四川盆地茅口组岩溶缝洞型储层有效性测井评价

张 峰， 罗少成， 李 震， 牟 瑜， 李婷婷

（中国石油集团测井有限公司测井应用研究院，陕西西安 710077）

四川盆地茅口组主要为海相碳酸盐岩，受沉积期后东吴运动的构造抬升作用[1-3]和大气淡水溶蚀淋滤，形成了大量溶蚀缝洞型储层[4-6]。茅口组岩溶缝洞型储层具有非均质性强、储集空间类型多样等特点[7-8]，用常规测井资料分析其有效性时因信息量小、分辨率差，对储层测井响应特征不敏感，难以进行精细评价。20 世纪90 年代出现的成像测井和核磁共振等新技术为碳酸盐岩测井评价提供了大量有用的信息，在缝洞型储层定性评价方面得到了广泛应用[9-13]。但由于电成像测井的探测深度较浅，目前多用于直观半定量地分析孔、洞、缝等信息，且需要结合常规测井、岩心刻度测井等资料来更好地发挥作用。

为了更好地利用测井资料评价四川盆地茅口组岩溶缝洞型储层的有效性，笔者引入了三孔隙度模型[14]。该模型由无孔隙的岩石骨架、基质孔隙体积、裂缝（连通缝洞）体积、孤立孔洞（孤立缝洞）体积等4 部分组成，与四川盆地茅口组缝洞型储层孔隙结构相似。孔隙结构的复杂多样性，导致孔隙空间导电性变化加大[15]，进而导致阿尔奇公式中的参数变化范围加大，尤其是胶结指数变化加大[16]，从而影响了用阿尔奇公式计算含水饱和度的准确性。为此，笔者基于三孔隙度模型，利用胶结指数与总孔隙度、连通缝洞孔隙度、孤立缝洞孔隙度的关系，定性划分了缝洞型储层储集空间类型，验证了三孔隙度模型在茅口组缝洞型储层的适应性，增强了常规测井与电成像测井在孔隙结构划分中的对应性；在此基础上，利用电成像测井资料，定量计算了各类储集空间的有效性评价参数，建立了四川盆地茅口组缝洞型储层有效性综合评价标准。

1 储集空间类型划分

在三孔隙度模型中，连通的缝洞体积包括岩石中张开缝、溶蚀缝和已连通的溶蚀孔洞体积，孤立的孔洞体积指岩石中孤立孔洞等所占的空间体积[14]。为了解孔隙结构对储层参数的影响，通过交会图观察分析了胶结指数与三孔隙度模型中各孔隙度的关系。基质胶结指数（mb）取经验值2.0，则此时的孔隙度-胶结指数交会图（φ-m交会图）如图1 所示。图1 中：m为胶结指数； φ为总孔隙度； φ2为连通缝洞的孔隙度； φnc为孤立缝洞的孔隙度。

由图1 可知，在孔隙性、孔洞型储层中，储集空间虽然对孔隙度贡献大，但对岩石的导电性贡献较小，即对胶结指数的影响较小；裂缝（连通缝洞）角度不同对胶结指数的影响不同[16]。

图 1 mb=2.0 时的三孔隙度模型φ-m 交会图Fig. 1 φ-m cross plot of tri-porosity model when mb=2.0

在实际情况下，基质孔隙、裂缝（连通缝洞）和非连通孔洞同时存在的情况十分常见，不同类型储层在常规及电成像测井资料中也存在不同的表现，见表1。孔洞型-裂缝性储层（如资X 井），岩性以粉晶灰岩为主，电阻率明显降低，呈U 形，声波时差呈中—高值，从电成像测井动态图可见暗色曲线和暗色斑块；孔隙性、孔洞型储层（如高X 井），岩性以粉晶灰岩为主，电阻率呈箱状降低，声波时差呈中—高值，从成像测井图可见暗色斑块；高角度缝储层（如龙X 井），岩性以粉晶灰岩为主，深浅双侧向电阻率在高阻背景下大幅度降低，呈U 形，声波时差低值略高，电成像测井呈现出连续或间断的正余弦状暗色条带；低角度缝储层（如磨X 井），岩性以粉晶灰岩为主，电阻率背景值较高，出现刺刀状降低，声波时差中高值，电成像测井可见幅度较低的曲线。利用常规测井资料和三孔隙度模型进行计算时，定义岩石基质孔隙度（φb）为声波孔隙度，即采用体积模型计算；总孔隙度采用密度与中子综合计算；连通缝洞孔隙度和孤立缝洞孔隙度则是通过双侧向差异求得，与总孔隙度一起成为另一个约束方程。通过计算23 井次的胶结指数及次生孔隙占比，提取参数特征值，结合电成像静态、动态图像及岩心刻度测井，利用常规测井资料判断储集空间类型，确定胶结指数为1.6～2.4 时，储集空间类型主要为孔隙性、孔洞型、裂缝性、孔隙性-裂缝性和孔洞型-裂缝性等。

2 电成像测井特征参数计算

岩溶缝洞型储层的储集空间类型复杂，胶结指数变化大，传统的阿尔奇公式难以用于储层有效性评价。因此，通过微电阻率扫描成像测井信息，结合岩心刻度测井，有针对性地提取了各类储层参数。为精细划分复杂储集空间有效性评价标准，对于孔隙性、孔洞型储层，计算电成像视孔隙度谱均值和方差；对于裂缝性储层，计算电成像裂缝孔隙度；对于孔隙性、缝洞型、孔隙性-裂缝性储层，计算电成像视地层水电阻率谱均值和方差。

表 1 四川盆地茅口组碳酸盐岩不同类型储层的测井响应特征Table 1 Logging response characteristics of different types of carbonate reservoirs in the Maokou Formation，Sichuan Basin

2.1 孔隙性、孔洞型储层视孔隙度谱参数的计算

孔隙度频谱分析是利用电成像测井资料、深浅侧向电阻率和常规孔隙度资料对双孔介质储层进行分析，通过计算处理得到储层视孔隙度频率分布图[17-19]。孔隙度谱均值表示孔隙度谱中主峰偏离基线的程度，孔隙度谱方差表示孔隙度谱的谱形变化，代表了储层储集性能、非均质性的强弱。视孔隙度谱均值的计算公式为[20]:

视孔隙度谱方差的计算公式为[20]:

式中： φav为微电阻率成像像素的视孔隙度谱均值；φi为计算出的成像像素的视孔隙度谱；Pφi为相应视孔隙度谱的频数； σφ为视孔隙度谱分布谱方差。

2.2 裂缝性储层裂缝孔隙度的计算

裂缝孔隙度为裂缝孔隙体积与岩石体积之比，描述的是裂缝在三维立体空间的发育情况（ 如图2 所示）。设定地层中裂缝为单条裂缝，裂缝无限延展，所统计的裂缝通常限定在一定体积范围之内，而这个体积范围是以井径为轴、以窗长为高的圆柱[21]。裂缝孔隙度的计算公式为[22]：

图 2 裂缝孔隙度计算模型Fig. 2 Fracture porosity calculation model

式中： φfr为 裂缝孔隙度；Vfrj为 第j条裂缝的体积，mm3；R为井半径，mm；L为窗长，mm。

2.3 孔隙性-裂缝性、孔洞型-裂缝性储层视地层水电阻率谱参数的计算

微电阻率成像测井资料经浅侧向电阻率测井资料刻度后，根据视地层水电阻率谱特征来判识储层流体性质。利用视地层水电阻率谱能在一定程度上对储层与非储层、油气层与水层进行定性评价。视地层水电阻率谱均值表示视地层水电阻率分布谱中主峰偏离基线的程度，可以用视地层水电阻率谱纵坐标频数与横坐标地层水电阻率值的加权平均得到；视地层水电阻率谱方差描述了以视地层水电阻率谱均值为中心的散布程度，它代表视地层水电阻率分布谱的宽窄（分散性）。视地层水电阻率谱均值的计算公式为[23]：

式中： φRwav为电成像像素的地层水电阻率均值；Rwai为计算出的成像像素的视地层水电阻率，Ω·m；PRwai为相应视地层水电阻率的频数，Ω·m； σRwa为视地层水电阻率分布谱方差。

3 储层有效性评价标准的建立

综合岩心、薄片等资料的分析结果，把四川盆地茅口组泥质含量大于50% 的层段定为泥岩层。因此，研究碳酸盐岩储层时，将泥质含量限定在50% 以内。结合试气资料，将日产气量大于1.0×104m3/d 的归为Ⅰ类储层，将日产气量（0.1～1.0）×104m3/d 的归为Ⅱ类储层，将日产气量小于0.1×104m3/d的归为Ⅲ类储层（无效储层）。

孔隙度谱均值表示视孔隙度谱中主峰偏离基线的程度，代表储层物性的好坏，均值越大，储层物性越好；视孔隙度谱方差表示视孔隙度谱的谱形变化，方差大，则储层的渗透性好[24]。针对以孔隙性和孔洞型为主储层的电成像测井资料，计算了15 井次的视孔隙度谱的均值和方差，提取了参数特征值，显示两者具有较好的正相关性。结合试气和测井资料分析该类储层的有效性，认为视孔隙度谱均值大于1.9、方差大于1.2 的为Ⅰ类储层，均值大于1.7、方差大于0.9 的为Ⅱ类储层。

通过岩心分析可消除动态、静态图像分辨率和钻井诱导缝带来的影响，得到裂缝的真实信息[25]。针对裂缝性储层，结合岩心刻度测井资料，计算了茅口组12 井次的裂缝孔隙度参数，提取了参数特征值（部分结果见表2）。结合试气和测井资料分析该类储层的有效性，认为Ⅰ类储层裂缝孔隙度大于0.30，Ⅱ类储层裂缝孔隙度在0.05～0.30。

视地层水电阻率谱均值越大，储层视地层水电阻率越高；视地层水电阻率谱方差越大，储层视地层水电阻率分布较宽，储层含油气性越好。针对孔洞型-裂缝性、孔隙性-裂缝性储层，计算了17 井次的视地层水电阻率谱的均值与方差，提取了参数特征值，得知两者具有较好的正相关性。结合试气和测井资料分析该类储层的有效性，认为：Ⅰ类储层的视地层水电阻率谱均值大于700，方差大于300；Ⅱ类储层的视地层水电阻率谱均值在500～700，方差在100～300。

表 2 部分探井裂缝发育分级量化结果Table 2 Quantitative results of fracture development classification of some exploration wells

通过分析常规测井资料、试气资料、岩心分析结果以及电成像测井资料可知，四川盆地茅口组未发育不连通孔洞的高角度裂缝性储层。对上述计算求得的不同类型储层的电成像参数及胶结指数进行分析类比（见表3），可知Ⅰ类、Ⅱ类储层为有效储层，孔隙性、孔洞型、裂缝性、孔洞型-裂缝性、孔隙性-裂缝性储层胶结指数在1.6～2.0，孔隙性、孔洞型储层胶结指数在2.0～2.2；Ⅲ类储层多为孔隙度低、连通性差的孔隙性储层，日产气量小于0.1×104m3/d，为无效储层，胶结指数大于2.2。

表 3 储层有效性评价标准Table 3 Evaluation standard of reservoir effectiveness

4 应用实例

川中地区南X 井茅三段储层，一次解释结果是上部为含气层、下部为干层，电阻率降低呈明显U 形，声波时差呈中—高值，从电成像测井动态图可见暗色曲线和暗色斑块，干层石灰岩段次生孔隙不发育（见图3）。利用电成像测井资料计算了整段储层的视孔隙度谱均值、方差，视地层水电阻率谱均值、方差以及裂缝孔隙度，提取了参数特征值。得到视孔隙度谱均值为0.20、方差为0.96，视地层水电阻率谱均值为1 221.22、方差为421.56，裂缝孔隙度主要分布于0.3～0.5，胶结指数为1.6～2.2。一次解释上部含气层段以裂缝性-孔洞型储层为主，一次解释下部干层段以裂缝性储层为主，裂缝的连通有效改善了储层的含气性。经多参数分析类比后，按照储层有效性评价标准（见表3）将整段储层由Ⅱ类储层调整为Ⅰ类储层，试气获得44.74×104m3/d 的工业气流。

图 3 南X 井5 045.00～5 065.00 m 井段电成像解释综合成果Fig.3 Comprehensive results of electric imaging interpretation of 5 045.00-5 065.00 m section in Well Nan X

依据该划分标准，对四川盆地20 口探井茅口组常规测井和电成像测井资料进行了二次解释，有效提高了测井解释的符合率，取得了较好的应用效果，特别是对石灰岩裂缝性储层的有效性具有很好的辨别效果，避免了对该类储层的误判。

5 结论与建议

1）缝洞型储层的储集空间类型复杂，储层的导电性变化较大，导致胶结指数变化较大。针对该问题，在三孔隙度模型下明确了胶结指数与总孔隙度的关系，结合岩心分析结果和电成像测井资料，确定四川盆地茅口组储集空间主要有孔隙性、孔洞型、裂缝性、孔隙性-裂缝性和孔洞型-裂缝性等类型。

2）四川盆地茅口组储集空间类型复杂，多种储集空间类型同时存在的情况十分常见，胶结指数变化较大，导致难以利用阿尔奇公式评价储层的有效性。针对该问题，利用电成像测井资料计算了不同类型储层的评价参数，并在划分不同储集空间储层有效性评价标准的基础上，进行多参数分析类比，建立了缝洞型储层有效性综合评价标准。

3）裂缝连通孔洞会明显改善储层的有效性，按照四川盆地茅口组缝洞型储层有效性评价标准，将储层划分为3 类，其中Ⅰ类和Ⅱ类储层为有效储层。依据该标准对20 口探井进行了二次解释，取得了较好的应用效果。

4）根据岩心分析结果和电成像测井资料，四川盆地茅口组缝洞型储层中未见发育与孔洞不连通的高角度裂缝。但不同角度裂缝（连通缝洞）对胶结指数的影响不同，因此建议进一步扩大研究范围，研究胶结指数大于2 时，可能出现的辨识难度更大储集空间类型的辨识问题。