哈拉哈塘油田熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層測(cè)井解釋

田瀚，李明 （中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083）

占沉積巖總量20%的碳酸鹽巖所儲(chǔ)藏的油氣占據(jù)了世界油氣探明儲(chǔ)量的50%以上［1］，因此越來(lái)越受到石油工作者的關(guān)注。哈拉哈塘油田熱普區(qū)塊位于塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起奧陶系潛山背斜西圍斜哈拉哈塘鼻狀構(gòu)造南翼斜坡部位上，北鄰輪臺(tái)凸起，南鄰北部坳陷，西接英買力低凸起［2］。自熱普x1井、熱普x2井、熱普x3井獲得高產(chǎn)后，預(yù)示著熱普區(qū)塊勘探開(kāi)發(fā)潛力巨大。但是，由于碳酸鹽巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，給碳酸鹽巖測(cè)井評(píng)價(jià)帶來(lái)了極大的挑戰(zhàn)，導(dǎo)致目前理論跟不上實(shí)際生產(chǎn)需要，制約了勘探進(jìn)程。

哈拉哈塘油田熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)集空間類型大致分為4類：裂縫型、孔洞型、裂縫－孔洞型和洞穴型［3，4］。針對(duì)熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層的特征，從儲(chǔ)層 “四性”關(guān)系、儲(chǔ)層的測(cè)井識(shí)別、儲(chǔ)層物性下限及分類標(biāo)準(zhǔn)等方面介紹了熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層的測(cè)井解釋方法，給油田的生產(chǎn)提供了重要的指導(dǎo)意義。

1 研究區(qū)基本地質(zhì)特征

1．1 巖性

經(jīng)鉆井揭示，熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層主要分布于上奧陶統(tǒng)良里塔格組三段 （O3l3）、中奧陶統(tǒng)一間房組 （O2yj）及中下奧陶統(tǒng)鷹山組一段（O1－2ys1）。

O3l3儲(chǔ)層巖性為灰白色亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶藻砂屑灰?guī)r、亮晶藻砂礫屑灰?guī)r。據(jù)巖心、巖屑資料統(tǒng)計(jì)，O3l3以亮晶顆粒灰?guī)r為主，占78．6%，顆粒泥晶灰?guī)r占21．4% （圖1）。

圖1 熱普區(qū)塊O3l3巖石類型柱狀圖

O2yj的儲(chǔ)集巖主要為亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r、亮晶鮞?；?guī)r、亮－泥晶生屑灰?guī)r、泥晶藻砂屑藻團(tuán)塊灰?guī)r、托盤類生物障積巖和泥晶灰?guī)r。據(jù)巖心、巖屑資料統(tǒng)計(jì)，亮晶顆?；?guī)r占64．6%，泥晶顆粒灰?guī)r占9．9%，顆粒泥晶灰?guī)r占16．1%，泥晶灰?guī)r占9．3% （圖2）。

O1－2ys1的儲(chǔ)集層巖性主要為亮晶砂屑灰?guī)r、砂屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r［5，6］。據(jù)巖心、巖屑資料統(tǒng)計(jì)，亮晶顆?；?guī)r占39．4%，泥晶顆?；?guī)r占11．1%，顆粒泥晶灰?guī)r占10．6%，泥晶灰?guī)r占38．9% （圖3）。

圖3 熱普區(qū)塊O1－2ys1巖石類型柱狀圖

圖2 熱普區(qū)塊O2yj巖石類型柱狀圖

圖4 熱普區(qū)塊O2yj實(shí)測(cè)滲透率、孔隙度直方圖

1．2 物性

根據(jù)儲(chǔ)層巖心孔滲分析資料，熱普區(qū)塊O2yj巖心孔隙度在0．42%～2．29%之間，平均1．39%，主峰位于0．5%～1．5%之間；滲透率在0．011～3．870mD之間，平均0．340mD，主峰位于0．1～1mD （圖4）。O2yj灰?guī)r儲(chǔ)層的孔滲交會(huì)圖分析表明，孔隙度與滲透率相關(guān)性不明顯 （圖5）。

1．3 電性

熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層電阻率變化范圍較大，從幾歐姆·米到幾千甚至上萬(wàn)歐姆·米不等。通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層電阻率的分析，得到了儲(chǔ)層與雙側(cè)向電阻率幅度的關(guān)系 （見(jiàn)表1）。

圖5 熱普區(qū)塊O2yj實(shí)測(cè)孔－滲交會(huì)圖

1．4 含油性

通過(guò)對(duì)熱普區(qū)塊巖心的觀察和含油氣情況分析，通常在砂屑灰?guī)r中能見(jiàn)到較好的油氣顯示，其含油級(jí)別一般為油斑、油跡，在粉晶、細(xì)晶灰?guī)r的晶間孔和裂縫中也有很好的油氣顯示，而泥質(zhì)灰?guī)r僅在縫洞中可見(jiàn)熒光顯示，泥晶灰?guī)r中一般無(wú)油氣顯示。如熱普4井，在O2yj的巖心中可以看到灰色、褐灰色油斑砂屑灰?guī)r，在斷面處可見(jiàn)斑點(diǎn)狀黑色原油外滲，含油面積較大。

表1 熱普區(qū)塊儲(chǔ)層與雙側(cè)向電阻率幅度的關(guān)系

2 儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)

2．1 測(cè)井響應(yīng)

2．1．1 裂縫型

裂縫型儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間為裂縫和少量沿層分布的溶孔。熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層裂縫普遍發(fā)育，裂縫既是儲(chǔ)集空間，又是滲濾通道，當(dāng)多組裂縫相互溝通或者裂縫與發(fā)育的溶蝕孔、洞儲(chǔ)集空間相互溝通時(shí)可成為好的有效儲(chǔ)層［7］（圖6）。研究區(qū)取心井和成像測(cè)井多處見(jiàn)延伸較長(zhǎng)的連續(xù)和不連續(xù)的高角度縫半充填或充填方解石，這些裂縫都是較好的儲(chǔ)集空間，構(gòu)成了研究區(qū)的主要儲(chǔ)滲空間［3］。

裂縫型儲(chǔ)層在常規(guī)測(cè)井測(cè)井響應(yīng)上，雙側(cè)向電阻率降低，裂縫發(fā)育程度及產(chǎn)狀不同，深、淺電阻率的差異不同；三孔隙度曲線變化不大；一般自然伽馬值較低；井徑部分有擴(kuò)徑現(xiàn)象；在電阻率成像測(cè)井圖像上可以觀察到未充填縫或泥質(zhì)充填縫呈暗色正弦線線狀 （圖7）。

2．1．2 孔洞型

孔洞型儲(chǔ)層以溶蝕孔洞為主要儲(chǔ)集空間，該類儲(chǔ)層孔隙度和滲透率均較好，產(chǎn)能較高。在常規(guī)測(cè)井響應(yīng)上，電阻率低，深、淺側(cè)向電阻率差異較小或不明顯；密度明顯降低；在成像測(cè)井圖像上可看到明顯較大面積的暗色斑點(diǎn)或斑塊 （圖8）。

2．1．3 裂縫－孔洞型

裂縫－孔洞型儲(chǔ)層以次生溶蝕孔洞為主要儲(chǔ)集空間，裂縫兼具滲濾性和儲(chǔ)集性，起溝通孔洞的作用。該類儲(chǔ)層具有較好的儲(chǔ)集能力［7］，為研究區(qū)重要的儲(chǔ)層類型，含油氣性較好。由于該類儲(chǔ)層綜合了裂縫型儲(chǔ)層與孔洞型儲(chǔ)層的特征，因此在測(cè)井曲線上也具有這2種儲(chǔ)層的響應(yīng)特征，比較容易識(shí)別 （圖9）。

2．1．4 洞穴型

洞穴型儲(chǔ)層以洞穴為儲(chǔ)集空間，是熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層最主要的油氣儲(chǔ)集空間類型。油井投產(chǎn)后產(chǎn)量高并能穩(wěn)產(chǎn)。該類儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間是指洞徑大于500mm的溶蝕空間，主要在地震剖面中進(jìn)行識(shí)別。在地震剖面上表現(xiàn)為串珠狀反射特征，在鉆進(jìn)過(guò)程中會(huì)發(fā)生鉆具放空、泥漿漏失等現(xiàn)象。

在常規(guī)測(cè)井響應(yīng)上，電阻率大幅度降低；自然伽馬增高，且伴隨擴(kuò)徑 （與充填程度有關(guān)）；三孔隙度曲線有明顯變化；在電成像測(cè)井圖像上可看到明顯的、較大面積的暗色斑塊 （圖10）。

圖6 熱普4井在O2yj砂屑灰?guī)r內(nèi)發(fā)育高角度縫 （a）和順縫溶蝕孔洞 （b）

圖7 裂縫型儲(chǔ)層常規(guī)測(cè)井曲線及成像圖

圖8 孔洞型儲(chǔ)層常規(guī)測(cè)井曲線及成像圖

圖9 裂縫－孔洞型儲(chǔ)層常規(guī)測(cè)井曲線及成像圖

圖10 洞穴型儲(chǔ)層常規(guī)測(cè)井曲線及成像圖

2．2 求取儲(chǔ)層參數(shù)

2．2．1 數(shù)據(jù)處理

由于研究區(qū)目的層良里塔格組 （O3l）泥質(zhì)含量普遍較高，O2yj泥質(zhì)含量相對(duì)較低，巖性相對(duì)較純，但鉆遇O2yj且資料齊全的井很少。因此，對(duì)鉆遇O2yj的井，標(biāo)準(zhǔn)化取值井段主要選取O2yj井段；對(duì)未鉆遇O2yj的井，則選取泥質(zhì)含量相對(duì)較低的O3l3?？紤]到研究區(qū)目的層普遍受泥質(zhì)影響，選取研究區(qū)各井孔隙度曲線的平均值的均值作為標(biāo)準(zhǔn)化取值。

2．2．2 泥質(zhì)含量

采用自然伽馬曲線計(jì)算泥質(zhì)含量［8］，計(jì)算公式如下：

式中：Ish為過(guò)渡參數(shù)；qAPI，max、qAPI，min分別為自然伽馬曲線在純泥巖與純灰?guī)r的最大值和最小值，API；qAPI為實(shí)測(cè)自然伽馬值，API；φ （sh）為泥質(zhì)含量 （體積分?jǐn)?shù)），1；C為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，取2．0。

2．2．3 孔隙度

熱普區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖的主要儲(chǔ)層空間類型有裂縫、孔隙、溶蝕孔洞和洞穴，通過(guò)常規(guī)測(cè)井和成像測(cè)井資料相結(jié)合的方法，針對(duì)不同的儲(chǔ)層空間類型計(jì)算不同類型的孔隙度。

1）孔洞型儲(chǔ)層 由于孔洞極其發(fā)育，裂縫體積貢獻(xiàn)極小，因此，在孔洞型儲(chǔ)層發(fā)育段，應(yīng)用組分體積分析程序計(jì)算的有效孔隙度可認(rèn)為等同于孔洞孔隙度［9］。

2）裂縫型儲(chǔ)層 在含泥質(zhì)的碳酸鹽巖地層，地層電導(dǎo)率可看作是地層泥質(zhì)部分與包括裂縫在內(nèi)的純巖性部分的電導(dǎo)率之和。所以在利用雙側(cè)向電阻率計(jì)算裂縫孔隙度時(shí)，須對(duì)雙側(cè)向電阻率進(jìn)行泥質(zhì)的附加導(dǎo)電校正，然后將校正后的深、淺電阻率代入研究區(qū)建立的簡(jiǎn)化解釋模型中，即可對(duì)裂縫孔隙度進(jìn)行估算。對(duì)于裂縫張開(kāi)度則采用Sibbit等［10］提出的利用雙側(cè)向電阻率差異來(lái)估算裂縫張開(kāi)度的方法。

3）裂縫－孔洞型儲(chǔ)層 該類儲(chǔ)層孔洞、裂縫均較發(fā)育，由于常規(guī)測(cè)井資料是地層的綜合響應(yīng)，無(wú)法區(qū)分次生孔隙與原生孔隙。但研究區(qū)原生孔隙不發(fā)育，且有效體積也很小。所以，可以把孔洞孔隙度與少量原生有效孔隙度合并，作為廣義的孔洞孔隙度［11］：

Фkd＝Фe－Фf（3）式中：Фkd為孔洞孔隙度，1；Фe為有效孔隙度，1；Фf為裂縫孔隙度，1。Фe可以根據(jù)組分分析程序求得，Фf可以利用雙側(cè)向電阻率測(cè)井資料求得［11］，也可以由常規(guī)測(cè)井資料或成像測(cè)井資料求取，各有優(yōu)缺點(diǎn)［12］。從實(shí)際處理效果來(lái)看，成像測(cè)井資料手工拾取裂縫計(jì)算的結(jié)果相對(duì)準(zhǔn)確可靠，但是成像測(cè)井計(jì)算的裂縫孔隙度不連續(xù)，且不能反映微裂縫［12］，因此，實(shí)際處理中主要采用雙側(cè)向電阻率測(cè)井資料計(jì)算。

2．2．4 飽和度

1）孔洞型儲(chǔ)層 由于其符合孔隙導(dǎo)電的機(jī)理，因此可以采用阿爾奇公式，但是要通過(guò)一定數(shù)量的巖電試驗(yàn)來(lái)獲得巖電參數(shù)。研究區(qū)的巖電經(jīng)驗(yàn)參數(shù)分別為：巖性系數(shù)a＝1．0081，b＝1．08296；膠結(jié)指數(shù)m＝1．2567，飽和度指數(shù)n＝4．5592。

2）裂縫型儲(chǔ)層 一般認(rèn)為裂縫孔隙中的束縛水飽和度極低，研究區(qū)利用法國(guó)石油研究院通過(guò)實(shí)驗(yàn)得到的裂縫飽和度公式進(jìn)行裂縫飽和度的估算［9］。根據(jù)熱普區(qū)塊裂縫發(fā)育的情況，該區(qū)裂縫飽和度為90%。

3）裂縫－孔洞型儲(chǔ)層 由于裂縫和孔洞的孔隙空間具有不同的導(dǎo)電特征，利用雙重孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)電模型來(lái)求取含油飽和度［4，9］。其響應(yīng)方程為：

式中：Фmb為巖塊的孔隙度，1；上標(biāo)mb、mf分別為巖塊、裂縫的地層膠結(jié)指數(shù)；上標(biāo)nb、nf分別為巖塊與裂縫的飽和度指數(shù)；Swb、Swf、Sxo分別為巖塊、裂縫、沖洗帶的含水飽和度，1；ρmf、ρw、ρz分別為泥漿濾液、地層水、地層水與泥漿混合的電阻率，Ω·m；K1、K2為裂縫造成的畸變系數(shù)，一般取值為0．7～1．3之間；z為經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，一般選用0．5～0．7；So為含油飽和度，1。

2．2．5 滲透率

由于碳酸鹽巖具有雙重介質(zhì)，其滲透率不是由單一的基質(zhì)孔隙滲透率或單一的裂縫滲透率決定，而是由基質(zhì)孔隙滲透率和裂縫滲透率共同組成［13］。

1）基質(zhì)孔隙滲透率 研究區(qū)一般是通過(guò)巖心分析孔隙度與對(duì)應(yīng)樣品的滲透率進(jìn)行交會(huì)，從而得到該區(qū)的經(jīng)驗(yàn)公式。

2）裂縫滲透率 應(yīng)用測(cè)井資料計(jì)算裂縫滲透率是一個(gè)難題，研究區(qū)利用塔里木油田通過(guò)實(shí)驗(yàn)得到的擬合關(guān)系式來(lái)估算裂縫滲透率［14］。

3 儲(chǔ)層分類

3．1 下限值

研究區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層屬于雙重孔隙介質(zhì)，其裂縫和孔洞雖相互聯(lián)系，但又有獨(dú)立的儲(chǔ)滲性能，因此要分別求取裂縫和孔洞的有效孔隙度下限。

3．1．1 用測(cè)試資料確定有效孔隙度下限

由于研究區(qū)多井出現(xiàn)井漏或放空，導(dǎo)致有利儲(chǔ)層發(fā)育段缺乏測(cè)井資料，建立孔隙度下限圖版較為困難。該區(qū)毗鄰哈6井區(qū)，其儲(chǔ)層物性及電性響應(yīng)特征較類似，因此借用了哈6區(qū)塊孔隙度下限圖版，其有效孔隙度下限為1．8%，裂縫孔隙度下限為0．04%。

3．1．2 類比法確定有效孔隙度下限

通過(guò)參考國(guó)內(nèi)一些碳酸鹽巖油氣藏儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)與流體性質(zhì)參數(shù)，一般油氣區(qū)的有效孔隙度下限取1．5%～2%，裂縫孔隙度下限取0．005%～0．04%；氣區(qū)有效孔隙度下限最低取到1．25%。對(duì)比分析認(rèn)為，有效孔隙下限取1．8%，裂縫孔隙度下限取0．04%是比較合理的。

3．2 分類標(biāo)準(zhǔn)

依據(jù)上述確定的孔洞孔隙度和裂縫孔隙度的下限值，可將該區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3類［6，15］，劃分標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表2。

表2 熱普區(qū)塊奧陶系儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)表

經(jīng)與測(cè)試資料對(duì)比 （表3），測(cè)井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層與測(cè)試結(jié)果基本一致。測(cè)井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層均有工業(yè)油氣流產(chǎn)出，說(shuō)明測(cè)井解釋的Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層均為有效儲(chǔ)層。

表3 測(cè)井結(jié)果與測(cè)試結(jié)果對(duì)比表

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）碳酸鹽巖測(cè)井解釋是一個(gè)具有極強(qiáng)挑戰(zhàn)性的難題。研究區(qū)在進(jìn)行碳酸鹽巖測(cè)井解釋時(shí)利用了多種處理技術(shù)，如最優(yōu)化處理技術(shù)、電成像定性與定量處理技術(shù)、以儲(chǔ)層分類為基礎(chǔ)的測(cè)井建模技術(shù)等［16］。

2）根據(jù)儲(chǔ)層孔隙空間的結(jié)構(gòu)和組合，結(jié)合研究區(qū)的特點(diǎn)，合理地劃分儲(chǔ)層類型，根據(jù)不同的類型建立相應(yīng)的解釋模型，提高了儲(chǔ)層參數(shù)的解釋精度。

3）在利用常規(guī)測(cè)井曲線進(jìn)行裂縫型儲(chǔ)層的識(shí)別和參數(shù)計(jì)算時(shí)，還存在一定的誤差和多解性。應(yīng)當(dāng)充分挖掘成像測(cè)井所提供的大量信息，利用成像測(cè)井來(lái)彌補(bǔ)常規(guī)測(cè)井解釋的不確定性，加大對(duì)成像測(cè)井信息的分析。

4）需要進(jìn)一步加深對(duì)儲(chǔ)層的基礎(chǔ)研究，了解儲(chǔ)層的基本特征，建立適合該區(qū)的測(cè)井解釋模型。

感謝塔里木油田碳酸鹽巖中心哈拉哈塘項(xiàng)目組為本文所提供的相關(guān)資料和數(shù)據(jù)！

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