李寧，肖承文，伍麗紅，石玉江，武宏亮，馮慶付，張承森，謝冰，趙太平

（1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.塔里木油田勘探開發(fā)研究院測(cè)井中心，新疆 庫(kù)爾勒841000；3.西南油氣田分公司，四川 成都610000；4.長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018；5.長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 荊州434301）

0 引 言

全球最大的20個(gè)油氣藏中，碳酸鹽巖油氣藏占11個(gè)，如波斯灣盆地的Pars South大氣藏等。它們一般埋藏較淺，由大面積優(yōu)質(zhì)孔隙性儲(chǔ)層構(gòu)成，孔隙度多為10%～25%、滲透率達(dá)10～1 000mD＊非法定計(jì)量單位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同，因而發(fā)現(xiàn)與開采并不困難。近20年來，中國(guó)碳酸鹽巖油氣勘探不斷獲得重大突破，特別是隨著塔里木的塔河、塔中和四川的普光、龍崗等一批大型油氣田的探明和開發(fā)，碳酸鹽巖油氣藏已經(jīng)成為中國(guó)油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的重大接替領(lǐng)域。與國(guó)外相比，中國(guó)碳酸鹽巖烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度較低、埋藏較深，而且大都經(jīng)歷了多旋回和多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。這就決定了在塔里木、四川和長(zhǎng)慶等油田廣泛鉆遇的、控制著中國(guó)碳酸鹽巖油氣儲(chǔ)產(chǎn)量90%以上的都不是常規(guī)孔隙性儲(chǔ)層，而是非均質(zhì)性極強(qiáng)的礁灘、巖溶風(fēng)化殼和低孔隙度致密灰?guī)r白云巖等復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層［1－3］。多數(shù)情況下它們的孔隙度只有1%～5%、滲透率只有0.1～10mD，并且油氣水關(guān)系錯(cuò)綜復(fù)雜。正因如此，復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井解釋符合率，尤其是具備工業(yè)產(chǎn)能儲(chǔ)層的解釋符合率一直不理想，從而嚴(yán)重制約了中國(guó)碳酸鹽巖油氣藏勘探的快速發(fā)展。類似中國(guó)這樣低孔隙度致密的碳酸鹽巖油氣藏在世界范圍內(nèi)也不乏存在，但都因各種技術(shù)問題而無法動(dòng)用。因此，如何準(zhǔn)確發(fā)現(xiàn)和評(píng)價(jià)只有在酸化壓裂后才能夠獲得高產(chǎn)的復(fù)雜碳酸鹽巖油氣藏沒有現(xiàn)成的理論方法可供借鑒。建立完整的復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井解釋評(píng)價(jià)方法和技術(shù)系列更是國(guó)際上全新研究領(lǐng)域，沒有先例。

本文針對(duì)塔里木油田、四川油田和長(zhǎng)慶油田在非均質(zhì)礁灘、巖溶風(fēng)化殼和低孔隙度致密灰?guī)r白云巖等幾類主要碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)中遇到的諸多難點(diǎn)，重點(diǎn)討論了如何識(shí)別礁灘和巖溶風(fēng)化殼有效儲(chǔ)層、如何判斷酸化壓裂后的有效工業(yè)儲(chǔ)層以及如何發(fā)現(xiàn)井壁外隱蔽縫洞儲(chǔ)層等目前制約中國(guó)碳酸鹽巖勘探最關(guān)鍵的3個(gè)問題，并由此反映復(fù)雜碳酸鹽巖測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)近年來在中國(guó)地區(qū)的創(chuàng)新與發(fā)展。

1 成像測(cè)井特征對(duì)比確定礁灘和巖溶風(fēng)化殼有效儲(chǔ)層

礁灘和巖溶風(fēng)化殼有效儲(chǔ)層識(shí)別是碳酸鹽巖測(cè)井評(píng)價(jià)面對(duì)的難題之一。鐘廣法等［4－10］從成像測(cè)井相分析方面開展了研究工作。與以往研究不同的是，在建立了碳酸鹽巖儲(chǔ)層沉積微相成像測(cè)井解釋方法時(shí)，沒有只停留在用測(cè)井圖像劃分出某個(gè)沉積地質(zhì)模式的層面上，而是首先明確儲(chǔ)層的沉積背景，進(jìn)而將其成像特征與有試油結(jié)果的相同沉積儲(chǔ)層的典型圖像作精確對(duì)比，直接判斷其是否為工業(yè)油氣層。

1.1 方法原理

根據(jù)礁灘儲(chǔ)層水動(dòng)力沉積模式［11］，可以進(jìn)一步將其劃分為礁丘亞相、灰泥丘亞相、粒屑灘亞相和灘間海亞相，各亞相在電成像測(cè)井圖像上的反映有明顯不同。通過對(duì)多口井巖心－電成像圖像的歸位、描述，系統(tǒng)地建立礁灘相儲(chǔ)層沉積模式與電成像測(cè)井圖像特征對(duì)應(yīng)關(guān)系（見圖1）。

圖1 礁灘儲(chǔ)層水動(dòng)力沉積模式

風(fēng)化殼白云巖儲(chǔ)層測(cè)井沉積相帶可以從縱向上進(jìn)一步劃分為風(fēng)化殼殘積層、垂直滲流帶、水平潛流帶和基巖等4個(gè)相帶，各相帶在電成像測(cè)井圖像上也明顯的不同。通過對(duì)長(zhǎng)慶油田、塔里木油田等地區(qū)的多口井進(jìn)行巖心歸位，并在1∶1的比例下用取心數(shù)據(jù)刻度成像測(cè)井資料，明確了不同沉積相帶與電成像測(cè)井圖像特征的準(zhǔn)確對(duì)應(yīng)關(guān)系（見圖2）。

圖2 風(fēng)化殼白云巖儲(chǔ)層測(cè)井沉積相

電成像測(cè)井圖像是圖像對(duì)比的基礎(chǔ)。即便用同一支儀器測(cè)量，在不同井中獲得的電成像測(cè)井圖像效果也存在各種差異。消除這種差異是確定礁灘、巖溶風(fēng)化殼儲(chǔ)層典型圖像并對(duì)其進(jìn)行比較分析的前提。研究并實(shí)現(xiàn)了基于巖石結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行圖像增強(qiáng)對(duì)比的技術(shù)方法［12－13］。

已有常規(guī)電成像測(cè)井圖像動(dòng)態(tài)增強(qiáng)的原理：通過對(duì)局部成像測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行幅度數(shù)值分布頻率統(tǒng)計(jì)，按照特定的概率密度函數(shù)調(diào)整幅度數(shù)值的分布頻率，得到滿足特定概率分布規(guī)律的1組新圖像數(shù)據(jù)。該過程雖然突出了電導(dǎo)率的局部變化特征，使微小的電導(dǎo)率反差能在圖像上清楚地顯示出來，但卻失去了處理層段內(nèi)電導(dǎo)率的整體變化特征，不利于突出顯示所關(guān)注的地質(zhì)特征。針對(duì)這一缺陷，提出了基于巖石結(jié)構(gòu)特征的圖像動(dòng)態(tài)增強(qiáng)對(duì)比方法，即以標(biāo)準(zhǔn)礁灘和巖溶風(fēng)化殼儲(chǔ)層電成像測(cè)井圖像上反映典型沉積特征為基礎(chǔ)進(jìn)行幅度數(shù)值分布頻率統(tǒng)計(jì)，并據(jù)此擬合概率密度函數(shù)進(jìn)行圖像的動(dòng)態(tài)增強(qiáng)。這樣處理的優(yōu)點(diǎn)是避免了常規(guī)動(dòng)態(tài)增強(qiáng)的缺點(diǎn)，同時(shí)凸現(xiàn)了儲(chǔ)層的結(jié)構(gòu)信息，是重點(diǎn)突出地質(zhì)目標(biāo)意義上的增強(qiáng)。

經(jīng)過動(dòng)態(tài)增強(qiáng)后的圖像具有的優(yōu)勢(shì)是不同區(qū)塊的電成像測(cè)井圖像在反映同一個(gè)結(jié)構(gòu)特征時(shí)具有了良好的一致性（見圖3），保證了與典型圖像對(duì)比識(shí)別過程中的唯一性，最大限度地減少多解性。

圖3 基于巖石結(jié)構(gòu)特征的圖像動(dòng)態(tài)增強(qiáng)效果圖

塔里木油田大量現(xiàn)場(chǎng)觀測(cè)資料表明，礁丘翼與高能灘是好儲(chǔ)層，礁核是一般儲(chǔ)層，低能灘是差儲(chǔ)層，灰泥丘與灘間海是非儲(chǔ)層。為此，在確定礁灘相儲(chǔ)層沉積模式與電成像測(cè)井圖像特征對(duì)應(yīng)關(guān)系后，建立了系統(tǒng)的礁丘亞相、灰泥丘亞相、粒屑灘亞相和灘間海亞相標(biāo)準(zhǔn)電成像測(cè)井圖片庫(kù)。目前存儲(chǔ)有來自中國(guó)各主要碳酸鹽巖礁灘儲(chǔ)層的電成像測(cè)井圖片3 328幅，其中最重要的8種類別1 415幅來自試油層段，為有效儲(chǔ)層的識(shí)別奠定了基礎(chǔ)（見圖4）。

同樣，利用電成像測(cè)井圖像特征可以識(shí)別巖溶風(fēng)化殼地層所處巖溶帶與巖溶發(fā)育部位。巖溶高地垂直滲流帶較厚而水平潛流帶較薄，巖溶斜坡垂直滲流帶與水平潛流帶都較發(fā)育，巖溶洼地滲流帶不發(fā)育而潛流帶較厚。以此為基礎(chǔ)，根據(jù)對(duì)研究工區(qū)巖心圖像特征與成像測(cè)井圖像特征分析，同樣建立了風(fēng)化殼巖溶帶沉積的典型測(cè)井圖像（見圖5）。用以對(duì)目標(biāo)井段的風(fēng)化殼巖溶沉積儲(chǔ)層進(jìn)行劃分。

圖4 標(biāo)準(zhǔn)礁灘相成像測(cè)井圖版

圖5 風(fēng)化殼巖溶帶典型成像測(cè)井圖像

1.2 油田實(shí)例

在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，首先基于常規(guī)測(cè)井資料和電成像測(cè)井資料對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)層段進(jìn)行分層；之后將分層后的電成像測(cè)井圖像作基于巖石結(jié)構(gòu)動(dòng)態(tài)增強(qiáng)處理，并與圖像庫(kù)中的典型圖像對(duì)比劃分出不同的沉積微相，再與圖像庫(kù)中相應(yīng)沉積的試油井段的典型圖像進(jìn)行對(duì)比分析，確定出是否為工業(yè)油氣產(chǎn)層。

圖6為西南油氣田×井的處理成果圖。該井在碳酸鹽巖儲(chǔ)層段可劃分為3個(gè)層［見圖6（a）］，通過電成像測(cè)井圖像與標(biāo)準(zhǔn)圖像庫(kù)中的典型圖像進(jìn)行對(duì)比發(fā)現(xiàn)，這3個(gè)層位對(duì)應(yīng)的沉積微相從上到下分別是礁頂、礁丘翼和礁核，因此確定出的該井穿越礁灘儲(chǔ)層部位如圖6（b）所示。

通過前面的介紹知道礁丘翼是有利儲(chǔ)層發(fā)育的部位，因此對(duì)礁丘翼的頂部6 712～6 730m進(jìn)行射孔試油作業(yè)，獲高產(chǎn)純氣流25.3×104m3／d。

圖6 西南油氣田×井的處理成果圖

2 孔隙度分布譜判斷酸化壓裂后的有效工業(yè)儲(chǔ)層

在表觀低孔隙度致密、通常認(rèn)為不可能是儲(chǔ)層的地方判斷出酸化壓裂后能夠形成工業(yè)產(chǎn)能的有效儲(chǔ)層是碳酸鹽巖測(cè)井評(píng)價(jià)的又一難題。傳統(tǒng)的儲(chǔ)層有效性判別方法是利用孔隙度－滲透率交會(huì)，通過劃分孔隙度和滲透率下限確定產(chǎn)層和非產(chǎn)層。但大多數(shù)低孔隙度致密灰?guī)r白云巖儲(chǔ)層在采取改造措施之前滲透率很低，故用此方法極易發(fā)生誤判，即將那些改造后能形成工業(yè)產(chǎn)能的儲(chǔ)層錯(cuò)劃為非產(chǎn)層。針對(duì)這一問題，提出了利用電成像測(cè)井孔隙度分布譜識(shí)別酸化壓裂后能形成工業(yè)產(chǎn)能的低孔隙度致密儲(chǔ)層的新方法。

2.1 方法原理

電成像測(cè)井資料具有分辨率高、可定量解釋的特點(diǎn)，能夠反映不同巖性中的次生構(gòu)造，如裂縫、溶縫、溶孔、溶洞等。利用阿爾奇公式

可以得到將電成像極板上每個(gè)紐扣電極電導(dǎo)率轉(zhuǎn)換成孔隙度的公式

式中，φi為計(jì)算的電成像像素的孔隙度，體積比；a為阿爾奇公式中的巖性系數(shù)；Rmf為泥漿濾液電阻率，Ω·m；Sxo為沖洗帶含水飽和度，體積比；n為阿爾奇公式中的飽和度指數(shù)；Ci為電成像電極電導(dǎo)率，mS；m為阿爾奇公式中的膠結(jié)指數(shù)；Rxo為沖洗帶電阻率，Ω·m。

電成像測(cè)井儀采用鈕扣電極系測(cè)量，在深度上的采樣間隔為0.1in＊非法定計(jì)量單位，1ft＝12in＝0.304 8m，下同。為了便于統(tǒng)計(jì)計(jì)算，采用連續(xù)取50個(gè)深度點(diǎn)數(shù)據(jù)為1個(gè)數(shù)據(jù)單元進(jìn)行計(jì)算，即采樣間隔為0.127m。按該采樣間隔，根據(jù)式（2）可得某一深度處的電成像孔隙度分布譜（見圖7）。

圖7 電成像孔隙度分布譜

在電成像測(cè)井孔隙度譜計(jì)算基礎(chǔ)上，引入均值表達(dá)孔隙度分布譜中主峰偏離基線的程度，用方差（二階矩）表達(dá)孔隙度分布譜的譜形變化（分散性）。一個(gè)深度點(diǎn)孔隙度分布譜均值可用式（3）進(jìn)行計(jì)算，孔隙度分布譜方差用式（4）進(jìn)行計(jì)算。

式中，是電成像像素的孔隙度均值；φi是據(jù)式（2）計(jì)算的電成像像素的孔隙度；Pφi是相應(yīng)孔隙度的頻數(shù)（像素點(diǎn)數(shù)）；σφ是孔隙度分布譜方差，無量綱；n是孔隙度份額，采用千分孔隙度，取值范圍為0～1 000。

利用電成像測(cè)井孔隙度譜、均值和方差的計(jì)算方法，對(duì)西南某地區(qū)40多口井進(jìn)行了處理解釋，將成像測(cè)井孔隙度分布均值、方差點(diǎn)到以孔隙度譜均值為X坐標(biāo)、以方差參數(shù)為Y坐標(biāo)構(gòu)成的二維平面中（見圖8）。圖8中通過孔隙度下限（50，千分孔隙度）及孔隙分布方差下限（10，無量綱）2條直線將圖版分成4個(gè)區(qū)域，可將產(chǎn)層和干層很好地分開。干層主要分布于Ⅳ區(qū)，產(chǎn)層主要分布于Ⅰ區(qū)，其次分布于Ⅱ區(qū)和Ⅲ區(qū)。

圖8 孔隙度分布譜儲(chǔ)層有效性識(shí)別

圖9 不同分區(qū)孔隙度分布譜形態(tài)

圖9給出了不同分區(qū)孔隙度分布譜形態(tài)?？梢钥闯?，Ⅰ區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度均值及分布方差均較大，也即該層段不僅孔隙度大、孔隙發(fā)育，且孔隙之間的連通性好。Ⅰ區(qū)儲(chǔ)層典型巖心三維CT圖像如圖10（a）所示。由于Ⅰ區(qū)儲(chǔ)層物性好，即使不采取酸化壓裂措施也能形成有效的自然產(chǎn)能。Ⅳ區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度均值、分布方差均較小，也即該儲(chǔ)層段孔隙度成分較小且孔隙之間的連通性差，該區(qū)儲(chǔ)層典型巖心三維CT圖像如圖10（d）所示。由于Ⅳ區(qū)儲(chǔ)層孔隙度較小、連通性差，即使采取酸化、壓力措施效果也不明顯，很可能成為干層。最關(guān)鍵的是II區(qū)和Ⅲ區(qū)。Ⅱ區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度均值較大，但分布方差均較小，也即該儲(chǔ)層段孔隙度較大，但且孔隙之間的連通性差，Ⅱ區(qū)儲(chǔ)層典型巖心三維CT圖像如圖10（b）所示。由于Ⅱ區(qū)儲(chǔ)層孔隙度較大、連通性差，即通過酸化措施能夠溝通不同的孔隙空間，成為酸化主導(dǎo)產(chǎn)能區(qū)。Ⅲ區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度均值小但孔隙度分布方差較大，也即該層段雖然孔隙不發(fā)育，但孔隙之間的連通性比較好，Ⅲ區(qū)儲(chǔ)層典型巖心三維CT圖像如圖10（c）所示。由于Ⅲ區(qū)儲(chǔ)層孔隙度較小，在采取壓裂措施的情況下，可以改善儲(chǔ)層的連通性，形成有效產(chǎn)層。因此，利用孔隙度分布均值、方差二維平面可以對(duì)儲(chǔ)層酸化壓裂后的產(chǎn)能作出合理的判斷。

圖10 不同分區(qū)典型巖心三維CT圖像特征

2.2 油田實(shí)例

對(duì)長(zhǎng)慶油田靖邊、高橋地區(qū)已有的50多口老井進(jìn)行了實(shí)際資料處理，并結(jié)合油田現(xiàn)場(chǎng)的試油資料，建立了適合巖溶風(fēng)化殼有效儲(chǔ)層的識(shí)別圖版（見圖11）。經(jīng)長(zhǎng)慶油田87口新井處理解釋驗(yàn)證，符合率達(dá)85.4%，應(yīng)用效果顯著。

圖11 有效儲(chǔ)層識(shí)別圖版

以長(zhǎng)慶油田Y井為例，從成像測(cè)井解釋成果（見圖12）可以看出，馬五11、馬五12和馬五13的次生孔隙相對(duì)發(fā)育?？紫蹲V交會(huì)圖落在Ⅱ區(qū)，表明孔隙相對(duì)發(fā)育，而裂縫不太發(fā)育。對(duì)該三段進(jìn)行射孔，射孔井段為馬五11井段3 527～3 529m、馬五12井段3 532～3 535m、馬五13井段3 539～3 541m，試氣獲5.638 9×104m3／d。

圖12 長(zhǎng)慶油田Y井儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)成果圖

3 遠(yuǎn)探測(cè)聲反射波成像探測(cè)井壁外隱蔽縫洞儲(chǔ)層

常規(guī)測(cè)井儀器的探測(cè)深度一般小于3m，井壁縱深3m以外的縫洞發(fā)育帶由于無法發(fā)現(xiàn)而具有隱蔽性。及時(shí)發(fā)現(xiàn)這類儲(chǔ)層無疑是碳酸鹽巖測(cè)井評(píng)價(jià)的第3大難題。遠(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井儀［14－16］由于采用了超長(zhǎng)源距設(shè)計(jì)并采用相控?fù)Q能器加大了發(fā)射功率，使測(cè)出的聲波全波列中包含了來自井壁以外較遠(yuǎn)距離的反射波信息。首次將先進(jìn)地面地震疊前逆時(shí)偏移成像技術(shù)發(fā)展用于該儀器的反射波成像處理，形成了井下疊前逆時(shí)偏移成像新技術(shù)，用以識(shí)別井壁外的隱蔽縫洞儲(chǔ)層。

3.1 方法原理

目前對(duì)遠(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井資料進(jìn)行成像的方法有柯西霍夫疊前時(shí)間偏移和疊前深度偏移（Reverse－Time Migration，簡(jiǎn)稱RTM）等。通過實(shí)際對(duì)比分析，重點(diǎn)對(duì)疊前深度偏移算法進(jìn)行了探討。該算法是目前地震領(lǐng)域中較先進(jìn)、以其質(zhì)量高的成像效果在地震資料處理中廣泛應(yīng)用，但是由于地震資料本身的分辨率較低，從而限制了該項(xiàng)技術(shù)的深層次應(yīng)用?？紤]到遠(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井資料在分辨率的優(yōu)勢(shì)，引入地震領(lǐng)域中先進(jìn)的疊前深度偏移算法思想來進(jìn)行遠(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井資料的處理。注意到遠(yuǎn)探測(cè)聲波采集系統(tǒng)與二維地面地震觀測(cè)系統(tǒng)的不同，為了使逆時(shí)偏移算法能夠真正地應(yīng)用到測(cè)井資料的處理中來，對(duì)照地震資料的處理，在地震和測(cè)井觀測(cè)系統(tǒng)轉(zhuǎn)換、尺度轉(zhuǎn)換和偏移速度模型重構(gòu)這3項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行了有針對(duì)性地改進(jìn)。在此基礎(chǔ)上采取4個(gè)步驟實(shí)現(xiàn)對(duì)井外裂縫、孔洞及其他地質(zhì)界面的聲反射成像：①?gòu)脑嫉倪h(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井資料中精確提取縱波時(shí)差；②從原始的遠(yuǎn)探測(cè)聲波測(cè)井資料中分離出反射縱波波形；③用反射縱波時(shí)差建立地層層速度模型；④井下疊前逆時(shí)偏移成像。

塔里木盆地奧陶系礁灘儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙度很低，儲(chǔ)集空間以次生的孔、洞、縫為主。為了便于分析和對(duì)儲(chǔ)層參數(shù)作定量計(jì)算，將復(fù)雜的儲(chǔ)集空間組合劃分為4種儲(chǔ)層類型，即裂縫型、孔洞型、裂縫孔洞型和洞穴型。每種類型的儲(chǔ)層在常規(guī)和成像測(cè)井都有典型響應(yīng)特征，易于識(shí)別。遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波測(cè)井測(cè)量的是井旁裂縫或?qū)咏缑娴嚷曌杩巩惓５木C合響應(yīng)，其特征與上述4種類型儲(chǔ)層難以一一對(duì)應(yīng)。通過對(duì)20余口井的遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波測(cè)井處理成果圖像分析，并與常規(guī)及微電阻率成像進(jìn)行精細(xì)儲(chǔ)層響應(yīng)特征對(duì)比，編制了縫洞性碳酸鹽巖儲(chǔ)層遠(yuǎn)探測(cè)反射波成像測(cè)井的典型響應(yīng)特征圖版（見圖13）。

3.1.1 過井裂縫

與井眼相交的裂縫在微電阻率成像測(cè)井圖像上呈現(xiàn)為暗色（高導(dǎo)縫）或亮色（高阻縫）的正弦線曲線，可依據(jù)其形狀及顏色判斷其產(chǎn)狀和有效性。一般未充填縫或泥質(zhì)充填縫呈暗色線狀，而方解石充填縫呈連續(xù)亮色線狀，方解石半充填縫呈斷續(xù)亮色線狀。這種裂縫在遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像處理成果圖的上行波和下行波都明顯存在1組聲阻抗界面［見圖13（a）］，且在1條直線上，說明這組聲阻抗界面可能是過井壁裂縫的反射聲阻抗界面，在微電阻率成像測(cè)井成果圖的對(duì)應(yīng)井段存在與井眼相交的高導(dǎo)裂縫，因此證明遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像圖上所反映的聲阻抗界面為1組過井裂縫。

圖13 不同儲(chǔ)層類型的典型響應(yīng)特征

3.1.2 井旁裂縫

若井旁發(fā)育裂縫且與井眼不相交時(shí)，雙側(cè)向測(cè)井電阻率略有降低，深淺側(cè)向呈正差異，受徑向探測(cè)深度的限制，微電阻率成像測(cè)井圖像上無法識(shí)別。由于遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波測(cè)井能夠探測(cè)井旁3～10m范圍內(nèi)的聲阻抗異常，因此井旁裂縫在聲波反射波成像測(cè)井圖中上、下行波均有較強(qiáng)的聲阻抗反射信號(hào)［見圖13（b）］，發(fā)育井旁裂縫的上下井段一般都伴生有過井裂縫。

3.1.3 溶蝕孔洞

孔洞型儲(chǔ)層一般是在原生孔隙發(fā)育的地帶經(jīng)過溶蝕改造或沿著縫合線、裂縫面溶蝕擴(kuò)大形成的。在常規(guī)測(cè)井響應(yīng)上，溶蝕孔洞儲(chǔ)層自然伽馬值為低－中值，深淺雙側(cè)向差異不明顯，電阻率有所降低，微球聚焦曲線有起伏，井徑在孔洞較為發(fā)育段擴(kuò)徑明顯，中子、密度、聲波等測(cè)井孔隙度曲線變化較大。在微電阻率成像測(cè)井圖像上溶蝕孔洞呈暗色斑塊或斑點(diǎn)狀，大小、形狀差異較大，分布不規(guī)則。遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像測(cè)井解釋成果圖的上下行波均表現(xiàn)為雜亂無章的斑點(diǎn)或斑塊，沒有規(guī)則的反射界面［見圖13（c）］。

3.1.4 洞穴

當(dāng)井眼鉆遇洞穴時(shí)，測(cè)井易于識(shí)別。常規(guī)測(cè)井資料井徑擴(kuò)大、密度值大幅降低、聲波時(shí)差和中子值跳躍、深淺雙側(cè)向電阻率降低。在微電阻率成像測(cè)井圖像上表現(xiàn)為由極板拖行而產(chǎn)生的暗色條帶夾局部亮色團(tuán)塊或所有極板全是黑色，在偶極子聲波成像測(cè)井變密度圖上呈“人”字形條紋，且波形嚴(yán)重干涉。若洞穴被泥質(zhì)充填或半充填；自然伽馬值明顯升高。在遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像測(cè)井圖像中洞穴發(fā)育井段，上行波和下行波都有很強(qiáng)的聲反射信息［見圖13（d）］，洞穴上、下部也存在1組強(qiáng)反射聲阻抗界面，是洞頂、洞底的裂縫面所引起的強(qiáng)反射，這一點(diǎn)與微電阻率成像測(cè)井能夠很好的對(duì)應(yīng)。

3.2 油田實(shí)例

圖14是塔里木油田Z井的遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波處理成果圖。該井在奧陶系良里塔格組6 720～6 728m井段發(fā)育一套灰?guī)r儲(chǔ)層，巖性致密，基于常規(guī)測(cè)井解釋儲(chǔ)層很差，孔隙度小于1.8%，電阻率大于1 000Ω·m，綜合評(píng)價(jià)為Ⅲ類儲(chǔ)層。但從遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像測(cè)井資料分析，發(fā)現(xiàn)該井段在井旁8～22m處有連續(xù)、串珠狀強(qiáng)反射信息，且基本構(gòu)成一個(gè)高3～4m、長(zhǎng)14m的溶洞體輪廓，因此綜合解釋為6 220～6 228m為井旁儲(chǔ)層發(fā)育層段，厚度8m，距井壁距離8～22m，建議對(duì)該層段進(jìn)行試油。

該井在井深6 720～6 728m進(jìn)行了裸眼常規(guī)測(cè)試，開井壓力流動(dòng)曲線呈1條直線，關(guān)井壓力恢復(fù)緩慢，壓力歷史曲線反映測(cè)試層為特低滲透性儲(chǔ)層?？紤]到遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波測(cè)井成像反映井旁儲(chǔ)層較發(fā)育，對(duì)該井進(jìn)行了大型酸化壓裂測(cè)試，獲得工業(yè)油氣流。通過分析圖15（a）酸壓裂施工曲線，擠膠凝酸注入過程壓力平穩(wěn)上升，人造裂縫正常延伸，沒有溝通儲(chǔ)層縫、洞的跡象；再次擠膠凝酸后，壓力有明顯下降，說明溝通了縫洞系統(tǒng)。測(cè)試用6mm油嘴求產(chǎn)，產(chǎn)氣22×104m3／d，產(chǎn)油12m3／d。

利用酸壓裂施工的壓力數(shù)據(jù)擬合出裂縫半長(zhǎng)與導(dǎo)流能力關(guān)系曲線［見圖15（b）］，從裂縫導(dǎo)流能力曲線圖上分析在裂縫延伸方向8m處遇到縫洞體，在36m處穿過縫洞體。酸壓裂測(cè)試結(jié)果證實(shí)了遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波成像對(duì)井旁儲(chǔ)層的解釋是正確的。

截至目前，該技術(shù)在塔里木油田實(shí)施57口井工業(yè)化應(yīng)用，酸化壓裂后測(cè)試證明，發(fā)現(xiàn)隱蔽裂縫儲(chǔ)層的成功率高達(dá)83%，創(chuàng)造了在常規(guī)測(cè)井方法認(rèn)為根本沒有儲(chǔ)層的地方發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)工業(yè)油氣流的系列成功范例。

圖14 塔里木油田Z井遠(yuǎn)探測(cè)聲波反射波處理成果圖

圖15 塔里木油田Z井酸壓裂效果分析圖

4 結(jié) 論

（1）利用標(biāo)準(zhǔn)電成像圖像識(shí)別、孔隙度分布譜分析和遠(yuǎn)探測(cè)聲反射波成像等方法有助于在電性特征顯示偏低、通常認(rèn)為不是油氣儲(chǔ)層的地方找到高產(chǎn)氣層，在看似沒有滲透性不像是儲(chǔ)層的地方判斷出酸化壓裂后能夠具備工業(yè)產(chǎn)能的有效儲(chǔ)層，在常規(guī)測(cè)井探測(cè)不到因而誤認(rèn)為沒有儲(chǔ)層的井壁縱深地帶發(fā)現(xiàn)隱蔽高產(chǎn)油氣層，從而形成了具有中國(guó)特色的復(fù)雜碳酸鹽巖評(píng)價(jià)技術(shù)方法體系。

（2）上述技術(shù)方法已經(jīng)全部集成到中國(guó)石油新一代測(cè)井解釋平臺(tái)CIFLog［17］中，經(jīng)910口井工業(yè)化規(guī)模處理應(yīng)用證明，產(chǎn)層解釋符合率提高了28%。

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