准噶尔盆地中拐凸起佳木河组储集层物性实测值校正

杨川，吴涛，李啸，曾德龙，仇鹏，冯鑫，戴灿鑫

（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）

准噶尔盆地西北缘是新疆油田主力油气开发区之一[1-2]，其中位于中拐凸起东南斜坡新光地区的下二叠统佳木河组是致密砂砾岩油气藏勘探的重点层位[3]，佳木河组储集层低孔低渗，发育浊沸石胶结，为典型的致密砂砾岩储集层，地层埋藏深（4 500～5 500 m），钻井数较少，出油气点分散，勘探程度低。

由于中拐地区佳木河组普遍发育厚层致密砂砾岩储集层，沸石胶结类型的特征，引起了众多学者对其储集层评价的研究。前人认为：佳木河组二段以沸石类胶结为主，浊沸石含量和溶蚀强度决定了储集层质量[4]；佳木河组储集层机械压实作用和胶结作用强，导致储集层致密化，浊沸石、片沸石和方沸石是主要胶结物[5]。总之，认为中拐凸起佳木河组储集层普遍致密，但存在由于局部浊沸石溶蚀形成的“甜点”[6-7]。前人对佳木河组砂砾岩储集层的研究，主要集中在储集层致密化的原因，对于沸石类胶结物与储集层孔隙度和渗透率关系的研究较少。然而，目前关于储集层物性校正的方法，主要为镜下岩石薄片观察法、电测曲线校正法、数字岩心建模法、长岩心驱替法等，未考虑岩石样品取样过程中减压膨胀超过岩石弹性形变强度，产生破裂；也未考虑薄片加工时，机械力造成砾石松动，形成假缝，导致基于岩石样品得到回归孔隙度与渗透率的相关性变差，造成所获得岩性物性失真，从而导致储集层评价结果的误判[8]。本文从岩心分析化验、铸体薄片、矿物鉴定、测井及地质背景出发，探寻实测值失真的原因，恢复储集层的真实物性，确定储集层的主控因素，形成一套适应于研究区致密砂砾岩储集层的物性评价方法。

1 地质背景

中拐凸起东邻达巴松凸起，西靠红车断裂带，北接克百断裂带和玛湖凹陷，南部为沙湾凹陷和盆1 井西凹陷，整体呈鼻状凸起，地层向南东倾斜[9]（图1）。石炭纪构造活动强烈，以拐191 断块为代表，直到二叠纪早期，除局部地区（如拐3 井区和克80 井区）外，构造活动减弱，佳木河组披覆沉积于隆起周围之上。二叠纪，受达尔布特断裂左旋走滑的影响，中拐凸起及周缘构造活动强烈，地层隆起抬升，遭受剥蚀，造成佳木河组二段以上地层缺失[10]。直至乌尔禾组沉积期，构造活动减弱，乌尔禾组直接超覆在佳木河组砂砾岩之上，属于填平补齐沉积，断裂活动基本停止。中拐凸起的形成与二叠系—侏罗系继承性宽缓鼻状古隆起有关，由西北向东南倾没[11]。白垩纪开始，中拐凸起逐渐变为隐伏古隆起，其凸起脊线呈北西—南东向展布。

图1 中拐凸起构造位置Fig.1.Tectonic location of Zhongguai uplift

研究区二叠系佳木河组储集层以扇三角洲平原砾岩及前缘亚相砂岩为主[10]，岩性主要为中—细砂质砾岩和含砾砂岩，由于储集层胶结物以浊沸石为主，取心过程中容易发生样品碎裂，产生假缝及边缘缝。测井资料表明，目的层储集层渗透性差，具有极致密低渗透特征，渗透率仅0.001～0.500 mD，但岩心实测孔隙度为10.5%～21.5%，渗透率为0.016～3 430.000 mD，平均渗透率为221.890 mD，为中孔中高渗储集层，岩心实测结果与测井测试结果差距较大，最高达6 个数量级（表1）。

表1 新光1井二叠系佳木河组岩性储集性实验数据Table 1.Experimental data of lithology and reservoir properties of Permian Jiamuhe formation in Well Xinguang-1

2 物性实测值失真分析

依据研究区10 口井岩心薄片分析、物性分析等各类分析化验资料，佳木河组储集层孔隙类型以次生溶蚀孔为主，残余粒间孔不发育。次生溶蚀孔形成于油气充注晚期的酸性环境中，浊沸石胶结物部分被有机酸溶蚀，形成溶蚀孔[4，12]（图2a），但储集层胶结物仍以浊沸石为主，占胶结物总量的63.74%，方解石次之，占35.05%，还有微量的纳长石、褐铁矿、重晶石和片沸石（图2b）。

中拐凸起佳木河组储集层微裂缝较发育，具充填性、定向性、溶蚀扩大性等特点（图2c），在对多个铸体薄片进行鉴定的过程中，部分样品可见大量延粒缘的假缝，具有无充填物、无定向、粒缘发育、规整可恢复等特征（图2d）。借鉴前人研究成果[13-15]，结合研究区储集层特征，推测岩心实测渗透率失真存在2 种原因：一是在岩心薄片加工过程中，由于浊沸石矿物对砂砾碎屑颗粒胶结作用较弱，机械力造成砾石颗粒松动，形成围绕颗粒周围延伸的假缝，造成次生溶蚀孔发育的假象；二是岩石由井下取至地面应力释放过程中，岩石中碎屑颗粒主要为密度较高（2.7 g/cm3）的中基性火山熔岩，胶结物主要为密度较低（2.2 g/cm3）的浊沸石，遇水后二者的膨胀率差异较大，通常随着应力释放，密度小的浊沸石矿物或碎屑膨胀率大，密度大的中基性火山熔岩矿物或碎屑膨胀率小，减压膨胀超过岩石弹性形变强度，产生破裂，而破裂往往会沿着样品薄弱面进行延伸，加之浊沸石胶结物强度较低，导致裂缝沿着碎屑颗粒边缘延伸，进而形成一系列假粒缘缝[16-17]（图2e、图2f）。正因为大量假粒缘缝的存在，促进了岩石渗流能力大幅度提升，从而使岩心实测渗透率偏高，造成物性测量结果不准确，导致储集层评价出现极大偏差。

图2 研究区佳木河组储集层特征及孔缝识别Fig.2.Reservoir characteristics and identification of true and pseudo fractures of Jiamuhe formation in the study area

3 浊沸石定量分析及储集层物性实测值校正

3.1 假缝与浊沸石关系的定量分析

在进行储集层的渗透率校正之前，需要剔除假粒缘缝。通过大量镜下岩石薄片观察，浊沸石胶结减压膨胀形成假粒缘缝，是导致物性实测值失真的主要原因。因此，在分析铸体岩石薄片资料的基础上，利用图像分析技术，统计出每张岩心薄片中假缝的面孔率（图3）。将统计出的假缝面孔率与浊沸石含量进行分析对比，发现铸体薄片识别的假缝面孔率与浊沸石含量具有较好的相关性，进一步证实了浊沸石胶结物对假缝的产生以及对储集层物性的影响。

图3 铸体薄片假缝识别及假缝面孔率与浊沸石含量关系Fig.3.Identification of surface porosity of pseudo fractures in cast thin section and its relationship with laumontite content

考虑到研究区其他井缺乏储集层取心资料，需要根据已有岩石样品测算出的浊沸石含量，结合测井资料，建立浊沸石含量与测井响应关系，预测整个储集层的物性分布。利用交会图版法，进行不同测井曲线与浊沸石含量相关性分析，结果表明，浊沸石含量与地层电阻率与中子孔隙度比值相关性较好，借助相关性公式，可求出相应井段浊沸石的含量（图4a）。实验数据分析结果表明，假缝面孔率与浊沸石含量、假缝孔隙度与假缝面孔率也都呈正相关关系（图4b）。在所有井段浊沸石含量处理的基础上，通过岩心标定，获取物性分析样品的浊沸石含量，得到不同浊沸石含量样品的孔隙度与渗透率关系。

3.2 物性校正流程

首先从岩石薄片中计算所有井储集层的浊沸石含量，通过假缝面孔率与浊沸石含量的关系，计算出储集层的假缝面孔率，并研究孔隙度与面孔率的关系，获得浊沸石引起的假缝孔隙度。然后通过测井声波时差与岩心实测孔隙度关系进行相关性分析（图4c），得到测井孔隙度（包含浊沸石假缝的影响），利用测井孔隙度减去假缝孔隙度，得出校正后的真孔隙度。最后通过有效样品统计的孔渗关系，用校正后的孔隙度计算出真实的渗透率。

图4 研究区佳木河组浊沸石含量及假缝孔隙度的确定Fig.4.Determination of laumontite content and pseudo fracture porosity of Jiamuhe formation in the study area

3.3 有效样品储集层物性校正

由于中拐地区佳木河组致密砂砾岩储集层浊沸石胶结物含量高，岩心样品因应力释放而形成假粒缘缝，改变了样品的孔隙结构，从而引起渗透率的实测值异常高。因此，利用大量含浊沸石样品进行孔渗回归分析，确定样品浊沸石含量与孔渗的关系，剔除由于浊沸石高含量引起的假缝的影响，从而实现储集层样品物性实测值的校正。

将研究区已有的佳木河组岩心分析化验样品，按照不同的浊沸石含量进行的渗透率与孔隙度关系回归。结果表明：当浊沸石含量小于5%，假缝面孔率在1%以下，孔隙度与渗透率呈良好相关关系（图5），但随着浊沸石含量增加，渗透率明显变大，多数在1.000 mD以上，与区域的储集层类型和测试资料结果不吻合，进一步验证了剔除浊沸石含量大于5%样品进行回归分析的必要性。

图5 研究区佳木河组不同浊沸石含量样品孔渗交会图Fig.5.Cross plot of porosity versus permeability of laumontite samples from Jiamuhe formation in the study area

4 效果检验与实例分析

在佳木河组储集层孔渗关系分析结果的基础上，计算储集层渗透率，并进行不同样品特征对比。目的层储集层校正前渗透率（全部样品回归关系）主要为0.100～1 000.000 mD，而校正后的渗透率主要为0.001～5.000 mD，井下测量出的地层流体渗透率为0.001～0.500 mD，核磁测井渗透率为0.010～0.300 mD（图6），与校正后渗透率之间的误差缩小到了一个数量级之内，验证了物性校正方法的有效性和可靠性。

图6 研究区佳木河组渗透率校正前后对比Fig.6.Comparison of permeabilities of Jiamuhe formation before and after correction in the study area

在新光1 井中（图7），4 552—4 566 m 井段为压裂产气段，压裂后日产气2.223×104m3。其中浊沸石含量为4.50%～13.40%，测井孔隙度为11.50%～17.50%，假缝面孔率为0.98%～2.92%，平均为1.69%，假缝孔隙度为1.60%～4.80%，平均为2.80%，校正前渗透率为0.724～112.800 mD，平均为12.910 mD。通过剔除假缝，优选合适岩心样品后，利用相关拟合公式得到校正后渗透率为0.064～5.215 mD，平均为0.480 mD，井下测量流体渗透率为0.049 mD。4 578—4 592 m 井段为干层，浊沸石含量为6.70%～15.00%，平均为10.60%；测井孔隙度为8.40%～14.20%，平均为11.00%；假缝面孔率为1.47%～3.27%，平均为2.32%；假缝孔隙度为2.46%～5.46%，平均为3.88%；校正后孔隙度为3.20%～11.50%，平均为8.70%；校正后渗透率为0.005～0.472 mD，平均为0.037 mD，测井渗透率为0.001 mD。进一步说明校正后的渗透率与测井获得的数值误差在一个数量级范围之内，结果可靠，达到了满足储集层评价预期误差范围效果。

图7 研究区新光1井佳木河组渗透率校正前后对比Fig.7.Comparison of permeabilities of Jiamuhe formation before and after correction in Well Xinguang-1 in the study area

5 结论

（1）中拐凸起佳木河组砂砾岩储集层岩心样品物性实测值失真，其原因为储集层中浊沸石胶结物含量较高，浊沸石的减压膨胀造成假缝，造成渗透率实测值偏高。

（2）地层电阻率与中子孔隙度比值与浊沸石含量相关性较好，借助相关性公式求出相应井段浊沸石含量。通过岩心标定，获取物性分析样品的浊沸石含量，得到不同浊沸石含量样品的渗透率与孔隙度关系。

（3）中拐凸起佳木河组储集层校正后的渗透率主要分布在0.001～5.000 mD，与井下测量渗透率和核磁测井渗透率间误差在一个数量级以内，证实本文提出的校正方法是可靠的。