朱勇超 張準行 孫星星

(1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，成都 610059;2.中國石化西北油田分公司塔河采油三廠油田開發(fā)所，新疆 輪臺 841600;3.中國石油化工集團華北石油局第四采油廠，陜西 宜君 727200)

本次研究區(qū)是塔里木盆地麥蓋提斜坡1區(qū)塊的玉北地區(qū)，目的層為奧陶系碳酸鹽巖。本地區(qū)玉北1井中途測試獲得工業(yè)油流，玉北1－2x井酸壓完井獲得高產(chǎn)工業(yè)油流，顯示出麥蓋提斜坡豐富的油氣資源和巨大的勘探開發(fā)潛力。研究表明，儲層具有非均質(zhì)性和各向異性的特點，儲層劃分為研究的重點。本次研究利用巖心資料、測井資料和錄井資料，建立起各類儲層的測井響應(yīng)特征，為該地區(qū)的儲層解剖提供依據(jù)。

1 玉北地區(qū)奧陶系地層發(fā)育概況

該區(qū)奧陶系整體上屬于臺盆型沉積，主要發(fā)育地層為下統(tǒng)蓬萊壩組、中 —下統(tǒng)鷹山組、上統(tǒng)良里塔格組，缺失中統(tǒng)一間房組、上統(tǒng)恰爾巴克組合桑塔木組，奧陶系之上均覆蓋石炭系地層。蓬萊壩組地層巖性主要為灰白色白云巖、灰色灰質(zhì)白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r和黃灰色灰質(zhì)白云巖。鷹山組地層在巖性為黃灰色微晶灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)白云巖、灰色白云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)白云巖。良里塔格組地層僅在少數(shù)井中鉆遇，巖性為黃灰色微晶灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、灰色微晶灰?guī)r，微晶灰?guī)r與砂屑灰?guī)r交替發(fā)育。研究區(qū)范圍如圖1所示。

2 玉北地區(qū)奧陶系儲層類型

依據(jù)奧陶系鉆井巖芯及錄井顯示所反映的儲滲空間類型及其組合特征、賦存巖石類型和成因機制方面的差異性，本次研究將區(qū)內(nèi)奧陶系發(fā)育的儲層類型劃分為巖溶縫孔洞型儲層、溶蝕孔隙型儲層和構(gòu)造裂隙型儲層。

2.1 巖溶縫孔洞型儲層

巖溶縫孔洞型儲層主要是以巖溶形成的孔洞作為儲集空間，不規(guī)則巖溶縫和風(fēng)化裂縫構(gòu)成次要儲滲空間。巖溶縫孔洞型儲層在本次研究區(qū)域井中均廣泛發(fā)育，儲滲空間主要為沿裂縫方解石溶蝕形成的溶蝕孔洞，有些則是沿縫溶蝕孔洞或沿縫合線溶蝕形成的孔洞，或有不規(guī)則巖溶縫、風(fēng)化裂縫、構(gòu)造裂縫的加入作用所形成的孔洞。儲層發(fā)育分布沒有一定的層位性，可在中下奧陶統(tǒng)鷹山組、蓬萊壩組中發(fā)育，涉及的儲集巖石類型包括砂屑灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)白云巖(見圖2A、B)。

2.2 溶蝕孔隙型儲層

該類儲層在區(qū)域井中發(fā)育也較廣泛，儲層巖性主要為局限臺地環(huán)境中沉積的灰質(zhì)白云巖和白云巖(見圖2C)，少量儲層發(fā)育于白云質(zhì)灰?guī)r中。儲層儲滲空間主要為白云石化過程中形成的晶間孔及晶間溶孔，此外也有部分是由構(gòu)造裂縫和孤立溶蝕孔洞的作用而形成。

2.3 構(gòu)造裂縫型儲層

在玉北1井中構(gòu)造裂縫較發(fā)育并且能夠構(gòu)成儲層，儲層巖性主要是成分較純的微晶灰?guī)r。儲集空間主要為構(gòu)造裂縫(見圖2D)，普遍見到1條或1組高角度斜交層面方解石部分充填或未充填構(gòu)造裂隙貫穿整段。這些裂縫在平面上平行排列展布，縱向上呈X形展布，此外也有部分由孤立溶蝕孔洞形成。

圖1 工區(qū)范圍圖

圖2 各類型儲層典型照片

3 儲層測井響應(yīng)特征

3.1 巖溶縫孔洞儲層的測井響應(yīng)特征

沿縫溶蝕孔洞型儲層的代表井段是玉北5井6722.00～6742.60 m井段，由圖3可以分析對比玉北5井段錄井剖面與測井曲線。巖芯觀察揭示，巖性主要為粉 —細晶白云巖，沿縫溶蝕孔洞較發(fā)育，主要是沿層理面和裂縫溶蝕形成串珠狀孔洞及蜂窩狀孔洞，部分孔洞中充填有瀝青和泥質(zhì)，可構(gòu)成巖溶縫孔洞儲層。該段儲層在測井曲線上具有以下特征:自然伽馬值處于低值水平，大多數(shù)層段為10～20API。由于該層段中含有泥質(zhì)加成，導(dǎo)致自然伽馬平均值為23API;而電阻率值在巖性變化不大的情況下降低明顯，其值為27～190 Ω·m，平均值為67 Ω·m;聲波時差有所增大，為 47.2 ～55.5 μs/ft，平均值約50.56 μs/ft;密度有少許降低。

圖3 巖溶縫孔洞型儲層測井響應(yīng)特征

3.2 溶蝕孔隙型儲層的測井響應(yīng)特征

由圖4對比分析玉北1－2X井有關(guān)井段錄井、巖芯與測井曲線，該井5444.00～5446.24 m處可見針狀溶蝕孔隙發(fā)育，主要為粒間、粒內(nèi)溶孔，還有微裂縫及少量高角度未充填裂縫發(fā)育，未被完全充填，可構(gòu)成溶蝕孔隙型儲層。在測井曲線上，自然伽馬值較低，約為18～36API;電阻率值相對降低，深側(cè)向電阻率可降低至276 Ω·m左右;聲波時差有所增大，為49.4～55.1 μs/ft;密度為2.37～2.67 g/cm3。上述測井參數(shù)的變化具有特別明顯的同步效應(yīng)。

3.3 構(gòu)造裂縫型儲層的測井響應(yīng)特征

由圖5對比分析玉北1井奧陶系有關(guān)層段巖芯與測井曲線，該井5711.85～5736.05 m處(第8、9次取心資料)巖心上可見1條或1組高角度未充填構(gòu)造裂縫，可構(gòu)成構(gòu)造裂縫型儲層段。該段測井曲線上，自然伽馬值絕大多數(shù)層段中均表現(xiàn)為7～10API，下部有小段自然伽馬值相對較高;電阻率數(shù)值相對致密灰?guī)r段降低明顯，深側(cè)向電阻率可低至163 Ω·m左右，且深、淺側(cè)向電阻率具有明顯正幅度差;密度約為2.644～2.71 g/cm3;聲波時差值在絕大多數(shù)層段中的變化范圍為47.3～49 μs/ft，近于該井純凈灰?guī)r基線。上述測井參數(shù)中識別該類儲層最重要的特征是，深側(cè)向電阻率數(shù)值與淺側(cè)向電阻率值之間具有明顯的正幅度差值。

圖4 溶蝕孔隙型儲層測井響應(yīng)特征

圖5 構(gòu)造裂縫型儲層測井響應(yīng)特征

4 結(jié)語

玉北地區(qū)發(fā)育有3類儲層:巖溶縫孔洞型儲層、溶蝕孔隙型儲層及構(gòu)造裂縫型儲層。各類儲層相應(yīng)的測井響應(yīng)特征具有一定的相似性，如儲層發(fā)育井段自然伽馬值都處于較低水平，一般小于30API;儲層段深淺雙側(cè)向電阻率值均較純灰?guī)r或白云巖層段低，一般低于1000 Ω·m。各類儲層除了相似特征之外又具有細微差別。如相對于溶蝕孔隙型儲層，巖溶縫孔洞型儲層具有較大的儲集空間。一般情況下前者較后者的聲波時差值更高，巖石密度值和電阻率值更低，而后者一般情況下有相當明顯的同步效應(yīng)，即自然伽馬、聲波時差、密度、深淺雙側(cè)向電阻率同步變化。構(gòu)造裂縫型儲層最大的特征是深淺雙側(cè)向電阻率值具有明顯的正幅度差值。

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