塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲集層成像測井地質(zhì)解釋

張宸嘉，樊太亮，孟苗苗，吳俊

（中國地質(zhì)大學 a.能源學院；b.海相儲層演化與油氣富集機理教育部重點實驗室，北京 100083）

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲集層厚度大，儲集空間類型多，分布復雜，具有強烈的非均質(zhì)性。在該地區(qū)用常規(guī)方法識別儲集層巖性、結(jié)構(gòu)等地質(zhì)特征有一定的難度。近年來，以FMI測井、偶極橫波成像測井等為代表的現(xiàn)代測井技術(shù)日趨成熟，碳酸鹽巖儲集層評價技術(shù)取得了實質(zhì)性進展[1-14]。FMI測井在垂向上具有連續(xù)性和直觀性的優(yōu)勢，利用靜態(tài)圖像可以識別不同巖性的沉積特征，并能反映電阻率的相對大小和含油性；動態(tài)圖像則能反映沉積結(jié)構(gòu)和構(gòu)造、巖層的頂?shù)捉佑|關(guān)系等，這些都是儲集層地質(zhì)解釋的重要依據(jù)[6]。通過選取塔河油田重點地區(qū)巖心和FMI測井資料齊全的8口井，以FMI測井圖像為主，結(jié)合巖心資料、常規(guī)測井資料（自然伽馬測井曲線、雙側(cè)向電阻率測井曲線等），準確識別了儲集層巖性和儲集空間類型。利用巖心和FMI測井的互相標定，對重點井段進行精細刻畫，建立碳酸鹽巖儲集層FMI測井的地質(zhì)解釋模型，進而在未取心井段和其他地區(qū)的相關(guān)研究中推廣使用。同時，利用FMI測井圖像識別低級序不整合面，可為高精度地層格架的建立奠定基礎(chǔ)。最終，通過對典型井的分析以及連井剖面對比，總結(jié)儲集層分布的宏觀特征，分析儲集層發(fā)育的主控因素。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部，以奧陶系縫洞型碳酸鹽巖儲集層為主，奧陶系自下而上發(fā)育蓬萊壩組、鷹山組、一間房組、恰爾巴克組、良里塔格組和桑塔木組。除蓬萊壩組外，其他層位均受到不同程度的剝蝕。該區(qū)奧陶系以灰?guī)r為主，主要包括砂屑灰?guī)r、砂屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、灰質(zhì)白云巖、白云巖等，主要為碳酸鹽巖開闊臺地沉積。形成主要受控于加里東運動中期和海西運動早期構(gòu)造運動以及巖溶作用。地層發(fā)育多級次不整合面，對儲集層形成均有明顯的控制作用。

2 奧陶系儲集層成像測井地質(zhì)解釋

2.1 巖性識別與解釋

結(jié)合常規(guī)測井曲線和巖心資料，根據(jù)FMI測井圖像，在S114井、TS301井、YQ6井、TS2井、S110井、S88井、TS1井和TS4井奧陶系識別出6種主要巖性（表1），并建立巖性解釋模型（圖1）。其中，泥晶灰?guī)r儲集層致密、孔隙空間小，自然伽馬較低（圖1a）。紋層狀泥?；?guī)rFMI測井圖像表現(xiàn)為黃褐色條帶狀，明、暗相間的規(guī)則條帶指示高阻亮層與低阻暗層的反復交替（圖1b），暗黑條紋為不同期次層間縫隙及其發(fā)育時所粘結(jié)的泥屑。內(nèi)碎屑灰?guī)rFMI測井圖像呈明顯的高阻塊狀模式夾雜黑色斑點，整體高亮度，溶蝕孔洞發(fā)育且呈順層分布，自然伽馬較高（圖1c）。鮞?；?guī)rFMI測井圖像也呈高阻塊狀夾黑色斑點，由于溶蝕孔泥質(zhì)充填，表現(xiàn)為自然伽馬低（圖1d）。白云質(zhì)泥晶灰?guī)rFMI測井圖像呈高阻塊狀，均勻分布有細密的中阻亮色斑點，自然伽馬低，雙側(cè)向電阻率高（圖1e）。角礫狀細粉晶白云巖FMI測井圖像上呈高阻塊狀，淺色棱角狀高阻碎屑和不規(guī)則深色充填物相混雜，即輕微角礫化現(xiàn)象，有黑色斑點，自然伽馬低（圖1f）。

表1 塔河油田奧陶系儲集層典型巖性測井響應特征

2.2 儲集空間識別與解釋

以典型井TS1井和YQ6井為標準，建立研究區(qū)縫洞解釋模型（圖2，圖3），主要包括3大類：孔（分散孔、順層孔）、洞（充填洞、未充填洞）和縫（誘導縫、天然縫）。

（1）溶蝕孔 溶蝕孔常分2種形態(tài)，一種是順層分布，另一種呈不規(guī)則分散狀。YQ6井6 774—6 778 m井段（圖3a）的FMI測井圖像上觀察到層狀暗色條帶，并帶有暗色斑塊和明亮小點，說明孔徑較小的晶間溶孔和晶內(nèi)溶孔順層發(fā)育。該井6 980—6 984 m井段發(fā)育形狀不規(guī)則的較大暗色斑塊（圖3b），可知此井段溶孔也較發(fā)育，但其對應的自然伽馬為中值，說明被泥質(zhì)充填，滲透性可能較差。

TS1井5 734—5 735 m井段發(fā)育順層溶蝕孔（圖2a），在FMI測井圖像上接近于層狀分布，呈黑色斑點狀，孔徑較大的溶蝕孔往往表現(xiàn)為黑色斑塊，不受巖石組構(gòu)限制。該井5 884—5 885 m井段溶蝕孔孔徑較小，呈分散狀分布（圖2b）。

溶蝕孔有多種成因，如不整合面形成的暴露巖溶型溶蝕孔、地下水或底部熱液形成的深部埋藏巖溶型溶蝕孔。如果溶蝕孔沿裂縫面分布，反映溶蝕孔的形成是地下水沿裂縫溶蝕的結(jié)果[1]。

（2）溶洞 溶洞多出現(xiàn)在下奧陶統(tǒng)的灰?guī)r中，F(xiàn)MI測井圖像上呈不規(guī)則暗色大片分布，呈塊狀、片狀或條帶分布狀，延伸較短，無定向性。

圖1 塔河油田奧陶系儲集層FMI測井巖性解釋模型

TS1井5 610—5 611 m，6 393—6 394 m和6 238—6 241 m井段發(fā)育不同形態(tài)的溶洞（圖2c，圖2d，圖2e）。其中6 393—6 394 m井段溶洞在FMI測井圖像上具明顯滑脫現(xiàn)象（圖2d），表明鉆井時由于鉆遇溶洞，鉆速迅速提高，圍巖發(fā)生崩塌，圖像呈垂向明暗相間條帶[1]。YQ6井蓬萊壩組6 664—6 668 m井段溶洞內(nèi)部保持了充填角礫的沉積特征（圖3c），大量外來泥質(zhì)或鉆井泥漿的充填，導致自然伽馬升高，自然伽馬測井曲線通常會形成突出的尖峰。

（3）誘導縫 誘導縫屬于鉆井過程中由鉆具震動、應力釋放和鉆井液壓裂等因素造成的人工縫，在圖像上往往表現(xiàn)為2組羽狀、雁列狀排列或2條近于直立的暗色線條[2]。TS1井5 628—5 629 m井段（圖2f）和YQ6井5 708—5 712 m井段（圖3d）發(fā)育典型的雁列狀誘導縫。其走向一般與最大主應力平行，無填充，在雙側(cè)向電阻率測井曲線上，雁列狀誘導縫的淺側(cè)向電阻率高于深側(cè)向電阻率[3]。

（4）天然裂縫 TS1井5 622—5 623 m，5 675—5 676 m和5 873—5 874 m井段分別發(fā)育水平縫、高角度裂縫和網(wǎng)狀縫（圖2g，圖2h，圖2i）。水平縫近于水平，呈低幅度正弦或余弦狀高導暗色條紋；高角度裂縫則呈高幅度正弦或余弦狀高導暗色條紋，二者幾乎切割整個井眼；網(wǎng)狀縫交錯分布形成網(wǎng)狀。

YQ6井5 830—5 835 m井段（圖3e）發(fā)育典型的高角度裂縫，雙側(cè)向電阻率減小。6 362—6 365 m井段發(fā)育典型的低角度裂縫（圖3f）。5 798—5 802 m井段為不規(guī)則裂縫（圖3g），形態(tài)各異，不切割整個井眼，相應巖心上可見參差不齊的裂痕。

（5）縫合線 縫合線可存在于任何沉積巖中，它是壓溶作用的結(jié)果。YQ6井奧陶系發(fā)育大量縫合線（圖3h），分布不規(guī)則，不連續(xù)，呈鋸齒狀，通常不具有滲透性。FMI測井圖像顯示其近乎平行于層理面，說明壓溶作用主要來自于上覆巖層壓力。

2.3 層序界面識別與解釋

圖2 TS1井FMI測井圖像縫洞解釋模型

圖3 YQ6井FMI測井圖像縫洞解釋模型

以FMI測井資料為主，結(jié)合其他常規(guī)測井方法，分析奧陶系內(nèi)部低級序不整合面發(fā)育特征，總結(jié)出FMI測井圖像識別碳酸鹽巖儲集層界面的一般模式和規(guī)律。主要利用3種標志識別碳酸鹽巖層序界面。

（1）電阻率差異 根據(jù)FMI測井圖像因電阻率差異所顯示的顏色差別進行界面識別。TS301井鷹山組頂部FMI測井圖像上顯示為黃褐色到黑褐色層狀，雙側(cè)向電阻率較低，順層溶蝕孔洞較發(fā)育（圖4）。一間房組底部表現(xiàn)為亮黃色塊狀，雙側(cè)向電阻率較高，僅界面附近有微小溶蝕孔發(fā)育。

圖4 TS301井一間房組與鷹山組分界面

（2）孔洞縫展布 根據(jù)FMI測井圖像所顯示的孔洞縫展布特征進行識別。以S88井為例，整體上每個界面之下（每段頂部）均發(fā)育溶蝕孔洞（圖5），推測界面處受海退暴露溶蝕作用，形成溶洞。

（3）巖性和構(gòu)造 根據(jù)界面處巖性、沉積結(jié)構(gòu)構(gòu)造等特征進行識別。利用自然伽馬測井曲線、FMI測井圖像，可看出地層泥質(zhì)含量變化，識別出TS301井典型井段小型反旋回疊加，為進積序列（圖6）。地層巖性為淺黃灰色泥晶灰?guī)r和內(nèi)碎屑灰?guī)r互層。

3 典型井儲集層FMI測井分析

3.1 單井儲集層識別

以S88井為例，結(jié)合常規(guī)測井曲線和巖心、錄井資料，利用FMI測井圖像，對儲集層特征進行分析（圖5）。

地層巖性在縱向上可見2個明顯的巖性段：5 620—6 096 m井段以灰?guī)r為主，6 096—6 350 m井段以白云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)白云巖互層為主。

FMI測井圖像分析表明，儲集層主要集中在5630—5 706 m井段溶洞發(fā)育和影響帶，其上部為巨大的溶洞，下部為崩塌角礫白云巖充填溶洞，臨近底部的地層中可見一些天然裂縫。5 706—5 940 m井段為塊狀灰?guī)r，裂縫、孔洞極少，相對其他井段比較致密，可能為局部蓋層。在5 940—6 095 m井段有裂縫零星分布，但主要存在溶洞，為潛在儲集層。6 098—6 310 m井段發(fā)育溶洞和溶蝕孔。

分析可知，儲集層的發(fā)育與沉積環(huán)境、巖性和成巖變化密切相關(guān)，臺地邊緣水動力較強，可形成具交錯層理的灰?guī)r和砂屑灰?guī)r。在臺地微相和臺地邊緣微相交互沉積時，界面一般為沖蝕面或暴露面，成為相對的高孔滲帶，為有利儲集帶。但由于成巖膠結(jié)作用很強，導致大部分的裂縫和孔洞被充填，所以由于滲流粉砂富集而形成的孔隙度較高、硅質(zhì)較高的層段變得相對較為有利。不過，大量充填縫的存在也有其有利的一面，充填縫使儲集層便于進行壓裂改造。

圖5 S88井儲集空間綜合柱狀剖面

3.2 連井儲集層對比分析

連井對比分析（圖7）可知，TS1井和TS2井鷹四段裂縫極其發(fā)育，受構(gòu)造運動的影響強烈。S88井一間房組被剝蝕掉，鷹四段發(fā)育多段溶洞，主要受不整合面控制。鷹三段僅頂界之下孔洞發(fā)育，儲集層較差，中部發(fā)育區(qū)域性高阻蓋層。鷹二段受不整合面控制，整體孔洞發(fā)育。鷹一段小溶洞較發(fā)育，薄而多，位于高能灘相帶，受低級序不整合和白云巖化作用影響。

圖6 TS301井小旋回及層序界面特征

對比層序界面可知，TS1井和TS2井一間房組與鷹山組界面之下均發(fā)育裂縫，3口井在不整合面之下均發(fā)育溶洞，相鄰近的下部多發(fā)育溶蝕孔。越靠近不整合面，巖溶程度越高。對比可知，TS2井不整合面之上電阻率低，誘導縫發(fā)育，層理不明顯；不整合面之下電阻率高，無誘導縫，水平層理發(fā)育。S88井不整合面之上電阻率中—高，發(fā)育厚層塊狀泥晶灰?guī)r；不整合面之下電阻率低—中，層狀溶孔發(fā)育。TS1井不整合面之上電阻率高，裂縫和水平層理發(fā)育；不整合面之下電阻率低，孔洞發(fā)育，存在交錯層理段。綜上所述，不整合面處受海退暴露溶蝕作用，故不整合面之下發(fā)育規(guī)模不大的溶洞，多為層內(nèi)巖溶，這是因為碳酸鹽沉積物形成后不久的短期周期性暴露引起的同生或準同生巖溶作用難以形成影響深度大、規(guī)模大、分布廣泛的巖溶，常常發(fā)育粒內(nèi)溶孔、鑄?？椎?。而較深部地層在表生期受大氣淡水淋濾作用，巖石中的細粒物質(zhì)發(fā)生遷移，孔隙連通性增強，為深埋時期流體排放提供了通道。不整合面形成后，隨著流體的溶蝕作用，次生孔隙、溶蝕孔進一步發(fā)育，儲集性能改善，為油氣提供了儲集空間。

4 結(jié)論

（1）通過優(yōu)選的常規(guī)測井方法和巖心資料，分析研究區(qū)8口井FMI測井圖像，建立了6種FMI測井巖性解釋模型，分別為泥晶灰?guī)r、紋層狀泥?；?guī)r、內(nèi)碎屑灰?guī)r、鮞粒灰?guī)r、白云質(zhì)泥晶灰?guī)r和角礫狀細粉晶白云巖；并建立了3類縫洞的FMI測井解釋模型，包括孔（分散孔、順層孔）、洞（充填洞、未充填洞）和縫（誘導縫、天然縫）。

圖7 TS2井—S88井—TS1井連井剖面

（2）利用FMI測井圖像具體識別界面時，主要依據(jù)3種標志：①電阻率差異標志，即電阻率不同所顯示的顏色差異進行識別；②孔洞縫展布標志，孔洞縫的展布特征與界面關(guān)系密切，孔洞常常大量發(fā)育于界面之下；③巖性及構(gòu)造標志，界面處的巖性和構(gòu)造特征常發(fā)生明顯的變化。

（3）通過單井儲集層識別以及連井對比可知，沉積背景、層序格架與古地理格局共同影響著塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲集層的發(fā)育。其中，構(gòu)造運動、巖溶作用和海退暴露溶蝕作用導致的層序不整合面控制著儲集空間的發(fā)育。鷹四段受不整合面的控制，裂縫極其發(fā)育。鷹一段位于高能灘相帶，孔洞較發(fā)育，主要受低級序不整合面和白云巖化作用影響。

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