致密气储层随钻孔隙度模型及预测
——以四川蓬莱地区须家河组为例

唐 谢 唐家琼 杨 琳 赵 磊 阮 聪

中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院

0 引言

目前，国内对于碎屑岩地层物性的随钻定量解释方法欠缺。现有录井解释方法主要为定性—半定量的解释方法[1-4]和现场实验方法，如利用钻时和DC指数[5-7]（地层可钻性）定性判别储层、利用地化分析求取地层孔隙度、核磁共振录井分析地层孔隙度等。其中，现场实验分析方法效果较好，但分析时间长，选样要求苛刻，且价格昂贵。而利用录井数据间接判断储层物性的方法尚不完善，解释精度低。

根据录井实践，结合大量已钻井资料的统计发现，钻时能够较好地响应碎屑岩地层物性，这也是钻时—全烃交会法的理论基础，但其制约因素多（工程参数对其影响复杂），且需要人为干预才能获得较好的解释效果。而对于气测，目前只能作为储层发育的表征参数。为了将随钻解释由定性向定量提升，必须找到录井参数与储层物性的内在联系，并通过去除工程参数的影响，进一步提升录井参数对储层物性的响应性，进而建立一种较有效的碎屑岩地层物性定量评价方法。

1 方法建立

多年的录井实践证实，在常规录井参数中，钻时是最能反映碎屑岩地层孔隙度的参数[8-11]，但钻时也存在精度低、影响因素多的问题。为了提升钻时的纵向分辨率，采用了精度更高的微钻时（0.1 m钻进时间，单位统一为min/m）。

而对于碎屑岩储层物性参数，测井声波无疑是最优的，原因主要有4点：①蓬莱地区须家河组测井设备固定，测井数据相对稳定；②测井声波数据连续性好；③区域研究显示，测井声波与岩石结构相关性好，对储层敏感。从区域资料来看，碎屑岩地层的测井声波与岩心孔隙度具有较好的相关性（图1、2）；④与测井声波相比，岩心孔隙度数据量小，而且取心钻进与常规钻进工程状况不同，参数无法匹配。

图1 PL6井测井声波与岩心孔隙度对比图

图2 PL6井测井声波与岩心孔隙度相关图

以蓬莱地区为目标，将钻时和微钻时与测井声波进行了相关性分析。

从曲线形态来看（图3），钻时较粗糙、分辨率低，而微钻时呈毛刺状，二者与测井声波曲线的匹配度均不高。为此，将微钻时采用多重钟形法进行平滑，平滑后的曲线特征与测井声波曲线基本一致。

对比平滑后的微钻时曲线和测井声波曲线，在低伽马值的较纯砂岩地层（包括灰质砂岩），工程参数相对稳定的情况下，微钻时与测井声波具有很好的对应性，相关趋势一致性强。然而，对于高伽马值的泥质砂岩和泥岩地层，微钻时与测井声波的对应性明显变差。也即是说，在确定了砂岩（储层岩性）的基础上，微钻时对地层孔隙度具有良好的响应性。

以目的层上三叠统须家河组二段较纯砂岩段微钻时与测井声波进行相关性分析（图4），二者相关性好，相关系数为0.81。即得

式中AC表示测井声波，μs/ft；t表示钻时，min/m；j、k表示公式系数。

因工程参数复杂性的影响，蓬莱地区各井微钻时与测井声波的相关性并不稳定（表1），相关系数在0.52～0.81之间，平均0.64。

区域上各井数据点差异大、较分散，集中度不够（图5），无法建立整个区域的评价体系。分析认为主要有3点原因：①各井钻头类型不同，配套的工程参数也存在明显差异，这些因素对钻时的影响极大；②钻井过程中，因工程原因工程参数发生了较大变化，造成钻时变化明显；③蓬莱地区须家河组二段砂岩钾长石发育，伽马值普遍偏高，数据提取准确性难以充分保障。

其中，施工工程参数的差异是导致微钻时与测井声波相关性不一致的主要原因，为了克服工程参数的差异对微钻时的影响，必须对微钻时进行校正。

图3 PL1井钻时与测井声波对比图

图4 PL1井砂岩段微钻时与测井声波相关图

图5 蓬莱地区微钻时与测井声波相关图

表1 蓬莱地区工程参数与相关性统计表

2 方法校正优化

以钻速方程[12-14]为基础，对钻时校正方法进行了推导，可得

式中K表示公式系数；W表示钻压，kN；M表示门限钻压，kN；n表示转速，r/min；λ表示转速系数，一般取0.7；cp表示压差影响系数；cH表示水力净化系数；c2表示牙齿磨损系数；h表示牙齿磨损度。

拟定标准参数，得到钻时校正公式。

标准参数是工程参数的标准化目标，这里为虚拟值，是公式推导和数据反演的过程参数，即

式中t'表示标准钻时，即校正钻时，min/m；W''表示标准钻压，kN；n'表示标准转速，r/min；cp'表示标准压差影响系数；cH'表示标准水力净化系数；h '表示标准牙齿磨损度。

进而推导出校正函数F校正为：

式中k表示公式系数。

根据录井实践，在钻时的影响因素中，钻头尺寸影响最大，钻压次之，转速再次之，压差、钻井液性能等影响较小，因此首先需要对钻头尺寸进行校正。然而，考虑到不同的钻头尺寸和类型其配套的工程参数体系差异明显，故分别对不同的钻头尺寸和类型进行研究。

在对钻头尺寸和类型进行分类的基础上，以钻压和转速作为校正主参数，得到校正函数F校正为：

式中f(W)表示钻压校正函数。

理论上，校正后的微钻时与测井声波应具有良好响应性，即

将式（4）、式（7）代入式（8）推导可得：

再结合区域数据就可以拟合出钻压校正函数f(W)，这里以Ø215.9 mm的3 A钻头为例（图6），有

式中a、b、c表示公式系数。

拟合出的钻压校正函数f(W)为二项式，明显有别于钻速方程中的线性式。根据拟合出的钻压校正函数，代入式（4）、式（ 7）得到校正函数F校正及微钻时校正公式：

图6 Ø215.9mm 3A钻头钻压校正函数关系图

将校正后的微钻时与测井声波进行相关性分析（图7），相较于校正前，校正后的微钻时与测井声波之间的相关性并没有太大的变化，但数据分布更加集中，相关趋势更加一致，有利于区域解释对比评价。

图7 蓬莱地区校正微钻时与测井声波相关图

根据校正后的微钻时与测井声波之间的区域相关性（图7中黑线），再结合测井声波孔隙度计算方法就得到随钻孔隙度计算方法（表2）为：

式中φ表示随钻孔隙度。

这一方法还有一个重要影响因素—裂缝。钻时对大裂缝有较好的响应（图8上），但对小裂缝的响应较差（图8下），而测井声波对裂缝响应明显，其曲线变化幅度普遍强于钻时，这主要源于钻时无法有效地反映裂缝孔隙度。

为了弥补裂缝造成的孔隙度差异，需要加入一个裂缝响应因子。实践证实，气测全烃不仅能较好地响应裂缝，与储层孔隙度也有一定的响应性[15]。于是将气测全烃作为附加值加入到方法中，即

表2 蓬莱地区随钻孔隙度计算方法参数表

图8 裂缝段钻时 声波对比图

式中φ'表示附加后的随钻孔隙度；m表示校正值（经验参数），依据气测基值而定。

3 方法的应用与效果

为了验证储层评价方法的可靠性，将该方法在区域内新井进行了应用。首先根据录井参数计算出随钻孔隙度，再依据岩屑识别结果将泥岩、砂质泥岩和泥质砂岩段的孔隙度归零。再结合区域储层孔隙度下限（6%，超过6%充填为红色），即可对储层进行划分并可读取储层段孔隙度值（图9）。

将随钻解释结果与测井解释结果对比可见（图10、表3），随钻解释储层位置与测井解释储层位置和厚度都基本相当，且随钻孔隙度与声波孔隙度也基本吻合，有效验证了方法的可行性。

图9 PL10P井随钻孔隙度解释成果图

图10 PL10P井随钻孔隙度解释与测井解释对比图

表3 PL10P井随钻与测井解释对比表

该储层评价方法是针对碎屑岩地层的录井特性建立的。实践证明，不同地区不同碎屑岩地层因钻井工艺参数及岩性矿物含量的差异，方法的模型和参数会有所不同，但评价方法具有较好的指导意义。

4 结论

1）针对碎屑岩地层的录井特性，以微钻时为基础，结合钻速方程推导出钻时校正方法，再依据区域数据反推出公式参数并得到随钻孔隙度计算方法，实现了碎屑岩地层孔隙度随钻定量评价方法的突破。

2）在目前随钻解释以交互法、曲线法为主导的框架下，将随钻参数解释由定性—半定量逐渐向定量推进，方法得到进一步提升。该方法具备成本低、效率高、效果好的优势。

3）方法的实际使用效果充分说明方法的可行性和适用性，为钻井工程提供的随钻参数的综合应用拓展了领域，有力支持致密气随钻评价工作。