基于多元統(tǒng)計方法的油氣成藏關(guān)鍵因素篩選與分析——以江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏為例

彭 偉，黃 華，杜學(xué)斌，張 成，何云龍，李 宸，趙 珂，楊 盼

(1.中國石化 江漢油田分公司 勘探開發(fā)研究院，武漢 430223；2.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 海洋學(xué)院，武漢 430074；3.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室，武漢 430074)

江陵凹陷位于江漢盆地西部，是江漢盆地面積最大的沉積凹陷，也是除潛江凹陷外江漢盆地最主要的富油凹陷，勘探面積6 500 km2[1-6]。目前江陵凹陷探明石油地質(zhì)儲量1 948.39×104t，資源探明率僅為20.8%，在潛江凹陷勘探程度高、難度大的情況下，江陵凹陷的勘探更為重要和迫切。近年來江陵凹陷巖性油藏勘探不斷取得發(fā)現(xiàn)，已成為江陵凹陷油氣勘探和增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域，但其成藏規(guī)律的研究和認(rèn)識程度仍然較低，尤其是對巖性油氣藏控制因素尚未開展系統(tǒng)研究，制約了巖性油藏的勘探進(jìn)程[7-13]。本文借助多元統(tǒng)計手段，對相關(guān)控制因素進(jìn)行了因子分析，篩選出主要的控制因子進(jìn)行進(jìn)一步的討論，提出在相近成藏條件下，江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏受儲層物性控制，而儲層中硬石膏膠結(jié)物的含量是控制物性好壞的主要因素。

1 地質(zhì)概況

江陵凹陷以新太古界—新元古界變質(zhì)巖和震旦系—侏羅系沉積巖為基底，自下而上依次為白堊系紅花套組、漁洋組，古近系沙市組、新溝嘴組、荊沙組、潛江組、荊河鎮(zhèn)組，新近系廣華寺組及第四系平原組(圖1)，其主力含油層系是新溝嘴組。受區(qū)域構(gòu)造控制，凹陷構(gòu)造格局具有隆洼相間的特點(圖2)，平面上劃分為5個正向構(gòu)造單元(荊州背斜帶、萬城斷裂帶、公安斜坡帶、涴市斷裂帶、拾橋單斜帶)和4個負(fù)向構(gòu)造單元(梅槐橋向斜帶、資福寺向斜帶、清水口向斜帶、江口向斜帶)。

圖1 江漢盆地江陵凹陷地層綜合柱狀圖

圖2 江漢盆地江陵凹陷構(gòu)造單元劃分

新溝嘴組沉積期具有“盆緩、水淺、咸化、源遠(yuǎn)”特征，形成了江陵凹陷獨特的“淺水—鹽湖沉積體系”[14-19]。沉積體系主要以淺水三角洲和湖相為主，在盆內(nèi)同沉積斷層前緣偶見湖底扇沉積體系；整體水介質(zhì)的古鹽度較高，膏鹽大量發(fā)育，深刻影響了沉積—成藏過程。

2 巖性油藏成藏主控因素

2.1 成藏基本特征

烴源巖是油氣成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，優(yōu)質(zhì)烴源巖大面積分布是成藏的關(guān)鍵[20-21]。江陵凹陷主力烴源巖為新溝嘴組下段，從有機(jī)質(zhì)豐度指標(biāo)看，垂向上有利烴源巖主要分布在新下段Ⅱ油組，其有機(jī)碳含量平均為1.68%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.245 8%，生烴潛量平均為5.29 mg/g，總體評價為中等—好烴源巖(表1)。

江陵凹陷新溝嘴組主要發(fā)育3種類型儲集體：三角洲前緣型、灘壩砂型和湖底扇型儲集體(圖3)。三角洲前緣型儲集體發(fā)育最廣泛，是江陵凹陷北部物源形成的三角洲向淺水湖盆大規(guī)模推進(jìn)的產(chǎn)物；灘壩砂型儲集體是湖浪作用改造三角洲砂體的產(chǎn)物[4,19,22-23]；湖底扇型儲集體是三角洲砂體向湖盆中心推進(jìn)在同沉積斷層前緣發(fā)育的產(chǎn)物?？傮w上，這3類儲集體粒度較細(xì)，以粉細(xì)砂巖為主，少量達(dá)到中—粗粒砂巖級別。儲層類型上，不同沉積類型儲集體的物性也具有較大差別。三角洲前緣相砂體中等孔隙度樣品所占比例明顯高于其他2類，可達(dá)45%；中等滲透率所占比例也明顯高于其他2類，近40%，孔滲平均值較大，物性最好。灘壩砂和湖底扇砂體孔滲性相差不大，總體物性較差，大多處于特低孔特低滲—低孔低滲之間(圖4)。

表1 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組下段不同油組烴源巖指標(biāo)對比

注：表中數(shù)值意義為：最小值～最大值/平均值；烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)為：0.6%﹤w(TOC)≤1%中等,1%﹤w(TOC)≤2%好，w(TOC)>2%很好。

圖3 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組有利烴源范圍與沉積相疊合圖

江陵凹陷新溝嘴組地層現(xiàn)今壓力系數(shù)大多介于1.0～1.2之間，表現(xiàn)為弱超壓。弱超壓主要分布在洼陷中心，表明地層超壓以生烴增壓為主。從恢復(fù)的古壓力來看，古超壓范圍主要分布在梅槐橋洼陷和資福寺洼陷，從壓力系統(tǒng)與油藏平面疊置圖(圖5)看，超壓區(qū)到常壓區(qū)油藏均有分布，但油藏類型明顯不同，構(gòu)造—巖性和巖性油藏主要分布在超壓區(qū)或者超壓—常壓過渡區(qū)，構(gòu)造類油藏主要分布在常壓區(qū)。分析認(rèn)為主要是與儲層類型有關(guān)，巖性類油藏在烴源區(qū)主要以灘壩和坡折砂儲層類型，砂體側(cè)向連通性差，油氣難以遠(yuǎn)距離運移，呈近源成藏，平面上巖性油藏具有環(huán)超壓區(qū)(生烴洼陷)分布的特征。構(gòu)造類油藏主要以三角洲砂巖儲層為主，呈指狀延伸至烴源區(qū)，往常壓區(qū)儲層變厚、物性變好，易于油氣大規(guī)模側(cè)向運移。

圖4 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組主要儲層類型

圖5 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組下段古壓力系數(shù)(28 Ma)與油藏類型疊合圖

2.2 主控因素提取方法

江陵凹陷巖性油藏按儲層類型可劃分為湖底扇型、三角洲前緣砂體型和灘壩砂體型3類。總的來講，儲層的孔滲性都較差，屬于低孔低滲—特低孔特低滲型。毋庸置疑，生、儲、蓋、圈、運、保共同決定了巖性圈閉成藏與否及其規(guī)模大小，但是很難確定哪些因素具有實質(zhì)性的主導(dǎo)作用。本次研究嘗試?yán)枚嘣y(tǒng)計分析方法(SPSS軟件)，通過因子分析和多元線性回歸，查明巖性油藏的主控因素[24-26]。

因子分析法的基本思想是找到能控制所有變量的幾個隨機(jī)變量，從而描述多個變量之間的相關(guān)性，并以相關(guān)關(guān)系的親疏進(jìn)行聚類，使得每一類變量之間相關(guān)性較高，而類間變量的相關(guān)性很低。每一類變量實際上就是一個基本結(jié)構(gòu)，也就是公共因子。因子分析的一般數(shù)學(xué)模型為：

xm=am1F1+am2F2+…+amnFn+εm

式中：x1,x2,...,xm為實測變量；aij(i=1, 2,…,m;j=1, 2,…,n)為因子荷載；F1,F2, …,Fn為公共因子；ε1,ε2, …,εm為特殊因子；它們都是不可觀測的隨機(jī)變量。

因子分析有4個基本步驟：(1)確認(rèn)待分析的原有變量是否適合作因子分析；(2)構(gòu)造因子變量；(3)利用旋轉(zhuǎn)方法使因子變量更具有可解釋性；(4)計算因子變量得分。

本文選取江陵凹陷已發(fā)現(xiàn)不同構(gòu)造位置的9個巖性類油藏進(jìn)行主控因子分析，統(tǒng)計油藏參數(shù)涉及到的油氣成藏靜態(tài)要素和動力條件方面的參數(shù)共12個，明確巖性油藏含油高度的主控因素(表2)。

2.3 提取結(jié)果分析

運用主成分分析提取法從上述12個地質(zhì)因素中挑選10個主要地質(zhì)因素進(jìn)行因子分析(表3a)，并將其整體歸類為F1(第一公因子)與F2(第二公因子)。第一公因子F1能解釋46.409%樣本的信息，第二公因子F2可以解釋29.934%樣本的信息，2個公因子累計可以解釋76.343%樣本的信息(表3b)，因此可以認(rèn)為公因子F1和F2控制了巖性油藏的發(fā)育。但公因子F1和F2在地質(zhì)模型中并不具備實際含義，不利于解釋巖性油藏的控制因素，而在因子分析法中，當(dāng)各公共因子對于原始指標(biāo)的反映不明顯時，可利用因子旋轉(zhuǎn)法，得到互不相關(guān)的公共因子，來分散公共因子的貢獻(xiàn)，也就是用第一公共因子解釋一部分變量，第二公共因子解釋另一部分變量，依次類推，使每個公共因子有實際含義，有助于分析與解釋(表3c)。

表2 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏主控因素分析參數(shù)統(tǒng)計

表3 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏含油高度控制因素公因子提取及因子旋轉(zhuǎn)參數(shù)統(tǒng)計

Table 3 Extraction and rotation table of main controlling factors of stratigraphic reservoirsin Xingouzui Formation in Jiangling Sag, Jianghan Basin

從巖性油藏含油高度主要因素的第1、2載荷平面圖上可以看出(圖6)，與第1公因子相關(guān)的參數(shù)為烴源類表征參數(shù)(紅色圈內(nèi))和運移類表征參數(shù)(綠色圈內(nèi))，與第2公因子相關(guān)的參數(shù)為儲層類表征參數(shù)(紫色圈內(nèi))，綜合分析認(rèn)為江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏具有烴源、壓力、儲層“三元”控制的特征。目前研究已證實江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏具有“近源、環(huán)洼”的聚集特征，因此在烴源條件和運聚條件相對明確的情況下，儲層條件的認(rèn)識對于巖性油藏勘探顯得更為迫切。

圖6 江漢盆地江陵凹陷巖性油藏含油高度主控因素的第1、2公因子載荷平面圖

3 儲層物性主控因素篩選

為了查明儲層物性主控因素，本文選取與上述油藏關(guān)聯(lián)的8口單井進(jìn)行薄片鑒定及物性資料統(tǒng)計，探究影響儲層物性的主要因素，即主控成分。儲層物性主控因素分析中涉及到的相關(guān)參數(shù)包括石英、長石和巖屑等3個碎屑顆粒含量參數(shù)(沉積參數(shù))以及碳酸鹽膠結(jié)、硬石膏膠結(jié)、雜基、次生加大和黏土礦物等5個填隙物含量參數(shù)(成巖參數(shù))。遵循同樣的原則，對數(shù)據(jù)進(jìn)行基于主成分的因子分析，歸類得到3個公共因子，并利用因子旋轉(zhuǎn)法獲得不同參數(shù)對公共因子的貢獻(xiàn)，從而得到砂巖物性影響因子載荷圖(圖7)。

F1為主要的控制因子，代表“碳酸鹽和硬石膏膠結(jié)作用”，主要控制巖性油藏儲層的孔滲性；次之為F2“石英碎屑顆粒含量”，再為F3“巖屑顆粒含量”(圖7)。即碳酸鹽和硬石膏的膠結(jié)作用是影響研究區(qū)儲集層物性的主要因素。因此，在儲層物性條件分析中，需主要考慮碳酸鹽和硬石膏的膠結(jié)作用。

4 儲層物性微觀機(jī)制分析

江陵凹陷新溝嘴組成巖作用明顯受沉積水介質(zhì)性質(zhì)的控制，成巖特征呈現(xiàn)出咸水介質(zhì)富碳酸鹽膠結(jié)與鹽湖富硬石膏膠結(jié)特征[27]。通過對新溝嘴組砂巖儲層膠結(jié)物含量與孔隙度關(guān)系統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，碳酸鹽和硬石膏膠結(jié)物對巖性油藏儲層物性起關(guān)鍵作用，物性隨膠結(jié)物含量增加而降低(圖8a，b)。這主要受江陵凹陷新溝嘴組巖性油藏“近源、環(huán)洼”特征所決定，巖性油藏靠近生烴中心，埋深較大(基本大于2 500 m)，砂巖儲層中原生孔隙保存較少，在成巖過程中，碳酸鹽和硬石膏的膠結(jié)作用使得儲層進(jìn)一步致密化。

圖7 江漢盆地江陵凹陷新溝嘴組儲集層物性主控因素因子旋轉(zhuǎn)結(jié)果及因子載荷圖

圖8 江漢盆地江陵凹陷碳酸鹽膠結(jié)物、硬石膏膠結(jié)物與物性的關(guān)系對比

圖9 江漢盆地江陵凹陷耀1井灘壩砂巖性油藏砂巖儲層膠結(jié)物含量與孔隙度關(guān)系

總體來看，硬石膏膠結(jié)對于砂巖儲層次生孔隙發(fā)育不利，但硬石膏膠結(jié)過程中碳酸鹽發(fā)生了溶蝕，又在一定程度上增加了儲層孔隙度。研究表明硬石膏的發(fā)育對儲層物性的影響具有雙重作用，硬石膏含量在一定范圍內(nèi)往往對應(yīng)相對較高的孔隙度。根據(jù)油水干物性圖版(圖9)以及硬石膏膠結(jié)物含量與孔隙度的關(guān)系散點圖(圖10)得出，硬石膏膠結(jié)物含量7.5%是儲層物性臨界值，當(dāng)含量大于7.5%時，儲層物性偏干。

江陵凹陷新溝嘴組沉積時期具有咸化湖盆沉積特征，其成巖過程受控于成巖早期古湖盆的水介質(zhì)條件[27]，在湖盆水體分層效應(yīng)的影響下，水介質(zhì)條件(鹽度)與湖盆水體深度密切相關(guān)。本次研究也發(fā)現(xiàn)同一層位硬石膏膠結(jié)物含量隨古水深增加呈增大趨勢(表4)。因此下步可開展研究古水深控制下的硬石膏膠結(jié)物含量分析，大致確定硬石膏含量高值帶和低值帶，進(jìn)而確定次生孔隙發(fā)育帶和有利儲層發(fā)育區(qū)。

圖10 江漢盆地江陵凹陷有效儲層硬石膏含量與孔隙度關(guān)系

井名層位古水深/m方解石/%硬石膏/%沙32井Ⅱ油組12.28.01.0金斜9井Ⅱ油組16.04.06.0虎斜7井Ⅱ油組18.20.515.0

5 結(jié)論

在源巖生烴條件和原油的運聚條件相近的情況下，通過多元統(tǒng)計手段分析后，認(rèn)為江陵凹陷新溝嘴組巖性油氣藏受儲層物性條件控制，而決定儲層物性條件的主要因素是硬石膏膠結(jié)物和方解石膠結(jié)物，硬石膏含量小于7.5%左右時，最有利次生孔隙發(fā)育，而形成相對高孔滲帶，因此可以根據(jù)硬石膏的含量來進(jìn)行有利儲層發(fā)育區(qū)預(yù)測。