大北地区巴什基奇克组致密砂岩气储层定量评价

赖锦，王贵文, 2，郑新华，周磊，韩闯，吴大成，黄龙兴，罗官幸



大北地区巴什基奇克组致密砂岩气储层定量评价

赖锦1，王贵文1, 2，郑新华3，周磊3，韩闯3，吴大成3，黄龙兴4，罗官幸5

(1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京102249；2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒，841000；4. 中石油测井有限公司国际事业部，北京 102206；5. 中国石油新疆油田公司克拉玛依采油二厂，新疆克拉玛依，834000)

充分利用岩心、薄片和钻测井等资料，对大北地区巴什基奇克组致密砂岩气储层的沉积相、成岩相和裂缝相特征进行研究。通过沉积微相、成岩相、裂缝相与物性分析或产能的标定与拟合从而分别形成各相的定量表征参数，再通过加权平均的方法建立岩石物理相的定量划分标准。最后对大北202等井储层岩石物理相进行定量划分。研究结果表明：巴什基奇克组储层沉积微相主要有扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和分流间湾以及辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝和分流间湾6种；根据成岩作用类型和强度并结合成岩综合系数的计算可将储层划分为中等压实中等胶结、中等压实弱胶结、微裂缝和中等压实溶解共4种不同成岩相；裂缝相则以高角度斜交缝和网状缝相为主。在此基础上通过三者的叠加与复合对储层岩石物理相进行分类命名，划分出辫状河三角洲河口坝—中等压实溶解—网状缝相等多种不同的岩石物理相；气层均对应于有利的岩石物理相带，岩石物理相指数大于4的层段即可解释为该致密砂岩储层中的甜点发育带。基于岩石物理相划分是开展此类致密砂岩气藏储层成因机理分析乃至定量评价的有效途径。

致密砂岩气；岩石物理相；沉积相；成岩相；裂缝相；巴什基奇克组；大北气田

致密砂岩气藏是指储集于低孔隙度(小于10%)和低渗透率(小于0.1×10−3μm2)砂岩中的非常规天然气资源，通常其含气饱和度低(小于60%)，含水饱和度高(大于40%)，依靠常规技术难以开采，但在一定经济和技术措施下可获得工业天然气产能[1−2]。在常规天然气储量不断递减的今天，作为非常规能源的致密砂岩气，其巨大的资源潜力和较大的规模储量无疑是对能源缺口的重要补充，因而受到广泛关注[3−4]。目前，众多学者基于不同的研究对象和角度提出了各具特色的致密砂岩气藏分类方案[1, 5−7]，如致密砂岩气甚至深盆气[8]、盆地中心气[9]、连续气[10]和根源气[7]等，但总体上它们均具有大面积普遍含气、浮力作用有限、气水关系复杂、地层压力异常和分布不受构造控制的共同特征[7, 11]。此外，该类气藏储层通常还具有岩性致密、分布面积广、埋藏深度大、成岩作用强度高、物性差、孔隙结构复杂和非均质性强等特点[12−13]。致密砂岩气藏由于储层物性差，天然气富集程度主要受“甜点”控制，呈现出普遍含气、甜点富气的特点[5]，即致密背景中的相对高孔隙率及裂缝孔隙型富气优质储层控制了天然气的富集和高产[14]。因此，致密化背景上的“甜点”预测成为致密砂岩气藏勘探和开发的重中之重[15−16]。研究表明，构造、沉积相和成岩相对致密砂岩气藏有效储层的形成均有较大影响[17]，储层“甜点”的发育是沉积、成岩和构造运动等因素综合作用的结果[18]，而储层岩石物理相则正是此三者对储层改造效应的综合体现[19]。由于岩石物理相分类集中体现出储层岩性、物性、孔隙结构和测井响应对储层质量的控制作用[20]，因此，岩石物理相是控制储集层“四性”关系和测井响应特征的主导因素[21]，对储层岩石物理相进行研究是储层表征及深化认识其非均质性的必然结果和要求[22]。岩石物理相由于强调从储层成因机制角度认识储集层从而评价储集层对油气的控制作用，因此，岩石物理相是微观尺度上控制油气水分布的最重要因素[23]。对储层岩石物理相展开研究，能够在致密砂岩储层中筛选其“甜点”的分布[20−21]，并使得定量研究沉积、成岩和构造作用对储层的综合影响成为可 能[24]。本文以典型的深层背斜构造圈闭型致密砂岩气藏——塔里木盆地库车坳陷大北气田下白垩统巴什基奇克组为例[1]，充分利用岩心、薄片和钻测井资料，从沉积、成岩和构造作用方面对该致密砂岩气藏储层进行综合分析，划分出不同储层沉积微相、成岩相和裂缝相类型。在此基础上通过三者的叠加与耦合实现巴什基奇克组储层岩石物理相划分与定名，再通过沉积微相、成岩相与裂缝相与相应的物性分析或试气资料的标定，分别考虑不同的沉积微相、成岩相和裂缝相对储层物性或产能的影响，由此形成各相与储层质量的定量匹配关系；根据三者对气藏甜点发育影响的重要程度分别赋予不同的权重，最后通过三者叠加即加权平均的方法形成不同岩石物理相的定量表征方法。并以大北202井为例，通过对其纵向上的巴什基奇克组储层岩石物理相进行定量划分。

1 区域地质概况

库车坳陷自海西晚期晚二叠世开始发育，经历了多期次构造运动叠加、在古生代被动大陆边缘基础之上发育起来的中、新生代叠合前陆盆地，面积约28 500 km2[25]。根据库车坳陷构造变形特点及形成时代，可将其自北而南分为北部单斜带、克拉苏—依奇克里克构造带、拜城凹陷、阳霞凹陷、乌什凹陷、秋里塔格构造带和南部斜坡带“四带三凹”共7个二级构造单元[25−26]，见图1。大北地区所处的克拉苏构造带油气成藏地质条件优越，紧邻拜城生烃凹陷，且发育优质的储盖组合，具有良好的油气勘探前景和潜力。大北气田是继克拉2和迪那2大气田发现并建成投产后库车深层巴什基奇克组致密砂岩储层中又相继发现的储量超1 000亿m3的大型致密砂岩气田[27]。研究区白垩系上统缺失，下统由卡普沙良群(K1kp)和巴什基奇克组(K1bs)组成，卡普沙良群自下而上又可分为亚格列木组(K1y)、舒善河组(K1s)和巴西盖组(K1b)[28]，巴什基奇克组与下伏巴西盖组整合接触，与上覆古近系则呈角度不整合接触[29]。库车坳陷巴什基奇克期北山南盆的沉积古地理格局决定了其物源主要来自于南天山造山带，坳陷北部发育的多个扇体在平面上相互连接而叠置成多个物源出口，从而形成大面积分布的稳定砂体，构成一套优质天然气储层[30]。总体上，巴什基奇克组沉积以氧化宽浅型湖泊三角洲体系为主，沉积相分异主要体现在纵向上[31]，根据沉积旋回可将其自上向下可划分为3个岩性段，其中巴三段为扇三角洲前缘亚相，岩性粒度相对较大，出现含砾砂岩和砂砾岩，而巴二段属于辫状河三角洲前缘亚相，岩性主要是褐色中—细砂岩夹薄层泥岩，巴一段均遭剥蚀[29−31]。

图1 库车前陆盆地构造区划及研究区位置(据文献[30]修改)

库车油气系统的烃源岩是中下侏罗统和中上三叠统的湖沼相泥岩和煤系，平均厚度达600 m，具有较强大的生烃潜力。广覆式高生烃强度的煤系烃源岩全天候生烃且连续不断供气为大型致密砂岩气藏的形成奠定了坚实的资源基础[32−33]。上覆的下第三系库姆格列木群巨厚的膏盐层及泥岩是优质的区域盖层[34]，巴什基奇克组储层厚度大，分布较稳定，为大型致密砂岩气田的形成提供了良好的储集空间[33]。气藏圈闭以成排成带的背斜构造圈闭为主，为典型构造型致密砂岩气藏，天然气分布在背斜高部位，具高温、高压、高产和高丰度的特征，优质储层及裂缝发育程度控制天然气富集[5, 33]。研究表明：大北地区巴什基奇克组储层沉积微相类型多样，且储层在地质历史时期经历了多期次构造运动变革和强烈的成岩作用改造，总体上表现出沉积微相变化快、成岩演化复杂(目的层埋深变化大)和构造挤压作用强的特点，储层物性除受深部储层特有的埋深影响外(普遍大于5 km)，主要还受构造、沉积相和成岩相的控制[35−36]，因此，对该类储层沉积微相、成岩相和构造作用进行研究，即对其岩石物理相进行划分并建立相应的定量表征方法是揭示其成因机理并对其进行定量评价的有效途径。

2 巴什基奇克组储层岩石物理相划分

现今的储层岩石物理相是形成于一定沉积环境的沉积物经历成岩和后期构造作用改造之后而所呈现的综合面貌。目前划分储层岩石物理相的方法有多种，概况起来主要包括模糊聚类法[37]、叠加法[38]、主成分判别法[39]、灰色系统理论法[22]、流动带指标(ZI)法或储集层品质指数(QI)法[40]以及测井资料法[41]等。

通常沉积相是形成低渗透储层的基础，对储层质量具有较强的先天控制作用，并决定了后期成岩作用的类型和强度；成岩相则通过控制储层的致密化程度从而影响现今气藏成分；构造作用则一般通过构造挤压或产生裂缝将致密砂岩储层改造成低孔低渗或者低孔高渗储层[42]。由于岩石物理相的内涵是沉积因素、成岩因素和构造因素的互动作用，对大多储集层而言，构造对储层物性的影响主要体现在裂缝发育上，即构造作用对储层改造的主要物质表现是裂缝的发 育[19, 43]。一般地，沉积作用控制了原始储层质量并决定了随后的成岩作用类型和强度，也影响着后期构造裂缝发育的程度；而埋藏史影响着成岩作用及其演化历程，同时裂缝的发育也对溶蚀等成岩作用产生影响。当然，沉积和成岩作用又对裂缝的发育程度产生影 响[43]，因此，岩石物理相主要控制因素为沉积相、成岩相和裂缝相。岩石物理相综合的划分与定名应采用三类相的叠合原则，即沉积相+成岩相+裂缝相[43−44]，这样，不仅能将控制储层发育的沉积相、成岩相和裂缝相三大主控因素均予以考虑，而且可以充分赋予岩石物理相地质“相”的涵义，使它既能反映储层的岩石物理特征，又能体现出形成的环境，并且与岩石物理相从储层成因机理评价与认识储集层的深刻内涵相符合，从而使其真正具备预测功能，以便更好地预测致密砂岩气藏储层的“甜点”发育带，而不仅仅是反映储层岩石物理特征或流体渗流特征，这也是岩石物理相与流动单元的本质区别[40, 45]。

以下对研究区巴什基奇克组储层的沉积相、成岩相和裂缝相特征进行研究，在此基础上通过三者的叠加与复合来实现其岩石物理相的综合划分与命名。

2.1 储层沉积相特征

研究表明，尽管致密砂岩储层一般都经历了复杂的成岩演化历史，但成岩作用对储层的致密化程度起决定作用，然而，沉积环境依然是控制致密砂岩储层形成的基本因素[16]。在沉积微相尺度上，不同的沉积微相对应着不同的水动力条件，水动力的差异将导致沉积物粒度、矿物成分和结构等发生变化从而影响砂岩在成岩演化过程中原生孔隙的保留程度或次生孔隙的形成[17]。Morad等[46]认为由于不同沉积微相形成的沉积物具有不同的成岩作用特征和孔隙演化史，沉积微相对储层质量具有较强的先天控制作用。

大北地区巴什基奇克组沉积早期由于强烈的构造沉降导致其以扇三角洲粗碎屑沉积体系为主，沉积中晚期由于构造沉降基本停止，地形差降低，输入坳陷的沉积物粒度变小，其沉积体系演化为以辫状河三角洲前缘为主[35]，在纵向上相互叠置、平面上连片分布的辫状河三角洲以及扇三角洲水下分流河道、河口坝砂体为其主要的成因砂体类型，构成了良好的天然气储集空间[47]。干旱、炎热的古气候环境导致巴什基奇克组岩性以红褐色、褐色中、细砂岩夹少量褐色泥岩为主，水下分流河道砂体总体具正韵律，可见板状、槽状交错层理，河道底部或可见冲刷面；河口坝砂体则以反韵律为主要特征，可见平行层理和交错层理，粒度比河道砂体的小且分选较好；分流间湾沉积微相则以泥岩为主，发育水平层理和波状层理。此外，巴三段发育的扇三角洲前缘沉积体系(图2(a))主要以其粗碎屑沉积特征(岩性以含砾砂岩、砂砾岩为主)与而巴二段辫状河三角洲前缘沉积体系相区分(图2(b))。

(a) 大北101井巴什基奇克组扇三角洲前缘沉积体系沉积微相特征；(b) 大北6井巴什基奇克组辫状河三角洲前缘沉积体系沉积微相特征

2.2 储层成岩相特征

致密砂岩气藏最基本的特征是储层致密、物性差，这主要是致密砂岩气藏储层在地质历史时期一般都经历了不同类型和强度的成岩作用改造，后期成岩作用的强烈改造直接导致了现今的储层微观孔隙结构格局，是除沉积相之外的导致储层致密、低孔特低渗的另一个重要原因[48]。因此，在一定的沉积环境的基础上，成岩作用控制了储层致密化程度，储层的成岩演化过程和孔隙演化史则控制了现今气藏的分布[5]。只有在沉积环境分析的基础上深入了解成岩相对致密砂岩储层的控制作用，并同时了解这2种作用的机理和共同作用结果，才能更有效地对致密砂岩储层进行综合评价和对有利发育区带进行预测[16]。

成岩相是沉积物在特定的沉积和物理化学环境中，在成岩与流体、构造等作用下经历一定成岩作用和演化阶段的产物，是现今储层岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等特征的综合反映，通过成岩相的研究能更进一步地确定与储集性能直接相关的有利成岩储集体，从而能更有效地指导油气勘探[49−51]。目前虽无统一的成岩相分类命名方案，但由于成岩相反映了储集体经历多期次、多类型成岩作用改造叠加后而呈现的一个最终状态[52]，且本次研究考虑到大北地区巴什基奇克组储层成岩矿物类型方面较单一(以方解石为主)，且储层普遍具有钙质胶结程度普遍高、溶蚀孔和微孔隙发育的特点，不同成岩相的差别主要体现在成岩作用的类型和强度上，因此，主要根据控制沉积物孔隙形成与演化成岩作用的类型和强度来划分不同的成岩相。本文在分别计算视压实率(反映压实作用强度)、视胶结率(反映胶结作用强度)和视微孔隙率(反映微孔隙含量)[50]的基础上，通过成岩综合系数法来划分不同的成岩相，且主要通过对主要成岩作用的强度及其组合对不同成岩相进行命名，如中压实—弱胶结—强溶解相等[50, 53]。

根据大北101、大北102和大北104等井的56块铸体薄片的计算结果，所得巴什基奇克组储层成岩相定量划分标准见表1，岩相划分见图3。从表1可见：巴什基奇克组储层视压实率主要介于20.39%~80.49%，平均为58.93%，符合本区压实作用强度中等的特征[35]；而视胶结率介于2.44%~60.98%，平均为24.87%，体现出中等到弱的胶结作用特征；视微孔隙率介于10.16%~98.79%，平均为79.90%，体现出其微孔隙率较高的特征。由此通过式(1)计算的成岩综合系数介于0.05%~4.18%，平均为0.75%。

表1 巴什基奇克组储层成岩相定量划分标准

注：括号内数据为平均值。

(a)中等压实中等胶结相，颗粒点—线接触为主，少见颗粒变形和定向排列，保存有较多原生孔隙，大北101井，5 793.0 m，铸体薄片单偏光，×100；(b) 中等压实弱胶结相，颗粒之间保存有大量原生孔隙，大北101井，5 900.9 m，铸体薄片单偏光，×100；(c) 微裂缝相，且沿裂缝发生的溶蚀作用，大北101井，5 801.06 m，铸体薄片单偏光，×100；(d) 中等压实溶解相，粒间溶孔及溶蚀缝，大北101，5 801.22 m，铸体薄片单偏光，×100

根据自生矿物公布形成顺序、黏膜土矿物组合和成岩作用类型及特点，参照SY/T 5477—2003中华人民共和国石油天然气行业关于碎屑岩成岩阶段的划分标准，表明大北地区巴什基奇克组储层经历同生成岩阶段以及早成岩A期和B期，现今处于中成岩阶段A期。巴什基奇克组储层典型的成岩演化序列为：压实作用→早期方解石、石膏胶结→黏膜土胶结→构造抬升接受表生溶蚀和胶结作用→石英次生加大、方解石胶结作用→油气充注→长石、岩屑溶蚀→晚期方解石胶结→构造挤压产生裂缝。

在对大北地区巴什基奇克组58.89 m岩心观察、267块铸体薄片、65块阴极发光、47块扫描电镜和15个X线衍射等资料分析与鉴定的基础上，结合上述成岩综合系数的计算结果，将大北地区巴什基奇克组储层划分为中等压实中等胶结相(图3(a))、中等压实弱胶结相(图3(b))、微裂缝(图3(c))和中等压实溶解相(图3(d))共4种不同成岩相，各成岩相具有不同的成岩作用组合和储层孔隙发育特征(表1)。需要说明的是：此次划分微裂缝成岩相主要考虑到薄片镜下观察到众多的成岩微裂缝(宽度通常小于0.1 mm，肉眼不能够识别)，主要是由刚性颗粒的破裂而形成，这里将颗粒的破裂作用当作一种广义的成岩作用考虑，并以此特征与区域发育的裂缝系统以及裂缝相划分区分。

综合利用由薄片计算所获得的成岩综合系数实现了巴什基奇克组储层成岩相的定量划分，但由于大北地区巴什基奇克组储层埋藏较深，考虑到取心技术和成本，取心井和取心井段是有限的，由岩心或薄片所获得成岩相均是有限的、不连续的。要将成岩相的研究由点向线和面上拓展，得到成岩相的剖面和平面展布规律从而对储层进行连续综合评价，就必须依赖作为地下地质信息载体的测井资料[49,54]。依据不同成岩相的成岩作用类型和强度不同所导致的储层物性和孔隙结构特征的差异及其对测井响应特征的影响，即可以利用常规测井资料来连续定量识别成岩相[55]。本研究考虑到所划分的成岩相主要依据薄片鉴定统计而得出的与孔隙发育有关的各种参数，主要选取孔隙度曲线组合通过回归分析来连续定量识别评价储层成岩 相[56]，由此拟合得到的综合成岩系数g与孔隙度or的相关方程为

相关系数2=0.621 9。

2.3 储层裂缝相特征

裂缝相为裂缝性储层内部对流体流动起控制作用的裂缝系统的组合，通常可由裂缝产状、长度、密度、视孔隙度和开度等特征来表征[43, 57]。本次研究主要根据对流体渗流的影响很大的裂缝开启封闭性、裂缝密度、裂缝产状、裂缝长度和裂缝孔隙度等参数，将巴什基奇克组储层裂缝相级别由高到低分为网状缝、高角度斜交缝、低角度斜交缝和近水平缝4种。

从构造区划上来看，大北地区所处的克拉苏构造带为南天山山前的第二排构造带(图1)，是应力集中的地区，也是裂缝的主要发育带[58]。事实上，大北地区巴什基奇克组储层裂缝非常发育，除成岩微裂缝外，宏观构造裂缝以高角度裂缝为主，尤其是晚期构造破裂所形成的裂缝基本未被充填，一般延伸较长，沿裂缝常伴有溶解现象，裂缝平均密度为0.6~4.0条/m，与规模较小、对储层改造相对有限的成岩微裂缝相比，天然构造裂缝的异常发育为这种致密砂岩储层的高产提供了基础[25, 35]。

岩心观察以及电成像测井解释结果表明：大北地区巴什基奇克组储层裂缝相以高角度斜交缝(图4(a))和网状缝(图4(b))为主(裂缝角度70°以上，且裂缝密度也较高，基本上1 m之内看到3条以上)，局部出现低角度斜交缝相和近水平缝相。

(a) 大北104井高角度斜交缝；(b) 大北202网状缝

2.4 储层岩石物理相分类命名

在分别对巴什基奇克组储层沉积微相、成岩相和裂缝相单独划分的基础上，可通过三者叠加来实现储层岩石物理相的分类命名，并形成相应的储层岩石物理相的定量划分标准。巴什基奇克组储层沉积微相类型主要有扇三角洲分流河道、河口坝和分流间湾以及辫状河三角洲水下分流河道、河口坝和分流间湾6种；成岩相类型则划分出中等压实中等胶结相、中等压实弱胶结相、微裂缝和中等压实溶解相4种；裂缝相主要是高角度斜交缝和网状缝相，局部出现低角度斜交缝和水平缝相。按此方案可将巴什基奇克组储层划分出辫状河三角洲水下分流河道—中等压实溶解—高角度斜交缝、辫状河三角洲河口坝—中等压实溶解—网状缝相等多种不同类型的岩石物理相。

3 巴什基奇克组储层岩石物理相定量表征方法

考虑到根据上述方案划分的储层岩石物理相类型可能较多，且存在地质概念的相对模糊性这一缺陷，只局限于定性描述的范畴，没有形成统一的定量评价指标，为此，本文结合测井、物性分析及试气资料，首先通过不同沉积微相、成岩相与裂缝相与相应的物性资料或试气产能数据的标定与拟合，分别形成各相与物性分析乃至产能的定量匹配关系，从而建立相应的定量表征参数，再根据三者对储层“甜点”发育影响的重要程度分别赋予其不同的权值，由此通过计算三者的加权平均值从而形成岩石物理相的定量划分 标准。

岩心常规物性分析结果表明：在没有裂缝叠加作用的情况下，扇三角洲水下分流河道砂体物性最好，平均孔隙度为3.99%，平均渗透率为0.280 0×10−3μm2；辫状河水下分流河道次之，平均孔隙度和渗透率分别为1.87%和0.070 0×10−3μm2；辫状河三角洲河口坝再次之，平均孔隙度和渗透率分别为1.69%和0.070 0×10−3μm2；扇三角洲河口坝砂体物性较差，平均孔隙度为1.96%，平均渗透率为0.040 0×10−3μm2。物性最差的属岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主的分流间湾微相(图5)。这与刘春等[35]研究所指出的储层发育的有利微相主要是扇三角洲前缘水下分流河道、辫状三角洲前缘水下分流河道、河口坝的研究成果基本一致。而由以上结果可以看出：总体上，沉积微相对巴什基奇克组储层物性的控制不明显，除分流间湾泥岩外，其他各沉积微相之间物性差异不显著。

图5 巴什基奇克组不同沉积微相孔渗关系图

不同成岩相对储层质量的控制更明显，见表1。中等压实溶解相物性最好，平均孔隙度为6.29%，平均渗透率为0.187 7×10−3μm2；微裂缝相次之，平均孔隙度为3.83%，平均渗透率1.288 0×10−3μm2；中等压实弱胶结相再次之，平均孔隙度为3.19%，平均渗透率0.045 7×10−3μm2；中等压实中等胶结相最差，平均孔隙度为2.37%，平均渗透率为0.032 9×10−3μm2(见图6)。

图6 巴什基奇克组不同成岩相孔渗关系图

由图5和图6可知：裂缝或是微裂缝对于改善巴什基奇克组致密储层的孔渗性能(尤其是渗透率)效果非常显著。而根据实际的试气资料，产能指数(即单位压差下每1 m深度之内的天然气日产量)随着裂缝密度、裂缝长度、裂缝孔隙度和裂缝宽度(以上4个参数可在Geoframe软件Export Fracture Channel模块中计算得到)的增大上升明显，说明高角度斜交缝与低角度斜交缝相比产能较高，网状缝较之斜交缝和水平缝产能更高。

根据上述岩石物理相各控制因素对应物性和试气资料的标定，可以分别对裂缝相、成岩相和沉积微相赋予不同权值来实现各个控制因素的定量评价。研究表明：储集层品质指数(QI，即渗透率与孔隙度比值的平方根)能准确地反映储集层孔隙结构和岩石物理性质的变化[42]，它可作为定量表征不同岩石物理相的最佳宏观物性参数，因此，本文选取QI表征不同沉积微相、成岩相对致密砂岩储层质量的控制作用。对于沉积微相QI平均值，分流间湾为0.029，扇三角洲河口坝为0.14，辫状河三角洲水下分流河道为0.15，辫状河三角洲河口坝为0.18，扇三角洲水下分流河道为0.27。若将分流间湾QI赋值为1.00，则扇三角洲河口坝为4.83，辫状河三角洲水下分流河道为5.17，辫状河三角洲河口坝为6.21，扇三角洲水下分流河道为9.31。对于成岩相，同样以归一化之后QI对其进行赋值，如将物性最差的压实中等胶结相赋值为1.00，则中等压实弱胶结为1.02，中等压实溶解相为1.47，而微裂缝相为4.90。对于裂缝相，则主要从其对产能的控制角度出发，若将无缝层段赋值为1，则水平缝应为2，低角度斜交缝可为4，高角度斜交缝则应为6，而由于网状缝产能最高，一般为无缝段的10倍以上，因此，将网状缝赋值为10。

在以上不同沉积微相、成岩相和裂缝相定量指标形成的基础上，考虑到三者对储层物性或产能的影响可能不同，因此，将三者叠加之前应分别赋予一定的权重，通过求取其加权平均值(即分别将沉积微相、成岩相和裂缝相所赋的值分别乘以相应的权值再将三者相加)即得到不同岩石物理相的定量表征参数。研究表明：从岩石物理相对致密砂岩储层“甜点”发育控制的角度考虑，裂缝相的贡献占主要地位，成岩相次之，沉积微相的贡献最小。因此，叠加并选取定量表征参数时应赋予裂缝相最大权值，对成岩相赋予足够大的权值，而对沉积微相赋以较小权值。本文考虑到大北地区巴什基奇克组是背斜构造型裂缝发育致密砂岩气藏，裂缝发育是“甜”点发育的主控因素，而有利的成岩相改造是“甜点”发育的另一重要因素。当然，“甜点”发育或多或少也受沉积微相的先天条件控制，因此，分别将裂缝相、成岩相和沉积微相对岩石物理相贡献的权值分别赋为60%，30%和10%。在以上不同沉积微相、成岩相和裂缝相定量指标已确定且其权重也被准确赋予的基础上即可实现该类致密砂岩气藏储层岩石物理相的定量划分。如辫状河三角洲水下分流河道—中等压实溶解—高角度斜交缝岩石物理相的定量表征值为10%×5.17+30%×1.47+60%×6=4.56。同理，其他类型的岩石物理相定量表征参数，这里姑且称之为岩石物理相指数，均可以按以上方法流程进行计算。

4 巴什基奇克组储层定量评价

显然，按照以上方法流程计算的储层岩石物理相定量表征参数值越大，表明控制该类致密砂岩储层“甜点”形成的沉积、成岩和构造条件越有利。为了验证该方法的有效性和寻找巴什基奇克组储层中受岩石物理相控制的“有效储渗体”[13]的分布，此次研究以大北202井为例，通过对该井巴什基奇克组(巴二段)储层纵向上的沉积微相、成岩相和裂缝相的单独划分，按照上述方法流程计算纵向上连续分布的岩石物理相指数，见图7。从图7可以看出：同一种类型岩石物理相具有相同的岩石物理相指数F，而不同的岩石物理相其F不同，岩石物理相受沉积微相先天条件的约束(岩石物理相指数高的相带多形成于有利的沉积微相带，如辫状河三角洲水下分流河道，分流间湾处的岩石物理相指数较低)，同时岩石物理相也受成岩相和裂缝相(尤其是裂缝相)后天因素的改造，最高的储层岩石物理相指数通常是在有利的沉积微相的基础上经过有利成岩改造和晚期构造破裂形成的裂缝叠加作用的结果，对应着高产储层的发育[29]。结论表明：气层均对应于岩石物理相指数较高的层段(平均大于4)，反之，岩石物理相指数较低的层段，试气结论或测井解释结论多为干层(如图7中的第1，4和8干层)。因此，图7中满足岩石物理相指数F＞4的层段，即可解释为该致密砂岩气储层中的“甜点”，由此说明岩石物理相是从微观尺度上控制油气藏储层的非均质性和含油气性的最重要因素[23]。

图7 大北202井巴什基奇克组巴二段储层岩石物理相定量划分(第1,4和8层为干层，其他层均为气层)

与大多数致密砂岩气藏类似，大北地区巴什基奇克组深层背斜构造型致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差以及自然产能低的特征，储层非均质性程度以及天然气的分布富集和高产主要受裂缝相、沉积相和成岩相3种因素即岩石物理相带的控制。总体而言，裂缝相对巴什基奇克组致密砂岩气的“甜点”发育贡献较大，成岩相次之，沉积微相的贡献较小，该致密砂岩气藏甜点发育带对应于有利的裂缝相、成岩相和沉积相的耦合带即有利的岩石物理相发育带。

5 结论

1) 巴什基奇克组沉积早期以扇三角洲粗碎屑沉积体系为主，沉积中晚期以辫状河三角洲前缘为主，进一步可划分为水下分流河道和河口坝等沉积微相。

2) 在分别计算视压实率、视胶结率和视微孔隙率的基础上，结合成岩综合系数的计算结果，将储层划分为中等压实中等胶结相、中等压实弱胶结相、微裂缝和中等压实溶解相共4种成岩相，并通过选取3个孔隙度测井曲线组合利用多元线性回归定量识别储层成岩相。

3) 大北地区巴什基奇克组储层裂缝相以高角度斜交缝和网状缝为主，局部出现低角度斜交缝相和近水平缝相。

4) 在分别对储层沉积微相、成岩相和裂缝相单独划分的基础上，通过三者的叠加与合实现储层岩石物理相分类命名，由此划分出辫状河三角洲河口坝—中等压实溶解—网状缝等多种岩石物理相。

5) 通过沉积微相、成岩相与裂缝相与相应的物性资料或试气产能资料的标定与拟合，分别形成各相与物性分析乃至产能的定量匹配关系，通过加权平均的方法建立了岩石物理相的定量划分标准。

6) 岩石物理相指数F＞4的层段，可解释成该致密储层的“甜点”区，基于岩石物理相划分是进行致密砂岩气藏储层成因机理分析及其定量评价的有效 途径。

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(编辑 陈灿华)

Quantitative evaluation of tight gas sandstone reservoirs of Bashijiqike formation in Dabei gas field

LAI Jin1, WANG Guiwen1, 2, ZHENG Xinhua3, ZHOU Lei3, HAN Chuang3,WU Dacheng3, HUANG Longxing4, LUO Guanxing5

(1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, CNPC, Korla 841000, China;4. International Department of China Petroleum Logging Co. Ltd., Beijing 102206, China;5. Xingjiang Kelamayi No.2 Production Plant, China Petroleum Xinjiang Oil Field Corporation, Kelamayi 834000, China)

The sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies of tight gas sandstone reservoirs of Lower Cretaceous Bashijiqike Formation in Dabei area were studied by making full use of core observation, thin sections, logging and drilling data. By analysis of the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies, actual property analysis results and gas testing results, the quantitative characterization method of each facies was formed by the method of weighting average in this way, and the weighted value for sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies was given considering the three facies’ properties and gas productivity of Bashijiqike formation tight gas sandstone reservoirs,so the quantitative division and characterization standard of reservoir petrophysical facies could be built up in this way. The Well Dabei 202 was chosen to verify the effectiveness of the method. Firstly, the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and fracture facies of Bashijiqike Formation in this well were divided respectively, and then the petrophysical facies were divided and the quantitative characterization parameter were calculated. The results show that the Bashijiqike formation occurred in the sedimentary facies zone of fan delta to braided delta front subfacies, of which the sedimentary micro-facies can be divided into underwater distributary channel,mouth bar and underwater distributary bay. The diagenetic facies of Bashijiqike formation can be divided into 4 types, i.e. middle compaction middle cementation, middle compaction weak cementation, middle compaction corrosion and micro-fracture diagenetic facies.While the fracture facies of Bashijiqike formation are mainly composed of network fracture, high-angle fracture and low angle fracture together with horizontal fracture appeared in local layers. Then the petrophysical facies can be divided through the superimpositions and coupling of the sedimentary micro-facies, diagenetic facies and tectonic facies, and many types of petrophysical facies of Bashijiqike formation such as braided delta front mouth bar-middle compaction corrosion-network fracture are divided in this way. The gas reservoirs with high productivity are mainly corresponded to the favorable petrophysical facies. The layer with petrophysical facies parameter higher than 4 can be interpreted as the development zones of sweet spots. Petrophysical facies control the heterogeneity and oil-gas-bearing possibility of tight gas sandstone reservoirs on the microscopic scales, and the method to classify reservoir based on the division of petrophysical facies is an efficient way to revelation of reservoir genesis mechanism and quantitative evaluation of tight gas sandstone reservoirs.

tight sandstone gas; petrophysical facies; sedimentary facies; diagenetic facies; fracture facies; Bashijiqike formation; Dabei area

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.06.041

TE122.22

A

1672−7207(2015)06−2285−14

2014−05−01；

2014−07−26

国家大型油气田及煤层气开发科技重大专项(2011ZX05020-008)；国家自然科学基金资助项目(41472115)(Project (2011ZX05020-008) supported by the Country's Largest Oil and Gas Fields and Coal Seam Gas Development of Major National Science and Technology; Project (41472115) supported by the National Science Foundation of China)

赖锦，博士研究生，从事沉积学、储层地质学与测井地质学研究；E-mail：sisylaijin@163.com