双坨子气田泉头组第一段沉积微相及储集物性特征

2010-07-06刘运成阮宝涛李忠诚孙艳波张慧宇

成都理工大学学报（自然科学版） 2010年1期

刘运成阮宝涛李忠诚孙艳波张慧宇

(中国石油天然气股份有限公司吉林油田勘探开发研究院,吉林松原138001)

图1 松辽盆地双坨子气田构造位置图Fig.1 The structural location of the Shuangtuozi gas field in Songliao Basin

双坨子气田位于松辽盆地中央坳陷区华字井阶地南部,西为长岭凹陷,东为东南隆起区的登娄库背斜带,处于油气运聚的有利区带(图1)。气田内断层发育,断层对气藏的形成、保存起控制作用[1]。钻井揭示的地层自上而下依次为第四系、第三系、白垩系上统、白垩系下统(嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组和登娄库组)、侏罗系营城组。根据岩性特征,将泉头组划分为四段,下部的第一段(简称“泉一段”)为灰白、紫红色砂岩与暗紫色砂岩互层,夹紫红、灰紫色砂质泥岩、含砾砂岩[2]。

近年来,松辽盆地双坨子气田已经进入了勘探开发的中-后期,弄清剩余油气分布态势及受控因素,可以为今后该气藏的勘探部署和调整开发方案提供地质依据。据前人研究及勘探实践证明,该气藏泉一段为重要的含油气层系之一,以河流相沉积为主[3],属岩性油气藏,因此分析储集层在地下的空间展布特征及其属性的分布特征成为气藏描述及评价的重点。不同的沉积环境控制着砂体的展布和储层性质,所以沉积相的精细研究对认识储层特征和分布就显得至关重要。笔者通过对研究区泉一段5口井约108 m的岩心进行了详细的观察与描述,利用岩石相与测井相转换技术对42口单井进行了沉积微相的识别与划分。结合薄片观察、粒度分析和录井、测井资料的综合分析,认为该区泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂层组)为曲流河沉积,下部(Ⅵ～Ⅷ砂层组)为辫状河沉积,并按层段编制了泉一段沉积相分布图,详细探讨了不同沉积微相砂体的储集物性特征,这对双坨子气田泉一段气藏下一步的勘探和开发有重要的指导意义。

1 沉积相标志

沉积相及微相的划分首先是从详细观察和描述沉积相标志开始的。主要的沉积相标志包括：沉积学标志、古生物学标志、地球物理测井标志和地球化学标志[4]。由于泉头组属陆相沉积环境,其地球化学标志不甚明显,古生物标志又过于低调,结合现有资料,研究中主要利用的是沉积学标志和测井相标志。

1.1 沉积学标志

a.岩石颜色：双坨子地区泉一段内,泥岩主要为紫色、紫红色、棕红色、棕色和褐色,砂岩以灰色、褐色、杂色为主,部分砂泥岩由于烃类上涌侵染而还原成绿色、灰绿色。其砂泥岩颜色反映了当时的沉积是在干旱-半干旱的氧化环境下进行的,沉积水体较浅。

b.岩石类型及矿物成分：泉一段砂岩类型以岩屑长石砂岩、长石砂岩及长石岩屑砂岩为主,岩屑石英砂岩偶见。薄片鉴定资料表明该区泉一段砂岩内自生矿物主要为伊利石、环边绿泥石、高岭石及自生石英,这些矿物均反映了氧化环境的沉积古地貌特征。

c.岩石结构：泉一段砂岩的分选性中-好,磨圆度以次棱角状为主,说明沉积物搬运的距离远,离物源区有一定的距离。

d.粒度分析：泉一段砂岩中碎屑的粒度以细-中粒砂岩为主,其次为极细砂和粉砂。利用粒度分析数据作图(如粒度概率曲线图、粒度参数散点图等)是沉积相研究中常用的手段。根据弗里德曼的图解偏度与图解标准偏差的散点图显示[5],泉一段砂岩的偏度值分布在0.81～2.45,标准偏差值在1.62～2.34之间变化,落在河流区(图2)。而从标准差与平均值散点图(图3)上可以看出,样品投点位于曲流河砂坝区,说明泉一段应为河流相沉积。

图2 泉一段粒度分析偏差与标准偏差散点图Fig.2 The scattergram of fractional analysis deviation and standard deviation in Member 1 of Quantou Formation

图3 泉一段粒度分析标准偏差与平均值散点图Fig.3 The scattergram of fractional analysis standard deviation and average in Member 1 of Quantou Formation

e.原生沉积构造：沉积构造是判别沉积环境和沉积相的重要标志。通过岩心观察和成因分析,泉一段砂体常含泥砾,具底冲刷与滞留沉积,发育块状构造、交错层理和平行层理,它们也反映为河道沉积。

f.剖面结构：各种沉积相标志只是沉积环境某一方面的特征,而不能表现整个沉积环境在垂向上和横向上的变化趋势或总体特征。此外,一种相标志并非某一环境的独特标志,可能在很多环境中都可以出现;因此,单一的标志具有多解性。为了研究一个环境的总体面貌和演化特征而引进了“剖面结构”这一概念。所谓“剖面结构”是指在沉积物剖面上表现出特定的岩性、结构、构造、冲刷面、生物等的组合顺序(刘宝珺,1985)。

1.2 测井相标志

目前在沉积相研究中,测井相标志已被广泛使用,它已成为沉积相研究的一种重要手段。此次沉积微相研究中主要根据自然电位(SP)、自然伽马(GR)和电阻率(RT)等测井曲线的组合形态特征、幅度、顶底接触关系及曲线的光滑程度,结合取心井段岩心沉积微相之分析结果,利用岩石相与测井相转换技术建立了区内测井相标志[6]。

据对岩心观察分析,并结合前人对该区域沉积相的研究,确定了双坨子区泉一段为河流相沉积体系,其中泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂层组)主要发育曲流河沉积相,下部(Ⅵ～Ⅷ砂层组)主要发育辫状河沉积相。依据曲流河和辫状河沉积模式,曲流河相可进一步划分为5种沉积微相类型,分别是边滩、天然堤、决口扇、河道滞留和泛滥平原;辫状河相可进一步划分为4种沉积微相类型,分别是心滩、决口扇、河道滞留和泛滥平原[7](表1)。不同沉积微相在测井曲线上均呈现明显的特征(图4、图5),从而建立了区内测井相识别标志。

表1 双坨子气藏泉头组沉积相划分方案Table 1 Division program of sedimentary mircofacies of Quantou Formation in the Shuangtuozi gas reservior

2 沉积微相的岩-电特征

2.1 曲流河沉积体系

2.1.1 边滩微相

泉一段边滩微相在取心段为中-细砂岩,厚度多在8～12 m之间,分选性好,磨圆度高,很少见到泥质沉积物,底部能见到冲刷面,向上砂岩粒度变细,常见块状构造、平行层理和交错层理。岩心中几乎未观察到化石,但常见炭化的植物茎叶的碎片。边滩剖面结构常发育在河道滞留微相之上,在SP及GR曲线上为低-中幅的钟形或齿化钟形,有时出现二者的叠加,少量为箱形或齿化箱形,底部为突变接触,顶部为渐变接触,正旋回明显(图4)。

图4 T105井泉一段第Ⅰ砂层组测井相和曲流河沉积微相的岩-电转换模型Fig.4 Lithofacies-electrofacies conversion model of the meandering river sedimentary mircofacies of Member 1 of Quantou Formation in Well T105

边滩沉积厚度大体与河道平均水深相当,可以作为判断古河道水深和规模的标志[8]。

2.1.2 河道滞留微相

双坨子气田泉一段河道滞留微相沉积取心段可见杂色砾石层,磨圆较好,具有一定的分选性,厚度不大,发育块状构造,底部见冲刷面。砾石层内能看到从河岸崩塌下来的半固结的泥块或泥砾。在GR曲线上为高幅度齿化或微齿钟形,电阻率曲线也呈现高幅度的齿化钟形特征(图5)。

2.1.3 天然堤微相

双坨子气田泉一段天然堤微相沉积在取心段为细砂岩和粉砂岩互层,颗粒分选性好,内部构造有小波痕层理和平行层理,在剖面结构上常夹于泛滥平原微相之中。在自然电位上为低幅对称齿形,在自然伽马(GR)上为高幅对称齿形(图4)。

2.1.4 决口扇微相

泉一段决口扇微相在取心段可见砂砾岩-粉砂岩各种粒级的砂岩,垂向上粒度呈正粒序变化,底部多具有明显的侵蚀面,与下伏洪泛平原泥质沉积呈突变接触;沉积构造比较复杂,小波痕层理、槽状及板状交错层理均有发育。本区决口扇沉积厚度一般为3～6 m。在自然伽马(GR)和电阻率(RT)曲线上都显中幅齿形,底部曲线为突变接触(图5)。

图5 T108井泉头组一段测井相和辫状河沉积微相的岩-电转换模型Fig.5 Lithofacies-electrofacies conversion model of the braided river sedimentary mircofacies of Member 1 of Quantou Formation in Well T108

2.1.5 泛滥平原微相

双坨子气田泉一段泛滥平原微相在取心段主要为大段的紫红色泥岩。由于受泥浆浸泡,取出的泥岩比较松散破碎,基本识别不出构造类型。在自然电位(SP)和电阻率(RT)曲线上主要为低幅齿状、齿块状曲线(图5)。

2.2 辫状河沉积体系

辫状河沉积体系与曲流河沉积体系最大的区别在于辫状河心滩发育,边滩和天然堤不发育。从单井岩性结构剖面或测井曲线(SP,GR和RT等)上看(图4,图5),辫状河垂向上砂体叠置频繁,砂泥比值高,自然伽马曲线为高幅齿化状;而曲流河沉积体系内的砂体则显得比较孤立。下面只对辫状河沉积体系内的心滩微相进行详细描述,其他微相特征大致与曲流河相应微相相似。

双坨子地区泉一段心滩微相在取心段以细砂、粉砂为主,厚度一般在12～20 m,常见交错层理,底部也见砾岩发育。在自然伽马(GR)和电阻率(RT)曲线上都表现为中幅、齿化箱形,偶尔出现齿化钟形(图5)。平面上,心滩与河道延伸方向一致。

通过多口单井泉一段综合测井曲线观察分析发现,Ⅴ砂层组以下地层的自然伽马(GR)和电阻率(RT)曲线特征发生了明显的变化,曲线平均幅度变高,齿化程度高,反映在岩性剖面为砂体叠置程度高,夹层泥岩多且厚度薄。由此可以认为是沉积相发生了变化,从曲流河沉积开始转变为辫状河沉积。

3 沉积微相的平面展布特征

3.1 沉积相图的编制

在岩心观察和测井曲线综合分析的基础上,确定该区各类沉积相标志,选择关键井进行单井沉积相的划分及联井沉积相的对比。选择性地作一些能够反映岩性组合特征的平面图件,如曲线形态分区图、纯砂岩等厚图和砂泥岩百分比图等[9]。本次研究对该区各井泉一段砂体厚度进行了统计,计算了各砂层组砂泥百分比,绘制了各砂层组砂岩等厚图。利用上述资料及图件,进行沉积微相综合解释,最后绘制出泉一段上、下段相带分区图。

3.2 沉积相平面展布特征

泉头组沉积时期松辽盆地南部东南方向存在三大物源,分别隶属于九台、长春、怀德水系。这三条河流一条自九台、农安至前郭;另一条由长春经农安西至前郭;还有一条由怀德经双坨子、大老爷府、孤店西至前郭。三条河流均在前郭一带汇合进入湖盆[8,9]。

本次研究也认为,双坨子地区物源来自于东南方向的怀德水系[10,11],沉积体系沿南东-北西向展布。泉一段上部(Ⅰ～Ⅴ砂层组)为曲流河沉积(图6),主要发育边滩、河道滞留、决口扇和泛滥平原微相。沉积砂体受河道控制明显,多以条带状河道砂和透镜状点砂坝(即边滩)分布。砂体较厚的部位集中在点砂坝分布的范围内,点砂坝集中分布在河流凸岸侧,T105井区、T106井区、T109井区和T112井区都有分布,四周为泛滥平原沉积;T108井区附近决口扇微相比较发育。纵向上砂泥岩互层,呈典型的“泥包砂”特征,单砂体厚度1～10 m不等,叠置砂体厚度可达20～30 m;横向上砂体连通性不好。

泉一段下部(Ⅵ～Ⅷ砂层组)为辫状河沉积(图7),心滩和决口扇沉积微相较发育。河道沿南东-北西向延伸,透镜状心滩砂体平行于水流方向在河道内分布,砂体垂向上交错叠置。横向上连片发育,连通性较好。平面上分布稳定,在T25井区、T103井区、T106井区、T109井区、T110井区、T111井区、T113井区和 T116井区都有分布。决口扇沉积主要分布在 TS1井区和T108井区,沉积砂体相对比较孤立,但粒度较粗,储集性好。

4 储层物性特征

4.1 物性特征

利用储层物性测试资料进行统计分析可知,泉一段储层孔渗条件较好。图8为该区5口井289个样品岩心分析的孔隙度和渗透率频率分布直方图。孔隙度大多分布在5%～15%的范围内,占总样品数的89.28%;孔隙度小于5%的样品仅占4.15%。渗透率集中分布在(0.1～10)×10-3μ m2范围内,占总数的66.44%。按照《中华人民共和国石油天然气行业标准—— 油气储层评价方法》判别,双坨子气藏泉一段为中低孔-中低渗型储层。

4.2 储集物性与沉积微相的关系

图6 双坨子气田泉一段Ⅰ～Ⅴ砂层组曲流河沉积微相平面分布图Fig.6 Planar distribution of the meandering river sedimentary microfacies of Member 1 of Quantou Formation(Ⅰ～ Ⅴ sands sets)in the Shuangtuozi gas field

图7 双坨子气田泉一段Ⅵ～Ⅷ砂层组辫状河沉积微相平面分布图Fig.7 Planar distribution of the braided river sedimentary microfacies of Member 1 of Quantou Formation(Ⅵ～ Ⅷ sands sets)in the Shuangtuozi gas field

双坨子泉一段沉积微相共划分为九种类型,而据统计分析发现,边滩、心滩、决口扇和河道滞留微相为主力产气微相。储层孔隙度的大小和渗透率的高低与沉积微相有着密切的关系。沉积物的原始储集物性主要取决于粒度、分选性、磨圆度、胶结物和杂基含量,它们均受控于沉积环境,亦即沉积相。因此,不同沉积微相的孔隙度和渗透率也应表现出不同的特征[12]。

图8 泉一段储层岩芯分析样品孔隙度、渗透率频率分布直方图Fig.8 The histogram of the porosity and permeability based on the core analysis

图9 不同沉积微相的岩芯分析样品的孔隙度和渗透率的平均值Fig.9 The average of the porosity and permeability based on the core analysis of different sedimentary mircofacies

表2 不同沉积微相孔隙度和渗透率的平均值比较Table 2 The porosity and permeability of different sedimentary mircofacies

图9和表2给出了不同沉积微相岩心分析样品的孔隙度和渗透率的范围值与平均值,更能直观地反映出不同沉积微相与储集物性之间的匹配关系。边滩微相储层物性最好,其孔隙度平均值为20.94%,渗透率平均值为 128.13×10-3μ m2;其次为心滩微相,其孔隙度平均值为8.1%,渗透率平均值为34.75×10-3μ m2;再次为决口扇微相,其孔隙度平均值为10.37%,渗透率平均值为16.59×10-3μ m2;最差为河道滞留微相,其孔隙度平均值为 7.73%,渗透率平均值为 30.33×10-3μ m2。综合上述分析认为,边滩砂体是研究区曲流河沉积中最有利的储集相带,心滩砂体是辫状河沉积中最有利的储集相带。相比较而言,曲流河沉积相内发育的储层更优于辫状河内的储层。

5 结论

a.双坨子气田泉一段上部地层(Ⅰ～Ⅴ砂层组)主要以曲流河沉积为主,发育边滩、决口扇、河道滞留、天然堤和泛滥平原沉积微相,砂体较厚的部位集中在河流凸岸侧边滩分布的范围内;泉一段下部地层(Ⅵ～Ⅷ砂层组)主要以辫状河沉积为主,发育心滩、决口扇、河道滞留和泛滥平原沉积微相,砂体较厚的部位集中在平行于水流方向河道内心滩分布的范围内。

b.泉一段沉积的物源来自东南方向的怀德水系。

c.泉一段以中低孔-中低渗型储层为主。边滩砂体是曲流河沉积中物性好而最有利的储集相带,心滩砂体是辫状河沉积中物性好而最有利的储集相带。曲流河沉积相内发育的储层更优于辫状河内的储层。

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