李春梅，張 雷,2，郭天然，于宏宇，李耀才

(1. 東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2. 東北石油大學 非常規(guī)油氣成藏與開發(fā)省部共建國家重點實驗室，黑龍江 大慶 163318； 3. 吉林油田分公司油氣工程研究院，吉林 松原 138000； 4. 大慶油田有限責任公司 第五采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163513； 5. 中國石油集團測井有限公司 長慶事業(yè)部，陜西 西安 710201)

傳統(tǒng)勘探開發(fā)方式已經不能滿足當前石油勘探開發(fā)的發(fā)展要求。石油資源開發(fā)至今，刻畫地下儲層分布范圍并分析儲層的儲集性能是勘探開發(fā)的關鍵問題之一。本文利用數理統(tǒng)計學方法分析每個沉積時間單元沉積微相類型與儲層物性關系特征，分析過程中考慮碎屑沉積物的膠結作用對物性的影響[1]，最后總結沉積微相與儲層物性的對應關系，分析優(yōu)質儲層，為后期油田開發(fā)提供了有利的地質依據。

葡西油田古117區(qū)塊構造位置處于松遼盆地東北部，古龍向斜與大慶長垣交接地帶近與齊家—古龍凹陷內的鼻狀構造，其地理位置位于黑龍江省大慶市，包括肇源縣以及杜爾伯特內蒙古自治縣，周圍區(qū)塊從南到北分別是葡西G1區(qū)塊，大慶長垣油田，高西油田，其西部為他拉哈地區(qū)和英臺地區(qū)，本地區(qū)井位多為開發(fā)井，95%井不取芯、無錄井資料，從極少數取芯井中觀察的巖心發(fā)現，受河能和湖能雙重作用及穩(wěn)定的水下還原環(huán)境影響，泥巖顏色明顯以黑灰為主，氧化色大大減少；有波狀層理、斜波狀層理、韻律層理，攪動構造等出現[1-2]；細砂巖為主，含有泥巖砂巖互層，由此推斷，研究區(qū)目的層屬于三角洲前緣沉積為主，研究范圍約290 km2。

1 油層精細對比劃分

以研究區(qū)沉積環(huán)境、巖性以及粒度為依據進行分析，建立小層級分層標準，進行時間單元劃分對比[1-4]。黑帝廟油層，有一套自然伽馬曲線低、電性高的厚層砂巖，頂部約有厚度5 m的“泥脖子”，可作為標準等時面劃分標志，用來確定黑帝廟頂界，在H22、H23和H26層底部均有穩(wěn)定發(fā)育的泥巖段[3]，以穩(wěn)定泥巖段為標志依據，確定標準等時面，經連井對比把黑帝廟油層劃分6個時間單元[4]，分別是H21、H22、H23、H24、H25、H26(見圖1)。

圖1 黑帝廟小層劃分對比

2 沉積微相類型識別

根據地質資料分析結果及測井曲線資料，識別出6個沉積微相(見表1)，實現全區(qū)各沉積時間單元的沉積微相識別和刻畫[4]。

表1 研究區(qū)微相類型測井曲線特征

3 沉積微相與物性特征分析

儲集層的物性主要包括其孔隙度和滲透率，影響孔隙度和滲透率好壞的因素之一是沉積環(huán)境背景，而沉積背景又包括碎屑巖的組成成分、結構、構造、粒度、分選、磨圓以及流體動力條件[5-6]。當流體動力強的環(huán)境時，其所攜帶的沉積物剛性顆粒含量高，成熟度高，分選好，泥質百分含量低，砂體物性條件好[7]。因此，不同的沉積環(huán)境具有不同的物性特征[8]。

利用區(qū)塊內的99口井測井孔隙度和滲透率1 000個數據點、統(tǒng)計1 000個數據點孔隙度與滲透率的眾數(見圖2a)，可知：黑帝廟油層儲層的孔隙度主要分布在15%～20%，滲透率主要小于10×10-3μm2。數據點的孔隙度平均值為18.2%，滲透率的平均值為1.028×10-3μm2。根據石油行業(yè)標準(SY/T6285-2011)判別，黑帝廟油層為低孔特低滲儲層[9-12]；再以小層為單位，做出研究區(qū)儲層3種主要沉積微相與物性關系圖(見圖2b)；統(tǒng)計結果顯示：水下分流河道微相中的孔隙度最高，平均孔隙度為21.53%；席狀砂微相中的孔隙度最低，平均值為18.57%；水下分流河道微相中的滲透率最大，平均滲透率為25.1×10-3μm2，席狀砂微相中的滲透率最小，平均滲透率為9.8×10-3μm2；分析表明沉積微相對儲層物性具有明顯控制作用，水下分流河道是最有利的儲集相帶席狀砂相對較差。

圖2 沉積微相與孔隙度、滲透率分析

4 沉積微相與膠結物關系分析

膠結物是指填充于碎屑孔隙之間的化學沉淀物，它對碎屑顆只起膠結作用，使碎屑顆粒剛性強[10-11]。在碎屑巖中含量不超過50%。最常見的有鈣質、鐵質，硅質膠結物，膠結物對儲集層物性具有重要的影響，膠結物在不同時期對儲集層物性具有不同的作用，聲波時差小于247 μs/m的儲層膠結嚴重[11]，會影響沉積微相與物性關系。

將數據點進行分類分析，繪制不同沉積微相各個小層概率峰值對應的物性值，與該小層物性平均值的差值，能夠體現該小層是否含有低物性膠結物的可能性，差值越大，含有低物性膠結物的可能性越大。以小層為單位，統(tǒng)計出沉積微相與孔隙度、滲透率的關系(見圖3a)。如圖3a可知：①席狀砂微相孔隙度差值>河口壩微相孔隙度差值>水下分流河道微相孔隙度差值，其中，H25小層席狀砂與河口壩的孔隙度差值最大；②席狀砂微相滲透率差值>水下分流河道微相滲透率差值>河口壩微相滲透率差值，其中席狀砂微相的孔隙度和滲透率差值最大?？纱_定席狀砂微相、河口壩微相均存在低物性膠結物。

根據已知膠結物與聲波之間的對應關系，隨機抽取10口井，結合沉積微相分析數據樣點，確定出目的層膠結物夾層的具體位置(見圖3b)。從圖中可以看出，膠結物分布廣泛，厚度較薄，最厚的也只有2 cm，多數是占據了粒間孔，降低了其孔隙度和滲透率，可能是成巖早期形成的[7-10]。膠結物普遍發(fā)育在席狀砂微相夾層中，而其余的微相含量甚少；根據膠結物與沉積微相對應關系，做出膠結物在各沉積微相分布餅狀示意圖(見圖3c)。從餅狀圖可知：約為75%的膠結物發(fā)育在席狀砂微相，約為11%的膠結物發(fā)育水下分流河道微相中，約為15%的膠結物發(fā)育在河口壩、分流間灣和前三角洲泥微相中；從而可知本研究區(qū)的膠結物普遍發(fā)育在席狀砂微相中，其余的微相存在膠結物少[11]。

圖3 沉積微相與膠結物分析

5 結 語

1)葡西油田古117區(qū)塊黑帝廟油層砂巖巖性主要以細砂巖為主，含有泥巖砂巖互層，長石巖屑粉砂巖，粒度中等、分選磨圓中等—好，分析測井資料識別出6個小層沉積時間單元以及水下分流河道、分流間灣、河口壩、遠砂壩、席狀砂和前三角洲泥等6種沉積微相，水下分流河道水動力最強，砂體最厚。

2)葡西油田古117區(qū)塊黑帝廟油層的孔隙度主要存在與 15%～20%，滲透率主要小于10×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲層。水下分流河道微相中的孔隙度最高，平均孔隙度為21.53%；席狀砂微相中的孔隙度最低，平均值為18.57%。分析表明沉積微相對儲層物性具有明顯控制作用，水下分流河道是最有利的儲集相帶，席狀砂相對較差。

3)葡西油田古117區(qū)塊黑帝廟油層膠結物夾層發(fā)育，約75%的膠結物發(fā)育在席狀砂沉積微相中，厚度0～2 cm，多數是占據了粒間孔，降低了其度和滲透率，可能是成巖早期形成的。