玛湖凹陷玛18井区下三叠统百口泉组沉积储层演化特征

准噶尔盆地是中国重要的能源盆地,蕴含着丰富的油气资源,玛湖凹陷西斜坡区是主要勘探开发区域之一,下三叠统百口泉组属主力开发层位[1-5],其中玛18井区已有十几年的开发历史,其油水动态情况较为复杂[6-11]。论文基于玛18井区丰富的基础地质资料,通过小层对比分析了百口泉组各砂层组的沉积微相演化特征,进而借助三维地质建模方法揭露了储层发育特征,为下一步油气资源的地质勘探和生产开

发提供理论基础。

1 地质背景

玛18井区构造上位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡[6-11],区域上距克拉玛依市乌尔禾区南偏东约29 km,东南为玛纳斯湖,西北距百口泉油田、乌尔禾油田22 km~28 km(图1)。

玛湖凹陷斜坡区油气勘探始于20世纪80年代,按照扇三角洲前缘相控藏模式,2012年在玛西斜坡区部署上钻风险探井玛西1井,下三叠统百口泉组获得良好油气显示,2013年完钻的玛18井三叠系百口泉组油气显示活跃,目前涉及百口泉组的水平井已有百余口,试采效果较好。

根据完钻井和地震资料,玛18井区下三叠统百口泉组(T1b)上与中三叠统克拉玛依组(T2k)整合接触,下与中二叠统下乌尔禾组(P2w)为角度不整合接触,缺失上乌尔禾组。百口泉组可划分为3段(T1b1、T1b2、T1b3)[6-7,9,11-12],下段(T1b1)主要为厚层褐色砂质细砾岩、小砾岩及含砾粗砂岩夹泥岩薄层,中段(T1b2)以厚层灰色中粗砾岩、细砾岩为主,上段(T1b3)则为褐色泥岩夹灰色砂砾岩。

2 百口泉组沉积演化特征

玛18井区百口泉组(T1b)地层厚度136.7 m~173.6 m,平均156.1 m,主体属于近物源砂砾质沉积[6-11,13-17],岩性类型多样,以砾质中粗砾岩、细砾岩、砾质细砾岩、小砾岩、含砾砂岩、泥岩为主,自然电位地层可对比性较差,但自然伽马、电阻率和声波曲线地层可对比性较强,结合岩电特征上段、中段、下段可进一步划分为3个砂岩组(T1b31、T1b32、T1b33、T1b21、T1b22、T1b23、T1b11、T1b12、T1b13)。

2.1 纵向沉积演化特征

玛湖凹陷西斜坡区三叠系沉积时期,整体为扇三角洲—湖泊相沉积[6-11,13-21],玛18井区百口泉组则处于扇三角洲前缘—滨浅湖沉积环境,主要表现为早期填平补齐背景下的湖侵退积、中期短暂湖退进积、中后期整体湖侵退积的沉积序列,局部可发育小规模的砂质碎屑流沉积。

以玛18井为例(图2):T1b13沉积期,前半段处于水体较深环境,发育扇三角洲前缘垮塌引起的小规模砂质碎屑流沉积,后半段湖面逐渐上升则以扇三角洲前缘分流间湾发育的泥质沉积为主;随着湖面继续上升,T1b12和T1b11沉积期发育扇三角洲前缘近岸水下分流河道为主,夹分流间湾薄层泥岩,末段则演变为分流间湾;T1b23早期发育小型近岸水下分流河道,逐渐演变为分流间湾,末段发育小规模砂质碎屑流沉积;T1b22和T1b21沉积期短暂湖退,沉积环境非常相似,均是从规模较大的近岸水下分流河道演变为分流间湾;而后继续以湖进为主,T1b33和T1b32早期发育分流间湾夹规模较小的近岸分流河道沉积,T1b32晚期和T1b31沉积期湖面进一步上升,发育湖泊相滨浅湖亚相的泥岩和小型砂质滩坝沉积。

2.2 横向沉积演化特征

横向沉积演化特征如图3所示:T1b13、T1b12、T1b11和T1b23为湖进期,以近岸水下分流河道砂砾岩和砂岩沉积为主,但规模逐渐减小,T1b22早期则发育水体较深环境的砂质碎屑流沉积;而后逐渐转变为短暂湖退期,T1b22上段和T1b21转变为规模较小的近岸水下分流河道,其间被规模较大的分流间湾分隔;至T1b3沉积期再次进入湖进期,发育规模较小的滨浅湖砂质滩坝和大范围的泥岩沉积,单砂体以薄层为主,表现为“泥包砂”的透镜状。

2.3 平面沉积演化特征

玛18井区T1b1段各砂层组均为扇三角洲前缘近岸水下分流河道沉积为主,物源来自北西和北东两个方向,砂体厚度较大,成片分布;T1b2段各层砂体成片分布,也以扇三角洲前缘近岸水下分流河道沉积为主,但砂体厚度较薄,但在T1b22下部沉积厚层碎屑流砂砾岩;T1b3段从下向上逐从扇三角洲前缘转换为滨浅湖砂滩或砂坝沉积为主,各层内单砂体厚度薄,呈零星分布,连续性差。

部分主力砂体沉积微相平面展布特征如图4所示:结合区域地质背景,玛18井区物源为西北方向的黄羊泉扇三角洲砂砾岩粗碎屑沉积体系,以牵引流沉积为主,局部混合片状碎屑流沉积,属扇三角洲前缘—滨浅湖沉积。T1b13砂岩组沉积期,主要物源自北东向输入,呈朵叶状向南西向延伸,主要为水下分支河道微相;T1b12和T1b11砂岩组沉积期,北西向沉积物供给速率逐渐增加,北东向沉积物供给速率减小,双侧物源加积下,玛18井区完全被水下分支河道微相覆盖;至T1b23砂岩组沉积期,北西向物源供给占据绝对优势,沉积物向南东方向延伸,依然以水下分支河道微相沉积为主,北端见小规模碎屑流沉积发育;T1b22砂岩组沉积期,碎屑流沉积规模加大,研究区北部大多被碎屑流沉积覆盖;到T1b21-2小层沉积期,沉积物供给量骤减,碎屑流沉积消失,水下分支河道微相沉积后退至研究区北侧边缘地带,大部分区域转变为河道间湾沉积;T1b21-1小层沉积期,沉积物供给量进一步减小,河道间湾沉积也退缩至研究区北部,南部被前三角洲泥大范围覆盖。

3 百口泉组储层特征

相对于传统方法而言,三维地质建模技术的运用可更加直观的表征储层特征。储层建模,就是通过建立各储层参数的三维空间分布及变化模型来研究储层,常见的能够表征储层物性的参数主要包括储层储集相、孔隙度、渗透率和含油饱和度等。

3.1 储层地质建模思路

地质建模需要大量的基础数据资料支撑。储层地质建模,通常利用井资料提取的储层参数,借助地质统计学手段,通过沉积微相及地层格架的控制,结合条件模拟技术,对井间储层参数进行预测,以便获取储层参数的三维数据体。随机模拟的结果具有多解性,如何实现条件模拟结果与真实地质情况更加接近,是建模难点之一。因此,以地质条件约束为基础,依据不同储层参数的分布规律和实验变差函数的计算结果,优选合适的理论模型进行拟合,建立正确的储层参数变差函数套合结构,进而分析各种模拟方法对该参数的适宜性,并通过反复的调整建模参数得到最优储层建模方法,即可建立各储层参数的三维地质模型。

因此,论文在测井地层精细划分对比和构造地质学分析的基础上,通过补心海拔校正,确定玛18井区百口泉组各段各砂层组各小层的顶底界,建立主要层位的层面构造模型;采用地层厚度控制结合井点精细分层的办法,建立等时地层格架模型;在此基础上,统计整理岩心解释成果,做岩性适当归类,导入建模软件中离散化处理,在各单层平面沉积微相分布的控制下,应用标点过程随机模拟出该区沉积微相模型,重点刻画出各单层间夹层的三维空间分布。立足于构造和地层格架模型,通过随机模拟方法,以单井岩相解释数据作为已知的控制点数据,地震反演数据体为约束,应用序贯指示的方法模拟各层岩相特征,通过分析对比和质量控制,最终确定最优三维岩相模型。储层参数模型,主要建立在测井解释的孔隙度、渗透率、含油饱和度等数据基础之上,通过岩相模型进行条件控制,并将储层参数视为具有一定分布范围的区域化变量,借助实验变差函数计算拟合出适宜的变差函数模型,并通过波阻抗反演体进行约束,模拟得到储层参数的三维模型。

3.2 百口泉组储层储集相模型

建立三维地质模型必须遵循“等时原则”和“相控原则”。以层序地层为基础,按沉积时间单元进行地层划分和对比,即可在垂向上按单砂层进行建模,实现“等时”。而想要实现“相控”,则需在单个沉积时间单元内对不同相带分别进行模拟,也就是把单砂层再进一步细化为两个或多个范围,进而可提高建模精度及准确性。此外,三维地质建模还需为油藏数值模拟提供准确且实用的地层属性(孔隙度、渗透率等)模型,因此相控建模中相的选取至关重要。地质模型中的相主要包括岩相、沉积相、成岩相等,相控建模中选取的相带既要考虑其对储层属性特征的表征能力,又要考虑软件的可操作性。

三维相建模的方法主要有示性点过程、截断高斯模拟、指示模拟等方法。示性点过程模拟方法使用灵活,部分先验的地质知识可加入模型中,能综合考虑地质认识,但先验知识也可能成为一种限制,且复杂沉积环境难于建立定量的先验模式。截断高斯模拟方法适于相带呈排序分布的沉积相模拟,可有效结合层序地层学认识开展相建模研究,但玛18井区的沉积微相排序特征并不典型。指示模拟方法,则可模拟复杂各向异性的地质现象及连续分布的极值,并可通过指定不同的变异函数模拟不同连续性分布的类型变量(相),从而建立各向异性的模拟图像,但该方法在恢复模拟目标的几何形态(尤其是相边界)方面处于劣势,一些类型变量有可能以一个或几个象元为单元零星分布。基于前期沉积储层等研究成果,论文选用了指示模拟方法,通过人机交互的后处理弥补其短板。

根据储层分类标准,玛18井区百口泉组表内储层以I-III类储层为主,其储层标准为Φ≥7.7%,So≥45%;表外储层以IV类储层为主,其储层标准为Φ≥7.5%,So≥30%;干层以V类储层为主。因此,本次结合表内、表外储层特征,将岩相划分为4类,即表内储层相、表外储层相、干层相和非储层相(泥岩相)(图5)。

以单井岩相为硬数据,地震阻抗反演体为约束数据,建立玛18井区各层储集相三维模型,再通过过水平井剖面查验三维储集相模型与水平井测井解释成果的对应性,并对不合理的通过微调进行修改,最终建立精细化的三维储集相模型。各层表内储层三维模型如图6所示:各主力砂体表内储层空间展布规律均与其沉积微相空间展布规律高度一致,受水下分流河道微相、碎屑流微相等控制明显。表外储层三维模型亦具有相同特点。

3.3 百口泉组储层三维属性模型

建立储层地质模型是为了将储层参数在三维空间的变化特点定量表征出来,包括确定性建模和随机建模两大类。确定性建模将资料控制点间的插值看做唯一的、确定性的;随机建模则承认地质参数的分布具有随机性、不确定性,因此需将这些随机性引起的多种可能情况提供给地质人员进行综合评判和选择。随机模拟既可使开发方案最佳化,又可将地质描述的不确定性转化为经济指标的不确定性。随机模拟可超越地震分辨率,模拟岩石参数三维空间中英尺级别的变化。因此,随机模拟可建立与观察一致、有大量合适地质特征的一维、二维、三维综合地质结构和(或)特征场数据,实现定量化,在查明地质描述中各种不确定性对油藏成因、现在和将来的状态的影响方面意义重大。因此,论文在前期沉积储层等研究成果基础上,以岩相(砂体)作为控制条件,然后在砂体分布范围内应用随机建模技术建立属性模型,这样既可保证与前期工作的一致性,又能体现储层属性的三维非均质性,实现了确定性建模与随机性建模的优化组合。

以测井解释的孔隙度数据为硬数据,在岩相控制下,地震波阻抗体约束,建立孔隙度模型,并通过测井解释孔隙度数据与模型孔隙度数据对比检查孔隙度模型的质量。表内储层三维孔隙度模型如(图7)所示。

以测井解释渗透率数据为硬数据,在储集相控制下,孔隙度体约束,并通过测井解释渗透率数据与模型渗透率数据对比检查三维渗透率模型的质量,建立渗透率模型(图8)。

以测井解释含油饱和度数据为硬数据,在岩相控制下,孔隙度体约束,并通过测井解释含油饱和度数据与模型含油饱和度数据对比检查三维渗透率模型的质量,建立含油饱和度模型(图9)。

4 结论

(1)玛18井区百口泉组可划分为T1b1、T1b2、T1b3三段,T1b3段以“泥包砂”的透镜状单砂体沉积为主;T1b2段以砾岩、砂砾岩沉积为主;T1b1段以砂砾岩、砂岩沉积为主。

(2)玛18井区百口泉组为西北方向物源的黄羊泉扇三角洲砂砾岩粗碎屑沉积体系,主要为牵引流沉积,