缝洞性碳酸盐岩储层测井评价技术

朱国璋，吴见萌，葛祥，缪祥禧

（中石化西南石油工程有限公司测井分公司，四川 成都610100）

0 引 言

四川盆地AZ长兴组缝洞性储层埋深5000～7000m，储层岩性为溶孔残余生屑白云岩、含生屑溶孔白云岩、溶孔粒屑白云岩及生屑灰岩等，储集类型为溶蚀孔洞型和裂缝－孔洞型［1－4］。通过对AZ长兴组取心段586个样品统计，平均孔隙度为4．04%，渗透率主要集中在0．1～10mD＊非法定计量单位，1mD＝9．87×10－4，μm2，下同之间，储层以低孔隙度特低渗透率为主，部分中低孔隙度低渗透率储层［5］。

针对缝洞性储层特征，本论文阐述了4个难点技术：基于电成像谱分析法的高电阻率储层有效性评价技术；考虑孔隙结构的影响，改进了Pickett交会图版，适用于缝洞性碳酸盐岩储层流体识别与应用；以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础，形成了缝洞性储层核磁共振T2气水识别技术；基于气层孔隙度和有效厚度（限于Vsh≤10%、φ≥2%、Sw≤20%）的乘积累加的缝洞性储层产能预测技术。这些技术能有效解决缝洞性储层测井评价难题。

1 储层有效性评价

四川盆地AZ长兴组缝洞性储层非均质性强，裂缝及溶蚀孔洞发育，因此，裂缝及溶蚀孔洞的有效性判别是缝洞性储层评价的关键。前人研究表明，对于海相碳酸盐岩，当Rd≥10000Ω·m时，储层的有效性较差，一般可视为非储层［6］，但四川盆地AZ长兴组则发育类似高电阻率层（Rd≥10000Ω·m）的优质储层，针对这类储层，储层的有效性判别是缝洞性储层评价的难点。因此，综合利用斯通利波能量衰减、静动态图像信息表征［7］、电成像孔隙度频率分布信息可达到评价缝洞性储层有效性的目的。

以××7井为例（见图1），6252～6275m井段岩性为白云岩，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，深侧向电阻率值大于10000Ω·m，静、动态成像颜色较亮，小洞与小洞之间部分为亮色的高电阻率区，斯通利波能量强，反映部分溶蚀孔洞连通性不好。孔隙频率分布显示局部储层段呈双峰指示特征，反映纵向上该储层段次生溶蚀孔洞非连续性分布，其储层有效性相对较差。综合分析认为高电阻率是由于溶洞连通性不好和孤立溶洞高含气饱和度共同所致，由于该储层段溶蚀孔洞普遍发育，故虽连通性不好，但通过酸化压裂改造后可以实现洞洞相通，因此，综合评价该段高电阻率层为有效储层。完井后，对该段高电阻率储层的有效性进行了评价，经射孔酸压测试，稳定油压19．16MPa，天然气产量103．592×104m3／d。

图1 ××7井长兴组缝洞性储层特征

相比之下，储层段6300～6325m也以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，但深浅双侧向明显降低，深侧向电阻率值为400～1000Ω·m，深浅侧向呈正差异，斯通利波能量明显衰减，储层渗透性好。成像图上裂缝和溶蚀孔洞非常发育，纵向上呈片状分布，孔隙频率分布图显示储层段纵向上呈连续的双峰指示特征，反映次生孔隙极为发育，储层有效性好。完井后，对6300～6325m井段经射孔酸化测试，稳定油压30．07MPa，获得天然气产量120×104m3／d。

对比分析认为，在相同物性条件下，高电阻率储层的有效性不及低电阻率储层的有效性好，但通过酸化压裂改造后可以改善高电阻率储层的有效性，从而获得高产工业气流。

2 气水差异识别

常规测井和核磁共振测井结合是判别缝洞性储层流体性质的最有效的方法。缝洞性储层非均质性强，不同储层物性对应的孔隙度胶结指数、饱和度指数有所差异，与此对应的气水差异识别图版也有所不同。因此，针对这些特征，以φ≥10%、φ＝5%～10%、φ＝2%～5%作为缝洞性储层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类的物性分类标准，分别拟合了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层在不同饱和度条件下电阻率与孔隙度的气水识别图版（见图2）。这些图版基于密闭取心分析的不同储层物性的孔隙度胶结指数、饱和度指数的差异而建立，其样本点主要是四川盆地长兴组缝洞性储层已经测试的电测数据。因此，依据Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层气水识别图版，能准确判别出缝洞性储层的流体性质。

图2 缝洞性储层气水差异识别图版

对于缝洞性储层流体性质识别，核磁共振测井也发挥了极其重要的作用，核磁共振测井不受岩石骨架成分的影响，直接对岩石孔隙中的流体信息进行探测。一般来说，核磁共振测井弛豫过程有3种，包括［8］：表面弛豫、体积弛豫和扩散弛豫。对海相碳酸盐岩，表面弛豫作用较小，体积弛豫起主要作用，溶蚀孔洞越发育，体积弛豫作用越强，横向弛豫时间越短。因此，四川盆地AZ长兴组缝洞性储层的标准T2气水弛豫分布主峰主要集中在100～600ms之间。对于天然气，其扩散比油或水快得多，气体的扩散系数和气体的密度及分子运动速度有关，而气体的密度及分子运动速度与温度、压力有关。随着压力增大，气体密度增大，随着温度的升高，分子运动速度加快，分子间碰撞几率增加，扩散系数增大，横向弛豫时间越短［9］。对于地层水，当附着于碳酸盐岩溶蚀孔洞中时，体积弛豫起主要作用。因此，通过上述分析，以测试资料为依据，并结合缝洞性储层T2分布谱特征，分析认为缝洞性储层气水分布主要表现：气层的T2分布谱右峰靠前，水层的T2分布谱右峰靠后（见图2右下）。同时，不同储层物性的核磁共振测井T2气水分布值也应存在明显差异，由于资料的局限性，研究仅对Ⅱ类测试层的T2气水分布特征进行了解析，其具体的T2气水弛豫分布的值域区间情况详见表1。依据核磁共振T2分布谱特征，能较为明显地区分出缝洞性储层的流体性质。

表1 缝洞性储层T2气水弛豫时间分布值域区间情况表

以××3井长兴组储层6825～6925m井段为例，岩性为灰质针孔砂状白云岩，气测全烃5．645↗21．734%，槽面针尖状气泡占15%～20%。测井曲线特征反映6825～6925m井段裂缝和溶蚀孔洞发育，但储层顶部6830～6840m井段深浅侧向呈负差异（见图3），单依靠常规测井曲线响应特征，很难对该储层的流体性质作出准确判断。

图3 ××3井长兴组缝洞性储层流体性质判别成果图

该储层为Ⅱ类储层，依据Ⅱ类储层电阻率与孔隙度交会图版（见图3右下），指示长兴组6825～6855m和6866．5～6907．5m井段含水饱和度小于20%，具明显含气响应特征；6907．5～6925m井段含水饱和度为30%～50%，具含水特征。同时，核磁共振测井响应特征反映6825～6855m和6866．5～6907．5m井段长等待时间T2分布谱靠前，其T2谱右峰的主峰值为150ms，具含气特征；6907．5m以下长等待时间T2分布谱靠后，其T2谱右峰的主峰值为250ms，具明显含水特征。依据形成的流体评价标准，将6825～6855m和6866．5～6907．5m井段评价为裂缝－孔洞型气层，6907．5～6925m井段解释为裂缝－孔洞型气水同层。因此，结合成像测井响应特征，综合分析认为××3井长兴组储层顶部6830～6840m井段低角度裂缝发育，呈片状分布，纵向上连续性好，是导致该储层深浅侧向电阻率负差异的主要原因。

在后期水平井钻井中，主要针对测井解释的6825～6855m井段裂缝－孔洞型气层进行水平钻遇，依据水平段的测井曲线组合特征，共解释有效储层厚度501．9m，其中I类气层45．7m、Ⅱ类气层223．3m，Ⅲ类气层232．9m。完井后，对××3井长兴组水平段进行了裸眼替喷测试，在井口压力41．5MPa时，天然气无阻流量高达751．61×104m3／d。综上所述，利用电阻率与孔隙度交会和核磁共振测井相结合能准确判别缝洞性储层的流体性质，这将为高效经济地开发四川盆地AZ长兴组气藏提供有力的技术支撑。

3 储层产能预测

四川盆地AZ长兴组缝洞性储层储集空间主要以溶蚀孔洞型为主，因此孔隙度对产能的控制起到关键作用，特别是φ＝5%～10%的Ⅱ类储层和φ≥10%的Ⅰ类储层对产能起主导作用。除孔隙度以外，储层厚度也是控制产能的关键因素，由于AZ长兴组气层的含气饱和度整体较高，不同物性的气层饱和度差异较小。基于上述分析认为气层孔隙度和有效厚度（限于Vsh≤10%、φ≥2%、Sw≤20%）的乘积累加能直接反映出储层的产能状况，据此，选取测试资料较为丰富的缝洞性气层建立产能预测模型，为缝洞性储层快速预测产能提供技术依据。表2为四川盆地AZ地区缝洞性储层参数及测试情况表。图4（a）为∑φ×H与测试产能之间的关系，图4（b）为∑φ×H与无阻流量之间的关系。从图4中看出∑φ×H与两者相关性较好，相关系数分别达到0．849和0．852。因此，认为四川盆地AZ地区长兴组缝洞性储层产能预测可采用式（1）、式（2）模型

图4 缝洞性储层测试产量和无阻流量与Σφ×H相关分析图

表2 四川盆地AZ地区缝洞性储层参数及测试情况表

4 结 论

（1）综合利用斯通利波能量衰减、静动态图像信息表征、电成像孔隙度频率分布信息解决了四川盆地AZ长兴组高电阻率储层的有效性判别难题。

（2）不同饱和度条件下的电阻率与孔隙度交会、核磁共振测井气水弛豫分布信息是缝洞性储层气水差异判别的最有效的方法。解决了裂缝引起的深浅侧向负差异的流体性质识别难题。

（3）缝洞性气层孔隙度和有效厚度的乘积累加直接反映出储层的产能状况，这将为缝洞性储层快速便捷的进行产能预测提供技术依据。

［1］郭旭升，胡东风．川东北礁滩天然气勘探新进展及关键技术［J］．天然气工业，2011，31（10）：6－11．

［2］郭彤楼．元坝深层礁滩气田基本特征与成藏主控因素［J］．天然气工业，2011，31（10）：12－16．

［3］胡东风．普光气田与元坝气田礁滩储层特征的差异性及其成因［J］．天然气工业，2011，31（10）：17－21．

［4］胡东风．川东北四川盆地地区隐蔽气藏的勘探突破及其意义［J］．天然气工业，2010，30（8）：9－12．

［5］韩定坤，傅恒，刘雁婷．白云石化作用对元坝地区长兴组储层发育的影响［J］．天然气工业，2011，31（10）：22－26

［6］张树东，齐宝权，贺洪举，等．×井礁滩储层测井精细评价［J］．天然气工业，2009，29（10）：42－44．

［7］管宏林，王恕一，蒋小琼．普光气田埋藏溶孔特征及识别标志［J］．天然气工业，2010，30（3）：31－34．

［8］肖立志．我国核磁共振测井应用中的若干重要问题［J］．测井技术，2007，31（5）：401－407．

［9］颜其彬，赵辉，司马立强，等．碳酸盐岩核磁共振实验与认识［J］．天然气工业，2010，30（1）：36－38．

［10］孙鲁平，首皓，赵晓龙，等．基于微电阻率扫描成像测井的沉积微相识别［J］．测井技术，2009，33（4）：379－383．