高 雨， 盧志遠(yuǎn)， 蔣慶平， 熊 千， 李 勝, 李維鋒*

(1.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院， 武漢 430100； 2.中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 克拉瑪依 834000)

巖石物理相是具有一定巖石物理性質(zhì)和滲流特征的儲(chǔ)集層成因單元[1-6]，它能反映儲(chǔ)層宏觀或微觀的巖石物理特征和地質(zhì)成因機(jī)理，因而具備地質(zhì)“相”的預(yù)測(cè)功能[7]。在準(zhǔn)噶爾盆地百口泉組、鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組等非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲(chǔ)層的分類評(píng)價(jià)中綜合構(gòu)造相、沉積相及成巖相進(jìn)行研究取得了良好應(yīng)用效果[8-12]。胡向陽(yáng)等[13]將流動(dòng)帶指數(shù)(flow zone indicator, FZI)引入到巖石物理相的劃分中，建立巖性復(fù)雜區(qū)域含水飽和度精細(xì)解釋模型。傅麗平等[14]在裂縫發(fā)育儲(chǔ)層中利用巖石物理相結(jié)合裂縫孔隙度和巖石物理相變異系數(shù)對(duì)非均質(zhì)性極強(qiáng)儲(chǔ)層進(jìn)行了劃分。綜上所述，巖石物理相可以有效預(yù)測(cè)有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)域和闡釋儲(chǔ)層非均質(zhì)性產(chǎn)生的原因。

瑪湖凹陷M1井區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層厚度大，油藏儲(chǔ)量豐富，但儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，壓裂投產(chǎn)后，不同井之間和同井不同層之間產(chǎn)能差異巨大。以往在砂礫巖儲(chǔ)層分類研究中常從泥質(zhì)含量、成巖改造作用、黏土礦物類型及含量等單一方面進(jìn)行研究[15-22]，這些方法在瑪湖凹陷砂礫巖儲(chǔ)層研究應(yīng)用中，發(fā)現(xiàn)局部區(qū)域?qū)嵱眯院?，但總體效果不佳。本次研究從巖石物理相出發(fā)，在取心化驗(yàn)、測(cè)錄井資料充足的情況下，充分考慮沉積相、成巖相、裂縫相三者對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，對(duì)M1井區(qū)上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層特征和分類展開研究，厘清砂礫巖物性、含油性以及試油差異的根本原因，為下一步勘探開發(fā)指明方向。

1 地質(zhì)背景

M1井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷南斜坡，距離克拉瑪依市區(qū)36.8 km，勘查面積約4 000 km2(圖1)。上烏爾禾組為西北高東南低的單斜構(gòu)造，地層傾角較小，為一套大型湖侵退積型扇三角洲[18-19]。扇三角洲平原及前緣，前三角洲均完整發(fā)育，砂體搭接連片，呈廣覆式分布，且從下而上隨著湖平面上升，砂礫巖含量逐漸減少。

圖1 研究區(qū)地理位置Fig.1 Location of the study area

根據(jù)沉積序列及巖性特征，上烏爾禾組自下而上分為烏一段(P3w1)、烏二段(P3w2)、烏三段(P3w3)，其中P3w3以紅褐色泥巖為主，為區(qū)域性蓋層。P3w2、P3w1儲(chǔ)層主要為灰色砂礫巖，礫石成分以凝灰?guī)r(40.5%)為主，其次為沉積巖巖屑(35.0%)和中酸性噴出巖巖屑(25.5%)。礫石粒徑在2～35 mm，多為次棱角-次圓狀，分選差，顆粒支撐。儲(chǔ)層填隙物主要為泥質(zhì)，極少量的綠泥石。膠結(jié)物以方解石為主，少量的黃鐵礦，膠結(jié)程度中等-致密。儲(chǔ)層孔隙度為3.10%～14.30%，中值為6.25%；滲透率為0.018～959 mD，中值為1.88 mD，為特低孔、特低滲儲(chǔ)層。

2 巖石物理相類型及特征

2.1 沉積相

上烏爾禾組為一套湖侵退積型扇三角洲，砂礫巖儲(chǔ)層主要發(fā)育在扇三角洲平原的扇面河道、泥石流，扇三角洲前緣的水下分流河道中。扇三角洲存在突發(fā)性洪流(重力流)與常態(tài)水流(牽引流)兩種不同類型流體[23-30]，而不同類型流體形成的砂礫巖物性有顯著差別。

扇面河道和水下分流河道微相砂體為牽引流砂礫巖[圖2(a)、圖2(b)]，儲(chǔ)集空間類型以剩余粒間孔為主，次生孔隙較少，分選性相對(duì)較好，泥質(zhì)雜基含量低。扇面河道測(cè)井曲線表現(xiàn)為自然伽馬(natural gammaray, GR)與地層真電阻率(true formation resistivity,RT)曲線呈現(xiàn)出明顯的下大上小的微齒化鐘形形態(tài)。巖性向上漸變?yōu)楹[砂巖、砂巖，表明水動(dòng)力條件不斷減弱，砂體粒度不斷變細(xì)。水下分流河道為中厚層箱形形態(tài)，RT曲線光滑，向上及向下迅速突變?yōu)槟鄮r，表明沉積時(shí)水動(dòng)力比較穩(wěn)定，缺乏頂部細(xì)粒砂質(zhì)沉積部分，上下有泥巖作為隔夾層，儲(chǔ)集性能好[圖3(a)、圖3(b)]。

雖然水下分流河道和扇面河道受到同一種流體控制，但扇面河道位于扇三角洲平原水上環(huán)境，距離物源近，受災(zāi)變期泥石流的直接影響。而水下分流河道是扇面河道的延伸，位于離物源較遠(yuǎn)的扇三角洲前緣水下環(huán)境，經(jīng)歷了長(zhǎng)期穩(wěn)定水流的改造，其物性要明顯好于扇面河道砂體。

泥石流微相發(fā)育重力流砂礫巖，泥質(zhì)雜基含量高，原生孔隙被破壞，儲(chǔ)集空間類型以次生孔隙為主，礫石顆粒多呈漂浮狀，且分選磨圓差[圖2(c)]。測(cè)井曲線表現(xiàn)為中高幅箱形，單層厚度大，密度大[圖3(c)]，說(shuō)明沉積時(shí)水動(dòng)力瞬間達(dá)到最強(qiáng)并持續(xù)一段時(shí)間，同時(shí)擁有穩(wěn)定的物源供應(yīng)，砂、礫及泥混雜，物性極差。

M1井區(qū)上烏爾禾組水下分流河道砂礫巖物性最好，扇面河道其次，泥石流最差。

圖2 M1井區(qū)上烏爾禾組砂礫巖不同沉積微相典型巖心照片F(xiàn)ig.2 Iypical sedimentary microfacies core photos

圖3 M1井區(qū)上烏爾禾組砂礫巖不同沉積微相測(cè)井曲線Fig.3 Logging curve of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

2.2 裂縫相

據(jù)巖心觀察和成像測(cè)井解釋結(jié)果統(tǒng)計(jì)，工區(qū)內(nèi)上烏爾禾組裂縫發(fā)育程度低，主要發(fā)育微量的粒內(nèi)壓碎縫(不足1%)和誘導(dǎo)縫。粒內(nèi)壓碎縫發(fā)育于近物源，粒級(jí)較粗的砂礫巖中。裂縫僅限于礫石級(jí)或粗砂級(jí)顆粒內(nèi)部，而不切穿顆粒群，走向多垂直于顆粒接觸點(diǎn)的法線方向。總之，工區(qū)內(nèi)上烏爾禾組儲(chǔ)層以孔隙為主，裂縫欠發(fā)育，裂縫相對(duì)于工區(qū)內(nèi)礫巖儲(chǔ)層影響不做考慮。

2.3 成巖相

成巖相包括成巖環(huán)境和相應(yīng)環(huán)境下產(chǎn)物兩個(gè)方面內(nèi)容，能很好地反映當(dāng)前砂礫巖儲(chǔ)層的情況。通過(guò)鑄體薄片、掃描電鏡和X衍射觀察，上烏爾禾組成巖作用主要為壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕作用。上烏爾禾組埋深較大，普遍在3 100 m以下，最深可達(dá)3 700 m，壓實(shí)作用強(qiáng)，沉積物顆粒之間以線接觸為主[圖4(a)]。石英自生加大較為常見，膠結(jié)類型主要為壓嵌型，常見方解石膠結(jié)[圖4(b)]。主要儲(chǔ)集空間為剩余粒間孔，次為長(zhǎng)石、巖屑顆粒粒內(nèi)溶孔[圖4(c)、圖4(d)]。掃描電鏡可見書頁(yè)、蠕蟲狀高嶺石，針狀、絲發(fā)狀伊利石和絨球狀、葉片狀綠泥石[圖4(e)]。

根據(jù)巖石顆粒接觸類型、溶蝕作用、石英自生加大現(xiàn)象，同時(shí)上烏爾禾組黏土礦物以伊蒙混層為主(58.3%)，且大部分已向伊利石轉(zhuǎn)化，未見蒙皂石，有機(jī)質(zhì)成熟度為0.85%～1.3%，認(rèn)為上烏爾禾組成巖階段主要為中成巖A期，少部分處于中成巖B期。典型的成巖演化序列為：機(jī)械壓實(shí)→綠泥石黏土膜膠結(jié)→石英自生加大→長(zhǎng)石、巖屑溶蝕→高嶺石沉淀→晚期方解石膠結(jié)。

圖4 M1井區(qū)上烏爾禾組鏡下成巖作用和成巖相特征Fig.4 Microscopic diagenetic features of various diagenetic facies of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

依據(jù)成巖作用的類型、強(qiáng)弱和對(duì)儲(chǔ)層影響程度，結(jié)合成巖序列，將上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層劃分成4種成巖相：①弱成巖作用相[圖4(f)]，主要發(fā)育在分選較好的水下分流河道砂礫巖中，粒間泥質(zhì)雜基含量較少，局部有綠泥石包膜發(fā)育，抗壓實(shí)能力較強(qiáng)；②溶蝕相[圖4(g)]，主要發(fā)育在分選較好的扇面河道砂礫巖中，壓實(shí)作用較強(qiáng)，原生粒間孔較少，孔隙主要為長(zhǎng)石顆粒和巖屑的溶蝕；③壓實(shí)致密相[圖4(h)]，主要存在泥石流砂礫巖中，泥質(zhì)雜基含量高，壓實(shí)作用強(qiáng)，只發(fā)育有少量粒內(nèi)溶孔；④方解石膠結(jié)相[圖4(i)]，為方解石膠結(jié)物破壞了原有孔隙。

不同測(cè)井曲線對(duì)于不同成巖相敏感程度差異較明顯，研究發(fā)現(xiàn)聲波時(shí)差、自然伽馬和密度常規(guī)測(cè)井曲線對(duì)于不同成巖相敏感度較高，由此總結(jié)了4種不同成巖相在測(cè)井曲線上的響應(yīng)特征(表1)。

根據(jù)以上研究，利用沉積相和成巖相之間的組合，上烏爾禾組巖石物理相主要存在6種：水下分流河道-弱成巖作用相、水下分流河道-溶蝕相、扇面河道-弱成巖作用相、扇面河道-溶蝕相、泥石流-壓實(shí)致密相、砂礫巖方解石膠結(jié)成巖相。

表1 M1井區(qū)上烏爾禾組儲(chǔ)層成巖相測(cè)井響應(yīng)特征Table 1 Well logging response characteristics of the Upper Wuerhe formation in M1 block

3 儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

依據(jù)上烏爾禾組巖石物理相對(duì)儲(chǔ)層孔隙的影響，對(duì)上述巖石物理相聚類分析，同時(shí)結(jié)合物性、壓汞、核磁、巖心含油性、試油等數(shù)據(jù)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分類表征，將儲(chǔ)層分為3類(圖5～圖7)。

圖5 M1井區(qū)上烏爾禾組各類儲(chǔ)層鑄體薄片和熒光薄片特征Fig.5 Cast thin section and fluorescent thin section of the Upper Wuerhe Formation of three different types in M1 block

圖6 M1井區(qū)上烏爾禾組各類儲(chǔ)層壓汞曲線特征Fig.6 Intrusive mercury curve of the Upper Wuerhe Formation of three different types in M1 block

Ⅰ類儲(chǔ)層為水下分流河道-弱成巖作用相，為最有利的沉積微相和成巖相疊加發(fā)育地區(qū)，長(zhǎng)期受河流沖刷改造作用，壓實(shí)作用小，同時(shí)又有一定的溶蝕作用影響，形成了良好的孔隙結(jié)構(gòu)，剩余粒間孔占比較大，是最有利的儲(chǔ)層。該類儲(chǔ)層孔隙類型為原生孔-溶孔，主要為剩余粒間孔，泥質(zhì)含量小于3%；巖性以細(xì)礫為主，礫石粒度集中在2～8 mm，孔滲最好(表2)。接觸類型為點(diǎn)-線接觸，巖心含油等級(jí)主要為油斑和油浸，試油產(chǎn)量一般大于10 t/d；壓汞和核磁實(shí)驗(yàn)說(shuō)明一類儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)優(yōu)秀，排驅(qū)壓力小，大于10 ms孔隙發(fā)育，可動(dòng)流體飽和度大于23%。

Ⅱ類儲(chǔ)層為水下分流河道-溶蝕相、扇面河道-弱成巖作用相、扇面河道-溶蝕相，主要為較有利沉積微相(扇面河道)和較有利成巖相組合(溶蝕相)，受到壓實(shí)作用影響較大，孔隙結(jié)構(gòu)較差。儲(chǔ)層孔隙類型以次生溶孔為主，泥質(zhì)含量小于6%，巖性以小礫為主，礫石粒度集中8～16 mm，孔滲稍差。接觸類型為線接觸，分選較好，巖心含油等級(jí)主要為油斑，試油產(chǎn)量在5～10 t/d；壓汞和核磁實(shí)驗(yàn)說(shuō)明Ⅱ類儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)較差，排驅(qū)壓力較大，可動(dòng)流體飽和度在15%～23%。

圖8 M1井區(qū)上烏爾禾組烏二段南部?jī)?chǔ)層類型與生產(chǎn)試油對(duì)比Fig.8 Comparison of various petrophysical facies and oil test of the South P3w2 the Upper Wuerhe formation in M1 block

Ⅲ類儲(chǔ)層為重力流-壓實(shí)致密相和砂礫巖方解石膠結(jié)成巖相，主要為不利沉積微相(泥石流)和破壞性成巖相(致密壓實(shí))組合，或者為有利巖石物理相后期經(jīng)歷了膠結(jié)作用的破壞，孔隙結(jié)構(gòu)差，不是有效儲(chǔ)層。儲(chǔ)層孔隙類型主要為次生溶孔和粒間微孔，薄片幾乎觀察不到孔隙，泥質(zhì)含量大于6%，巖性以中礫為主，礫石粒度集中16～35 mm，孔滲最差。膠結(jié)類型為壓嵌，分選差，含油等級(jí)主要為熒光和不含油，試油產(chǎn)量小于5 t/d；壓汞和核磁實(shí)驗(yàn)說(shuō)明Ⅲ類儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)差，主要只發(fā)育小于10 ms的孔隙，排驅(qū)壓力大，可動(dòng)流體飽和度小于15%。

表2 M1井區(qū)上烏爾禾組各類儲(chǔ)層參數(shù)特征Table 2 Reservoir parameter of varies types of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

4 油氣勘探意義

在單井沉積微相和成巖相劃分的基礎(chǔ)上，利用兩者疊加得到單井巖石物理相，根據(jù)優(yōu)勢(shì)相成圖原則，繪制上烏爾禾組烏二段巖石物理相平面展布圖，依據(jù)優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層平面圖來(lái)看(圖8)，試油結(jié)果與儲(chǔ)層類型匹配好，I類和II類儲(chǔ)層普遍對(duì)應(yīng)于中高效儲(chǔ)層，試油效果良好。上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層的差異受到了沉積時(shí)不同流體的影響，即使經(jīng)歷了同等程度的成巖作用，最后孔隙結(jié)構(gòu)也有顯著差異，這種差異是受到巖石物理相嚴(yán)格控制。同時(shí)盡管單井的產(chǎn)能受到壓裂、成藏條件、圈閉等因素影響，但是通過(guò)沉積相和巖石相的相結(jié)合研究，巖石物理相仍然能夠很好地預(yù)測(cè)儲(chǔ)層有利區(qū)。綜上，砂礫巖儲(chǔ)層的孔隙、試油差異受到巖石物理相的控制，巖石物理相對(duì)于油氣勘探有著良好的指示作用。

5 結(jié)論

(1)M1井區(qū)上烏爾禾組發(fā)育湖侵退積型扇三角洲，水下分流河道為最有利沉積微相，砂礫巖儲(chǔ)層物性最好，扇面河道微相稍差，泥石流微相中不發(fā)育有利儲(chǔ)層。

(2)上烏爾禾組成巖相依據(jù)成巖作用的類型和強(qiáng)度劃分為弱成巖作用相、溶蝕相、壓實(shí)致密相、方解石膠結(jié)相4類。其中弱成巖作用相是最為有利成巖相，溶蝕相對(duì)于儲(chǔ)層也有一定建設(shè)作用，其余兩種成巖相對(duì)于儲(chǔ)層只有破壞作用。

(3)結(jié)合沉積相和成巖相劃分出6種巖石物理相，并按照對(duì)儲(chǔ)層物性的影響歸為3大類，儲(chǔ)層由此也分為3類。其中1類和2類巖石物理相對(duì)應(yīng)于I類和II類儲(chǔ)層，為有利儲(chǔ)層，3類巖石物理對(duì)應(yīng)Ⅲ類儲(chǔ)層，儲(chǔ)集性能差。