查干凹陷巴二段有效储层控制因素分析*

2014-06-07 05:59张放东王学军刘庆伟

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年3期

关键词：查干成岩三角洲

张放东，王学军，饶蕾，周艳，刘庆伟

1.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001 2.中国石化中原石油工程有限公司录井公司，河南濮阳 457001

查干凹陷巴二段有效储层控制因素分析*

张放东1，王学军1，饶蕾1，周艳1，刘庆伟2

1.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001 2.中国石化中原石油工程有限公司录井公司，河南濮阳 457001

查干凹陷是中生代的沉积凹陷，巴音戈壁组二段是主力生烃层段，扇三角洲环凹分布，但扇三角洲沉积粒度粗、相变快、物性差，储层有效性是油气成藏的主控因素。针对有效储层的形成机制和分布，开展了沉积相、成岩作用、储层预测等方面的研究。认为，扇三角洲不同相带储集物性差别较大，平原相砂砾岩杂基含量高、分选差，储层致密；外前缘相岩石粒度偏细，水动力弱，泥质含量高，储层物性较差；扇三角洲内前缘分流河道微相岩石多为细砾岩、粗砂岩，分选较好，泥质含量较低，成岩早期的钙质胶结作用对压实起到抑制作用，为后期溶蚀作用创造了条件，碱性沉积环境及其储层的成岩演化史有利于形成溶蚀孔隙。油气成藏具有扇三角洲前缘储—平原封堵—源内近距离运移—构造背景控藏的特点。在上述认识基础上，优选乌力吉构造带重点解剖，在扇三角洲前缘钻探获得突破。

查干凹陷；扇三角洲；溶蚀孔隙；地震相；储层预测

张放东，王学军，饶蕾，等．查干凹陷巴二段有效储层控制因素分析[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（3）：35–44．

Zhang Fangdong,Wang Xuejun,Rao Lei,et al．Main Controlling Factors of Effective Reservoir in the Second Section of Bayingebi of Chagan Sag[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（3）：35–44．

查干凹陷下白垩统巴音戈壁组扇三角洲沉积体环凹陷分布，沉积体规模小、相变快，储层物性整体致密。2009年，在查干凹陷巴一段灰质砾岩裂缝型储层和浅层苏二段获得工业油流，勘探重点一直围绕浅层构造油藏展开，但油藏规模小、油质稠，勘探效果较差，而生烃层系巴二段特低渗储层一直被人们所忽视。2013年，借鉴其他凹陷的勘探经验，认为凹陷内的主力生烃层系也是寻找规模储量的主力层段，查干凹陷主力生烃层系巴二段应该作为寻找规模储量的主力层系。钻井已证实巴二段2～3砂组和5～6砂组存在有效储层，上覆苏红图组多套火成岩形成良好的区域盖层，具有源丰储厚保存好的地质特点，是有利的自生自储成藏组合，一年来的勘探实践也证实了这一认识。同时，扇三角洲砂砾岩体有效储层发育特征和成藏规律的认识也可以为其他类似凹陷的勘探提供了一定借鉴。

1 区域概况

银根—额济纳旗盆地是一个油气勘探程度很低的大型含油气盆地，前期开展了一些石油地质研究工作，认为查干凹陷是盆地中较有利的沉积单元[1-8]。查干凹陷地处内蒙古自治区巴彦淖尔盟乌拉特后旗，区域构造上位于银根—额济纳旗盆地东部查干德勒苏拗陷的中部，是在阿拉善陆块晚古生代褶皱基底之上发育起来的陆内拉分凹陷，呈不规则的“菱形”展布，走向北东—南西，轴长60 km，最大宽度40 km，面积约2 000 km2。查干凹陷经历了早白垩世大规模裂陷、晚白垩世全面拗陷和古近纪以来挤压抬升等主要构造演化过程，具有先断后拗的典型二元结构特征，构造格局具有“两凹夹一凸”的特征，自北西向南东依次可划分为虎勒—额很次凹（西部次凹）、毛敦次凸和罕塔庙次凹（东部次凹）3个次级构造单元，西部次凹进一步可划分为中央构造带、乌力吉构造带、额很洼陷和虎勒洼陷（图1）。由下至上沉积了下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组，上白垩统乌兰苏海组及古近系、新近系、第四系。

西部次凹的额很洼陷和虎勒洼陷是主力生烃洼陷，发育巴音戈壁组一段、二段和苏红图组一段三套烃源岩层系。巴二段烃源岩是主力生烃层系，该区1 257块泥岩样品地化分析表明，巴二段属于中—好的烃源岩，干酪根类型为II1—I型，烃源岩达到成熟—过成熟阶段（镜质体反射率Ro在0.8%～2.6%）。烃源岩分布面积879 km2，厚约400 m，TOC值0.40%～4.13%，平均0.94%，初步估算巴二段资源量为1.91×108t，占总资源量（2.89×108t）的66%。

图1 查干凹陷构造纲要图Fig.1 Structural outline diagram of the Chagan Sag

乌力吉构造带为一继承性断鼻构造，构造较为简单，与额很洼陷相邻，是油气运移的主要指向区。毛敦次凸在巴音戈壁期已经形成，在其下倾部位，乌力吉构造带形成多个扇三角洲沉积体，但储层物性偏差，有效储层是油气富集的关键因素[1-5]。

2 扇三角洲沉积特征

查干凹陷面积较小，断陷期湖盆边缘坡度较陡，主要发育近物源、多物源控制下的扇三角洲沉积体系。

2.1 扇三角洲平原

岩芯观察表明，扇三角洲平原亚相以红色泥岩夹杂色砂砾岩为特征。砾石大小混杂，分选较差，呈杂乱堆积，定向性差（图2a，图2b），顶底为棕色、紫红色及红色泥岩，反映典型的氧化环境，测井相组合包括钟型、微锯齿状箱型、钟型–箱型组合（图3），反映扇三角洲平原多期分流河道叠加。粒度概率曲线上各组分分异不明显，具重力流沉积特点。

图2 查干凹陷巴二段岩芯相片和储层微观特征Fig.2 Core photos and reservoir microscopic characteristics of the Second Section of Bayingebi Group of the Chagan Sag

图3 扇三角洲平原测井相特征Fig.3 Electro facies characteristics of the fan delta plain

2.2 扇三角洲前缘

扇三角洲前缘主要为灰色泥岩、粉砂岩、细砂岩、粗砂岩、细砾岩。内前缘水下分流河道砂岩粒度粗，以细砾岩、粗砂岩为主，分选较好，块状层理发育，可见冲刷面（图2d～图2h），电测曲线上呈微幅锯齿化的箱型、钟型及箱型–钟型的组合，粒度累积概率曲线主要表现为粒径细、分选较好、两段式或多段弧形式；外前缘粒度较细，以含砾细砂岩、粉砂岩为主，主要发育槽状交错层理、沙纹交错层理、冲刷面、正粒序层理等。

沉积特征分析表明，扇三角洲内前缘靠平原一侧水下分流河道以牵引流为主，水动力较强，杂基含量少，物性较好，是主要的油气储集层发育相带。在内前缘相带，粒度越粗，分选越好，厚度越大，含油性越好，分选好的厚层细砾岩是最有利储层。

3 扇三角洲储层特征及有利储层分布

沉积作用和成岩作用是形成低孔低渗储层的关键因素，前期也开展了大量工作[9-18]。查干凹陷下白垩统巴音戈壁组属低孔、特低孔、特低渗储层，储层物性同样受沉积作用和成岩作用控制。其中，岩石组分和分选性影响储层初始物性，成岩作用对储层进一步改造，使巴音戈壁组整体物性偏差，溶蚀作用对储层的建设性作用形成了有效储层发育带。

3.1 砂岩成熟度低决定了初始物性低

粒度分析表明，巴二段粒度均值为 18.66～3 580.10µm，平均值349.10µm，粒度中值为12.39～75 583.50µm，平均1 841.26µm，标准偏差为0.74～3.30，平均1.76，分选系数1.40～5.67，平均2.33。分选性统计表明，该段分选性整体偏差，结构成熟度低（图4）。

图4 巴二段岩石分选特征Fig.4 Size characteristics of the rock in the Second Section of Bayingebi Group

砂岩主要为长石岩屑砂岩，少量岩屑长石砂岩、岩屑砂岩、砂砾岩，其中石英含量27.0%～58.0%，平均39.4%；长石10.0%～27.0%，平均20.1%；岩屑16.0%～59.0%，平均40.5%（图5），岩屑成分以火成岩和变质岩为主，主要为花岗岩、中酸性喷出岩、变质石英岩及千枚岩岩屑，砾石成分主要为中酸性喷出岩、千枚岩、片麻岩、粉砂岩等塑性颗粒，易压实，碎屑颗粒点—线接触，部分颗粒具定向排列。岩石成分成熟度0.37～1.38，平均0.68，成分成熟度低。

图5 巴二段岩石成分三角图Fig.5 Rock composition triangle of the Second Section of Bayingebi Group

3.2 成岩作用对储层孔隙演化具有双重作用

3.2.1 碳酸盐胶结及压实作用减少孔隙度

按照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5477—2003《碎屑岩成岩阶段划分》，巴音戈壁组二段主要处于中成岩阶段B期[3]，经历了压实、早期碳酸盐胶结、石英次生加大、溶蚀、晚期碳酸盐胶结等成岩作用，溶蚀作用是最主要的建设性成岩作用，孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主。岩石固结程度高，颗粒间为线接触，部分为凹凸或缝合线状接触。有机质高成熟，孢粉颜色为棕色，Ro为1.32%～1.90%，碳酸盐胶结物中铁方解石和铁白云石较多；石英加大及自生石英普遍发育；常见粒状自形黄铁矿。泥岩中黏土矿物主要为伊利石，I/S层中S层为10%～15%，属超点阵有序混层带；砂岩中黏土矿物主要为伊利石，次为绿泥石。

扇三角洲不同相带成岩事件存在差异，影响储层孔隙的演化。扇三角洲平原砂砾岩分选差，填隙物主要为泥级细杂基（包括灰泥、云泥、黏土泥基）和粉砂级、砂级粗杂基，结构成熟度较低，以砾石为骨架的孔隙空间全部或部分被砂级颗粒充填，而在由砂粒组成的孔隙中，又被黏土杂基充填，构成复杂的双峰态或复峰态结构，压实作用对储层孔隙影响较大，碎屑颗粒以点—线、线—凹凸接触，特别是以凝灰岩为主的火成岩岩屑与颗粒呈线—凹凸接触，局部也可见石英颗粒边缘呈凹凸状与碳酸盐岩屑或长石颗粒镶嵌接触，这种现象更多见于偏碱性成岩水介质作用时期。压实作用其他的表现形式还有云母片受压实发生弯曲变形，当压实较强时，石英、长石颗粒或岩屑均会出现剪切破裂（图2i、图2j）。孔隙度随深度变化的斜率陡，深度超过2 000 m后，孔隙度平均在5%左右，砂砾岩整体比较致密，形成物性遮挡带。扇三角洲前缘水下分流河道砂体分选较好，泥质杂基含量低，以细砾岩、粗砂岩为主，单峰态结构为主。

古生物鉴定在巴二段发现了叶肢介化石，说明查干凹陷巴音戈壁期该区碱性沉积环境。碱性水体来源主要是由于沉积时期的碱性环境造成的，在沉积早期，由于气候干旱，水体中矿化度高，而剥蚀区中也含有大量碱性物质，岩石成分中长石及火山岩岩屑含量高，而凝灰质岩屑在水解过程中也可以产生大量碱性离子造成水体偏碱性。碱性沉积和成岩环境下碳酸盐胶结强，导致储层致密化。巴二段碳酸盐胶结物主要为铁方解石及铁白云石，阴极发光下碳酸盐胶结物发光颜色并不均匀，主要为桔黄色及橘红色光，发光强度略暗，但在其中伴有零星亮光，系早期方解石被交代的产物，该期碳酸盐胶结物多呈连晶胶结，表明碳酸盐胶结物在形成之前，孔隙连通性较好。阴极发光分析碳酸盐胶结物可分为二期，第一期碳酸盐胶结物发亮黄色光，第二期碳酸盐胶结物发橘红色、橘黄色光，第二期方解石系第一期交代产物，仅在成分上有所变化，其相对含量并未变化（图2k～图2p）。但由于早期胶结抑制了压实作用对孔隙的破坏，也为后期溶蚀创造了条件。

3.2.2 溶蚀作用改善储层物性

国内外学者通过大量模拟实验来研究成岩作用过程中烃源岩–储集岩成岩体系中的酸性流体的形成过程[12-15]，主要包括：（1）赋存在泥质岩中的有机质在成岩早期迅速腐烂分解，释放出CO2和，同时形成大量腐殖酸；（2）随着埋藏深度增加，温度升高，干酪根中的含氧基团因热降解作用和矿物氧化剂和聚硫化物引起的化学降解作用而断裂，形成大量有机酸；（3）甲烷、原油、早期形成沥青的热化学硫酸盐还原作用，以及甲烷和12C以上的烃类的微生物硫酸盐还原作用产生有机酸；（4）干酪根和其他含氧有机质经氧化作用产生CO2，其进入孔隙流体中形成碳酸。与碳酸等其他溶解介质相比，有机酸对各种矿物都有着更强的溶解能力。有机酸的氢离子供给能力比碳酸大6～350倍，在存在乙酸的情况下，长石颗粒的溶解作用一般需要的自由能（46.89 kJ/mol）比存在碳酸的情况下所需要的自由能（118.76 kJ/mol）低，而且，乙酸溶蚀碳酸盐后形成的有机酸钙盐的溶解度比Ca（HCO3）2要大几个数量级。在油田水中最常见的为一元酸醋酸和二元酸草酸，草酸可阻止硅酸的沉淀促进长石的溶解，醋酸能够使溶液保持高酸度环境，从而加大长石的溶解量，乙酸根可增高Ca，Al的活性促进长石的溶解。有机酸阴离子可以络合并迁移铝硅酸盐中的阳离子，从而解决了埋藏条件下铝的溶解度极低和难于迁移的问题[13-14]。有机酸和碳酸对砂岩的溶蚀并不是相斥的，常联合作用形成次生孔隙，有机酸的存在对孔隙增加更有利。

溶蚀作用对次生孔隙的改造相当有利，是一种极为重要的成岩作用。本区溶蚀作用有酸性溶蚀和碱性溶蚀两种溶蚀作用，前者溶蚀碳酸盐矿物、钾长石、伊利石，沉淀高岭石，后者溶蚀钠长石、石英，沉淀伊利石。酸性溶蚀和碱性溶蚀在各层位均有不同程度发育，但中、浅层酸性溶蚀较多见，中、深层碱性溶蚀较多见。火山喷发可能是形成中深层碱性成岩环境的重要原因，也是造成深层储层致密的一个重要因素。

本区碎屑岩储层孔隙度随深度变化图反映，在1 700～2 300 m，2 500～3 000 m存在两个高孔隙带，孔隙度变化显著偏离压实趋势线。定量分析碳酸盐含量随深度的变化关系，在1 700～2 300 m，2 500～3 000 m存在两个碳酸盐含量低值带；岩石薄片下分析的碳酸盐胶结物含量在1 900～3 000 m左右存在低值带。而铸体薄片分析表明，在2 000～3 000 m，孔隙总数、平均配位数、平均孔隙直径明显增大，储集空间定量分析发现在1 700～2 300 m次生孔隙发育。Surdam等在深入研究有机酸对碎屑岩成岩作用的影响时指出，古地温在60～140℃是干酪根热解形成短链羧酸的主要阶段，其中70～90℃是短链羧酸浓度最大时期。通过镜质组反射率与地温的关系可知，在Ro=0.8%左右时，砂岩中短链羧酸浓度最大。该区Ro统计结果表明，当Ro=0.8%左右时，井深分布于2 100～2 800 m（图6）。

图6 孔隙度、碳酸盐含量与深度关系图Fig.6 The cross plot of porosity and carbonate content

综上所述，认为查干凹陷扇三角洲沉积体系中存在酸性溶蚀条件，溶蚀作用是研究区次生孔隙形成的主要原因。溶蚀作用主要表现为碳酸盐胶结物和长石颗粒的溶蚀，其溶蚀形成的储集空间占绝对孔隙度的近30%～70%，个别溶蚀作用形成的总孔隙度高达12%左右。扇三角洲前缘水下分流河道是溶蚀作用最强的微相带，碱性沉积成岩环境、初始物性高、早期钙质胶结对压实作用的抑制、以及本身为生烃层系有机酸就近溶蚀等都是巴二段发育溶蚀孔隙的有利条件。并且，溶蚀孔隙的发育已经被钻探所证实，如祥6–1钻井取芯中肉眼见到大量的溶蚀孔隙（图2c）。

4 相控扇三角洲储层预测

前已述及，查干凹陷扇三角洲沉积体环洼分布，岩性岩相变化快、近物源、分选差，扇三角洲前缘水下分流河道砂体是有利沉积相带，也是有利的成岩相带，在凹陷生烃层系边缘找到储层发育有利区就找到了油气富集的甜点。在沉积相控制下开展储层预测能够减少地震资料的多解性，综合利用波形相似性、频率、能量、波阻抗属性等地球物理信息，在地震可识别的最小等时单元内开展岩芯相—测井相—地震相结合的非线性地震反演和砂体综合解释，在查干凹陷取得了较好的效果[19-20]。

4.1 等时层序格架约束下的多属性地震相分析

岩芯相、测井相、地震相的研究尺度不同，实现沉积相到地震相的转化必须统一研究尺度。

（1）用岩芯刻度测井，利用测井资料对地层纵向岩性组合波阻抗特征进行分析，以确定储层及相邻地层的波阻抗差异的大小，进行地震地质层位标定。

（2）最小等时研究单元的确定。明确地震反射分析时窗、测井旋回和地质分层的对应关系，确定一个井震统一的最小等时地层研究单元。由于地震分辨率低，井震统一研究尺度的地层格架仅能划分到准层序组，地震属性反映的是该段地层的优势相地震反射特征。

（3）确定最小等时地层单元内的优势相和地震反射特征间的关系。在查干凹陷，波形相似性、频率、能量、波阻抗属性为指相参数，平面分布稳定的湖泊泥岩沉积具有连续、空白反射特征，扇三角洲平原具有杂乱、空白的反射特征，扇三角洲前缘亚相具有亚平行、平坦、波状的反射特点（图7）。

图7 查干凹陷巴二段地震相地质解释模式Fig.7 Geologic interpretation model of seismic facies of the Second Section of Bayingebi Group of the Chagan Sag

（4）按照此地震相解释思路，依据不同相带单井相和地震反射特征，开展平面地震相分析，为储层预测和岩性圈闭的识别提供参考。

4.2 相控储层预测与砂体综合解释

在复杂地质条件下，基于模拟退火算法的全局优化的非线性反演具有抗噪能力强、提高分辨率、忠实地震资料等特点，可有效解决多解性问题，达到全局优化而不是局部优化。信息融合技术把地质、测井、地震等多元地学信息统一到同一模型上，实现各类信息在模型空间的有机融合，提高了反演的信息使用量、匹配精度。因此，在沉积相平面分布规律和纵向发育特征约束下，将地震储层预测的两项关键技术-地震属性分析和非线性地震反演有机结合起来预测砂体的分布，较好地减少了砂体预测的多解性和复杂性（图8）。

图8 非线性反演波阻抗和地震相叠合剖面图Fig.8 Folding profile map of nonlinear inversion wave impedance and seismic facies

相控储层预测的核心思想就是在沉积相约束下的储层预测，以减少多解性。在综合利用各种信息预测储层平面展布时，应该遵循以下原则：（1）在井点处，以测井资料为准；（2）井间利用与沉积相吻合的地震属性分析和地震反演结果描述砂体展布及尖灭线；（3）利用沉积模式控制砂体平面走向展布。

图9是查干凹陷乌力吉构造带巴二段2砂组砂岩厚度平面图，可以看出，乌力吉构造带巴二段砂体厚度向凹陷快速减薄，砂岩百分含量降低，沿毛西断层砂体较为发育，并且砂体厚度变化大，连续性较差。反映了多物源、小物源、近源的沉积特征，与地质认识吻合。

图9 查干凹陷乌力吉构造带巴二段2砂组砂岩厚度平面图Fig.9 Sand thickness map of the Second Sand Group in the Second Section of Bayingebi Group of the Chagan Sag in Wuliji structure zone

5 结论

（1）查干凹陷巴二段是主力生烃层系，扇三角洲沉积体环洼分布，是形成自生自储油藏的主力勘探层系。

（2）扇三角洲前缘是有利沉积相带，也是有利溶蚀相带，油气成藏模式为源储一体—短距离侧向运移—扇三角洲前缘储集—平原相封堵—高部位聚集，成藏的关键是储层有效性。

（3）综合利用波形相似性、频率、能量、波阻抗属性等地球物理信息,在地震可识别的最小等时单元内开展岩芯相—测井相—地震相结合的非线性地震反演和砂体综合解释，可以较为准确地预测出巴二段砂砾岩扇体的平面分布范围，与实钻揭示的砂砾岩对比分析，吻合率较高。

致谢：本文研究过程中得到中国石化中原油田公司焦大庆副总经理、谈玉明总地质师、中原油田分公司勘探开发科学研究院国殿斌院长、彭君总地质师的指导和帮助，研究院沉积实验室和物探方法室在沉积储层研究方面提供了技术支持，在此一并表示感谢。

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编辑：张云云

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Main Controlling Factors of Effective Reservoir in the Second Section of Bayingebi of Chagan Sag

Zhang Fangdong1,Wang Xuejun1,Rao Lei1,Zhou Yan1,Liu Qingwei2
1.Exploration and Development Research Institute，Zhongyuan Oilfield Branch Company，SINOPEC，Puyang，Henan 457001，China 2.Mud Logging Company，Zhongyuan Petroleum Engineering Branch，SINOPEC，Puyang，Henan 457001，China

Chagan Sag is a Mesozoic sedimentary sag，the second section of Bayingebi is the main hydrocarbon generation interval.Fan delta surrounds the sag，and the fan delta sedimentary is of coarse granularity，fast phase change and poor physical property.The main controlling factors of hydrocarbon accumulation are effective reservoir.Based on the studies of precipitation facies，diagenesis，reservoir prediction about the mechanism of effective reservoir generation and distribution，we understand that physical properties of different facies of fan delta are largely different，and plain subfacies is of high content of glutenin of matrix，poor sorting and reservoir density；outside frontal subfacies is of thin rock granularity，weak hydrodynamic，high shale content and poor reservoir physical property；in front distributary channel microfacies is fine microconglomerate and gritstone of fine sorting and low shale content.Calcium cementation compaction plays an inhibitory effect in the early diagenesis，which creates the conditions for later dissolution，and Alkaline sedimentary environment and diagenetic evolution of sedimentary are helpful to form dissolution pores.In Chagan Sag，hydrocarbon accumulation has the characteristics of oil and gas storing in frontal fan delta–plain block–close range migration in the store–the tectonic setting control.Based on the above understanding，we focus on the anatomy of the Wuliji structure zone，and make a breakthrough of the thin oil exploration in the fan delta front.

Chagan Sag；fan delta；dissolution pore；seismic facies；reservoir prediction

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.12.17.03.html