西湖凹陷中北部花港組優(yōu)質(zhì)儲層主控因素及強(qiáng)溶蝕區(qū)預(yù)測

張 武, 肖曉光, 苗 清, 羅 健, 俞偉哲, 徐志星

(中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200335)

西湖凹陷油氣勘探開發(fā)實踐表明，區(qū)內(nèi)普遍發(fā)育有低孔低滲油氣藏[1]，近年來先后發(fā)現(xiàn)多個大氣田，但儲層評價與預(yù)測問題突出，主要是儲層埋深大(>3.5 km)、巨厚砂體內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，對低滲-致密背景下的優(yōu)質(zhì)儲層形成條件、主控因素及有利區(qū)預(yù)測未開展系統(tǒng)性的研究工作[2-3]。多位學(xué)者從沉積、成巖方面對低滲致密背景下優(yōu)質(zhì)儲層控制因素及其分布進(jìn)行研究[4-5]，或進(jìn)一步定量化評價成巖相，建立優(yōu)質(zhì)儲層成因模式，利用不同成巖相具有不同的測井響應(yīng)特征預(yù)測有利區(qū)帶分布[6-8]；但針對海上大區(qū)域少井、取心少的問題，本文從強(qiáng)溶蝕相評價入手，搭建地質(zhì)到地球物理技術(shù)預(yù)測的橋梁，克服取心資料評價的局限，從單井及平面上對強(qiáng)溶蝕區(qū)進(jìn)行預(yù)測。通過對研究區(qū)巖石薄片鑒定、粉末粒度、掃描電鏡等測試手段[9-12]，在儲層巖石學(xué)特征分析基礎(chǔ)之上，從沉積物源、成巖環(huán)境及演化等方面，綜合探討中國東海陸架盆地西湖凹陷中北部花港組優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的主控因素，建立有利成巖相與地球物理響應(yīng)特征的關(guān)系，預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層的分布。

1 地質(zhì)背景

東海陸架盆地西湖凹陷現(xiàn)今構(gòu)造格局由西往東可分為西部斜坡帶、西次凹、中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶、東次凹及東部斷裂帶，凹陷經(jīng)歷了古新世-早始新世斷陷、中始新世斷-拗轉(zhuǎn)換、漸新世拗陷、中新世反轉(zhuǎn)和上新世-第四紀(jì)區(qū)域沉降等5個階段(圖1)[13]。中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶中北部各反轉(zhuǎn)構(gòu)造形成于中新世晚期柳浪組沉積期，漸新統(tǒng)花港組作為主要的含油氣層系，是在始新世斷陷作用之后向拗陷轉(zhuǎn)變階段沉積充填的產(chǎn)物，主要為辮狀河沉積體系，源區(qū)巖漿巖(花崗巖)、變質(zhì)巖為主的母巖提供了大量的剛性石英顆粒和可溶性長石顆粒，盆地持續(xù)穩(wěn)定的沉降、強(qiáng)水動力條件形成的巨厚疊置凈粗砂巖，緩解成巖壓實的同時能一定程度保留原生孔，促使后期溶蝕孔隙的發(fā)育，利于西湖凹陷3.5～5 km埋深條件下依然發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層。

圖1 西湖凹陷構(gòu)造帶位置及地層簡表Fig.1 Regional tectonic division and stratigraphic column of the Xihu Sag

2 儲層基本特征

2.1 巖石學(xué)特征

西湖凹陷中北部漸新統(tǒng)花港組儲層巖石學(xué)具有兩大特征：一是石英含量較高，抗壓實能力強(qiáng)；二是泥質(zhì)雜基含量低(質(zhì)量分?jǐn)?shù)<5%)，砂巖較“潔凈”。

根據(jù)千余次薄片鑒定、樣品分析，花港組儲層以長石巖屑質(zhì)石英砂巖為主，次為長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑砂巖。儲層以細(xì)砂巖為主，占78.2%；中砂巖及以上占17.5%。分選性中-好。碎屑組分的成分成熟度較高，剛性石英顆粒含量較高，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)為65.3%；長石的平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.5%；巖屑的平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17.2%。以次棱-次圓為主，接觸類型以點-線及線接觸為主，部分凹凸-線接觸。填隙物總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.5%～10.2%，由泥質(zhì)雜基及膠結(jié)物組成，泥質(zhì)雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%～7.8%，多數(shù)<5%；膠結(jié)物含量較低，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)<4%，膠結(jié)物類型主要以次生石英加大及“鈣尖”形式的碳酸鹽膠結(jié)為主，自生黏土礦物膠結(jié)也常見。

2.2 微觀孔喉特征

根據(jù)鑄體薄片鑒定、圖像分析和掃描電鏡資料分析，花港組主要為孔隙型儲層，包括原生孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？??？紫额愋鸵源紊芪g孔隙為主，占70%～95%(圖2)，其次為原生孔。

2.3 物性特征

花港組儲層物性總體為低孔-低滲及特低孔-特低滲?？紫抖?q)主要為5%～15%，其次為15%～20%；滲透率(K)主要為(0.1～10)×10-3μm2， 其次為(10～100)×10-3μm2，同時還有滲透率>100×10-3μm2的儲層(圖3)。多口井取心物性整體隨著埋深的加大而變差，橫向及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，局部存在異常高孔-高滲帶，也是研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶。

3 優(yōu)質(zhì)儲層主控因素

花港組優(yōu)質(zhì)儲層在形成過程受多種因素控制，本文主要從沉積控制的潔凈粗粒砂巖及成巖溶蝕改造對優(yōu)質(zhì)儲層的影響進(jìn)行分析。

3.1 潔粗砂巖是形成優(yōu)質(zhì)儲層的基礎(chǔ)

花港組辮狀河道厚層砂體儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層物性主要受巖性、粒度及泥質(zhì)含量的控制，歸根結(jié)底受短期旋回的控制。在沉積旋回內(nèi)，中下部(含礫)中粗砂巖物性明顯好于上部細(xì)砂巖物性。以Z7井H3取心段物性分析為例(圖4)：砂體④為代表的底部河道沖刷滯留的礫巖的物性并非是最好的，而緊鄰其上面的砂體③(含礫)中砂巖的物性較好，以中粗砂巖(局部含礫)為主，水動力強(qiáng)且穩(wěn)定，泥質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.8%，孔隙度為7.5%～11.7%，滲透率為(2.8～44.1)×10-3μm2；而頂部砂體①以細(xì)砂巖為主，物性相對較差，泥質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.5%，孔隙度為6.6%～9.2%，滲透率為(0.3～3)×10-3μm2(表1)。粗相帶沉積時水動力強(qiáng)，泥質(zhì)少，與物性相關(guān)性高，是花港組形成優(yōu)質(zhì)儲層的基礎(chǔ)。從花港組巖心粉末粒度及薄片鑒定泥質(zhì)含量與滲透率關(guān)系可以看出(圖4、圖5)，粒度對滲透率的影響(R2=0.34)要強(qiáng)于泥質(zhì)的影響(R2=0.13)，但均較低，分析其原因認(rèn)為花港組辮狀河沉積的河床、心灘疊置形成巨厚砂，整體水動力較強(qiáng)，砂體先天條件好，大部分泥質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)<5%，潔粗砂巖是花港組形成厚層連片優(yōu)質(zhì)儲層的基礎(chǔ)。

圖3 花港組儲層物性分布直方圖Fig.3 Reservoir quality of Huagang Formation in north-central Xihu Sag

圖4 Z7井H3取心段綜合柱狀圖Fig.4 Histogram of H3 coring segment of Well Z7

3.2 強(qiáng)溶蝕作用是形成優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵

對花港組多個構(gòu)造進(jìn)行鑄體薄片觀察統(tǒng)計，孔隙類型以次生溶蝕孔為主，少量原生孔。次生溶蝕面孔率與物性明顯正相關(guān)(圖6)，是研究區(qū)形成優(yōu)質(zhì)儲層主要孔隙類型。依據(jù)巖石薄片觀察、掃描電鏡、流體包裹體測溫等資料對花港組成巖期溶蝕機(jī)制進(jìn)行系統(tǒng)分析[14-19]，早成巖A期為弱堿性環(huán)境，主要發(fā)生火山巖屑及雜基的溶蝕，形成局部富鐵環(huán)境，易在河道粗相帶中形成早期 “環(huán)邊綠泥石”， 保存一定原生孔隙的同時抑制后期膠結(jié)作用；至中成巖階段A期，主要為有機(jī)酸對長石等鋁硅酸鹽礦物的溶蝕(圖2)，花港組煤層不發(fā)育，以非-差烴源為主，儲層有機(jī)酸來源主要為下部平湖組烴源，因此有效的供烴輸導(dǎo)體系及長時間處于酸性成巖環(huán)境，是形成強(qiáng)溶蝕區(qū)的關(guān)鍵。

表1 Z7井H3取心段物性統(tǒng)計Table 1 Statistics of core physical property of H3 reservoir of Well Z7

圖5 花港組滲透率與粉末粒度及泥質(zhì)含量關(guān)系圖Fig.5 Relation among the permeability, powder size and argillaceous content of Huagang Formation in north-central Xihu Sag

圖6 花港組溶蝕面孔率與物性的關(guān)系Fig.6 Relation between dissolution rate and physical property of Huagang Formation in north-central Xihu Sag

4 優(yōu)質(zhì)儲層強(qiáng)溶蝕區(qū)預(yù)測

目前針對儲層特征分析主要依據(jù)取心資料。鑒于海上大區(qū)域少井、取心成本高的問題，本文從定量成巖相評價入手，搭建地質(zhì)到地球物理技術(shù)預(yù)測的橋梁，克服取心資料評價的局限性，指導(dǎo)勘探開發(fā)的井位部署[20-21]。

4.1 成巖相定量評價

利用巖石粉末粒度測試、鑄體薄片鑒定及圖像分析技術(shù)，提取儲層物性基本參數(shù)進(jìn)行成巖相定量評價[22]。

式中：q0為原始孔隙度；Pri為殘余原生孔面孔率；Psed為次生溶蝕孔面孔率；wc為膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)；wm為雜基的質(zhì)量分?jǐn)?shù)；Raco為視壓實率；Race為視膠結(jié)率；Rad為視溶蝕率[22]。原始孔隙度q0=20.91+22.90/S0， 其中S0為分選系數(shù)[23]。

對西湖凹陷中北部Z3-Z9井區(qū)10多口探井千余件樣品進(jìn)行成巖相定量分析，結(jié)果顯示花港組壓實作用是儲層物性變差的最主要因素，減孔率達(dá)到70%～90%；膠結(jié)較弱，視膠結(jié)率大多數(shù)<15%；溶蝕改造是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的最關(guān)鍵因素，將視溶蝕率>15%作為優(yōu)質(zhì)儲層的一個重要指標(biāo)。綜合分析花港組優(yōu)質(zhì)儲層主控因素、成巖相及物性參數(shù)，將花港組儲層成巖相劃分為A、B、C、D四類(表2)，其中A類為相對優(yōu)質(zhì)儲層。

4.2 強(qiáng)溶蝕區(qū)分布預(yù)測

通過大量的薄片、壓汞等資料分析，發(fā)現(xiàn)溶蝕作用對孔喉大小有明顯的控制作用，而測井參數(shù)能有效地表征儲層孔喉結(jié)構(gòu)，孔喉結(jié)構(gòu)的差異性主要由溶蝕強(qiáng)弱控制。從巖心資料出發(fā)，優(yōu)選能表征成巖相差異的測井參數(shù)，利用BP神經(jīng)擬合技術(shù)建立測井參數(shù)與取心段視溶蝕率的關(guān)系，擬合全井段溶蝕強(qiáng)度曲線，結(jié)合地震敏感屬性對溶蝕率進(jìn)行多元擬合，多地震屬性約束預(yù)測強(qiáng)溶蝕區(qū)。

4.2.1 BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)擬合溶蝕曲線

依據(jù)花港組成巖相定量評價劃分標(biāo)準(zhǔn)，將Z5井區(qū)取心資料劃分為A、B、C、D四類成巖相及對應(yīng)的測井響應(yīng)特征，繪制不同類型成巖相與表征地層信息的測井參數(shù)交會圖(圖7)。優(yōu)選能表征成巖相差異的測井參數(shù)，利用BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)建立敏感參數(shù)(深側(cè)向電阻率、聲波時差、中子、密度等)與視溶蝕率的相關(guān)模型，將成巖相特征測井化(圖8)。第一步以取心段為目標(biāo)評價連續(xù)視溶蝕率；第二步以現(xiàn)有模型為模版，拓展模型至評價層段，尋找相似測井特征評價連續(xù)視溶蝕率。此方法以巖心資料為基礎(chǔ)，首先要求所取巖心能充分代表儲層特征；其次待評價層段與取心段具有相似特征。滿足以上兩點，才能保證BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)評價連續(xù)視溶蝕率的準(zhǔn)確性。Z5井預(yù)測視溶蝕率曲線與實測視溶蝕率吻合度較好(圖9)，誤差范圍在±10%以內(nèi)，滿足預(yù)測精度，并形成全井段視溶蝕率曲線。

表2 花港組成巖相類型劃分Table 2 Classification of diagenetic facies of Huagang Formation in north-central Xihu Sag

圖7 Z5井區(qū)花港組不同類型成巖相與測井參數(shù)交會圖Fig.7 Crossplot of different types of diagenetic facies and logging parameters of Huagang Formation in Well Z5 field

圖8 Z5井區(qū)4類成巖相測井參數(shù)特征Fig.8 The characteristics of logging parameter of four types of diagenetic facies in Well Z5 field

4.2.2 地震多屬性約束預(yù)測強(qiáng)溶蝕區(qū)

花港組儲層厚達(dá)百米以上，砂層內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，傳統(tǒng)反演技術(shù)難以揭示巨厚砂體內(nèi)部情況。本文依據(jù)優(yōu)質(zhì)儲層主控因素分析結(jié)果，以強(qiáng)溶蝕相為切入點，基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)擬合預(yù)測的溶蝕曲線，建立溶蝕率與表征儲層的各地震屬性的關(guān)系，通過地震屬性體進(jìn)行溶蝕率體的計算，實現(xiàn)井預(yù)測過渡到平面預(yù)測。第一步通過選擇表征儲層屬性體(縱橫波速度比體、縱波阻抗體、波阻抗體)和疊后地震，提取井口位置對應(yīng)的偽井曲線。第二步結(jié)合分步迭代屬性優(yōu)選方法，計算選擇與溶蝕率曲線相關(guān)程度較高的屬性曲線。第三步基于曲線屬性的優(yōu)選結(jié)果，通過多元擬合方法完成多屬性曲線向溶蝕率曲線的學(xué)習(xí)，建立溶蝕率曲線與屬性曲線之間的匹配關(guān)系，以Z4井區(qū)4口井H4砂層測井預(yù)測與地震多屬性擬合溶蝕曲線來看，強(qiáng)溶蝕段匹配較好(圖10)。第四步將所得的學(xué)習(xí)關(guān)系投射應(yīng)用到對應(yīng)屬性體運算中，由線及體，計算溶蝕率體，完成強(qiáng)溶蝕區(qū)的預(yù)測。

以Z4井區(qū)為例，根據(jù)溶蝕率的單井標(biāo)定及地震反演結(jié)果(圖11)，平面預(yù)測與單井吻合較好，H4厚砂層溶蝕率分布差異較大，Z4構(gòu)造南部2井、4井溶蝕較強(qiáng)，構(gòu)造核部離油源斷層相對較近且溝通下部平湖組烴源；而Z4構(gòu)造北部3井整體溶蝕較弱，核部斷層未溝通下部平湖組，導(dǎo)致有機(jī)酸供給有限而溶蝕不發(fā)育(圖12)。平湖組有機(jī)酸首先沿油源斷層垂向運移，然后沿砂體輸導(dǎo)層側(cè)向運移。油源斷層及砂體連續(xù)性控制了溶蝕發(fā)育程度，與有機(jī)酸輸導(dǎo)體系相關(guān)。這為有利儲集相帶預(yù)測提供了依據(jù)，指導(dǎo)井位部署。

5 結(jié) 論

a.西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶中北部花港組石英含量較高，抗壓實性能強(qiáng)，泥質(zhì)雜基含量低，砂巖較“潔凈”。次生溶蝕孔隙占70%～80%，儲層物性總體為低孔-低滲，局部發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層。

圖10 Z4井區(qū)H4砂層基于井曲線的多屬性擬合溶蝕曲線Fig.10 Multi-attribute fitting of dissolution curve based on well curve of H4 sand in Well Z4 field紅色：多元回歸預(yù)測溶蝕曲線； 黑色：溶蝕曲線地震頻帶成分

圖11 Z4井區(qū)H4砂層強(qiáng)溶蝕區(qū)分布圖Fig.11 Distribution of strong dissolution area of H4 in Well Z4 field

圖12 Z4井區(qū)H4砂層溶蝕強(qiáng)度與斷裂特征剖面圖Fig.12 Profile showing dissolution strength and fracture characteristics of H4 in Well Z4 field紅色箭頭指示流體運移方向

b.沉積微相控制的潔凈粗粒砂巖是花港組3.5～5 km深度發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的基礎(chǔ)，而成巖期經(jīng)歷溶蝕改造是形成優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵。早期堿性溶蝕形成的環(huán)邊綠泥石包膜，保護(hù)原生孔隙的同時抑制成巖后期的膠結(jié)作用；中成巖A期的有機(jī)酸溶蝕是該區(qū)最重要的溶蝕作用。

c.成巖相定量評價顯示壓實作用是儲層致密化最主要原因，而溶蝕作用是形成優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵。以強(qiáng)溶蝕相為切入點，形成一套基于巖心成巖相分析-測井BP神經(jīng)擬合-地震多屬性約束溶蝕率預(yù)測技術(shù)，對花港組巨厚砂體內(nèi)部優(yōu)質(zhì)儲層展布進(jìn)行預(yù)測，應(yīng)用前景廣闊。