基于巖石物理相的砂礫巖儲層分類評價——以準噶爾盆地瑪131井區塊百二段為例

單　祥　陳能貴　郭華軍　唐　勇　孟祥超　鄒志文　徐　洋

(1.中國石油杭州地質研究院　杭州　310023；2.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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基于巖石物理相的砂礫巖儲層分類評價
——以準噶爾盆地瑪131井區塊百二段為例

單祥1陳能貴1郭華軍1唐勇2孟祥超1鄒志文1徐洋1

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

摘要勘探實踐表明，準噶爾盆地瑪北斜坡主力油層段百二段砂礫巖儲層非均質性強，孔隙結構差異大，需要綜合影響儲層的各種地質因素對其進行分類評價。利用巖芯、薄片、鉆測井、物性、工業CT等資料，對準噶爾盆地瑪北斜坡瑪131井區塊百二段砂礫巖儲層沉積相、成巖相、裂縫相特征進行了研究，在此基礎上分析了百二段儲層巖石物理相，并基于巖石物理相對儲層進行分類評價，預測有利儲層發育區。通過沉積微相、成巖相的疊加聚類，對研究區百二段砂礫巖儲層巖石物理相進行分類，劃分出水下分流河道—不穩定組分溶蝕等巖石物理相；按照沉積相、成巖相對儲層孔隙結構的建設與破壞作用歸納出3大類巖石物理相。依據三類巖石物理相將儲層劃分為3類，并結合壓汞、薄片、CT、產能等資料進行表征與評價，其中一類和二類巖石物理相儲集性能較好，三類巖石物理相為致密遮擋層。最后以亞段為單位，對百二段巖石物理相進行平面成圖，預測有利儲層分布區。

關鍵詞巖石物理相成巖相沉積相儲層分類評價準噶爾盆地三疊系百口泉組

0引言

巖石物理相的概念從提出到發展已經歷了近30年的時間，早在20世紀90年代，徐建山將巖相稱為巖石物理相，并且指出了從單純的沉積環境分析向沉積相與巖石物理相結合分析是未來儲層研究的趨勢；國外學者Spain[1]，Amaefule等[2]將巖相與孔隙結構相稱為巖石物理相，熊琦華等[3-4]、姚光慶等[5]認為巖石物理相是具有一定巖石物理性質的儲集層成因單元，是沉積作用、成巖作用及構造作用對儲層的綜合效應。經過二十多年的發展，“巖石物理相”這一儲層研究方法理論體系應用到了油氣勘探與開發的各個環節，在鄂爾多斯盆地延長組[6]、四川盆地須家河組[7]儲層孔隙結構分類，儲層滲透率解釋等方面具有較好的應用效果。從影響儲層孔隙結構的沉積、成巖、構造3大地質因素出發，通過巖石物理相研究，可以探討儲層孔隙的成因及演化，可以有效的對儲層進行分類評價，為預測優質儲層發育帶提供地質依據。

1地質背景

圖1　研究區構造位置圖Fig.1　Location map of the study area

本文在前人研究基礎之上，利用研究區鉆測井及儲層樣品分析化驗資料，對百二段的沉積相、成巖相、裂縫相進行研究，通過三者的疊加實現儲層巖石物理相的劃分。在此基礎上對儲層進行分類評價，并預測了有利儲層發育區。

2百二段巖石物理相分類

從地質相控角度，巖石物理相主要受沉積相、成巖相、裂縫相的控制[11]，其分類也應該采用三者疊加的方式，具體做法是，對研究區百二段沉積相特征、成巖相特征以及裂縫相特征分別進行研究，通過三者疊加實現對百二段儲層巖石物理相的分類。

2.1百二段沉積相特征

瑪北地區百口泉組沉積物主要為粗碎屑的砂礫巖，發育扇三角洲沉積體系，瑪131井區塊主要處于扇三角洲前緣環境，發育水下分流河道、碎屑流水道以及河道間微相，河口壩不發育[8,12]。

水下分流河道微相形成于水動力條件相對較強的高能環境，砂礫巖經受淘洗，分選相對較好，粒間泥質雜基較少，原始孔隙保存較好，同時也利于后期有機酸滲入，形成次生溶孔，因而總體儲集性能較優。其巖性主要為灰色的砂礫巖、含礫粗砂巖，自然伽馬(GR)測井曲線表現為中厚層中幅平滑箱形、鐘形疊加。

碎屑流水道是水上泥石流的水下延伸部分，是在洪水期，泥砂礫混雜物呈片流狀快速進積到水體中形成的。其砂體未經淘洗，典型特征是泥質雜基含量高；巖性主要為灰褐色的砂礫巖、礫巖，儲集性能差。自然伽馬(GR)測井曲線表現為中厚層中高幅鋸齒箱形，密度曲線呈現明顯的高值。

河道間微相形成于水動力較弱的湖灣地區，巖性主要為灰色泥巖及粉砂質泥巖、泥質粉砂巖，儲集性能差，為致密的非儲層。其常以夾層形式出現在水下分流河道間，自然伽馬(GR)測井曲線表現為高幅齒狀。

2.2百二段成巖相特征

成巖相是成巖環境及在該環境下形成的沉積物特征的總和，成巖相與儲層性質有著十分密切的關系[13]。劃分成巖相時一般要考慮沉積物所經歷的成巖作用類型、成巖環境、成巖演化特征標志、成巖演化序列、以及所處的成巖階段等[14-15]。

通過大量的薄片、X衍射、掃描電鏡資料分析，百二段經歷的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。研究區百二段埋藏深度較大，多在3 000 m以下，鏡下觀察到碎屑顆粒之間基本以線接觸為主(圖2a)，表明壓實作用對儲層的破壞較強。膠結作用有方解石膠結、黏土礦物膠結(圖2b)、硅質膠結，局部有少量的方沸石膠結物，部分薄片中還能見到環邊綠泥石膜(圖2c)。綠泥石膜多形成于成巖早期，能抑制硅質膠結的成核，并抵消一部分機械壓實作用，因而對儲層起到一定的保護作用[16-17]。溶蝕作用在研究區儲層中較為常見，溶蝕物質主要為長石顆粒以及巖屑中的長石組分，次生粒內溶孔較發育(圖2d,e)。

根據巖石顆粒接觸關系、自生礦物成分、形態、產狀、生成順序和組合特征以及有機質成熟度確定研究區百二段成巖階段主要為中成巖A-B期。主要的劃分依據有：碎屑巖普遍經受了較強的壓實作用改造，碎屑顆粒多以線接觸為主，物性普遍較差，其中砂礫巖儲層原生孔隙已大量喪失，次生孔隙大量出現；黏土礦物中蒙脫石已經消失，以伊蒙混層為主(52.7%)，其次為高嶺石(17.3%)，綠泥石(15.7%)和伊利石(14.3%)。典型的成巖演化序列為機械壓實→綠泥石膜→早期碳酸鹽巖膠結→石英次生加大→長石顆粒溶蝕→自生高嶺石沉淀→晚期方解石膠結。

在對百二段儲層成巖作用研究認識基礎之上，根據成巖作用強度、成巖礦物對儲集層孔隙結構的影響，將研究區百二段成巖相劃分為以下4類：弱壓實—弱溶蝕成巖相(圖2f)，其主要為分選相對較好的砂質礫巖、含礫粗砂巖，由于其粒間泥質雜基含量少，抗壓實能力較強，加之局部發育綠泥石膜，抵消了部分壓實作用，壓實作用相對較弱；不穩定組分溶蝕成巖相(圖2g)，其主要表現為長石顆粒及巖屑中長石組分的大量溶蝕；壓實致密成巖相(圖2h)，主要為分選較差砂礫巖，其粒間泥質雜基含量高，泥質雜基的潤滑作用導致壓實作用對儲層破壞性強，鏡下通常觀察不到顯孔；方解石膠結成巖相(圖2i)，表現為顯微鏡下可見連片的方解石膠結物。

在薄片成巖相劃分基礎之上，通過薄片精細歸位，歸納不同成巖相的測井響應特征，確定成巖相測井識別標準，通過測井資料實現單井成巖相的連續劃分[18]。根據研究區的實際情況，本次研究主要利用對成巖相比較敏感的密度、電阻率、補償中子、聲波時差曲線對單井成巖相進行劃分。密度、聲波時差、中子孔隙度能很好的反映儲層物性差異，電阻率曲線能間接反映儲層孔隙結構[19]。通過以上常規測井資料，借助薄片標定，能指示不同成巖相的地質信息，劃分儲層成巖相類型。研究結果表明弱壓實—弱溶蝕成巖相主要表現為低密度、中等中子、高聲波的特征；不穩定組分溶蝕成巖相主要表現為低密度、中等聲波、中等中子的特征；壓實致密成巖相主要表現為低電阻、高中子、中—高密度的特征；方解石膠結成巖相主要表現為高密度、高電阻、低中子、低聲波的特征(表1)。

2.3百二段裂縫相特征

構造運動從宏觀上控制著沉積環境和成巖過程，從而間接影響儲層物性，從微觀上則主要表現為構造應力使巖石破裂形成裂縫改善儲層滲流性能。一般評價儲層裂縫主要通過裂縫角度、裂縫密度、裂縫開度等參數，根據裂縫發育級別可以將裂縫分為水平縫、斜交縫(高角度裂縫、低角度裂縫)、網狀縫[20]。對研究區14口取芯井400余米巖芯進行了觀察，均未發現巖芯中有裂縫發育段，通過對7口井的井壁成像(FMI)測井資料研究發現，只在局部井段發育近水平的裂縫，并且裂縫線密度低于1條/m(圖3)；其主要原因是研究區處于平緩的斜坡區，百二段沉積時期，無較大規模的構造運動。根據研究區的實際情況，本文在劃分巖石物理相的時候不考慮裂縫相對儲層的影響。

表1　瑪131井區塊百二段儲集層成巖相測井響應特征

圖2　瑪131井區塊百二段鏡下成巖作用及成巖相特征a.瑪15井，3 091.49 m，T1b2，顆粒緊密接觸，鑄體薄片，單偏光；b.瑪132井，3 273.9 m，T1b2，長石顆粒溶蝕，SEM；c.瑪154井，3 027.85 m，T1b2，粒表綠泥石膜；d.瑪132井，3 262.09 m，T1b2，長石顆粒溶蝕，鑄體薄片，單偏光；e.瑪16，3 214.1 m，T1b2，砂巖粒間高嶺石與綠泥石，SEM；f.瑪13井，3 107.64 m，T1b2，弱壓實、弱溶蝕成巖相；g.瑪132，3 259.67 m，T1b2，不穩定溶蝕成巖相；h.瑪131井，3 184.75 m，T1b2，壓實致密成巖相；i.瑪15井，3 066.28 m，T1b2，方解石膠結成巖相。Fig.2　Microscopic diagenetic features of various diagenetic facies of Bai 2 reservoir in Ma 131 block

圖3　瑪131井區塊部分井百二段FMI裂縫特征(紅色方框為裂縫位置)Fig.3　FMI map of fracture of Bai 2 reservoir in Ma 131 block

2.4百二段巖石物理相分類命名

根據以上研究，百二段儲層沉積微相類型主要有水下分流河道、碎屑流水道、河道間3種；成巖相類型有弱壓實—弱溶蝕相、不穩定組分溶蝕相、壓實致密相和方解石膠結相4種；基本不發育裂縫。根據沉積微相和成巖相的疊加，瑪131井區塊百二段巖石物理相可以劃分為12種(3×4)，但其中存在不合理的5種組合，如河道間—不穩定組分溶蝕相，這是因為河道間一般發育細粒的泥質沉積物，壓實致密，酸性流體很難進入儲層，加之缺少長石等可溶碎屑，因此不發育不穩定組分溶蝕成巖相，同時也不會出現弱壓實—弱溶蝕成巖相。除去不合理的組合，百二段巖石物理相可劃分為7種：水下分流河道—弱壓實弱溶蝕相、水下分流河道—不穩定組分溶蝕相、水下分流河道—壓實致密相、水下分流河道—方解石膠結相、河道間—壓實致密相、碎屑流水道—壓實致密相、碎屑流水道—方解石膠結相。

以瑪13井為例，根據測井、錄井、取芯等資料，對百二段沉積微相進行單井劃分；在成巖相測井識別標準基礎上，利用測井曲線組合，對單井成巖相進行劃分，通過2者疊加實現巖石物理相的分類命名。劃分結果表明，瑪13井百二段發育水下分流河道—不穩定組分溶蝕相，水下分流河道—弱壓實弱溶蝕相，水下分流河道水道—方解石膠結相，水下分流河道壓實致密相，碎屑流水道—壓實致密相，河道間—壓實致密相(見圖4)。

3基于巖石物理相分類的儲層分類評價

3.1儲層巖石物理相類型

根據沉積相、成巖相對儲層孔隙的建設和破壞作用，對百二段儲層巖石物理相進行聚類，可以歸納出PF1—PF3三類巖石物理相(圖4)。

3.1.1PF1類

該類巖石物理相發育于有利沉積相(水下分流河道)和最有利成巖相(弱壓實—弱溶蝕)疊加發育段，其沉積物形成于有利的沉積環境，后期受壓實作用破壞較小，加之受溶蝕作用的改造，孔隙結構較好，多為中孔中喉，是最有利孔滲發育帶。

3.1.2PF2類

該類巖石物理相發育于有利沉積相(水下分流河道)和較有利成巖相(不穩定組分溶蝕)疊加發育段，其孔隙結構多為小孔細喉，是較有利孔滲發育帶。3.1.3PF3類

該類巖石物理相包括兩種類型：①發育于有利沉積相(水下分流河道)但后期經歷了泥質膠結作用和碳酸鹽膠結作用的強烈改造；②發育于不利沉積微相(河道間、碎屑流水道)和破壞性成巖相(壓實致密成巖相、方解石膠結成巖相)疊加段，孔隙結構多為微孔微喉，大多難以形成有效儲層。

3.2儲層分類表征

由于不同巖石物理相對應的儲層儲集性能不同，因此可以通過PF1-PF3三類巖石物理相將儲層劃分為三類，結合物性、工業CT、壓汞及試油數據，對儲層進行分類表征。

一類儲層對應于PF1，儲層孔隙類型為原生孔—溶孔型，泥質含量一般小于4%；CT掃描結果顯示，儲層孔隙發育好，連通性好，連通孔隙體積占總孔隙體積的70%以上(圖5)；物性資料顯示儲層孔隙度一般大于10%，滲透率大于1×10-3μm2；壓汞實驗表明儲層孔隙結構較優，平均喉道半徑大于2 μm，排驅壓力小于0.5 MPa；試油結果顯示儲層一般具有較高的產能，米產液量一般大于1.5 m3/d(表2)。

表2　瑪131井區塊百二段各類儲層參數特征

圖5　瑪131井區塊百二段三類儲層孔隙類型及孔隙結構特征Fig.5　Pore type and pore structure of Bai 2 reservoir of three different types in Ma 131 block

二類儲層對應于PF2，儲層孔隙類型以次生溶孔為主，泥質含量一般小于6%；CT掃描結果顯示，儲層孔隙發育較好，連通性較好，連通孔隙體積占總孔隙體積的60%以上；物性資料顯示儲層孔隙度一般在7%～10%，滲透率在0.1～1×10-3μm2；壓汞實驗表明儲層平均喉道半徑在0.5～2 μm，排驅壓力在0.5～1 MPa；試油結果顯示儲層米產液量一般介于0.25～1.5 m3/d。

三類儲層對應于PF3，儲層孔隙類型主要為粒間微孔，泥質含量一般大于6%，；CT掃描結果顯示，儲層主要發育微孔隙，連通性較差，連通孔隙體積占總孔隙體積的30%左右；薄片下一般無顯孔；物性資料顯示儲層孔隙度一般小于7%，滲透率小于0.1×10-3μm2；壓汞實驗表明儲層孔隙結構較差，平均喉道半徑小于0.5 μm，排驅壓力大于1 MPa；試油結果顯示儲層產能較低或不具備產能，米產液量通常小于0.25 m3/d。

4油氣勘探意義及有利儲層發育帶

從剖面特征來看(剖面位置見圖1中A—B)，一類和二類巖石物理相多對應于有效儲層段，三類巖石物理相形成上傾方向遮擋和底板遮擋，整體表現為成巖圈閉特征(圖6)。

圖6　瑪131井區塊百二段巖石物理相剖面展布特征Fig.6　The vertical distribution of various petrophysical facies of Bai 2 reservoir in Ma 131 block

有利沉積相和有利成巖相的疊加部位為有利巖石物理相發育部位，即為有利儲層發育部位。在單井沉積微相和成巖相劃分的基礎上，利用兩者疊加得到單井巖石物理相，根據優勢相成圖原則，繪制百二段各砂組巖石物理相平面展布圖(圖7)。由圖7可以看出，出油井與巖石有利巖石物理相關系密切，PF1和PF2多對應于中高效的儲層，即儲層滲流性質較優。需要指出單井產能還受烴源巖、成藏條件、疏導體系、儲層性質等綜合因素影響，但通過巖石物理相研究能預測有利孔滲發育區。

圖7　瑪131井區塊百二段各小層巖石物理相平面展布圖Fig.7　The horizontal distribution of various petrophysical facies of Bai 2 reservoir in Ma 131 block

5結論

(1) 瑪131井區塊百二段沉積環境為扇三角洲前緣，發育水下分流河道、碎屑流水道、河道間沉積微相，其中水下分流河道微相儲層分選相對較好、泥質雜基含量少，為最有利沉積微相。

(2) 根據成巖作用強度、成巖作用對儲層孔隙的影響將百二段成巖相劃分為四類：弱壓實—弱溶蝕相、不穩定組分溶蝕相、壓實致密相、方解石膠結相，其中弱壓實—弱溶蝕相、不穩定組分溶蝕相為有利成巖相。

(3) 根據沉積相、成巖相對儲層的建設與破壞作用，疊加聚類出PF1—PF3三類巖石物理相，依據巖石物理相將儲層劃分為3類，其中PF1、PF2分別對應一類和二類儲層，儲集性能較好，PF3對應三類儲層，其滲流條件差，可以作為遮擋層。

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Reservoir Evaluation of Sand-conglomerate Reservoir Based on Peteophysical Facies: A case study on Bai 2 reservoir in the Ma131 region, Junggar Basin

SHAN Xiang1CHEN NengGui1GUO HuaJun1TANG Yong2MENG XiangChao1ZOU ZhiWen1XU Yang1

(1. PetroChina Hangzhou Institute of Geology, Hangzhou 310023, China;2. Institute of Exploration and Development of Xinjiang Oil Company, Karamay, Xinjiang 834000, China)

Abstract:The petroleum exploration of Junggar Basin shows that there exist serious heterogeneity in Bai 2 reservoir of Mabei region, and it is necessary to identify the types of reservoir in consideration of a mass of geological factors that influence reservoir quality. Using core observation, thin section, logging and drilling data, physical property data, CT data, etc., the sedimentary facies, diagenetic facies and fracture facies of the Upper Triassic Baikouquan Formation Member 2 (Bai 2) reservoir in the Ma 131 region were studied. On this basis, the petrophysical faices of Bai 2 layers were examined to evaluate the pore structure by classification and predict zones with high porosity and permeability. The petrophysical facies were divided according to the superposition and combination of sedimentary facies, diagenetic facies. A number of petrophysical facies of Bai 2 layers such as underwater distributary channel, dissolution of unstable components, were identified in this way. Three main categories of petrophysical facies were summed up according to the constructive and destructive impact of sedimentary facies, diagenetic facies on the reservoir property and pore structure of Bai 2 layers. According to three petrophysical facies, the reservoir of Bai 2 can be divided into three categories. Based on mercury injection data, casting thin section, CT data and oil capacity data, reservoir of each categories was characterized and evaluated. At last, the horizontal distribution of different petrophysical facies were mapped, and it can be used to predict the beneficial zones.

Key words:petrophysical facies; diagenetic facies; sedimentary facies; reservoir evaluation; Junggar Basin; Triassic Baikouquan Formation

中圖分類號P618.13

文獻標識碼A

作者簡介第一單祥男1988年出生碩士油氣儲層地質E-mail: shanx_hz@petrochina.com.cn

基金項目：國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)項目(2014CB239002); 中國石油股份有限公司科技專項(ZX2012E-34-01)[Foundation:National Basic Research Program of China(973 Program), No.2014CB239002; Science and Technology Programs of PetroChina Co Ltd，No.ZX2012E-34-01]

收稿日期：2015-03-26； 收修改稿日期： 2015-05-15

doi:10.14027/j.cnki.cjxb.2016.01.014

文章編號：1000-0550(2016)01-0149-09