川西北二疊系棲霞組白云巖儲層結(jié)構(gòu)的井筒高精度刻畫——以礦2井為例

楊 柳，谷明峰，楊 迅，厚剛福，姚倩穎

（1 中國石油杭州地質(zhì)研究院；2 中國石油天然氣集團公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室）

（3 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦）

近年來，白云巖儲層逐漸成為我國西部含油氣盆地的熱點勘探領(lǐng)域，并有向深層拓展的趨勢，如塔里木盆地寒武系鹽下白云巖［1-4］、鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組中下組合白云巖［5-6］、四川盆地震旦系—寒武系白云巖［7-8］。川西北地區(qū)二疊系棲霞組發(fā)育一套優(yōu)質(zhì)白云巖儲層，近兩年已有多井突破，被認為是四川盆地繼磨溪寒武系龍王廟組和高石梯震旦系燈影組特大氣藏發(fā)現(xiàn)之后的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域［9-10］。深層白云巖非均質(zhì)性普遍較強且取心又少，嚴重制約著對儲層結(jié)構(gòu)的深入認識。井壁微電阻率成像測井（簡稱成像測井）具有高分辨率、高覆蓋率、高直觀性的特點，在與地質(zhì)充分結(jié)合的前提下，成像測井是進行儲層結(jié)構(gòu)精細刻畫的有效技術(shù)手段。目前成像測井的碳酸鹽巖儲層評價工作主要集中于巖溶型和礁灘型儲層，白云巖儲層的成像測井研究則相對較少［11-13］。本次研究在巖心和薄片標定的基礎上，以成像測井為主要手段，建立了川西北棲霞組白云巖儲層結(jié)構(gòu)的典型剖面，這對于深入客觀地認識儲層效果明顯，同時表明利用成像測井開展白云巖儲層高精度刻畫的可行性。

1 研究對象及方法簡介

川西北地區(qū)二疊系棲霞組白云巖儲層埋藏較深，平均約7 100 m；儲層的非均質(zhì)性較強，如相距僅5 000 m 的礦2井和礦3井（位置見圖1a），儲層發(fā)育特點差異較大，這些都增加了勘探風險。區(qū)內(nèi)棲霞組厚70～130 m，按巖性由下至上分為棲霞組一段（簡稱棲一段）和棲霞組二段（簡稱棲二段）（圖1b）。棲一段主要是開闊臺地相的一套低能沉積，主要由泥晶灰?guī)r、含泥質(zhì)泥晶灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r等組成；棲二段主要是臺緣灘相的一套高能沉積，主要由生物碎屑灰?guī)r、“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r、塊狀中—粗晶白云巖、斑狀中—粗晶白云巖、角礫狀白云巖等組成。本次研究以礦2井為實例，開展了井筒儲層結(jié)構(gòu)的高精度刻畫，該井在棲霞組二段進行了系統(tǒng)取心（共8筒55 m），實施了常規(guī)測井和成像測井項目，為研究工作提供了資料基礎。

圖1 川西北二疊系棲霞組沉積相及地層柱狀圖

成像測井一般有兩種表現(xiàn)形式：靜態(tài)圖像和動態(tài)圖像。靜態(tài)圖像是根據(jù)全井段電阻率分布特征統(tǒng)一配色，主要用于大段的地層對比和巖性識別；動態(tài)圖像是在固定窗長（本次研究窗長選擇0.5m）內(nèi)根據(jù)電阻率分布特征按窗長分段配色，它適合于微細地層結(jié)構(gòu)的識別，如溶蝕孔洞、溶蝕縫、構(gòu)造縫、礫石顆粒等。井筒尺度的儲層結(jié)構(gòu)刻畫是儲層地質(zhì)研究中最為基礎的，對于缺少巖心條件下的深層儲層而言，成像測井顯然是儲層精細表征的有效手段。但需要注意的是，成像測井盡管具有直觀性強的特點，但切勿單純地顧形思義，只有充分結(jié)合地質(zhì)資料的標定工作才是提高解釋可信度的有效途徑，而這也是測井地質(zhì)學的核心思想。

2 巖石類型和儲集空間的成像測井識別模式

野外剖面、巖心、薄片等地質(zhì)觀察表明，川西北棲霞組主要發(fā)育5 種巖石類型和4 種儲集空間類型。在地質(zhì)標定的基礎上，本次研究中以成像測井為主，建立了不同巖石類型和儲集空間的識別模式。

2.1 巖石類型的成像測井識別模式

川西北棲霞組5 種主要巖石類型分別是：生物碎屑灰?guī)r、“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r、斑狀中—粗晶白云巖、塊狀中—粗晶白云巖和角礫狀白云巖。

生物碎屑灰?guī)r 是區(qū)內(nèi)主要的石灰?guī)r類型（圖2）。生物主要有腕足、小有孔蟲、苔蘚蟲等，含量10%～30%，生物體的形態(tài)保存完好，重結(jié)晶形成亮晶方解石；體腔內(nèi)及生物碎屑間被灰泥充填，孔隙不發(fā)育。由于生物體與充填物的礦物成份均為碳酸鈣且致密，致使測井電阻率很高，成像測井靜態(tài)圖像上表現(xiàn)為亮塊狀；同時由于兩者的電阻率大致相同，成像上不會產(chǎn)生差異化圖像，故圖面顯得十分干凈（注意圖像上兩條暗色豎線為井眼垮塌）。因此，生物碎屑灰?guī)r在成像測井上表現(xiàn)為均一亮塊模式。

“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r 是區(qū)內(nèi)廣泛分布的一種特殊的巖石類型（圖3）。它與通常所說的白云質(zhì)灰?guī)r存在區(qū)別，后者中白云石的質(zhì)量分數(shù)在25%～50%之間，且在巖石中分布較均勻。而“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r中的白云石局部集中發(fā)育，質(zhì)量分數(shù)在95%以上，且與基質(zhì)石灰?guī)r的界線往往是截然的。基質(zhì)石灰?guī)r和白云巖“豹斑”的孔隙度都很低，因此兩者的電阻率都高，靜態(tài)成像上顯示為亮色塊狀；但由于兩者的礦物成分不同，而使電阻率有細微差異，并且白云巖在電鏡下可以看到十分細小的微孔，這導致了白云巖的電阻率較基質(zhì)石灰?guī)r部分略低，這種差值在圖像上所表現(xiàn)出的斑狀在靜態(tài)圖像上不明顯，但在動態(tài)圖像上較為清晰。因此，“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r在成像測井上表現(xiàn)為亮塊背景下的不規(guī)則暗斑模式。

斑狀中—粗晶白云巖 是區(qū)內(nèi)主要的儲集巖類型之一（圖4）。巖石由兩部分組成：基質(zhì)為他形的中—粗晶白云巖，晶體為鑲嵌接觸，較致密；斑塊為自形的中—粗晶白云巖，晶體為點線接觸，晶間孔發(fā)育，斑塊大小為3～20 cm 不等，孔隙度3%～11%。兩者明顯的物性差別導致電阻率差值大，即使在靜態(tài)

圖像上也能呈現(xiàn)十分明顯的斑狀，動態(tài)圖像上則更加清晰。巖石整體表現(xiàn)為雜亂亮暗斑模式。

圖2 川西北棲霞組生物碎屑灰?guī)r的成像測井識別圖

圖3 川西北棲霞組“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r的成像測井識別圖

圖4 川西北棲霞組斑狀中—粗晶白云巖的成像測井識別圖

塊狀中—粗晶白云巖 是區(qū)內(nèi)主要的白云巖類型（圖5），完全由他形的中—粗晶白云石組成，晶體鑲嵌接觸，基質(zhì)孔隙不發(fā)育，一般發(fā)育溶蝕孔洞，整體而言電阻率較低，靜態(tài)圖像上為暗色，在動態(tài)圖像上表現(xiàn)為亮塊模式。

角礫狀白云巖 在少數(shù)井段中發(fā)育。礫石相比于礫間填隙物而言，電阻率要高，圖像上呈亮斑狀；礫石幾乎沒有分選和磨圓，不定向排列，在圖像上顯得雜亂。因此，角礫狀白云巖在動態(tài)、靜態(tài)圖像上均表現(xiàn)為雜亂亮斑模式（圖6）。

圖5 川西北棲霞組塊狀中—粗晶白云巖的成像測井識別圖

圖6 川西北棲霞組角礫狀白云巖的成像測井識別圖

2.2 儲集空間的成像測井識別模式

川西北棲霞組的4 種主要儲集空間類型分別是：溶蝕孔洞、擴溶縫、構(gòu)造縫和晶間孔。

溶蝕孔洞 孔洞多為圓形或橢圓形（圖7），大小3～12 cm，普遍呈層狀或準層狀分布，在成像測井上表現(xiàn)為沿層面分布的規(guī)則組合暗斑模式。此類溶蝕孔洞發(fā)育于塊狀中—粗晶白云巖中。

擴溶縫 沿裂縫空間對縫壁發(fā)生溶蝕作用，由于溶蝕不均勻，形成沿縫分布的串珠狀孔洞，在成像測井上表現(xiàn)為沿正弦線分布的組合暗斑（圖8）。擴溶縫發(fā)育于塊狀中—粗晶白云巖和斑狀中—粗晶白云巖中。

構(gòu)造縫 是針對擴溶縫而言的未發(fā)生溶蝕作用的裂縫，縫壁平直,在成像測井上表現(xiàn)為規(guī)則正弦線（圖9）。構(gòu)造縫在全井段不同巖性中均有發(fā)育。

圖7 川西北棲霞組溶蝕孔洞的成像測井識別圖

圖8 川西北棲霞組擴溶縫的成像測井識別圖

圖9 川西北棲霞組構(gòu)造縫的成像測井識別圖

晶間孔 成像測井對體狀物體的分辨率為5mm，對晶間孔不能單獨識別。但是，由于區(qū)內(nèi)棲霞組白云巖儲層中的晶間孔絕大多數(shù)都發(fā)育于斑狀中—粗晶白云巖的斑塊部分，因此，可以參照斑狀中—粗晶白云巖的識別方法。

3 巖石類型和儲集空間的縱向分布特征

巖石類型縱向組合關(guān)系的識別通常以靜態(tài)圖像為主、動態(tài)圖像為輔，而儲集空間類型縱向組合關(guān)系的識別則通常以動態(tài)圖像為主、靜態(tài)圖像與常規(guī)孔隙度測井為輔。如圖10為礦2井2400～2460m的成像測井圖像，自上而下按不同巖性可分為四段：

第一段（2400～2402m）：為二疊系茅口組一段（簡稱茅一段），發(fā)育泥質(zhì)泥晶灰?guī)r。成像測井上表現(xiàn)為規(guī)則的、明暗相間的條帶狀，發(fā)育水平層理；同時GR值較大，說明泥質(zhì)含量高，二者共同說明該段沉積于水體較深的環(huán)境。該段泥質(zhì)泥晶灰?guī)r孔隙不發(fā)育，測井孔隙度為0.2%。

第二段（2402～2410m）：為棲霞組頂部“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r，厚8m，與上覆茅一段GR突變接觸，說明兩者之間存在著較大的沉積環(huán)境變遷，其間可能存在沉積間斷；兩者的層理發(fā)育產(chǎn)狀一致，說明上下地層之間沒有明顯的構(gòu)造運動。該段白云質(zhì)灰?guī)r較致密，孔隙不發(fā)育，測井孔隙度為0.5%。

第三段（2410～2454.6m）：為棲二段白云巖，厚44.6 m。巖石孔洞和孔隙發(fā)育，電阻率為低值，在靜態(tài)圖像上表現(xiàn)為整體暗塊狀，白云巖可進一步細分為三類：塊狀中—粗晶白云巖（厚39.5 m）、斑狀中—粗晶白云巖（厚4.4 m）和角礫狀白云巖（厚0.6 m）。這段整體而言，白云巖段的測井孔隙度顯示，基質(zhì)孔隙度不高，平均為1.6%。但從局部來看，白云巖段測井孔隙度中發(fā)育有4 個小尖峰（見圖10），分別是2 414.9～2 415.7 m、2 432.8～2 434.5 m、2 440～2 441.05 m 和2 450.8～2 451.7 m，平均厚度1.1 m，平均孔隙度7.8%，說明基質(zhì)孔隙發(fā)育；成像測井上顯示為斑狀中—粗晶白云巖，這與前述斑狀中—粗晶白云巖中晶間孔發(fā)育的地質(zhì)認識也相符合。在第三段中，塊狀中—粗晶白云巖厚度達39.5 m，它們的測井孔隙度雖然較低（平均1.3%），但成像測井上顯示溶蝕孔洞發(fā)育，故仍然為好儲層，這些溶蝕孔洞呈層狀或準層狀分布。此外，第三段中還零星發(fā)育擴溶縫和構(gòu)造縫。

第四段（2454.6～2460m）：為棲二段生物碎屑灰?guī)r，成像測井上表現(xiàn)為整體亮塊狀。該段生物碎屑灰?guī)r較致密，孔隙不發(fā)育，測井孔隙度為0.2%。

綜上所述，4種儲層空間類型中，溶蝕孔洞是主要儲集空間，它們在39.5m的巨厚塊狀中—粗晶白云巖段中密集發(fā)育，呈層狀或準層狀分布；晶間孔是次一級的儲集空間，發(fā)育于4套薄層的斑狀中—粗晶白云巖中，平均厚度為1.1m；擴溶縫和構(gòu)造縫對儲集性能的貢獻不大。

4 單井儲層結(jié)構(gòu)與層序結(jié)構(gòu)的關(guān)系

綜合巖石類型和儲集空間類型的縱向分布特征，結(jié)合區(qū)域沉積地質(zhì)背景，本文分析了礦2井儲層發(fā)育與層序結(jié)構(gòu)的關(guān)系。

在二疊紀棲霞期，川西地區(qū)發(fā)育臺緣帶，礦2井處于臺緣顆粒灘相沉積環(huán)境。從二疊系梁山組到棲霞組為一個完整的三級層序，由海侵域和高位域組成。通過儲層結(jié)構(gòu)的高精度刻畫可以看出，儲層發(fā)育特征與層序結(jié)構(gòu)有明顯的相關(guān)性：

（1）從巖石類型來看，儲層主要發(fā)育于白云巖中，而塊狀中—粗晶白云巖位于三級層序高位域，薄層的斑狀中—粗晶白云巖多位于高位域中四級層序向上變淺旋回的頂部（圖10），說明沉積作用對白云巖發(fā)育具有明顯的控制作用；

（2）從儲集空間類型來看，白云巖段大量發(fā)育層狀溶蝕孔洞，這與水平潛流巖溶帶的特征極為類似，而白云巖發(fā)育段距棲霞組與茅口組之間的地層分界線僅8m，因此很有可能在棲霞組與茅口組之間的三級層序界面附近存在巖溶作用，并對儲層發(fā)育有顯著的改造作用。

倘若如此，那么針對棲霞組白云巖的勘探，筆者建議儲層方面的研究工作，在以沉積特征為主的基礎之上，應加強儲層成巖作用的研究，特別是巖溶作用的影響應加以考慮。

5 結(jié) 論

（1）川西北棲霞組5種主要的巖石類型（生物碎屑灰?guī)r、“豹斑”白云質(zhì)灰?guī)r、塊狀中—粗晶白云巖、斑狀中—粗晶白云巖和角礫狀白云巖）和4種儲集空間類型（溶蝕孔洞、晶間孔、擴溶縫和構(gòu)造縫），利用成像測井均可有效識別。

（2）川西北棲霞組白云巖發(fā)育多重孔隙系統(tǒng)：溶

蝕孔洞是最主要的儲集空間類型，普遍呈層狀或準層狀，發(fā)育于塊狀中—粗晶白云巖中，共1層厚39.5m；晶間孔是次一級的儲集空間，發(fā)育于斑狀中—粗晶白云巖中，共4個薄層，平均層厚1.1m；擴溶縫和構(gòu)造縫零星發(fā)育，它們對儲集性能的貢獻不大。

圖10 川西北礦2井棲霞組2400～2460m成像測井圖像、巖性和儲層結(jié)構(gòu)特征

（3）塊狀中—粗晶白云巖發(fā)育于棲霞組三級層序高位域，斑狀中—粗晶白云巖僅發(fā)育于高位域中四級層序向上變淺旋回的頂部。

［1］趙文智，沈安江，胡素云，等.塔里木盆地寒武—奧陶系白云巖儲層類型與分布特征［J］.巖石學報，2012，28（3）:758-768.

［2］趙文智，沈安江，胡素云，等.中國碳酸鹽巖儲集層大型化發(fā)育的地質(zhì)條件與分布特征［J］.石油勘探與開發(fā)，2012，39（1）:1-12.

［3］楊海軍，韓劍發(fā)，李本亮，等.塔中低凸起東端沖斷構(gòu)造與寒武系內(nèi)幕白云巖油氣勘探［J］.海相油氣地質(zhì)，2011，16（2）：1-8.

［4］王招明，謝會文，陳永權(quán)，等.塔里木盆地中深1井寒武系鹽下白云巖原生油氣藏的發(fā)現(xiàn)與勘探意義［J］.中國石油勘探，2014，19（2）：1-13.

［5］姚涇利，包洪平，任軍峰，等.鄂爾多斯盆地奧陶系鹽下天然氣勘探［J］.中國石油勘探，2015，20（3）：1-12.

［6］楊華，包洪平，馬占榮.側(cè)向供烴成藏——鄂爾多斯盆地奧陶系膏鹽巖下天然氣成藏新認識［J］.天然氣工業(yè)，2014，34(4)：19-26.

［7］杜金虎，鄒才能，徐春春，等.川中古隆起龍王廟組特大型氣田戰(zhàn)略發(fā)現(xiàn)與理論技術(shù)創(chuàng)新［J］.石油勘探與開發(fā)，2014，41(3)：268-277.

［8］徐春春，沈平，楊躍明，等.樂山—龍女寺古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)龍王廟組天然氣成藏條件與富集規(guī)律［J］.天然氣工業(yè)，2014，34(3)：1-7.

［9］沈平，張健，宋家榮，等.四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣勘探新突破的意義及有利勘探方向［J］.天然氣工業(yè)，2015，35(7)：1-9.

［10］楊光，汪華，沈浩，等.四川盆地中二疊統(tǒng)儲層特征與勘探方向［J］.天然氣工業(yè)，2015，35(7)：10-16.

［11］李寧，肖承文，伍麗紅，等.復雜碳酸鹽巖儲層測井評價:中國的創(chuàng)新與發(fā)展［J］.測井技術(shù)，2014，38(1)：1-10.

［12］馮周，李寧，武宏亮，等.縫洞儲集層測井最優(yōu)化處理［J］.石油勘探與開發(fā)，2014，41(2)：176-181.

［13］柴華，李寧，夏守姬，等.高清晰巖石結(jié)構(gòu)圖像處理方法及其在碳酸鹽巖儲層評價中的應用［J］.石油學報，2012，33(增刊2)：154-159.

［14］魏國齊，楊威，朱永剛，等.川西地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞組沉積體系［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2010，31(4)：442-448.

［15］郝毅，周進高，張建勇，等.川西北中二疊統(tǒng)棲霞組白云巖儲層特征及控制因素［J］.沉積與特提斯地質(zhì)，2013，33(1)：68-74.