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（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学（北京）博士后流动站，北京 102249）
摘 要 针对火山岩气藏岩性复杂、相变快、流体响应弱等测井评价难点，以松辽盆地松南气田火山岩气藏为研究对象，综合利用测井、测试、分析化验、录井等资料，以储层“四性” 关系研究为基础，建立了一套实用的岩性识别与岩相划分、储层及流体识别、储层参数定量计算的方法。利用常规测井资料识别火山岩化学成分，利用成像测井资料识别火山岩结构，从而实现对火山岩的精细定名；分析火山岩岩相/亚相与测井响应的对应关系，建立不同岩相的测井识别模式；利用常规测井、特殊测井资料进行储层的识别，利用双侧向幅度差异法、三孔隙度测井组合-视地层水电阻率交会图版法识别流体，结合交会法和岩心刻度测井等方法计算储层孔隙度、渗透率、饱和度参数，进而建立研究区火山岩储层的定量评价标准；综合建立火山岩储层测井评价技术，应用于松南气田，与测试成果吻合较好。
松南气田位于松辽盆地南部长岭断陷，已有十余口井钻遇营城组火成岩气层，其中腰深1井区探明含气面积16.83km2，探明天然气地质储量433.6×108m3，可采储量260×108m3；腰深2、腰深3井区也获得了工业天然气流，显示了该区良好的勘探开发前景。松南气田深层火成岩地层形成于多期喷发，岩性复杂，原生气孔、溶蚀孔、构造缝、微裂缝共存，大部分储层低孔低渗，流体响应弱，给测井精细评价带来了极大的困难［1～9］。
为了提高松南气田火山岩储层测井评价的准确率，为下一步勘探和开发工作提供测井技术保障，综合利用测井、录井、测试、分析化验等资料，从岩性识别与岩相划分、储层及流体识别、储层定量评价等方面对松南气田火山岩储层测井评价技术进行了研究。
岩性识别是测井精细评价的基础［2］。对于火山岩，需要确定其化学成分和岩石结构，才能对岩性有较清晰的认识，因此从不同岩性的测井响应机理入手，明确对岩性反应敏感的测井项目，进而利用测井资料识别岩性。
松南气田火山岩岩性复杂，综合分析该区薄片鉴定（岩心、岩屑）资料、岩心分析资料、录井资料，确定常见岩性有流纹岩、（流纹质）熔结凝灰岩、（流纹质）熔结含角砾凝灰岩、（流纹质）熔结角砾凝灰岩、（流纹质）熔结凝灰角砾岩、花岗斑岩、（流纹质）凝灰岩、（流纹质）火山角砾岩、流纹质浆屑晶屑凝灰熔岩、流纹质角砾熔岩、流纹质晶屑凝灰熔岩、粗面质含角砾凝灰岩、粗面质凝灰岩、粗面质角砾岩、粗面质含凝灰角砾岩、粗面质角砾凝灰岩、粗面质火山角砾岩、粗面质角砾熔岩、安山岩、玄武岩、辉绿岩。
不同岩性的测井响应规律研究为岩性识别提供了思路。通过对研究区不同岩性测井响应的研究，结合国内外学者的研究成果，认为常规测井资料能反映岩石化学成分（图1），但难以区分岩石结构［3］，而成像测井可以区分岩石的结构，因此对火山岩岩性的识别应首先利用常规测井资料划分岩石化学成分，再利用成像测井识别岩石结构，然后综合对岩石进行命名。
综合分析研究区测井、录井、薄片鉴定等资料，将研究区火山岩按化学成分分为玄武岩类、粗面岩类、安山岩类、流纹岩类四大类。选择10口井岩性确定的井段读取测井响应值，即自然伽马（GR）、中子孔隙度（CNL）、密度（DEN）、纵波时差（AC）、深侧向电阻率（RD），计算与孔隙度无关，仅反映岩石骨架特征的测井参数M、N［10］，共读取416条数据，作为训练集，用来建立岩性识别模型，其中玄武岩94条，粗面岩43条，安山岩85条，流纹岩194条。以研究区岩心薄片鉴定资料作为测试集，对岩性识别模型的预测能力进行测试，测试集共97条数据，其中玄武岩23条，粗面岩15条，安山岩7条，流纹岩52条。引入关联规则、决策树、聚类分析、支持向量机4种数据挖掘技术建立岩性识别模型［11～13］，与常规交会图法进行比较，见表1。决策树模型预测精度最高，同时也较容易理解，可辅助交会图法进行岩性大类识别。
常规测井可以识别岩石化学成分，而成像测井能直观显示岩石结构［3］，因此综合利用常规测井和成像测井资料可以对火山岩进行较精细的定名，如图2所示，A1井3568 ～3569m井段从常规测井上看属流纹岩类，从成像测井上看岩石结构为熔结凝灰结构，因此可综合定名为流纹质熔结凝灰岩。
采用王璞珺对松辽盆地营城组火山岩剖面进行长期研究后提出的火山岩相模式［1 ］，将火山岩分为5个相、15个亚相，经对研究区地质资料进行研究认为，研究区发育其中4个相、7个亚相，包括：空落亚相、热碎屑流亚相、溢流相下部亚相、溢流相中部亚相、溢流相上部亚相、再搬运火山碎屑沉积岩亚相、次火山岩相。经对不同亚相的常规测井响应特征和电成像测井响应特征进行总结，发现火山岩亚相和测井响应特征有较好的对应关系（图3），从而建立了利用测井资料识别岩相的方法。
在传统的砂泥岩剖面中，常用自然伽马、自然电位等曲线划分储层，但是在火山岩中，自然伽马曲线主要反映岩石酸度（SiO2含量），而自然电位测井在火山岩地层中不适用［15］，因此在火山岩中需要寻找新的储层划分方法。如图4所示，阵列侧向测井资料能较好地反映储层：阵列侧向测井中不同探测深度的电阻率曲线显示地层径向电阻率变化情况，能反映泥浆的侵入特征，进而反映储层的有效性；由偶极声波测井资料得到的流体移动指数（QFM）也能反映地层孔隙连通性和地层渗透性的情况。在储层段，常规测井反映为密度孔隙度、声波孔隙度较大，电阻率值相对低，在缺乏特殊测井资料的情况下，可利用常规测井划分储层。
研究区火山岩岩相对储层的发育有明显的控制作用：爆发相和溢流相火山岩物性好于火山通道相火山岩，溢流相火山岩中，上部亚相和下部亚相火山岩物性比中部亚相好。由于火山喷发间隔期间的风化淋滤作用，溢流相上部亚相火山岩被风化剥蚀，形成溶蚀孔非常发育的角砾化熔岩，物性很好，是松南气田产能最好的亚相，这个认识对储层的识别有一定的指导作用。
由于泥浆滤液电阻率与地层流体电阻率不同，泥浆侵入将改变储层电阻率的径向特性。一般来说，淡水泥浆侵入油气层显示低侵特性，侵入水层显示高侵特性［14，15 ］，反映在双侧向测井响应上，在油气层深、浅侧向为正差异，在水层深、浅侧向为负差异或无差异。通过对研究区测井、测试资料进行分析发现：双侧向响应差异在该区能较好地反映流体性质。如图5为A2井双侧向响应差异与测试成果关系图，上部框所示层段内双侧向差异明显，测试为气层；中间框所示层段内双侧向部分正差异，测试为气水同层；下部框所示层段内双侧向无明显差异，测试为水层。
三孔隙度测井曲线是识别储层流体性质的重要测井资料。当储层含气时，中子孔隙度降低，密度孔隙度增大，当储层孔隙度较大时，声波时差异常增大（即 “周波跳跃”），因此对三孔隙度曲线进行适当的组合，可有效放大对气层的识别能力［2］。常用的组合方法有以下3种：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
式中：φS为声波孔隙度；φD为密度孔隙度；φN为中子孔隙度。一般认为储层含气时，FLG1＞0，FLG2＞1，FLG3＞1。
视地层水电阻率法是另一种判断流体性质的常用方法［14，15］，公式如下：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
式中：Rt为深探测电阻率；φ为有效孔隙度；m为孔隙指数；a为岩性指数；Rwa被称为视地层水电阻率。 一般认为,当储层为水层时,Rt接近R0(地层100%含水时的电阻率),Rwa接近Rw(地层水电阻率) , 当储层含油气时,Rt明显大于R0,Rwa明显大于Rw。
由于研究区火山区储层多为低孔、低渗地层，骨架对测井响应的影响远大于流体的影响，上述两种方法单独使用时识别效果均不明显。经反复尝试发现，将三孔隙度组合法和视地层水电阻率法相结合，建立交会图版，对流体的识别有明显的效果，如图6所示，将松南气田主体各测试层数据投影到交会图上，气层、气水同层、水层之间有明显的分界线。该图版可用于松南气田主体流体性质的识别。
传统认为火山岩储层多为裂缝、孔隙双重介质的储层［1～2］，但通过在松南气田的研究发现，该区高导缝走向大多与现今最大水平主应力方向（近东西向）不一致，裂缝有效性较差；孔隙度大于6％的储层主要表现为孔隙型储层的特点；孔隙度小于6％的储层表现为双重介质储层的特点，但绝大多数未形成产能。因此对物性评价的研究主要是针对基质孔隙度、渗透率的计算。
模仿沉积岩储层测井解释中常用的岩性-孔隙度交会图版，在松南气田建立了适用于火山岩储层的岩性-孔隙度交会图版。火山岩的骨架密度和骨架中子随着岩石化学成分的改变变化很大，依据密度测井和补偿中子测井数据在中子-密度交会图上的投影，可确定出各类火山岩的平均骨架值，如流纹岩类平均密度骨架值为2.63g/cm3，平均中子骨架为-1pu，依据骨架值绘制岩性线，建立岩性-孔隙度交会解释图版（图7），即可对火山岩地层的孔隙度进行解释。
岩心刻度测井法是测井解释中计算孔隙度最常用的方法之一［14］。对松南气田不同岩性火山岩地层的声波测井响应进行统计发现，岩性对声波测井响应的影响较小，不同岩性声波时差骨架值接近，因此可建立声波时差与岩心分析孔隙度的统计关系，从而得到孔隙度计算公式。
由于密度测井响应易受井眼状况影响［14～15］，当井眼扩径时利用交会图法计算的孔隙度偏大；另外，通过分析松南气田的测井、测试等资料发现，当地层含气时，声波时差常常异常增大，导致用岩心刻度测井法计算的孔隙度偏大。因此需将两种方法结合使用，才能计算得到较准确的孔隙度。
将松南气田岩心分析孔隙度、渗透率进行交会，发现基质孔隙度与基质渗透率对数之间存在良好的线性关系，因此可建立孔渗之间的数理统计公式，利用孔隙度计算基质渗透率。
根据国内外专家的研究，在复杂储层中，阿尔奇公式中胶结指数m不是一个固定值，研究中应用岩电结构理论建立了研究区岩电结构系数与岩电实验m值的关系，得到利用岩电结构系数计算m值的方法，进而利用阿尔奇公式计算饱和度［16］。
结合定量参数和研究区测试成果，建立了研究区定量评价标准，综合对火山岩储层评价各个环节的研究，形成了适用于松南气田的火山岩储层测井评价综合技术，编制了相应的测井评价程序，在该区的实际应用中，与测试成果的符合率在85％以上。
1）通过不同岩性测井响应规律的研究认为常规测井可以反映岩性大类，成像测井反映岩石结构，利用4种数据挖掘技术建立岩性大类识别模型，与常用的交会图版法进行比较，优选决策树模型作为研究区岩性大类识别工作的辅助工具；结合电成像测井分析岩石的结构，可对岩石较精细定名。研究区火山岩岩相和测井响应特征之间有较好的对应关系，可利用测井资料划分火山岩岩相。
2）通过分析常规测井、成像测井资料对储层的响应，建立了利用测井资料识别火山岩储层的方法。对研究区不同流体的测井响应进行研究，发现双侧向幅度差异能指示流体性质，综合利用孔隙度测井组合法和视地层水电阻率法，建立交会图版，可区分气层、气水同层、水层。
3）对研究区孔隙度、渗透率、饱和度参数的定量计算方法进行了研究，结合研究区测试资料，建立了松南气田定量评价标准。
4）通过对储层测井评价各个环节的研究，形成了火山岩储层测井综合评价技术，在松南气田的实际应用中取得了较好的效果，对解决其他区域火山岩测井评价问题有一定的借鉴意义。
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