石臼坨凸起陡坡带砂砾岩体储层特征研究

柳佳期，张 汶，孙风涛，吕 涛，吕世聪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

陆相断陷湖盆陡坡带特殊的构造背景，使沉积地层中各种成因的砂砾岩体(扇体)极为发育，成为重要的含油气区域[1]。但实践结果表明，这类储集体结构复杂、侧向变化快，制约了储层研究的精度[2-3]。因此，如何识别各类岩性储层及对优质储层的展布范围进行研究，对油田的高效开发具有重要意义。

渤海湾盆地石臼坨凸起西部的CFD油田1井区古近系东三段储层储量规模大，岩性复杂，隔夹层不发育，储层横向变化快，且受深层地震资料品质以及海上钻井资料有限等因素的影响[4]，优质储层的展布范围认识不清。为此，本次研究通过地质、测井、地球物理等多专业的结合，对储层复杂岩性进行识别与分类，并对孔渗关系进行优化重构。在沉积模式的指导下，使用井震结合层序地层划分与对比方法进行砂砾岩体沉积期次划分，并采用地震多属性分析技术和波形分类的地震相分析技术预测扇体的空间分布范围。研究不仅能为该区砂砾岩储层的描述和砂砾体测井解释提供可靠的地质模型，并且对下步开发方案的井位部署具有重要意义。

1 区域地质概况

CFD油田位于渤海西部石臼坨凸起西段石南一号大断层下降盘陡坡带，东邻渤中凹陷西生油次洼，古近系整体表现为大断鼻构造，分为陡坡带和断阶带两个构造带，油田主区位于陡坡带。钻井揭示东三段主要发育砂砾岩油气储层，岩心观察及岩相分析表明，东三段砂砾岩体为近物源、快速堆积的扇三角洲成因。

东三段主要油层集中在1井，油层累积厚度143.0 m，最大单层厚度约77.9 m。储层平均孔隙度14.4%，渗透率47.7×10-3μm2，为低孔低渗储层。1井纵向上由下向上粒度由粗变细，测井曲线上呈典型的正旋回沉积特征，对应水动力条件逐渐减弱的沉积变化，并反映湖盆水体逐渐变深的过程；地震剖面上地震反射特征上部界面为削截，下部界面为上超，表现为退积反射结构。

2 储层沉积学特征

2.1 岩性类型划分

根据岩心、壁心和分析化验资料，CFD油田东三段主要岩性为泥岩、细砂岩、中粗砂岩、含砾砂岩和砂砾岩(见图1)。泥岩为深灰色，包括泥岩和粉砂质泥岩，为无效储层；细砂岩碎屑颗粒均匀分布，线接触为主，局部见凹凸接触，粒间填隙物主要为泥质和碳素盐岩，岩石孔隙不发育，孔隙连通性差，孔隙类型主要为溶蚀粒间孔和溶蚀颗粒孔。中粗砂岩碎屑颗粒均匀分布，短线-长线接触，长石风化强烈，部分颗粒溶蚀或绢云母化强烈，粒间填隙物含量低，发育粒间孔、溶蚀颗粒孔和溶蚀粒间孔，岩石孔隙发育好。含砾砂岩碎屑颗粒分布较均匀，线接触，部分颗粒溶蚀，粒间填隙物含量低，少量的高岭石及泥质，发育粒间孔、溶蚀颗粒孔和溶蚀粒间孔，岩石孔隙发育较好。砂砾岩砾石分选性较差，为颗粒支撑，发育原生粒间孔，粒间填隙物多为泥质和高岭石，堵塞孔隙，物性较差。

2.2 测井响应特征

对于一般的砂泥岩地层，中子和密度曲线交会可以比较容易地划分出砂岩和泥岩，但对于含砾地层，中子和密度的测井响应变得复杂，含砾或含泥均可能导致曲线出现相反的变化，从而难以识别储层的物性发育情况。研究通过重构中子曲线来辅助岩相划分，其原理是基于体积模型，利用粘土矿物的密度响应值与砂岩骨架密度相差不大，而中子响应值相差较大的原理重构一条纯砂岩的中子曲线，与实测的中子曲线进行对比来评价储层的含泥质特征，再结合不同岩性对应的中子和密度曲线特征，划分目的层段连续的岩石物理相，并转化成岩相。以中子、密度以及双中子差值为样本数据，结合岩心、壁心和录井资料，用聚类分析法将东三段划分为5种岩性，并得到不同岩性的测井响应值(见表1)。利用上述岩性的测井响应特征对CFD1井东三段岩性进行识别。

图1 CFD油田东三段岩石相类型划分

表1 不同岩性测井响应特征统计

2.3 建立岩相分类的渗透率解释模型

油田评价初期，东三段储层渗透率评价垂向上并未考虑内部岩性的变化，利用覆压校正后的岩心分析孔隙度与渗透率相关关系笼统按一个关系式拟合时，各类岩性储层间相关性较差。本次研究主要目的层岩性包括细砂岩、中粗砂岩、含砾砂岩和砂砾岩，不同岩性颗粒间接触方式、填隙物含量和胶结方式不同，导致物性差异明显。因此，针对不同岩性储层分别建立了孔渗关系(见图2)。

细砂岩：K=0.003 3×e0.559 8φ(R2= 0.730 8)

中粗砂岩：K=4.650 3×e0.213 3φ(R2= 0.602 1)

含砾砂岩：K=0.056 6×e0.3690φ(R2= 0.725 8)

砂砾岩：K=0.0.061 8×e0.332 4φ(R2= 0.832 4)

式中,K为岩心分析渗透率，10-3μm2；φ为岩心分析孔隙度，%。

根据不同岩性孔渗拟合关系对渗透率进行重新解释，结合岩性与物性关系以及取心井段孔渗数据的累积概率曲线特征，对纵向储层岩相由好到差依次划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类(见表2)，其中Ⅰ-Ⅱ类储层为本油田的优质储层。

图2 CFD油田东三段储层孔-渗关系拟合

表2 CFD油田东三段储层岩相划分依据

3 砂砾岩体有利储层预测

3.1 砂砾岩体沉积模式的建立

CFD油田位于渤海西部石臼坨凸起西段陡坡带，有利于扇三角洲的延伸发育，在断陷盆地边缘易形成扇三角洲，由于距离物源较近，搬运距离短，突发事件强，可形成多期次的扇三角洲沉积，从而组合成厚度较大的扇三角洲复合体。受古气候以及区域构造演化的影响，总体上表现出水体不断加深、沉积体系逐渐向盆地边缘退积的特点，井上以发育向上变细的序列为特征。研究区主要位于扇三角洲相的扇中亚相，砂体在平面上表现为不断向盆地中央推进并形成相互叠置的三角洲朵叶体。泥岩颜色多以反映弱还原环境的浅灰为主。岩性以中、粗粒岩屑长石砂岩和含砾砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石和岩屑，碎屑颗粒分选中等，磨圆度次棱～次圆状，反映了较低的成分成熟度和结构成熟度，沉积物未经历长距离搬运，快速混杂堆积。通过岩心观察，层理不是十分发育，以块状砂砾岩沉积为主，总体上表现为混杂堆积的特征，只是在局部取心上可以观察到交错层理和斜层理，并可见波状层理和冲刷面，反映沉积时期沉积物重力流与牵引流并存的水动力条件。在地震剖面上常显示为前积反射地震相。通过对CFD油田东三段沉积成因及沉积特点研究，建立了研究区退积型扇三角洲沉积模式(见图3)。

3.2砂砾岩体期次划分

砂砾岩地层格架确立的难点是不同岩性混杂堆积，导致井点无明显的旋回特征而无法细分，井间没有明确的对比标志[5]。综合应用岩心、壁心、测井和地震资料，结合沉积模式认识及岩性变化，开展砂砾岩期次划分和对比，在等时界面的基础上确定对比标志，建立相应的对比模式。基于由大到小、逐级细分的思路开展研究区砂砾岩期次划分：①以井点资料为基础，运用地震资料开展层序界面的划分，确定三级层序界面；②在三级界面之间运用井-震结合的方法将地层细分，确定体系域级别地层单元的划分；③在体系域之间运用岩性和岩性组合特征将砂砾岩进行准层序(组)的划分。

图3 CFD油田东三段退积型扇三角洲沉积模式

建立层序地层学格架的关键在于识别各级层序的边界。层序边界识别的关键是识别和确定不整合面，然后进行等时性追踪对比[6]。根据地震反射终止的方式区分为削截(剥蚀)、顶超、上超和下超4种类型，而这种不整合接触关系正是在地震剖面上识别层序地层界面最为可靠和客观的基础[7]。1井区东三段与上覆东二段岩层为不整合接触，从已钻至东三段的所有井岩性和电测曲线看，东三段顶界界面上下岩性存在突变，界面之上为稳定的泥岩和砂质泥岩，而界面之下则为巨厚的砂砾岩粗碎屑沉积。并且地震剖面上特征明显，东二段地层可见斜坡部位上超在界面之上，而界面之下的东三段地层与界面的削截、顶超及视削截地震反射终止现象十分普遍，可以确定东三段顶界为典型的局部不整合面(见图4)，因此把东三段与东二段地层划分为不同的三级层序地层单元。

图4 层序界面在地震剖面上的特征表现

在确定三级层序地层单元的基础上进行沉积体系域划分。本文采用VAIL P R的经典层序地层学陆相湖盆三分法来划分层序，即低位体系域(LST)、湖侵体系域(TST)和高位体系域(HST)，这三种体系域的界限是初始湖泛面和最大湖泛面。研究区内，初始湖泛面和最大湖泛面在地震剖面上不易追踪对比,因此选用与岩性、粒度和泥质含量等关系较为密切的测井曲线对体系域界面进行识别，如自然电位、电阻率、自然伽马、声波，等等。从沉积旋回上看，首次湖泛面是以向上变粗的水体变浅的的前积式沉积向向上变细的水体变深的退积式的转换面，因此可以通过识别沉积转换面将其分开。CFD2井下部为一套整体向上变粗的反旋回沉积，上部为向上变细的正旋回沉积，二者之间的界面显示了沉积样式的转变，反映了湖平面相对升降关系的转变，于是解释为该井首次湖泛面的位置。通过标定，CFD2井识别的首次湖泛面在过井地震剖面上特征明显，在90°相移地震剖面上表现为峰谷转换面。界面之上地层表现为整合接触关系，而界面之下地震反射前积特征明显(见图5)。在层序界面和首次湖泛面单井识别和地震标定的基础上，开展这些界面的多井对比和地震剖面追踪，同时考虑1井的测井曲线及岩性特征，将1井东三段划分为2个体系域，即低位和湖侵体系域，缺少高位域沉积。

图5 CFD2井层序界面和首次湖泛面特征

扇三角洲的砂砾岩体多为幕式沉积，根据准层序垂向堆砌结构样式，可以将准层序组划分成3个典型类型，即进积式、退积式和加积式准层序组。1井区以退积式准层序为主，自下而上砂岩厚度不断减少，泥岩厚度不断增大，砂泥比值减小，总体上构成一个向上水体逐渐变深的准层序组的堆砌样式。而对于每个准层序，一般为向上变细的沉积旋回，这种旋回性代表着沉积物供给的变化[8]。因此，按照沉积旋回性划分准层序。研究认为，测井曲线中自然伽马曲线与沉积旋回性对应较好，对于退积型扇三角洲砂砾岩体，每个准层序的自然伽马值多为由大变小的正旋回特征。但对于无稳定泥岩隔层和砂砾岩录井粒度较一致的井段，自然伽马曲线难以反映砂砾岩体的旋回性。利用分岩性建立的孔隙度解释模型，用其求取未取心段砂砾岩体的孔隙度，以此划分准层序。实测资料表明，孔隙度与砂砾岩体(无泥岩隔层且粒度较一致)的沉积旋回性具有较好的对应关系，一个砂砾岩体准层序的孔隙度自下而上由小到大变化，一个突变面可以作为一个准层序界面。根据沉积旋回性和孔隙度的变化，将1井区主力含油层段的湖侵体系域划分为5个准层序，即自上而下划分为了5个期次(见图6)。

在单井准层序(组)划分和对比的基础上重点开展了CFD1井区准层序界面的地震标定和层位追踪，鉴于地震资料的分辨能力，仅能识别期次1砂体的顶、期次2砂体的底、期次3砂体的顶和期次5砂体的底，因此将这5期砂体在地震资料上合并为2期扇体，即期次1和期次2为第二期扇体，期次3，4，5为第一期扇体，对该井湖侵体系域的这两期扇体顶底界面进行地震标定、层位追踪和三维闭合。受沉积作用的影响，扇体由南向北逐渐迁移，第一期扇体规模较大，第二期扇体规模较小，表现为沉积范围逐渐减小，砂砾岩体在垂向上具有多期叠置的特点。

3.3 井震结合预测优质储层展布范围

为落实砂砾岩有效储层展布，对两期扇体开展均方根振幅、最大振幅、原始振幅、主频和平均能量等地震属性进行储集相带及砂体平面分布的研究，认为均方根振幅可以较好地反映岩性和储层分布范围。由井上砂厚和砂地比统计可知，均方根振幅属性与砂厚及砂地比有较好的正相关系，在均方根振幅平面图上(见图7)，红色高值区表示储层相对较发育地区，与井上的砂岩吻合较好，绿色区域为储层相对较差、岩性偏泥质或储层相对较薄的地方。

图6 CFD1井井震结合层序地层划分与对比

图7 CFD1井两期扇体均方根振幅属性

此外，结合波形分类分析技术对砂砾岩储层的分布进行预测。沉积地层的岩性与物性参数变化与波形形状的变化紧密相连。通过对地震波形变化的分析和分类，可以找出地震波形变化的总体规律，从而认识沉积相和岩相的变化规律[9-10]。图8为通过波形分类技术对1井区东三段第二期扇体进行波形分类的结果，图中每一种颜色代表一种波形，一共分成了7种波形。通过观察分类图颜色的分布，了解和评估地震道形状在目标区域的分布情况，结合区域沉积背景，根据测井曲线形态、岩性组合、沉积结构和岩石颜色等信息，划分出1井典型的沉积微相。将1井的沉积微相类型和地震波形分类进行标定，按照相似性原则，将每一类波形赋予相应的沉积微相类型。其中，绿色与黄色区域为能量相对较强、频率相对较高的区域，对应1井的扇中水道含砾砂岩相和扇中前缘中粗砂岩相，为储层的优势相带。蓝色与红色区域为频率相对较低、能量相对较弱的区域，对应1井的扇根砂砾岩相和扇端细砂岩相和泥岩相，表征了该区域储层相对较差。

图8 CFD1井第二期砂体地震波形分类平面图

4 结论

(1)地质与测井结合识别出了4种岩性，建立了岩相的定量识别标准，并对不同岩性储层的渗透率优化解释，提高了储层渗透率解释精度。

(2)井震结合，准确识别和划分了不同级次的层序地层界面和地层单元，建立了研究区以准层序为基本单元的高分辨层序地层层格架，将主要含油井区1井区东三段划分为一个三级层序、两个体系域、四个准层序组和六个准层序。

(3)在地质模式的指导下，基于波形分类技术和属性分析技术刻画了1井区第二期扇体的平面展布范围，扇体的形态呈朵叶状；波形分类图上，绿色和黄色区域对应1井的扇中水道砂岩相和中粗砂岩相，为储层的优势相带，靠边界断层区域为储层物性相对较差的区域。