致密儲層測井評價技術及發展方向

劉美成

(中國石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

0 引 言

致密油藏是指以吸附或游離于烴源巖、且未發生大范圍長距離運移而聚集一起形成的油藏。李寧等[1]對中國致密油藏的定義參數為：孔隙度小于5%，滲透率小于1.000 0 mD(基質滲透率小于0.100 0 mD)。按滲透率的不同可將致密油藏劃分為標準致密油藏(0.010 0～0.100 0 mD)、致密油藏(0.001 0～0.010 0 mD)和超致密油藏(0.000 1～0.001 0 mD)。據統計，中國致密油藏油氣儲量占世界總儲量的近一半，油氣產量占世界總產量的80%以上[2]。中國致密油藏連續性好、層數多、單層薄、累計厚度大[3]，儲量豐富，前景十分看好。致密儲層測井評價的挑戰是多方面的，孔隙度和滲透率很低，儲層礦物和黏土礦物的分布、形成流體和儲層性質也非常復雜。賈承造等[4-6]認為，由于致密儲層空間錯綜復雜，儲層非均質性往往較強，需要客觀評價致密儲層質量，與碎屑巖儲層相比，由于致密儲層具有非均質性、各向異性等諸多特性，極大地影響了致密儲層測井評價的準確性。致密油藏的空間結構和各向異性復雜，因此，比均質多孔油藏勘探開發難度大，也是測井分析方法研究的前沿課題[7-8]。前人在碳酸鹽儲層測井評價、成藏特征等方面開展了大量研究[9-11]，但是對于致密儲層測井評價技術研究不夠深入和系統，并且隨著致密油勘探技術迅速發展，需要總結出不同于常規砂巖開發的一系列特殊勘探技術[12-14]，為國內外類似致密油藏提供借鑒。致密油儲層測井評價技術對勘探開發十分重要，該文主要總結了致密油儲層測井評價相關技術，歸納了目前多種新技術在致密油儲層評價上的應用和探討了未來技術的發展方向，進一步對致密油藏后期高效開發打下堅實基礎。

1 致密儲層測井技術評價

致密儲層評價的重要任務是進行儲層空間分類，明確不同類型儲層對應的測井響應模式。致密油藏評估的核心是孔隙結構的組合和性質。根據不同類型油藏開采的測井響應特點，主要分為裂縫性油藏、裂縫性孔洞型油藏和孔洞型油藏。準備工作包括收集全套測井數據和使用高級測井技術所需的核心參數，由于致密儲層巖石的滲透率極低，許多實驗室巖心測量需要數周或數月才能完成，需要采用先進測井技術提高時效性。

1.1 常規測井評價

常規測井方法對當前的常規儲層分析仍然很重要，常規測井評價指中子、聲波、密度等方法和手段，能有效解釋中高滲儲層的孔隙參數，但無法確定致密儲層中的孔隙參數，且存在很大的模糊性和局限性，目前在常規儲層應用仍然十分廣泛。致密儲層主要由石灰巖、白云巖等組成[15-17]。致密儲層巖石力學性質主要是指巖石在應力作用下的彈性、塑性、脆性等力學性質，包括泊松比、楊氏模量、剪切模量、體積模量、抗壓強度、剪切力、抗拉強度等參數。致密儲層主要以粉砂巖為主，由于各種巖石的形成時代、裂縫系統均不相同，導致不同的巖石具有不同的力學性質。測井數據與現場應力分析密切相關，可以更直觀地反映儲層地質特征、油井生產條件等信息。描述和分析地應力和巖石學特征是一種更常見和有效的技術路徑，可通過常規測井資料獲得。當前致密儲層測井評價面臨日益復雜的地質條件，給測井評估帶來了重大挑戰。通過結合巖心、測井、錄井等資料研究巖石的力學性質，建立巖石力學性質和參數剖面的計算模型，確定影響地應力條件和井穩定性的地質因素，可有效地縮小勘探范圍和提高勘探水平。總的來說，巖石的力學性質是致密儲層測井評價和改造措施制訂的重要依據和技術支撐。

常規測井評價致密儲層滲透率首先要建立相應的測井解釋模型。一般的流程是先根據測井響應和流動單元建立一定的關系，從而識別出不同的流動單元，再由建立的關系模型去解釋。滲透率是致密儲層評價和開發的重要參數，因此，致密儲層測井評價常用于地層參數研究，以獲得連續的地層滲透率數據。前人基于對大量測井數據的分析和推導得到許多常規測井評價含油飽和度模型[18]，其中應用最廣泛的是阿爾奇公式。含油飽和度是測井分析最重要的計算參數，是評價含油性能的重要標準，在定性和定量評價以及解釋中起著非常重要的作用，含油飽和度的準確計算是致密油藏定量評價的難點之一。目前，已經建立了30多個基于砂巖儲層頁巖分布的含水飽和度模型，大部分砂巖方程使用體積模型與阿爾奇方程并行，并做出不同的假設，都是經驗性的。研究不同地區、不同儲層特征、不同條件，得到的含油飽和度存在較大誤差。因此，需要根據致密油的地質特征，選擇多種模型進行試算分析，選擇最適合的進行應用。根據阿爾奇公式，得到地層礦化度較高時砂巖的傳導規律，提出了基于純砂巖的傳導模型，建立了適用于致密砂巖的模型巖石飽和度公式[19]。

1.2 數字雙側向測井評價

數字雙側向測井技術在致密儲層測井評價中應用廣泛，能解決常規測井不能解決的致密儲層孔隙結構識別的難題，但是對數據精度要求較高。該技術使用中子和密度曲線的交點來計算總孔隙度，致密油儲層通常具有很高的電阻率響應。致密儲集空間類型主要是孔、縫、洞，對致密油儲層而言，裂縫和非均質性研究必不可少[20]。致密儲層基質物性差，主要靠裂縫和洞儲存流體。致密儲層進行實驗室關鍵分析，包括孔隙度、滲透率、壓汞測量、XRD、薄片巖石學和核磁共振分析，目標之一是評估致密儲層巖石的成分和成因特性，特別是孔隙類型、裂縫、白云巖、黏土成分和膠結成分。致密儲層物性條件差，儲集空間類型主要由微孔、微裂隙組成，占儲集空間的80%，為典型的(微)裂縫-(微)孔隙型儲層。儲層中泥質含量是影響雙側向測井電阻率準確性的主要因素，裂縫發育程度、泥漿侵入程度等因素也有影響。通常來說，在裂縫發育的儲層段[21]，主要有2種顯示形式：①深淺側向表現出正幅度差異，表明發育有高角度的裂縫，正是由于這種裂縫的存在導致了正幅度差異； ②由于低角度裂縫發育導致深電阻率降低，從而形成了負幅度差異。綜合現有的資料可知，常用邊界元法、有限元法、有限差分法和數值模式匹配法等數值分析的方法模擬出裂縫性發育的巖石雙側向測井響應，然后進行不同傾角裂縫的分類單獨分析。測井曲線的總孔隙度一般與以中子和密度表示的孔隙度相反，在烴源巖中，核磁共振孔隙度似乎表明存在少量可動流體，大小通常在一個數量級以內。因此數字雙側向測井評價應結合致密儲層流體分析，這樣結果更加真實可靠。

數字雙側向測井評價方法早期在四川盆地龍王廟組致密儲層分析方面發揮了重要作用，目前在吉林油田扶余油田得到廣泛應用，該方法的優點是比較直觀和快速。然而，該分析方法的局限性在于需要每口井都有完整的測井解釋曲線。吉林油田致密儲層的埋深為1 750～2 600 m，厚度為2～10 m，孔隙度為2%～3%，滲透率為0.100 0～1.000 0 mD，平均單井日產油量為0.5～2.0 t/d，屬于低孔、低滲油藏(表1)[22]。致密油藏以三角洲前緣沉積為主，河道砂體發育，重疊關系復雜，儲層發育比較連續，但大多數儲層致密且非均質性強。因此，致密油儲集層的典型地質特征可以概括為：在致密儲集層上覆和下伏的圍巖一般是巖性相同的儲層，儲層空間、巖石學特征和巖電特征一般受沉積環境的控制。

表1 吉林油田致密儲層油藏特征及儲集條件參數

微裂縫主要由構造作用形成，此外還有少量因成巖作用產生的收縮縫等。熒光薄片鑒定結果表明，這些大面積發育的微孔、微裂縫都具有比較好的含油氣條件，不僅是有效的儲集空間，也是油氣滲流的重要通道[23]。致密儲層巖石類型多樣，巖性既有半深湖-深湖淡水環境下形成的粉-細砂巖、泥灰巖和泥晶云巖等，又有濱淺湖半咸化-咸化環境下形成的云質粉細砂巖、砂屑云巖、粉-細砂巖和泥晶灰(云)巖等。

(1) 裂縫儲層：當自然伽馬值低且低角度裂縫和網狀裂縫發育時，孔隙度增大，高角度裂縫發育時，孔隙度接近于石灰巖基質的孔隙度或密度孔隙度。由于孔隙度增大，聲波曲線可能會局部增加或跳過波，在FMI上裂縫呈暗黑色的條帶狀。

(2) 裂縫-孔洞型儲層：自然伽馬值低且鈾含量高。在高電阻背景下，孔隙度增加，電阻降低，導致FMI圖表上出現暗正弦帶和暗黑點或斑塊。

(3) 孔洞型儲層：由于溶洞完全充滿或部分充滿泥漿，自然伽馬值高，溶洞孔徑較大。大型孔洞在成像測井中不易識別，可通過鉆井井漏、鉆具放空、鉆時增加和井徑變化等方法識別。如果溶洞內部填充物比較大，則可近似把填充物當成是地層的一部分。數字雙側向測井評價方法可以有效評價不同的儲層類型并按照一定的標準分類(圖1)[24]。

圖1 扶余油層測井解釋評價

1.3 核磁共振測井評價(NMR)

核磁共振測井評價原理是利用測井數據研究巖石孔隙結構特性的掃描電鏡或CT掃描作為最終結果。與以中子和密度表示的孔隙度相反， 核磁共振評價孔隙度與富含有機質泥巖的預期孔隙度一致。在致密儲層評價中，核磁共振孔隙度結果較小時表明存在少量可動流體。由于部分飽和樣品的實驗室NMR測量結果可能偏大，NMR結果需要以測井數據為基礎加以校正，因此，核磁共振測井的孔隙度通常用作最終結果。NMR測井測得的信號與不同大小孔隙中形成的水信號疊加，通過復雜的數學擬合得到NMR 的T2分布，因此，T2分布反映了巖石孔隙大小和大孔隙分布，這是利用核磁共振數據研究儲集巖孔隙結構的基礎。

核磁共振測井評價結果對致密油藏的“甜點”評價方面起著重要作用，但由于有利相帶內的巖層并不完全由儲集層“甜點”區組成，欠發育的巖層也會限制致密油儲層的富集。致密油富集“甜點”最終受有利成巖相和裂縫的控制，不同地質條件致密油富集程度也不相同(表2)，溶蝕孔、洞、縫為致密油的富集提供了運聚空間。

表2 致密油差異化富集評價標準

例如瑪湖油田在核磁共振測井評價方面應用較多，可以定量識別流體分布(表3)，致密儲層流體識別所面臨的挑戰是多方面的： ①致密儲層孔隙度和滲透率均很低，儲層礦物和黏土礦物、地層流體以及儲層性質的分布也十分復雜；②在采用油基泥漿(OBM)鉆井時，由于泥漿濾液的侵入，使鑒別輕質油和中質油變得十分困難，同時也會妨礙測井分析的正確性，這是由于鉆井期間和取巖心過程中會發生脫水和潤濕性轉換。在這種富含挑戰性的環境下，為了對儲層有更加深刻的認識，需要進行流體體積和滲透率的測定。常用表征致密儲層流體的方法有正態分布法、三孔曲線疊加法、飽和度法。核磁共振測井評價適用于孔隙度較高、頁巖含量較低的地層，但不適用于孔隙度較低、傾斜角較小的裂縫性儲層。核磁光譜分解技術(如差分位移譜)可用于解釋流體成分和定量孔徑分布，這對致密儲層特別有效，但對流體的分布評價結果不準確。

表3 致密儲層核磁共振流體分析

瑪湖油田核磁共振測井評價主要是基于衰減時間與測量信號幅度之間的包裹面積關系來反映儲集巖的孔隙結構和流體分布，同時，顯示的振幅與巖石含量呈正相關。因此，核磁共振所使用的巖石物理模型是使用密度、中子、光電、聲學和測井數據來估計的，并且增加了由射線衍射、巖石學數據和測井工具提供的井下元素測量值，該模型用于估計流體體積。在核磁共振測量結果和測井評價的飽和度模型中輸入相關參數，然后利用測井數據計算原油、自由水、結合水和黏土結合水的體積。在每個更新步驟，分析飽和度模型的收斂性以確保可靠性，因此，核磁共振測井技術具有廣泛應用前景。該方法的優點在于識別致密儲層斷層面和特殊巖石構造，裂縫、孔洞等參數定量分析(圖2)[25]，并且可以實現不同孔隙度的定量分析，是目前的測井評價的主要應用方法，目前在四川盆地沙溪廟組致密氣和新疆致密油藏測井評價中得到廣泛應用。該方法缺點在于成本較高，需要借助微電阻率成像測井儀所得到動態圖像等處理成果。

圖2 瑪湖油層核磁測井解釋評價

1.4 地球化學元素測井評價

致密儲層的裂縫通常是不連續的，骨架結構顆粒中含有大量的鉀長石和鈣質顆粒[26-29]。鈣顆粒包括石灰石薄片、球狀顆粒和其他重結晶的非框架碳酸鹽顆粒。泥質粉砂巖和砂巖中有許多碎屑基質，所有含鐵白云石都以結晶形式存在，并圍繞在無鐵白云石的邊緣。地球化學元素測井主要是利用樣品組分結果和測井評價相結合開展評價，在地球化學元素測井評價中，發現致密儲層樣品中方解石膠結物填充了所有原生孔隙，并且觀察到同軸石英過度生長和少量黃鐵礦(表4)。用地球化學元素測井數據進行參數評估時要考慮的因素包括儲集巖、富含有機物的成油層和蓋層，另外致密儲層巖石的潤濕性可能是一個測井評價需要研究的問題，需要進一步分析以了解儲層巖石的潤濕程度，一般油井使用含油泥漿會改變巖石的潤濕性。原始潤濕性是未知的，借助核磁共振記錄，可以測量巖石的原始潤濕性。只有了解這些巖石的巖石物理特性，才能評估石油生產潛力。描述致密儲層性質的另一個目的是描述天然裂縫系統，以引導生產井鉆出大量開放裂縫，這樣有利于致密油的勘探評價。地球化學元素測井評價最重要的目的是了解這些巖石中的礦物成分和物性特征，大多數測井評價方法無法區分礦物成分的變化，但由于地球元素復雜，導致解釋結果有一定的多解性。

表4 致密油藏礦物組分與組分含量

地球化學元素測井原理是通過獲取的地球化學元素數據確定致密儲層的礦物成分，該方法主要通過檢測中子反應在地層中產生的伽馬射線識別地層。例如，硫用于檢測硬石膏的分布，鎂用于識別白云石，鋁用于識別黏土。地球化學元素測井表觀電阻率(綠色)、鈾、釷(深綠色)和鉀(紅色)等。致密油儲層埋深普遍大于3 650 m，并且經歷了多次構造運動，地質條件復雜，大多數致密儲層多屬于裂縫性致密儲層，其儲層物性差，油氣儲集空間及滲流通道多以微孔、微喉和微裂縫為特征，低孔、低滲、非均質性強。一般而言，致密儲層具有高電阻率、中子伽馬增加的電學特性，而大尺度石灰巖的電學特性則是自然伽馬值低、電阻率和中子伽馬減少。致密儲層巖石成分、成因復雜，巖石結構特殊，常發育多種類型的混合沉積。結合巖石成因，劃分出多種巖石類型。其中，灰巖為生物成因，含量超過50%，結晶灰巖分為2類：①破碎后強烈重結晶形成的中-細晶灰巖；②原地化學沉積形成的泥-粉晶灰巖，部分白云石化形成的泥-粉晶白云巖，砂質巖是由于強烈水動力作用，在化學沉積泥-粉砂方解石而形成的粒狀石灰巖。

地球化學元素測井方法的優點是通過測定井筒光譜來確定地層元素的含量，由元素含量獲得致密儲層滲透率等物性參數，比較容易獲得直觀的參數，目前在渤海海上致密儲層測井評價應用較多。該方法的缺點是礦物學上的任何變化都伴隨巖石顆粒的大小、形狀、形態的變化，這些變化直接影響測井評價的結果。

1.5 成像測井評價

低孔、低滲致密儲層的測井評價一直被公認為是很有挑戰性難題。目前常規直井評價技術較為成熟，成像測井資料可真實地反映裂縫的形態，尤其是動態、靜態相結合的成像測井[30]，需要注意電成像資料判斷的溶洞大小存在較大誤差。生物風化殼的有效儲層識別是致密儲層測井評估面臨的挑戰之一。與以往的研究不同，在建立儲層沉積物微表面圖像測井分析技術時，首先闡明儲層沉積物，而不是僅僅將特定的沉積地質模型劃分為測井圖像。根據致密儲集層的水動力沉積模型，可進一步將其歸類為致密儲層反射特征，致密儲層一般成像測井圖像顯示土墩形態、泥丘形態等，多井巖石圖像的回傳和描述系統地建立了致密儲層沉積模式與電成像測井成像特征的對應關系。致密儲層測井沉積物可進一步劃分為砂巖殘留層、垂直滲透帶、基巖等，每個表層在測井圖像中也很明顯，各不相同。通過多口井取心，用巖心數據標定成像測井數據，明確每個儲層沉積物的準確性和電成像測井圖像的表征，根據成像測井中反映地應力的豐富數據特征，可以采用多種方法確定地應力方向。

該方法的優點是致密儲層流體識別具有獨特優勢，非均質致密巖石構造的測井響應特征與常規儲層非常相似，如果沒有成像測井，識別起來比較困難。目前該方法在鄂爾多斯長7致密油藏識別中應用廣泛，在松遼盆地古龍地區也已經開始應用。該方法的缺點是致密儲層裂縫面的邊界由于受到溶蝕和沉淀作用，采用成像測井方法會導致邊界識別不清晰等問題。

2 致密儲層測井發展方向

隨著時代的進步，未來信息化數學定量分析的前提是應用測井資料結合相應的數學方法，這在致密儲層評價中尤為重要。未來，評價致密儲層測井方法主要包括神經網絡方法、向量機法以及大數據分析法。

(1) 神經網絡法。神經網絡模型的原理主要是運用大數據方法、聚類分析等開展測井評價，該方法是未來主要的發展方向。近年來，神經網絡模型在致密儲層測井評價中的應用較多，該方法用于綜合識別致密儲層類型和判別流體性質，模型選定對象應具有代表性，否則誤差較大。該方法的缺點是會使研究范圍受限，隨著儲層孔隙結構越來越復雜[31-32]，研究越深入局限性越大。

(2) 向量機法。向量機法的原理主要是運用線性算法開展測井評價，該方法是基于不同數據體構建不同計算模型。向量機法在非常規油藏的勘探評價領域有比較多的應用，包括巖石流體識別和儲層厚度預測等，該方法在解決模式識別方面具有獨特的優勢，不足之處在于很大程度上依賴于函數的選擇，此外還需注意該方法在訓練和測試速度與規模方面的影響。

(3) 大數據分析法。大數據分析方法是使用一組先進的測井探測器獲取有意義的分析數據[33-39]，包括偶極聲波、核磁共振(NMR)、顯微成像、光譜伽馬射線和地球化學成分分析。該方法將該數據與實驗室關鍵測量值進行比較和校正，測井和關鍵數據取自垂直先導井，然后從先導井橫向鉆至地層。實驗室的關鍵測量有助于了解地層的礦物成分、地層流體、孔隙度、滲透率。核磁共振測量有助于確定地層的孔隙度，元素分析數據有助于確定地層的礦物成分。在確定流體體積和推導滲透率估計值方面，實驗室確定的流體體積與核磁共振確定的流體體積之間的充分匹配至關重要。二維核磁共振可用于分析不同的流體類型并量化單一流體的體積，描述了從適用于這些儲層的礦物組成推導出來的巖石物理模型。大數據分析法對核心數據的徹底分析是完成核磁測井評價的關鍵，核磁共振和地球化學元素測井等先進的測井技術增加了對這些數據的應用。

3 結論與建議

(1) 以成像測井、數字雙側向、核磁共振測井等為代表的致密儲層新測井技術，在致密儲層孔隙結構識別、流體識別等方面的具有獨特優勢，這些技術前景十分看好。

(2) 未來致密儲層測井評價技術需要結合其他方面的資料如實驗室分析化驗、動態監測資料等，才能夠進行定性半定量程度的評價工作。

(3) 建議深化致密油儲層的測井響應數值化、信息化方面的研究。