東濮凹陷古潛山致密砂巖油氣層測井識別方法

趙俊峰，李鳳琴，凌志紅

（中石化中原石油工程有限公司，河南 濮陽 457001)

引 言

東濮凹陷古潛山砂巖儲層主要發育在三疊系及二疊系[1]，該類油氣層具有埋藏深、巖性致密、儲集空間類型多樣、孔隙結構復雜、地層水礦化度多變等特點，測井解釋主要存在以下難題：①不同區塊、不同層系、不同儲集類型的儲層巖—電關系存在差異，同一油氣水判別標準下的測井解釋符合率較低；②因儲層中流體的測井信號遠小于巖石骨架，致使儲層流體性質判別困難[2-4]。針對這些情況，本研究以文明寨及胡狀集致密砂巖油氣藏為切入點，分區塊、分層系、分儲集類型開展測井響應特征研究，探索出致密砂巖復雜油氣層測井識別新方法，并分區塊、分層系、分類型建立了相應的油氣、水層解釋標準。

1 儲層測井響應特征

不同區塊、不同層系、不同儲集類型的致密砂巖儲層測井響應特征不同，砂巖裂縫型儲層測井響應特征不同于砂巖粒間孔隙型儲層，裂縫引起鉆井泥漿侵入，進而使得砂巖裂縫型油氣層電阻率數值降低，利用電阻率—孔隙度交會等通常的方法無法準確識別出砂巖裂縫型油氣層。同時，砂巖裂縫型儲層又不同于雙孔介質的碳酸鹽巖儲層，前者裂縫孔隙度一般遠小于后者，裂縫中流體的測井信號遠遠小于骨架。通過測井響應機理研究，結合測試投產資料及油藏地質特征，強化常規、核磁共振、電成像、偶極聲波等測井資料的綜合應用，分別總結出不同區塊（文明寨、胡莊集）、不同層系（三疊系、二疊系）、不同儲集類型（粒間孔隙、裂縫孔隙）的儲層測井響應特征。篇幅所限，文中僅給出文明寨三疊系砂巖裂縫型儲層的測井響應特征[5]：①自然電位曲線（弱）負異常；②孔隙度明顯高于圍巖；③感應電阻率數值明顯高于圍巖，高產儲層感應電阻率呈相對低值；④電成像測井指示裂縫發育，油層均發育一組傾向為115～210°的高角度縫，而水層僅發育一組傾向為285～360°的高角度縫；⑤油層核磁差譜有信號，移譜移動慢；水層核磁差譜無信號，移譜移動快；⑥單極波變密度圖為淺色、雜亂條帶，呈“人”字干涉條紋，縱橫波速度比呈低值，且油層有比水層更低的縱橫波速度比值。

2 裂縫的識別與量化

東濮凹陷古潛山砂巖的儲集空間主要為原始粒間孔及次生裂縫2種孔隙。裂縫孔隙型儲層測井響應特征和粒間孔隙型儲層差異較大。因此，有必要識別和評價儲層裂縫是否發育及發育程度，這也是分區塊、分層系、分儲集類型精細測井解釋的基礎。

2.1 裂縫識別

利用“雙標定”技術，即巖心標定電成像、電成像標定常規測井資料，通過將天然裂縫與層理、誘導縫、斷層、縫合線等各種偽裂縫的比較，得出各自的電成像及常規測井響應特征，以有效識別儲層的天然裂縫，達到準確評價儲層的目的。

2.2 裂縫孔隙度量化

由于聲波縱波時差主要反映基質孔隙和水平裂縫，低角度縫不發育時，聲波時差計算的孔隙度可作為基質孔隙度，用中子—密度交會法求總孔隙度，兩者之差便為裂縫孔隙度φf。但當地層中有少量低角度裂縫發育，此時計算的基質孔隙度比實際略偏大，φf比實際略偏小。研究提出了一種“電成像法”來計算裂縫孔隙度，即利用經巖心刻畫后的裂縫寬度，求取單位井柱上的裂縫累計體積作為裂縫孔隙度。

假定有一傾角為θ的裂縫斜切井柱，其切面是一長軸為b、短軸為a的橢圓（圖1）。

圖1 過井裂縫展開示意圖

則高為H的圓柱體積V為：

總的裂縫孔隙體積為：

裂縫孔隙度為：

可據S.Mluthi和P.Souhaite的研究成果[6]計算第i條裂縫寬度Wi，即：

式中:Фf為裂縫孔隙度，%；θi為第i條裂縫的傾角，°；Vi為第i條裂縫的孔隙體積，mm3；Wi為第i條裂縫的寬度，mm, Rm為泥漿電阻率，Ω·m；Rxo為侵入帶電阻率，Ω·m；p（一般取0.004801）、q（一般取0.863）為與儀器有關的常數；Ue為測量電極與回流電極間的電位差，V；Ib(h)為深度h處電極的電流值，μA；Ibm為天然裂縫處的電流測量值，μA；h0為裂縫對電極測量值開始有影響的深度，m；hn為裂縫對電極測量值影響結束的深度，m；a,b分別為圖1切面的長軸及短軸，mm；H為圖1圓柱的高，mm；V為圓柱體積，mm3。

3 復雜油氣層測井識別新方法

3.1 Vp/Vs—DTS交會圖識別法

偶極聲波測井資料除可評價巖性及裂縫有效性（圖2）外，利用從中提取出的縱橫波速度可準確識別氣層。由于在相同（似）巖性和孔隙度下，氣飽和巖石的縱波速度小于水飽和巖石的，而氣飽和巖石的橫波速度大于水飽和巖石的。因此利用縱橫波速度比（Vp/Vs）與橫波時差（DTS）交會可準確識別氣層。氣含量越大、水含量越小，Vp/Vs越小、DTS越??；反之，氣含量越小、水含量越大，Vp/Vs越大、DTS越大。

圖2 Vp/Vs—DTS 交會法識別胡古2 古潛山巖性（左圖）和致密氣層（右圖）

胡古2井是位于東濮凹陷西部斜坡帶的一口預探井，完鉆井深為5245m。除常規測井資料外，該井還測有偶極聲波及FMI測井。該井二疊系的181號層（4855.8～4858.1m）及193號層（4924.1～4926.8m），常規聲波時差反映地層致密，僅密度測井有氣的指示（圖 3）。利用Vp/Vs—DTS交會法不但能有效劃分巖性（圖2左），而且可很好地識別氣層（圖2右）。尤其是193號層，巖屑錄井未見顯示，但Vp/Vs—DTS交會法明確指示該層為氣層，故測井解釋為氣層。2013年4月24日，181號層（厚2.1m）壓裂后獲得1700m3/d的氣流，測井解釋結論和試油結果吻合。

圖3 胡古2二疊系測井組合成果圖

3.2 仿可動流體孔隙度識別法

在核磁共振測井資料處理中，將求取可動流體孔隙度的 T2截止值向遠端設定，由于油的橫向弛豫時間大于水，且油的標準T2譜“低緩”，水的標準T2譜“高陡”[7]，總存在一個臨界（三疊系為 300ms、二疊系為 260ms），在這個“臨界”→∞間，水的T2譜幅度幾乎為零，而油的T2譜幅度仍較大，此時計算出的可動流體孔隙度（稱之為“仿可動流體孔隙度”）雖不能指示地層的可動流體大小，但由于油層的仿可動流體孔隙度遠大于水層，油信號經銳化處理得以突出，因此利用它可很好地判別儲層的流體性質。三疊系的油水“仿可動流體孔隙度”界限為1.5%，二疊系的油水“仿可動流體孔隙度”界限為1.2%。

3.3 裂縫—地層配置關系識別法

只有裂縫在空間上與地層、斷層及烴源巖配置恰當，油氣才能經斷層、剝蝕面、層理、裂縫等通道運移至裂縫，形成油氣藏[8-11]。東濮凹陷三疊系裂縫油氣成藏模式表明（圖4）：三疊系層理及斷層產狀變化不大、烴源巖為側向接觸的下第三系，在此情形下，只要裂縫與地層配置關系良好（兩者傾向相向），就能為油氣的運移提供良好的輸導體系，此時的裂縫系統易形成油氣藏。反之，裂縫在空間上與地層配置關系差（兩者傾向相背），此時的裂縫系統不易形成油氣藏。因此，通過比較儲層中發育的裂縫產狀與地層產狀的關系，可識別裂縫型儲層流體性質。發育與地層產狀一致的裂縫為油層；無發育與地層產狀一致的裂縫（盡管儲層內裂縫發育）為非油層。

圖4 文明寨三疊系裂縫油氣成藏模式

對三疊系已測試（投產）井的統計分析（圖5），發現油層均發育一組傾向為115～210°的裂縫（與地層傾向140°接近），而水層僅發育一組傾向為285～360°的裂縫。

圖5 三疊系儲層流體性質與裂縫產狀關系

3.4 地層精細對比測井識別法

該方法首先選用標志層作為對比層、敏感曲線作為對比曲線、投產井或資料豐富井作為目標井；然后利用對比曲線，將對比井（要評價的井）與目標井進行小層（單砂體級）精細對比；最后根據井間巖性、三孔隙度、電阻率測井曲線的變化，給出油氣水層判別結論。

通過與測井資料豐富井的對比，該法可彌補測井資料單一的不足。如衛75-7井僅測得常規測井資料，68～72號層對應錄井僅見熒光顯示。而之前完鉆的衛75-12井測有電成像，并在69號層發育2條裂縫。通過地層精細對比，衛75-7井的71～72號層與衛75-12井的69號層為同一砂體。根據井間精細對比結果，結合三疊系裂縫的發育規律[5、8-10]推斷，該砂體中應有裂縫，測井解釋為油層（圖6）。2007年10月對衛75-7井的68～72號層射孔，日產油為20t/d，不含水。

圖6 衛75-7及衛75-12測井精細對比

4 油氣判別標準

分區塊（文明寨、胡莊集）、分層系（三疊系、二疊系）、分儲集類型（粒間孔隙、裂縫孔隙）建立相應的測井解釋標準，以提高油氣層測井識別的正確率。該標準的應用使得該區測井解釋符合率由原來的80.5%提升至95.5%。

5 結 論

(1）形成的4種油氣層測井識別方法，有效解決了東濮凹陷古潛山砂巖復雜油氣藏勘探開發中的技術“瓶頸”問題。

(2）將石油地質評價油氣的理論與方法納入其中，綜合利用鉆井、測井、錄井、地震、試油等資料進行綜合評價，可有效提高油氣層的測井識別準確度。

(3）電成像及核磁測井資料可有效評價致密砂巖儲集空間類型，尤其電成像測井已成為古潛山致密砂巖儲層評價的關鍵環節。

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