中東地區強非均質性碳酸鹽巖儲層測井評價方法及應用

薛宗安， 胡志方， 肖玉峰， 吳義平

(1.中國地質調查局油氣資源調查中心， 北京 100083； 2.中國石油勘探開發研究院， 北京 100083)

強非均質性碳酸鹽巖儲層是中東地區主要的油氣儲層，為淺海環境形成的孔隙型碳酸鹽巖儲層，儲層孔隙由于受后期成巖作用改造，孔隙結構復雜、非均質性強，綜合分析為高孔低滲孔隙型碳酸鹽巖儲層。針對強非均質性碳酸鹽巖儲層的測井評價方法一直是研究的重點領域，很多學者基于測井經驗模型對孔隙性碳酸鹽巖儲層的測井評價方法進行了探討，指出孔隙結構研究能為孔隙型碳酸鹽巖儲層評價提供可靠技術支持，實際應用中各類測井方法都存在局限性[1]，在建立儲層孔滲解釋模型上存在困難[2-6]，測井評價方法多集中于單測井方法及參數資料的應用，有必要針對孔隙型碳酸鹽巖的非均質性特點建立全面系統的儲層評價方法[7-10]，進而反映儲層孔隙的整體特征，以期建立儲層精確分類和整體評價的技術方法。筆者以碳酸鹽巖礦物巖石學、儲層地質學、地球物理測井學等多學科為基礎，依托多數據形成的技術方法，以巖心分析、鑄體薄片鑒定和核磁實驗等技術手段，對中東地區A油田非均質性碳酸鹽巖儲層測井響應機理進行深入研究，以儲層孔隙結構分析為切入點，綜合應用常規測井、核磁測井、成像測井和偶極聲波測井多種方法構建表征儲層孔隙結構的多個測井參數，對孔隙型碳酸鹽巖儲層孔隙類型和結構特征進行全面立體刻畫，創新形成以孔隙結構特征刻畫為核心的多測井參數儲層評價方法，建立儲層分類圖版，進行儲層類型劃分與評價。新的評價方法進行應用分析，評價效果與壓汞實驗結果對比驗證，證實此分類方法合理有效，可以提供更為精細的孔隙型碳酸鹽巖儲層評價，為該類儲層的勘探開發提供了技術創新和方法指導。

1 研究區概況

研究區A油田位于伊拉克中南部瓦希特省，距離首都巴格達約180 km(圖1)，油田發現于20世紀70年代, 油田面積為150 km2,石油最終可采儲量約為1.36×108t，天然氣可采儲量約為148×108m3。A油田構造上屬于美索不達米亞盆地前緣，美索不達米亞盆地是伊拉克中東部構造相對穩定、埋藏最深和沉積厚度最大的三級構造單元。在二疊紀末期進入早阿爾卑斯構造旋回階段，構造沉降使美索不達米亞盆地接受了較厚的以碳酸鹽巖為主的地臺型沉積。白堊紀時期，美索不達米亞盆地發育多期疊置的碳酸鹽巖緩坡、局限臺地、臺間洼地和開闊臺地等沉積亞相，油氣儲層主要分布在中生界白堊統，白堊系地層在縱向上分布多個含油層系，主要包括Khasib組、Mishrif組、Rumaila組和Mauddud組的碳酸鹽巖儲層，儲集層埋深為2 600～3 300 m，以孔隙型儲層為主，見少量裂縫和極少溶洞[11-19]。

圖1 A油田地理位置Fig.1 Geographical location of A oil field

2 儲層特征

2.1 礦物巖石特征

通過巖心分析與X衍射分析資料，A油田碳酸鹽巖儲層的礦物成分主要為方解石，各層段礦物含量對比可以看出，方解石占90%以上；白云石含量偏低，普遍低于10%；其余成分為酸不溶物。白堊統碳酸鹽巖儲層巖石類型主要有顆粒灰巖、生屑云質灰巖和泥晶灰巖。其中顆粒灰巖可分為生屑灰巖、含生屑砂屑灰巖、生屑砂屑灰巖和生屑綠藻灰巖，通過356塊巖心樣品的統計儲層中生屑顆粒灰巖含量是最高的(圖2)。灰巖中的生屑顆粒種類較多，主要包括瓣腮類、棘皮類、介形蟲、底棲有孔蟲(圓笠蟲、小粟蟲等) 、綠藻類(仙掌藻和粗枝藻為主) 和浮游有孔蟲。生屑顆粒灰巖中生物屑顆粒占65%～80%，含少量灰泥，部分層位的儲層中還能見到厚殼蛤生物碎屑。

圖2 A油田白堊系碳酸鹽巖儲層巖石類型統計Fig.2 Statistics of lithological type in Cretaceous carbonate reservoir of A oil field

2.2 物性特征

依據6口井1 523塊巖石物性分析樣品統計結果，儲層最大孔隙度為30.2%，平均孔隙度19.1%；最大滲透率784.0×10-3μm2， 平均滲透率約17.6×10-3μm2。孔隙度集中區間在20%～25%[圖3(a)]，滲透率小于10 mD的占65%以上[圖3(b)]。可以看出A油田的儲集層孔隙度較大，但滲透率差別較大，根據碳酸鹽巖儲層分類標準，儲層屬于中高孔中低滲儲層。

圖3 A油田白堊系碳酸鹽巖儲層物性Fig.3 Physical properties of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

2.2.1 孔隙類型

A油田碳酸鹽巖儲層主要孔隙類型以粒間溶孔、晶間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔和藻模孔為主，可見少量殘存的原生粒(晶)間孔和生物體腔孔(圖4)。大多數儲集空間孔喉結構都較細，一般為微米級別，少數溶蝕孔洞孔徑大于1 mm。細小孔隙空間十分發育，孔隙之間以泥屑間的粒間孔隙作為喉道相連通，喉道細小，短而窄。儲集巖孔隙空間的連通主要受細小喉道所控制，喉道的大小和形態成為儲層滲透性好壞的關鍵因素。

圖4 A油田碳酸鹽巖儲層鑄體薄片和掃描電鏡照片Fig.4 Casting thin section and SEM photos of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

2.2.2 孔隙結構特征

由于后期成巖作用改造程度高，儲層非均質性強、孔喉結構復雜，具有明顯的雙孔隙特征。壓汞實驗的毛管壓力曲線是進行孔隙結構分析最直接有效的資料[19-20]，選取研究區98塊巖心樣品的壓汞實驗數據，統計結果顯示樣品中直徑0.2～4 μm喉道控制的平均孔隙體積百分數占56%；小于0.2 μm喉道控制的平均孔隙體積百分數為26%；大于4 μm喉道控制的平均孔隙體積百分數為18%。單塊樣品中不同級別喉道的分布也存在較大差別，整體反映孔隙喉道分選不好。根據毛管壓力曲線形態和最大進汞飽和度可以把儲層分為好、中等和差三類。好儲層毛管壓力曲線為粗歪度，分選良好類型，曲線偏向坐標軸左下方，最大進汞飽和度85%～90%，表征為粗孔大喉或粗孔中喉型儲層[圖5(a)]；中等儲層毛管壓力曲線為中等歪度,分選較好類型，曲線略偏向坐標軸左下方，最大進汞飽和度85%～90%，表征為粗-中孔中-細喉型儲層[圖5(b)]；差儲層毛管壓力曲線為中等歪度,分選較好類型，曲線略偏向坐標軸右上方，最大進汞飽和度75%～80%，表征為中孔中-細喉型儲層[圖5(c)]。

2條曲線分別為2個樣品的測試結果圖5 A油田白堊系碳酸鹽巖儲層孔隙結構Fig.5 Pore texture of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

3 測井評價方法應用

3.1 測井參數優選

通過剖析各測井方法的基本原理，綜合對比各測井方法在儲層評價的作用，總結各測井解釋參數的優勢[20-31]，形成了白堊系碳酸鹽巖儲層測井評價體系。常規測井方法中的孔隙度曲線在儲層巖性識別和儲層有效性劃分方面具備明顯優勢，通過孔隙度曲線計算的孔隙度與巖心分析孔隙度吻合度高，因此儲層識別和層段劃分優選常規測井參數，確認常規測井獲取的體積密度(volume density，RHOB)ρb和聲波時差(acoustic slowness， DT)Δt曲線對識別儲層孔隙效果明顯，且數據可靠，獲取方便，因此將其確定為儲層劃分和評價的優選參數；成像測井在孔隙類型劃分和孔洞參數定量計算方面效果顯著，孔隙類型綜合判斷優選使用成像測井參數，成像測井面孔率(image logging area，AREA)可以識別孔隙類型，對孔隙型儲層評價很好的表征作用，可作為儲層孔隙類型評價的優選參數；核磁測井對孔隙結構分析評價具有獨特優勢，可以進行儲層孔隙分布的刻畫，選取合適的弛豫時間T2截止值進行滲透率的準確計算，因此核磁測井參數成為孔隙性碳酸鹽巖儲層測井孔隙結構評價的優選參數，核磁測井橫向弛豫時間T2對數平均值(T2logarithmic mean，T2LM)對孔隙結構評價效果明顯，可以區分孔徑尺寸大小，定量表征儲層孔滲性能的優劣，對核磁測井T2LM進行優化計算后可以作為儲層孔隙結構評價優選參數；偶極聲波測井可以刻畫儲層的各向異性特征，作為儲層孔隙發育程度的優選測井方法，偶極聲波測井數據處理后獲取的偶極橫波各向異性參數(anisotropy, ANI)可以用于表征孔隙型碳酸鹽巖儲層發育程度的參數。

3.1.1 視阻抗

聲波時差測井(DT)能反映孔隙型碳酸鹽巖儲層基質孔隙發育程度，補償密度測井(RHOB)能反映儲層總孔隙發育程度，利用聲波時差和補償密度數據根據波阻抗的原理構建視阻抗Z用來定量評價儲層的孔隙發育程度和孔隙結構特征[式(1)]，優化儲層基質孔隙與次生孔隙發育程度好壞差異的評價，突出對研究區儲層孔隙結構的分析，與單孔隙度測井參數相比，Z值綜合反映了儲層孔隙結構的變化。此參數主要受儲層巖性和物性的影響，流體性質影響較小,Z值越大說明孔隙結構越差。通過Z值與巖心分析滲透率的對數交會后分析(圖6)，Z值與滲透率的相關性可達90%左右，可以看出Z值不僅反映儲層孔隙特征，而且能定量刻畫儲層滲透特性。視阻抗表達式為

圖6 A油田白堊系碳酸鹽巖滲透率與視阻抗參數Z交會圖Fig.6 Cross plot of permeability and pore texture parameter Z of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

(1)

式(1)中:Z為視阻抗，g/(cm2·μs)；RHOB為密度測井值，g/cm3；DT為聲波測井值，μs/ft。

3.1.2 T2對數平均優化參數

核磁共振測井橫向弛豫時間T2值大小可以有效反應儲層孔隙的孔徑分布，定量表征儲層的孔隙結構特征。T2LM是對T2取對數平均值后得到的參數，能定量反映儲層整體孔喉半徑的大小，T2LM值越大，代表儲層孔隙整體孔徑越大，儲層滲透性越好。通過對研究區儲層物性特征的研究，大孔隙對儲層的貢獻值明顯高于小孔隙，為突出儲層中大孔隙對孔滲特征的影響，構建優化的評價參數T2LMY，在計算T2LM公式中對較大的T2值增加權重進行計算，T2LMY值可以進一步優化儲層的孔隙結構分類，便于尋找孔滲發育程度更高的儲層。研究區碳酸鹽巖儲層的孔隙受溶蝕作用改造強烈，非均質性強，孔徑大小分布不均，經過巖心核磁分析結果與巖心鑄體薄片分析結果對比，在研究區儲層核磁測井評價分類中確定把T2>400 ms的數值進行增加權重分析(圖7)。

圖7 A油田白堊系碳酸鹽巖核磁T2 分布Fig.7 NMR T2 distribution of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

選取Halliburton 公司的MRIL-P型核磁儀器所測數據進行參數計算，該儀器數據處理T2值在0.3～3 000 ms范圍可以反演得到30個數據點(T2，1～T2，30)，每個點的數據代表其T2譜峰值大小。通過對數平均值法，對T2>400 ms的數據進行加權，求得T2LMY的值，計算公式為

T2LMY=

(2)

式(2)中：T2LMY為優化的T2LM值,ms；T2，1,T2，2,…，T2，30為T2的反演數據點,ms。

3.1.3 面孔率

成像測井數據通過電阻率刻度和孔隙度標定, 可以用于井壁地層剖面孔隙度特征的直觀解釋[32-33]。研究區孔隙性碳酸鹽巖儲層的孔隙主要是由溶解淋濾作用形成的溶洞和溶孔，孔洞邊緣的低電阻率圖像異常呈圓滑的侵入狀,說明溶蝕孔洞與周圍地層的電阻率是逐漸變化的，這是溶蝕孔洞識別的主要依據。運用成像測井處理軟件中圖像灰度值直方圖進行圖像分割，提取孔洞的圖像特征，利用分段域值算法求取分割域值T1和T2，研究區儲層分析中選T1=50、T2=100，進行孔洞的面孔率參數AREA計算。面孔率AREA指的是對單位井段內全部有意義的灰度目標體進行積分后與總面積的比率，計算公式為

(3)

式(3)中：T1、T2為圖像分割的閾值；H(D)為灰度直方圖分布函數。

選取孔洞發育的ADx井儲層發育段作為分析目標，通過電成像圖像計算后得到面孔率參數AREA，與巖心分析結果比較(圖8)，成像測井AREA計算結果吻合度高。證明成像測井計算面孔率作為儲層分類和評價的參數比較合理。

圖8 A油田白堊系巖心與成像測井面孔率對比Fig.8 Comparison of core and image log AREA in Cretaceous carbonate reservoir, A oil field

3.1.4 偶極聲波各向異性參數

地層各向異性指地層在測量方向上物理特性的差異。在偶極聲波測井中，一般反映為礦物顆粒、層理、裂縫或應力的空間排列引起波速隨方位而變化。偶極聲波各向異性ANI的計算與橫波的快慢時差相關。研究區孔隙型碳酸鹽巖儲層孔隙發育帶的偶極聲波各向異性主要由孔徑的大小引起的。大孔徑發育帶各向異性特征明顯，ANI值偏大，此現象可以作為孔滲發育帶的識別特征。ANI的計算公式為

(4)

式(4)中：DTS為橫波的慢波時差，μs/ft(1 ft=30.48 cm)；DTF：橫波的快波時差, μs/ft。

3.2 測井儲層分類

利用5口井優選測井參數約500個點的數據，運用多參數交會圖分析方法，形成多參數約束的孔隙型灰巖儲層測井評價新方法，建立視阻抗(Z)-核磁T2對數平均值(T2LMY)-成像面孔率(AREA)-偶極各向異性參數(ANI)交互評價圖版(圖9)。圖版的地球物理意義是對儲層孔隙的聲電學和電磁學等特征的綜合表征，減少了巖性和孔隙流體的影響，針對儲層儲集空間的特性，重點選取體現儲層發育優劣的孔隙結構和孔徑特征為表征對象，可以達到全面有效評價儲層孔隙特性的目的。

圖9 A油田白堊系碳酸鹽巖儲層多參數評價圖版Fig.9 Multi-parameter reservoir evaluation chart of Cretaceous carbonate reservoir, A oil field

根據解釋圖版擬合特征，參照視阻抗參數Z和核磁測井T2LMY分類原則，結合成像面孔率AREA和偶極橫波測井參數ANI對比分析，研究區孔隙型碳酸鹽巖儲層可以分為四類。其中Ⅰ類為好儲層，Ⅱ類為中等儲層，Ⅲ類為差儲層，Ⅳ類為非儲層(表1)。

表1 儲層分類表Table 1 Table of reservoir classification

4 應用分析

4.1 應用實例

選取研究區AD1X井Mishrif層組進行多測井參數分類圖版應用效果分析驗證，根據儲層巖性特征，把本層組儲層劃分為四段分析(圖10),選取相關分類評價參數，使用圖版進行儲層分類，各段分類參數見表2。

圖10 A油田Mishrif層測井評價綜合圖Fig.10 Comprehensive log evaluation plot of Mishrif layer in A oil field

表2 Mishrif組儲層評價參數統計表

4.2 效果分析

通過測井解釋圖版識別的儲層類型與壓汞分析獲得的結果對比，可以判斷分類結果是否合理。壓汞實驗分析得到的排驅壓力和對應孔喉半徑可以用來驗證不同類型儲層的分類結果。經分析AD1X井Mishrif層四種類型的壓汞資料可以看出，Ⅰ類儲層的排驅壓力小，對應孔喉半徑大；Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲層排驅壓力依次升高，對應孔喉半徑逐漸減小(表3)。孔隙結構直方圖顯示Ⅰ類儲層孔喉半徑集中在2.5～9.4 μm，少數可以達到37.8 μm[圖11(a)]；Ⅱ類儲層孔喉半徑集中在0.60～4.50 μm，少數可以達到9.4 μm[圖11(b)]；Ⅲ類儲層孔喉半徑集中在0.60～2.60 μm[圖11(c)]；Ⅳ類儲層孔喉半徑集中在0.15～1.60 μm[圖11(d)]。由圖11可知，大孔喉對滲透率K值貢獻最大。

圖11 A油田白堊系碳酸鹽巖不同類型儲層孔喉分布Fig.11 Pore throat distribution of different type Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

表3 儲層類型和排驅壓力及孔喉半徑對應表Table 3 Corresponding table of reservoir type, displacement pressure and radius of pore throat

通過壓汞分析結果可知，基于多測井參數的儲層分類與巖心實驗結果吻合性高，可以有效表征儲層特征，指導進行精確儲層分類評價。

5 結論

(1)中東地區A油田白堊系碳酸鹽巖儲層以顆粒灰巖為主，主要發育粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔和藻模孔等孔隙類型，孔隙結構為中孔中-細孔喉，儲層孔隙受后期成巖作用改造強烈，非均質性強。

(2)優選的測井參數視阻抗Z、T2對數平均優化參數T2LMY、成像面孔率AREA和各向異性參數ANI與儲層的滲透率、孔喉半徑和孔隙結構相關性強，能定量表征強非均質性碳酸鹽巖儲層的特征，通過建立儲層評價圖版，將A油田儲層類型分為成4類。

(3)經過實例分析和巖心實驗數據對比，利用多參數聯合表征的強非均質性碳酸鹽巖儲層評價結果與壓汞實驗分析的孔喉結構吻合度極高，驗證了多測井參數碳酸鹽巖儲層評價方法的有效性和實用性。