中東地區(qū)強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)方法及應(yīng)用

薛宗安， 胡志方， 肖玉峰， 吳義平

(1.中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心， 北京 100083； 2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083)

強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層是中東地區(qū)主要的油氣儲(chǔ)層，為淺海環(huán)境形成的孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)層孔隙由于受后期成巖作用改造，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，綜合分析為高孔低滲孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層。針對(duì)強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層的測(cè)井評(píng)價(jià)方法一直是研究的重點(diǎn)領(lǐng)域，很多學(xué)者基于測(cè)井經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛯?duì)孔隙性碳酸鹽巖儲(chǔ)層的測(cè)井評(píng)價(jià)方法進(jìn)行了探討，指出孔隙結(jié)構(gòu)研究能為孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)提供可靠技術(shù)支持，實(shí)際應(yīng)用中各類測(cè)井方法都存在局限性[1]，在建立儲(chǔ)層孔滲解釋模型上存在困難[2-6]，測(cè)井評(píng)價(jià)方法多集中于單測(cè)井方法及參數(shù)資料的應(yīng)用，有必要針對(duì)孔隙型碳酸鹽巖的非均質(zhì)性特點(diǎn)建立全面系統(tǒng)的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法[7-10]，進(jìn)而反映儲(chǔ)層孔隙的整體特征，以期建立儲(chǔ)層精確分類和整體評(píng)價(jià)的技術(shù)方法。筆者以碳酸鹽巖礦物巖石學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)、地球物理測(cè)井學(xué)等多學(xué)科為基礎(chǔ)，依托多數(shù)據(jù)形成的技術(shù)方法，以巖心分析、鑄體薄片鑒定和核磁實(shí)驗(yàn)等技術(shù)手段，對(duì)中東地區(qū)A油田非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)機(jī)理進(jìn)行深入研究，以儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分析為切入點(diǎn)，綜合應(yīng)用常規(guī)測(cè)井、核磁測(cè)井、成像測(cè)井和偶極聲波測(cè)井多種方法構(gòu)建表征儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的多個(gè)測(cè)井參數(shù)，對(duì)孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔隙類型和結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行全面立體刻畫，創(chuàng)新形成以孔隙結(jié)構(gòu)特征刻畫為核心的多測(cè)井參數(shù)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法，建立儲(chǔ)層分類圖版，進(jìn)行儲(chǔ)層類型劃分與評(píng)價(jià)。新的評(píng)價(jià)方法進(jìn)行應(yīng)用分析，評(píng)價(jià)效果與壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比驗(yàn)證，證實(shí)此分類方法合理有效，可以提供更為精細(xì)的孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，為該類儲(chǔ)層的勘探開發(fā)提供了技術(shù)創(chuàng)新和方法指導(dǎo)。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)A油田位于伊拉克中南部瓦希特省，距離首都巴格達(dá)約180 km(圖1)，油田發(fā)現(xiàn)于20世紀(jì)70年代, 油田面積為150 km2,石油最終可采儲(chǔ)量約為1.36×108t，天然氣可采儲(chǔ)量約為148×108m3。A油田構(gòu)造上屬于美索不達(dá)米亞盆地前緣，美索不達(dá)米亞盆地是伊拉克中東部構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定、埋藏最深和沉積厚度最大的三級(jí)構(gòu)造單元。在二疊紀(jì)末期進(jìn)入早阿爾卑斯構(gòu)造旋回階段，構(gòu)造沉降使美索不達(dá)米亞盆地接受了較厚的以碳酸鹽巖為主的地臺(tái)型沉積。白堊紀(jì)時(shí)期，美索不達(dá)米亞盆地發(fā)育多期疊置的碳酸鹽巖緩坡、局限臺(tái)地、臺(tái)間洼地和開闊臺(tái)地等沉積亞相，油氣儲(chǔ)層主要分布在中生界白堊統(tǒng)，白堊系地層在縱向上分布多個(gè)含油層系，主要包括Khasib組、Mishrif組、Rumaila組和Mauddud組的碳酸鹽巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)集層埋深為2 600～3 300 m，以孔隙型儲(chǔ)層為主，見少量裂縫和極少溶洞[11-19]。

圖1 A油田地理位置Fig.1 Geographical location of A oil field

2 儲(chǔ)層特征

2.1 礦物巖石特征

通過(guò)巖心分析與X衍射分析資料，A油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層的礦物成分主要為方解石，各層段礦物含量對(duì)比可以看出，方解石占90%以上；白云石含量偏低，普遍低于10%；其余成分為酸不溶物。白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石類型主要有顆?；?guī)r、生屑云質(zhì)灰?guī)r和泥晶灰?guī)r。其中顆?；?guī)r可分為生屑灰?guī)r、含生屑砂屑灰?guī)r、生屑砂屑灰?guī)r和生屑綠藻灰?guī)r，通過(guò)356塊巖心樣品的統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層中生屑顆?；?guī)r含量是最高的(圖2)。灰?guī)r中的生屑顆粒種類較多，主要包括瓣腮類、棘皮類、介形蟲、底棲有孔蟲(圓笠蟲、小粟蟲等) 、綠藻類(仙掌藻和粗枝藻為主) 和浮游有孔蟲。生屑顆?；?guī)r中生物屑顆粒占65%～80%，含少量灰泥，部分層位的儲(chǔ)層中還能見到厚殼蛤生物碎屑。

圖2 A油田白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石類型統(tǒng)計(jì)Fig.2 Statistics of lithological type in Cretaceous carbonate reservoir of A oil field

2.2 物性特征

依據(jù)6口井1 523塊巖石物性分析樣品統(tǒng)計(jì)結(jié)果，儲(chǔ)層最大孔隙度為30.2%，平均孔隙度19.1%；最大滲透率784.0×10-3μm2， 平均滲透率約17.6×10-3μm2?？紫抖燃袇^(qū)間在20%～25%[圖3(a)]，滲透率小于10 mD的占65%以上[圖3(b)]。可以看出A油田的儲(chǔ)集層孔隙度較大，但滲透率差別較大，根據(jù)碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)層屬于中高孔中低滲儲(chǔ)層。

圖3 A油田白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性Fig.3 Physical properties of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

2.2.1 孔隙類型

A油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層主要孔隙類型以粒間溶孔、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔和藻?？诪橹鳎梢娚倭繗埓娴脑?晶)間孔和生物體腔孔(圖4)。大多數(shù)儲(chǔ)集空間孔喉結(jié)構(gòu)都較細(xì)，一般為微米級(jí)別，少數(shù)溶蝕孔洞孔徑大于1 mm。細(xì)小孔隙空間十分發(fā)育，孔隙之間以泥屑間的粒間孔隙作為喉道相連通，喉道細(xì)小，短而窄。儲(chǔ)集巖孔隙空間的連通主要受細(xì)小喉道所控制，喉道的大小和形態(tài)成為儲(chǔ)層滲透性好壞的關(guān)鍵因素。

圖4 A油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層鑄體薄片和掃描電鏡照片F(xiàn)ig.4 Casting thin section and SEM photos of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

2.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

由于后期成巖作用改造程度高，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，具有明顯的雙孔隙特征。壓汞實(shí)驗(yàn)的毛管壓力曲線是進(jìn)行孔隙結(jié)構(gòu)分析最直接有效的資料[19-20]，選取研究區(qū)98塊巖心樣品的壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示樣品中直徑0.2～4 μm喉道控制的平均孔隙體積百分?jǐn)?shù)占56%；小于0.2 μm喉道控制的平均孔隙體積百分?jǐn)?shù)為26%；大于4 μm喉道控制的平均孔隙體積百分?jǐn)?shù)為18%。單塊樣品中不同級(jí)別喉道的分布也存在較大差別，整體反映孔隙喉道分選不好。根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)和最大進(jìn)汞飽和度可以把儲(chǔ)層分為好、中等和差三類。好儲(chǔ)層毛管壓力曲線為粗歪度，分選良好類型，曲線偏向坐標(biāo)軸左下方，最大進(jìn)汞飽和度85%～90%，表征為粗孔大喉或粗孔中喉型儲(chǔ)層[圖5(a)]；中等儲(chǔ)層毛管壓力曲線為中等歪度,分選較好類型，曲線略偏向坐標(biāo)軸左下方，最大進(jìn)汞飽和度85%～90%，表征為粗-中孔中-細(xì)喉型儲(chǔ)層[圖5(b)]；差儲(chǔ)層毛管壓力曲線為中等歪度,分選較好類型，曲線略偏向坐標(biāo)軸右上方，最大進(jìn)汞飽和度75%～80%，表征為中孔中-細(xì)喉型儲(chǔ)層[圖5(c)]。

2條曲線分別為2個(gè)樣品的測(cè)試結(jié)果圖5 A油田白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)Fig.5 Pore texture of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

3 測(cè)井評(píng)價(jià)方法應(yīng)用

3.1 測(cè)井參數(shù)優(yōu)選

通過(guò)剖析各測(cè)井方法的基本原理，綜合對(duì)比各測(cè)井方法在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的作用，總結(jié)各測(cè)井解釋參數(shù)的優(yōu)勢(shì)[20-31]，形成了白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)體系。常規(guī)測(cè)井方法中的孔隙度曲線在儲(chǔ)層巖性識(shí)別和儲(chǔ)層有效性劃分方面具備明顯優(yōu)勢(shì)，通過(guò)孔隙度曲線計(jì)算的孔隙度與巖心分析孔隙度吻合度高，因此儲(chǔ)層識(shí)別和層段劃分優(yōu)選常規(guī)測(cè)井參數(shù)，確認(rèn)常規(guī)測(cè)井獲取的體積密度(volume density，RHOB)ρb和聲波時(shí)差(acoustic slowness， DT)Δt曲線對(duì)識(shí)別儲(chǔ)層孔隙效果明顯，且數(shù)據(jù)可靠，獲取方便，因此將其確定為儲(chǔ)層劃分和評(píng)價(jià)的優(yōu)選參數(shù)；成像測(cè)井在孔隙類型劃分和孔洞參數(shù)定量計(jì)算方面效果顯著，孔隙類型綜合判斷優(yōu)選使用成像測(cè)井參數(shù)，成像測(cè)井面孔率(image logging area，AREA)可以識(shí)別孔隙類型，對(duì)孔隙型儲(chǔ)層評(píng)價(jià)很好的表征作用，可作為儲(chǔ)層孔隙類型評(píng)價(jià)的優(yōu)選參數(shù)；核磁測(cè)井對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)分析評(píng)價(jià)具有獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，可以進(jìn)行儲(chǔ)層孔隙分布的刻畫，選取合適的弛豫時(shí)間T2截止值進(jìn)行滲透率的準(zhǔn)確計(jì)算，因此核磁測(cè)井參數(shù)成為孔隙性碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)的優(yōu)選參數(shù)，核磁測(cè)井橫向弛豫時(shí)間T2對(duì)數(shù)平均值(T2logarithmic mean，T2LM)對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)效果明顯，可以區(qū)分孔徑尺寸大小，定量表征儲(chǔ)層孔滲性能的優(yōu)劣，對(duì)核磁測(cè)井T2LM進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算后可以作為儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)優(yōu)選參數(shù)；偶極聲波測(cè)井可以刻畫儲(chǔ)層的各向異性特征，作為儲(chǔ)層孔隙發(fā)育程度的優(yōu)選測(cè)井方法，偶極聲波測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)處理后獲取的偶極橫波各向異性參數(shù)(anisotropy, ANI)可以用于表征孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育程度的參數(shù)。

3.1.1 視阻抗

聲波時(shí)差測(cè)井(DT)能反映孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙發(fā)育程度，補(bǔ)償密度測(cè)井(RHOB)能反映儲(chǔ)層總孔隙發(fā)育程度，利用聲波時(shí)差和補(bǔ)償密度數(shù)據(jù)根據(jù)波阻抗的原理構(gòu)建視阻抗Z用來(lái)定量評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的孔隙發(fā)育程度和孔隙結(jié)構(gòu)特征[式(1)]，優(yōu)化儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙與次生孔隙發(fā)育程度好壞差異的評(píng)價(jià)，突出對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的分析，與單孔隙度測(cè)井參數(shù)相比，Z值綜合反映了儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的變化。此參數(shù)主要受儲(chǔ)層巖性和物性的影響，流體性質(zhì)影響較小,Z值越大說(shuō)明孔隙結(jié)構(gòu)越差。通過(guò)Z值與巖心分析滲透率的對(duì)數(shù)交會(huì)后分析(圖6)，Z值與滲透率的相關(guān)性可達(dá)90%左右，可以看出Z值不僅反映儲(chǔ)層孔隙特征，而且能定量刻畫儲(chǔ)層滲透特性。視阻抗表達(dá)式為

圖6 A油田白堊系碳酸鹽巖滲透率與視阻抗參數(shù)Z交會(huì)圖Fig.6 Cross plot of permeability and pore texture parameter Z of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

(1)

式(1)中:Z為視阻抗，g/(cm2·μs)；RHOB為密度測(cè)井值，g/cm3；DT為聲波測(cè)井值，μs/ft。

3.1.2 T2對(duì)數(shù)平均優(yōu)化參數(shù)

核磁共振測(cè)井橫向弛豫時(shí)間T2值大小可以有效反應(yīng)儲(chǔ)層孔隙的孔徑分布，定量表征儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征。T2LM是對(duì)T2取對(duì)數(shù)平均值后得到的參數(shù)，能定量反映儲(chǔ)層整體孔喉半徑的大小，T2LM值越大，代表儲(chǔ)層孔隙整體孔徑越大，儲(chǔ)層滲透性越好。通過(guò)對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層物性特征的研究，大孔隙對(duì)儲(chǔ)層的貢獻(xiàn)值明顯高于小孔隙，為突出儲(chǔ)層中大孔隙對(duì)孔滲特征的影響，構(gòu)建優(yōu)化的評(píng)價(jià)參數(shù)T2LMY，在計(jì)算T2LM公式中對(duì)較大的T2值增加權(quán)重進(jìn)行計(jì)算，T2LMY值可以進(jìn)一步優(yōu)化儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)分類，便于尋找孔滲發(fā)育程度更高的儲(chǔ)層。研究區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層的孔隙受溶蝕作用改造強(qiáng)烈，非均質(zhì)性強(qiáng)，孔徑大小分布不均，經(jīng)過(guò)巖心核磁分析結(jié)果與巖心鑄體薄片分析結(jié)果對(duì)比，在研究區(qū)儲(chǔ)層核磁測(cè)井評(píng)價(jià)分類中確定把T2>400 ms的數(shù)值進(jìn)行增加權(quán)重分析(圖7)。

圖7 A油田白堊系碳酸鹽巖核磁T2 分布Fig.7 NMR T2 distribution of Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

選取Halliburton 公司的MRIL-P型核磁儀器所測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行參數(shù)計(jì)算，該儀器數(shù)據(jù)處理T2值在0.3～3 000 ms范圍可以反演得到30個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)(T2，1～T2，30)，每個(gè)點(diǎn)的數(shù)據(jù)代表其T2譜峰值大小。通過(guò)對(duì)數(shù)平均值法，對(duì)T2>400 ms的數(shù)據(jù)進(jìn)行加權(quán)，求得T2LMY的值，計(jì)算公式為

T2LMY=

(2)

式(2)中：T2LMY為優(yōu)化的T2LM值,ms；T2，1,T2，2,…，T2，30為T2的反演數(shù)據(jù)點(diǎn),ms。

3.1.3 面孔率

成像測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)通過(guò)電阻率刻度和孔隙度標(biāo)定, 可以用于井壁地層剖面孔隙度特征的直觀解釋[32-33]。研究區(qū)孔隙性碳酸鹽巖儲(chǔ)層的孔隙主要是由溶解淋濾作用形成的溶洞和溶孔，孔洞邊緣的低電阻率圖像異常呈圓滑的侵入狀,說(shuō)明溶蝕孔洞與周圍地層的電阻率是逐漸變化的，這是溶蝕孔洞識(shí)別的主要依據(jù)。運(yùn)用成像測(cè)井處理軟件中圖像灰度值直方圖進(jìn)行圖像分割，提取孔洞的圖像特征，利用分段域值算法求取分割域值T1和T2，研究區(qū)儲(chǔ)層分析中選T1=50、T2=100，進(jìn)行孔洞的面孔率參數(shù)AREA計(jì)算。面孔率AREA指的是對(duì)單位井段內(nèi)全部有意義的灰度目標(biāo)體進(jìn)行積分后與總面積的比率，計(jì)算公式為

(3)

式(3)中：T1、T2為圖像分割的閾值；H(D)為灰度直方圖分布函數(shù)。

選取孔洞發(fā)育的ADx井儲(chǔ)層發(fā)育段作為分析目標(biāo)，通過(guò)電成像圖像計(jì)算后得到面孔率參數(shù)AREA，與巖心分析結(jié)果比較(圖8)，成像測(cè)井AREA計(jì)算結(jié)果吻合度高。證明成像測(cè)井計(jì)算面孔率作為儲(chǔ)層分類和評(píng)價(jià)的參數(shù)比較合理。

圖8 A油田白堊系巖心與成像測(cè)井面孔率對(duì)比Fig.8 Comparison of core and image log AREA in Cretaceous carbonate reservoir, A oil field

3.1.4 偶極聲波各向異性參數(shù)

地層各向異性指地層在測(cè)量方向上物理特性的差異。在偶極聲波測(cè)井中，一般反映為礦物顆粒、層理、裂縫或應(yīng)力的空間排列引起波速隨方位而變化。偶極聲波各向異性ANI的計(jì)算與橫波的快慢時(shí)差相關(guān)。研究區(qū)孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔隙發(fā)育帶的偶極聲波各向異性主要由孔徑的大小引起的。大孔徑發(fā)育帶各向異性特征明顯，ANI值偏大，此現(xiàn)象可以作為孔滲發(fā)育帶的識(shí)別特征。ANI的計(jì)算公式為

(4)

式(4)中：DTS為橫波的慢波時(shí)差，μs/ft(1 ft=30.48 cm)；DTF：橫波的快波時(shí)差, μs/ft。

3.2 測(cè)井儲(chǔ)層分類

利用5口井優(yōu)選測(cè)井參數(shù)約500個(gè)點(diǎn)的數(shù)據(jù)，運(yùn)用多參數(shù)交會(huì)圖分析方法，形成多參數(shù)約束的孔隙型灰?guī)r儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)新方法，建立視阻抗(Z)-核磁T2對(duì)數(shù)平均值(T2LMY)-成像面孔率(AREA)-偶極各向異性參數(shù)(ANI)交互評(píng)價(jià)圖版(圖9)。圖版的地球物理意義是對(duì)儲(chǔ)層孔隙的聲電學(xué)和電磁學(xué)等特征的綜合表征，減少了巖性和孔隙流體的影響，針對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間的特性，重點(diǎn)選取體現(xiàn)儲(chǔ)層發(fā)育優(yōu)劣的孔隙結(jié)構(gòu)和孔徑特征為表征對(duì)象，可以達(dá)到全面有效評(píng)價(jià)儲(chǔ)層孔隙特性的目的。

圖9 A油田白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層多參數(shù)評(píng)價(jià)圖版Fig.9 Multi-parameter reservoir evaluation chart of Cretaceous carbonate reservoir, A oil field

根據(jù)解釋圖版擬合特征，參照視阻抗參數(shù)Z和核磁測(cè)井T2LMY分類原則，結(jié)合成像面孔率AREA和偶極橫波測(cè)井參數(shù)ANI對(duì)比分析，研究區(qū)孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層可以分為四類。其中Ⅰ類為好儲(chǔ)層，Ⅱ類為中等儲(chǔ)層，Ⅲ類為差儲(chǔ)層，Ⅳ類為非儲(chǔ)層(表1)。

表1 儲(chǔ)層分類表Table 1 Table of reservoir classification

4 應(yīng)用分析

4.1 應(yīng)用實(shí)例

選取研究區(qū)AD1X井Mishrif層組進(jìn)行多測(cè)井參數(shù)分類圖版應(yīng)用效果分析驗(yàn)證，根據(jù)儲(chǔ)層巖性特征，把本層組儲(chǔ)層劃分為四段分析(圖10),選取相關(guān)分類評(píng)價(jià)參數(shù)，使用圖版進(jìn)行儲(chǔ)層分類，各段分類參數(shù)見表2。

圖10 A油田Mishrif層測(cè)井評(píng)價(jià)綜合圖Fig.10 Comprehensive log evaluation plot of Mishrif layer in A oil field

表2 Mishrif組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

4.2 效果分析

通過(guò)測(cè)井解釋圖版識(shí)別的儲(chǔ)層類型與壓汞分析獲得的結(jié)果對(duì)比，可以判斷分類結(jié)果是否合理。壓汞實(shí)驗(yàn)分析得到的排驅(qū)壓力和對(duì)應(yīng)孔喉半徑可以用來(lái)驗(yàn)證不同類型儲(chǔ)層的分類結(jié)果。經(jīng)分析AD1X井Mishrif層四種類型的壓汞資料可以看出，Ⅰ類儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力小，對(duì)應(yīng)孔喉半徑大；Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲(chǔ)層排驅(qū)壓力依次升高，對(duì)應(yīng)孔喉半徑逐漸減小(表3)?？紫督Y(jié)構(gòu)直方圖顯示Ⅰ類儲(chǔ)層孔喉半徑集中在2.5～9.4 μm，少數(shù)可以達(dá)到37.8 μm[圖11(a)]；Ⅱ類儲(chǔ)層孔喉半徑集中在0.60～4.50 μm，少數(shù)可以達(dá)到9.4 μm[圖11(b)]；Ⅲ類儲(chǔ)層孔喉半徑集中在0.60～2.60 μm[圖11(c)]；Ⅳ類儲(chǔ)層孔喉半徑集中在0.15～1.60 μm[圖11(d)]。由圖11可知，大孔喉對(duì)滲透率K值貢獻(xiàn)最大。

圖11 A油田白堊系碳酸鹽巖不同類型儲(chǔ)層孔喉分布Fig.11 Pore throat distribution of different type Cretaceous carbonate reservoir in A oil field

表3 儲(chǔ)層類型和排驅(qū)壓力及孔喉半徑對(duì)應(yīng)表Table 3 Corresponding table of reservoir type, displacement pressure and radius of pore throat

通過(guò)壓汞分析結(jié)果可知，基于多測(cè)井參數(shù)的儲(chǔ)層分類與巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果吻合性高，可以有效表征儲(chǔ)層特征，指導(dǎo)進(jìn)行精確儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)。

5 結(jié)論

(1)中東地區(qū)A油田白堊系碳酸鹽巖儲(chǔ)層以顆?；?guī)r為主，主要發(fā)育粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？缀驮迥？椎瓤紫额愋停紫督Y(jié)構(gòu)為中孔中-細(xì)孔喉，儲(chǔ)層孔隙受后期成巖作用改造強(qiáng)烈，非均質(zhì)性強(qiáng)。

(2)優(yōu)選的測(cè)井參數(shù)視阻抗Z、T2對(duì)數(shù)平均優(yōu)化參數(shù)T2LMY、成像面孔率AREA和各向異性參數(shù)ANI與儲(chǔ)層的滲透率、孔喉半徑和孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)性強(qiáng)，能定量表征強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層的特征，通過(guò)建立儲(chǔ)層評(píng)價(jià)圖版，將A油田儲(chǔ)層類型分為成4類。

(3)經(jīng)過(guò)實(shí)例分析和巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比，利用多參數(shù)聯(lián)合表征的強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)結(jié)果與壓汞實(shí)驗(yàn)分析的孔喉結(jié)構(gòu)吻合度極高，驗(yàn)證了多測(cè)井參數(shù)碳酸鹽巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法的有效性和實(shí)用性。