大北地區巴什基奇克組致密砂巖氣儲層定量評價

賴錦，王貴文, 2，鄭新華，周磊，韓闖，吳大成，黃龍興，羅官幸

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大北地區巴什基奇克組致密砂巖氣儲層定量評價

賴錦1，王貴文1, 2，鄭新華3，周磊3，韓闖3，吳大成3，黃龍興4，羅官幸5

(1. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京102249；2. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；3. 中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒，841000；4. 中石油測井有限公司國際事業部，北京 102206；5. 中國石油新疆油田公司克拉瑪依采油二廠，新疆克拉瑪依，834000)

充分利用巖心、薄片和鉆測井等資料，對大北地區巴什基奇克組致密砂巖氣儲層的沉積相、成巖相和裂縫相特征進行研究。通過沉積微相、成巖相、裂縫相與物性分析或產能的標定與擬合從而分別形成各相的定量表征參數，再通過加權平均的方法建立巖石物理相的定量劃分標準。最后對大北202等井儲層巖石物理相進行定量劃分。研究結果表明：巴什基奇克組儲層沉積微相主要有扇三角洲前緣水下分流河道、河口壩和分流間灣以及辮狀河三角洲前緣水下分流河道、河口壩和分流間灣6種；根據成巖作用類型和強度并結合成巖綜合系數的計算可將儲層劃分為中等壓實中等膠結、中等壓實弱膠結、微裂縫和中等壓實溶解共4種不同成巖相；裂縫相則以高角度斜交縫和網狀縫相為主。在此基礎上通過三者的疊加與復合對儲層巖石物理相進行分類命名，劃分出辮狀河三角洲河口壩—中等壓實溶解—網狀縫相等多種不同的巖石物理相；氣層均對應于有利的巖石物理相帶，巖石物理相指數大于4的層段即可解釋為該致密砂巖儲層中的甜點發育帶。基于巖石物理相劃分是開展此類致密砂巖氣藏儲層成因機理分析乃至定量評價的有效途徑。

致密砂巖氣；巖石物理相；沉積相；成巖相；裂縫相；巴什基奇克組；大北氣田

致密砂巖氣藏是指儲集于低孔隙度(小于10%)和低滲透率(小于0.1×10?3μm2)砂巖中的非常規天然氣資源，通常其含氣飽和度低(小于60%)，含水飽和度高(大于40%)，依靠常規技術難以開采，但在一定經濟和技術措施下可獲得工業天然氣產能[1?2]。在常規天然氣儲量不斷遞減的今天，作為非常規能源的致密砂巖氣，其巨大的資源潛力和較大的規模儲量無疑是對能源缺口的重要補充，因而受到廣泛關注[3?4]。目前，眾多學者基于不同的研究對象和角度提出了各具特色的致密砂巖氣藏分類方案[1, 5?7]，如致密砂巖氣甚至深盆氣[8]、盆地中心氣[9]、連續氣[10]和根源氣[7]等，但總體上它們均具有大面積普遍含氣、浮力作用有限、氣水關系復雜、地層壓力異常和分布不受構造控制的共同特征[7, 11]。此外，該類氣藏儲層通常還具有巖性致密、分布面積廣、埋藏深度大、成巖作用強度高、物性差、孔隙結構復雜和非均質性強等特點[12?13]。致密砂巖氣藏由于儲層物性差，天然氣富集程度主要受“甜點”控制，呈現出普遍含氣、甜點富氣的特點[5]，即致密背景中的相對高孔隙率及裂縫孔隙型富氣優質儲層控制了天然氣的富集和高產[14]。因此，致密化背景上的“甜點”預測成為致密砂巖氣藏勘探和開發的重中之重[15?16]。研究表明，構造、沉積相和成巖相對致密砂巖氣藏有效儲層的形成均有較大影響[17]，儲層“甜點”的發育是沉積、成巖和構造運動等因素綜合作用的結果[18]，而儲層巖石物理相則正是此三者對儲層改造效應的綜合體現[19]。由于巖石物理相分類集中體現出儲層巖性、物性、孔隙結構和測井響應對儲層質量的控制作用[20]，因此，巖石物理相是控制儲集層“四性”關系和測井響應特征的主導因素[21]，對儲層巖石物理相進行研究是儲層表征及深化認識其非均質性的必然結果和要求[22]。巖石物理相由于強調從儲層成因機制角度認識儲集層從而評價儲集層對油氣的控制作用，因此，巖石物理相是微觀尺度上控制油氣水分布的最重要因素[23]。對儲層巖石物理相展開研究，能夠在致密砂巖儲層中篩選其“甜點”的分布[20?21]，并使得定量研究沉積、成巖和構造作用對儲層的綜合影響成為可 能[24]。本文以典型的深層背斜構造圈閉型致密砂巖氣藏——塔里木盆地庫車坳陷大北氣田下白堊統巴什基奇克組為例[1]，充分利用巖心、薄片和鉆測井資料，從沉積、成巖和構造作用方面對該致密砂巖氣藏儲層進行綜合分析，劃分出不同儲層沉積微相、成巖相和裂縫相類型。在此基礎上通過三者的疊加與耦合實現巴什基奇克組儲層巖石物理相劃分與定名，再通過沉積微相、成巖相與裂縫相與相應的物性分析或試氣資料的標定，分別考慮不同的沉積微相、成巖相和裂縫相對儲層物性或產能的影響，由此形成各相與儲層質量的定量匹配關系；根據三者對氣藏甜點發育影響的重要程度分別賦予不同的權重，最后通過三者疊加即加權平均的方法形成不同巖石物理相的定量表征方法。并以大北202井為例，通過對其縱向上的巴什基奇克組儲層巖石物理相進行定量劃分。

1 區域地質概況

庫車坳陷自海西晚期晚二疊世開始發育，經歷了多期次構造運動疊加、在古生代被動大陸邊緣基礎之上發育起來的中、新生代疊合前陸盆地，面積約28 500 km2[25]。根據庫車坳陷構造變形特點及形成時代，可將其自北而南分為北部單斜帶、克拉蘇—依奇克里克構造帶、拜城凹陷、陽霞凹陷、烏什凹陷、秋里塔格構造帶和南部斜坡帶“四帶三凹”共7個二級構造單元[25?26]，見圖1。大北地區所處的克拉蘇構造帶油氣成藏地質條件優越，緊鄰拜城生烴凹陷，且發育優質的儲蓋組合，具有良好的油氣勘探前景和潛力。大北氣田是繼克拉2和迪那2大氣田發現并建成投產后庫車深層巴什基奇克組致密砂巖儲層中又相繼發現的儲量超1 000億m3的大型致密砂巖氣田[27]。研究區白堊系上統缺失，下統由卡普沙良群(K1kp)和巴什基奇克組(K1bs)組成，卡普沙良群自下而上又可分為亞格列木組(K1y)、舒善河組(K1s)和巴西蓋組(K1b)[28]，巴什基奇克組與下伏巴西蓋組整合接觸，與上覆古近系則呈角度不整合接觸[29]。庫車坳陷巴什基奇克期北山南盆的沉積古地理格局決定了其物源主要來自于南天山造山帶，坳陷北部發育的多個扇體在平面上相互連接而疊置成多個物源出口，從而形成大面積分布的穩定砂體，構成一套優質天然氣儲層[30]。總體上，巴什基奇克組沉積以氧化寬淺型湖泊三角洲體系為主，沉積相分異主要體現在縱向上[31]，根據沉積旋回可將其自上向下可劃分為3個巖性段，其中巴三段為扇三角洲前緣亞相，巖性粒度相對較大，出現含礫砂巖和砂礫巖，而巴二段屬于辮狀河三角洲前緣亞相，巖性主要是褐色中—細砂巖夾薄層泥巖，巴一段均遭剝蝕[29?31]。

圖1 庫車前陸盆地構造區劃及研究區位置(據文獻[30]修改)

庫車油氣系統的烴源巖是中下侏羅統和中上三疊統的湖沼相泥巖和煤系，平均厚度達600 m，具有較強大的生烴潛力。廣覆式高生烴強度的煤系烴源巖全天候生烴且連續不斷供氣為大型致密砂巖氣藏的形成奠定了堅實的資源基礎[32?33]。上覆的下第三系庫姆格列木群巨厚的膏鹽層及泥巖是優質的區域蓋層[34]，巴什基奇克組儲層厚度大，分布較穩定，為大型致密砂巖氣田的形成提供了良好的儲集空間[33]。氣藏圈閉以成排成帶的背斜構造圈閉為主，為典型構造型致密砂巖氣藏，天然氣分布在背斜高部位，具高溫、高壓、高產和高豐度的特征，優質儲層及裂縫發育程度控制天然氣富集[5, 33]。研究表明：大北地區巴什基奇克組儲層沉積微相類型多樣，且儲層在地質歷史時期經歷了多期次構造運動變革和強烈的成巖作用改造，總體上表現出沉積微相變化快、成巖演化復雜(目的層埋深變化大)和構造擠壓作用強的特點，儲層物性除受深部儲層特有的埋深影響外(普遍大于5 km)，主要還受構造、沉積相和成巖相的控制[35?36]，因此，對該類儲層沉積微相、成巖相和構造作用進行研究，即對其巖石物理相進行劃分并建立相應的定量表征方法是揭示其成因機理并對其進行定量評價的有效途徑。

2 巴什基奇克組儲層巖石物理相劃分

現今的儲層巖石物理相是形成于一定沉積環境的沉積物經歷成巖和后期構造作用改造之后而所呈現的綜合面貌。目前劃分儲層巖石物理相的方法有多種，概況起來主要包括模糊聚類法[37]、疊加法[38]、主成分判別法[39]、灰色系統理論法[22]、流動帶指標(ZI)法或儲集層品質指數(QI)法[40]以及測井資料法[41]等。

通常沉積相是形成低滲透儲層的基礎，對儲層質量具有較強的先天控制作用，并決定了后期成巖作用的類型和強度；成巖相則通過控制儲層的致密化程度從而影響現今氣藏成分；構造作用則一般通過構造擠壓或產生裂縫將致密砂巖儲層改造成低孔低滲或者低孔高滲儲層[42]。由于巖石物理相的內涵是沉積因素、成巖因素和構造因素的互動作用，對大多儲集層而言，構造對儲層物性的影響主要體現在裂縫發育上，即構造作用對儲層改造的主要物質表現是裂縫的發 育[19, 43]。一般地，沉積作用控制了原始儲層質量并決定了隨后的成巖作用類型和強度，也影響著后期構造裂縫發育的程度；而埋藏史影響著成巖作用及其演化歷程，同時裂縫的發育也對溶蝕等成巖作用產生影響。當然，沉積和成巖作用又對裂縫的發育程度產生影 響[43]，因此，巖石物理相主要控制因素為沉積相、成巖相和裂縫相。巖石物理相綜合的劃分與定名應采用三類相的疊合原則，即沉積相+成巖相+裂縫相[43?44]，這樣，不僅能將控制儲層發育的沉積相、成巖相和裂縫相三大主控因素均予以考慮，而且可以充分賦予巖石物理相地質“相”的涵義，使它既能反映儲層的巖石物理特征，又能體現出形成的環境，并且與巖石物理相從儲層成因機理評價與認識儲集層的深刻內涵相符合，從而使其真正具備預測功能，以便更好地預測致密砂巖氣藏儲層的“甜點”發育帶，而不僅僅是反映儲層巖石物理特征或流體滲流特征，這也是巖石物理相與流動單元的本質區別[40, 45]。

以下對研究區巴什基奇克組儲層的沉積相、成巖相和裂縫相特征進行研究，在此基礎上通過三者的疊加與復合來實現其巖石物理相的綜合劃分與命名。

2.1 儲層沉積相特征

研究表明，盡管致密砂巖儲層一般都經歷了復雜的成巖演化歷史，但成巖作用對儲層的致密化程度起決定作用，然而，沉積環境依然是控制致密砂巖儲層形成的基本因素[16]。在沉積微相尺度上，不同的沉積微相對應著不同的水動力條件，水動力的差異將導致沉積物粒度、礦物成分和結構等發生變化從而影響砂巖在成巖演化過程中原生孔隙的保留程度或次生孔隙的形成[17]。Morad等[46]認為由于不同沉積微相形成的沉積物具有不同的成巖作用特征和孔隙演化史，沉積微相對儲層質量具有較強的先天控制作用。

大北地區巴什基奇克組沉積早期由于強烈的構造沉降導致其以扇三角洲粗碎屑沉積體系為主，沉積中晚期由于構造沉降基本停止，地形差降低，輸入坳陷的沉積物粒度變小，其沉積體系演化為以辮狀河三角洲前緣為主[35]，在縱向上相互疊置、平面上連片分布的辮狀河三角洲以及扇三角洲水下分流河道、河口壩砂體為其主要的成因砂體類型，構成了良好的天然氣儲集空間[47]。干旱、炎熱的古氣候環境導致巴什基奇克組巖性以紅褐色、褐色中、細砂巖夾少量褐色泥巖為主，水下分流河道砂體總體具正韻律，可見板狀、槽狀交錯層理，河道底部或可見沖刷面；河口壩砂體則以反韻律為主要特征，可見平行層理和交錯層理，粒度比河道砂體的小且分選較好；分流間灣沉積微相則以泥巖為主，發育水平層理和波狀層理。此外，巴三段發育的扇三角洲前緣沉積體系(圖2(a))主要以其粗碎屑沉積特征(巖性以含礫砂巖、砂礫巖為主)與而巴二段辮狀河三角洲前緣沉積體系相區分(圖2(b))。

(a) 大北101井巴什基奇克組扇三角洲前緣沉積體系沉積微相特征；(b) 大北6井巴什基奇克組辮狀河三角洲前緣沉積體系沉積微相特征

2.2 儲層成巖相特征

致密砂巖氣藏最基本的特征是儲層致密、物性差，這主要是致密砂巖氣藏儲層在地質歷史時期一般都經歷了不同類型和強度的成巖作用改造，后期成巖作用的強烈改造直接導致了現今的儲層微觀孔隙結構格局，是除沉積相之外的導致儲層致密、低孔特低滲的另一個重要原因[48]。因此，在一定的沉積環境的基礎上，成巖作用控制了儲層致密化程度，儲層的成巖演化過程和孔隙演化史則控制了現今氣藏的分布[5]。只有在沉積環境分析的基礎上深入了解成巖相對致密砂巖儲層的控制作用，并同時了解這2種作用的機理和共同作用結果，才能更有效地對致密砂巖儲層進行綜合評價和對有利發育區帶進行預測[16]。

成巖相是沉積物在特定的沉積和物理化學環境中，在成巖與流體、構造等作用下經歷一定成巖作用和演化階段的產物，是現今儲層巖石顆粒、膠結物、組構、孔洞縫等特征的綜合反映，通過成巖相的研究能更進一步地確定與儲集性能直接相關的有利成巖儲集體，從而能更有效地指導油氣勘探[49?51]。目前雖無統一的成巖相分類命名方案，但由于成巖相反映了儲集體經歷多期次、多類型成巖作用改造疊加后而呈現的一個最終狀態[52]，且本次研究考慮到大北地區巴什基奇克組儲層成巖礦物類型方面較單一(以方解石為主)，且儲層普遍具有鈣質膠結程度普遍高、溶蝕孔和微孔隙發育的特點，不同成巖相的差別主要體現在成巖作用的類型和強度上，因此，主要根據控制沉積物孔隙形成與演化成巖作用的類型和強度來劃分不同的成巖相。本文在分別計算視壓實率(反映壓實作用強度)、視膠結率(反映膠結作用強度)和視微孔隙率(反映微孔隙含量)[50]的基礎上，通過成巖綜合系數法來劃分不同的成巖相，且主要通過對主要成巖作用的強度及其組合對不同成巖相進行命名，如中壓實—弱膠結—強溶解相等[50, 53]。

根據大北101、大北102和大北104等井的56塊鑄體薄片的計算結果，所得巴什基奇克組儲層成巖相定量劃分標準見表1，巖相劃分見圖3。從表1可見：巴什基奇克組儲層視壓實率主要介于20.39%~80.49%，平均為58.93%，符合本區壓實作用強度中等的特征[35]；而視膠結率介于2.44%~60.98%，平均為24.87%，體現出中等到弱的膠結作用特征；視微孔隙率介于10.16%~98.79%，平均為79.90%，體現出其微孔隙率較高的特征。由此通過式(1)計算的成巖綜合系數介于0.05%~4.18%，平均為0.75%。

表1 巴什基奇克組儲層成巖相定量劃分標準

注：括號內數據為平均值。

(a)中等壓實中等膠結相，顆粒點—線接觸為主，少見顆粒變形和定向排列，保存有較多原生孔隙，大北101井，5 793.0 m，鑄體薄片單偏光，×100；(b) 中等壓實弱膠結相，顆粒之間保存有大量原生孔隙，大北101井，5 900.9 m，鑄體薄片單偏光，×100；(c) 微裂縫相，且沿裂縫發生的溶蝕作用，大北101井，5 801.06 m，鑄體薄片單偏光，×100；(d) 中等壓實溶解相，粒間溶孔及溶蝕縫，大北101，5 801.22 m，鑄體薄片單偏光，×100

根據自生礦物公布形成順序、黏膜土礦物組合和成巖作用類型及特點，參照SY/T 5477—2003中華人民共和國石油天然氣行業關于碎屑巖成巖階段的劃分標準，表明大北地區巴什基奇克組儲層經歷同生成巖階段以及早成巖A期和B期，現今處于中成巖階段A期。巴什基奇克組儲層典型的成巖演化序列為：壓實作用→早期方解石、石膏膠結→黏膜土膠結→構造抬升接受表生溶蝕和膠結作用→石英次生加大、方解石膠結作用→油氣充注→長石、巖屑溶蝕→晚期方解石膠結→構造擠壓產生裂縫。

在對大北地區巴什基奇克組58.89 m巖心觀察、267塊鑄體薄片、65塊陰極發光、47塊掃描電鏡和15個X線衍射等資料分析與鑒定的基礎上，結合上述成巖綜合系數的計算結果，將大北地區巴什基奇克組儲層劃分為中等壓實中等膠結相(圖3(a))、中等壓實弱膠結相(圖3(b))、微裂縫(圖3(c))和中等壓實溶解相(圖3(d))共4種不同成巖相，各成巖相具有不同的成巖作用組合和儲層孔隙發育特征(表1)。需要說明的是：此次劃分微裂縫成巖相主要考慮到薄片鏡下觀察到眾多的成巖微裂縫(寬度通常小于0.1 mm，肉眼不能夠識別)，主要是由剛性顆粒的破裂而形成，這里將顆粒的破裂作用當作一種廣義的成巖作用考慮，并以此特征與區域發育的裂縫系統以及裂縫相劃分區分。

綜合利用由薄片計算所獲得的成巖綜合系數實現了巴什基奇克組儲層成巖相的定量劃分，但由于大北地區巴什基奇克組儲層埋藏較深，考慮到取心技術和成本，取心井和取心井段是有限的，由巖心或薄片所獲得成巖相均是有限的、不連續的。要將成巖相的研究由點向線和面上拓展，得到成巖相的剖面和平面展布規律從而對儲層進行連續綜合評價，就必須依賴作為地下地質信息載體的測井資料[49,54]。依據不同成巖相的成巖作用類型和強度不同所導致的儲層物性和孔隙結構特征的差異及其對測井響應特征的影響，即可以利用常規測井資料來連續定量識別成巖相[55]。本研究考慮到所劃分的成巖相主要依據薄片鑒定統計而得出的與孔隙發育有關的各種參數，主要選取孔隙度曲線組合通過回歸分析來連續定量識別評價儲層成巖 相[56]，由此擬合得到的綜合成巖系數g與孔隙度or的相關方程為

相關系數2=0.621 9。

2.3 儲層裂縫相特征

裂縫相為裂縫性儲層內部對流體流動起控制作用的裂縫系統的組合，通常可由裂縫產狀、長度、密度、視孔隙度和開度等特征來表征[43, 57]。本次研究主要根據對流體滲流的影響很大的裂縫開啟封閉性、裂縫密度、裂縫產狀、裂縫長度和裂縫孔隙度等參數，將巴什基奇克組儲層裂縫相級別由高到低分為網狀縫、高角度斜交縫、低角度斜交縫和近水平縫4種。

從構造區劃上來看，大北地區所處的克拉蘇構造帶為南天山山前的第二排構造帶(圖1)，是應力集中的地區，也是裂縫的主要發育帶[58]。事實上，大北地區巴什基奇克組儲層裂縫非常發育，除成巖微裂縫外，宏觀構造裂縫以高角度裂縫為主，尤其是晚期構造破裂所形成的裂縫基本未被充填，一般延伸較長，沿裂縫常伴有溶解現象，裂縫平均密度為0.6~4.0條/m，與規模較小、對儲層改造相對有限的成巖微裂縫相比，天然構造裂縫的異常發育為這種致密砂巖儲層的高產提供了基礎[25, 35]。

巖心觀察以及電成像測井解釋結果表明：大北地區巴什基奇克組儲層裂縫相以高角度斜交縫(圖4(a))和網狀縫(圖4(b))為主(裂縫角度70°以上，且裂縫密度也較高，基本上1 m之內看到3條以上)，局部出現低角度斜交縫相和近水平縫相。

(a) 大北104井高角度斜交縫；(b) 大北202網狀縫

2.4 儲層巖石物理相分類命名

在分別對巴什基奇克組儲層沉積微相、成巖相和裂縫相單獨劃分的基礎上，可通過三者疊加來實現儲層巖石物理相的分類命名，并形成相應的儲層巖石物理相的定量劃分標準。巴什基奇克組儲層沉積微相類型主要有扇三角洲分流河道、河口壩和分流間灣以及辮狀河三角洲水下分流河道、河口壩和分流間灣6種；成巖相類型則劃分出中等壓實中等膠結相、中等壓實弱膠結相、微裂縫和中等壓實溶解相4種；裂縫相主要是高角度斜交縫和網狀縫相，局部出現低角度斜交縫和水平縫相。按此方案可將巴什基奇克組儲層劃分出辮狀河三角洲水下分流河道—中等壓實溶解—高角度斜交縫、辮狀河三角洲河口壩—中等壓實溶解—網狀縫相等多種不同類型的巖石物理相。

3 巴什基奇克組儲層巖石物理相定量表征方法

考慮到根據上述方案劃分的儲層巖石物理相類型可能較多，且存在地質概念的相對模糊性這一缺陷，只局限于定性描述的范疇，沒有形成統一的定量評價指標，為此，本文結合測井、物性分析及試氣資料，首先通過不同沉積微相、成巖相與裂縫相與相應的物性資料或試氣產能數據的標定與擬合，分別形成各相與物性分析乃至產能的定量匹配關系，從而建立相應的定量表征參數，再根據三者對儲層“甜點”發育影響的重要程度分別賦予其不同的權值，由此通過計算三者的加權平均值從而形成巖石物理相的定量劃分 標準。

巖心常規物性分析結果表明：在沒有裂縫疊加作用的情況下，扇三角洲水下分流河道砂體物性最好，平均孔隙度為3.99%，平均滲透率為0.280 0×10?3μm2；辮狀河水下分流河道次之，平均孔隙度和滲透率分別為1.87%和0.070 0×10?3μm2；辮狀河三角洲河口壩再次之，平均孔隙度和滲透率分別為1.69%和0.070 0×10?3μm2；扇三角洲河口壩砂體物性較差，平均孔隙度為1.96%，平均滲透率為0.040 0×10?3μm2。物性最差的屬巖性以泥巖、粉砂質泥巖為主的分流間灣微相(圖5)。這與劉春等[35]研究所指出的儲層發育的有利微相主要是扇三角洲前緣水下分流河道、辮狀三角洲前緣水下分流河道、河口壩的研究成果基本一致。而由以上結果可以看出：總體上，沉積微相對巴什基奇克組儲層物性的控制不明顯，除分流間灣泥巖外，其他各沉積微相之間物性差異不顯著。

圖5 巴什基奇克組不同沉積微相孔滲關系圖

不同成巖相對儲層質量的控制更明顯，見表1。中等壓實溶解相物性最好，平均孔隙度為6.29%，平均滲透率為0.187 7×10?3μm2；微裂縫相次之，平均孔隙度為3.83%，平均滲透率1.288 0×10?3μm2；中等壓實弱膠結相再次之，平均孔隙度為3.19%，平均滲透率0.045 7×10?3μm2；中等壓實中等膠結相最差，平均孔隙度為2.37%，平均滲透率為0.032 9×10?3μm2(見圖6)。

圖6 巴什基奇克組不同成巖相孔滲關系圖

由圖5和圖6可知：裂縫或是微裂縫對于改善巴什基奇克組致密儲層的孔滲性能(尤其是滲透率)效果非常顯著。而根據實際的試氣資料，產能指數(即單位壓差下每1 m深度之內的天然氣日產量)隨著裂縫密度、裂縫長度、裂縫孔隙度和裂縫寬度(以上4個參數可在Geoframe軟件Export Fracture Channel模塊中計算得到)的增大上升明顯，說明高角度斜交縫與低角度斜交縫相比產能較高，網狀縫較之斜交縫和水平縫產能更高。

根據上述巖石物理相各控制因素對應物性和試氣資料的標定，可以分別對裂縫相、成巖相和沉積微相賦予不同權值來實現各個控制因素的定量評價。研究表明：儲集層品質指數(QI，即滲透率與孔隙度比值的平方根)能準確地反映儲集層孔隙結構和巖石物理性質的變化[42]，它可作為定量表征不同巖石物理相的最佳宏觀物性參數，因此，本文選取QI表征不同沉積微相、成巖相對致密砂巖儲層質量的控制作用。對于沉積微相QI平均值，分流間灣為0.029，扇三角洲河口壩為0.14，辮狀河三角洲水下分流河道為0.15，辮狀河三角洲河口壩為0.18，扇三角洲水下分流河道為0.27。若將分流間灣QI賦值為1.00，則扇三角洲河口壩為4.83，辮狀河三角洲水下分流河道為5.17，辮狀河三角洲河口壩為6.21，扇三角洲水下分流河道為9.31。對于成巖相，同樣以歸一化之后QI對其進行賦值，如將物性最差的壓實中等膠結相賦值為1.00，則中等壓實弱膠結為1.02，中等壓實溶解相為1.47，而微裂縫相為4.90。對于裂縫相，則主要從其對產能的控制角度出發，若將無縫層段賦值為1，則水平縫應為2，低角度斜交縫可為4，高角度斜交縫則應為6，而由于網狀縫產能最高，一般為無縫段的10倍以上，因此，將網狀縫賦值為10。

在以上不同沉積微相、成巖相和裂縫相定量指標形成的基礎上，考慮到三者對儲層物性或產能的影響可能不同，因此，將三者疊加之前應分別賦予一定的權重，通過求取其加權平均值(即分別將沉積微相、成巖相和裂縫相所賦的值分別乘以相應的權值再將三者相加)即得到不同巖石物理相的定量表征參數。研究表明：從巖石物理相對致密砂巖儲層“甜點”發育控制的角度考慮，裂縫相的貢獻占主要地位，成巖相次之，沉積微相的貢獻最小。因此，疊加并選取定量表征參數時應賦予裂縫相最大權值，對成巖相賦予足夠大的權值，而對沉積微相賦以較小權值。本文考慮到大北地區巴什基奇克組是背斜構造型裂縫發育致密砂巖氣藏，裂縫發育是“甜”點發育的主控因素，而有利的成巖相改造是“甜點”發育的另一重要因素。當然，“甜點”發育或多或少也受沉積微相的先天條件控制，因此，分別將裂縫相、成巖相和沉積微相對巖石物理相貢獻的權值分別賦為60%，30%和10%。在以上不同沉積微相、成巖相和裂縫相定量指標已確定且其權重也被準確賦予的基礎上即可實現該類致密砂巖氣藏儲層巖石物理相的定量劃分。如辮狀河三角洲水下分流河道—中等壓實溶解—高角度斜交縫巖石物理相的定量表征值為10%×5.17+30%×1.47+60%×6=4.56。同理，其他類型的巖石物理相定量表征參數，這里姑且稱之為巖石物理相指數，均可以按以上方法流程進行計算。

4 巴什基奇克組儲層定量評價

顯然，按照以上方法流程計算的儲層巖石物理相定量表征參數值越大，表明控制該類致密砂巖儲層“甜點”形成的沉積、成巖和構造條件越有利。為了驗證該方法的有效性和尋找巴什基奇克組儲層中受巖石物理相控制的“有效儲滲體”[13]的分布，此次研究以大北202井為例，通過對該井巴什基奇克組(巴二段)儲層縱向上的沉積微相、成巖相和裂縫相的單獨劃分，按照上述方法流程計算縱向上連續分布的巖石物理相指數，見圖7。從圖7可以看出：同一種類型巖石物理相具有相同的巖石物理相指數F，而不同的巖石物理相其F不同，巖石物理相受沉積微相先天條件的約束(巖石物理相指數高的相帶多形成于有利的沉積微相帶，如辮狀河三角洲水下分流河道，分流間灣處的巖石物理相指數較低)，同時巖石物理相也受成巖相和裂縫相(尤其是裂縫相)后天因素的改造，最高的儲層巖石物理相指數通常是在有利的沉積微相的基礎上經過有利成巖改造和晚期構造破裂形成的裂縫疊加作用的結果，對應著高產儲層的發育[29]。結論表明：氣層均對應于巖石物理相指數較高的層段(平均大于4)，反之，巖石物理相指數較低的層段，試氣結論或測井解釋結論多為干層(如圖7中的第1，4和8干層)。因此，圖7中滿足巖石物理相指數F＞4的層段，即可解釋為該致密砂巖氣儲層中的“甜點”，由此說明巖石物理相是從微觀尺度上控制油氣藏儲層的非均質性和含油氣性的最重要因素[23]。

圖7 大北202井巴什基奇克組巴二段儲層巖石物理相定量劃分(第1,4和8層為干層，其他層均為氣層)

與大多數致密砂巖氣藏類似，大北地區巴什基奇克組深層背斜構造型致密砂巖氣藏具有埋藏深、物性差以及自然產能低的特征，儲層非均質性程度以及天然氣的分布富集和高產主要受裂縫相、沉積相和成巖相3種因素即巖石物理相帶的控制。總體而言，裂縫相對巴什基奇克組致密砂巖氣的“甜點”發育貢獻較大，成巖相次之，沉積微相的貢獻較小，該致密砂巖氣藏甜點發育帶對應于有利的裂縫相、成巖相和沉積相的耦合帶即有利的巖石物理相發育帶。

5 結論

1) 巴什基奇克組沉積早期以扇三角洲粗碎屑沉積體系為主，沉積中晚期以辮狀河三角洲前緣為主，進一步可劃分為水下分流河道和河口壩等沉積微相。

2) 在分別計算視壓實率、視膠結率和視微孔隙率的基礎上，結合成巖綜合系數的計算結果，將儲層劃分為中等壓實中等膠結相、中等壓實弱膠結相、微裂縫和中等壓實溶解相共4種成巖相，并通過選取3個孔隙度測井曲線組合利用多元線性回歸定量識別儲層成巖相。

3) 大北地區巴什基奇克組儲層裂縫相以高角度斜交縫和網狀縫為主，局部出現低角度斜交縫相和近水平縫相。

4) 在分別對儲層沉積微相、成巖相和裂縫相單獨劃分的基礎上，通過三者的疊加與合實現儲層巖石物理相分類命名，由此劃分出辮狀河三角洲河口壩—中等壓實溶解—網狀縫等多種巖石物理相。

5) 通過沉積微相、成巖相與裂縫相與相應的物性資料或試氣產能資料的標定與擬合，分別形成各相與物性分析乃至產能的定量匹配關系，通過加權平均的方法建立了巖石物理相的定量劃分標準。

6) 巖石物理相指數F＞4的層段，可解釋成該致密儲層的“甜點”區，基于巖石物理相劃分是進行致密砂巖氣藏儲層成因機理分析及其定量評價的有效 途徑。

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(編輯 陳燦華)

Quantitative evaluation of tight gas sandstone reservoirs of Bashijiqike formation in Dabei gas field

LAI Jin1, WANG Guiwen1, 2, ZHENG Xinhua3, ZHOU Lei3, HAN Chuang3,WU Dacheng3, HUANG Longxing4, LUO Guanxing5

(1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, CNPC, Korla 841000, China;4. International Department of China Petroleum Logging Co. Ltd., Beijing 102206, China;5. Xingjiang Kelamayi No.2 Production Plant, China Petroleum Xinjiang Oil Field Corporation, Kelamayi 834000, China)

The sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies of tight gas sandstone reservoirs of Lower Cretaceous Bashijiqike Formation in Dabei area were studied by making full use of core observation, thin sections, logging and drilling data. By analysis of the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies, actual property analysis results and gas testing results, the quantitative characterization method of each facies was formed by the method of weighting average in this way, and the weighted value for sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies was given considering the three facies’ properties and gas productivity of Bashijiqike formation tight gas sandstone reservoirs,so the quantitative division and characterization standard of reservoir petrophysical facies could be built up in this way. The Well Dabei 202 was chosen to verify the effectiveness of the method. Firstly, the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies of Bashijiqike Formation in this well were divided respectively, and then the petrophysical facies were divided and the quantitative characterization parameter were calculated. The results show that the Bashijiqike formation occurred in the sedimentary facies zone of fan delta to braided delta front subfacies, of which the sedimentary micro-facies can be divided into underwater distributary channel,mouth bar and underwater distributary bay. The diagenetic facies of Bashijiqike formation can be divided into 4 types, i.e. middle compaction middle cementation, middle compaction weak cementation, middle compaction corrosion and micro-fracture diagenetic facies.While the fracture facies of Bashijiqike formation are mainly composed of network fracture, high-angle fracture and low angle fracture together with horizontal fracture appeared in local layers. Then the petrophysical facies can be divided through the superimpositions and coupling of the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and tectonic facies, and many types of petrophysical facies of Bashijiqike formation such as braided delta front mouth bar-middle compaction corrosion-network fracture are divided in this way. The gas reservoirs with high productivity are mainly corresponded to the favorable petrophysical facies. The layer with petrophysical facies parameter higher than 4 can be interpreted as the development zones of sweet spots. Petrophysical facies control the heterogeneity and oil-gas-bearing possibility of tight gas sandstone reservoirs on the microscopic scales, and the method to classify reservoir based on the division of petrophysical facies is an efficient way to revelation of reservoir genesis mechanism and quantitative evaluation of tight gas sandstone reservoirs.

tight sandstone gas; petrophysical facies; sedimentary facies; diagenetic facies; fracture facies; Bashijiqike formation; Dabei area

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.06.041

TE122.22

A

1672?7207(2015)06?2285?14

2014?05?01；

2014?07?26

國家大型油氣田及煤層氣開發科技重大專項(2011ZX05020-008)；國家自然科學基金資助項目(41472115)(Project (2011ZX05020-008) supported by the Country's Largest Oil and Gas Fields and Coal Seam Gas Development of Major National Science and Technology; Project (41472115) supported by the National Science Foundation of China)

賴錦，博士研究生，從事沉積學、儲層地質學與測井地質學研究；E-mail：sisylaijin@163.com