碳酸盐岩表生期岩溶特征测井识别方法

张树东,王兴志,任兴国,熊宇,林伟川,胡洋

(1.中国石油集团测井有限公司西南分公司,重庆400021;2.西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都 610500;3.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院,四川成都610051;4.中国石油集团测井有限公司地质研究院,陕西西安710077;5.中国石油天然气有限公司测井重点实验室,陕西西安710077)

0 引 言

碳酸盐岩表生期岩溶作用,因岩石前期长时间暴露地表、经历地表风化岩溶和后期地下埋藏岩溶的双重改造,对储层孔洞缝的发育分布具有较强的控制作用,同时也产生了特殊的岩溶缝洞体和岩石构造特征。地质工作者将岩溶作用产物分为岩溶建造岩和岩溶改造岩2类,将岩溶建造岩细分为残积岩、塌积岩、冲积岩、填积岩和淀积岩,岩溶改造岩分为岩溶溶蚀岩、岩溶变形岩和岩溶交代岩等[1]。对这些特征的识别有助于解释岩溶作用,例如,利用岩溶角砾岩可追踪洞穴层的存在,并根据地下暗河沉积物确定大型或特大型洞穴系统[2],通过识别碳酸盐角砾的大小,指示溶洞的规模等[3]。

前人研究表明,成像测井与常规测井资料能较好识别古岩溶塌陷体[4]、基岩、古土壤层、裂缝、溶孔、洞穴以及充填特征等岩溶要素[5]。自然伽马能谱可用于解释碳酸盐岩风化面及其风化壳的深度和厚度[6],综合测井和录井资料能有效划分岩溶相带[7-8]。这些成果较好地用测井资料识别部分岩溶特征,为成岩相的研究指明方向。总体来说,用测井资料解释成岩相的难度较大,研究成果不多。

本文利用成像测井资料高分辨率和井壁成像的优势,结合常规测井和元素测井资料,在岩心标定和地质综合研究成果的基础上,从岩溶作用产物的识别和特征分析入手,通过研究岩溶“六性”关系,建立了利用测井资料解释岩溶作用的方法,为岩溶储层的测井解释和有效性评价奠定了基础。

1 测井识别岩溶特征的技术思路

岩溶特征测井识别方法就是研究岩溶的选择性、方向性、溶蚀与充填性、分带性、期次性和非均质性等“六性”关系,即对岩溶作用产物及孔洞缝的特征进行测井识别和综合解释,分析岩溶作用,研究岩溶缝洞的发育分布规律,解释储层非均质性及评价储层有效性,同时为恢复古岩溶提供基础资料。使用的测井资料以成像测井和常规测井资料为主,岩性复杂时需要增加元素测井资料进行标定。

2 岩溶“六性”的测井解释方法

2.1 岩溶选择性

岩溶选择性包括岩溶作用的组构选择性和非组构选择性。组构选择性受岩相控制;非组构选择性受溶蚀条件控制,如裂缝系统、溶洞系统和水动力条件等。

控制组构选择性因素包括岩性、岩石结构和层厚。岩性指易溶矿物和难溶矿物的选择性,通常碳酸盐岩中的石膏、白云石和方解石等为易溶矿物,硅质和泥质属于难溶矿物。岩石结构是指颗粒(晶粒)大小、分选、磨圆等特征,通常高能环境下形成的厚层块状粗颗粒岩石易因地下水的流动遭受溶蚀,例如颗粒滩相;低能环境下形成的细粒岩石不利于地下水的渗透,不易溶蚀,例如滩间海、潮坪、浅海陆棚、深海泥页岩相等。层厚指岩相纵向和侧向变化形成的厚度组合关系,通常厚层块状易被溶蚀,形成厚层状的储层,例如台缘滩相;粗细互层状(薄层状)的沉积物遭受溶蚀程度减弱,常形成薄层状储层,例如台内滩相。岩溶选择性控制了孔洞纵向发育层位,通过常规测井和成像测井资料可较好解释上述岩相,并与储层关联用于预测储层发育分布。

2.2 岩溶的方向性

岩溶的方向主要包括顺层、顺裂缝、顺水流方向和近烃源岩方向。由于碳酸盐岩中存在矿物成分、结构组分、裂缝的各向异性和成岩环境的差异性,岩溶始终沿易溶蚀的优势方向进行,溶蚀产物(孔洞及充填物)在三维空间及井筒内的形态特征和分布状态具有明显的方向性。这些特征可运用成像测井资料井筒二维成像图的方位探测特性识别和解释。

顺层岩溶即顺岩相岩溶,沿着可溶性好的岩相方向溶蚀,形成的溶蚀孔洞与层面基本平行,这与岩石结构组分的差异及岩溶的选择性紧密相关[见图1(a)]。顺裂缝岩溶是裂缝为地下水体提供了水流通道,对裂缝壁两侧进行溶蚀,使裂缝加宽以及沿裂缝两侧岩石溶蚀形成较发育的溶蚀孔洞(溶蚀带),这些溶蚀孔洞排列方向与层理面不再平行,而是顺裂缝发育的方向分布,溶蚀裂缝通常成组系分布[见图1(b)]。塔里木盆地奥陶系断溶体和四川盆地南部二叠系茅口组储层主要沿断层分布就是典型的例子。沿流体流动的方向(顺水流方向)始终是岩溶的优选方向,形成的溶蚀孔洞顺水流方向分布,垂直渗流带因铅直方向水流形成纵向排列的溶蚀孔洞或长轴沿纵向延伸的椭圆状和串珠状孔洞等分布特征;水平潜流带形成的溶蚀孔洞具有水平方向分布的特点。油气生成期的排烃作用产生的酸性水有利于岩溶的发生,近烃源岩方向溶蚀程度高,远离烃源方向溶蚀程度弱[9]。例如,川中震旦系灯影组顶部下寒武统筇竹寺组是主要烃源岩[10],根据川中高石梯-磨溪震旦系灯影组储层发育情况的统计,距离灯影组顶部100 m内的储层占比达74%,且离顶部越远储层发育越差,说明筇竹寺组烃源岩对灯影组顶部岩溶作用有重要影响,越向下其影响逐渐减弱。

图1 顺层岩溶与顺裂缝岩溶特征图*非法定计量单位,1 in=25.4 mm,下同

岩溶方向性影响了孔洞缝的组合关系及缝洞的空间分布特征,是大型缝洞体储层发育的主控因素,也加剧了大型缝洞体与基质孔洞在三维空间发育的差异性和分布的非均质性。

2.3 岩溶的充填性

岩溶的充填性主要包括化学充填、机械充填和沥青充填。对于碳酸盐岩储层,溶蚀是建设性成岩作用,常形成各种次生孔洞;同时,溶蚀作用形成的化学和机械产物又可充填早期孔洞,具有破坏性。

化学充填是指地层水中过饱和组分的化学沉淀作用,表现为孔、洞、缝中多期次和多种矿物的存在[11]。图2是四川南江县杨坝剖面显微照片,显示多期矿物充填,右下角呈纹层状分布的是含蓝菌藻胶结的白云石,1个纹层代表1个期次(总共5个期次),向图片中心方向粗大晶体为晚期胶结物,中心蓝色区域为残余孔洞,说明震旦系后期胶结充填严重。

图2 杨坝剖面灯二段葡萄花边及白云石、石英等5期充填物

图2中,基岩沉积期的颗粒黏连白云岩,I表示成岩期第1期次的白云石化学充填,II表示第2期次叶片状白云石,III表示第3期次粉细晶白云石,IV表示第4期次粗巨晶白云石,V表示第5期次自形石英晶体。机械充填主要是围岩机械垮塌和水流搬运沉积的产物,也包括上覆风化残积物对深部裂缝的渗流充填沉积。这2种充填作用可能有多期次,也可能与溶蚀作用交替发生。此外,沥青也可充填在早期孔隙之中,沥青主要是油气进入后期的有机碳残留物,在灯影组普遍发育,充填孔洞,堵塞喉道。

孔洞缝的充填特性可以通过成像测井、元素测井和常规测井综合解释,通过充填物与围岩的电性差异、充填物的形态特征、充填物的结构等识别。充填作用堵塞孔喉使储层的孔隙度变小和渗透率变差,常规测井表现为低中子、低声波时差、高密度和高电阻率等特征,由于充填物组分和充填方式的不同,识别方法亦不同。通常溶洞垮塌的特征是角砾的杂乱堆积,缺乏分选性。溶洞中水流搬运沉积物具有一定的粒度和沉积层理构造现象,颗粒较细、分选均匀且缺乏压实,表现为一定孔隙特征,通常中子、密度、声波三孔隙度曲线相关性较好,用成像测井资料易于识别。对于缝洞泥质充填物的识别主要利用自然伽马能谱测井资料,致密层中硅质的识别可用常规测井资料,储层孔洞中充填的石英需要利用元素测井方法识别。当化学充填物的矿物成分与围岩基本一致,通常难以区分,但由于充填物通常较围岩更致密,在成像测井图像上表现为孔洞缝壁与围岩电性差异较大,孔洞边缘围岩呈高阻亮色特征,孔洞呈孤立状态[见图3(a)],这与未受充填的溶蚀孔洞呈侵染状边界不同。而半充填裂缝,沿裂缝面连续性变差,缝宽变窄且沿裂缝面宽度变化较大[见图3(b)]。因此,缝洞的充填性严重削弱了孔洞缝的连通性,降低了储层渗滤性。

图3 化学充填孔洞与裂缝的成像特征图

2.4 岩溶的分带性

地质上一般将表生期岩溶作用在垂向方向细分为地表岩溶带、垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带[3]。根据前面采用测井资料对岩溶选择性、方向性和充填性等特征的研究,结合岩心和录井等信息综合划分岩溶相带。

地表岩溶带主要岩溶建造岩为风化残积物(风化壳),主要由风化残积角砾与上覆沉积物的混合物组成,常规测井表现为自然伽马升高,电阻率同步降低,中子、密度、声波时差具有低中等孔隙度响应特征,成像测井有角砾混杂堆积或溶蚀孔缝网络状切割特征(见图4)。

图4 四川中部地区灯影组岩溶相带测井识别模式

垂直渗流带和水平潜流带主要通过孔洞缝的形态、发育分布的方向性和充填物的成分与特征等识别。利用成像测井可以识别垂直渗流带中跨层的近垂向分布的串珠状溶蚀孔洞与裂缝,常规测井表现为低自然伽马、深浅双侧向电阻率大段双轨正差异。灯影组高角度裂缝充填灰黑色泥质和渗流粉砂也是垂直渗流带的标志,电性上表现为高自然伽马对应刺刀状低电阻率和高中子孔隙度,根据其分布范围可大致追踪垂直渗流带范围,自然伽马能谱高铀和深浅双侧向电阻率的长井段正差异往往指示垂直渗流带。水平潜流带则表现为顺层状分布的溶蚀孔洞及大洞中角砾垮塌堆积物和地下暗河中水流搬运物等,大的洞穴表现为钻井放空、测井特征异常及伴生的垮塌和冲积沉积物,常规测井表现为声波跳波,深浅双侧向电阻率表现为尖刺状和正差异。深部缓流带溶蚀程度显著降低,孔洞欠发育,测井解释以中小孔洞为主,大溶洞缺乏,面洞率不高,岩石较为致密,自然伽马为低值,中子与声波时差中低值,电阻率中高值。

岩溶的分带性控制了孔洞缝纵向发育程度、形态特征和储层的发育分布规律。垂直渗流带储层主要沿裂缝分布,缝洞多具有纵向延伸的特征或与顺层溶蚀孔洞组成网状特征;水平潜流带易形成大型的洞穴或地下暗河,储层多水平分布,表现为层状特征。储层主要发育于垂直渗流带和水平潜流带,表层残积带易受上覆泥岩的充填,孔洞的有效性变差,深部缓流带因溶蚀作用减弱,储层孔洞不发育。

2.5 岩溶的期次性

表生期发育的溶蚀孔洞和充填物的期次主要通过3个标志识别:岩溶建造岩、岩溶孔洞和岩溶裂缝。不同岩溶期形成不同的岩溶建造岩,它们指示了对应的岩溶期次。表生期岩溶最典型的岩溶建造岩是表层的残积岩(风化壳)、垂直渗流带溶沟和溶洞中机械充填物或自上覆沉积岩的充填物和伴生的残余孔洞等,指示表生期。垂直和水平岩溶带缝洞的纵向和水平分布特征及大的洞穴是表生期岩溶的标志。表生期发育裂缝的识别标志是裂缝溶蚀扩大并引导缝洞沿裂缝方向发育[见图1(b)],以及裂缝中充填上覆沉积物等;岩溶早期形成的裂缝多为全充填且与孔洞的发育分布无关联性;岩溶后期形成的裂缝则表现为既缺乏溶蚀又缺乏充填,且呈完全切割岩相和岩溶期的各种特征。可以通过测井资料来识别和评价以上特征。

岩溶的期次性控制了孔洞的溶蚀与充填特性及缝洞的匹配关系。表生岩溶期是孔洞的主要形成期,也是重要的充填期,发育于岩溶期的裂缝与孔洞的搭配关系好,易形成高渗通道。

2.6 岩溶的非均质性

碳酸盐岩岩溶缝洞系统通常具有强烈的非均质性,主要表现:储集空间构成复杂,分布不均;储集层与非储集层在空间随机交互出现;储集层的储集能力和渗流能力空间分布不均,差别较大[12]。不同层系岩相特征和成岩历史不同,储层的非均质性表现形式不同。川中地区灯影组储层受岩相、岩溶分带、岩溶条件和后期埋藏作用等一系列成岩作用的影响,纵横向具有强烈的非均质性,主要表现在3个方面。

(1)孔洞分布上具有非均质性。主要表现为3种形式:①受岩相控制的储层具有非均质性,藻纹层、藻黏接、藻凝块、颗粒滩这4种岩相形成了顺层、蜂窝状和针孔状3种不同孔洞大小及分布特征[见图5和图1(a)];差异溶蚀的岩相纵向上呈互层状,岩相纵向上的频繁变化限制了孔洞层的纵向分布范围;②受岩溶相带控制的储层具有非均质性,不同岩溶相带水流方向、气候条件、溶蚀程度等因素的差异性导致溶蚀孔洞发育分布的非均质性(见图4);③受胶结、交代等充填作用加剧储层的非均质性,多期次白云石胶结和后期硅质交代形成致密硅质层将储层纵向分割,再以显晶质石英晶体充填于孔洞和喉道中,这几种方式大幅度降低了孔隙度和渗透率(见图2和图3)。以上特点造成了灯影组孔洞纵向大范围发育,又受岩相、岩溶相带和充填作用的多重影响限制了储层分布的连续性,储层单层厚度不大,横向连续性较差,形成了层内和层间及井间的非均质分布特点。因此,储层多顺层分布,水平方向渗透性高于垂直方向,纵向非均质性大于横向。

图5 灯四段4种不同岩相类型的溶蚀特征的岩心与测井结果对比

(2)缝洞搭配上具有非均质性。灯影组裂缝类型较多[13],表现为多倾角、多组系和多期次的特点。缝与洞表现为3种搭配关系:缝洞一体、缝洞相交和缝洞无关。岩溶期形成的裂缝与孔洞同步溶蚀,裂缝引导地下水沿裂缝两侧溶蚀,孔洞多沿裂缝方向分布,表现为裂缝与孔洞是岩溶一体、储渗一体的相互依存关系,缝洞这种匹配关系渗透性最好,其非均质性表现为缝洞空间分布的强非均质性[见图6(a)和图6(b)]。晚期裂缝与岩溶孔洞相交,裂缝与部分孔洞相连,提高缝洞渗流能力,其非均质性表现为裂缝与孔洞渗透性的差异性[见图6(c)]。晚期裂缝发育于致密层中,与孔洞无关联,形成裂缝型储层,多数情况下裂缝基本无效,其非均质性表现为裂缝发育分布的方向性[见图6(d)]。缝洞的3种搭配方式既指示了缝洞的成因联系,又体现了缝洞组合对渗透性的影响程度。

图6 裂缝与孔洞关系成像特征图

(3)渗流能力具有非均质性。影响渗流能力的因素除了缝洞发育程度和分布特点外,缝洞填充的多期次和强烈程度对残余孔洞发育和有效性具有控制作用。不同充填程度造成残留孔洞的差异性,导致了3种低渗透通道和3种高渗透通道。大面积分布受充填影响的低渗透通道:薄层基质孔隙型(或薄互层型)、分散孔洞型、充填裂缝型,测井解释方法主要是成像+核磁共振测井的孔隙结构评价方法。局部发育受强岩溶和裂缝影响的高渗透通道:大型洞穴型、大尺度缝洞型、顺层强岩溶孔洞型,测井评价方法主要是成像+远探测声波的多尺度缝洞评价方法。

储层非均质性的测井描述方法是用成像测井拾取孔洞及分析连通性,核磁共振解释孔隙结构,成像测井+远探测声波解释多尺度裂缝,三维数字岩心建模等多种方法分析评价缝洞的非均质性[14]。这些方法虽不能充分描述储层的非均质性及其分布,但随着远探测和三维扫描成像技术应用,三维扫描成像+数字岩心+远探测声波+精细地质建模是描述储层非均质性的有效手段。

3 应用实例

震旦系灯影组经历了桐湾I期(灯二段)和II期(灯四段)构造运动的改造,四川盆地灯影组暴露地表遭受剥蚀,地层残存厚度介于0～300 m,川中高石梯-磨溪区块部分地区厚度超过300 m,在四川盆地西部和南部大面积缺失灯四段。通过灯影组“残余厚度”法和下寒武统“印模厚度”法,高石1井区(高石6、高石1、高石2、高科1)主要位于岩溶台地(见图7),有利于溶蚀孔洞的发育。

图7 川中高石梯-磨溪地区震旦系末期岩溶地貌示意图(自西南油气田川中油气矿)

3.1 岩溶相带的划分

通过岩溶标志的识别和多井对比分析,高石1井区灯四段可分为4个岩溶带(见图8)。图8中储层类型符号:I-孔隙型,ll-孔洞型,lll-缝洞型,lV-裂缝型,V-洞穴型,红色箭头指示泥质充填,绿色箭头指示大缝大洞储层。

顶部风化残积带(简称残积带)主要通过岩石结构的成像特征和常规测井资料的高自然伽马、中低孔隙度和中高电阻率特征进行识别,这个相带大部分井缺失或特征不明显,仅高石2井残积带测井解释差气层厚度为13 m。该相带溶蚀程度高,充填强烈,储层品质差,储层厚度与灯四储层总厚度比值为0～0.07。

垂直渗流带通过自然伽马泥质高尖和缝洞形态和分布特征识别。高科1井的岩心指示裂缝充填泥质位置离灯四顶界178 m,说明垂直渗流带的厚度至少大于178 m,其他井(见图8)自然伽马曲线增大处(红色箭头所指),缝洞分布特征有纵向串珠状、椭圆状、网络状、倾斜状及孔洞状(仅分布井筒一侧)等5种指示岩溶方向性的形态特征。高石1井区位于岩溶台地,西邻岩溶洼地,与垂直渗流带较长吻合。根据多井对比解释,该区垂直渗流带厚度在170～200 m,此相带储层发育,4口井测井解释储层厚度为50～100 m,储层厚度与灯四储层总厚度比值为0.50～0.70。

水平潜流带。该区缝洞多顺层发育,形成多个近水平层状分布的溶蚀孔洞层,在高石2井还识别出大型洞穴、围岩垮塌物及后期充填沉积物。此相带储层发育程度差异较大,往往因钻遇大的缝洞层获高产。根据缝洞的分布形态和溶蚀强度,测井解释储层厚度为20～55 m,储层厚度与灯四储层总厚度比值为0.25～0.30。

深部缓流带。高石1井区测井解释孔洞发育程度较差,以小孔小洞为主、较分散,面孔率较低,储层厚度较薄,一般为0～30 m,储层厚度与灯四储层总厚度比值为0～0.16。

3.2 储层测井解释

川中地区灯影组储层受岩相和岩溶相的控制,孔洞缝组合有多种形式,高石1井区灯四段主要的储层类型可以归结为3类。

第1类是受岩相控制的非均匀溶蚀孔洞型储层。高石1井区灯四段孔洞主要有顺藻纹层分布的顺层溶蚀孔洞,表现为连续性好的顺层溶蚀和薄层状特征;其次为蜂窝状溶蚀孔洞,孔洞的大小和分布不均,孔洞之间连通性差异较大。孔洞纵向上表现为多个薄互层状和少量中厚层状分布。储层类型主要为基质孔隙型和孔洞型,这类储层在整个井段普遍发育。测井解释孔隙度主要分布在2%～10%,渗透率在0.001 7×10-3～0.833 0×10-3μm2,平均为0.082 0×10-3μm2,单层储层厚度为2～40 m,总体表现为渗透性变化范围大,孔隙度渗透率关系复杂(见图8)。

第2类是受径向流控制的大缝大洞型储层。受岩溶相带和水文地质条件的控制,地下水突破岩石组构溶蚀形成岩溶洞穴,通常有大裂缝与之相连。储层表现为强岩溶的特征,形成局部水平方向高渗透通道。高石1井井区这类储层主要分布在水平潜流带和垂直渗流带,由于非均质强,规模小,单井钻遇率较低,4口井中的高石1、2、6井发育,但钻具放空的大洞穴仅发育于高石2井。形成的储层类型主要有洞穴型和缝洞型。测井解释孔隙度3%～12%,单层厚度6～10 m(图8绿色箭头所指)。

图8 高石1井区岩溶相带对比图

第3类是受裂缝系统控制的缝洞型储层。受裂缝的成因和裂缝所处岩溶相带和水文地质条件等因素控制,裂缝网络经溶蚀扩大形成不规则的与孔洞相连的缝洞系统,该类储层主要发育于垂直渗流带。空间上裂缝发育度、产状与分布严重不均,纵横向非均质性强。裂缝多为高角度裂缝,高石1井井区直井钻遇的几率较低,水平井钻遇的几率较高。该类裂缝常形成垂直方向的高渗透通道,连通纵向多套储层,成为水平井高产的主控因素。储层的电性特征是高孔隙度和较低电阻率,裂缝宽度通常较大。

通过多井对比解释,储层主要发育于灯四段中上部,向下储层发育程度变差。横向上看,优质储层主要发育在垂直渗流带中上部和水平潜流带中部,垂直渗流带的优质储层类型以孔洞型和裂缝-孔洞型为主,水平潜流带以缝洞型和洞穴型为主,储层发育程度和储层类型纵横向变化较大,表现出纵横向强烈的非均质性。

4 结 论

(1)表生期岩溶作用留下了大量的岩石证据,有利于测井识别。本文提出的“六性”关系测井解释法能较好地识别岩溶特征,并进行岩溶作用的地质解释。

(2)深埋藏碳酸盐岩储层大多经历了多期次岩溶作用,造成孔洞缝的发育分布规律复杂多变,增加了测井解释的难度。通过测井”六性”关系研究有助于研究表生期岩溶作用对孔洞缝发育演化的控制作用,探索储层的发育分布规律和非均质性。特别是通过研究缝洞的匹配关系,帮助寻找高渗透缝洞体。

(3)测井“六性”关系研究表明,由于川中地区震旦系灯影组储层受岩相和岩溶作用的双重控制,其孔、洞和缝形成的多种特殊的组合模式,造就了该区主体储层在低孔隙度、低渗透率背景下,仍然局部发育高孔隙度和高渗透率储集体。这些局部发育的高孔隙度和高渗透率储集体成为目前水平井钻探的主要目标。