疏松砂巖儲層成巖相劃分與定量表征
——以準噶爾盆地東部三臺油田北10井區(qū)為例

杜飛 ，姚宗全 ，劉勇 ，向輝 ，姜濤 ，馬迪娜·馬吾提汗 ，楊凡凡

（1.新疆大學地質(zhì)與礦業(yè)工程學院，新疆 烏魯木齊 830000；2.中亞地質(zhì)礦產(chǎn)信息集成自治區(qū)重點實驗室，新疆 烏魯木齊 830000；3.中國石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 克拉瑪依 831511）

0 引言

疏松砂巖儲層埋藏較淺，孔隙發(fā)育，膠結性較差，非均質(zhì)性較強，易于形成油氣生儲有利區(qū)帶［1］，但在生產(chǎn)過程中存在較為明顯的儲層出砂問題。20世紀80年代，美國學者Brigham等［2-3］利用井間示蹤技術研究疏松砂巖儲層內(nèi)部非均質(zhì)性，將疏松砂巖儲層類型劃分為大孔道中滲及大孔道低滲2種類型。張衛(wèi)東等［4］認為疏松砂巖粒度分布符合分形規(guī)律，可采用分形維數(shù)表征儲層巖相粒度分布特征、物性特征。目前儲層成巖相劃分主要依據(jù)成巖作用、成巖礦物、成巖環(huán)境和成巖演化序列等進行綜合考量［5-6］，結果更為準確。

研究區(qū)位于五梁山斷裂與西地斷裂之間，地質(zhì)演化史漫長，受地質(zhì)活動影響，儲層砂巖疏松，層間、層內(nèi)非均質(zhì)性較為明顯［7-8］。前人所做工作多為物源分析、儲層精細刻畫等，本文根據(jù)巖心、鑄體薄片等資料，按照礦物成分、沉積結構對疏松砂巖儲層成巖相進行劃分［9］，并利用常規(guī)測井數(shù)據(jù)和典型層位連續(xù)測井樣本，將變化范圍較廣、靈敏度較高的測井資料組合進行交會。利用投點效果相對較好的密度-自然伽馬交會組合，建立定量決策模型。根據(jù)決策模型劃分結果，對疏松砂巖儲層巖相準確識別，協(xié)助疏松砂巖儲層出砂問題的研究。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)背景

三臺油田北部為北三臺凸起，阜康斷裂帶為其南部邊界，與博格達山前凹陷相接，西部與阜康凹陷接壤，東部與吉木薩爾凹陷相接。在區(qū)域地質(zhì)構造上屬于東泉堤隆南部北三臺凸起的延伸［10］（見圖1）。

圖1 研究區(qū)位置及地質(zhì)概況

研究區(qū)經(jīng)歷了海西、印支、燕山、喜山等多期構造運動，在3期燕山運動作用下，沉積地層改造頻繁［11］。侏羅系下統(tǒng)在燕山Ⅰ幕運動中遭受強烈剝蝕；中侏羅統(tǒng)頭屯河組沉積后，發(fā)生燕山Ⅱ幕運動，先前沉積的地層發(fā)生強烈的改造，與下伏地層形成區(qū)域性不整合；燕山Ⅲ幕中，區(qū)內(nèi)地層變緩，整體呈現(xiàn)出由東向西逐漸降低的趨勢［12］。

研究區(qū)基底為一套石炭系火山巖，二疊系與三疊系主要為高水位體系湖泊相砂巖、泥巖沉積［13］。中侏羅統(tǒng)頭屯河組與三疊系呈角度不整合接觸，發(fā)育一套低水位辮狀河三角洲分流河道砂巖及泛濫平原相泥巖、泥質(zhì)粉砂巖。

1.2 砂巖儲層基本特征

三臺油田北10井區(qū)侏羅系頭屯河組儲層以連片砂巖儲層為主，為辮狀河下三角洲平原、三角洲前緣沉積，廣泛發(fā)育分流河道及分流間灣［14］。沉積類型多為河道充填沉積及泛濫平原沉積。

含礫砂巖段主要為低水位河道底部沖刷充填沉積物，巖性上可分為大中礫巖（粒徑φ為16～32 mm）、小中礫巖（φ為8～16 mm）、細礫巖（φ為2～8 mm）。疏松砂巖儲層中可分辨同級顆粒支撐、多級顆粒支撐、砂質(zhì)基質(zhì)支撐3種砂巖顆粒支撐類型［15］。

通過觀察鑄體薄片并結合分析化驗資料認為，砂體主要為成分成熟度較低、結構成熟度中等的中細粒長石巖屑砂巖，中細粒巖屑砂巖次之，巖屑體積分數(shù)較高，主要成分為中酸性火山碎屑巖。

薄片分析顯示砂巖總體以原生粒間孔隙為主，儲層內(nèi)部空間充填大量自生黏土礦物，其中蒙皂石體積分數(shù)最高，達64%（見表1）。巖體處于早成巖末期的半成熟階段，且埋深較淺，壓實作用較弱，典型井疏松砂巖儲層破碎嚴重。

表1 三臺油田北10井區(qū)疏松砂巖典型井巖性特征

2 疏松砂巖成巖相的劃分及特征描述

三臺油田頭屯河組砂巖儲層在沉積演化過程中經(jīng)歷了燕山Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ幕等多期地質(zhì)構造運動，發(fā)育連片疏松砂巖，具有橫向連續(xù)、縱向斷續(xù)的特點。整體膠結較差，部分井疏松砂巖骨架無法支撐上覆地層應力，破碎現(xiàn)象較為明顯（見圖2）。

圖2 北10井區(qū)疏松砂巖巖心特征

2.1 成巖作用

受構造作用影響，疏松砂巖儲層多集中于五梁山斷裂和西地斷裂附近，斷裂的出現(xiàn)，增強了流體的流動性，為疏松砂巖的形成提供了外部條件，與之相比，非疏松砂巖段儲層多離斷裂帶較遠，基本不出砂。經(jīng)過巖石學特征對比認為：疏松砂巖段分選磨圓一般，弱膠結，顆粒間膠結方式以接觸式和孔隙式為主，僅經(jīng)歷了早成巖階段的機械壓實和膠結作用，后期膠結作用對疏松砂巖的形成影響不大，且自身黏土礦物體積分數(shù)較高，成為形成疏松砂巖的內(nèi)部條件；而非疏松砂巖段儲層自生黏土礦物較低，后期經(jīng)歷了較強的壓實作用和膠結作用，孔隙相對不發(fā)育，基本不出砂。

通過對儲層疏松砂巖的觀察研究，認為該類型砂巖在形成過程中受到的成巖作用有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用等。

1）壓實作用。由于研究區(qū)疏松砂巖儲層埋藏較淺，所以壓實作用主要為機械壓實作用，鏡下未發(fā)現(xiàn)塑性礦物彎曲或剛性礦物破裂的現(xiàn)象［16］，且未見壓溶作用等化學壓實作用。與研究區(qū)非疏松砂巖儲層相比，疏松砂巖儲層分選、磨圓較好，且地層壓力較低，壓實強度較弱，原始粒間孔隙較為發(fā)育，塑性巖屑無擠壓變形現(xiàn)象。

2）膠結作用。根據(jù)研究區(qū)具有穩(wěn)定水流沉積環(huán)境這一特征，本文認為疏松砂巖儲層巖石薄片在鏡下呈現(xiàn)出的巖石顆粒相互直接接觸的膠結方式為孔隙式膠結。非疏松砂巖儲層中孔隙內(nèi)部雜基充填物較多，而疏松砂巖儲層中自生黏土礦物體積分數(shù)較高，故認為鏡下黏土礦物呈現(xiàn)孔隙充填狀的膠結方式為自生黏土礦物膠結［17］，此種膠結方式使得儲層孔隙和喉道變小，滲透率變差。

3）溶蝕作用。研究區(qū)砂巖儲層溶蝕作用主要表現(xiàn)為礦物顆粒的不一致溶蝕，主要是長石溶蝕成為高嶺石，是一種選擇性溶蝕。砂巖儲層中原生孔隙與次生孔隙經(jīng)溶蝕去膠結化后，在地質(zhì)營力與化學作用影響下形成了少量微裂縫。

2.2 成巖相類型及特征

成巖相分類依據(jù)目前暫無明確標準，本文根據(jù)研究區(qū)疏松砂巖儲層巖性、物性、電性，將成巖作用與構造運動、沉積相帶、孔滲特征等相結合，將疏松砂巖儲層巖相劃分為自生黏土礦物充填相、弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相、顆粒支撐砂礫巖相3種成巖相［18］。

2.2.1 自生黏土礦物充填相

研究區(qū)儲層內(nèi)部自生黏土礦物充填形式在鏡下表現(xiàn)為黏土礦物以單體形態(tài)或集合體形態(tài)充填于砂巖顆粒之間的孔隙中或微裂隙壁上。按其充填的程度可認定為不完全充填。隨著地層深度的增加，蒙皂石在溫壓達到閾值時向伊利石轉化，使得伊利石的相對體積分數(shù)呈現(xiàn)隨地層深度增加而增加的趨勢，且伊利石多以絲狀充填于伊/蒙混層內(nèi)部。由于蒙皂石及伊/蒙混層的充填，儲層砂巖在弱膠結作用下經(jīng)歷了多期地質(zhì)構造運動及化學溶蝕作用，巖石骨架較為松散，砂體顆粒易隨流體運移，堵塞于孔喉節(jié)點處［19］（見圖 3）。 研究區(qū)疏松砂巖儲層自生黏土礦物孔隙度達8.32%～15.83%，平均 11.43%，滲透率為 29×10-3～78 ×10-3μm2，為中孔、中低滲儲層。

圖3 自生黏土礦物充填相鏡下特征

綜合判斷，自生黏土礦物充填相不能作為本區(qū)儲層的有利相。此類巖相在測井數(shù)據(jù)上的特征表現(xiàn)為自然伽馬（GR）、聲波時差（AC）、密度（DEN）相對較高，電阻率（Rt）中等，補償中子（CNL）中等（見圖 4）。

圖4 自生黏土礦物充填相常規(guī)測井響應特征

2.2.2 弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相

弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相在研究區(qū)辮狀河三角洲分流河道、辮流壩等沉積微相中較為發(fā)育。巖性以細砂巖、粉細砂巖為主，少量溶蝕相發(fā)育于辮流壩相砂體中上部的中細砂巖儲層之中，顆粒分選性較好，膠結方式多為孔隙式膠結。長石與火山碎屑等不穩(wěn)定組分部分溶蝕，通過觀察鑄體薄片發(fā)現(xiàn)，此類溶蝕孔隙不具有明確的方向。研究認為，此類溶蝕孔隙形成的主控因素為蒙皂石向伊利石轉化時生成H+，使得砂體內(nèi)部流體呈酸性，溶液淋濾了砂體中長石等內(nèi)碎屑顆粒。在原生粒間孔隙發(fā)育的基礎上，由溶蝕作用產(chǎn)生黏土礦物的去膠結化，形成了以粒間溶蝕擴大孔和長石巖屑粒內(nèi)溶孔共同組成的孔隙系統(tǒng)［20］（見圖5）。研究區(qū)內(nèi)發(fā)育此類巖相的疏松砂巖儲層孔隙度為15%～20%，滲透率為49×10-3～147×10-3μm2。此類儲層黏土礦物體積分數(shù)相對較低，在測井數(shù)據(jù)上的特征表現(xiàn)為自然伽馬相對較低，聲波時差較高，密度較低，電阻率及補償中子均為中等值（見圖6）。

圖5 弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相鏡下特征

圖6 弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相常規(guī)測井響應特征

2.2.3 顆粒支撐砂礫巖相

研究區(qū)內(nèi)此種巖相以中礫、細礫巖為主，礫石直徑為1～5 mm，分選一般，磨圓度較好，多為次圓狀。支撐形式為多級礫石顆粒支撐，礫間填隙物主要為中砂、細砂及少量泥質(zhì)。研究區(qū)內(nèi)分流河道微相砂體中下部多發(fā)育此類巖相，反映了沉積環(huán)境水動力較強，為低水位體系近源性沉積。在壓實、膠結作用相對較好的層位，礫間砂體顆粒間隙中充填的長石等內(nèi)碎屑顆粒被溶蝕后形成的次生孔隙及礫間填隙物形成的微裂縫均為有利儲集空間［21-22］（見圖 7）。

圖7 顆粒支撐砂礫巖相鏡下特征

此類儲層在測井數(shù)據(jù)上的特征表現(xiàn)為自然伽馬相對較低，電阻率相對較高，聲波時差較低，密度相對較高，補償中子較低（見圖8）。

圖8 顆粒支撐砂礫巖相常規(guī)測井響應特征

3 疏松砂巖儲層巖相定量表征

測井資料可將連續(xù)地層深度與連續(xù)地層信息匹配，得到準確客觀的地球物理信息，可解決地層樣本數(shù)量較少、地層信息間斷的問題［23］。本文利用巖心、露頭資料與測井資料相結合進行對比研究，將測井組合進行投點交會，利用投點坐標求取參數(shù)數(shù)值或范圍，識別不同巖相對應的儲層。綜合分析各組測井交會，優(yōu)選出投點效果較好的組合，建立能夠定量劃分不同成巖相的決策模型。

3.1 利用測井交會圖劃分成巖相

選取井眼縮徑、擴徑影響較小的北29井，在頭屯河組疏松砂巖儲層取連續(xù)樣本點。利用上文劃分的巖相特征，篩選出符合巖相表征條件的變量，考慮測井數(shù)據(jù)之間的關系，在做到降維分析而又不損失測井信息的條件下［24］，優(yōu)選自然伽馬、電阻率、聲波時差、密度、補償中子等5類測井響應。先以聲波時差-密度測井組合交會確定砂礫巖、砂巖邊界范圍（見圖9），再以自然伽馬測井響應匹配其余4種測井響應，可得到分辨度較高、較為直觀的巖相邊界。對比4類交會圖認為，密度-自然伽馬組合交會圖效果最好（見圖10）。

圖9 DEN與AC交會圖

圖10 三臺油田北10井區(qū)成巖相常規(guī)測井交會圖

自生黏土礦物充填相由于儲層內(nèi)部大量充填蒙皂石等黏土礦物，自然伽馬較高，且密度相對提高。弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相巖性接近單一，溶蝕孔隙發(fā)育，泥質(zhì)體積分數(shù)較低。

顆粒支撐砂礫巖相與上述2種巖相差異主要體現(xiàn)在具有較高的密度和較低的聲波時差。結合聲波時差-密度測井組合交會圖版，制定出研究區(qū)疏松砂巖儲層成巖相識別標準（見表2）。

表2 北10井區(qū)疏松砂巖典型井成巖相測井特征

3.2 定量決策模型建立與驗證

利用DEN-GR交會圖版，可求算3類成巖相邊界函數(shù)，制作出測井識別圖版（見圖11），需要注意的是，每條邊界不代表兩側為絕對的巖相種類，在一定的容錯率范圍內(nèi)才具有判斷意義［25］。

圖11 三臺油田北10井區(qū)成巖相常規(guī)測井識別圖版

將此測井識別圖版應用于研究區(qū)疏松砂巖典型井區(qū)，共識別6口井12段巖心，識別厚度12 m，符合率達91.7%。

將識別結果與鑄體薄片及分析化驗資料對比驗證認為：自生黏土礦物充填相與弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相具有較大的滲透率差異，在電性上表現(xiàn)為GR數(shù)值的差異；自生黏土礦物充填相與顆粒支撐砂礫巖相具有明顯的孔滲差異，在電性上表現(xiàn)為GR及DEN數(shù)值的差異；弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相與顆粒支撐砂礫巖相物性差異較小，但在電性上表現(xiàn)為明顯的DEN數(shù)值的差異（見表3）。

表3 北10井區(qū)疏松砂巖巖相檢驗結果

4 結論

1）結合巖心、鑄體薄片及常規(guī)測井資料，將三臺油田北10井區(qū)頭屯河組疏松砂巖成巖相劃分為自生黏土礦物充填相、弱膠結不穩(wěn)定組分溶蝕相、顆粒支撐砂礫巖相。

2）通過分析各類巖相巖石學特征及常規(guī)測井數(shù)據(jù)的異同，優(yōu)選對劃分巖相較為敏感的測井組合交會投點，并制定研究區(qū)成巖相識別標準，形成了一種疏松砂巖成巖相類型常規(guī)測井識別方法。

3）對于類似的多類型成巖相，當巖相測井響應特征相近難以同時區(qū)別時，可參考本文決策模型識別思路，分步識別以提高精度。