珠江口盆地礁灰?guī)r儲層特征精細表征

謝日彬，李海濤，楊 勇，劉遠志，曲長偉

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，深圳 南山 518000；3.斯倫貝謝中國公司，北京 朝陽 100015

引言

生物礁碳酸鹽巖具有儲集性能好，產(chǎn)能高的特點，在全球油氣勘探中占有重要的地位[1-5]。隨著近年來深水油氣勘探開發(fā)程度的逐漸加深，先后在珠江口盆地東沙隆起珠江組發(fā)現(xiàn)了多個生物礁油氣田或含油構(gòu)造，證實了在南海北部陸緣深水區(qū)生物礁灰?guī)r儲層的含油氣潛力[5-7]。

L 油田是中國最大生物礁灘底水稠油油田，構(gòu)造上位于東沙隆起西南部，自下而上依次發(fā)育中新統(tǒng)珠江組、韓江祖、粵海組、萬山組及第四系（圖1），珠江組接受了廣泛分布的碳酸鹽巖臺地沉積，發(fā)育大規(guī)模的生物礁儲層[4，8-9]。

但L 油田礁灰?guī)r儲層既具有常規(guī)油氣藏的油氣成藏特征，又具有巖石類型復(fù)雜、物性變化快、儲集空間類型多樣及非均質(zhì)性強的特點，采出程度較低，尤其是到了油田開發(fā)后期，調(diào)整井投產(chǎn)即高含水現(xiàn)象越來越多，經(jīng)濟效益越來越差。為精確評價礁灰?guī)r的儲層特征，找到提高油田采收率的方法，南海東部地區(qū)從地球物理、巖石物理、生產(chǎn)測試等多方面開展了大量的研究工作，但收效甚微。

眾所周知，測井手段以其高精度及連續(xù)性的特點已成為油氣勘探不可或缺的手段，特別是高分辨率隨鉆電阻率成像可用于定性及定量分析礁灰?guī)r中裂縫和次生溶蝕的發(fā)育程度，已成為L 油田礁灰?guī)r儲層特征描述及評價的重要方法[10-15]?；诟叻直媛食上竦木氃u價為礁灰?guī)r儲層地質(zhì)導(dǎo)向的實時決策、完井方案和連續(xù)封隔體充填的設(shè)計以及油田產(chǎn)能預(yù)測提供了堅實基礎(chǔ)，為今后礁灰?guī)r儲層品質(zhì)評價開辟了一條新途徑。

圖1 南海北部珠江口盆地東沙隆起區(qū)域位置[5]Fig.1 Location of Dongsha Uplift,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea[5]

1 隨鉆電阻率成像測井

L 油田所采用的隨鉆電阻率成像儀依據(jù)聚焦側(cè)向電阻率測量的原理，距鉆頭2.3 m 左右，因此可提供方位伽馬、近鉆頭井斜、環(huán)形電阻率及4 個紐扣電阻率等多種測量。其中，4 個紐扣電阻率測量儀具有不同的探測深度，分別為2.5、7.6、13.0 和15.0 cm[16]，每個紐扣電極旋轉(zhuǎn)一周可提供56 個電阻率并能夠提供井眼周圍4 個清楚的電阻率成像。目前通常使用的電阻率成像有兩種，一種是基于電纜工具采集的成像，如地層微電阻率成像（FMI或EMI），另一種是利用隨鉆工具采集的成像，如MicroScope 和GVR 工具。兩種電阻率成像既具有相似性也有不同之處，相同之處在于兩者能夠?qū)Φ貙又幸?guī)模較大尺度的結(jié)構(gòu)和構(gòu)造，如層理特征、地應(yīng)力及沉積環(huán)境分析、斷層裂縫識別及區(qū)域綜合地質(zhì)特征進行描述。不同之處在于電纜成像的分辨率要高于隨鉆成像，可對儲層及構(gòu)造特征進行精細解釋，但隨鉆成像能夠提供不同探測深度的電阻率成像，可用于解決復(fù)雜的地質(zhì)難題；并且可對井壁進行360°掃描，獲得全井眼覆蓋圖像，覆蓋率明顯高于電纜成像；更重要的一點是，隨鉆電阻率成像可提供實時圖像傳輸?shù)降孛?，實時計算地層傾角，進行裂縫及構(gòu)造特征分析，準確掌握儲層及構(gòu)造特征，可用于地質(zhì)導(dǎo)向，因此，隨鉆電阻率成像測井技術(shù)在L 油田開發(fā)井地質(zhì)導(dǎo)向?qū)崟r決策、完井方案設(shè)計及油田產(chǎn)能預(yù)測中至關(guān)重要[12，16-17]。

2 巖芯刻度與巖石類型識別

由于巖芯資料有限，為了充分挖掘隨鉆電阻率成像的價值和描述無取芯井位的礁灰?guī)r儲層特征，需要將成像資料與L 油田已有的巖芯資料進行刻度對比分析，建立不同巖石類型在電阻率成像上的響應(yīng)特征。之后依據(jù)已知來反推未知，利用這種響應(yīng)特征通過電阻率成像測井來識別無取芯井位的巖石類型特征。結(jié)果表明，不同的巖石類型在電阻率成像與巖芯上有較好的對應(yīng)性，研究區(qū)灰?guī)r主要識別出以下5 種類型（圖2）。

（1）粒狀生屑灰?guī)r：粒狀生屑灰?guī)r以生屑為主，CT 掃描巖芯截面有環(huán)形裂縫，裂縫集中分布且相互交錯（圖2a），滲透率高、物性好。

（2）溶蝕生屑灰?guī)r：當粒狀生屑灰?guī)r發(fā)育明顯溶蝕時演變成溶蝕生屑灰?guī)r，CT 掃描巖芯截面溶蝕極其發(fā)育，隨鉆電阻率成像上溶蝕孔隙垂向連通集中分布（圖2b），物性提高，滲透率及物性最好。

（3）泥晶灰?guī)r：巖性致密，巖芯截面沒有溶蝕，少量微裂縫，隨鉆電阻率成像上無層理，均質(zhì)性好（圖2c），滲透率極低，致密程度高，因此，主要作為非儲層及隔夾層。

（4）泥晶生屑灰?guī)r：當生屑灰?guī)r中混有些許不同粒度的泥晶時就可形成泥晶生屑灰?guī)r，巖性略疏松，可見生屑和泥晶，隨鉆電阻率成像上表現(xiàn)成層特征（圖2d），說明同時受到機械搬運和化學(xué)兩種沉積，以水流作用為主的機械搬運導(dǎo)致了礁灰?guī)r具有一定的成層性，而生屑粒度大小指示了水體的沉積環(huán)境動蕩的強弱，當泥晶生屑灰?guī)r受到構(gòu)造或后期成巖作用時便會產(chǎn)生一些成巖微裂縫和溶蝕，在巖芯截面可見少量孤立溶蝕孔隙（圖2d），這在一定程度上指示了研究區(qū)灰?guī)r經(jīng)歷了晚期成巖的暴露，從而接受大氣淡水淋濾，導(dǎo)致滲透率較低。

（5）藻疊層灰?guī)r：巖芯截面見疊層構(gòu)造，被裂縫分割，整體致密，局部疏松，隨鉆電阻率成像為團塊狀特征（圖2e），滲透率高。

圖2 南海北部珠江口盆地L 油田不同巖石類型隨鉆成像特征Fig.2 LWD images of different lithology from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in eastern South China Sea

3 裂縫特征

裂縫是碳酸鹽巖儲層重要的疏導(dǎo)通道以及儲集空間，并且裂縫控制著次生溶蝕發(fā)育的程度與規(guī)模，因此，在碳酸鹽巖儲層的研究中裂縫分析就顯得尤其重要[18-19]。

3.1 裂縫定性識別

L 油田主要發(fā)育成組縫、溶蝕縫及孤立縫3 種裂縫類型（圖3），裂縫的類型與裂縫傾角、裂縫有效性及發(fā)育構(gòu)造位置有著明顯聯(lián)系。

（1）成組縫：成組縫為同一期構(gòu)造活動形成的一期產(chǎn)狀相同的裂縫，為構(gòu)造縫的一種。

當兩組裂縫的走向一致而傾向正好相反時則形成共軛成組縫。成組縫的角度一般較高，并且成組縫常伴有次生溶蝕發(fā)育，次生溶蝕會明顯改善裂縫的連通性，對儲層貢獻極高。

此外，由于成組縫的角度較高，對縱向上儲層起到了良好的疏導(dǎo)溝通作用，可有效地改善儲層的滲透性。成組縫雖然對儲層的縱向溝通起到了正面作用，但如果其延伸長度較長，也有可能溝通底水，這就會造成油井在生產(chǎn)過程中底水錐進較快，因此，高角度的成組縫對產(chǎn)能來講是一把雙刃劍（圖3a，圖3b，圖3c，圖3d）。

（2）溶蝕縫：溶蝕縫在L 油田廣泛分布，為成巖縫的一種，當成巖作用早期的大氣淡水沿之前已存在的裂縫滲入地層之后對裂縫周圍的碳酸鹽巖地層進行溶蝕而形成溶蝕縫。由于次生溶蝕的作用造成裂縫面極不規(guī)則，裂縫傾角變化也較大，從低角度裂縫到高角度裂縫均有分布，溶蝕縫產(chǎn)狀也呈多組出現(xiàn)（圖3e，圖3f，圖3g，圖3h）。

（3）孤立縫：孤立縫也是成巖縫的一種，為在生物礁灰?guī)r未完全固結(jié)過程中受水體溫度變化冷凝收縮而成，在電阻率成像上以孤立形式出現(xiàn)，裂縫傾角較高且產(chǎn)狀分布不規(guī)律。由于孤立縫常獨立存在，而且裂縫面少見溶蝕或未發(fā)生溶蝕，因此，孤立縫連通性較差，對儲層貢獻相對較?。▓D3i，圖3j，圖3k，圖3l）。

3.2 裂縫定量計算

隨鉆電阻率成像不僅能夠識別裂縫發(fā)育類型及裂縫發(fā)育層位，確定裂縫走向和傾角，還能夠計算出裂縫密度（經(jīng)過裂縫與井軸的夾角校正后每米井段所見到的裂縫總條數(shù)）、裂縫長度（每平方米井壁所見到的裂縫長度總和）和裂縫面積（單位體積內(nèi)裂縫所占的面積總和）等參數(shù)。

更重要的是隨鉆電阻率成像提供了裂縫寬度（裂縫張開度）及裂縫孔隙度（裂縫孔隙占總孔隙的百分比）的定量計算，這為L 油田礁灰?guī)r儲層特征研究提供了最為重要的信息。

以L 油田A3X 井為例，裂縫傾向主要為北西--南東向，走向為北東--南西向，傾角大小集中分布在20°～88°，主頻為73°，主要發(fā)育中高角度裂縫（圖4、圖5）。裂縫的定量參數(shù)計算結(jié)果表明，裂縫寬度集中分布在0.04～0.51 mm（圖5）。確定了L 油田裂縫的寬度為毫米級別尺度，這也為后期連續(xù)封隔體充填及完井方案設(shè)計提供了強有力的理論依據(jù)。

圖4 南海北部L 油田A3X 井裂縫產(chǎn)狀及參數(shù)特征Fig.4 Fracture characteristics of Well A3X,L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea

裂縫密度集中分布在1.02～5.25 條/m，裂縫長度集中分布在0.04～3.74 m，裂縫面積主要分布在0.05～4.12 m2，而且裂縫孔隙度一般都小于0.015%（圖4、圖5）。

圖5 南海北部L 油田A3X 井裂縫參數(shù)統(tǒng)計Fig.5 Fracture parameters of Well A3X from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin in northern South China Sea

3.3 裂縫評價結(jié)果

為了更好地對裂縫進行評價，利用了裂縫發(fā)育度參數(shù)，即裂縫數(shù)量與水平段長度的比值，裂縫發(fā)育度在一定程度上反映了水平段或測深段裂縫發(fā)育的均勻程度。

根據(jù)之前的裂縫評價標準[10]，建立了基于電阻率成像成果的L 油田裂縫評價標準（表1），在全井段裂縫統(tǒng)計的基礎(chǔ)上，以裂縫發(fā)育度（裂縫條數(shù)/測深井段長度）為主要參考指標，結(jié)合其他裂縫參數(shù)如裂縫傾角（＞60°時，為高角度；30°～60°為中角度；＜30°為低角度）、裂縫產(chǎn)狀（裂縫走向與最大水平主應(yīng)力夾角，＜30°為優(yōu)；30°～60°為中；＞60°為差）、裂縫孔隙度和裂縫類型可以對全區(qū)的11 口井的裂縫發(fā)育情況進行綜合評價。

表1 南海北部珠江口盆地L 油田裂縫評價標準___Tab.1 Fracture evaluation criterion for L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

B4X 井電阻率成像結(jié)果顯示全井段有3 個裂縫相對發(fā)育層段。

（1）1 435～1 461 m 發(fā)育一條孤立縫，裂縫傾角接近70°，裂縫密度為2.31 條/m，裂縫長度為2.15 m，裂縫發(fā)育度為0.04，評價為一般（圖6）。

（2）1 513～1 572 m 層段發(fā)育4 條裂縫，裂縫密度為3.09 條/m，裂縫長度為3.17 m，裂縫發(fā)育度為0.04；裂縫主要為孤立縫，裂縫傾角較高，一般大于80°，沿裂縫見有溶蝕現(xiàn)象發(fā)育，綜合評價為良好（圖6）。

（3）1 572～1 780 m 層段發(fā)育成組縫，裂縫傾角極高，裂縫產(chǎn)狀較為一致，共發(fā)育47 條裂縫，裂縫連續(xù)性較好。

發(fā)育在高阻層段，可能由構(gòu)造活動所產(chǎn)生；裂縫密度為6.94 條/m，裂縫長度為7.23 m，裂縫發(fā)育度為0.23，裂縫綜合評價為優(yōu)（圖6）。

此外，依據(jù)電阻率成像資料可以看出，在1 694～1 702 m 層段發(fā)育中高角度斷層，斷層產(chǎn)狀與裂縫一致且斷面較高，綜合分析認為裂縫可能為斷層活動時產(chǎn)生的伴生縫（圖6）。

圖6 南海北部L 油田B4X 井裂縫綜合評價成果圖Fig.6 Fracture characterization result of Well B4X from L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

4 次生溶蝕特征

L 油田為典型的臺地邊緣生物礁沉積，L 油田巖芯上可見成巖早期地層暴露的證據(jù)，因此，在成巖早期由于大氣淡水的淋濾作用造成次生溶蝕極其發(fā)育[20]。

在巖芯上可見大小不等的溶蝕孔洞及溶蝕裂縫，在薄片上可觀察到各種類型的溶蝕孔隙及溶蝕微縫，孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、非選擇性溶孔為主。

4.1 次生溶蝕定性分析

L 油田不同的次級構(gòu)造部位溶蝕特征不同，一般來講，次生溶蝕受控于構(gòu)造變化、沉積相帶及巖性等因素[21-26]。次生溶孔在電阻率圖像上表現(xiàn)為暗黑色的斑點或斑塊，結(jié)合電阻率圖像孔隙頻譜[10，12]，分析確定L 油田的次生溶蝕可分成4 種類型：沿裂縫溶蝕、斑雜狀溶蝕、團塊狀溶蝕和蜂窩狀溶蝕（圖7）。

沿裂縫溶蝕受控于裂縫發(fā)育的位置，一般溶蝕面不規(guī)則，有寬有窄，也可見只有裂縫局部被溶蝕的現(xiàn)象（圖7a，圖7b）。

斑雜狀溶蝕表現(xiàn)為不均勻的大小不一的溶蝕，電阻率圖像上表現(xiàn)為暗色板塊不規(guī)則分布（圖7d，圖7e）。

團塊狀溶蝕一般集中出現(xiàn)，各個溶蝕孔洞之間極易連通在一起，儲層物性及連通性好，對儲層的改善效果最好（圖7f，圖7g）。

蜂窩狀溶蝕一般表現(xiàn)為較均勻的大小類似的溶蝕孔洞，當然局部井段也可觀察到規(guī)模較大的溶蝕孔洞（圖7h，圖7i）。

圖7 南海北部L 油田不同溶蝕類型隨鉆成像特征Fig.7 LWD images of different secondary dissolution from L Oilfield in northern South China Sea

4.2 次生溶蝕定量分析

電阻率成像及孔隙頻譜分析只能定性地分析次生溶蝕的發(fā)育程度和非均質(zhì)性的強弱，但不能定量表征次生溶蝕所占的面積及次生溶蝕孔隙大小。

斯倫貝謝公司Techlog 軟件中的Porotex 模塊可將電阻率圖像中的次生溶蝕孔隙提取出來，并計算得到次生溶蝕面積占電阻率圖像面積的比例（稱為視面孔率），并可計算得到次生溶蝕的面積（稱為視面孔面積）（圖8）。

以研究區(qū)A5X 井為例，將Porotex 模塊分析引入L 油田礁灰?guī)r儲層特征分析研究，結(jié)果表明次生孔隙發(fā)育井段，孔隙頻譜較寬，次生溶蝕孔隙度較大，視面孔率較高，次生溶蝕的視面孔面積較大。

視面孔率最大為53.9%，視面孔面積最大為64 m2（圖8），此結(jié)果彌補了之前只能計算次生溶蝕孔隙度的不足，定量確定了次生溶蝕的視面孔率及視面孔面積，為后期完井方案的設(shè)計提供了理論基礎(chǔ)和技術(shù)支撐。

圖8 南海北部L 油田A5X 井次生溶蝕定性及定量分析結(jié)果Fig.8 Quantitative and qualitive analysis of secondary dissolution of Well A5X from L Oilfield,northern South China Sea

5 產(chǎn)能主控因素探討

裂縫和次生溶蝕對礁灰?guī)r儲層來講是一把雙刃劍。當裂縫傾角較高或次生溶蝕上下地層連通性較好時，上下儲層之間的溝通變好，提高了滲透性，同時也有可能溝通底水。如果在主要產(chǎn)油層發(fā)育高角度成組縫或次生溶蝕，且成組縫或次生溶蝕沒有溝通下部水層，那么裂縫和次生溶蝕對產(chǎn)能的貢獻是正面的。如果在主要產(chǎn)油層的發(fā)育高角度成組縫或次生溶蝕溝通了下部水層，那么底水錐進較快，對水平井的生產(chǎn)效果會差。通過L 油田不同井位間測試結(jié)果以及基于電阻率成像得到的裂縫及次生溶蝕的統(tǒng)計分析結(jié)果，從測井角度上來探討L 油田產(chǎn)能的主要控制因素。

A6X 井和C7X 井兩口井的產(chǎn)能最高，含水率低于30%，裂縫類型和裂縫數(shù)目均相似（圖9a），這表明兩口井的裂縫延伸較短，并未溝通底水。不同之處在于A6X 井的次生溶蝕孔隙度為3.2% 低于C7X 井的次生溶蝕孔隙度4.5%（圖9a、圖9b），造成A6X 井的含水率高于C7X 井。其他幾口生產(chǎn)井含水率均較高，其中含水率最高的井為C3X 井，初期測試含水率超過90%（圖9c），C3X 井裂縫數(shù)量達到107 條，且次生溶蝕孔隙度較高，平均3.8%（圖9a，圖9b），主要原因為該井位主要產(chǎn)油層的埋深為研究區(qū)內(nèi)最深的，且對應(yīng)的裂縫發(fā)育所處的深度也是最深的。

初期測試含水率在80%～90% 的井有A4X、B4X 井、A3X 和D5X 四口井（圖9c），前兩口井特征比較相似，次生溶蝕孔隙度相差不大（圖9a），裂縫類型均為成組縫，B4X 井較B4X 井裂縫發(fā)育更多（圖9a），裂縫發(fā)育所處的深度較深且裂縫數(shù)量較多，造成初期含水率較高。A3X 井比D5X 井裂縫較為發(fā)育，裂縫數(shù)量較多（圖9a），次生溶蝕相對發(fā)育（圖9a）；D5X 井雖然裂縫裂縫發(fā)育較差（圖9a），但其次生溶蝕較為發(fā)育（圖9a），且在該井1 435 m附近發(fā)育微斷層破碎帶，這在一定程度上會降低該層對底水的隔擋。C2X 井產(chǎn)水率接近70%（圖9c），裂縫主要為溶蝕縫，而且數(shù)量最少（圖9a），對應(yīng)裂縫發(fā)育所處的深度也是最淺的，但次生溶蝕孔隙度較高，均值為4.3%（圖9a），該井產(chǎn)能主要受次生溶蝕控制，裂縫發(fā)育情況對本井的產(chǎn)能影響較小。

通過以上分析，認為L 油田影響產(chǎn)能和含水率高低的主要因素包括：（1）次生溶蝕；（2）裂縫發(fā)育所處的深度位置，一定程度上取決于構(gòu)造；（3）裂縫類型，成組縫更有利于溝通上下儲層；（4）裂縫數(shù)量。除此之外，還要考慮到儲層含油飽和度、巖石物理參數(shù)、完井方式、生產(chǎn)壓差、井軌跡長短等工程參數(shù)對產(chǎn)能的影響。

圖9 南海北部珠江口盆地L 油田產(chǎn)能主控因素分析Fig.9 Productivity influencing factor analysis for L Oilfield,Pearl River Mouth Basin,northern South China Sea

6 結(jié)論

（1）通過CT 掃描與隨鉆電阻率成像對比，建立了更為精確的巖性解釋模式，確定了L 油田發(fā)育粒狀生屑灰?guī)r、溶蝕生屑灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r和藻疊層灰?guī)r5 種巖石類型，分析了不同巖石類型的巖石學(xué)特征，探討了不同巖石類型的儲層物性的特點。

（2）隨鉆電阻率成像測井工具對L 油田礁灰?guī)r地層的裂縫識別具有實效性強的特點，有效地識別出L 油田礁灰?guī)r發(fā)育成組縫、溶蝕縫和孤立縫3 種裂縫類型，精確計算了裂縫寬度參數(shù)，對裂縫進行了精細評價，為之后連續(xù)封隔體充填提供了有利的理論基礎(chǔ)。

（3）L 油田礁灰?guī)r儲層的非均質(zhì)性強，具雙孔隙介質(zhì)系統(tǒng)，發(fā)育大量次生溶蝕孔隙，發(fā)育沿裂縫溶蝕、斑雜狀溶蝕、團塊狀溶蝕和蜂窩狀溶蝕4 種次生溶蝕類型，并定量計算了次生溶蝕的視面孔率及視面孔面積大小，為后期完井方案的設(shè)計提供了強有力的指導(dǎo)。

（4）通過對比分析不同井位間的產(chǎn)能與裂縫、次生溶蝕發(fā)育的程度，確定了L 油田礁灰?guī)r產(chǎn)能的主要影響因素為次生溶蝕、裂縫發(fā)育所處的深度位置、裂縫類型及裂縫數(shù)量等。