基于不同巖性的總有機碳分段預測方法
——以東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段為例

趙琳潔，陸建林，王保華，李 浩，宋振響，張彥霞

(中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126)

隨著陸相頁巖油氣勘探實踐的逐步深入，頁巖油氣選層選段需要依據更加精細的地質評價參數。總有機碳含量(TOC)是頁巖油評價的重要指標之一，合理預測TOC含量是評價頁巖有機質豐度和生烴能力的關鍵[1-3]。傳統的TOC獲取方法主要依據實測數據進行分析，該方法易受樣品數量以及取心井的限制，難以獲取連續的TOC測定值。目前對泥頁巖TOC預測多基于測井數據(聲波、密度、電阻率等)、運用ΔlogR、神經網格或者多元回歸方法進行預測[4-7]，可以較好地彌補當實驗分析數據不足時難以表征烴源巖有機質分布特征的情況。

學者們對ΔlogR法和密度測井預測TOC等方法進行了改進，例如將聲波時差和電阻率參數進行歸一化處理，消除因測井儀器不同等因素造成的誤差[8]。但在實際處理過程中發現存在以下問題：(1)基線的確定存在一定的人為因素，正確利用基線來區分非烴源巖和具有排烴能力的烴源巖較為困難；(2)泥頁巖礦物特征近似，測井響應特征差異性較小，測井曲線不能較真實地反映有機碳含量信息[9]；(3)單一TOC預測方法導致預測結果與實際值之間存在較大的差異。本文基于前人認識，結合測井、實驗測試等方法，在合理分析預測泥頁巖巖性的基礎上，建立了不同巖性的TOC分段預測方法，以期為頁巖油資源評價及區帶目標優選提供依據。

1 地質概況

渤海灣盆地東營凹陷屬于典型的斷陷盆地，是我國東部富油凹陷之一，整體上表現出“北斷南超、北深南淺”的箕狀結構[10]。東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段沉積時期盆地迅速裂陷，形成欠補償的封閉湖盆[11-12]，受到氣候因素的影響，湖水波動頻繁，水體隨之收縮和擴張，沉積了一套垂向上巖性頻繁變化、平面上呈環帶狀分布的泥頁巖[13-14]。湖盆邊緣多沉積塊狀泥巖或含灰質泥巖，湖盆中心多沉積層狀—紋層狀灰質泥巖(圖1)[15]。烴源巖多集中在沙四上亞段和沙三下亞段[16-18]，主要巖性為灰質泥巖和泥質灰巖，礦物組成上以黏土礦物、碳酸鹽和陸源碎屑(長石和石英)為主(圖2)。泥頁巖的非均質性也表現在垂向及平面分布上，其影響著巖性及TOC預測的準確度。

圖1 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段細粒沉積巖巖相分布 據參考文獻[15]。

圖2 渤海灣盆地東營凹陷始新統 沙河街組三段下亞段巖性三角圖

2 泥頁巖層系不同巖性測井響應特征

東營凹陷泥頁巖巖性主要成分為黏土、碳酸鹽以及粉砂(包括石英和長石)，以泥頁巖的三種主要成分作為三端元，按三端元劃分原則[19-20]，將其劃分為粉砂巖、碳酸鹽巖(灰巖)、黏土巖以及混合細粒巖(圖2)。

通過對不同巖性的測井響應特征分析，不同巖性在測井上的響應特征存在差異，這為巖性預測提供了依據。其中，粉砂巖具有相對低GR(自然伽馬)、低AC(聲波時差)、低NPHI(中子孔隙度)的測井響應特征；黏土巖具有相對高GR、高AC、高NPHI的測井響應特征；碳酸鹽巖(灰巖)具有相對低GR、中AC、低NPHI的測井響應特征；混合細粒巖具有相對中GR、中AC、中NPHI的測井響應特征(表1)。

表1 渤海灣盆地東營凹陷不同巖性的測井響應特征

3 基于不同巖性的TOC分段預測

3.1 原理與技術流程

TOC預測目前主要有兩種方法:一種是基于已有的巖心實測樣品數據，建立TOC縱向分布剖面，對目的層段進行TOC估算；另一種是基于測井數據(聲波、密度、電阻率)預測方法進行預測[21-22]，如ΔlogR法和密度測井法。

由于頻繁震蕩的水體環境導致泥頁巖巖性、礦物成分差異大，因此現有預測方法對湖相非均質性較強的泥頁巖層預測效果較差。對于不同巖性、不同級別TOC僅采用統一的預測模型及參數預測存在較大誤差。為合理預測TOC，在預測巖性的基礎上，對不同巖性段選用不同的TOC預測公式進行TOC預測。

3.1.1 巖性預測

首先，結合X衍射測試分析數據，依據不同巖性的測井響應特征，優選GR、AC、NPHI、DEN等測井曲線進行測井相識別，劃分出粉砂巖(Ⅰ)、黏土巖(Ⅱ)、碳酸鹽巖(灰巖)(Ⅲ)及混合細粒巖(Ⅳ)等四種基本巖性。預測結果表明，東營凹陷沙三下亞段主要發育碳酸鹽巖和混合細粒巖兩種巖性，粉砂巖和黏土巖較少(圖3)。

圖3 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段預測巖性三角圖

3.1.2 TOC分段預測

針對研究區不同泥頁巖巖性，結合礦物成分、測井以及TOC測試分析數據，選用不同的TOC測井預測模型及相關參數進行對比分析。

混合細粒巖及灰巖的測井響應特征相似，對比發現采用密度曲線法預測的結果(圖4a,c)要好于ΔlogR法(圖4b,d)，因此優選密度曲線法進行TOC預測。黏土巖具有相對明顯的測井響應特征，GR曲線相對較高，黏土巖實測TOC含量與密度曲線和聲波時差曲線存在較為明顯的線性關系(圖5)，利用多元回歸方法進行TOC含量預測。粉砂巖具有低GR、低AC、低NPHI的測井響應特征，易確定基線的位置，可運用ΔlogR法進行TOC預測。

圖4 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段主要巖性不同方法TOC的預測值與實測值交會圖

圖5 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段黏土巖中AC、DEN曲線與TOC實測值交會圖

通過對比研究，建立了不同巖性段選用不同的TOC預測方法的基本公式，形成了不同巖性的分段TOC預測方法(表2)。其中，混合細粒巖和灰巖成熟度指數；a1、a2、a4、b4、c4為斜率；b1、b2、c3、d4為截距。

表2 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段不同巖性TOC預測模型

運用密度曲線方法預測TOC含量；粉砂巖運用ΔlogR法預測TOC含量；黏土巖運用多元回歸法預測TOC含量。

3.2 預測結果對比驗證

為驗證分段TOC預測方法的適用性及合理性，對三種不同TOC預測方法進行對比分析，即不同巖性的TOC分段預測方法、密度測井法和ΔlogR預測法。結果表明，運用分段預測TOC方法得到的預測值與實測值之間的相關系數約為0.84，高于密度曲線法和ΔlogR法(圖6)，說明該方法在本研究區具有較好的適用性。

圖6 渤海灣盆地東營凹陷始新統沙河街組三段下亞段不同預測方法預測TOC與實際值交會圖

TOC含量自下而上呈現從高到低的變化規律，其中高豐度段主要集中在沙三下亞段中下部(3 160～3 232 m)，厚度約72 m。該段預測TOC含量為0.88%～7.04%，中位值為2.51%，而實測TOC含量為1.09%～8.83%，中位值為2.64%，二者數據較為吻合。對比發現，預測得到的TOC高豐度段與目前東營凹陷的勘探主力層系較為一致。

利用該預測方法實現了對Fy1井沙三下亞段泥頁巖的巖性及TOC含量預測(圖7)。對比巖性預測結果與實際錄井數據，可見該方法可對薄層進行預測，提高了巖性的預測精度。Fy1井沙三下亞段主要發育混合細粒巖與灰巖，其中，下半部巖性以灰巖為主夾薄層混合細粒巖，上半部巖性以混合細粒巖為主夾薄層灰巖；灰巖自下而上單層厚度變薄，含量較低，指示水體加深，陸源物質輸入增強，間接指示沙三下亞段為半深水—深水的沉積環境。

圖7 渤海灣盆地東營凹陷Fy1井始新統沙河街組三段下亞段柱狀圖

4 結論

(1)東營凹陷沙三下亞段是頁巖油勘探的重要層系，發育粉砂巖、黏土巖、灰巖及混合細粒巖，以灰巖和混合細粒巖為主；不同巖相具有不同的測井響應特征。

(2)建立了針對東營凹陷沙三下亞段不同巖性的TOC預測方法，并開展了應用研究。黏土巖采用多元回歸法預測TOC含量，粉砂巖采用ΔlogR法預測TOC含量。對于混合細粒巖及灰巖，TOC含量預測采用密度曲線法預測效果較好。

(3)該方法克服了測試實驗周期長、成本高、取樣難等難題，同時提高了巖性及TOC的預測精度，為頁巖油資源評價、“甜點”預測及目標優選提供了重要依據。