基于儲層質(zhì)量主控因素分析的CZ因子構(gòu)建及優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測
——以瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000 )

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基于儲層質(zhì)量主控因素分析的CZ因子構(gòu)建及優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測
——以瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000 )

在明確泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度為準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡區(qū)三疊系百口泉組低孔低滲砂礫巖儲層質(zhì)量主控因素基礎(chǔ)上，結(jié)合儲層—測井資料，構(gòu)建儲層評價因子CZ，利用常規(guī)測井曲線判別砂礫巖儲層質(zhì)量(儲集空間、滲流能力)；根據(jù)儲層—測井—地震資料，在波阻抗反演基礎(chǔ)上，利用儲層評價因子CZ進(jìn)行地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)模擬儲層反演，預(yù)測百口泉組優(yōu)質(zhì)儲層的平面展布范圍.結(jié)果表明，Ⅰ類儲層CZ>8，儲層質(zhì)量最優(yōu)，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(zhì)量較優(yōu)，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(zhì)量較差，主要分布于瑪154、瑪17井一帶.該預(yù)測結(jié)果在油田現(xiàn)場井位部署中應(yīng)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(qū)的低孔低滲砂礫巖儲層分類評價及預(yù)測提供新思路.

準(zhǔn)噶爾盆地； 瑪湖凹陷； 泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)； 粒度； 儲層評價因子CZ； 地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(fēng)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(gòu)成側(cè)向、頂?shù)装逭趽酰瑪嗔选徽厦孀鳛檫\(yùn)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(yōu)越.瑪湖凹陷斜坡區(qū)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(yè)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(yè)油流，并于2012～2014年相繼提交預(yù)測、控制和探明地質(zhì)儲量.

“沉積相帶控制儲層物性”是準(zhǔn)噶爾盆地西北緣砂礫巖儲層的主流認(rèn)識，瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組砂礫巖儲層是新疆油田勘探評價的重點(diǎn)領(lǐng)域.于興河等[5]分析沉積期古地形坡度、沉積機(jī)制對沉積相—巖相發(fā)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(yōu)質(zhì)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(fā)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(cè)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(fā)育，具備大面積成藏的宏觀地質(zhì)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(qū)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(fā)育帶，且異常高壓分布與油氣充注程度相關(guān)性好，油氣充注是瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組異常高壓形成的主要因素.

人們分別從搬運(yùn)機(jī)制、古地形坡度、巖相組合、區(qū)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(fā)育帶配置等方面，研究瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(gòu)造、側(cè)向—頂?shù)装甯魧拥绕渌刹貤l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(dá)到5%～6%；日產(chǎn)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(zhì)量主控因素基礎(chǔ)上，結(jié)合儲層—測井資料，利用常規(guī)測井曲線構(gòu)建儲層評價因子CZ，進(jìn)而結(jié)合測井—地震資料，完成優(yōu)質(zhì)儲層平面展布預(yù)測，為砂礫巖復(fù)雜儲層分類評價及預(yù)測提供指導(dǎo).

1 地質(zhì)概況

瑪湖凹陷是準(zhǔn)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(qū).瑪湖凹陷西斜坡區(qū)西北接烏夏—克百斷裂帶，東南部與夏鹽凸起、達(dá)巴松凸起接壤，構(gòu)造格局形成于白堊紀(jì)早期[1-3]，為東南傾的平緩單斜(見圖1(a))，局部發(fā)育低幅度平臺、背斜或鼻狀構(gòu)造，斷裂較發(fā)育.瑪湖斜坡區(qū)地層發(fā)育較全，自下而上有石炭系，二疊系佳木河組、風(fēng)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(qū)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(zhì)粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，夾灰褐色、褐色泥巖及砂質(zhì)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(qū)構(gòu)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(zhì)量主控因素

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(qū)百口泉組油藏的主流觀點(diǎn)[4-7].該觀點(diǎn)在勘探早中期的區(qū)帶優(yōu)選中起到重要指導(dǎo)作用，隨勘探評價程度的深入，在相同的優(yōu)勢沉積相帶背景下，砂礫巖儲層內(nèi)部含油性、物性的差異日益明顯.在限定本區(qū)優(yōu)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(fā)育帶對儲層質(zhì)量的影響)、儲層厚度一定條件下，砂礫巖儲層產(chǎn)能大小與滲透率K、平均喉道半徑r、孔隙度φ關(guān)系密切(見圖2).由圖2可見，砂礫巖儲層產(chǎn)能受儲層質(zhì)量控制，而儲層質(zhì)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(zhì)量的關(guān)鍵因素.

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

砂礫巖的儲層質(zhì)量與巖石學(xué)特征[8-11]之間存在內(nèi)在聯(lián)系，巖石學(xué)特征是儲層質(zhì)量的基礎(chǔ).砂礫巖儲層質(zhì)量與沉積作用(主要為泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度)、成巖作用(壓實(shí)—膠結(jié)作用)關(guān)系密切.

2.1 泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)

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(qū)百口泉組泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)與儲層孔隙度、滲透率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖3)，其中泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)—滲透率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(指數(shù)負(fù)相關(guān))，明顯強(qiáng)于泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)—孔隙度的負(fù)相關(guān)關(guān)系(線性負(fù)相關(guān))，在相同的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)變化區(qū)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(zhì)體積分?jǐn)?shù)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(qū)泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)區(qū)間內(nèi)，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)升高，儲層儲集性能呈指數(shù)下降.

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(nèi)，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(yōu)勢滲流通道流動，導(dǎo)致水動力對孔隙內(nèi)泥質(zhì)的淘洗程度要強(qiáng)于對喉道間泥質(zhì)的淘洗強(qiáng)度，最終儲層殘留的泥質(zhì)主要集中在喉道空間內(nèi)，隨著殘留泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)增加，喉道被分割成許多超微細(xì)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(zhì)體積分?jǐn)?shù)砂礫巖儲層質(zhì)量參數(shù)Table 1 Parameters contrast of reservoir performance in diverse mud content sand-gravel reservoir

2.2 粒度

研究區(qū)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(xì)達(dá)到細(xì)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(yuǎn).在相同沉積微相內(nèi)部，由沉積物重力分異造成的粒度差異對研究區(qū)儲層質(zhì)量的影響較大.

圖3 泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)對砂礫巖儲層質(zhì)量影響關(guān)系Fig.3 Relation map of mud content to quality of sand-gravel reservoir

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組儲層段巖性主要以砂質(zhì)細(xì)礫巖、(含)細(xì)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(zhì)細(xì)礫巖>(含)細(xì)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(zhì)細(xì)礫巖；孔隙度小于10%的儲層主要以中礫巖、細(xì)礫中礫巖為主(見圖4).不同粒度儲層壓汞、工業(yè)CT[12]揭示的孔隙結(jié)構(gòu)特征存在明顯不同(見圖5，數(shù)據(jù)來自中國石油碳酸鹽巖儲層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(yùn)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(fēng)化黏土等形成的泥質(zhì)充填；同時，較差的分選/磨圓度、較高的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)也加劇后期的成巖壓實(shí)減孔效應(yīng)，最終導(dǎo)致粗粒級的中礫巖沉積現(xiàn)今殘留的儲集空間相對較少.隨著河流搬運(yùn)距離的增加，至含礫粗砂巖沉積時，沉積物的分選、磨圓達(dá)到較優(yōu)的程度，河道水動力、湖浪雙重淘洗作用將粒間孔隙內(nèi)殘留的泥質(zhì)淘洗得比較徹底；同時，較優(yōu)的分選/磨圓度、較低的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)也明顯抑制后期的成巖壓實(shí)減孔效應(yīng)，最終在含礫粗砂巖沉積內(nèi)保留較多的剩余粒間孔隙.

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)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(fā)育，但是微孔所占比例較多，裂縫欠發(fā)育，整體滲流能力和孔隙結(jié)構(gòu)較差，大多需要壓裂改造；雖然礫巖儲層孔隙少，但是受壓實(shí)、擠壓應(yīng)力改造而易形成壓碎縫[14].含礫中粗砂巖和砂質(zhì)細(xì)礫巖結(jié)合是百口泉組最有利的儲層.

2.3 壓實(shí)—膠結(jié)作用

壓實(shí)作用為研究區(qū)百口泉組儲層主要的成巖減孔作用，壓實(shí)減孔量多大于25%(見圖6).參考研究區(qū)百口泉組儲層泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、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(qū)不同泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)和粒度儲層的壓實(shí)減孔效應(yīng)[15-17](見圖7).由圖7可以看出，在排除局部壓碎縫(樣品點(diǎn)①)、膠結(jié)(樣品點(diǎn)②)、溶蝕(樣品點(diǎn)③)作用(3種作用在研究區(qū)局部發(fā)育)條件下，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)—粒度綜合指標(biāo)可以反映百口泉組儲層的壓實(shí)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(qiáng)，富泥砂礫巖壓實(shí)減孔效應(yīng)最強(qiáng).

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(jié)作用對百口泉組儲層減孔作用相對較弱(見圖6(a))，且膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)呈明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖6(b))，即可以用泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)反映百口泉組儲層的膠結(jié)強(qiáng)度.

因此，在影響瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組儲層質(zhì)量的泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度、壓實(shí)作用、膠結(jié)作用因素中，儲層的壓實(shí)—膠結(jié)強(qiáng)度與泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度關(guān)系密切.泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度為儲層質(zhì)量主要控制因素.

3 油氣勘探意義

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組油藏勘探始于2011年，油藏類型以構(gòu)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(zhì)性很強(qiáng)，油氣主要聚集在大套砂礫巖內(nèi)薄層含礫粗砂巖、砂質(zhì)細(xì)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(guī)的地震波阻抗反演很難識別厚度較薄的優(yōu)質(zhì)儲層的平面及垂向展布.

3.1 儲層評價因子CZ

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

通過常規(guī)三孔隙度測井計(jì)算能夠得到孔隙度，可以規(guī)定孔隙度為已知參數(shù)；無法通過常規(guī)測井曲線計(jì)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(shù)據(jù)交匯擬合結(jié)果見圖9.由圖9可知，K/φ與r為正相關(guān)關(guān)系，r與CNL為負(fù)相關(guān)關(guān)系，K與φ/CNL為正相關(guān)關(guān)系；實(shí)際井?dāng)?shù)據(jù)擬合也證實(shí)K與φ/CNL正相關(guān)性較強(qiáng)，相關(guān)因數(shù)為0.813 8，即滲透率可以用φ/CNL參數(shù)間接反映.

圖5 百口泉組儲層粒度—孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.5 Contrast of granularity and pore-structure feature in T1b reservoir

圖6 百口泉組壓實(shí)—膠結(jié)減孔評價及泥質(zhì)—膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)關(guān)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(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度儲層的壓實(shí)減孔效應(yīng)

重構(gòu)儲層評價因子CZ：

CZ=φ(φ/CNL)×100,

式中：φ為儲集空間大??；φ/CNL為儲層滲透性強(qiáng)弱.

利用儲層評價因子CZ，能夠?qū)崿F(xiàn)利用常規(guī)測井曲線對砂礫巖儲層質(zhì)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(zhì)體積分?jǐn)?shù)關(guān)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(jié)合、構(gòu)建CZ基礎(chǔ)上，以測井為橋梁，根據(jù)儲層—測井—地震資料，利用CZ在波阻抗反演基礎(chǔ)上進(jìn)行地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)[16]模擬儲層反演，預(yù)測百口泉組優(yōu)質(zhì)儲層的平面展布范圍(見圖11)；論證部署評價井8口，鉆探結(jié)果與儲層預(yù)測結(jié)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(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)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(jié)論

(1)在限定優(yōu)勢沉積微相條件下，瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組儲層質(zhì)量主要受泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度、壓實(shí)作用和膠結(jié)作用等四種因素控制，其中泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)、粒度為主要控制因素.

(2)粒度參數(shù)對儲層孔隙度比較敏感，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)對儲層滲透率比較敏感，滲透率可以用(孔隙度/中子)參數(shù)間接反映.構(gòu)建儲層評價因子，實(shí)現(xiàn)利用常規(guī)測井曲線對砂礫巖儲層質(zhì)量(儲集空間、滲流能力)的判別.

(3)以測井為橋梁，結(jié)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(chǔ)上進(jìn)行地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)模擬儲層反演，預(yù)測百口泉組優(yōu)質(zhì)儲層的平面展布范圍.油田現(xiàn)場井位部署應(yīng)用效果良好，為復(fù)雜砂礫巖儲層分類評價及預(yù)測提供思路.

致謝:得到中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院孫中春教授級高級工程師的指導(dǎo)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(guān)項(xiàng)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