柴达木盆地坪西地区基岩储层测井评价

2019-10-15

长江大学学报(自科版) 2019年9期

(中国石油集团测井有限公司，陕西西安 710077)

柴达木盆地坪西地区位于阿尔金山前东段，生储配置关系较好，紧邻侏罗系生烃凹陷，油气沿断裂纵向运移，沿基岩不整合面横向运移，在有利圈闭及储层中聚集成藏。受古近系路乐河组(E1+2)含膏泥岩盖层控制，基岩为主要含气层系[1]。区内东坪17井试气获高产工业气流，而东坪172井～东坪174井在基岩显示较好层段试气后效果不佳，油气分布不清楚。坪西地区基岩储层岩性差异大，变质灰岩、片岩等岩性均较发育，裂缝、溶蚀孔多重介质共存，储层比较复杂，有效储层划分与流体识别成为难题。为此，笔者开展了坪西地区基岩储层测井评价，以期为油田产能建设提供有力的技术支撑。

1 基岩储层特征

岩性是储层评价的前提，与沉积岩不同的是坪西地区基岩岩性多样，矿物成分复杂，主要为变质灰岩和钙质片岩，少量为板岩(见图1)。变质灰岩以方解石为主，平均体积分数56.0%，其次为石英和黏土矿物，还有少量的白云石、长石类矿物、黄铁矿和硬石膏等。钙质片岩以黏土矿物、石英和碳酸盐(主要为方解石，少量为白云石)为主，其次为少量的长石、硫酸盐矿物、铁质矿物，纵向上一般分布在变质灰岩的下部，其厚度大且相对稳定。

对岩心及薄片的观察发现，研究区储层发育基质孔和裂缝等多种储集空间类型，基质孔主要为溶蚀孔、洞，裂缝主要为构造缝和溶蚀缝，一般沿裂缝面溶蚀孔比较发育。基质孔隙度集中分布在2%～6%(平均3.7%)，裂缝孔隙度一般小于0.02%，集中分布在0.001%～0.005%，裂缝越发育，储层渗透性越强。四性关系研究认为，受风化及地表水淋滤作用影响，基岩裂缝及片理十分发育，当基质孔较好、裂缝发育时，钙质片岩、变质灰岩和板岩均是有利储集体。相对而言，钙质片岩储层矿物定向性好，片理发育，较好地改善了储集与渗透性能，孔隙度一般较大，平均5.0%，孔喉半径为17.52μm；而变质灰岩方解石含量高，因其塑性较强，不易形成裂缝，物性略差于片岩；板岩属泥岩浅变质，孔隙度平均0.6%，孔隙结构较差，孔喉半径约为1.33μm。据荧光薄片观察，裂缝及基质孔发育时均有含气特征，宏观上气测显示好的井段，裂缝溶蚀发育程度较强，即物性是含气性的主控因素。

图1 坪西地区基岩储层综合特征

2 储层评价

综合分析认为，坪西地区基岩含气性受岩性和物性综合控制，岩性识别和物性参数计算是储层测井评价的关键。为此，笔者在常规测井曲线特征基础之上，结合试验分析资料，利用电成像、ECS(元素俘获)、阵列声波等特殊测井资料开展储层参数表征及有效性评价。

2.1 岩性识别

对于岩性的定性识别，主要以岩心和岩石薄片作为参考对象，以ECS和电成像测井的测量结果为依据。变质灰岩是灰岩变质而来，保留了灰岩的大量特征，自然伽马较低，一般在90API以下；而钙质片岩和板岩是泥、页岩变质而来，仍具有泥岩的特征，自然伽马一般在90API以上(见图2(a))。钙质片岩和板岩在常规测井曲线上差异较小，结合ECS测井结果认为，板岩自然伽马较高，铝元素质量分数高，钙元素质量分数低；钙质片岩自然伽马略低，铝元素质量分数略低，钙元素质量分数高(见图2(b))。此外，电成像测井可以清楚地对岩石结构和构造进行区分，成像测井图像上片岩可见大量片理成组出现，产状稳定，分布密集(见图2(c))。因此，常规测井与ECS、电成像测井相结合可以分步对岩性进行有效区分。

ECS测井虽然可以准确反映黏土、石英等矿物成分，有助于岩性定量判识，但其测量费用较高，因此当缺少ECS数据时寻求常规测井曲线计算各矿物体积分数十分必要。将方解石与白云石统一为碳酸盐岩，黏土、砂岩及碳酸盐岩三者足以反映该区的矿物成分。分析各矿物的敏感参数认为，钾元素质量分数与砂岩体积分数、自然伽马与碳酸盐岩体积分数都具有正相关关系，可以较为准确地反映其含量。建立计算公式如下：

φsa=0.2269×[w(K)]0.7464

(1)

φca=0.5284×lnqAPI+2.8164

(2)

φsh=1-φsa-φca

(3)

式中：φsa为砂岩体积分数，1；w(K)为钾元素质量分数，1；φca为碳酸盐岩体积分数，1；qAPI为自然伽马，API；φsh为黏土体积分数，1。

图2 坪西地区基岩岩性识别

图3为东坪17井4300～4450m井段综合解释成果图，第3道为利用上述公式计算的碳酸盐岩体积分数、砂岩体积分数和黏土体积分数，与第2道的ECS处理结果一致性较好。该计算方法相较于ECS精度较低，但在缺少ECS测井时仍能基本满足储层评价的需求。

图3 东坪17井4300～4450m井段综合解释成果图

2.2 孔隙度计算

坪西地区基岩储层呈现裂缝-溶蚀孔共生的特点，储层的孔隙性评价主要是基质孔隙度和裂缝孔隙度的计算。

1)复杂岩性的基质孔隙度计算主要是确定岩石骨架值，一般利用声波时差与深侧向电阻率进行交会，电阻率趋向于无穷大时的临界值对应的声波时差值即为岩石骨架值；再结合Wylie公式计算孔隙度[2]。坪西地区基岩的主要岩性为变质灰岩和钙质片岩，故分岩性求取骨架值。通过2种不同岩性的声波时差与电阻率交会图，确定变质灰岩骨架值为150.0μs/m，钙质片岩骨架值为160.0μs/m。

由于变质灰岩或钙质片岩的内部矿物成分存在一定差异且层内非均质性较强，故利用固定骨架值计算孔隙度存在一定误差。为此，笔者利用ECS测井或常规测井曲线计算得到的多矿物体积分数，再结合体积模型，即可求取可变的混合骨架值(密度值)[2]，实现变骨架孔隙度的计算。

ECS测井：

ρm,ma=ρsa×φsa+ρsh×φsh+ρli×φli+ρdo×φdo+ρan×φan

(4)

常规测井：

ρm,ma=ρsa×φsa+ρsh×φsh+ρli×φli

(5)

(6)

式中：ρm,ma为可变的混合骨架密度，g/cm3；φli、φdo、φan分别为灰岩、白云岩、硬石膏的体积分数(由ECS测井或常规测井曲线计算得到)，1；ρsa、ρsh、ρli、ρdo、ρan分别为砂岩、黏土、灰岩、白云岩、硬石膏的理论骨架密度(分别取值2.65、2.60、2.71、2.87、2.98g/cm3)；φm为基质孔隙度，1；ρb为测井计算得到的密度，g/cm3；ρf为流体密度，根据水分析资料确定其值为1.1g/cm3。

图3第4道为东坪17井利用上述公式计算的基质孔隙度，与岩心分析孔隙度有较好的一致性，提高了复杂基岩储层的孔隙度计算精度。

2)对于裂缝孔隙度的计算，目前最准确的办法就是利用电成像拾取裂缝，从而计算得到裂缝孔隙度、密度和宽度等参数以评价裂缝[3]。图3第5道为利用电成像手动拾取的张开缝，第6～8道为利用该张开缝计算得到的裂缝宽度、裂缝密度、裂缝长度和裂缝孔隙度。可以看出，4300～4450m井段中部裂缝相对欠发育，而上部和下部裂缝发育，特别是下部具较高的裂缝孔隙度。

由于研究区部分井未进行电成像测井，可以利用深、浅侧向电阻率差异性来间接评价裂缝[4]。该方法相对可靠，可以识别明显的裂缝，一定程度上能较好地反映裂缝发育程度。

当ρlld>ρlls时：

(7)

当ρlld<ρlls时：

(8)

式中：ρlld、ρlls分别为深、浅侧向电阻率,Ω·m；φf为裂缝孔隙度，%；ρmf为泥浆电阻率,Ω·m。

2.3 孔隙结构评价

由于岩性及储层空间的复杂性，致使坪西地区储层孔隙结构更为复杂。实际生产表明，即使岩性和物性相近的储层，因其孔隙结构不同，产液差异亦较大，因此对于孔隙结构的评价十分重要。电成像孔隙度谱可以反映孔隙度大小、孔隙尺寸及分布，能够精细刻画溶蚀孔、裂缝的细节，可以有效解决变质岩储层的孔隙结构问题[5,6]。当储层裂缝、溶孔发育且连通性较好时，孔隙度谱为较宽的双峰或多峰且靠后；而当孔隙度较低时，孔隙度谱为较窄的单峰且相对靠前。孔隙度谱均值和方差可以定量反映上述孔隙结构特征：均值反映孔隙度分布谱中主峰偏离基线的程度及储层整体孔隙大小情况，体现储层的储集能力；方差反映孔隙度分布谱形变化(即分散性)及储层孔隙的非均质性，体现储层的潜在连通性。具体表达式为：

(9)

(10)

图3第9、10道分别为孔隙度谱及其方差、均值计算结果，结合物性参数分析，虽然4300～4450m井段上部与下部的裂缝和基质孔均发育，计算的裂缝孔隙度和基质孔隙度差异较小，但下部4410～4440m井段孔隙度谱多峰且靠后，处理得到的方差和均值较大，即下部孔隙结构好于上部，优选4410～4422m井段试气获得了高产。

图4 东坪171井4555～4580m井段斯通利波评价渗透性的成果图

2.4 渗透性评价

变质岩储层的渗透性主要与裂缝发育程度密切相关，因此对于渗透性评价主要采用电成像或双侧向电阻率计算的裂缝孔隙度及裂缝宽度进行表征，即裂缝宽度越大，则裂缝孔隙度越大，对应储层的渗透性越好，但无法准确表达储层渗透率的大小。而阵列声波探测深度较深，其斯通利波沿井壁传播，对于开启缝反应最敏感，表现为斯通利波幅度变小，衰减变大，反射增强，反射系数较大[7]。因此，可以通过波场分离技术得到直达斯通利波，并与密度，井径，纵、横波等反演得到的合成斯通利波对比，进而得到中心频率和传播时差来估算渗透率[8]。

图4为东坪171井4555～4580m井段斯通利波评价渗透性的成果图，在第2道的斯通利波变密度图上“人”字条纹明显，对应计算的反射系数(第4道)与电成像计算的裂缝孔隙度、裂缝长度等(第5道)在趋势和形态上具较好的对应性，第6道是基于波场分离计算得到的渗透率。结果表明，斯通利波与电成像相结合，可以对储层实现井壁到地层由浅至深的全面评价。

3 储层有效性及含气性判识

3.1 有效储层识别

在储层参数的精确计算基础上，可以对储层进行精细评价。笔者以典型气层及试气结果为约束，建立了裂缝孔隙度与基质孔隙度交会图(见图5(a))来判识有效储层。依据物性好坏将储层划分为4大类：Ⅰ类储层裂缝和基质孔均比较发育(φm>5%，φf>0.002%)，试油气后产量高；Ⅱ类储层产量中等，可进一步划分为Ⅱa类裂缝-溶蚀型储层(φm>5%，φf≤0.002%)和Ⅱb类裂缝型储层(5%≥φm>3.5%，φf>0.002%)；Ⅲ类储层为低产层，进一步划分为Ⅲa类储层(5%≥φm>3.5%，φf≤0.002%)和Ⅲb类储层(φm≤3.5%，φf>0.002%)；Ⅳ类储层裂缝和基质孔均欠发育(φm≤3.5%，φf≤0.002%)，物性最差，试气一般为干层。

此外，将电成像反演得到的孔隙度谱均值与方差考虑进来，从储层孔隙结构方面进行有效性评价。图5(b)为孔隙度谱均值与方差交会图：Ⅰ类储层均值和方差均较大，孔隙结构最好，试气均获得较高的产气量，说明孔隙发育，孔隙连通性好；Ⅱ类储层试油均为差气层，说明裂缝局部发育，孔隙性一般；Ⅲ类储层试油均为干层，说明孔隙和裂缝均欠发育，孔隙连通性差，孔隙结构最差。图5(b)的储层分类与图5(a)的储层分类相互补充，可以有效进行储层精细评价。

图5 东坪17井区基岩气藏有效储层分类标准

3.2 含气性判识

储层有效性评价只能说明储渗性能的好坏，而对于是否含气或含水、含气多少，还缺乏充分的依据。笔者以试油结果为约束，引入ρlld、纵横波速度比(Rvp/vs)、录井全烃体积分数(φTG)等含气性较为敏感的参数，对图5的解释标准加以完善。考虑声波时差(Δt)反映基质孔，而ρlld相对低值则能反映储层裂缝发育、物性较好，相同条件下，ρlld更低时则反映储层可能含水，因此利用ρlld综合反映物性和含气性。由图6(a)可见，Δt≥170μs/m、350Ω·m≥ρlld>100Ω·m是气层的电性界限。

此外，引入Rvp/vs和φTG，通过测录井参数相结合的方法反映储层含气性。φTG是钻进过程中地层含气量的直接表现，φTG与全烃基值体积分数(φBG)之比更能说明含气丰度。建立Rvp/vs与φTG/φBG的交会图版(见图6(b))，当Rvp/vs<1.7、φTG/φBG≥3时储层具备含气性。图6在储层流体的区分上有少量误入点，但有规律可寻，与图5互补可以有效区分气层、水层和干层。

图6 研究区基岩储层流体识别标准

另外，基于阵列声波反演的Rvp/vs与泊松比(υ)的相互包络对储层含气性有较好识别效果[9]。理论上2条曲线交会的包络线面积越大，含气量越多，产气量也越高。由于Rvp/vs和υ的大小不在同一数量级，为了均衡Rvp/vs和υ的贡献，在求取包络线面积之前应对Rvp/vs和υ进行归一化处理，同一地区及地层的归一化参数取值应相同，计算公式为：

(11)

(12)

S=(Rvp/vs,n-υn)×Rlev

(13)

图7 S与φm交会图

式中：υn为归一化后的泊松比,1；υmin、υmax分别为泊松比的最小值和最大值,1；Rvp/vs,n为归一化后的纵横波速度比，1；Rvp/vs,min、Rvp/vs,max分别为纵横波速度比的最小值和最大值,1；S为包络线面积,1；Rlev为采样间隔(一般取0.125)。

在S定量计算的基础上，建立其与φm的交会图(见图7)，从另一方面定量反映物性与含气性的关系。依据图5(a)，φm>3.5%是有效储层的标准；由图7可知，当S>0.018时储层具含气性，该图版有效地将干层与水层剥离。目前，对于裂缝性储层含气饱和度的定量计算尚缺乏较为有效的方法，上述方法直接高效，提高了解释符合率。

4 多井对比分析

在岩性识别、储层参数计算及储层分类与评价的基础上，对坪西地区所有井进行了精细解释，增加了单井气层厚度和产量，在后期的生产中取得了较好的应用效果。

通过多井对比认为，研究区西北部主要发育片岩，东坪17井东南方向基岩上部发育变质灰岩，下部发育钙质片岩，片岩物性相对变质灰岩略好。宏观上裂缝发育受东部断层与基岩顶位置控制，断层促进了构造裂缝的发育，距基岩顶位置越近，受顶部风化淋滤作用越强，容易形成溶蚀孔缝。一般来说，靠近断层的井，裂缝发育程度相当；远离断层的井，随着离基岩顶面的距离增大，裂缝发育程度和裂缝孔隙度降低。

含气性上，东坪17井处于构造高点，产气效果较好，向两边产气效果变差，其中向东南方向的东坪174井物性变差，总体基质孔隙度略小于其他井，裂缝发育段较少，气测全烃较弱；而向西及西北方向的东坪172井、东坪173井物性、气测全烃变化不大(见图8)。总体看来，研究区含气性受裂缝分布、岩性变化及储层非均质影响，表现出非均一性，无统一气水界面。