東海西湖凹陷砂巖儲層綜合錄井隨鉆孔隙度評價方法的建立及應用

宋昀軒 魯法偉 王 雷 張國棟 趙幸濱

（①中海油能源發展股份有限公司上海工程技術分公司；②中海石油（中國）有限公司上海分公司）

0 引言

綜合錄井技術是基于鉆探過程中返出巖屑、氣體以及工程參數來反映井下地層信息的油氣田勘探技術，是儲層發現及評價、工程安全預警及監測的一種重要手段，可為油氣田勘探開發提供及時、準確的決策依據，但目前錄井資料的應用集中于地層層位劃分、巖性判斷、油氣顯示識別等方面，對儲層物性評價的應用還處于起步階段。雖然核磁共振錄井技術可在作業現場以返出巖屑為分析對象，來隨鉆分析儲層孔隙度，但隨著鉆井工程技術的持續發展和PDC 鉆頭的普遍應用，鉆井所產生的巖屑極為細碎，常呈粉末狀，儲層原始孔隙結構及構造遭到極大程度的破壞，造成核磁共振錄井分析結果不準確，不能真實反映儲層孔隙性。同時，隨著西湖凹陷寶云亭、團結亭地區勘探向深層、復雜構造區域推進，定向探井造成東海西湖凹陷作業區電纜測井難度較高、獲取資料時間長、費用高。

因此，采用其他綜合錄井參數建立能夠間接反映地層孔隙度的計算模型是實現錄井資料應用深化的創新方向。

1 區域概況

西湖凹陷位于東海盆地，西接海礁隆起和漁山東低隆起，東鄰釣魚島隆褶帶，南為釣北凹陷，構造上屬于東海盆地浙東坳陷內的三級構造單元。研究區中寶云亭及團結亭（以下稱寶團作業區）位于西斜坡，處于凹陷最西側，其內部可以進一步劃分為3 個次一級構造：杭州構造帶、平湖構造帶和天臺構造帶。西湖凹陷從古新世到第四紀共經歷了斷陷、斷-拗轉換、拗陷、反轉和區域沉降5 個階段的構造演化確定現今形態（圖1）。新生界地層發育齊全，自下而上依次為：古新統（E1），下始新統八角亭組（E2ba）、寶石組（E2b）、平湖組（E2p），漸新統花港組（E3h），中新統龍井組（N1l）、玉泉組（N1y）和柳浪組（N1ll），上新統三潭組（N2s）及更新統東海群（QpDh）。

圖1 東海陸架盆地西湖凹陷構造帶位置及地層順序

前人研究表明，斷陷期始新統平湖組煤系地層是西湖凹陷主要烴源巖層系。寶團作業區處于三潭深凹平湖組烴源巖沉積中心和生烴中心，低隆起背景是油氣有利的指向區，成藏條件得天獨厚，是西湖凹陷油氣勘探的重點區域之一。研究區主要發育斷背斜圈閉，重點勘探層系為漸新統花港組及始新統平湖組，主要發育濱淺湖及三角洲沉積體系，沉積厚度為1000～1 800 m，與下伏始新統平湖組烴源巖構成“下生上儲”成藏組合。斷陷期發育的正斷層（F1 和F2等），反轉期持續活動，向下斷穿平湖組烴源巖層，向上斷穿至花港組或者龍井組，是研究區油氣主要的垂向運移通道[1-3]。

2 研究區儲層特征

2.1 儲層發育情況

寶云亭區域及團結亭區域花港組砂巖儲層發育程度較平湖組高（圖2），研究區18口井877塊巖心、壁心樣品物性分析統計結果表明：孔隙度分布于1.0%～20.0%，平均為8.48%，多集中于6.0%～10.0%，占比43%，其中孔隙度小于6.0%的樣品占比27.0%，孔隙度為10.0%～15.0%的樣品占比23.0%，孔隙度大于15.0%的樣品占比7.0%；滲透率主要集中范圍為0.1～1 mD，其次為10～100 mD，少部分為1～10 mD，占比分別為37.0%、22.0%和18.0%，滲透率小于1 mD 的占49%。根據DZ/T 0252-2020《海上石油天然氣儲量估算規范》儲層物性分類標準，研究區整體物性跨度大，總體屬于特低-低孔、特低-低滲類儲層，但局部發育有低孔中滲儲層。

圖2 研究區域儲層厚度統計

2.2 儲層巖石性質

由研究區巖心及井壁巖心薄片的分析資料得出，寶云亭及團結亭區域平湖組儲層巖石類型主要為石英砂巖、長石巖屑質石英砂巖，碎屑總含量為75%～97%，平均為91.8%。其中，石英含量為64.0%～81.0%，長石含量為7.0%～19.0%，巖屑含量為7.0%～27.0%。膠結物以泥質及高嶺石為主，局部含方解石及白云石，其中泥質含量為0.5%～15.0%，高嶺石含量為1.0%～12.0%。儲層砂巖粒級以細-中粒為主，孔隙分布較均勻（圖3）。

圖3 研究區T 1井平湖組儲層巖石性質

研究區成分成熟度中等，孔隙類型主要為溶蝕粒間孔（圖4），機械壓實作用是其整體孔隙度偏低的主要原因。鏡下顆粒以線接觸為主，局部近鑲嵌式接觸；泥巖巖屑、云母等塑性顆粒被壓破裂或彎曲變形。因此，研究區儲層孔隙的影響因素主要來源于兩個方面：一是礦物組分，尤其是長石及其溶蝕程度；二是區域機械壓實程度。

圖4 研究區斜長石溶蝕形成的次生孔隙發育

3 參數優選及模型建立

3.1 參數優選

研究區儲層孔隙度與元素錄井參數、工程錄井參數、氣測錄井參數、地化錄井參數等均有一定相關性，為簡化計算過程，提高模型實用性，對錄井參數進行優選，對比得出相關性較高的參數[4-6]。

3.1.1 元素錄井參數

通過對研究區288個巖心及井壁取心薄片分析結果與礦物類型及含量的相關性分析，發現斜長石含量與砂巖儲層孔隙度（薄片分析面孔率）呈正相關關系（圖5），斜長石含量直接反映了儲層受溶蝕作用影響的強弱。因此，將元素錄井中可以反映斜長石含量的Na、K 元素含量作為研究區砂巖儲層孔隙度評價敏感參數。

圖5 研究區斜長石含量與薄片分析面孔率關系

3.1.2 工程錄井參數

通過研究區探井鉆進過程中所有工程錄井參數，與電纜測井中子孔隙度對比分析后發現，工程錄井參數中dc指數與中子孔隙度呈較典型的負相關關系（圖6）。因此，將dc指數作為研究區砂巖儲層敏感參數之一。

圖6 研究區地層可鉆性指數（dc指數）與測井中子孔隙度關系

式中：dc為地層可鉆性指數；υpe為機械鉆速，m/s；n為轉速，r/min；W為鉆壓，kN；db為鉆頭直徑，mm。

3.1.3 氣測錄井參數

利用氣測環境校正方法對研究區探井氣測錄井參數氣測全烴（Tg）進行環境校正，得到氣測全烴校正參數Qg，可在一定程度上反映儲層孔隙度的大小，但油基鉆井液會一定程度影響氣測組分中C3以上重組分相對含量，因此選用Qg1即氣測C1校正參數作為評價敏感參數[7]。

式中：Qg1為環境校正后得到的氣測C1含量校正參數，m3/t；t為鉆時，min/m；GC1為逸散校正后的鉆井液C1含量，GC1=2.037 6×，%；Q為鉆井液排量，L/min；ρ為鉆井液密度，g/cm3。

3.1.4 地化錄井參數

針對影響氣測參數的地質因素，研究區探井在儲層鉆進期間基本保持過平衡狀態，因此地層壓差因素暫不考慮，優先考慮儲層流體性質的影響。研究區流體性質定量化參數優選地球化學錄井芳香烴區域指數Yx與地化熱解校正參數S1C[8]，分別如公式（3）、公式（4）所示。

式中：Yx為芳香烴區域指數，%；BZ 為苯含量，%；TOL為甲苯含量，%。

式中：S1C為油基鉆井液環境下地化熱解液態烴含量S1的校正值，mg/g；k為地化熱解液態烴含量校正經驗系數，為油基鉆井液S1值抬升倍數值的倒數，研究區取值0.06375，無量綱。

3.2 模型建立

綜合錄井敏感參數確定后，通過數據統計利用研究區18 口已鉆井測井孔隙度與上述優選綜合錄井敏感參數建立關系，并通過設置不同地層的層位調整系數，建立研究區儲層綜合錄井孔隙度計算公式如下：

式中：?m為綜合錄井孔隙度，%；N為層位調整系數（研究區在花港組H 1-H 3 砂層組取0.59，H 4-H 12砂層組取0.255，平湖組取0.29），無量綱；WNa為鈉元素單質含量，%；WK為鉀元素單質含量，%。

4 應用效果及實例

4.1 應用效果

在研究區選取9 口近年新鉆預探井及評價井，從中篩選出32 個具有代表性的砂巖儲層用于綜合錄井孔隙度模型的應用及驗證，深度范圍介于2 929～4439 m，巖性主要包括細砂巖、粉砂巖、泥質細砂巖及泥質粉砂巖等，涵蓋花港組上段、花港組下段、平湖組上段及平湖組下段的多個層位[9-12]。分析結果表明，綜合錄井孔隙度與電纜測井中子孔隙度計算結果相關性r2為0.8155（圖7），較為理想。

圖7 研究區綜合錄井孔隙度與電纜測井中子孔隙度關系

綜合錄井孔隙度模型計算結果與電纜測井中子孔隙度相比，相對誤差率均值為8.57%，最大誤差率為37.8%，兩者相對誤差小于15%的28個，占總數的88.5%，整體相對誤差較小，具有良好的應用效果。

4.2 應用實例

在N 4d 井（圖8），編號①層砂巖儲層，位于花港組H 2 砂層組，井深3 184.5～3 199.5 m，巖性為淺灰色細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖，細砂巖成分以石英為主，少量長石及暗色礦物，細粒為主，部分粉粒，分選較好，次棱角-次圓狀，泥質膠結；粉砂巖及泥質粉砂巖以泥質膠結為主，局部發育泥質條帶、團塊等。氣測全烴曲線整體呈箱狀，3 184.5～3 195 m 氣測全烴值為10.88%～25.32%，3 196～3 199.5 m 氣測全烴值為2.38%～6.09%。鉆時在該段砂巖儲層中總體均勻，在3 184.5～3 195 m 為1.22～1.91 min/m，在3196～3199.5 m 為1.91～4.26 min/m。隨鉆電阻率值在3185～3 195 m 相對較高，為8.2～15.73 Ω·m，在3196～3199.5 m相對較低。

圖8 N 4d井綜合錄井孔隙度應用效果

基于以上參數，常規隨鉆解釋3 185～3 195 m 為氣層，3 195～3 199.5 m 為干層。綜合錄井孔隙度分析結果表明，3 185～3 194 m 孔隙度為10.42%～18.04%，平均孔隙度14.51%，該段砂巖儲層存在一定程度非均質性，3 194～3 197 m 孔隙度相對較低，為1.08%～8.78%，底部3 197～3199.5 m 孔隙度有所升高，為10.85%～13.98%，因此結合電阻率變化趨勢、氣測參數及巖性參數，將3185～3 194 m 解釋為氣層，3194～3197 m 解釋為干層，3197～3199.5 m 解釋為水層。電纜測井中子孔隙度結果表明，3 185～3194 m 孔隙度為9.02%～18.36%，平均孔隙度15.70%，3 194～3 197 m 孔隙度為1.09%～7.91%，底部3 197～3 199.5 m 孔隙度有所升高，為10.87%～13.01%，綜合錄井孔隙度分析結果與解釋結論同電纜測井相比一致性較高，能有效分辨砂巖儲層中物性差異并得到相對準確的孔隙度計算值。

同理，在編號②、③層也通過綜合錄井孔隙度計算模型得到了相對準確的孔隙度分析結果與較為合理的解釋結果，具有較好的實際應用價值。

5 結論

（1）在東海西湖凹陷寶團作業區，砂巖儲層孔隙度與斜長石含量、地層可鉆性指數、環境校正后的C1相對含量、儲層流體性質等具有較強的相關性，其具體涉及元素錄井、工程錄井、氣測錄井及地化錄井等多種參數，在一定程度上綜合反映了儲層的孔隙度縱向分布情況。

（2）本文所建立的綜合錄井孔隙度評價模型一定程度上實現了砂巖儲層孔隙度的定量計算及縱向評價。經過驗證和實際應用，與電纜測井中子孔隙度相比，絕大多數砂巖儲層誤差率小于15%，在東海作業區井深大、費用高、電測難的背景下，顯示出較高的應用價值。

（3）在后續的作業中，通過實鉆資料對綜合錄井孔隙度評價模型進行驗證和修正，并結合其他錄井手段對該模型進行優化，將進一步提高該模型的準確性、實用性和普適性。