暴露溶蚀作用导致的层序不整合面控制着储集空间的发育。鹰四段受不整合面的控制，裂缝极其发育。鹰一段位于高能滩相带，孔洞较发育，主要受低级序不整合面和白云岩化作用影响。

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