基于储层质量主控因素分析的CZ因子构建及优质储层预测——以玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组为例

孟祥超，苏 静，刘午牛，李亚哲，王海明，尹继尧，谢宗瑞，王力宝

(1.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；2.中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000 )



基于储层质量主控因素分析的CZ因子构建及优质储层预测
——以玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组为例

孟祥超1，苏 静2，刘午牛1，李亚哲1，王海明2，尹继尧2，谢宗瑞2，王力宝1

(1.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；2.中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000 )

在明确泥质体积分数、粒度为准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组低孔低渗砂砾岩储层质量主控因素基础上，结合储层—测井资料，构建储层评价因子CZ，利用常规测井曲线判别砂砾岩储层质量(储集空间、渗流能力)；根据储层—测井—地震资料，在波阻抗反演基础上，利用储层评价因子CZ进行地质统计学模拟储层反演，预测百口泉组优质储层的平面展布范围.结果表明，Ⅰ类储层CZ>8，储层质量最优，主要分布于玛132-玛13井一线，平面上叠置连片；Ⅱ类储层8>CZ>5，储层质量较优，多围绕I类储层边缘展布，主要分布于玛15、玛16、玛133井一带；Ⅲ类储层5>CZ>2，储层质量较差，主要分布于玛154、玛17井一带.该预测结果在油田现场井位部署中应用效果良好，部署8口井，Ⅰ类、Ⅱ类储层符合率分别为82%、85%.该方法为无核磁共振等特殊测井地区的低孔低渗砂砾岩储层分类评价及预测提供新思路.

准噶尔盆地； 玛湖凹陷； 泥质体积分数； 粒度； 储层评价因子CZ； 地质统计学

0 引言

准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组为一套近源粗碎屑砂砾岩沉积[1-4]，深大断裂沟通下伏下乌尔禾组、风城组烃源岩；扇三角洲前缘砂砾岩作为储层,湖相—扇间泥岩、致密砂砾岩构成侧向、顶底板遮挡，断裂—不整合面作为运移通道,油气在局部鼻凸中聚集成藏，具备大面积成藏背景，整体成藏条件优越.玛湖凹陷斜坡区百口泉组的勘探始于玛13井，自2011年在百口泉组试油获工业油流以来，2011～2014年相继部署系列探井、评价井，油气显示良好，多口井试油获工业油流，并于2012～2014年相继提交预测、控制和探明地质储量.

“沉积相带控制储层物性”是准噶尔盆地西北缘砂砾岩储层的主流认识，玛湖凹陷西斜坡区百口泉组砂砾岩储层是新疆油田勘探评价的重点领域.于兴河等[5]分析沉积期古地形坡度、沉积机制对沉积相—岩相发育的控制作用，指出百口泉组砂砾岩储层属于牵引流—重力流共同控制的、水动力变化快的近源缓坡粗粒扇三角洲成因，优质储层主要分布于扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相沉积，以发育同级颗粒支撑砾岩相(Gcs)、槽状交错层理砾岩相(Gt)、板状交错层理砾岩相(Gp)、叠瓦状砾岩相(Gi)及其共生岩相组合为典型特征.唐勇等[6]指出百口泉组为平缓斜坡背景下的浅水扇三角洲沉积，扇三角洲前缘有利储层紧邻玛湖富烃凹陷，通油源断裂沟通下伏油源，侧翼及上倾方向有扇三角洲平原致密带形成遮挡，且顶、底板泥岩封隔层发育，具备大面积成藏的宏观地质背景.冯冲等[7]分析沉积相带—油气充注程度—异常高压带配置，指出玛湖凹陷西斜坡区百口泉组靠近富烃凹陷的扇三角洲前缘有利储集相带多为异常高压发育带，且异常高压分布与油气充注程度相关性好，油气充注是玛湖凹陷西斜坡区百口泉组异常高压形成的主要因素.

人们分别从搬运机制、古地形坡度、岩相组合、区域成藏要素配置、油气充注程度、有利储集相带与异常高压发育带配置等方面，研究玛湖凹陷西斜坡区百口泉组扇三角洲沉积成因，以及扇三角洲前缘有利储集相带大面积成藏的原因.在百口泉组低孔低渗储层，在相同的断裂、鼻状构造、侧向—顶底板隔层等其他成藏条件背景下，相同沉积微相的储层物性、含油性差异显著，如在相同的储层厚度条件下，孔隙度差异达到5%～6%；日产油最高为30～40 t/d，最低为2～3 t/d.在明确百口泉组储层质量主控因素基础上，结合储层—测井资料，利用常规测井曲线构建储层评价因子CZ，进而结合测井—地震资料，完成优质储层平面展布预测，为砂砾岩复杂储层分类评价及预测提供指导.

1 地质概况

玛湖凹陷是准噶尔盆地六大生烃凹陷之一，凹陷及其周缘是盆地最有利的油气富集区.玛湖凹陷西斜坡区西北接乌夏—克百断裂带，东南部与夏盐凸起、达巴松凸起接壤，构造格局形成于白垩纪早期[1-3]，为东南倾的平缓单斜(见图1(a))，局部发育低幅度平台、背斜或鼻状构造，断裂较发育.玛湖斜坡区地层发育较全，自下而上有石炭系，二叠系佳木河组、风城组、夏子街组和下乌尔禾组，三叠系百口泉组、克拉玛依组和白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组和白垩系.其中二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系为区域性不整合.其中目的层三叠系百口泉组与二叠系下乌尔禾组之间缺失上乌尔禾组，为角度不整合接触.

目的层三叠系百口泉组主要以灰色、褐色砂砾岩、含砾泥质粉砂岩和泥质粉砂岩为主，夹灰褐色、褐色泥岩及砂质泥岩，地层厚度为130～240 m.主体属扇三角洲粗碎屑砂砾岩沉积(见图1(b)).

图1 研究区构造位置及百口泉组综合柱状图Fig.1 Regional structure and comprehensive histogram in T1b

2 储层质量主控因素

玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组主要为砂砾岩储层，“沉积相带控制储层物性”是该区百口泉组油藏的主流观点[4-7].该观点在勘探早中期的区带优选中起到重要指导作用，随勘探评价程度的深入，在相同的优势沉积相带背景下，砂砾岩储层内部含油性、物性的差异日益明显.在限定本区优势沉积相带扇三角洲前缘水下分流河道、孔隙型储层(排除局部裂缝发育带对储层质量的影响)、储层厚度一定条件下，砂砾岩储层产能大小与渗透率K、平均喉道半径r、孔隙度φ关系密切(见图2).由图2可见，砂砾岩储层产能受储层质量控制，而储层质量不只受沉积相带控制.在有利沉积相带背景下，需要明确影响砂砾岩储层质量的关键因素.

图2 限定条件下日产液量与渗透率/平均喉道半径、孔隙度关系Fig.2 Relation map of per-liquid output-K/mean throat radius and φ-K

砂砾岩的储层质量与岩石学特征[8-11]之间存在内在联系，岩石学特征是储层质量的基础.砂砾岩储层质量与沉积作用(主要为泥质体积分数、粒度)、成岩作用(压实—胶结作用)关系密切.

2.1 泥质体积分数

岩心观察及铸体薄片鉴定资料分析表明，玛湖凹陷西斜坡区百口泉组泥质体积分数与储层孔隙度、渗透率呈负相关关系(见图3)，其中泥质体积分数—渗透率呈负相关关系(指数负相关)，明显强于泥质体积分数—孔隙度的负相关关系(线性负相关)，在相同的泥质体积分数变化区间(1%～7%)，孔隙度由13%降至7%，渗透率从32.000×10-3μm2降至0.200×10-3μm2，即泥质体积分数对储层孔隙度、渗透率有影响，但对储层储集性能的影响程度更大.在研究区泥质体积分数区间内，泥质体积分数升高，储层储集性能呈指数下降.

玛湖凹陷西斜坡区百口泉组油气主要聚集在扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩体内，假定在相同有利相带扇三角洲前缘水下分流河道、水动力淘洗背景下，水沿优势渗流通道流动，导致水动力对孔隙内泥质的淘洗程度要强于对喉道间泥质的淘洗强度，最终储层残留的泥质主要集中在喉道空间内，随着残留泥质体积分数增加，喉道被分割成许多超微细喉道(见图3和表1)，储层平均孔喉半径越小，束缚水增多，渗流能力显著降低.

表1 不同泥质体积分数砂砾岩储层质量参数Table 1 Parameters contrast of reservoir performance in diverse mud content sand-gravel reservoir

2.2 粒度

研究区百口泉组储层段岩性粒级跨度较大，最粗砾径为3～5 cm的中砾岩，最细达到细砂岩级，加之百口泉组沉积时古地形坡度较缓，扇三角洲前缘覆盖范围较大，水下分流河道延伸距离较远.在相同沉积微相内部，由沉积物重力分异造成的粒度差异对研究区储层质量的影响较大.

图3 泥质体积分数对砂砾岩储层质量影响关系Fig.3 Relation map of mud content to quality of sand-gravel reservoir

玛湖凹陷西斜坡区百口泉组储层段岩性主要以砂质细砾岩、(含)细砾中砾岩和含砾(中)粗砂岩为主.在相同的沉积微相条件下，砂级储层粒度与物性对比排序：含砾(中)粗砂岩>砂质细砾岩>(含)细砾中砾岩，孔隙度大于12%的储层主要以含砾(中)粗砂岩为主，少量为砂质细砾岩；孔隙度小于10%的储层主要以中砾岩、细砾中砾岩为主(见图4).不同粒度储层压汞、工业CT[12]揭示的孔隙结构特征存在明显不同(见图5，数据来自中国石油碳酸盐岩储层重点实验室).

在假定相同的有利相带扇三角洲前缘水下分流河道、河道搬运背景下，由于存在重力差异沉降，近物源处沉积粒度粗(中砾岩)，分选、磨圆差，且砾间孔隙多被母岩风化黏土等形成的泥质充填；同时，较差的分选/磨圆度、较高的泥质体积分数也加剧后期的成岩压实减孔效应，最终导致粗粒级的中砾岩沉积现今残留的储集空间相对较少.随着河流搬运距离的增加，至含砾粗砂岩沉积时，沉积物的分选、磨圆达到较优的程度，河道水动力、湖浪双重淘洗作用将粒间孔隙内残留的泥质淘洗得比较彻底；同时，较优的分选/磨圆度、较低的泥质体积分数也明显抑制后期的成岩压实减孔效应，最终在含砾粗砂岩沉积内保留较多的剩余粒间孔隙.

玛湖凹陷西斜坡区百口泉组整体为低孔低渗储层[13-14]，虽然纯砂岩储层孔隙发育，但是微孔所占比例较多，裂缝欠发育，整体渗流能力和孔隙结构较差，大多需要压裂改造；虽然砾岩储层孔隙少，但是受压实、挤压应力改造而易形成压碎缝[14].含砾中粗砂岩和砂质细砾岩结合是百口泉组最有利的储层.

2.3 压实—胶结作用

压实作用为研究区百口泉组储层主要的成岩减孔作用，压实减孔量多大于25%(见图6).参考研究区百口泉组储层泥质体积分数、粒度的总体分布特征，划分贫泥砂岩、贫泥砂砾岩、含泥砂岩、含泥砂砾岩和富泥砂砾岩等5种岩相类型，对比玛湖凹陷西斜坡区不同泥质体积分数和粒度储层的压实减孔效应[15-17](见图7).由图7可以看出，在排除局部压碎缝(样品点①)、胶结(样品点②)、溶蚀(样品点③)作用(3种作用在研究区局部发育)条件下，泥质体积分数—粒度综合指标可以反映百口泉组储层的压实减孔趋势，自贫泥砂岩—贫泥砂砾岩—含泥砂砾岩—含泥砂岩—富泥砂砾岩方向，随着埋深增加，孔隙度的减孔趋势逐渐增强，富泥砂砾岩压实减孔效应最强.

图4 百口泉组储层粒度—物性特征柱状图Fig.4 Relation map of granularity-physical characteristics in T1b reservoir

胶结作用对百口泉组储层减孔作用相对较弱(见图6(a))，且胶结物体积分数与泥质体积分数呈明显的负相关关系(见图6(b))，即可以用泥质体积分数反映百口泉组储层的胶结强度.

因此，在影响玛湖凹陷西斜坡区百口泉组储层质量的泥质体积分数、粒度、压实作用、胶结作用因素中，储层的压实—胶结强度与泥质体积分数、粒度关系密切.泥质体积分数、粒度为储层质量主要控制因素.

3 油气勘探意义

玛湖凹陷西斜坡区百口泉组油藏勘探始于2011年，油藏类型以构造背景下的岩性油藏为主，具典型低孔低渗特征，储层非均质性很强，油气主要聚集在大套砂砾岩内薄层含砾粗砂岩、砂质细砾岩(厚度为0.3～8.0 m，平均为2.0～3.0 m)中，受限于地震资料分辨率，常规的地震波阻抗反演很难识别厚度较薄的优质储层的平面及垂向展布.

3.1 储层评价因子CZ

将研究区18口井、82个样品点的泥质体积分数、粒度分别与孔隙度、渗透率交汇拟合，玛湖凹陷西斜坡区百口泉组储层粒度对孔隙度比较敏感(见图8(a))，泥质体积分数对渗透率比较敏感(见图8(b)).

通过常规三孔隙度测井计算能够得到孔隙度，可以规定孔隙度为已知参数；无法通过常规测井曲线计算渗透率.百口泉组储层样品资料的渗孔比K/φ—孔喉半径r、孔喉半径—中子孔隙度CNL数据交汇拟合结果见图9.由图9可知，K/φ与r为正相关关系，r与CNL为负相关关系，K与φ/CNL为正相关关系；实际井数据拟合也证实K与φ/CNL正相关性较强，相关因数为0.813 8，即渗透率可以用φ/CNL参数间接反映.

图5 百口泉组储层粒度—孔隙结构特征Fig.5 Contrast of granularity and pore-structure feature in T1b reservoir

图6 百口泉组压实—胶结减孔评价及泥质—胶结物体积分数关系Fig.6 Cutporosity valuation of compaction-cementation and the relationship of mud content-cenment content

图7 百口泉组不同泥质体积分数、粒度储层的压实减孔效应

重构储层评价因子CZ：

CZ=φ(φ/CNL)×100,

式中：φ为储集空间大小；φ/CNL为储层渗透性强弱.

利用储层评价因子CZ，能够实现利用常规测井曲线对砂砾岩储层质量(储集空间、渗流能力)的判别.利用CZ建立的储层分类模型，与核磁共振测井、FMI成像测井、孔隙度及取心资料匹配效果良好(见图10).

图8 百口泉组储层孔隙度—粒度、渗透率—泥质体积分数关系Fig.8 Relationship of porosity-granularity and permeability-mud content in T1b reservoir

图9 相带—扇三角洲前缘水下分流河道百口泉组储层交汇图Fig.9 Relationship of K/φ-r,r-CNL and K-φ/CNL in T1b reservoir

图10 玛15井CZ因子储层分类效果Fig.10 Effect contract of reservoir classification with CZ factor(well M15)

3.2 评价井位部署

在储层—测井资料结合、构建CZ基础上，以测井为桥梁，根据储层—测井—地震资料，利用CZ在波阻抗反演基础上进行地质统计学[16]模拟储层反演，预测百口泉组优质储层的平面展布范围(见图11)；论证部署评价井8口，钻探结果与储层预测结果吻合良好，Ⅰ类储层符合率为82%，Ⅱ类储层符合率为85%.

图11 百口泉组地质统计学模拟反演平面及井位部署Fig.11 Plane map of reservoir inversion-well location with geological-statistics simulation in T1b

4 结论

(1)在限定优势沉积微相条件下，玛湖凹陷西斜坡区百口泉组储层质量主要受泥质体积分数、粒度、压实作用和胶结作用等四种因素控制，其中泥质体积分数、粒度为主要控制因素.

(2)粒度参数对储层孔隙度比较敏感，泥质体积分数对储层渗透率比较敏感，渗透率可以用(孔隙度/中子)参数间接反映.构建储层评价因子，实现利用常规测井曲线对砂砾岩储层质量(储集空间、渗流能力)的判别.

(3)以测井为桥梁，结合储层—测井—地震资料，利用储层评价因子，在波阻抗反演基础上进行地质统计学模拟储层反演，预测百口泉组优质储层的平面展布范围.油田现场井位部署应用效果良好，为复杂砂砾岩储层分类评价及预测提供思路.

致谢:得到中国石油新疆油田公司勘探开发研究院孙中春教授级高级工程师的指导和帮助.

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2015-04-20；编辑：任志平

中国石油“新疆大庆”科技攻关项目(HX132-41429)

孟祥超(1974-)，男，硕士，高级工程师，主要从事沉积储层方面的研究.

TE122.2

A

2095-4107(2015)04-0001-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.04.001