雙坨子氣田泉頭組第一段沉積微相及儲集物性特征

劉運成 阮寶濤 李忠誠 孫艷波 張慧宇

(中國石油天然氣股份有限公司吉林油田勘探開發(fā)研究院,吉林松原138001)

圖1 松遼盆地雙坨子氣田構造位置圖Fig.1 The structural location of the Shuangtuozi gas field in Songliao Basin

雙坨子氣田位于松遼盆地中央坳陷區(qū)華字井階地南部,西為長嶺凹陷,東為東南隆起區(qū)的登婁庫背斜帶,處于油氣運聚的有利區(qū)帶(圖1)。氣田內(nèi)斷層發(fā)育,斷層對氣藏的形成、保存起控制作用[1]。鉆井揭示的地層自上而下依次為第四系、第三系、白堊系上統(tǒng)、白堊系下統(tǒng)(嫩江組、姚家組、青山口組、泉頭組和登婁庫組)、侏羅系營城組。根據(jù)巖性特征,將泉頭組劃分為四段,下部的第一段(簡稱“泉一段”)為灰白、紫紅色砂巖與暗紫色砂巖互層,夾紫紅、灰紫色砂質(zhì)泥巖、含礫砂巖[2]。

近年來,松遼盆地雙坨子氣田已經(jīng)進入了勘探開發(fā)的中-后期,弄清剩余油氣分布態(tài)勢及受控因素,可以為今后該氣藏的勘探部署和調(diào)整開發(fā)方案提供地質(zhì)依據(jù)。據(jù)前人研究及勘探實踐證明,該氣藏泉一段為重要的含油氣層系之一,以河流相沉積為主[3],屬巖性油氣藏,因此分析儲集層在地下的空間展布特征及其屬性的分布特征成為氣藏描述及評價的重點。不同的沉積環(huán)境控制著砂體的展布和儲層性質(zhì),所以沉積相的精細研究對認識儲層特征和分布就顯得至關重要。筆者通過對研究區(qū)泉一段5口井約108 m的巖心進行了詳細的觀察與描述,利用巖石相與測井相轉換技術對42口單井進行了沉積微相的識別與劃分。結合薄片觀察、粒度分析和錄井、測井資料的綜合分析,認為該區(qū)泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂層組)為曲流河沉積,下部(Ⅵ～Ⅷ砂層組)為辮狀河沉積,并按層段編制了泉一段沉積相分布圖,詳細探討了不同沉積微相砂體的儲集物性特征,這對雙坨子氣田泉一段氣藏下一步的勘探和開發(fā)有重要的指導意義。

1 沉積相標志

沉積相及微相的劃分首先是從詳細觀察和描述沉積相標志開始的。主要的沉積相標志包括：沉積學標志、古生物學標志、地球物理測井標志和地球化學標志[4]。由于泉頭組屬陸相沉積環(huán)境,其地球化學標志不甚明顯,古生物標志又過于低調(diào),結合現(xiàn)有資料,研究中主要利用的是沉積學標志和測井相標志。

1.1 沉積學標志

a.巖石顏色：雙坨子地區(qū)泉一段內(nèi),泥巖主要為紫色、紫紅色、棕紅色、棕色和褐色,砂巖以灰色、褐色、雜色為主,部分砂泥巖由于烴類上涌侵染而還原成綠色、灰綠色。其砂泥巖顏色反映了當時的沉積是在干旱-半干旱的氧化環(huán)境下進行的,沉積水體較淺。

b.巖石類型及礦物成分：泉一段砂巖類型以巖屑長石砂巖、長石砂巖及長石巖屑砂巖為主,巖屑石英砂巖偶見。薄片鑒定資料表明該區(qū)泉一段砂巖內(nèi)自生礦物主要為伊利石、環(huán)邊綠泥石、高嶺石及自生石英,這些礦物均反映了氧化環(huán)境的沉積古地貌特征。

c.巖石結構：泉一段砂巖的分選性中-好,磨圓度以次棱角狀為主,說明沉積物搬運的距離遠,離物源區(qū)有一定的距離。

d.粒度分析：泉一段砂巖中碎屑的粒度以細-中粒砂巖為主,其次為極細砂和粉砂。利用粒度分析數(shù)據(jù)作圖(如粒度概率曲線圖、粒度參數(shù)散點圖等)是沉積相研究中常用的手段。根據(jù)弗里德曼的圖解偏度與圖解標準偏差的散點圖顯示[5],泉一段砂巖的偏度值分布在0.81～2.45,標準偏差值在1.62～2.34之間變化,落在河流區(qū)(圖2)。而從標準差與平均值散點圖(圖3)上可以看出,樣品投點位于曲流河砂壩區(qū),說明泉一段應為河流相沉積。

圖2 泉一段粒度分析偏差與標準偏差散點圖Fig.2 The scattergram of fractional analysis deviation and standard deviation in Member 1 of Quantou Formation

圖3 泉一段粒度分析標準偏差與平均值散點圖Fig.3 The scattergram of fractional analysis standard deviation and average in Member 1 of Quantou Formation

e.原生沉積構造：沉積構造是判別沉積環(huán)境和沉積相的重要標志。通過巖心觀察和成因分析,泉一段砂體常含泥礫,具底沖刷與滯留沉積,發(fā)育塊狀構造、交錯層理和平行層理,它們也反映為河道沉積。

f.剖面結構：各種沉積相標志只是沉積環(huán)境某一方面的特征,而不能表現(xiàn)整個沉積環(huán)境在垂向上和橫向上的變化趨勢或總體特征。此外,一種相標志并非某一環(huán)境的獨特標志,可能在很多環(huán)境中都可以出現(xiàn);因此,單一的標志具有多解性。為了研究一個環(huán)境的總體面貌和演化特征而引進了“剖面結構”這一概念。所謂“剖面結構”是指在沉積物剖面上表現(xiàn)出特定的巖性、結構、構造、沖刷面、生物等的組合順序(劉寶珺,1985)。

1.2 測井相標志

目前在沉積相研究中,測井相標志已被廣泛使用,它已成為沉積相研究的一種重要手段。此次沉積微相研究中主要根據(jù)自然電位(SP)、自然伽馬(GR)和電阻率(RT)等測井曲線的組合形態(tài)特征、幅度、頂?shù)捉佑|關系及曲線的光滑程度,結合取心井段巖心沉積微相之分析結果,利用巖石相與測井相轉換技術建立了區(qū)內(nèi)測井相標志[6]。

據(jù)對巖心觀察分析,并結合前人對該區(qū)域沉積相的研究,確定了雙坨子區(qū)泉一段為河流相沉積體系,其中泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂層組)主要發(fā)育曲流河沉積相,下部(Ⅵ～Ⅷ砂層組)主要發(fā)育辮狀河沉積相。依據(jù)曲流河和辮狀河沉積模式,曲流河相可進一步劃分為5種沉積微相類型,分別是邊灘、天然堤、決口扇、河道滯留和泛濫平原;辮狀河相可進一步劃分為4種沉積微相類型,分別是心灘、決口扇、河道滯留和泛濫平原[7](表1)。不同沉積微相在測井曲線上均呈現(xiàn)明顯的特征(圖4、圖5),從而建立了區(qū)內(nèi)測井相識別標志。

表1 雙坨子氣藏泉頭組沉積相劃分方案Table 1 Division program of sedimentary mircofacies of Quantou Formation in the Shuangtuozi gas reservior

2 沉積微相的巖-電特征

2.1 曲流河沉積體系

2.1.1 邊灘微相

泉一段邊灘微相在取心段為中-細砂巖,厚度多在8～12 m之間,分選性好,磨圓度高,很少見到泥質(zhì)沉積物,底部能見到?jīng)_刷面,向上砂巖粒度變細,常見塊狀構造、平行層理和交錯層理。巖心中幾乎未觀察到化石,但常見炭化的植物莖葉的碎片。邊灘剖面結構常發(fā)育在河道滯留微相之上,在SP及GR曲線上為低-中幅的鐘形或齒化鐘形,有時出現(xiàn)二者的疊加,少量為箱形或齒化箱形,底部為突變接觸,頂部為漸變接觸,正旋回明顯(圖4)。

圖4 T105井泉一段第Ⅰ砂層組測井相和曲流河沉積微相的巖-電轉換模型Fig.4 Lithofacies-electrofacies conversion model of the meandering river sedimentary mircofacies of Member 1 of Quantou Formation in Well T105

邊灘沉積厚度大體與河道平均水深相當,可以作為判斷古河道水深和規(guī)模的標志[8]。

2.1.2 河道滯留微相

雙坨子氣田泉一段河道滯留微相沉積取心段可見雜色礫石層,磨圓較好,具有一定的分選性,厚度不大,發(fā)育塊狀構造,底部見沖刷面。礫石層內(nèi)能看到從河岸崩塌下來的半固結的泥塊或泥礫。在GR曲線上為高幅度齒化或微齒鐘形,電阻率曲線也呈現(xiàn)高幅度的齒化鐘形特征(圖5)。

2.1.3 天然堤微相

雙坨子氣田泉一段天然堤微相沉積在取心段為細砂巖和粉砂巖互層,顆粒分選性好,內(nèi)部構造有小波痕層理和平行層理,在剖面結構上常夾于泛濫平原微相之中。在自然電位上為低幅對稱齒形,在自然伽馬(GR)上為高幅對稱齒形(圖4)。

2.1.4 決口扇微相

泉一段決口扇微相在取心段可見砂礫巖-粉砂巖各種粒級的砂巖,垂向上粒度呈正粒序變化,底部多具有明顯的侵蝕面,與下伏洪泛平原泥質(zhì)沉積呈突變接觸;沉積構造比較復雜,小波痕層理、槽狀及板狀交錯層理均有發(fā)育。本區(qū)決口扇沉積厚度一般為3～6 m。在自然伽馬(GR)和電阻率(RT)曲線上都顯中幅齒形,底部曲線為突變接觸(圖5)。

圖5 T108井泉頭組一段測井相和辮狀河沉積微相的巖-電轉換模型Fig.5 Lithofacies-electrofacies conversion model of the braided river sedimentary mircofacies of Member 1 of Quantou Formation in Well T108

2.1.5 泛濫平原微相

雙坨子氣田泉一段泛濫平原微相在取心段主要為大段的紫紅色泥巖。由于受泥漿浸泡,取出的泥巖比較松散破碎,基本識別不出構造類型。在自然電位(SP)和電阻率(RT)曲線上主要為低幅齒狀、齒塊狀曲線(圖5)。

2.2 辮狀河沉積體系

辮狀河沉積體系與曲流河沉積體系最大的區(qū)別在于辮狀河心灘發(fā)育,邊灘和天然堤不發(fā)育。從單井巖性結構剖面或測井曲線(SP,GR和RT等)上看(圖4,圖5),辮狀河垂向上砂體疊置頻繁,砂泥比值高,自然伽馬曲線為高幅齒化狀;而曲流河沉積體系內(nèi)的砂體則顯得比較孤立。下面只對辮狀河沉積體系內(nèi)的心灘微相進行詳細描述,其他微相特征大致與曲流河相應微相相似。

雙坨子地區(qū)泉一段心灘微相在取心段以細砂、粉砂為主,厚度一般在12～20 m,常見交錯層理,底部也見礫巖發(fā)育。在自然伽馬(GR)和電阻率(RT)曲線上都表現(xiàn)為中幅、齒化箱形,偶爾出現(xiàn)齒化鐘形(圖5)。平面上,心灘與河道延伸方向一致。

通過多口單井泉一段綜合測井曲線觀察分析發(fā)現(xiàn),Ⅴ砂層組以下地層的自然伽馬(GR)和電阻率(RT)曲線特征發(fā)生了明顯的變化,曲線平均幅度變高,齒化程度高,反映在巖性剖面為砂體疊置程度高,夾層泥巖多且厚度薄。由此可以認為是沉積相發(fā)生了變化,從曲流河沉積開始轉變?yōu)檗p狀河沉積。

3 沉積微相的平面展布特征

3.1 沉積相圖的編制

在巖心觀察和測井曲線綜合分析的基礎上,確定該區(qū)各類沉積相標志,選擇關鍵井進行單井沉積相的劃分及聯(lián)井沉積相的對比。選擇性地作一些能夠反映巖性組合特征的平面圖件,如曲線形態(tài)分區(qū)圖、純砂巖等厚圖和砂泥巖百分比圖等[9]。本次研究對該區(qū)各井泉一段砂體厚度進行了統(tǒng)計,計算了各砂層組砂泥百分比,繪制了各砂層組砂巖等厚圖。利用上述資料及圖件,進行沉積微相綜合解釋,最后繪制出泉一段上、下段相帶分區(qū)圖。

3.2 沉積相平面展布特征

泉頭組沉積時期松遼盆地南部東南方向存在三大物源,分別隸屬于九臺、長春、懷德水系。這三條河流一條自九臺、農(nóng)安至前郭;另一條由長春經(jīng)農(nóng)安西至前郭;還有一條由懷德經(jīng)雙坨子、大老爺府、孤店西至前郭。三條河流均在前郭一帶匯合進入湖盆[8,9]。

本次研究也認為,雙坨子地區(qū)物源來自于東南方向的懷德水系[10,11],沉積體系沿南東-北西向展布。泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂層組)為曲流河沉積(圖6),主要發(fā)育邊灘、河道滯留、決口扇和泛濫平原微相。沉積砂體受河道控制明顯,多以條帶狀河道砂和透鏡狀點砂壩(即邊灘)分布。砂體較厚的部位集中在點砂壩分布的范圍內(nèi),點砂壩集中分布在河流凸岸側,T105井區(qū)、T106井區(qū)、T109井區(qū)和T112井區(qū)都有分布,四周為泛濫平原沉積;T108井區(qū)附近決口扇微相比較發(fā)育。縱向上砂泥巖互層,呈典型的“泥包砂”特征,單砂體厚度1～10 m不等,疊置砂體厚度可達20～30 m;橫向上砂體連通性不好。

泉一段下部(Ⅵ～Ⅷ砂層組)為辮狀河沉積(圖7),心灘和決口扇沉積微相較發(fā)育。河道沿南東-北西向延伸,透鏡狀心灘砂體平行于水流方向在河道內(nèi)分布,砂體垂向上交錯疊置。橫向上連片發(fā)育,連通性較好。平面上分布穩(wěn)定,在T25井區(qū)、T103井區(qū)、T106井區(qū)、T109井區(qū)、T110井區(qū)、T111井區(qū)、T113井區(qū)和 T116井區(qū)都有分布。決口扇沉積主要分布在 TS1井區(qū)和T108井區(qū),沉積砂體相對比較孤立,但粒度較粗,儲集性好。

4 儲層物性特征

4.1 物性特征

利用儲層物性測試資料進行統(tǒng)計分析可知,泉一段儲層孔滲條件較好。圖8為該區(qū)5口井289個樣品巖心分析的孔隙度和滲透率頻率分布直方圖。孔隙度大多分布在5%～15%的范圍內(nèi),占總樣品數(shù)的89.28%;孔隙度小于5%的樣品僅占4.15%。滲透率集中分布在(0.1～10)×10-3μ m2范圍內(nèi),占總數(shù)的66.44%。按照《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準—— 油氣儲層評價方法》判別,雙坨子氣藏泉一段為中低孔-中低滲型儲層。

4.2 儲集物性與沉積微相的關系

圖6 雙坨子氣田泉一段Ⅰ～Ⅴ砂層組曲流河沉積微相平面分布圖Fig.6 Planar distribution of the meandering river sedimentary microfacies of Member 1 of Quantou Formation(Ⅰ～ Ⅴ sands sets)in the Shuangtuozi gas field

圖7 雙坨子氣田泉一段Ⅵ～Ⅷ砂層組辮狀河沉積微相平面分布圖Fig.7 Planar distribution of the braided river sedimentary microfacies of Member 1 of Quantou Formation(Ⅵ～ Ⅷ sands sets)in the Shuangtuozi gas field

雙坨子泉一段沉積微相共劃分為九種類型,而據(jù)統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn),邊灘、心灘、決口扇和河道滯留微相為主力產(chǎn)氣微相。儲層孔隙度的大小和滲透率的高低與沉積微相有著密切的關系。沉積物的原始儲集物性主要取決于粒度、分選性、磨圓度、膠結物和雜基含量,它們均受控于沉積環(huán)境,亦即沉積相。因此,不同沉積微相的孔隙度和滲透率也應表現(xiàn)出不同的特征[12]。

圖8 泉一段儲層巖芯分析樣品孔隙度、滲透率頻率分布直方圖Fig.8 The histogram of the porosity and permeability based on the core analysis

圖9 不同沉積微相的巖芯分析樣品的孔隙度和滲透率的平均值Fig.9 The average of the porosity and permeability based on the core analysis of different sedimentary mircofacies

表2 不同沉積微相孔隙度和滲透率的平均值比較Table 2 The porosity and permeability of different sedimentary mircofacies

圖9和表2給出了不同沉積微相巖心分析樣品的孔隙度和滲透率的范圍值與平均值,更能直觀地反映出不同沉積微相與儲集物性之間的匹配關系。邊灘微相儲層物性最好,其孔隙度平均值為20.94%,滲透率平均值為 128.13×10-3μ m2;其次為心灘微相,其孔隙度平均值為8.1%,滲透率平均值為34.75×10-3μ m2;再次為決口扇微相,其孔隙度平均值為10.37%,滲透率平均值為16.59×10-3μ m2;最差為河道滯留微相,其孔隙度平均值為 7.73%,滲透率平均值為 30.33×10-3μ m2。綜合上述分析認為,邊灘砂體是研究區(qū)曲流河沉積中最有利的儲集相帶,心灘砂體是辮狀河沉積中最有利的儲集相帶。相比較而言,曲流河沉積相內(nèi)發(fā)育的儲層更優(yōu)于辮狀河內(nèi)的儲層。

5 結論

a.雙坨子氣田泉一段上部地層(Ⅰ～Ⅴ砂層組)主要以曲流河沉積為主,發(fā)育邊灘、決口扇、河道滯留、天然堤和泛濫平原沉積微相,砂體較厚的部位集中在河流凸岸側邊灘分布的范圍內(nèi);泉一段下部地層(Ⅵ～Ⅷ砂層組)主要以辮狀河沉積為主,發(fā)育心灘、決口扇、河道滯留和泛濫平原沉積微相,砂體較厚的部位集中在平行于水流方向河道內(nèi)心灘分布的范圍內(nèi)。

b.泉一段沉積的物源來自東南方向的懷德水系。

c.泉一段以中低孔-中低滲型儲層為主。邊灘砂體是曲流河沉積中物性好而最有利的儲集相帶,心灘砂體是辮狀河沉積中物性好而最有利的儲集相帶。曲流河沉積相內(nèi)發(fā)育的儲層更優(yōu)于辮狀河內(nèi)的儲層。

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