碳酸鹽巖裂縫性儲層常規測井評價方法

任 杰

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，鄭州 450000）

0 引言

哈薩克斯坦K 油田石炭系KT-Ⅱ段儲層為開闊臺地相中低孔、特低滲灰巖儲層。裂縫對改善碳酸鹽巖油藏儲層的滲流能力至關重要，裂縫不僅是重要的儲集空間，而且是良好的滲流通道，還控制著溶孔、溶洞的發育與否，影響著地層中原始流體的分布狀況和泥漿侵入特性，裂縫的存在對儲層產能具有重要的控制作用［1-2］。電成像測井是最有力的裂縫識別手段，能夠直觀地顯示裂縫發育的條數和裂縫的傾角［3-4］，但其測井成本較高，使得成像測井資料有限，而利用常規測井資料識別碳酸鹽巖儲層裂縫一直是測井技術上的難題。前人研究的利用常規測井資料評價碳酸鹽巖儲層裂縫的方法有很多，主要有利用雙側向電阻率高背景值下的低值及其之間的差異特征識別裂縫并評價裂縫參數的方法［5-7］、雙井徑曲線的差異特征識別裂縫的方法［8］、聲波時差增大識別低角度縫和斜交縫的方法［9］、密度的降低或補償中子增大指示裂縫的方法［10］等，以及一些通過數學處理手段，放大上述這些特征［11］來綜合識別裂縫的方法，但這些方法由于受裂縫產狀、飽和度、泥漿侵入深淺、碳酸鹽巖儲層次生孔隙發育［12］等多方面因素的影響，在目的層段通過取心和電成像測井與常規測井資料對比，雙側向電阻率無論在裂縫發育段，還是非裂縫層段，可能都存在正差異的特征，聲波時差因受儲層次生孔隙發育的影響，在低角度縫或斜交縫的儲層段聲波時差的增大并不明顯，且裂縫發育的儲層段井徑、密度、補償中子基本無變化特征，使得利用前人的方法在目的層段儲層中識別裂縫及參數定量評價的過程中，存在確定性差、容易誤判的缺陷。

筆者基于K 油田目的層段有限的取心和電成像測井資料對常規測井資料進行標定，在不同類型儲層的測井響應特征研究基礎上，利用常規測井資料對儲層進行裂縫識別及參數定量評價，以期為該類油藏的合理高效開發提供依據。

1 儲層測井響應特征

哈薩克斯坦K 油田取心分析和電成像測井資料綜合表明，KT-Ⅱ段的儲層主要有孔隙型儲層和裂縫-孔隙型儲層2 種類型。

1.1 孔隙型儲層

K 油田KT-Ⅱ段孔隙型儲層的儲集空間以粒間孔為主，局部發育溶蝕性次生孔隙，裂縫的作用較小，該類型儲層儲集性能的好壞受孔隙和喉道的大小、分布、膠結程度以及充填物性質等多種因素的控制［13］，溶蝕性次生孔隙的存在往往對儲層的滲流通道具有很好的改善作用，但也會增強儲層的非均質性［14］。

在K 油田KT-Ⅱ段的電成像測井圖上，孔隙型儲層整體呈顏色較深的塊狀或團塊狀特征，裂縫發育特征不明顯，能夠觀察到一定的溶蝕孔洞，一般呈不規則暗色斑點狀分布在巖心照片上也能夠看到溶蝕孔隙的存在。相對于非儲層段，孔隙型儲層常規測井曲線上表現為“兩低兩高”的特征（圖1），即低深側向電阻率，低密度、高聲波時差、高補償中子，且三孔隙度曲線具有較好的相關性，當儲層的溶蝕孔發育時，聲波時差反映的孔隙度小于補償中子和密度反映的孔隙度。

圖1 K 油田KT-Ⅱ段A 井孔隙型儲層測井和巖心照片綜合圖Fig.1 Comprehensive logging and core photos of pore reservoir of well A of KT-Ⅱsection in K oilfield

1.2 裂縫-孔隙型儲層

K 油田構造為受東西2 條逆斷層控制的南北走向背斜，KT-Ⅱ段儲層裂縫相對發育，裂縫-孔隙型儲層是KT-Ⅱ段普遍存在的一種重要的儲層類型［15］，在非儲層段中，裂縫無儲集、滲流的價值，而在儲層段中，裂縫對儲層儲集空間和滲流通道都會起到積極的作用，通過與產出剖面解釋成果的對比，這種類型的儲層在KT-Ⅱ段很容易獲得高產。

在電成像測井圖上，張開裂縫表現為連續或間斷的深色條帶，其形狀取決于裂縫的產狀［16］。K 油田B 井KT-Ⅱ段中3 219～3 225 m 段在電成像測井圖上裂縫發育特征顯著，巖心也因儲層裂縫的發育而破碎嚴重［圖2（a）］，3 218～3 223 m 段的產出剖面解釋產油量為32.5 m3/d，占全井日產量的51.4%，反映了裂縫對儲層滲流改造的關鍵作用。相對于孔隙型儲層，裂縫-孔隙型儲層的常規測井響應特征表現為儲層段深側向電阻率高背景值下的低深側向電阻率，且具有一定的弱低巖性密度，當裂縫產狀為低角度縫或斜交縫時，聲波時差會明顯增大，但當裂縫產狀為直立縫或高角度縫時，聲波時差基本無反應［圖2（b）］，補償中子基本不受裂縫的影響。

圖2 K 油田KT-Ⅱ段B 井裂縫-孔隙型儲層測井綜合圖Fig.2 Comprehensive logging of fracture-pore reservoir of well B of KT-Ⅱsection in K oilfield

2 儲層裂縫的識別及處理方法

上述儲層測井響應特征研究表明，K 油田KT-Ⅱ段電成像和取心資料反映裂縫發育的層段，對應的深側向電阻率、聲波時差、巖性密度等常規曲線有不同程度的響應變化，而對應的自然伽馬、補償中子曲線響應基本無變化，且三孔隙度和深側向電阻率曲線都對儲層孔隙有一定的反映，因此，可利用有限的電成像和取心資料對常規測井資料進行標定，通過這些測井曲線的兩兩交會分析，優選出補償中子分別與深側向電阻率和聲波時差作交會分析來識別儲層段是否發育裂縫。

2.1 補償中子和深側向電阻率交會關系

在K 油田KT-Ⅱ段目標井段孔隙不發育的地層中深側向電阻率多表現為大于1 500 Ω·m 的高值特征，補償中子孔隙度穩定在零線附近，隨著地層孔隙度的增大，深側向電阻率逐漸減小，補償中子隨之增大。在非裂縫發育的層段，兩者的交會關系呈較好的負相關對數關系（圖3）：

式中：RLLD為深側向電阻率，Ω·m；NPHI為測井補償中子值，P.U；a和b均為相關參數。

當地層中發育裂縫時，由于鉆井液的侵入深度增加，導致裂縫處的深側向電阻率明顯減小，而補償中子基本不變，依據圖3 中兩者的交會關系可以識別出裂縫發育段。

基于上述分析，可利用式（1）由補償中子確定出一條基塊巖石電阻率，進而在儲層段中通過比較基塊巖石電阻率和實測深側向電阻率之間的大小確定出裂縫發育段，但因地層含油飽和度、沉積時期、巖性等因素的影響，深側向電阻率和補償中子的交會曲線是不斷變化的（圖4），僅利用式（1）很難準確地確定出每一個層點的基塊巖石電阻率。基于此，筆者提出利用補償中子采用最小二乘法最優化連續求取基塊巖石電阻率的方法。

圖3 K 油田KT-Ⅱ段C 井3 132～3 152 m 段深側向電阻率和補償中子交會圖Fig.3 Crossplot of deep lateral resistivity and compensated neutron at 3 132-3 152 m of well C of KT-Ⅱsection in K oilfield

圖4 K 油田KT-Ⅱ段正演的隨含油飽和度變化深側向電阻率和補償中子交會圖Fig.4 Crossplot of deep lateral resistivity and compensated neutron with the change of oil saturation in forward modeling of KT-Ⅱsection in K oilfield

選取樣點計算的固定窗長m為10 m，滑動步長n為1 m，建立開窗段補償中子和基塊深側向電阻率R基塊的對數關系，其具體表達式為

利用最小二乘迭代法［17］確定出式（2）中的相關參數a和b：

式中：NPHIi為井段中第i個深度采樣點對應的補償中子值，P.U；RLLDi為井段中第i個深度采樣點對應的深側向電阻率值，Ω·m。

基于式（2）～（4）可在目標井段頂部10 m 窗長內計算出第1 個各深度采樣點對應的R基塊1，然后對10 m 的窗長按照1 m 的步長進行滑動（深度統一增加1 m），進入第2 個10 m 窗長內又計算出一個各深度采樣點對應的R基塊2，以此類推，一直計算到目標井段底部最后一個10 m 窗長為止，這樣各采樣點對應的基塊巖石電阻率都有經過上述最小二乘迭代法確定的10 個數據，即R基塊1、R基塊2…R基塊10，對這10 個數據進行算數平均計算，確定出該深度采樣點對應的基塊巖石電阻率。因最小二乘迭代法就是在不同的井段中最優化擬合的過程，上述計算方法利用最小二乘迭代法的同時，采用了算數平均方法，使得確定各深度采樣點對應的基塊巖石電阻率充分考慮了鄰近深度采樣點的測井曲線對其影響，涵蓋了上述巖性、物性、含油性不斷變化的地層特征，解決了利用式（1）確定基塊巖石電阻率確定性差的難題。由于在實際的操作中計算量相對較大，本文的方法是利用Matlab 編程來實現的。

利用上述方法在KT-Ⅱ段內可計算出一條基塊巖石電阻率曲線，將基塊巖石電阻率與實測深側向電阻率重疊。在儲層段中，當基塊巖石電阻率明顯大于深側向電阻率時，表明該儲層段存在裂縫；當基塊巖石電阻率等于或非常接近于深側向電阻率時，表明該儲層不存在裂縫。因此，可依據基塊巖石電阻率與深側向電阻率的差異來確定儲層段是否發育有效裂縫，在實際應用中應排除那些因泥質或者巖性突變引起差異的井段。

2.2 補償中子和聲波時差交會關系

地層中發育低角度或斜交裂縫時，可導致聲波時差增大或跳躍，但聲波時差對高角度縫和直立縫的響應并不明顯［18］。因此，筆者嘗試利用補償中子和聲波時差的交會關系輔助上述儲層段中裂縫識別的方法。在地層中隨著孔隙度的增大，聲波時差逐漸增大，補償中子也隨之增大，在不存在低角度縫和斜交縫的相同巖性的儲層中，補償中子NPHI和聲波時差DT曲線的響應都只反映儲層孔隙度的變化，兩者的交會關系呈較好的正相關線性關系（圖5）：

圖5 K 油田KT-Ⅱ段B 井3 199～3 252 m 段補償中子和聲波時差交會圖Fig.5 Crossplot of compensated neutron and acoustic time difference at 3199-3252 m of well B of KT-Ⅱsection in K oilfield

借鑒上述求取基塊巖石電阻率的方法，利用補償中子最優化連續計算確定一條基塊聲波時差曲線。

建立開窗段補償中子和基塊聲波時差DT基塊的線性關系，其具體的表現形式為

同樣利用最小二乘迭代法確定出式（6）中的相關參數c和d：

式中：DTi為井段中第i個深度采樣點對應的聲波時差值，μs/m；c和d均為相關參數。

基于式（6）—（8），利用上述進一步確定各深度采樣點對應基塊巖石電阻率的方法，在目標井段內確定各深度采樣點對應的基塊聲波時差，進而在目標井段內可計算出一條基塊聲波時差曲線，將基塊聲波時差與實測聲波時差重疊，在依據基塊巖石電阻率與深側向電阻率的差異確定的裂縫段內，當基塊聲波時差明顯小于聲波時差時，則儲層中存在低角度縫或斜角縫。

綜合上述2 種方法，在KT-Ⅱ段的目標井段內可實現對儲層的裂縫識別和判別出裂縫的產狀，并對目標層段中裂縫-孔隙型儲層、孔隙型儲層進行劃分。除此之外，基塊聲波時差還消除了裂縫的影響，為準確評價儲層次生孔隙中溶蝕孔發育程度奠定了基礎。

3 儲層物性參數的解釋模型

基于K 油田KT-Ⅱ段儲層類型復雜多樣的特點，為準確反映儲層的物性特征，除計算總孔隙度外，還要確定裂縫孔隙度和基質孔隙度，進而實現對儲層次生孔隙度、裂縫滲透率、總滲透率的準確計算。

3.1 裂縫孔隙度模型

目前國內外都趨向于用雙側向測井計算裂縫孔隙度［19］，但是在K 油田KT-Ⅱ段側向測井大段存在差異，利用該方法計算結果誤差較大。筆者在上節儲層裂縫識別處理方法中引入的基塊巖石電阻率，突出了電阻率對裂縫孔隙度的敏感性，排除了泥漿、井徑、泥質及流體的影響，物理意義更加明確，可以有效地識別出儲層中的裂縫，并輔助儲層裂縫孔隙度的計算。

對于裂縫-孔隙型儲層，裂縫被泥漿或泥漿濾液充滿，基于雙重介質儲層的并聯導電機理［20］，根據阿爾奇公式則有

式中：φf為裂縫孔隙度；φ為總孔隙度；Rw為地層水電阻率，Ω·m；Rmf為泥漿濾液電阻率，Ω·m；mb為孔隙的孔隙度指數；mf為裂縫的孔隙度指數。

通過對式（9）和式（10）聯立方程求解確定儲層的裂縫孔隙度：

基于式（11）可在裂縫-孔隙型儲層中，計算出儲層的裂縫孔隙度。

3.2 次生孔隙度模型

在碳酸鹽巖儲層中，通常認為補償中子和巖性密度反映的是巖石的總孔隙度［21］，即它們反映了在其探測范圍內基質孔、溶蝕孔、裂縫等的總體積，K油田KT-Ⅱ段采用經典的補償中子和密度交會模型計算儲層的總孔隙度φ：

式中：Vsh為泥質體積；Vma為骨架體積；Nsh為純泥質補償中子，P.U；Nma為骨架巖補償中子，P.U；Nf為孔隙流體補償中子，P.U；RHOB為測井密度，g/cm3；Dsh為純泥質密度，g/cm3；Dma為骨架密度，g/cm3；Df為孔隙流體密度，g/cm3。

因聲波時差反映的是基質孔隙度［22］，但在K 油田KT-Ⅱ段的儲層中局部可能受到低角度縫或斜交縫影響，聲波時差增大，因此筆者利用上節引入的消除了裂縫影響的基塊聲波時差來計算基質孔隙度，采用經典的威里平均時間公式：

式中：φs為基質孔隙度；DT基塊為基塊聲波時差，μs/m；DTma為骨架聲波時差，μs/m；DTsh為純泥質聲波時差，μs/m；DTf為孔隙流體聲波時差，μs/m；C p為地層壓實系數。

利用上述確定的儲層總孔隙度減去基質孔隙度即為儲層的次生孔隙度φ2：

這里的次生孔隙度包含裂縫孔隙度和溶蝕孔孔隙度，儲層溶蝕孔孔隙度φc：

式中：φ2為次生孔隙度；φc為溶蝕孔孔隙度。

3.3 裂縫滲透率模型

在碳酸鹽巖儲層中，前人的研究表明裂縫滲透率與裂縫孔隙度成正比，與裂縫張開度的平方成正比［23］。裂縫張開度是指在測井縱向分辨率范圍內所有與井壁相切割裂縫張開度的總和。其計算方法最早是由斯倫貝謝公司西比特等人采用有限元法模擬出了不同角度、不同張開度條件下裂縫的雙側向測井響應提出的［24］，該方法提供了裂縫在不同產狀下的裂縫張開度計算模型，低角度縫或斜交縫張開度的計算模型［25］為

高角度縫或直立縫張開度的計算模型為

式中：ε為裂縫張開度，mm；Rm為泥漿電阻率，Ω·m。

利用儲層裂縫識別及處理方法的裂縫識別和產狀判別的結果，基于式（16）和式（17）便可計算出不同裂縫產狀條件下的儲層裂縫張開度。

進一步利用上述確定的儲層裂縫孔隙度和裂縫張開度，便可建立裂縫滲透率Kf的計算模型：

式中：Kf為裂縫滲透率，mD；參數b由取心物性分析或成像資料反演確定出來。

3.4 總滲透率模型

在K 油田KT-Ⅱ段的裂縫-孔隙型儲層中，裂縫對儲層總孔隙度的影響很小，但對總滲透率的影響卻很大，在取心井目的層段的取心分析孔隙度和滲透率的交會圖中（圖6），裂縫-孔隙型儲層和孔隙型儲層的巖心樣點能夠顯著區分，裂縫-孔隙型儲層樣點的分析滲透率因裂縫的存在可達到孔隙型儲層樣點的分析滲透率幾倍到上百倍。利用孔隙型儲層的巖心物性分析數據建立儲層基巖孔隙的滲透率解釋模型為

式中：K為儲層基巖孔隙的滲透率，mD。

圖6 K 油田KT-Ⅱ段儲層取心分析孔隙度與滲透率關系Fig.6 Relationship between porosity and permeability of KT-Ⅱsection in K oilfield

上述基巖孔隙的滲透率K解釋模型的相關系數R為0.800 9，反映儲層基巖孔隙的滲透率與孔隙度有較好的相關性。

在孔隙型儲層中，儲層基巖孔隙的滲透率即為儲層的總滲透率；在裂縫-孔隙型儲層中，除基質孔或溶蝕孔產生的基巖孔隙的滲透率外，裂縫滲透率Kf對改善儲層的滲流能力起著至關重要的作用，這時儲層的總滲透率Kt應是基巖孔隙的滲透率與裂縫滲透率之和［26］，即

式中：Kt為儲層的總滲透率，mD。

4 應用效果分析

利用本文提供的儲層裂縫識別和處理方法以及物性參數的解釋模型，對K 油田D 井KT-Ⅱ段儲層進行了常規的測井綜合評價分析（圖7），在3 197～3 265 m 的11 個儲層段內，一共劃分出了9個裂縫-孔隙型儲層段，其中1，2，3，4，6，7，8，10，11號油層均為裂縫-孔隙型儲層，5，9 號油層均為孔隙型儲層。

圖7 K 油田KT-Ⅱ段D 井3 197～3 265 m 段的測井解釋成果與產剖對比圖Fig.7 Log interpretation results and production profile comparison at 3 197-3 265 m of well D of KT-Ⅱsection in K oilfield

通過測井解釋與取心分析的孔隙度、滲透率對比分析表明，經過裂縫識別及參數計算的儲層總滲透率與取心分析滲透率能夠很好匹配，下面以1 號油層和5 號油層為例，分別對裂縫-孔隙型儲層和孔隙型儲層做進一步的對比分析。

1 號油層：測井解釋的儲層平均總孔隙度為6.1%，取心分析的孔隙度平均值為6.05%，利用本文提供的儲層裂縫識別及處理方法研究表明，該段具有裂縫和孔隙共同發育的特征，且裂縫的角度以低角度縫或斜交縫為主，為典型的裂縫-孔隙型儲層，解釋的儲層總孔隙度為6.1%，如果不考慮裂縫對儲層滲透率的貢獻，基巖孔隙的最大滲透率只有0.077 mD，這與取心分析的最大滲透率4.59 mD 相差較大，通過儲層裂縫參數的計算，儲層的總滲透率最大值為4.38 mD，能夠真實反映儲層的滲透性能，2007 年采用7 mm 油嘴的產出剖面結果證實1號油層產油量為67.7 m3/d，為全井最大產量的產出層段。

5 號油層：測井解釋的儲層平均孔隙度為10.4%，裂縫識別表明該儲層不發育裂縫，為孔隙型儲層，儲層的總滲透率最大值為0.36 mD，該層的孔隙度雖然比1 號油層的孔隙度大，但儲層的總滲透率遠小于1 號油層。根據2007 年采用7 mm 油嘴的產出剖面結果，該油層日產油7.8 m3，比裂縫-孔隙型儲層的1，2，3，4，6，7 和8 號層的日產油都少。

上述分析表明，裂縫對目的層段儲層的滲流能力的貢獻至關重要，本文研究所形成的裂縫識別及處理方法以及物性參數的解釋模型能夠滿足目的層段儲層評價的要求，支撐研究區油藏的合理高效開發。

5 結論

（1）利用補償中子最優化連續擬合確定基塊巖石電阻率、基塊聲波時差，并分別與深側向電阻率、聲波時差重疊綜合識別儲層裂縫以及判別裂縫產狀的方法能夠實現對K 油田目的層段油藏儲層裂縫相對準確的識別。

（2）本文建立的儲層裂縫孔隙度、裂縫張開度、裂縫滲透率、總孔隙度、次生孔隙度、總滲透率的定量解釋模型，實現了利用常規測井資料對K 油田目的層段裂縫性碳酸鹽巖儲層的定量表征。

（3）碳酸鹽巖儲層裂縫常規測井評價是K 油田油藏評價中必不可少的關鍵環節，為油藏合理高效開發提供可靠的儲層參數和解釋結果。