儲層測井解釋方法研究

A. 測井資料解釋方法與技術

測井資料解釋可分為定量、半定量和定性三種類型。前者主要由計算機來實現，而後者則主要通過人工分析來完成，兩者起著相互補充、相互印證的作用。應當承認，先進的計算機解釋技術是實現各種復雜地質分析和數值運算的有力手段，也需要指出，單純的計算機數據處理，並不能完全解決測井解釋面臨的各種問題。這是因為測井所要解決的地質、工程問題，一般不能僅用單純的地質-數學模型及相應的解釋方程所描述。它既有數值運算，也包含著由多種經驗法則組成的非數值運算。大量事實也證明，使用常規的計算機處理方式，只能為測井解釋提供分析問題的手段，而不能最終提供綜合解題的能力和自動決策的最佳答案。因此，在測井解釋中，充分利用各種有用信息（包括地質、錄井、測試和岩心分析資料），認真分析各種可能的情況，藉助專家的知識和經驗，對提高測井解釋的地質效果是十分必要的。下面我們通過對一些地質問題的解決的闡述，說明測井解釋的一般方法。

15.6.1 劃分鑽井地質剖面和識別儲集層

測井資料是劃分鑽井地質剖面的可靠手段，它不僅可以准確確定不同性質岩層的頂底界面，而且可以判別岩性，確定儲集層及其儲集特性。下面討論兩種主要岩層剖面。

15.6.1.1 碎屑岩剖面

碎屑岩剖面的主要岩類是砂岩（各種粒級）、泥岩和它們的過渡岩類，有時也有礫岩及砂岩與礫岩的過渡岩類。利用目前常規的測井方法，可以較好地解決劃分其岩性剖面和確定儲集層問題。其中較有效的方法是自然電位、自然伽馬和微電極測井，其他測井方法如電阻率和聲波等也有重要的輔助作用。

通常，泥岩層都具有正的自然電位和較高的自然伽馬讀數，微電極系曲線讀數最低且無幅度差。砂岩層的顯示特徵正好與此相反。砂岩岩性純、孔滲性好，有較明顯的自然電位負異常，自然伽馬低讀數以及微電極系曲線的正幅度差等特徵，且井徑曲線常表現為實測井徑值小於鑽頭直徑。據此，也不難將剖面上的砂岩儲集層劃分出來，並可進一步根據這些曲線特徵的明顯程度判斷其滲透性的好壞。

剖面上的非滲透性緻密岩層，如緻密砂岩、礫岩等，其自然電位和自然伽馬曲線特徵與一般砂岩基本相同，但它們有明顯高的電阻率值和低的聲波時差讀數，容易根據微電極系或球形聚焦曲線，再配合徑向電阻率曲線和聲波時差曲線將它們劃分出來。

利用滲透性地層與非滲透性泥頁岩和緻密層之間的電性差異，可以劃分出儲層中的非滲透夾層，進而確定儲層的有效厚度。岩層界面的劃分，通常是用直觀性較好的自然電位或自然伽瑪曲線和分層能力較強的微電阻率曲線，同時參考徑向電阻率曲線和孔隙度測井曲線來實現。如圖15-11是碎屑岩剖面上主要岩性在常規測井曲線上的顯示特徵和用這些曲線劃分岩層剖面及確定儲集層的實例。

在實際工作中，我們也可能遇到與所述規律不相符合的一些特殊情況，如含放射性礦物的高伽馬儲層，含高礦化度地層水的低電阻率儲層，以及由於泥漿濾液礦化度大於地層水礦化度而使儲層的自然電位曲線表現為正異常等等，對此需根據有關資料做出具體分析。

15.6.1.2 碳酸鹽岩剖面

碳酸鹽岩剖面的主要岩類是石灰岩、白雲岩，也有泥岩、部分硬石膏以及這些岩類的過渡岩。儲集層主要是在緻密、巨厚石灰岩或白雲岩中的孔（洞）隙和裂縫發育帶，因此與砂岩儲集層不同之處是，它與周圍圍岩具有相同的岩性。

劃分碳酸鹽岩剖面的岩性可用常規的自然伽馬、徑向電阻率和孔隙度測井（聲波、密度和中子）曲線。通常，泥岩層具有高伽馬、低電阻率和高時差、低密度及高中子孔隙度等特徵；緻密的純石灰岩、純白雲岩，具有低的自然伽馬和電阻率值高達數千甚至上萬歐姆·米的特徵，且在孔隙度測井曲線上有較典型的特徵值。如石灰岩：Δt=47.5μs/ft（1 ft=0.3048 m），ρ_b=2.71g/cm³，Φ_N=0；白雲岩：Δt=43.5μs/ft，ρ_b=2.87g/cm³，Φ_N=0.04；硬石膏的典型特徵是，自然伽馬為剖面最低值，電阻率為最高值，且體積密度最大（ρ_b=2.98g/cm³），很容易加以識別。

碳酸鹽岩剖面上的儲集層，由於其孔隙或裂縫發育，泥漿濾液的侵入造成電阻率明顯降低（低於圍岩），成為區分碳酸鹽岩儲層與非儲層的一個重要標志。電阻率降低的數值與裂縫的發育程度有關。通常可低達數百歐姆·米甚至數十歐姆·米。在孔隙度測井曲線上，儲集層的顯示特徵也較明顯，即相對於緻密層有較高的時差值，較低密度值和較大的中子孔隙度讀數。特別是當裂縫較發育時，聲波曲線還常顯示出較明顯的周波跳躍特徵。

在實際劃分碳酸鹽岩剖面上的儲集層時，應首先尋找低電阻率地層；其次，利用自然伽馬曲線的相對高值排除其中的泥質層。然後，根據徑向電阻率曲線的差異和孔隙度測井曲線的顯示特徵圈定出儲集層，並進一步判斷其滲透性的好壞。如圖15-12是碳酸鹽岩剖面上主要岩性及儲層的測井響應特徵實例。

15.6.2 確定儲集層參數

在前述的測井分析程序中，我們已經介紹了幾種主要儲集層參數（孔隙度、飽和度和滲透率等）的常規確定方法，這里僅就程序中未能涉及到的一些問題作進一步補充。

圖15-11 碎屑岩剖面主要岩性及儲層的測井響應特徵實例

圖15-12 碳酸鹽岩剖面主要岩性及儲層的測井響應特徵實例

15.6.2.1 確定孔隙度

在用孔隙度測井資料確定儲層孔隙度時，對於高、中、低孔隙度的地層剖面，使用三孔隙度系列，一般都有較強的求解能力。也廣泛使用單一的聲波測井方法計算孔隙度，因為它的探測深度較深，對井眼條件的敏感性較低，且受岩石中可能存在的重礦物的影響較小。若再用岩心分析數據對聲波測井資料求得的孔隙度作進一步刻度，一般都能滿足儲層評價中定量計算孔隙度的要求。

也需要指出，岩石的聲波速度不是僅與孔隙度有關，它還受岩性、壓實程度、膠結程度、孔隙結構，以及孔隙流體性質等諸多因素的制約。因此，線性形式的威利時間平均公式常常不足以表達這種復雜的關系。1986年，法國道塔爾石油公司通過聲波時差與孔隙度之間關系的研究，提出了「聲波地層因素」概念，其表示式為

勘查技術工程學

或

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式中：F_ac為聲波地層因素；x為岩性指數，與岩性和孔隙結構有關。對於砂岩、石灰岩和白雲岩，x的經驗值分別為1.6，1.76和2.00。

由於式（15.6-1）與電阻率地層因素-孔隙度關系式十分相似，故有「聲波地層因素公式」之稱。將其表示成孔隙度的計算形式為

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在給出岩石的岩性指數和骨架聲波時差之後，可由該式計算孔隙度。它的特點是不需要作聲波壓實校正，也不需要流體聲波時差，因而避免了這兩個參數引起的誤差。該式不適用於天然氣層。

對於天然氣儲層，特別是疏鬆的高孔隙砂岩含氣層，當聲波曲線出現周波跳躍時，將無法用聲波曲線計算可靠的孔隙度值。此時可用中子、密度測井由下式近似估算氣層孔隙度

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式中：φ_N、φ_D分別是中子、密度測井計算的孔隙度值（%）。

對於裂縫性儲層，提出了一種利用電阻率測井資料計算裂縫孔隙度的方法。由於這類儲層的總孔隙度由岩塊孔隙度φ_b和裂縫孔隙度φ_f兩部分構成，假定岩層淺部裂縫中有泥漿侵入而岩塊孔隙及岩層深處的裂縫中無泥漿侵入，則根據並聯電路原理和阿爾奇方程可導出計算裂縫孔隙度的方程為

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式中：R_m為泥漿電阻率；m_f為裂縫的孔隙度指數，通常為1～1.3。

15.6.2.2 確定飽和度

目前，在常規測井解釋中主要是利用電阻率測井資料，由阿爾奇方程計算油氣儲層的含水飽和度。盡管阿爾奇方程在應用中也暴露出了許多問題，但它仍是目前指導油氣層測井解釋的理論基礎。實踐表明，用好阿爾奇方程的關鍵，是根據岩石類型和岩石結構正確確定方程中的經驗系數a、m、n和b，或根據對具體儲層的研究，提出一些針對性強和更加適用的派生公式。下面列舉幾種評價泥質砂岩和碳酸鹽岩油氣層的幾種派生飽和度公式。

（1）分散泥質砂岩油氣層飽和度方程

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式中：q為分散泥質含量，它是分散泥質體積占岩石總孔隙體積之比，即q=V_SH／V_φ，

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（2）層狀泥質砂岩油氣層飽和度方程

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式中：V_SH為層狀泥質砂岩的泥質含量；φ為層狀泥質砂岩的有效孔隙度，它與純砂岩部分的有效孔隙度φ_SD之間的關系為φ=φ_SD（1-V_SH）。

（3）混合泥質砂岩油氣層飽和度方程

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（4）裂縫性碳酸鹽岩油氣層飽和度方程

岩塊含水飽和度由下式計算

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式中：R_tb為岩塊電阻率；m_b和n_b分別是岩塊孔隙度指數和飽和度指數；R_tb為岩塊真電阻率，可由下式確定

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m_f為裂縫的孔隙度指數。

裂縫含水飽和度目前還很難根據測井資料直接確定，它與裂縫壁的束縛水厚度h_bW成正比，而與裂縫寬度b成反比。通常認為，只要裂縫寬度大於10μm，裂縫含水飽和度將小於5%。因此，一般情況下，裂縫性油氣層的裂縫含油氣飽和度特別高。

裂縫性油氣層的總含水飽和度S_Wt等於裂縫含水飽和度與岩塊含水飽和度的算術加權和。若用V_f表示裂縫孔隙度占岩石總孔隙度的是百分數（稱為裂縫分布指數），則

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另外，也可用電阻率測井資料計算，即

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式中m和n為總孔隙度指數和總含水飽和度指數，R_TC為裂隙性地層的真電阻率。

15.6.2.3 確定滲透率

確定儲集岩石的滲透率是測井解釋的一個難題，主要原因是影響岩石滲透率的因素較多，隨機性較強，加之目前還缺乏能直接反映岩石滲透率的測井手段。因而，現有的方法基本上都是通過統計分析建立由測井計算的孔隙度、束縛水飽和度與岩心分析滲透率之間的經驗關系式。局限性較大，很難達到地質分析所要求的精度。

應用核磁共振測井資料計算儲層滲透率是目前較有效的方法。岩心實驗分析得出的計算滲透率的兩個主要經驗公式是

SDR方程

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Timur方程

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式中：φ_NMR為核磁測井求得的孔隙度；φ_F和φ_B分別是自由流體和束縛水孔隙度；T_2log為T₂的對數平均，C、a₁、a₂、b₁和b₂為經驗系數。對於砂岩地層，通常取a₁=4，a₂=2，b₁=1，b₂=2。系數C₁和C₂對於不同地區或層段可能不一樣，可通過實驗分析確定。一般情況下（砂岩），C₁=4，C₂=10。

B. 煤儲層的研究方法及實驗技術

煤儲層研究方法和實驗技術的不斷改進是煤儲層研究取得重要進展的標志之一。在煤的孔裂隙系統和滲透性的表徵研究中，傳統的研究方法主要有露頭、煤壁的野外觀察法（王生維等，2005），煤岩顯微裂隙觀察法（姚艷斌等，2006a），壓汞毛管壓力法（姚艷斌等，2006b），氮氣或二氧化碳吸附法和掃描電鏡分析法（SEM）等；其他新型研究方法有，透射電鏡分析法（Lee et al.，2006），小角度中子散射法（SANS）（Radlinski et al.，2004）和小角度X射線散射法（SAXS）（Diszko et al.，2000）等。

近年來，大量的非常規技術，特別是無損檢測手段開始應用於煤儲層的表徵，其中包括醫學中應用較廣的核磁共振（NMR）技術和CT掃描技術，以及近來在常規低滲油氣儲層中取得重要應用進展的恆速壓汞分析技術、X射線衍射（XRD）技術等。Karacan等（2001）採用X射線CT掃描（X-CT）方法研究了煤層氣在煤的微觀結構中的吸附和傳輸特徵。Pitman等（2003）和Soto-Acosta等（2008）通過對煤中礦物的碳、氧同位素的X射線衍射（XRD）研究，分別分析了美國黑勇士盆地和印第安那賓夕法尼亞煤中割理發育及其成因特徵。Mazumder等（2006）應用X射線計算機層析技術分析了割理和節理的發育特徵。Karl-Heinze等（2008）首次採用CT掃描成像分析技術研究了煤中割理的發育特徵，結果證明這種方法與實際割理的發育方位和密度具有高度一致性。國內的研究者，胡志明等（2006）和楊正明等（2006）首次將低場核磁共振技術和恆速壓汞技術應用於低滲透率油田儲層的研究，證明這種方法在研究煤的孔隙結構和吼道分布上具有較大優勢。遼寧工程技術大學唐巨鵬等（2005）採用核磁成像（MRI）技術研究了煤層氣解吸滲流特性，得出了新的煤層氣解吸特性、滲流特性與有效應力間關系的實驗結論。迄今為止，國內外還沒有或少有應用核磁共振（NMR）技術和CT掃描技術來定量分析煤儲層孔裂隙系統和滲透率等的相關報道。

另外，隨著多學科交叉研究的發展，測井和地震等常規油氣的方法逐漸應用於煤層氣領域。如胡朝元等（2005）通過波阻抗、縱橫波速和振幅、反射強度、瞬時相位等地震參數與煤儲層物性關系理論的推導，建立了採用地震響應來預測煤儲層裂隙發育程度的數學模型。杜翔（2007）提出了根據測井原理，利用煤層氣測井參數來評價煤層氣儲層特徵的方法。該方法為測井技術應用於分析煤儲層的深度、厚度、煤質、含氣量、滲透率、岩石力學性質、儲層溫度等研究提供了初步的研究思路。

總的來看，關於煤儲層的研究方法與實驗分析技術的研究已成為目前煤儲層研究領域最活躍、進展最快的研究分支之一。然而，將低場核磁共振技術、恆速壓汞技術和CT成像技術等用於煤儲層的研究，在國內外還未見報道，因此進一步確定這些研究手段在煤儲層研究中的具體應用將是今後的趨勢。同時，地震和測井等手段有望進一步推動煤儲層研究領域的發展。本書第4章和第5章內容將對低場核磁共振技術（low-field NMR）、恆速壓汞技術和微焦點X射線斷層掃描（μ-CT）技術在儲層研究中的新應用進行重點闡述。

C. 頁岩氣儲層礦物組分及有機碳含量測井評價方法研究——以鄂西渝東建南構造東岳廟段為例

路 菁^1，2 李 軍¹

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；

2.中國石油大學（北京）博士後流動站，北京 102249）

摘 要 鄂西渝東地區下侏羅統為四川盆地典型的陸相頁岩氣藏，儲層礦物組分及有機碳含量是確定該類氣藏工程開采難度與有效性的重要指標。為突破常規儲層測井評價方法在復雜礦物儲層評價中存在的多解性問題，本研究充分挖掘常規測井資料中蘊含的地質信息，以非線性反演與最優化演算法為核心思想，綜合評價包含有機碳在內的頁岩岩石組分與含量，取得了較好的測井評價結果。研究結果完善了頁岩氣儲層測井評價手段，為推進頁岩氣勘探開發相關技術發展起到了積極的作用。

關鍵詞 常規測井響應 礦物組分 有機碳含量 非線性反演 最優化方法 測井評價

Logging Evaluation of Mineralogical Constituent and

Total Organic Contents for Gas Shale

LU Jing^1，2，LI Jun¹

（1.Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China；

2.Postdoctoral Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Abstract Formation of lower Jurassic in the western Hubei and East Chongqing is an typical continental facies shale gas reservoir in Sichuan Province.The mineral constituents and total organic contents（TOC）are important indicator of the engineering difficulty and its effectiveness for such gas reservoir.To breakthrough the problem of multi －solutions，that always occur when the conventional reservoir logging evaluation methods are used to solve the gas shale reservoir evaluation，this study fully tap the geological information concealed in conventional logging response，use the nonlinear joint inversion and optimization as the core ideas，to evaluate both the mineralogical constituent contents and TOC for gas shale，and achieve a desirable result .This research supplements the logging evaluation methods for gas shale and play a positive role in related technology developments for gas shale exploration and development.

Key words conventional logging；mineralogical constituent；TOC；nonlinear joint inversion；optimization； logging evaluation

鄂西渝東地區是四川盆地周緣頁岩氣藏有利目標區之一。建南構造位於四川盆地川東褶皺帶石柱復向斜中北部，下侏羅統自流井組發育的深湖－半深湖頁岩屬於典型的陸相頁岩氣藏。該套頁岩區域分布穩定、厚度大、埋藏淺，但相較於海相頁岩具有更加頻繁的相變特徵，儲層礦物組分復雜多變。准確把握頁岩氣儲層礦物組分與有機碳含量是後續儲層關鍵參數——脆性與含氣性評價的重要基礎，也是頁岩氣測井評價亟待攻克的重點及難點問題。依靠固定的解釋模型，採用少部分測井曲線確定儲層礦物含量的評價方法，在岩性及礦物較為單一的常規儲層中評價效果較好，卻無法妥善解決頁岩氣儲層復雜礦物組分與含量的多解性問題。筆者通過深入挖掘各項常規測井資料中蘊含的豐富地質信息，分析建立儲層礦物組分模型，以非線性反演與最優化演算法評價包含有機碳在內的復雜岩石組分含量，突破了常規測井儲層評價的思想，拓展了非常規頁岩氣儲層礦物組分與有機碳含量的測井評價方法，通過實驗室岩心全岩組分數據驗證，該方法已取得了較好的評價效果。

1 東岳廟段含氣頁岩岩性及岩石礦物學特徵

目標層下侏羅統自流井組東岳廟段泥頁岩，區域橫向分布穩定，厚度較大，暗色泥頁岩厚約60～100m。儲層岩性以含灰泥頁岩為主，多見灰色粉砂質泥頁岩、介殼泥頁岩與介殼灰岩夾層（圖1）；儲層礦物成分以黏土礦物、石英及方解石為主（平均含量分別為22.49％、55.95％、17.5％），同時含有少量長石與黃鐵礦。自生礦物的存在，表明東岳廟段所處的沉積環境為有利於有機質富集與保存的還原環境，實驗室分析結果顯示，儲層有機碳以Ⅱ型乾酪根為主，平均含量2％～3％；儲層孔隙結構以礦物粒間孔為主，同時發育少量粒內孔及溶蝕裂隙，大量因有機質熱解產生的納米孔隙，使儲層具有較好的天然氣吸附與儲集性能。

圖1 研究區東岳廟段泥頁岩典型岩性

2 常規測井響應評價儲層岩石組分

測井響應是被測地層物理特性的宏觀表現^［1］，在排除井眼與泥漿侵入等影響的情況下，測井響應本質是測井儀器探測范圍內所有岩石微觀組分物理特性的綜合表現，故各類測井響應實際上涵蓋了被測地層所有組分的岩石物理信息。充分挖掘、利用常規測井響應中蘊藏的儲層信息評價頁岩岩石組分，提供了一條除實驗室分析和元素俘獲能譜（ECS）測井之外的儲層評價思路，同時，彌補了岩心實驗室分析無法全井段連續、ECS測井數據採集與解釋評價成本高昂等問題^［2，3］。

2.1 常規曲線非線性聯合最優化反演演算法

2.1.1 目標函數

區別於利用單一或少數測井曲線與儲層某一礦物含量建立函數關系、用以評價其含量的方法，利用常規測井信息開展非線性聯合最優化反演評價儲層礦物組分的方法與步驟，可簡要概括如下：首先，需要對實測響應進行預處理，以期得到接近原始儲層真實物理特性的校正測井響應；其次，依據岩心觀察與常規評價結果得到的初步認識，圈定解釋評價井段內存在的岩石組分類型，並確定其初始含量，形成完整的基於原始假設的儲層岩石物理體積模型；再次，依據地區經驗或理論參數合理選取各組分的測井響應骨架值，以非線性測井響應方程正演各個常規測井響應，並計算關於校正曲線與正演模擬曲線如式（1）所示的目標函數T（X^j）；最後，通過反復迭代調整各礦物組分含量，使目標函數T（X）達到最小值，並將此時的岩石組分與含量模型作為反演的最終結果，即通過解決圖2所示的最優化問題，達到求解復雜礦物儲層岩石組分與含量問題的目的^［4］。

油氣成藏理論與勘探開發技術（五）

圖2 非線性聯合最優化反演演算法簡圖

式中：logging_s為第j次迭代後產生的正演曲線組；logging_c為實測曲線經校正產生的校正曲線組；X^j為第j次迭代確定的各個岩石組分含量；W為各測井曲線在目標函數中的權重；α為迭代穩定性控制參數；T（X^j）為反映正演曲線與校正曲線相似程度的目標函數，當該函數達到最小值時，表明正演曲線已逼近校正曲線，此時，即可認為模型求解得到的岩石組分與含量與地層真實情況最為接近。需要說明的是，採用更豐富的測井響應信息，以及岩心分析、常規儲層評價取得的地層初步認識等，能夠在更大的程度上降低反演演算法的多解性。

2.1.2 共軛梯度最優化演算法

從上述分析可知，求解頁岩復雜岩石組分的測井評價問題，已被轉化為求解目標函數T（X^j）最小值的最優化問題。本研究綜合考慮目標函數屬於多元函數，且測井響應的非線性關系決定了目標函數的非線性特性，故採用共軛梯度法解決目標函數的最優化問題^［5］。

對目標函數T（X^j），在極值點X^*處作Taylor展開，忽略高效項時，有

油氣成藏理論與勘探開發技術（五）

式中：H＝▽²T（X^*）為T（X）在X^*處的二階偏導數矩陣。因為X^*為極值點，故▽T（X^*）＝0，因而

油氣成藏理論與勘探開發技術（五）

可見，任何次的函數T（X）在其極值點附近具有二次函數的特徵。設T（X）可以表示為如下所示二次函數

油氣成藏理論與勘探開發技術（五）

可以證明具有N階正定矩陣A的n元二次函數，最多可在n維空間中找到n個彼此關於A的共軛方向（向量），且從任意的初始點出發，依次沿這n個共軛方向作不超過n次的一維搜索，就可以求得目標函數T（X）在n維空間內的極小點。採用上述共軛梯度演算法迴避了因牛頓法及其改進演算法需要計算二階偏導數矩陣的逆矩陣而帶來的巨大運算量，且克服了最速下降法在接近極小點時收斂速度很慢的缺陷，妥善地解決了研究建立的非線性反演演算法的求解問題。

2.2 東岳廟段頁岩岩石組分反演

2.2.1 初始模型假設

圖3為研究區某井東岳廟段泥頁岩常規測井響應，該井含氣頁岩岩石組分評價的目的在於，明確包括有機碳在內的岩石重要組分的具體含量。初始模型假設的建立，需要分別確定待求解的儲層岩石組分及其初始含量，以及參與岩石組分評價的測井曲線。

依據上節所述實驗室全岩分析結果（圖3），初始模型假設頁岩中不存在除乾酪根之外的其他固體有機碳；脆性礦物包括石英、方解石、長石，塑性礦物即為黏土；另外，由於相關研究表明，頁岩成岩過程中自生的黃鐵礦常結晶於儲層層理界面之間，在一定程度上有利於水力壓裂形成網狀縫，且黃鐵礦物具有極好的導電特性、極高的光電俘獲截面指數以及較高的密度，即使含量較小，對電阻率、光電截面指數與體積密度等測井響應的影響也十分明顯，因此，作為影響頁岩力學性質與岩石物理特性的重要礦物，黃鐵礦在岩石組分模型中不可忽略；最後，由於該段泥頁岩黏土礦物含量較高、有效孔隙度較低，且地層水礦化度不高，自由水對測井響應影響不大，故模型僅考慮黏土束縛水存在且假設頁岩儲層有效孔隙全部被游離氣占據的情況。綜合上述考慮，最終確定該井東岳廟段泥頁岩需要反演計算的岩石組分如圖4所示，依次包含黏土（含黏土束縛水）、石英、方解石、長石、黃鐵礦、孔隙（游離氣）與有機碳（乾酪根）。

圖3 建南地區某井東岳廟段泥頁岩常規測井響應特徵與岩心分析結果

圖4 頁岩岩石體積模型

綜合考查本井可參考的測井曲線條數，以及上述頁岩岩石體積模型需要涵蓋的組分種類，確定利用光電截面指數（PEF）、自然伽馬（GR）、中子孔隙度（NPHI ）、體積密度（DEN）、聲波時差（DT）、淺側向電阻率（LLS）、深側向電阻率（LLD）、鈾（URAN）、釷（TH）共9條曲線（圖3），反演8種岩石（圖4中）組分的含量。可以注意到，如不考慮欠定求解，參加非線性反演的測井曲線條數理論上最多可處理10種岩石組分含量的求解問題，此數大於本模型求解的岩石組分數量，故模型求解結果屬於非線性超定解，能夠有效降低評價結果的多解性，確保評價結果更加接近頁岩氣儲層的真實情況。

依靠常規儲層評價方法，如自然伽馬泥質含量V_sb評價方法^［6］、密度中子孔隙度P_hi評價方法^［7］、Pessay有機碳TOC含量評價方法等^［8］，可以取得黏土、孔隙度、乾酪根含量的初步評價結果，對本井岩石組分初始含量 進行賦值， 剩餘組分的初始含量——石英含量 根據實驗室岩心分析確定的平均含量（石英55.9％、方解石17.5％、長石7.2％、黃鐵礦4.5％）按比例分配，結果如圖5第2～8道內實線所示。可以注意到，各岩石組分初始含量（棕色實線）與岩心分析結果（黑色圓點）相比，均存在不同程度的偏差。其中方解石、長石兩種礦物含量的偏差最為明顯；利用中子－密度孔隙度評價的孔隙度結果也明顯偏高；此外，利用自然伽馬泥質含量評價方法計算的黏土礦物含量，以及電阻率－聲波重疊Passey法計算的有機碳含量，在局部深度上還存在一定誤差。本研究將通過隨後的反演計算逐步降低這些誤差，以得到最接近真實地層岩石組分的評價結果。

圖5 建南地區某井東岳廟段泥頁岩非線性反演初始模型

2.2.2 模型反演結果

經過非線性反演計算，最終確定該井岩石組分的含量如圖6所示，圖中第2～8道依次為黏土礦物（含黏土束縛水）、石英、方解石、長石、黃鐵礦、孔隙及有機碳含量的評價結果（實線）與對應組分實驗室分析結果（黑色圓點），圖中第9與第10道分別為頁岩岩石組分非線性反演結果與岩心實驗室分析結果。

圖6 建南地區某井東岳廟段泥頁岩岩石組分非線性反演成果圖

通過圖7各組分初始評價結果（黑色方塊）與非線性反演計算結果（三角）的對比分析可以發現，非線性反演結果與實驗室分析結果具有更好的線性相關性，與初始評價結果相比更集中於45°對角線附近。圖6與圖7均顯示，非線性反演演算法顯著提高了石英與方解石含量的評價精度；使孔隙度評價結果更加接近實驗室分析結果；此外，黏土礦物與有機碳含量各自在局部位置上的誤差也得到了較好的修正；在初始模型中，以平均含量為依據粗略估算的長石與黃鐵礦含量，這里也得到了進一步細化，評價結果與實驗室分析結果在整體趨勢上更為吻合。至此，本研究利用建立的非線性反演方法，同時完成了研究區東岳廟段頁岩氣儲層復雜礦物組分與有機碳含量測井評價兩個問題，且取得了較高的評價精度，本研究將進一步定量分析測井評價結果，以驗證該方法的可靠性與有效性。

2.2.3 非線性反演結果分析

考慮到各項實測測井響應其本質是被測儲層岩石組分反映在各類物理場中的宏觀物理特性，因此，為驗證非線性反演演算法及其反演結果的可靠性與有效性，本研究同時分析了非線性反演結果並在反演結果下模擬了測井響應的誤差。

圖8展示了非線性反演結果下的模擬測井響應（虛線）與環境校正後的測井響應（黑色實線），涉及的測井項目依次為自然伽馬GR、鈾Uran、釷Th、中子孔隙度Nphi、體積密度DEN、宏觀截面指數U、聲波時差DT、沖洗帶電導率CXO與原狀地層電導率CT。從兩組測井響應的對比看，非線性反演結果下的模擬測井響應與實測測井響應具有良好的一致性。表1中定量評分析了兩組測井響應間的相關系數，各項測井響應的相關系數在0.867～0.996之間，相關系數均值達到0.921，充分反映了反演結果下的岩石組分宏觀物理特性與真實儲層物理特性的相似性，即說明通過非線性反演得到的岩石組分及其含量已十分接近頁岩氣儲層的實際情況。此外，以實驗室分析結果為標准，表2分別統計分析了圖8中初始評價結果與非線性反演結果對實驗室結果的相關系數，兩組相關系數的對比可以說明，本研究建立的非線性反演演算法明顯提高了頁岩各岩石組分評價的精確度。因此，上述兩方面分析充分證明，本研究建立的非線性反演演算法在解決頁岩儲層復雜岩石組分與含量評價問題方面的可靠性與有效性。

該方法能夠同時解決頁岩氣儲層岩石礦物組分與有機碳含量評價的兩大問題，這兩項問題的順利解決對於後續儲層脆性、吸附氣含量等重要儲層參數評價提供了科學的依據與技術保障。

圖7 頁岩岩石組分初始評價結果與非線性反演計算結果對比

表1 模擬測井響應與實測響應相關系數

圖8 建南地區某井東岳廟段泥頁岩復雜岩石組分反演質量控制

表2 初始評價及非線性反演評價較岩心分析結果的相關性對比

3 結論

本研究以非線性反演與最優化演算法為核心思想建立的頁岩氣儲層岩石組分測井評價方法，在鄂西渝東建南構造東岳廟段的頁岩氣儲層評價中取得了較好的評價效果。該方法充分挖掘了常規測井資料中蘊含的豐富地質信息，同時解決了頁岩儲層重要礦物與有機碳含量評價兩大問題，彌補了岩心分析深度不連續、ECS測井代價高昂的弊端，且極大地提高了測井評價結果的精度，為後續儲層脆性與含氣性的綜合評價提供了科學的依據與重要的技術保障。

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D. 測井解釋評價的地質依據

（一）油藏特徵模型（地質概念模型）

石油和天然氣都儲存在儲集層中，因此，測井解釋的主要對象是儲集層。

不同類型的儲集層具有不同的地質-地球物理特點，在測井系列的選擇和解釋方法上具有不同的內容和特點，其解釋效果也不相同。因此，有必要先扼要討論一下儲集層的分類及特點。

地層中，能作為儲集層的岩石類別甚多，其儲集特性各異，儲集層的分類方法有多種，測井分析者習慣於採用以岩性或儲集空間結構來分類。

按岩性可分為碎屑岩儲集層、碳酸鹽岩儲集層和特殊岩性儲集層；按儲集空間結構可分為孔隙性儲集層、裂縫性儲集層和洞穴性儲集層。

1.碎屑岩儲集層

碎屑岩儲集層包括礫岩、砂岩、粉砂岩和泥質砂岩等。目前，世界上已發現的儲量中大約有40%的油氣儲集於這一類儲集層。該類儲集層也是我國目前最主要、分布最廣的油氣儲集層。

碎屑岩由礦物碎屑、岩石碎屑和膠結物組成。最常見的礦物碎屑為石英、長石和雲母；岩石碎屑由母岩的類型決定；膠結物有泥質、鈣質、硅質和鐵質等（圖6-1）。

碎屑岩的粒徑、分選性、磨圓度以及膠結物的成分、數量、膠結形式，控制著岩石的儲集性質。一般，粒徑越大、分選性和磨圓度越好、膠結物越少，則孔隙空間越大、連通性越好。

測井分析者認為砂岩的骨架成分是石英（SiO₂），硅質膠結物也被視為石英骨架；當鈣質膠結物較多時，砂岩骨架則被認為是由石英和方解石（CaCO₃）組成的雙礦物岩性。由於儲集層中的泥質除對儲集層的岩性、物性和含油性有顯著影響外，對各種測井值均有影響，所以測井分析者把泥質當作骨架以外的一種獨立成分予以考慮。

碎屑岩儲集層的圍岩一般是粘土岩類，構成砂泥岩剖面，粘土岩類包括有粘土岩、泥岩、頁岩等。粘土礦物的主要成分有高嶺石、蒙脫石和伊利石等。由不同粘土礦物成分構成的粘土岩的測井值是有一定差異的，例如，自然電位測井曲線是以粘土岩類的測井值為基線的；對於不同地質時代的沉積，由於粘土性質和地層水礦化度不同，而可能出現SP基線位移；不同地區、不同層系的粘土成分不同，在GR曲線上的顯示也有差別；不同地區、各類粘土岩的電阻率亦不同等。但是，粘土岩類無論在岩性或物性等方面，與碎屑岩類相比都要穩定得多，因此，測井解釋中往往用粘土岩類的測井值為參考標准。

圖6-1 碎屑岩結構和成分

碎屑岩儲集層的孔隙結構主要是孔隙型的，孔隙分布均勻，各種物性和泥漿侵入基本上是各向同性的。目前，在各類岩性儲集層的測井評價中，碎屑岩儲集層的效果最好。泥質含量比較多、顆粒很細的儲集層評價，即所謂泥質砂岩的測井解釋問題比較困難。

對地層剖面進行測井解釋時，常常根據泥質的有無，分為純地層和含泥質地層。前者不含泥質，後者含有不同數量的泥質。最初的測井解釋理論和技術都是建立在純地層的基礎上，因而純地層的解釋方法比較完善。根據純地層中礦物成分的種類，可以用單礦物、雙礦物、三礦物解釋模型。現在，測井解釋中，最多能分析三種礦物組成的地層。如純砂岩就只含石英一種礦物；復雜岩性的地層岩石都含兩種以上礦物，很少只有一種礦物組成的。

隨著油氣勘探和開發的發展，含泥質地層中發現了工業油流。這樣，測井分析必須滿意地解決泥質地層有關含油性的多種復雜問題。近幾年來，泥質地層的測井分析有了迅速的發展。

泥質由很細的固體顆粒和水混合而成。固體顆粒主要是粘土礦物和粉砂，典型的泥質大約含50%的粘土、25%的粉砂、10%的長石、10%的碳酸鹽岩、3%的氧化鐵、1%的有機物、1%的其他礦物。泥質中的水分約為2%～40%，它們被束縛在固體顆粒的晶格內面，是不能流動的，稱為結晶水。所以，中子測井要受泥質的影響。第一章已經指出，泥質顆粒的導電性較好，當地層含泥質時，其電阻率比較低。所以，電測井結果要進行泥質校正。不僅如此，泥質顆粒結合不緊密，且含有水分，孔隙也發育，對聲速測井有明顯的影響。泥質顆粒吸附放射性元素，使自然伽馬測井幅度增加。

總之，由於泥質的物理化學性質與其他礦物的不同，它對各種測井方法都有影響。如果不能識別泥質，並根據其含量和在地層中的分布形式，進行適當的校正，測井解釋就會出現錯誤。

已經發現，地層中的泥質有三種分布形式：層狀泥質、結構泥質和分散泥質（圖6-2）。泥質和岩石顆粒成互層狀是層狀泥質，它既取代了一部分岩石顆粒，也佔了一定的孔隙。含層狀泥質的岩石，孔隙度降低。結構泥質是岩石顆粒風化形成的，它不影響地層的孔隙。泥質顆粒分散在岩石顆粒之間是分散泥質。分散泥質的存在明顯降低了地層的孔隙度。

圖6-2 泥質的分布形式

含泥質地層的解釋不僅計算繁瑣，而且計算某個未知參數時，又用到另外的未知參數，必須使用較多的計算技術，只有用計算機解釋才比較方便。手工解釋時，一般都用純地層的解釋關系式和解釋方法。

2.碳酸鹽岩儲集層

在世界油氣田中，碳酸鹽岩儲集層占很大比重，目前世界上大約有50%的儲量和60%的產量屬於這一類儲集層。我國華北的震旦系、寒武系和奧陶系的產油層，四川的震旦系、二疊系和三疊系的油氣層，均屬於這一類儲集層。

碳酸鹽岩屬於生物、化學沉積，主要由碳酸鹽礦物組成，主要岩石類型是石灰岩和白雲岩，過渡類型的泥灰岩也屬此類。石灰岩的礦物成分主要是方解石，其化學成分是CaCO₃；白雲岩的礦物成分主要是白雲石，其化學成分是CaCO₃·MgCO₃。以石灰岩、白雲岩為主的地層剖面稱碳酸鹽岩剖面。

在石灰岩和白雲岩中，常見的儲集空間有晶間孔隙、粒間孔隙、鮞狀孔隙、生物腔體孔隙、裂縫和溶洞等（圖6-3）。

從儲集層評價及測井解釋的觀點出發，習慣於將碳酸鹽岩的儲集空間歸納為兩類：原生孔隙（如晶間、粒間、鮞狀孔隙等）和次生孔隙（如裂縫、溶洞等）。前者一般較小且分布均勻，滲透率較低（孔隙性碳酸鹽岩例外）；次生孔隙的特點是孔隙比較大，形狀不規則，分布不均勻，滲透率較高。這里要指出，石灰岩重結晶和白雲岩化所產生的次生孔隙在測井資料上無法與原生孔隙相區分，所以在測井解釋中實際上把它們歸入原生孔隙類。

圖6-3 裂縫性儲層概念模型和測井模型

緻密的石灰岩和白雲岩，原生孔隙小且孔隙度一般只有1%～2%；若無次生孔隙，它是非滲透性的；當具有次生孔隙時，一般認為包括原生孔隙和次生孔隙的總孔隙度在5%以上，碳酸鹽岩即可具有滲透性而成為儲集層。

碳酸鹽岩儲集層以孔隙結構為特點可分為三類：孔隙型、裂縫型和溶洞型。

1）孔隙型碳酸鹽岩儲集層。它與碎屑岩儲集層的儲集空間極為相似，包括兩類孔隙，一類是粒間孔隙、晶間孔隙和生物腔體孔隙等；另一類是白雲岩化及重結晶作用形成的粒間孔隙。

孔隙型碳酸鹽岩儲集層的儲集物性、孔隙分布、油氣水的滲濾以及泥漿侵入特點等均與砂岩相似，適用的測井方法和解釋方法也基本相同，它也是目前測井資料應用最成功的一類儲集層。

2）裂縫型碳酸鹽岩儲集層。這類儲集層的孔隙空間主要由構造裂縫和層間裂縫組成，由於裂縫的數量、形狀和分布可能極不均勻，故孔隙度和滲透率也可能有很大變化，油氣分布也不規律，裂縫發育的儲集層具有滲透率高和泥漿侵入深的特點。

從測井解釋的角度來說，裂縫型儲集層大致可分為兩種情況。一種是裂縫發育，岩石相當破碎，以致在通常的測井探測范圍內可認為裂縫是均勻分布的，而且裂縫孔隙度與粒間（或晶間）孔隙度相當或在數量上占優勢。在這種情況下，目前的測井和解釋方法的使用效果比較好。另一種是裂縫不太發育且分布不均勻，裂縫孔隙度不及粒間孔隙度大，在此情況下，採用目前適用於孔隙性儲集層的測井和解釋方法，常常不足以區分油（氣）、水層。

3）洞穴型碳酸鹽岩儲集層。這類儲集層的孔隙空間主要是由溶蝕作用產生的洞穴，洞穴形狀各異、大小不一、分布不均勻。對於常用測井方法的探測范圍來說，洞穴的存在也往往具有偶然性，這給測井解釋帶來相當大的困難。只有當洞穴小且分布比較均勻時，可用中子（或密度）孔隙度與聲波孔隙度之差作為次生的洞穴孔隙度，以中子或密度孔隙度計算含油氣飽和度。

必須指出，實際的碳酸鹽岩儲集層，其孔隙類型可能是上述幾種類型的復合情況。碳酸鹽岩剖面中的測井解釋任務，是從緻密圍岩中找出孔隙型、裂縫型和洞穴型儲集層，並判斷其含油（氣）性。

碳酸鹽岩儲集層一般具有較高電阻率，所以須採用電流聚焦型的電阻率測井方法，如側向測井、微側向測井等；自然電位測井在碳酸鹽岩剖面一般使用效果不好，為區分岩性和劃分滲透層（非泥質地層）須採用自然伽馬測井。由於儲集層常具有裂縫、溶洞，為評價其孔隙度一般需要採用中子（或密度）測井和只反映原生孔隙的聲波測井組合使用。

自20世紀70年代後期至今，碳酸鹽岩儲集層的裂縫測井方法與裂縫儲集層的評價技術有了很大發展，其特點是：發展了新的儀器及方法，逐步形成了裂縫測井系列；形成了一套採用各種測井方法組合研究裂縫的綜合評價技術；裂縫參數的定量研究有了新進展。

3.特殊岩性儲集層

碎屑岩和碳酸鹽岩以外的岩石所形成的儲集層，如岩漿岩、變質岩、泥岩等，人們習慣於稱它們為特殊岩性的儲集層。當這些岩層的裂縫、片理、溶洞等次生孔隙比較發育時，也可成為良好的儲集層，特別是古潛山的風化殼，往往可獲得單井高產的油氣流。對於這類儲集層，目前的測井解釋效果也較差，尚有一些技術難關需要克服。

（二）測井解釋評價的地質依據

1.地質刻度測井為提高測井解釋的精度奠定堅實的基礎。

應用野外露頭，鑽井岩心和實驗室分析化驗獲取的地質信息和參數，進行各種測井曲線的標定和刻度，開展測井資料解釋方法的研究，即簡稱為「地質刻度測井（或岩心刻度測井）」。它包括，測井解釋可行性分析、測井曲線編輯、環境校正與標准化、測井的侵入校正、岩石物理研究、建立測井解釋模型、成果檢驗准則和測井儲層參數計算的數學模型。

2.含油性是測井解釋評價油氣層的重要前提。

長期以來，人們常常沿用這樣一種概念，就是以含油性做為判斷油氣層的基本條件，以含油飽和度的大小作為劃分油（氣）水層的主要標准。這樣做當然有道理，因為含油性是油氣層必然具有的基本特性，是決定產層能否產油氣的重要前提。正因為如此，確定產層的含水飽和度是評價油氣層的一項重要內容。應該指出，這種單純依據含油飽和度的概念並不完善。從根本上說，油氣水層的含油飽和度界限並不是固定不變的，而經常隨著產層束縛水含量的變化而變化。這一點，已被大量的取心和試采資料所證實。因此，含油性畢竟只是判別油氣層的必要條件，並非充分條件。

隨著聲波測井和感應測井的發展，計算含油飽和度解釋技術的廣泛採用，測井解釋水平有了新的提高。依據含油飽和度55%～60%的界限作為劃分油氣層的標准，其結果是一方面成功地解釋了許多油氣，解釋成功率有了明顯提高；另一方面，在解釋油氣層時也出現了兩種不同的傾向。這兩種傾向如下。

1）粉砂岩和泥質砂岩的油氣層普遍解釋偏低。以粉砂岩和泥質砂岩為主的產層其特點是：組成地層骨架的岩石顆粒平均粒徑普遍較小。由於岩性普遍很細，圍繞孔隙的表面積（以岩石比面度量之）比一般砂岩大，普遍含有以伊利石和蒙脫土為主的粘土礦物，它們具有比較強的吸水性，一般充填於孔隙內，呈分散狀分布。這兩個因素的結合，形成產層的孔隙結構十分復雜。不僅孔隙喉道窄小，孔隙喉道半徑中值超過10 μm者極少；而且微孔隙發育，彎曲度大，普遍表現為低滲透性和親水的特點。因此，高束縛水含量是以粉砂岩和泥質砂岩為主的產層普遍具有的特徵。由於孔隙中的水是以不能流動的束縛水形式而存在的，即使含水飽和度高達60%～70%，也依然只產油氣。所以，這種類型的油氣層實際上是以束縛水為主要成分的低含油（氣）飽和度油氣層，或稱低電阻率油氣層。經過試采和油基泥漿井的實測資料證明，粉砂岩和泥質砂岩油氣層當含油飽和度大於30%時，就可能產油氣而不含水。許多油田在勘探初期，或者由於沒有認識這一特點，或者由於沒有有效的解釋方法，因此解釋偏低和漏掉這種類型油氣層的現象比較嚴重。

2）高滲透率的產層容易解釋偏高。高滲透率的產層往往又是另一種特點。主要是，粒度中值普遍較大、粘土含量少並以高嶺土為主。孔隙分布比較均勻，孔徑大，孔隙喉道半徑中值甚至可達60～80 μm。岩石比面小，一般在0.014～0.028 km²/m³。因此，滲透率都在1000×10^-3 μm²以上，甚至高達50000×10^-3 μm²。所以這種類型的產層束縛水含量小，一般在10%～20%之間。有時產層的含油飽和度達60%～70%，依然含有可動水，試采過程中表現為油水同出。這一特點容易引起解釋偏高，把油水同層和含油水層解釋為油層。

3.可動水和相對滲透率分析是油氣層解釋評價的主要途徑

油氣層之所以不出水，並非不含水。事實上，油氣層總有一定的含水飽和度，即使最好的油氣層也是如此。更有意思的是，有些油氣層的含水飽和度高達60%～70%，竟然只產油氣而不出水。如何解釋這種現象是評價油氣層首先需要解決的問題。

眾所周知，油氣層是儲集層岩石和所含流體（油、氣、水）之間形成的統一體，以彼此間的物理作用相維系。一般說來，任何儲存油、氣、水的岩石孔隙都可看成由一系列毛細管所組成。根據流體在微觀孔隙的流動特性，一般把儲集層的孔隙分為三類。

1）超毛細管孔隙：指孔隙半徑大於250 μm以上的孔隙。由於這部分孔隙毛細管力幾乎趨於零，流體可在其中自由流動。

2）毛細管孔隙：指孔隙半徑在0.1～250 μm之間的孔隙。其毛細管力隨著孔隙變小而增加。對於這部分孔隙，只有當外力大於毛細管力時，流體才能在其中流動。根據掃描電子顯微鏡揭示，泥岩最大的孔隙直徑可達1 μm左右。因此，對於孔隙直徑小於1 μm的孔隙，流體實際上是不易在其中流動的。

3）微毛細管孔隙：指孔隙半徑小於0.1 μm的孔隙。由於這部分孔隙極小，孔隙表面分子的作用力達到或幾乎達到孔隙的中心線，以致保留在其中的流體不能流動。

壓汞分析表明，砂岩儲集層的孔隙分布范圍一般由小於0.1 μm至160 μm（指孔隙半徑），孔隙半徑中值也分布在0.26～60 μm之間。即使滲透率高達60 μm²的粗砂岩地層，孔隙半徑超過160 μm者占總孔隙的比例也不大；其孔隙半徑中值一般也不超過80 μm。因此，發生在儲集層孔隙內的毛細現象都表現得比較突出。

由此可見，在油層形成過程中，由於油（氣）、水對岩石潤濕性的差異以及發生在孔隙內的毛細現象，規定了油（氣）、水在孔隙空間內獨特的分布形式與流動特點。在油藏未形成前，儲油層本來是一個充滿水的多孔介質。當油（氣）在各種內、外力作用下，由生油層逐漸向儲油層運移時，發生了油（氣）驅水的過程。但是油（氣）最終不可能把產層孔隙內的水完全排出，總有一部分原生水或者由於驅動壓力無法克服毛細管力而滯留於油氣層微小毛管孔隙內，或者被親水岩石顆粒表面所吸附。因此，這部分水的相對滲透率極小，不能流動，稱謂「不動水」。油（氣）、水這種分布形態是油氣層固有的特點，即水主要分布於流體不易在其中流動的微小毛管孔隙中或被岩石顆粒表面所吸附；油（氣）則主要佔據較大的孔道或孔隙內流動阻力較小的部位，形成只有油（氣）流動而水不能流動的狀態。這一過程，同樣可由油和水的相對滲透率概念得到直觀的解釋，相當於開發過程的逆過程，如圖6-4所示。

在油氣未向儲集層運移之前，儲集層為充滿水的多孔介質，屬於單相流動狀態。因此，S_w=1，k_rw=1。隨著油氣的運移，油首先佔據儲集層孔隙空間內流體流動阻力最小的部位。由於主要的流動通道被油所堵塞，增加了水流動的阻力，因此水的相對滲透率迅速下降。然而，這時儲集層的含油飽和度還十分小，油在孔隙空間內呈孤立和不連續狀態，不能流動，其相對滲透率趨於零。這相當所謂「含油水層」的情況，與此相應的含油飽和度近似為地層的殘余油飽和度 S_or。隨著儲集層孔隙空間的含油飽和度進一步增加，油的相對滲透率k_ro也相應增加，油開始流動；k_rw繼續下降，相當油水同層的情況。當含油飽和度達到某一臨界值時，與此相應的含水飽和度相當於不動水飽和度S_wirr，這時k_ro達到最大，k_rw趨於零，水不能流動而只有油流動。顯然，這就是我們常說的出油（氣）含油飽和度界限。所以，所謂油氣層的含油飽和度界限就是當S_w=S_wirr時的含油飽和度數值。「不動水」的主要成分是束縛水，隨著產層的孔隙直徑變小和微毛管孔隙的增加而增大，因此與組成岩石骨架的顆粒度分布和充填於孔隙內的粘土含量有關。即使在孔隙內束縛水的相對含量接近或超過了油（氣）的飽和度，也不能改變其不流動的特性，產層依然只產油氣而不出水。所以，只含「不動水」（束縛水），不含「可動水」是油氣層普遍具有的特點。這就不難理解，為什麼油氣層的含油飽和度界限並非固定不變，而常常隨著油氣層束縛水含量的變化而變化。也不難理解，為什麼有時油氣層含水飽和度高達60%～70%，依然只產油氣而不出水。

圖6-4 相對滲透率與含水飽和度關系圖

4.微觀孔隙滲流機理的分析是產液性質評價的重要手段

事實上，當多相流體（油、氣、水）並存時，儲集層的產液性質服從多相流體滲流理論所描述的動態規律，可用多相共滲的分流量方程確定之。若地層呈水平狀，則儲集層的油、氣、水產量（分流量）可分別表示為

地球物理測井

式中：Q_o、Q_g、Q_w分別表示儲集層油、氣、水的分流量（產量）；k_o、k_g、k_w分別為油、氣、水的有效滲透率，以μm²為單位；μ_o、μ_g、μ_w分別表示油、氣、水的黏度（mPa·s）；為壓力梯度，10⁵Pa·cm^-1；A為滲流截面。

有效滲透率系指相對滲透率。在多相共滲體系中，它是對每一相流體在地層內部流動能力大小的度量。實際上，為了了解各相流體在儲集層內部的相對流動能力，以便更好地描述多相流動的過程，往往又採用相對滲透率的大小，它等於有效滲透率與絕對滲透率（k）的比值，例如：

地球物理測井

或

地球物理測井

根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對產量，它們相當於各相的產量與總液量之比。例如，對於油水共滲體系，儲集層的產水率（F_w），可近似表示為

地球物理測井

產油率（F₀）則為

地球物理測井

分析上述各式可以看出，儲集層的產液性質主要取決於各相的相對滲透率，即取決於油、氣、水在儲集層內部的相對流動力。若地層內部只有兩種流體，例如油和水。則根據它們各自滲透率的變化，相應有三種不同的產液性質：

1）如果儲集層水的相對滲透率k_rw或k_w趨於0，而油的相滲透率達到最大（k_ro→1，k_o→k），相當於在儲集層內部水不能流動而油的流動能力達到最大。根據上述方程式，則得Q_w→0，F_w→0，F₀→1。表明儲集層只產油而不產水，屬於油層情況。

2）儲集層油的相對滲透率k_ro或k_o趨於0，而水的相對滲透率達到最大（k_rw→1，k_w→k），相當於在儲集層內部油不能流動而水的流動能力達到最大。根據上述方程式，則得Q_o→0，F_w→1，F_o→0，表明在這種情況下儲集層為水層。

3）若0＜（k_rw，k_w）＜1和0＜（k_ro，k_o）＜1，相當於油和水在儲集層內部都具有一定的流動能力。同理，可以導出Q_w＞0，Q_o＞0，F_w及F_o均大於0而小於1，表明在試采過程中為油水同出。

這就是說，一個儲集層到底到產油，還是產水，或是油水同出，歸根結底取決於油、氣、水在儲集層內部的相對流動能力。因此，只要應用測井資料確定產層的相對滲透率，並進一步計算其產水率F_w或產油（氣）率，不僅能夠達到最終評價油氣水層的目的，而且能夠定量描述儲集層的產液性質。所以，確定產層的相對滲透率是評價油氣層必要而充分的條件。

同樣，可以採用相對滲透率的概念，對影響油（氣）層含油（氣）飽和度界限的因素進行分析，以便對油氣水層解釋工作中出現的不同傾向，給予比較完滿的解釋。

一般來說，對於低滲透率砂岩地層，由於具有粒度小和泥質含量高的特點，微孔隙比較發育，孔隙半徑也普遍較小。因此，即使驅動壓力相當大，仍然有相當數量的孔隙，由於驅動壓力無法克服毛管力，而保留了較多的束縛水。對於高滲透率地層，則由於其孔隙半徑普遍較大，因而束縛水含量較少。這一特點可十分清楚地反映在毛細管壓力曲線中。圖6-5表示用同一種流體，而不同滲透率的岩樣測定的毛細管壓力曲線，表明束縛水飽和度隨著滲透率的降低而增大。其相對滲透率與飽和度的關系曲線如圖6-6所示。

這意味著，低滲透率產層在含油飽和度較低時，就能出純油而不含水；高滲透率油層則要求有更高的含油飽和度界限。同樣，由於親水地層往往比親油地層具有更高的束縛水飽和度，因此，親水地層的油氣層界限也相對較低。除了儲集層的滲透率和潤濕性外，原油黏度也是影響油層界限的一個重要因素。油質變稠的結果將使S_or增大，k_ro減小，即相當於k_rw增大。這就是說，油的流動性變差，水顯得更為活躍，其相對滲透率與飽和度關系曲線示於圖6-7。所以對於稠油層，其含油飽和度界限普遍比稀油層高。

圖6-5 毛細管壓力曲線圖

圖6-6 不同滲透率岩石的相對滲透率曲線

總之，含油性和不含可動水是油氣層的兩個重要的特點，並在事實上構成了判斷油（氣）水層的兩個重要的條件。其中含油性是評價油氣層的前提，分析產層的可動水則能把握油氣層的變化和界限，而對油氣層的最終評價則取決於對地層油（氣）、水相對滲透率和微觀孔隙滲流機理的分析。

通過上述測井分析，達到評價油氣層目的基本途徑主要有二條。

1）分析產層含水飽和度（S_w）與束縛水飽和度（S_wi）之間的關系。這是一條比較簡便的途徑，其原理是通過分析S_w與S_wi的關系，達到揭示儲集層相對滲透率的變化和最終評價油氣層的目的。目前投入應用的「可動水分析法」就是建立在這一原理基礎上的解釋方法，我們將在第七章進行系統介紹。

2）直接利用測井資料計算產層的相對滲透率和產水率（或產油氣率），達到定量確定地層的產液性質和產能，以及全面評價產層的目的。

圖6-7 稠油、稀油油層的相對滲透率曲線

根據實驗室測定，油、水的相對滲透率通常是儲集層的含水飽和度（S_w）、束縛水飽和度（S_wi）及殘余油飽和度（S_or）三者的函數。一種比較普遍用於確定油、水相對滲透率的經驗方程已由（6-7）及（6-8）式提供。這就是說，只要利用測井資料確定S_w、S_wi和S_or，就能夠實現應用測井資料計算儲集層的油、水相對滲透率。

根據實驗室測定，油水相對滲透率k_ro、k_rw的經驗關系式如下：

地球物理測井

式中：S_w為含水飽和度；S_wi為束縛水飽和度；S_or為殘余油飽和度；m、n、j為經驗系數，主要取決於儲層的岩石特性，一般m=3～4，n=1～2，j=1～2。

確定k_rw和k_ro的方法還有如下兩種：

彼爾遜經驗方程

地球物理測井

乘方公式

地球物理測井

式中：S_hr為殘余油飽和度。

另外，還有一種一般經驗關系式的特例，相當S_hr=0.1，m=3，n=1，j=1的特定形式：

地球物理測井

雖然上述簡化式可求得相對滲透率，但在實際使用時應該根據本地區油藏特徵條件，通過實驗用統計分析的方法獲得經驗系數m、n、j。對於三相共滲系統，在縱向上按油、氣、水分布特點可分成油氣和油水兩組兩相共滲系統求解。束縛水飽和度（S_wi）由地區資料統計得到，殘余油飽和度（S_hr）由岩心分析、中子壽命測一注一測技術和碳氧比測井三種方法之一獲取。

E. 低孔低滲型儲集層精細測井解釋方法研究——以南海東部某油田為例

錢 星

（廣州海洋地質調查局 廣州 510760）

作者簡介：錢星（1985—），男，助理工程師，主要從事海洋石油地質方面的科研及生產工作。E-mail：made607＠126.com。

摘要 南海東部某油田沙河街組儲集層岩石結構復雜，層間差異明顯，總體上為低孔低滲型儲集層，使用傳統的油氣測井評價方法解釋精度往往較低，常常造成油氣層的漏解釋或者誤解釋。依據岩心物性、毛管壓力曲線等實驗分析數據，以測井相分析為手段和橋梁對儲集層進行分類分析，提出了以沉積微相砂體分類為單元的精細測井評價方法。應用此方法對該油田實際井進行測井解釋結果表明，以該方法建立的測井解釋模型具有較高的精度，為進一步提高儲量計算和儲集層表徵的准確性奠定了基礎。

關鍵詞 低孔低滲儲集層 沉積微相 孔隙結構 精細測井解

1 引言

儲集層參數模型的精度直接影響著儲量計算和儲集層表徵的准確性。低孔低滲油氣藏與中高孔滲油氣藏的儲層特性有許多不同，一般具有孔隙結構復雜、喉道細小、束縛水飽和度高^［1～3］等特點。

常見的針對低孔低滲儲層參數模型的研究思路主要以細分儲集層類型來研究岩電參數規律，從而達到提高儲集層參數模型精度的目的^［4～9］。大量的研究表明，在測井精細解釋的過程中，有效的對儲集層進行分類分析是提高解釋精度的有效手段。周燦燦等^［10］依據岩石物理理論，提出岩石相控建模的概念對近源砂岩進行有效分類；張龍海等^［11］以地層流動帶指數和儲集層品質指數來研究岩石物理分類的有效方法；這些分類方法對儲層參數模型建模都具有一定的實際指導意義。

南海東部某油田沙河街組儲層孔隙度平均值一般小於20％，滲透率平均值小於50×10^-3μm²，為典型的低孔低滲儲層^［12］，其儲層質量主要受原始沉積環境和成岩作用所控制^{［13～17］}。

縱觀低孔低滲儲層成因的各因素，結合研究區低孔低滲儲層成因特點，本文試以沉積微相分類為思路來細分儲集層，使得測井解釋岩電參數模型更加准確，從而達到對該地區低孔低滲儲集層進行精細測井解釋之目的。

2 低孔低滲儲層與沉積相帶之間的關系

南海東部某油田沙河街組沙二段為扇三角洲沉積，主要為扇三角洲前緣亞相，進一步可分為水下分流河道、水下分流河道間、河口壩和遠砂壩微相；沙三段為較深水湖泊環境下的濁積扇沉積，發育有扇根、扇中、扇前緣亞相，其沙河街組沉積分析綜合柱狀圖如圖1所示^{［18～19］}。

依據常規物性分析數據，對各微相砂體的孔隙度和滲透率統計分析表明（圖2）：沙三段各微相砂體總體上表現為低孔低滲的物性特徵，其中，扇根砂體孔隙度分布范圍7.9％～16.9％，平均13.3％，滲透率分布范圍0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主體砂體孔隙度分布范圍3.8％～17.0％，平均13.0％，滲透率分布范圍0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前緣砂體孔隙度分布范圍1.7％～14.2％，平均4.6％，滲透率分布范圍0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂體孔隙度分布范圍4.5％～24％，平均13.17％，滲透率分布范圍0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表現為中低孔滲；河口壩砂體孔隙度分布范圍5.2％～12.6％，平均8.93％，滲透率分布范圍0.006～0.43mD，平均0.09 mD，與沙三段各微相砂體一樣，表現為低孔滲的物性特徵。

由此可見，沉積作用的差異使得各微相砂體儲層物性不同，研究區低孔低滲儲層主要發育於扇三角洲沉積的河口壩及近岸水下扇沉積的扇根、扇主體、扇前緣砂體之中。

3 各沉積微相砂體的孔隙結構特徵

在對該油田各井測井相分析的基礎上，依據毛管壓力實驗分析數據，對具有不同物性特徵的各微相砂體其孔隙結構進行分析，根據毛管壓力曲線的主要特徵，其孔隙結構可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四種類型（圖3），其中水下分流河道砂體主要以I、Ⅱ類為主，Ⅰ類曲線排驅壓力較低，小於0.2 MPa，最大進汞飽和度大於80％，喉道半徑分布大於1.0 μm，喉道相對較大，分選較好，為細喉；Ⅱ類曲線排驅壓力介於0.2～0.5MPa之間，最大進汞飽和度大於60％，喉道半徑為0.25～1.0μm，喉道細小，分選較差，為特細喉。

而具有低孔滲物性的河口壩、扇根、扇中及扇前緣砂體則主要以Ⅲ、Ⅳ類為主，Ⅲ類曲線排驅壓力介於0.5～1.0 MPa之間，最大進汞飽和度小於60％，喉道半徑峰值一般都小於0.1～0.25μm，孔喉特別微細，但是分選中等，細歪度的喉道，流通性能較好，屬於微細喉；Ⅳ類曲線毛管壓力曲線近直立，排驅壓力大於1.0 MPa，最大進汞飽和度一般小於50％，在儀器壓力范圍內讀不出中值毛管壓力，表示岩石滲流能力極差，喉道半徑峰值小於0.1μm，屬於特微喉。

由上分析不難看出，在一定的沉積環境背景下，各微相砂體與儲層的孔隙結構類型有較好的對應關系，在研究層段主要表現同一微相砂體其孔隙結構具有相似性，不同微相砂體之間孔隙結構特徵差異明顯的規律。

圖1 沙河街組沉積相分析綜合柱狀圖（據楊玉卿［20］修改）

4 在南海東部某油田中的應用

眾所周知，在儲集層評價中，孔隙結構分析是儲集層微觀物理研究的核心，不論是砂岩還是碳酸岩，其孔隙、喉道類型以及它們的配合情況，與儲集層的物理特性和儲集性能有密切關系。對於低孔滲儲層中孔隙結構的評價則顯得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及幾何形狀不但是影響儲層儲集能力和滲透特徵的主要因素，而且也是影響測井解釋評價精度的關鍵。

圖2 各微相砂體儲層孔隙度-滲透率關系圖

圖3 毛管壓力曲線類型

在測井解釋過程中，常受實際條件的限制，取心段往往較少且分布不均，儲層的物性、孔隙結構、岩電參數等實驗分析數據有限，分析所得的測井解釋參數往往不能較完整的對全區域、全井段儲層有所反映。在已知沉積背景的情況下，測井相的劃分和分類分析則為解決這一實際難題帶來了可能，測井曲線是地層岩性的地球物理響應，相同的微相砂體其地球物理特徵具有一定的相似性，以測井相為手段和橋梁，通過研究有分析數據的各微相砂體的孔隙結構特徵，進而對相似的砂體間接進行孔隙結構分析，最終研究不同孔隙類型儲層的岩電參數變化規律，從而根據地質成因和孔隙結構類型來視儲層不同而分開選擇參數模型，進而達到對全井段的精細測井解釋之目的。

阿爾奇公式是利用電阻率曲線計算含油飽和度的經典方法，公式 中解釋參數a、b、n、m的選取對解釋結果往往有較大的影響。其中a、b（岩性系數）為與岩性有關的參數，取值一般接近於1；n（飽和度指數）定義了含水飽和度間與儲層電性特徵間的數量關系；m（膠結指數）表現為地下地質體的一種綜合響應，是反映儲集層孔隙結構的參數，對孔隙結構具有非均質性的儲集層常常變化較大。

針對研究區不同微相砂體儲集層孔隙結構具有差異性這一特點，在本次解釋中，對不同孔隙結構類型的儲層分類分析了其孔隙度與各岩電參數a、b、m、n的變化規律（圖4）。分析結果表明，儲層的孔隙結構類型和特徵對m值的變化起了主導作用，低孔滲儲層段膠結指數與孔隙度表現出較好的相關性，非低孔低滲儲層段膠結指數m與孔隙度等參數之間則沒有明顯規律，最終其參數選擇見表1。

表1 不同類型儲層的a、b、m、n參數值

最終，利用上述方法，對研究區X井沙河街組沙三段的低孔低滲儲層段進行了實測井解釋，發現了一系列的可能存在的低孔低滲型油氣藏，測井解釋成圖如圖5所示。

5 結論

依據實驗分析數據，以測井相為手段和橋梁，對南海東部某油田沙河街組儲集層分類分析，針對不同孔隙結構類型的儲集層選擇不同的岩電參數分類進行測井建模解釋，可較好地改善和提高低孔低滲儲層測井解釋的准確性。

圖4 不同類型儲層孔隙度與m值變化關系

圖5 測井解釋成果

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Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log Evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments』 data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.

Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation