基于儲層質量主控因素分析的CZ因子構建及優質儲層預測
——以瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組為例

孟祥超，蘇 靜，劉午牛，李亞哲，王海明，尹繼堯，謝宗瑞，王力寶

(1.中國石油杭州地質研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油新疆油田分公司 勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000 )

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基于儲層質量主控因素分析的CZ因子構建及優質儲層預測
——以瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組為例

孟祥超1，蘇 靜2，劉午牛1，李亞哲1，王海明2，尹繼堯2，謝宗瑞2，王力寶1

(1.中國石油杭州地質研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油新疆油田分公司 勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000 )

在明確泥質體積分數、粒度為準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組低孔低滲砂礫巖儲層質量主控因素基礎上，結合儲層—測井資料，構建儲層評價因子CZ，利用常規測井曲線判別砂礫巖儲層質量(儲集空間、滲流能力)；根據儲層—測井—地震資料，在波阻抗反演基礎上，利用儲層評價因子CZ進行地質統計學模擬儲層反演，預測百口泉組優質儲層的平面展布范圍.結果表明，Ⅰ類儲層CZ>8，儲層質量最優，主要分布于瑪132-瑪13井一線，平面上疊置連片；Ⅱ類儲層8>CZ>5，儲層質量較優，多圍繞I類儲層邊緣展布，主要分布于瑪15、瑪16、瑪133井一帶；Ⅲ類儲層5>CZ>2，儲層質量較差，主要分布于瑪154、瑪17井一帶.該預測結果在油田現場井位部署中應用效果良好，部署8口井，Ⅰ類、Ⅱ類儲層符合率分別為82%、85%.該方法為無核磁共振等特殊測井地區的低孔低滲砂礫巖儲層分類評價及預測提供新思路.

準噶爾盆地； 瑪湖凹陷； 泥質體積分數； 粒度； 儲層評價因子CZ； 地質統計學

0 引言

準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組為一套近源粗碎屑砂礫巖沉積[1-4]，深大斷裂溝通下伏下烏爾禾組、風城組烴源巖；扇三角洲前緣砂礫巖作為儲層,湖相—扇間泥巖、致密砂礫巖構成側向、頂底板遮擋，斷裂—不整合面作為運移通道,油氣在局部鼻凸中聚集成藏，具備大面積成藏背景，整體成藏條件優越.瑪湖凹陷斜坡區百口泉組的勘探始于瑪13井，自2011年在百口泉組試油獲工業油流以來，2011～2014年相繼部署系列探井、評價井，油氣顯示良好，多口井試油獲工業油流，并于2012～2014年相繼提交預測、控制和探明地質儲量.

“沉積相帶控制儲層物性”是準噶爾盆地西北緣砂礫巖儲層的主流認識，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組砂礫巖儲層是新疆油田勘探評價的重點領域.于興河等[5]分析沉積期古地形坡度、沉積機制對沉積相—巖相發育的控制作用，指出百口泉組砂礫巖儲層屬于牽引流—重力流共同控制的、水動力變化快的近源緩坡粗粒扇三角洲成因，優質儲層主要分布于扇三角洲前緣亞相水下分流河道微相沉積，以發育同級顆粒支撐礫巖相(Gcs)、槽狀交錯層理礫巖相(Gt)、板狀交錯層理礫巖相(Gp)、疊瓦狀礫巖相(Gi)及其共生巖相組合為典型特征.唐勇等[6]指出百口泉組為平緩斜坡背景下的淺水扇三角洲沉積，扇三角洲前緣有利儲層緊鄰瑪湖富烴凹陷，通油源斷裂溝通下伏油源，側翼及上傾方向有扇三角洲平原致密帶形成遮擋，且頂、底板泥巖封隔層發育，具備大面積成藏的宏觀地質背景.馮沖等[7]分析沉積相帶—油氣充注程度—異常高壓帶配置，指出瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組靠近富烴凹陷的扇三角洲前緣有利儲集相帶多為異常高壓發育帶，且異常高壓分布與油氣充注程度相關性好，油氣充注是瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組異常高壓形成的主要因素.

人們分別從搬運機制、古地形坡度、巖相組合、區域成藏要素配置、油氣充注程度、有利儲集相帶與異常高壓發育帶配置等方面，研究瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組扇三角洲沉積成因，以及扇三角洲前緣有利儲集相帶大面積成藏的原因.在百口泉組低孔低滲儲層，在相同的斷裂、鼻狀構造、側向—頂底板隔層等其他成藏條件背景下，相同沉積微相的儲層物性、含油性差異顯著，如在相同的儲層厚度條件下，孔隙度差異達到5%～6%；日產油最高為30～40 t/d，最低為2～3 t/d.在明確百口泉組儲層質量主控因素基礎上，結合儲層—測井資料，利用常規測井曲線構建儲層評價因子CZ，進而結合測井—地震資料，完成優質儲層平面展布預測，為砂礫巖復雜儲層分類評價及預測提供指導.

1 地質概況

瑪湖凹陷是準噶爾盆地六大生烴凹陷之一，凹陷及其周緣是盆地最有利的油氣富集區.瑪湖凹陷西斜坡區西北接烏夏—克百斷裂帶，東南部與夏鹽凸起、達巴松凸起接壤，構造格局形成于白堊紀早期[1-3]，為東南傾的平緩單斜(見圖1(a))，局部發育低幅度平臺、背斜或鼻狀構造，斷裂較發育.瑪湖斜坡區地層發育較全，自下而上有石炭系，二疊系佳木河組、風城組、夏子街組和下烏爾禾組，三疊系百口泉組、克拉瑪依組和白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組和白堊系.其中二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系、侏羅系與白堊系為區域性不整合.其中目的層三疊系百口泉組與二疊系下烏爾禾組之間缺失上烏爾禾組，為角度不整合接觸.

目的層三疊系百口泉組主要以灰色、褐色砂礫巖、含礫泥質粉砂巖和泥質粉砂巖為主，夾灰褐色、褐色泥巖及砂質泥巖，地層厚度為130～240 m.主體屬扇三角洲粗碎屑砂礫巖沉積(見圖1(b)).

圖1 研究區構造位置及百口泉組綜合柱狀圖Fig.1 Regional structure and comprehensive histogram in T1b

2 儲層質量主控因素

瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組主要為砂礫巖儲層，“沉積相帶控制儲層物性”是該區百口泉組油藏的主流觀點[4-7].該觀點在勘探早中期的區帶優選中起到重要指導作用，隨勘探評價程度的深入，在相同的優勢沉積相帶背景下，砂礫巖儲層內部含油性、物性的差異日益明顯.在限定本區優勢沉積相帶扇三角洲前緣水下分流河道、孔隙型儲層(排除局部裂縫發育帶對儲層質量的影響)、儲層厚度一定條件下，砂礫巖儲層產能大小與滲透率K、平均喉道半徑r、孔隙度φ關系密切(見圖2).由圖2可見，砂礫巖儲層產能受儲層質量控制，而儲層質量不只受沉積相帶控制.在有利沉積相帶背景下，需要明確影響砂礫巖儲層質量的關鍵因素.

圖2 限定條件下日產液量與滲透率/平均喉道半徑、孔隙度關系Fig.2 Relation map of per-liquid output-K/mean throat radius and φ-K

砂礫巖的儲層質量與巖石學特征[8-11]之間存在內在聯系，巖石學特征是儲層質量的基礎.砂礫巖儲層質量與沉積作用(主要為泥質體積分數、粒度)、成巖作用(壓實—膠結作用)關系密切.

2.1 泥質體積分數

巖心觀察及鑄體薄片鑒定資料分析表明，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組泥質體積分數與儲層孔隙度、滲透率呈負相關關系(見圖3)，其中泥質體積分數—滲透率呈負相關關系(指數負相關)，明顯強于泥質體積分數—孔隙度的負相關關系(線性負相關)，在相同的泥質體積分數變化區間(1%～7%)，孔隙度由13%降至7%，滲透率從32.000×10-3μm2降至0.200×10-3μm2，即泥質體積分數對儲層孔隙度、滲透率有影響，但對儲層儲集性能的影響程度更大.在研究區泥質體積分數區間內，泥質體積分數升高，儲層儲集性能呈指數下降.

瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組油氣主要聚集在扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖體內，假定在相同有利相帶扇三角洲前緣水下分流河道、水動力淘洗背景下，水沿優勢滲流通道流動，導致水動力對孔隙內泥質的淘洗程度要強于對喉道間泥質的淘洗強度，最終儲層殘留的泥質主要集中在喉道空間內，隨著殘留泥質體積分數增加，喉道被分割成許多超微細喉道(見圖3和表1)，儲層平均孔喉半徑越小，束縛水增多，滲流能力顯著降低.

表1 不同泥質體積分數砂礫巖儲層質量參數Table 1 Parameters contrast of reservoir performance in diverse mud content sand-gravel reservoir

2.2 粒度

研究區百口泉組儲層段巖性粒級跨度較大，最粗礫徑為3～5 cm的中礫巖，最細達到細砂巖級，加之百口泉組沉積時古地形坡度較緩，扇三角洲前緣覆蓋范圍較大，水下分流河道延伸距離較遠.在相同沉積微相內部，由沉積物重力分異造成的粒度差異對研究區儲層質量的影響較大.

圖3 泥質體積分數對砂礫巖儲層質量影響關系Fig.3 Relation map of mud content to quality of sand-gravel reservoir

瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組儲層段巖性主要以砂質細礫巖、(含)細礫中礫巖和含礫(中)粗砂巖為主.在相同的沉積微相條件下，砂級儲層粒度與物性對比排序：含礫(中)粗砂巖>砂質細礫巖>(含)細礫中礫巖，孔隙度大于12%的儲層主要以含礫(中)粗砂巖為主，少量為砂質細礫巖；孔隙度小于10%的儲層主要以中礫巖、細礫中礫巖為主(見圖4).不同粒度儲層壓汞、工業CT[12]揭示的孔隙結構特征存在明顯不同(見圖5，數據來自中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室).

在假定相同的有利相帶扇三角洲前緣水下分流河道、河道搬運背景下，由于存在重力差異沉降，近物源處沉積粒度粗(中礫巖)，分選、磨圓差，且礫間孔隙多被母巖風化黏土等形成的泥質充填；同時，較差的分選/磨圓度、較高的泥質體積分數也加劇后期的成巖壓實減孔效應，最終導致粗粒級的中礫巖沉積現今殘留的儲集空間相對較少.隨著河流搬運距離的增加，至含礫粗砂巖沉積時，沉積物的分選、磨圓達到較優的程度，河道水動力、湖浪雙重淘洗作用將粒間孔隙內殘留的泥質淘洗得比較徹底；同時，較優的分選/磨圓度、較低的泥質體積分數也明顯抑制后期的成巖壓實減孔效應，最終在含礫粗砂巖沉積內保留較多的剩余粒間孔隙.

瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組整體為低孔低滲儲層[13-14]，雖然純砂巖儲層孔隙發育，但是微孔所占比例較多，裂縫欠發育，整體滲流能力和孔隙結構較差，大多需要壓裂改造；雖然礫巖儲層孔隙少，但是受壓實、擠壓應力改造而易形成壓碎縫[14].含礫中粗砂巖和砂質細礫巖結合是百口泉組最有利的儲層.

2.3 壓實—膠結作用

壓實作用為研究區百口泉組儲層主要的成巖減孔作用，壓實減孔量多大于25%(見圖6).參考研究區百口泉組儲層泥質體積分數、粒度的總體分布特征，劃分貧泥砂巖、貧泥砂礫巖、含泥砂巖、含泥砂礫巖和富泥砂礫巖等5種巖相類型，對比瑪湖凹陷西斜坡區不同泥質體積分數和粒度儲層的壓實減孔效應[15-17](見圖7).由圖7可以看出，在排除局部壓碎縫(樣品點①)、膠結(樣品點②)、溶蝕(樣品點③)作用(3種作用在研究區局部發育)條件下，泥質體積分數—粒度綜合指標可以反映百口泉組儲層的壓實減孔趨勢，自貧泥砂巖—貧泥砂礫巖—含泥砂礫巖—含泥砂巖—富泥砂礫巖方向，隨著埋深增加，孔隙度的減孔趨勢逐漸增強，富泥砂礫巖壓實減孔效應最強.

圖4 百口泉組儲層粒度—物性特征柱狀圖Fig.4 Relation map of granularity-physical characteristics in T1b reservoir

膠結作用對百口泉組儲層減孔作用相對較弱(見圖6(a))，且膠結物體積分數與泥質體積分數呈明顯的負相關關系(見圖6(b))，即可以用泥質體積分數反映百口泉組儲層的膠結強度.

因此，在影響瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組儲層質量的泥質體積分數、粒度、壓實作用、膠結作用因素中，儲層的壓實—膠結強度與泥質體積分數、粒度關系密切.泥質體積分數、粒度為儲層質量主要控制因素.

3 油氣勘探意義

瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組油藏勘探始于2011年，油藏類型以構造背景下的巖性油藏為主，具典型低孔低滲特征，儲層非均質性很強，油氣主要聚集在大套砂礫巖內薄層含礫粗砂巖、砂質細礫巖(厚度為0.3～8.0 m，平均為2.0～3.0 m)中，受限于地震資料分辨率，常規的地震波阻抗反演很難識別厚度較薄的優質儲層的平面及垂向展布.

3.1 儲層評價因子CZ

將研究區18口井、82個樣品點的泥質體積分數、粒度分別與孔隙度、滲透率交匯擬合，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組儲層粒度對孔隙度比較敏感(見圖8(a))，泥質體積分數對滲透率比較敏感(見圖8(b)).

通過常規三孔隙度測井計算能夠得到孔隙度，可以規定孔隙度為已知參數；無法通過常規測井曲線計算滲透率.百口泉組儲層樣品資料的滲孔比K/φ—孔喉半徑r、孔喉半徑—中子孔隙度CNL數據交匯擬合結果見圖9.由圖9可知，K/φ與r為正相關關系，r與CNL為負相關關系，K與φ/CNL為正相關關系；實際井數據擬合也證實K與φ/CNL正相關性較強，相關因數為0.813 8，即滲透率可以用φ/CNL參數間接反映.

圖5 百口泉組儲層粒度—孔隙結構特征Fig.5 Contrast of granularity and pore-structure feature in T1b reservoir

圖6 百口泉組壓實—膠結減孔評價及泥質—膠結物體積分數關系Fig.6 Cutporosity valuation of compaction-cementation and the relationship of mud content-cenment content

圖7 百口泉組不同泥質體積分數、粒度儲層的壓實減孔效應

重構儲層評價因子CZ：

CZ=φ(φ/CNL)×100,

式中：φ為儲集空間大小；φ/CNL為儲層滲透性強弱.

利用儲層評價因子CZ，能夠實現利用常規測井曲線對砂礫巖儲層質量(儲集空間、滲流能力)的判別.利用CZ建立的儲層分類模型，與核磁共振測井、FMI成像測井、孔隙度及取心資料匹配效果良好(見圖10).

圖8 百口泉組儲層孔隙度—粒度、滲透率—泥質體積分數關系Fig.8 Relationship of porosity-granularity and permeability-mud content in T1b reservoir

圖9 相帶—扇三角洲前緣水下分流河道百口泉組儲層交匯圖Fig.9 Relationship of K/φ-r,r-CNL and K-φ/CNL in T1b reservoir

圖10 瑪15井CZ因子儲層分類效果Fig.10 Effect contract of reservoir classification with CZ factor(well M15)

3.2 評價井位部署

在儲層—測井資料結合、構建CZ基礎上，以測井為橋梁，根據儲層—測井—地震資料，利用CZ在波阻抗反演基礎上進行地質統計學[16]模擬儲層反演，預測百口泉組優質儲層的平面展布范圍(見圖11)；論證部署評價井8口，鉆探結果與儲層預測結果吻合良好，Ⅰ類儲層符合率為82%，Ⅱ類儲層符合率為85%.

圖11 百口泉組地質統計學模擬反演平面及井位部署Fig.11 Plane map of reservoir inversion-well location with geological-statistics simulation in T1b

4 結論

(1)在限定優勢沉積微相條件下，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組儲層質量主要受泥質體積分數、粒度、壓實作用和膠結作用等四種因素控制，其中泥質體積分數、粒度為主要控制因素.

(2)粒度參數對儲層孔隙度比較敏感，泥質體積分數對儲層滲透率比較敏感，滲透率可以用(孔隙度/中子)參數間接反映.構建儲層評價因子，實現利用常規測井曲線對砂礫巖儲層質量(儲集空間、滲流能力)的判別.

(3)以測井為橋梁，結合儲層—測井—地震資料，利用儲層評價因子，在波阻抗反演基礎上進行地質統計學模擬儲層反演，預測百口泉組優質儲層的平面展布范圍.油田現場井位部署應用效果良好，為復雜砂礫巖儲層分類評價及預測提供思路.

致謝:得到中國石油新疆油田公司勘探開發研究院孫中春教授級高級工程師的指導和幫助.

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2015-04-20；編輯：任志平

中國石油“新疆大慶”科技攻關項目(HX132-41429)

孟祥超(1974-)，男，碩士，高級工程師，主要從事沉積儲層方面的研究.

TE122.2

A

2095-4107(2015)04-0001-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.04.001