(中國石油集團測井有限公司，陜西 西安 710077)

柴達木盆地坪西地區(qū)位于阿爾金山前東段，生儲配置關系較好，緊鄰侏羅系生烴凹陷，油氣沿斷裂縱向運移，沿基巖不整合面橫向運移，在有利圈閉及儲層中聚集成藏。受古近系路樂河組(E1+2)含膏泥巖蓋層控制，基巖為主要含氣層系[1]。區(qū)內東坪17井試氣獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，而東坪172井～東坪174井在基巖顯示較好層段試氣后效果不佳，油氣分布不清楚。坪西地區(qū)基巖儲層巖性差異大，變質灰?guī)r、片巖等巖性均較發(fā)育，裂縫、溶蝕孔多重介質共存，儲層比較復雜，有效儲層劃分與流體識別成為難題。為此，筆者開展了坪西地區(qū)基巖儲層測井評價，以期為油田產(chǎn)能建設提供有力的技術支撐。

1 基巖儲層特征

巖性是儲層評價的前提，與沉積巖不同的是坪西地區(qū)基巖巖性多樣，礦物成分復雜，主要為變質灰?guī)r和鈣質片巖，少量為板巖(見圖1)。變質灰?guī)r以方解石為主，平均體積分數(shù)56.0%，其次為石英和黏土礦物，還有少量的白云石、長石類礦物、黃鐵礦和硬石膏等。鈣質片巖以黏土礦物、石英和碳酸鹽(主要為方解石，少量為白云石)為主，其次為少量的長石、硫酸鹽礦物、鐵質礦物，縱向上一般分布在變質灰?guī)r的下部，其厚度大且相對穩(wěn)定。

對巖心及薄片的觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)儲層發(fā)育基質孔和裂縫等多種儲集空間類型，基質孔主要為溶蝕孔、洞，裂縫主要為構造縫和溶蝕縫，一般沿裂縫面溶蝕孔比較發(fā)育?；|孔隙度集中分布在2%～6%(平均3.7%)，裂縫孔隙度一般小于0.02%，集中分布在0.001%～0.005%，裂縫越發(fā)育，儲層滲透性越強。四性關系研究認為，受風化及地表水淋濾作用影響，基巖裂縫及片理十分發(fā)育，當基質孔較好、裂縫發(fā)育時，鈣質片巖、變質灰?guī)r和板巖均是有利儲集體。相對而言，鈣質片巖儲層礦物定向性好，片理發(fā)育，較好地改善了儲集與滲透性能，孔隙度一般較大，平均5.0%，孔喉半徑為17.52μm；而變質灰?guī)r方解石含量高，因其塑性較強，不易形成裂縫，物性略差于片巖；板巖屬泥巖淺變質，孔隙度平均0.6%，孔隙結構較差，孔喉半徑約為1.33μm。據(jù)熒光薄片觀察，裂縫及基質孔發(fā)育時均有含氣特征，宏觀上氣測顯示好的井段，裂縫溶蝕發(fā)育程度較強，即物性是含氣性的主控因素。

圖1 坪西地區(qū)基巖儲層綜合特征

2 儲層評價

綜合分析認為，坪西地區(qū)基巖含氣性受巖性和物性綜合控制，巖性識別和物性參數(shù)計算是儲層測井評價的關鍵。為此，筆者在常規(guī)測井曲線特征基礎之上，結合試驗分析資料，利用電成像、ECS(元素俘獲)、陣列聲波等特殊測井資料開展儲層參數(shù)表征及有效性評價。

2.1 巖性識別

對于巖性的定性識別，主要以巖心和巖石薄片作為參考對象，以ECS和電成像測井的測量結果為依據(jù)。變質灰?guī)r是灰?guī)r變質而來，保留了灰?guī)r的大量特征，自然伽馬較低，一般在90API以下；而鈣質片巖和板巖是泥、頁巖變質而來，仍具有泥巖的特征，自然伽馬一般在90API以上(見圖2(a))。鈣質片巖和板巖在常規(guī)測井曲線上差異較小，結合ECS測井結果認為，板巖自然伽馬較高，鋁元素質量分數(shù)高，鈣元素質量分數(shù)低；鈣質片巖自然伽馬略低，鋁元素質量分數(shù)略低，鈣元素質量分數(shù)高(見圖2(b))。此外，電成像測井可以清楚地對巖石結構和構造進行區(qū)分，成像測井圖像上片巖可見大量片理成組出現(xiàn)，產(chǎn)狀穩(wěn)定，分布密集(見圖2(c))。因此，常規(guī)測井與ECS、電成像測井相結合可以分步對巖性進行有效區(qū)分。

ECS測井雖然可以準確反映黏土、石英等礦物成分，有助于巖性定量判識，但其測量費用較高，因此當缺少ECS數(shù)據(jù)時尋求常規(guī)測井曲線計算各礦物體積分數(shù)十分必要。將方解石與白云石統(tǒng)一為碳酸鹽巖，黏土、砂巖及碳酸鹽巖三者足以反映該區(qū)的礦物成分。分析各礦物的敏感參數(shù)認為，鉀元素質量分數(shù)與砂巖體積分數(shù)、自然伽馬與碳酸鹽巖體積分數(shù)都具有正相關關系，可以較為準確地反映其含量。建立計算公式如下：

φsa=0.2269×[w(K)]0.7464

(1)

φca=0.5284×lnqAPI+2.8164

(2)

φsh=1-φsa-φca

(3)

式中：φsa為砂巖體積分數(shù)，1；w(K)為鉀元素質量分數(shù)，1；φca為碳酸鹽巖體積分數(shù)，1；qAPI為自然伽馬，API；φsh為黏土體積分數(shù)，1。

圖2 坪西地區(qū)基巖巖性識別

圖3為東坪17井4300～4450m井段綜合解釋成果圖，第3道為利用上述公式計算的碳酸鹽巖體積分數(shù)、砂巖體積分數(shù)和黏土體積分數(shù)，與第2道的ECS處理結果一致性較好。該計算方法相較于ECS精度較低，但在缺少ECS測井時仍能基本滿足儲層評價的需求。

圖3 東坪17井4300～4450m井段綜合解釋成果圖

2.2 孔隙度計算

坪西地區(qū)基巖儲層呈現(xiàn)裂縫-溶蝕孔共生的特點，儲層的孔隙性評價主要是基質孔隙度和裂縫孔隙度的計算。

1)復雜巖性的基質孔隙度計算主要是確定巖石骨架值，一般利用聲波時差與深側向電阻率進行交會，電阻率趨向于無窮大時的臨界值對應的聲波時差值即為巖石骨架值；再結合Wylie公式計算孔隙度[2]。坪西地區(qū)基巖的主要巖性為變質灰?guī)r和鈣質片巖，故分巖性求取骨架值。通過2種不同巖性的聲波時差與電阻率交會圖，確定變質灰?guī)r骨架值為150.0μs/m，鈣質片巖骨架值為160.0μs/m。

由于變質灰?guī)r或鈣質片巖的內部礦物成分存在一定差異且層內非均質性較強，故利用固定骨架值計算孔隙度存在一定誤差。為此，筆者利用ECS測井或常規(guī)測井曲線計算得到的多礦物體積分數(shù)，再結合體積模型，即可求取可變的混合骨架值(密度值)[2]，實現(xiàn)變骨架孔隙度的計算。

ECS測井：

ρm,ma=ρsa×φsa+ρsh×φsh+ρli×φli+ρdo×φdo+ρan×φan

(4)

常規(guī)測井：

ρm,ma=ρsa×φsa+ρsh×φsh+ρli×φli

(5)

(6)

式中：ρm,ma為可變的混合骨架密度，g/cm3；φli、φdo、φan分別為灰?guī)r、白云巖、硬石膏的體積分數(shù)(由ECS測井或常規(guī)測井曲線計算得到)，1；ρsa、ρsh、ρli、ρdo、ρan分別為砂巖、黏土、灰?guī)r、白云巖、硬石膏的理論骨架密度(分別取值2.65、2.60、2.71、2.87、2.98g/cm3)；φm為基質孔隙度，1；ρb為測井計算得到的密度，g/cm3；ρf為流體密度，根據(jù)水分析資料確定其值為1.1g/cm3。

圖3第4道為東坪17井利用上述公式計算的基質孔隙度，與巖心分析孔隙度有較好的一致性，提高了復雜基巖儲層的孔隙度計算精度。

2)對于裂縫孔隙度的計算，目前最準確的辦法就是利用電成像拾取裂縫，從而計算得到裂縫孔隙度、密度和寬度等參數(shù)以評價裂縫[3]。圖3第5道為利用電成像手動拾取的張開縫，第6～8道為利用該張開縫計算得到的裂縫寬度、裂縫密度、裂縫長度和裂縫孔隙度?？梢钥闯?，4300～4450m井段中部裂縫相對欠發(fā)育，而上部和下部裂縫發(fā)育，特別是下部具較高的裂縫孔隙度。

由于研究區(qū)部分井未進行電成像測井，可以利用深、淺側向電阻率差異性來間接評價裂縫[4]。該方法相對可靠，可以識別明顯的裂縫，一定程度上能較好地反映裂縫發(fā)育程度。

當ρlld>ρlls時：

(7)

當ρlld<ρlls時：

(8)

式中：ρlld、ρlls分別為深、淺側向電阻率,Ω·m；φf為裂縫孔隙度，%；ρmf為泥漿電阻率,Ω·m。

2.3 孔隙結構評價

由于巖性及儲層空間的復雜性，致使坪西地區(qū)儲層孔隙結構更為復雜。實際生產(chǎn)表明，即使巖性和物性相近的儲層，因其孔隙結構不同，產(chǎn)液差異亦較大，因此對于孔隙結構的評價十分重要。電成像孔隙度譜可以反映孔隙度大小、孔隙尺寸及分布，能夠精細刻畫溶蝕孔、裂縫的細節(jié)，可以有效解決變質巖儲層的孔隙結構問題[5,6]。當儲層裂縫、溶孔發(fā)育且連通性較好時，孔隙度譜為較寬的雙峰或多峰且靠后；而當孔隙度較低時，孔隙度譜為較窄的單峰且相對靠前?？紫抖茸V均值和方差可以定量反映上述孔隙結構特征：均值反映孔隙度分布譜中主峰偏離基線的程度及儲層整體孔隙大小情況，體現(xiàn)儲層的儲集能力；方差反映孔隙度分布譜形變化(即分散性)及儲層孔隙的非均質性，體現(xiàn)儲層的潛在連通性。具體表達式為：

(9)

(10)

圖3第9、10道分別為孔隙度譜及其方差、均值計算結果，結合物性參數(shù)分析，雖然4300～4450m井段上部與下部的裂縫和基質孔均發(fā)育，計算的裂縫孔隙度和基質孔隙度差異較小，但下部4410～4440m井段孔隙度譜多峰且靠后，處理得到的方差和均值較大，即下部孔隙結構好于上部，優(yōu)選4410～4422m井段試氣獲得了高產(chǎn)。

圖4 東坪171井4555～4580m井段斯通利波評價滲透性的成果圖

2.4 滲透性評價

變質巖儲層的滲透性主要與裂縫發(fā)育程度密切相關，因此對于滲透性評價主要采用電成像或雙側向電阻率計算的裂縫孔隙度及裂縫寬度進行表征，即裂縫寬度越大，則裂縫孔隙度越大，對應儲層的滲透性越好，但無法準確表達儲層滲透率的大小。而陣列聲波探測深度較深，其斯通利波沿井壁傳播，對于開啟縫反應最敏感，表現(xiàn)為斯通利波幅度變小，衰減變大，反射增強，反射系數(shù)較大[7]。因此，可以通過波場分離技術得到直達斯通利波，并與密度，井徑，縱、橫波等反演得到的合成斯通利波對比，進而得到中心頻率和傳播時差來估算滲透率[8]。

圖4為東坪171井4555～4580m井段斯通利波評價滲透性的成果圖，在第2道的斯通利波變密度圖上“人”字條紋明顯，對應計算的反射系數(shù)(第4道)與電成像計算的裂縫孔隙度、裂縫長度等(第5道)在趨勢和形態(tài)上具較好的對應性，第6道是基于波場分離計算得到的滲透率。結果表明，斯通利波與電成像相結合，可以對儲層實現(xiàn)井壁到地層由淺至深的全面評價。

3 儲層有效性及含氣性判識

3.1 有效儲層識別

在儲層參數(shù)的精確計算基礎上，可以對儲層進行精細評價。筆者以典型氣層及試氣結果為約束，建立了裂縫孔隙度與基質孔隙度交會圖(見圖5(a))來判識有效儲層。依據(jù)物性好壞將儲層劃分為4大類：Ⅰ類儲層裂縫和基質孔均比較發(fā)育(φm>5%，φf>0.002%)，試油氣后產(chǎn)量高；Ⅱ類儲層產(chǎn)量中等，可進一步劃分為Ⅱa類裂縫-溶蝕型儲層(φm>5%，φf≤0.002%)和Ⅱb類裂縫型儲層(5%≥φm>3.5%，φf>0.002%)；Ⅲ類儲層為低產(chǎn)層，進一步劃分為Ⅲa類儲層(5%≥φm>3.5%，φf≤0.002%)和Ⅲb類儲層(φm≤3.5%，φf>0.002%)；Ⅳ類儲層裂縫和基質孔均欠發(fā)育(φm≤3.5%，φf≤0.002%)，物性最差，試氣一般為干層。

此外，將電成像反演得到的孔隙度譜均值與方差考慮進來，從儲層孔隙結構方面進行有效性評價。圖5(b)為孔隙度譜均值與方差交會圖：Ⅰ類儲層均值和方差均較大，孔隙結構最好，試氣均獲得較高的產(chǎn)氣量，說明孔隙發(fā)育，孔隙連通性好；Ⅱ類儲層試油均為差氣層，說明裂縫局部發(fā)育，孔隙性一般；Ⅲ類儲層試油均為干層，說明孔隙和裂縫均欠發(fā)育，孔隙連通性差，孔隙結構最差。圖5(b)的儲層分類與圖5(a)的儲層分類相互補充，可以有效進行儲層精細評價。

圖5 東坪17井區(qū)基巖氣藏有效儲層分類標準

3.2 含氣性判識

儲層有效性評價只能說明儲滲性能的好壞，而對于是否含氣或含水、含氣多少，還缺乏充分的依據(jù)。筆者以試油結果為約束，引入ρlld、縱橫波速度比(Rvp/vs)、錄井全烴體積分數(shù)(φTG)等含氣性較為敏感的參數(shù)，對圖5的解釋標準加以完善?？紤]聲波時差(Δt)反映基質孔，而ρlld相對低值則能反映儲層裂縫發(fā)育、物性較好，相同條件下，ρlld更低時則反映儲層可能含水，因此利用ρlld綜合反映物性和含氣性。由圖6(a)可見，Δt≥170μs/m、350Ω·m≥ρlld>100Ω·m是氣層的電性界限。

此外，引入Rvp/vs和φTG，通過測錄井參數(shù)相結合的方法反映儲層含氣性。φTG是鉆進過程中地層含氣量的直接表現(xiàn)，φTG與全烴基值體積分數(shù)(φBG)之比更能說明含氣豐度。建立Rvp/vs與φTG/φBG的交會圖版(見圖6(b))，當Rvp/vs<1.7、φTG/φBG≥3時儲層具備含氣性。圖6在儲層流體的區(qū)分上有少量誤入點，但有規(guī)律可尋，與圖5互補可以有效區(qū)分氣層、水層和干層。

圖6 研究區(qū)基巖儲層流體識別標準

另外，基于陣列聲波反演的Rvp/vs與泊松比(υ)的相互包絡對儲層含氣性有較好識別效果[9]。理論上2條曲線交會的包絡線面積越大，含氣量越多，產(chǎn)氣量也越高。由于Rvp/vs和υ的大小不在同一數(shù)量級，為了均衡Rvp/vs和υ的貢獻，在求取包絡線面積之前應對Rvp/vs和υ進行歸一化處理，同一地區(qū)及地層的歸一化參數(shù)取值應相同，計算公式為：

(11)

(12)

S=(Rvp/vs,n-υn)×Rlev

(13)

圖7 S與φm交會圖

式中：υn為歸一化后的泊松比,1；υmin、υmax分別為泊松比的最小值和最大值,1；Rvp/vs,n為歸一化后的縱橫波速度比，1；Rvp/vs,min、Rvp/vs,max分別為縱橫波速度比的最小值和最大值,1；S為包絡線面積,1；Rlev為采樣間隔(一般取0.125)。

在S定量計算的基礎上，建立其與φm的交會圖(見圖7)，從另一方面定量反映物性與含氣性的關系。依據(jù)圖5(a)，φm>3.5%是有效儲層的標準；由圖7可知，當S>0.018時儲層具含氣性，該圖版有效地將干層與水層剝離。目前，對于裂縫性儲層含氣飽和度的定量計算尚缺乏較為有效的方法，上述方法直接高效，提高了解釋符合率。

4 多井對比分析

在巖性識別、儲層參數(shù)計算及儲層分類與評價的基礎上，對坪西地區(qū)所有井進行了精細解釋，增加了單井氣層厚度和產(chǎn)量，在后期的生產(chǎn)中取得了較好的應用效果。

通過多井對比認為，研究區(qū)西北部主要發(fā)育片巖，東坪17井東南方向基巖上部發(fā)育變質灰?guī)r，下部發(fā)育鈣質片巖，片巖物性相對變質灰?guī)r略好。宏觀上裂縫發(fā)育受東部斷層與基巖頂位置控制，斷層促進了構造裂縫的發(fā)育，距基巖頂位置越近，受頂部風化淋濾作用越強，容易形成溶蝕孔縫。一般來說，靠近斷層的井，裂縫發(fā)育程度相當；遠離斷層的井，隨著離基巖頂面的距離增大，裂縫發(fā)育程度和裂縫孔隙度降低。

含氣性上，東坪17井處于構造高點，產(chǎn)氣效果較好，向兩邊產(chǎn)氣效果變差，其中向東南方向的東坪174井物性變差，總體基質孔隙度略小于其他井，裂縫發(fā)育段較少，氣測全烴較弱；而向西及西北方向的東坪172井、東坪173井物性、氣測全烴變化不大(見圖8)?？傮w看來，研究區(qū)含氣性受裂縫分布、巖性變化及儲層非均質影響，表現(xiàn)出非均一性，無統(tǒng)一氣水界面。

圖8 坪西地區(qū)復雜變質巖氣藏剖面圖

5 結論

1)坪西地區(qū)基巖以變質灰?guī)r和鈣質片巖為主，基于薄片資料和成像測井可以定性區(qū)分巖性，缺少ECS數(shù)據(jù)時，建立以常規(guī)測井曲線為基礎的巖性定量計算模型；常規(guī)測井結合成像測井資料，形成了變骨架的基質孔隙度和裂縫參數(shù)計算方法；利用電成像孔隙度譜可以有效評價儲層孔隙結構，斯通利波可以有效評價地層滲透性。

2)基于基質孔隙度和裂縫孔隙度、電成像孔隙度譜均值和方差，建立了研究區(qū)的儲層分類標準，結合深側向電阻率、全烴體積分數(shù)、縱橫波速度比和泊松比等參數(shù)形成了該區(qū)多參數(shù)含氣性識別方法，滿足了坪西地區(qū)復雜變質巖儲層評價的需求。

3)多井對比分析認為，基巖含氣性不完全受巖性、構造位置、距基巖頂深度控制，氣藏內部受裂縫分布、巖性變化及儲層非均質影響，表現(xiàn)出非均一性，氣藏無統(tǒng)一氣水界面。