王 靜，夏冬冬，吳勝和，郭秀娟，李 楨

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)重點實驗室，北京 100083；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

鄂爾多斯盆地西南緣延長組長8 致密砂巖為淺水辮狀河三角洲沉積，河道多期疊加，內部儲層非均質性強，儲層質量存在差異，不同儲層質量影響油氣的富集程度，油藏內部存在“甜點”區(qū)，因此表征疊置河道內部儲層質量的空間展布特征具有十分重要的意義。由于致密砂巖儲層經歷了致密化，砂泥波阻抗差異小，地震上難以識別復合砂體及內部的非均質性，用地震資料預測儲層質量效果差。前人研究證明儲層質量受控于沉積和成巖的綜合作用，通過沉積控制成巖、成巖控制儲層質量的思路可以基本明確區(qū)域儲層質量差異的分布規(guī)律[1-8]，但該方法對疊置河道砂體內部儲層質量表征的精度不夠，各類儲層邊界也難以預測。

構型分析是沉積相研究的深入和細化，可明確疊置河道內部單一地質體的形態(tài)、空間展布及疊置方式，精細的儲層構型解剖是了解地下儲層展布和連通特征的有效手段，不同級次的儲層構型單元對致密砂巖儲層質量差異分布具有控制作用。本文通過在密井網(wǎng)區(qū)以沉積相（7 級構型）為基礎開展單一微相（8 級構型）分析，建立儲層構型模式，結合其他沉積要素，采用“構型控制成巖，成巖控制儲層質量”的研究思路，形成構型控制下的致密砂巖儲層質量表征方法，以期提高疊置河道內儲層質量的空間表征精度，明確儲層質量分布規(guī)律，指導預測稀井網(wǎng)區(qū)儲層質量展布，為降低鉆探風險，優(yōu)選有利開發(fā)區(qū)提供地質依據(jù)。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地是多旋回的疊合含油氣盆地，發(fā)育多套含油氣系統(tǒng)，上三疊統(tǒng)延長組是鄂爾多斯盆地最重要的含油氣層系之一，延長組自下而上可細分為 10 個油組，其中長 8 油組是重要的生產層位（圖1）。長8 沉積時期構造環(huán)境整體較穩(wěn)定，盆地地形平緩，坡度極小，以淺水辮狀河三角洲致密砂巖沉積體系為主?？紤]三角洲沉積過程復雜，單一構型模式不全面，本次研究選取了以辮狀河三角洲平原沉積為主的紅河油田和以辮狀河三角洲前緣沉積為主的涇河油田[9-15]作為研究對象，利于建立不同沉積相帶的構型模式，為儲層質量表征提供更有利的地質依據(jù)。

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部（圖1），構造背景上處于盆地西南緣天環(huán)向斜內，長8 沉積時期構造環(huán)境整體較穩(wěn)定，物源來自于盆地西南緣隴西古陸，沉積背景為淺水辮狀河三角洲平原，主要發(fā)育水上分流河道、溢岸砂體和分流間灣等。巖性主要為細砂巖、粉砂巖和泥巖互層，填隙物成分雜基含量少、膠結物含量多。主力儲層孔喉半徑小，平均孔隙度為8.2%，平均滲透率為0.3×10-3μm2。涇河油田位于鄂爾多斯盆地西南緣涇川和正寧縣之間（圖 1），長 8 沉積時期物源同樣來自于隴西古陸，沉積背景為淺水辮狀河三角洲前緣，主要發(fā)育水下分流河道和水下分流河道間，巖性以細砂巖和粉砂質泥巖為主，巖心可見生物擾動、生物鉆孔和水平層理等沉積構造，顆粒分選中等，平均孔隙度為7.5%，平均滲透率為0.4×10-3μm2。

2 密井網(wǎng)區(qū)不同沉積相帶的儲層構型模式

2.1 儲層構型要素類型劃分及特征

基于 Miall 的構型界面識別和多位學者建立的辮狀河三角洲構型級別劃分[16-21]，辮狀河三角洲構型研究主要集中在6～9 級構型，其中6 級構型要素是三角洲沉積體，對應的相是單層砂體微相組合；7級構型要素是同一期疊加河道、同一期疊加河口壩、同一期疊加水道河口壩，對應的相是微相復合體；8級構型要素是單一河道、心灘壩、單一河口壩，對應的相是單一微相；9 級構型要素是單一微相內部的增生體，包括前積體、垂積體和側積體。本次研究是在7 級構型（微相復合體）的基礎上對8 級構型（單一微相）進行分析，選取的HH105 井區(qū)和JH17 井區(qū)，井距均小于500 m，適合開展構型分析?；谛貙Ρ?、分級控制的原則，將長8 砂層組精細劃分為兩個小層長81和長82，其中長81又可進一步分為長、長、長三個單層，作為構型解剖的基礎。依據(jù)區(qū)域沉積背景，結合單砂體韻律性、沉積構造特征、粒度分析特征等，落實研究區(qū)主要的構型要素類型。

2.1.1 辮狀河三角洲平原

通過巖心相和測井相的綜合識別，紅河油田長8 儲層構型要素以辮狀水道和心灘壩為主，砂體結構較復雜。辮狀水道和心灘壩具有相似的巖性特征，均以細砂巖為主，心灘壩局部巖性較粗，達到中砂巖；巖心上辮狀水道底部可見明顯的沖刷面（圖2a），心灘壩可見明顯的槽狀交錯層理（圖2b）；辮狀水道和心灘壩在測井上表現(xiàn)出不同的韻律特征和測井曲線響應特征，同一河道帶內心灘壩的粒度及砂巖厚度均大于辮狀水道，辮狀水道多為向上變細的正韻律或復合韻律，曲線以鐘形為主；心灘壩則以均質韻律或反韻律為主，曲線以箱形或高幅度鐘形為主（圖3）。

圖1 研究區(qū)位置及沉積背景

2.1.2 辮狀河三角洲前緣

涇河油田的沉積背景為辮狀河三角洲前緣亞相水下分流河道微相，識別的構型要素以水下分流河道和河口壩為主。水下分流河道以細砂巖、粉細砂巖為主，沉積構造豐富，底部發(fā)育沖刷面，內部發(fā)育平行層理、塊狀層理等（圖2c，2d），曲線特征以鐘形、微指狀鐘形為主；河口壩以中、細砂巖為主，發(fā)育小型交錯層理、水平層理、波狀層理等（圖2e，2f），單砂體底部呈漸變接觸，曲線特征以漏斗形、疊加漏斗形為主。

河口壩位于水下分流河道的前緣，同一期次內的河口壩粒度略粗于水下分流河道；韻律特征是兩者的主要區(qū)別，水下分流河道以正韻律為主，而河口壩則以反韻律或均質韻律為主；同一河道帶內水下分流河道與河口壩砂體厚度相近或河口壩略厚于水下分流河道（圖3）。

圖2 不同儲層構型要素巖心沉積構造特征

2.2 儲層構型要素空間展布特征

以沉積背景為約束，參考砂體厚度分析結果、現(xiàn)代沉積考察和野外露頭觀察，采用多維互動的方法解剖密井網(wǎng)區(qū)沉積構型，可以明確構型要素空間展布特征，包括構型要素的垂向疊置樣式和平面分布樣式。具體流程：首先利用直井與定向井的砂體解釋成果，采用內插法繪制出砂厚分析圖；再根據(jù)厚度中心法初步判斷單期河道的展布特征；然后以單井構型要素劃分結果為基礎，依據(jù)橫向砂厚變化、物性變化、微相變化等開展構型要素的連井剖面刻畫；最后基于單井和剖面刻畫結果，開展構型要素的平面展布研究。這一過程中要注意單井-剖面-平面的多維互動，相互驗證，相互修改，最終確定不同構型要素合理的空間分布邊界，明確其空間展布特征。

2.2.1 辮狀河三角洲平原

紅河油田長8 儲層存在兩種構型要素垂向疊置樣式（圖 3），一種是辮狀水道與心灘壩拼接樣式，包括辮狀水道整體下切心灘壩和辮狀水道部分下切心灘壩，整體下切中，辮狀水道將心灘壩分開，其成因可能是辮狀水道兩側沉積同時期心灘壩，或是后期的辮狀水道由于下切能力強，將一個心灘壩完全下切分成兩個心灘壩；如果后期水道下切水動力較弱，則成為部分下切式心灘壩。另一種則是單一辮狀水道沉積，多發(fā)育在河道邊部，平面上，心灘壩順物源方向呈近橢圓形分布（長軸平行于物源方向），辮狀水道呈交叉合并的條帶狀分布，心灘壩與辮狀水道構成“寬壩窄河道”的分布樣式，心灘壩長寬比約2∶1。在現(xiàn)代沉積中，常見這種心灘壩呈土豆狀鑲嵌于交織條帶狀的辮狀水道內的平面組合樣式。

2.2.2 辮狀河三角洲前緣

涇河油田長8 儲層存在3 種構型要素垂向疊置樣式（圖3），第一種是水下分流河道與河口壩側向拼接樣式，其成因是水下分流河道流速降低，水動力減弱，較粗粒沉積物發(fā)生沉降，河流分叉；第二種是水下分流河道垂向下切樣式，原因是后期水道對前期沉積的沖刷造成河道下切；第三種是單一水下分流河道沉積，主要發(fā)育在河口壩不發(fā)育的河道區(qū)，可能存在河道側翼的垂向拼接。平面上，河口壩順物源方向展布，成扁橢圓形，水下分流河道變寬，砂壩較上游寬、長加倍，河口壩長寬比約3.2∶1.0。

2.3 儲層構型模式建立

通過密井網(wǎng)區(qū)的構型要素劃分、構型要素空間分布樣式分析，可以獲得表征各構型要素的定量參數(shù)分布范圍、平均值等，依據(jù)該統(tǒng)計結果建立不同沉積相帶的構型要素定量函數(shù)關系，再結合現(xiàn)代沉積考察和野外露頭觀察，構建淺水辮狀河三角洲構型模式，該模式是指導儲層構型研究的重要依據(jù)，對后期或其他相似區(qū)塊的儲層質量預測及定量化表征具有重要地質意義。

紅河油田辮狀水道寬度（x）為180.0～220.0 m，水道砂體厚度（y）為5.6～14.8 m，通過交匯法建立相關關系式為y=0.011 7x+2.07，相關系數(shù)為0.746 2；心灘壩長度（x）為1 100.0～1 250.0 m，寬度（y）為550.0～650.0 m，砂體厚度為6.2 m，建立相關關系式為y=0.418 6x+91.86，相關系數(shù)為0.814 6。通過相關分析，辮狀水道和心灘壩的定量參數(shù)間相關性均較好。

涇河油田水下分流河道寬度（x）為 644.0～1 057.0 m，水道砂體厚度（y）為3.5～12.0 m，通過交匯法建立相關關系式為y=0.019 0x-8.18，相關系數(shù)為0.751 9；河口壩長度（x）為1 500.0～2 700.0 m，寬度（y）為610.0～760.0 m，砂體厚度為6.5 m，建立相關關系式為 y=0.112 3x+468.60，相關系數(shù)為0.625 6。通過相關分析，水下分流河道定量參數(shù)間相關性較好，河口壩的定量參數(shù)間相關性稍差，這可能與分布于河口壩的井位較少有關，河口壩邊界只能依據(jù)構型解剖的形態(tài)進行預測。

在紅河油田和涇河油田構型要素定量表征的基礎上，參考鄱陽湖等現(xiàn)代淺水湖泊沉積特征，建立了適用于鄂爾多斯盆地西南緣淺水辮狀河三角洲沉積的構型模式（圖4）。平原區(qū)以“寬壩窄河道”的沉積樣式為主，向湖盆方向，河道逐漸變寬，厚度變大；前緣區(qū)河口壩局部分布，壩體規(guī)模相對于河道規(guī)模變小。沉積模式的建立利于約束后期的儲層質量預測分析。

3 構型控制下的儲層質量表征

致密砂巖儲層質量受控于沉積和成巖的綜合作用，不同沉積因素（沉積相及砂泥配置關系、巖石相、塑性成分含量等）形成不同的成巖演化序列，進而形成具有不同孔隙結構和不同儲層物性特征的成巖相類型，從而導致儲層質量的差異。通過密井網(wǎng)區(qū)單一微相級次的構型解剖研究，細化了疊置河道內部的沉積因素分布，明確了構型控制下的“沉積因素-成巖相-儲層類型”對應關系，深化表征儲層內部非均質性，達到預測儲層質量空間分布的目的。

圖3 不同沉積相帶構型要素類型及空間展布特征

圖4 鄂爾多斯盆地西南緣長8 淺水辮狀河三角洲沉積模式

3.1 構型控制下的成巖相展布

單一微相級次的成巖相展布研究是表征不同單一微相內垂向和平面上的不同成巖相類型的分布規(guī)律，成巖相展布受控于構型要素的空間展布。依據(jù)巖心粒度分析、掃描電鏡、鑄體薄片等資料的綜合分析，長8 致密砂巖儲層主要受壓實、膠結和溶解作用，根據(jù)這3 種成巖作用的強度和礦物成分，識別并劃分出4 種成巖相類型，不同成巖相類型具有不同的孔隙結構組合和物性特征。通過測井響應圖版建立成巖相測井解釋標準，進行非取心井成巖相解釋，基于解釋結果，在構型模式和構型要素空間展布的約束下，進行成巖相的空間分布預測，從而明確各類成巖相的分布規(guī)律及特征。

3.1.1 綠泥石中溶解相

該相以襯邊綠泥石為主，壓實作用中等，溶解作用較強（圖5a）。主要發(fā)育在心灘壩、河口壩等壩的主體部位，垂向上多位于砂體中上部，富含剛性中-細砂巖，孔隙結構主要為粒間孔-粒內孔-寬片狀喉道組合，平均孔隙度大于10.0%，平均滲透率大于0.3×10-3μm2，儲層物性較好。

3.1.2 方解石中膠結相

該相膠結物主要為方解石，溶解作用較弱，膠結作用中等（圖5b）。主要發(fā)育于分流河道中部，垂向上多位于砂體頂?shù)撞?，以過渡細砂巖為主，孔隙結構主要為粒間孔-寬片狀喉道組合，孔隙度為8.0%～14.0%，滲透率為 0.2×10-3～0.8×10-3μm2，儲層物性較好。

3.1.3 高嶺石膠結相

該相膠結物主要為高嶺石，壓實作用中等，溶解作用較弱，膠結作用中等（圖5c）。主要發(fā)育于心灘壩、河口壩等壩體的側翼，垂向上多位于砂體中下部，以過渡細砂巖為主，孔隙結構主要為粒間孔-微孔隙群-窄片狀喉道，孔隙度為 7.0%～11.0%，滲透率為0.1×10-3～0.3×10-3μm2，儲層物性中等。

3.1.4 強壓實相

該相壓實作用強，膠結作用和溶解作用較弱（圖5d）。主要發(fā)育在分流河道邊部，垂向上多位于薄砂體中，以塑性粉細砂巖為主，孔隙結構主要為微孔隙群-極窄片狀喉道，儲層物性差。

3.2 成巖相控儲層質量展布

圖5 長8 儲層成巖相鏡下特征

儲層質量通常采用表征儲集能力的孔隙度和表征滲流能力的滲透率作為評價參數(shù)進行分類，前人通過對鄂爾多斯盆地西南緣長8 致密砂巖儲層微觀孔隙結構的研究[22-25]，采用具有相似孔滲關系的孔隙結構對孔隙度和滲透率進行截斷，獲得了不同儲層類型的物性劃分標準（表1）。以物性為“橋梁”，可以將成巖相類型與儲層類型建立對應關系，進而獲得構型控制下的“沉積因素-成巖相-儲層類型”對應關系。

采用“單井約束，成巖相控”的原則進行儲層質量的平面展布預測，成巖相類型與儲層類型對應關系單一的，可以將成巖相平面展布變換為儲層類別分布，成巖相類型對應兩種儲層類型的，則以單井儲層類型劃分為依據(jù)，以成巖相分布為約束，以低級別儲層類型為背景圈定高級別儲層類型。長8 油層 I 類儲層主要分布在壩主體部位，平面連續(xù)性較差；II 類儲層主要發(fā)育在分流河道主河道內，連續(xù)性較好；Ⅲ類儲層一般發(fā)育在壩側緣，平面呈環(huán)形分布；IV 類儲層則多發(fā)育于河道邊部（圖6）。

表1 長8 致密砂巖儲層類型劃分標準

通過開發(fā)井產能與儲層質量表征結果對比可以看出，位于I 類儲層和II 類儲層主體部位的油井平均日產油較高，而位于Ⅲ類儲層或II 類儲層邊部的油井日產油較差，儲層質量控制了油井產能的差異。構型控制下的儲層質量平面表征精度和儲層平面非均質性刻畫精度的提高，可有效解釋疊置河道內部油井產能差異的原因，利于挖掘剩余油潛力。

采用“構型控制成巖，成巖控制儲層質量”的多重約束思路，實現(xiàn)了儲層質量的定量表征，解決了由于地震精度不夠無法識別復合砂巖及內部非均質性的問題，細化了疊置河道內部儲層質量的垂向差異變化。壩內部主要發(fā)育 I 類儲層，向壩緣發(fā)育 II類和Ⅲ類儲層，垂向上頂部多為II 類儲層，底部為Ⅲ類儲層；分流河道中心部位主要發(fā)育I 類和II 類儲層，河道底部多為Ⅲ類和IV 類儲層，向壩一側過渡為Ⅲ類儲層，向河道邊部過渡為IV 類儲層。

圖6 構型控制下的儲層質量展布特征

4 方法應用

采用構型控制下的儲層質量表征方法，即在構型模式指導下，開展構型要素分析和構型要素空間分布研究，預測成巖相展布和不同類型儲層質量分布。通過對JH13 稀井網(wǎng)區(qū)（井距大于2 000.0 m）河道內部不同質量儲層的邊界劃分，并依據(jù)預測結果，在區(qū)內設計了水平井JH17P40，預計依次鉆遇II類、III 類和I 類儲層。該井實鉆結果與預測結果吻合度較好，I 類儲層占水平段的70%，平均日產油5.4 t。

構型控制下的儲層質量表征方法合理預測了連片分布的致密砂巖儲層內部不同類型儲層的邊界，為缺乏高精度地震預測資料的鄂爾多斯盆地西南緣地區(qū)，提供了一種大井距間優(yōu)選有利目標的技術手段。

5 結論

（1）本文提出了一種構型控制下的儲層質量表征方法。通過對密井網(wǎng)區(qū)構型要素類型的劃分、空間分布特征的分析及定量化表征，開展疊置河道帶內部構型解剖，構建儲層構型模式及定量表征方法，再結合沉積因素分析、成巖相類型劃分及儲層類型評價，明確儲層質量的分布規(guī)律。

（2）該方法有效地提高了鄂爾多斯盆地西南緣長8 致密砂巖基質儲層質量表征精度，一是解決了常規(guī)沉積-成巖分析方法無法識別疊置河道砂體內部儲層質量差異的問題，將單一儲層類型細化為 4種不同的基質儲層質量類型；二是解決了由于地震精度不夠無法識別復合砂巖及內部非均質性的問題，細化了疊置河道內部儲層質量的差異變化。

（3）儲層質量表征精度的提高，細化了儲層質量差異，從而進一步深化了儲層非均質性的認識，為開發(fā)井網(wǎng)的部署提供了可靠的地質依據(jù)，降低了生產井鉆探風險。