碳酸盐岩储层测井解释结果的方法与应用分析

韩东春

中海油田服务股份有限公司油田技术事业部 新疆库尔勒 841000

1 某气田勘探概况

某气藏储集岩大部分为台缘颗粒灰岩，局部为白云岩储集层，其中颗粒灰岩储集层主要是粒内溶孔、粒间溶孔，同时还存在铸模7L、晶同孔、晶间溶孔等，且颗粒灰岩的孔隙度主要在1.0%～4.0%区间，渗透率大部分在1.0×10-3μm2以下；而白云岩储层具有较好的物性，主要是晶间孔，孔隙度最大值为9.6%，同时渗透率为11.3×10-3μm2。总体来说，该储层属于低孔低渗型储层。该储层所属气田经多年勘探开发，虽然积累大量测井资料，不过由于测井系列相对陈旧，很多老测井系列项目缺乏完整性，并且测井仪器整体性能不稳，导致测井资料不具备较好品质。所以，本文基于新测井资料，并从老测井资料中挖掘有价值信息，以对该气藏岩性、物性以及含气性的解释方法做出分析，以期更精准进行储层识别以及气层判别，促进此气田不断增储增产。

2 测井资料解释方法

2.1 岩性识别

本研究中的气藏储集岩以灰岩、白云岩为主，而对于非储集层，则以泥岩、致密碳酸盐岩层为主，在岩性不同情况下，测井曲线也会有着不同的响应特征。结合岩芯、测试以及录井等相关资料信息，证明泥岩层的自然伽马比较高，同时电阻率比较低，而密碳酸盐岩层其自然伽马比较低，电阻率较高，还有低声波时差特征。通过分析碳酸盐岩剖面，发现地层主要表现出高电阻率，而储层电阻率相对偏低，自然伽马以及电阻率都比较低，声波时差相对较高。

为对该储层岩性实现定量识别，基于岩芯资料，重点选择岩性敏感度高的光电吸收截面指数(即PEF)、中子测井(即CNL)曲线以及总自然伽马(SGR)，根据相关测井值进行岩性识别交会图的制作，在此基础上获得储层岩性识别标准，也就是对于白云岩和灰岩，其总自然伽马分别是：20～85API、＜20API；光电吸收截面指数分别是：＜4、≥4；中子分别是＞4.5%、≤4.5%。结合相关标准，并根据补偿中子、总自然伽马以及光电吸收截面指数相应曲线，即可从整体层面判断该储集层岩性。

2.2 测井解释模型

2.2.1 储层孔隙度

为避免测井信息受到非地质因素影响，使测井结果解释更精准，特选择底层分布稳定且均匀的致密灰岩视作声渡时差标准层，同时三侧向电阻率的标准层确定为顶部高阻灰岩，由此标准化对测井资料展开研究，基于此构建碳酸盐岩孔隙度相关解释模型。

（1）对于灰岩孔隙度解释模型，经分析岩电四性关系，发现当前测井系列内的声波时差以及岩芯分析孔隙度两者保持较好相关性，之后选择某取心井35 层岩芯孔隙度和进行标准化处理之后的声波时差两者建立一定关系，最后发现两者保持较好相关性。所以，可据此得出孔隙度方程（式1）。

式中：Φ——岩心孔隙度，%；

△t——经过校正的声波时差，μs/ m。

此气田储层一部分井因缺乏声波测井资料，不能通过声波孔隙度图版对孔隙度进行计算。而三侧向测井属于聚焦测井类型，具有很强的纵向分辨力，基本上所反映出的电阻率就是相应地层真实的电阻率，同时在特定地质参数下，所得出电阻率高低能够一定程度上对在很储集层物性优劣加以反映。所以，可将三侧向电阻率以及岩心孔隙度两者关系视作孔隙度辅助解释图版，而后基于某取心井31 层岩芯分析孔隙度，使其和三侧向比值进行关系确定，在此基础上得出孔隙度方程（式2）。

式中：R113 比——三侧向电阻率的比值（没有量纲），即目标层、标准层双方三侧向电阻率具体比值。

（2）针对白云岩孔隙度的解释模型，此气田储层中的白云岩主要发育于南部高点，为透镜状，整体相对较薄，只有少量取芯资料。基于岩芯物性相关分析资料，进行岩芯孔隙度、声波时差差值两者关系图版，可发现孔隙度、声波时差差值保持着较好的相关性，由此可对储层白云岩孔隙度展开计算，相关公式见式（3）。

△t差——声波时差差值，μs/ m，即目标层和标准层两者声波时差之间的差值。

结合相关孔隙度的解释模型，可通过电阻率以及声波时差各项测井资料计算该气田白云岩以及灰岩相应储层的孔隙度。

2.2.2 储层含气饱和度

此气田为特低孔特低渗储层，整体泥质含量非常低，同时泥浆滤液电阻率远高于地层电阻率，且有较小的裂缝孔隙度，所以在对储层的含气饱和度进行计算期间，主要选择阿尔奇公式（式4）。

式中：Sw——原始的地层含水饱和度，f；

Sg——原始的地层含气饱和度，f；

Rw——地层水电阻率，Ω·m；

a——关于岩性的常数；

m——胶结指数，和孔隙结构密切相关；

n——饱和度指数。

Rw 由储层水分析资料所得，a、b、m、n 通过岩电实验加以确定[1]。

2.3 气层有效厚度标准

2.3.1 气层孔隙度下限

所谓有效厚度其物性标准，指的是物性下限标准，也就是含气饱和度、渗透率以及孔隙度相应参数下限[2]。在此标准确定中，常用方法有很多，如孔渗关系法、束缚水饱和度法、最小孔喉半径法、孔饱关系法等。研究中该气田储层相关资料比较有限，主要可通过最小孔喉半径法来明确孔隙度下限。

经分析气层的微观孔隙结构，发现气层其孔喉半径超过相关数值的时候，才能使气层具备一定产气能力，而在对产气层其孔喉半径最小值进行研究期间，主要基于毛管压力曲线，并立足微观层面的孔隙结构清晰的明确气层物性相应下限标准，而后结合岩芯孔隙度、孔喉半径两者关系对具备产业能力相关岩芯孔隙度的下限值加以确定[3]。结合该气藏特征，并参考周边邻近气田的资料，可明确该气藏气层孔喉半径最小值。之后结合样品分析，确定岩芯孔隙度以及孔喉半径均值两者关系，发现双方保持着良好相关系，且孔喉半径在不断增加过程中，岩芯孔隙度也表现出逐渐上升趋势。后根据孔喉半径均值及岩心孔隙度两者回归方程，可确定产气层相应孔隙度下限值。

2.3.2 气层有效厚度测井解释

一方面，可运用直观判别法。在对水层、气层以及致密层进行定性区分过程中，可以井温曲线、声波时差以及三侧向为基础[4]。在对水层、气层进行判别期间，主要根据是气层的三侧向电阻率保持在300～1000Ω·m 区间，并且井温属于负值，而水层其三侧向电阻率在300Ω·m 以下，且井温无明显改变。在对致密层以及气层进行判别期间，重点以三侧向以及声波时差曲线为依据，因为气层其三侧向电阻率在1000Ω·m 以下，且声波时差超过160μs/ m，但是致密层其三侧向电阻率超过1000Ω·m，同时声波时差在160μs/ m 以下。

另一方面，可运用交会图识别法。具体是选择测试、三侧向以及声波测井相关资料比较完整的井，进行三侧向比值、声波时差测井值两者交会图的制作，并分别针对气层和干层、气层和水层进行解释图版的编制[5]。

在气层和干层相应解释图版当中，两层的声波时差测井值以及三侧向电阻率比值会显出明显界限，由此帮助便捷区分，并可根据相关信息面向气层及干层制定测井解释标准，具体见表1。

表1 某气藏气层和干层的测井解释标准

而根据气层和水层相应解释图版，可发现在声波时差差值不断扩大过程中，三侧向电阻率比值会逐渐缩小，并且两层之间有明显的界限，由此可对气层及水层进行区分判断。

结合相关判别分析的原理，可列出水层和气层两者判别方程（式5）。

式中：R113比——三侧向电阻率的具体比值；

△t——声波时差，μs/ m。

在判别过程中，如果F（R113比，△t）比R0 大，则判定其属于气层，若相反判定属于水层。为更直观判别，可列出相应判别标准。详见表2。

表2 某气藏气层和水层测井解释标准

3 应用结果分析

结合该气藏的测井解释孔隙度以及岩芯分析孔隙度等资料，此气田当中北部高点的灰岩储层孔隙度实测值保持在0.81%～1.79%区间，平均为1.18%；测井解释孔隙度保持在2.4%～3.99%区间，平均是2.67%。而南部高点的灰岩储层其孔隙度实测值保持在0.73%～1.27%区间，平均是0.89%；测井解释孔隙度保持在1.22%～2.49%，平均是1.58%。所以，就灰岩储层相应孔隙度来说，北高点明显超过南高点，所以其储层物性和南高点相比也更优[6]。不过，南高点的白云岩发育较高，且具有较高的孔隙度，属于优质储层。而南高点的一些井区其灰岩有着较低的孔隙度，通过裂隙改造，能发展为有利储层。

4 结语

根据某气藏新测井资料和老测井资料，对该气藏物性、岩性以及含气性的解释方法展开分析，相关方法可相对精准识别气层、水层、干层，相关解释标准和新井测试结果高度吻合。通过准确解释，可使该储藏开发效果进一步提升，避免在开发过程中发生出水情况，或者延缓出水，并可节约后期测试成本。