葡西油田古117区块黑帝庙油层沉积微相与储层物性关系研究

李春梅，张 雷,2，郭天然，于宏宇，李耀才

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室，黑龙江 大庆 163318； 3. 吉林油田分公司油气工程研究院，吉林 松原 138000； 4. 大庆油田有限责任公司 第五采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163513； 5. 中国石油集团测井有限公司 长庆事业部，陕西 西安 710201)

传统勘探开发方式已经不能满足当前石油勘探开发的发展要求。石油资源开发至今，刻画地下储层分布范围并分析储层的储集性能是勘探开发的关键问题之一。本文利用数理统计学方法分析每个沉积时间单元沉积微相类型与储层物性关系特征，分析过程中考虑碎屑沉积物的胶结作用对物性的影响[1]，最后总结沉积微相与储层物性的对应关系，分析优质储层，为后期油田开发提供了有利的地质依据。

葡西油田古117区块构造位置处于松辽盆地东北部，古龙向斜与大庆长垣交接地带近与齐家—古龙凹陷内的鼻状构造，其地理位置位于黑龙江省大庆市，包括肇源县以及杜尔伯特内蒙古自治县，周围区块从南到北分别是葡西G1区块，大庆长垣油田，高西油田，其西部为他拉哈地区和英台地区，本地区井位多为开发井，95%井不取芯、无录井资料，从极少数取芯井中观察的岩心发现，受河能和湖能双重作用及稳定的水下还原环境影响，泥岩颜色明显以黑灰为主，氧化色大大减少；有波状层理、斜波状层理、韵律层理，搅动构造等出现[1-2]；细砂岩为主，含有泥岩砂岩互层，由此推断，研究区目的层属于三角洲前缘沉积为主，研究范围约290 km2。

1 油层精细对比划分

以研究区沉积环境、岩性以及粒度为依据进行分析，建立小层级分层标准，进行时间单元划分对比[1-4]。黑帝庙油层，有一套自然伽马曲线低、电性高的厚层砂岩，顶部约有厚度5 m的“泥脖子”，可作为标准等时面划分标志，用来确定黑帝庙顶界，在H22、H23和H26层底部均有稳定发育的泥岩段[3]，以稳定泥岩段为标志依据，确定标准等时面，经连井对比把黑帝庙油层划分6个时间单元[4]，分别是H21、H22、H23、H24、H25、H26(见图1)。

图1 黑帝庙小层划分对比

2 沉积微相类型识别

根据地质资料分析结果及测井曲线资料，识别出6个沉积微相(见表1)，实现全区各沉积时间单元的沉积微相识别和刻画[4]。

表1 研究区微相类型测井曲线特征

3 沉积微相与物性特征分析

储集层的物性主要包括其孔隙度和渗透率，影响孔隙度和渗透率好坏的因素之一是沉积环境背景，而沉积背景又包括碎屑岩的组成成分、结构、构造、粒度、分选、磨圆以及流体动力条件[5-6]。当流体动力强的环境时，其所携带的沉积物刚性颗粒含量高，成熟度高，分选好，泥质百分含量低，砂体物性条件好[7]。因此，不同的沉积环境具有不同的物性特征[8]。

利用区块内的99口井测井孔隙度和渗透率1 000个数据点、统计1 000个数据点孔隙度与渗透率的众数(见图2a)，可知：黑帝庙油层储层的孔隙度主要分布在15%～20%，渗透率主要小于10×10-3μm2。数据点的孔隙度平均值为18.2%，渗透率的平均值为1.028×10-3μm2。根据石油行业标准(SY/T6285-2011)判别，黑帝庙油层为低孔特低渗储层[9-12]；再以小层为单位，做出研究区储层3种主要沉积微相与物性关系图(见图2b)；统计结果显示：水下分流河道微相中的孔隙度最高，平均孔隙度为21.53%；席状砂微相中的孔隙度最低，平均值为18.57%；水下分流河道微相中的渗透率最大，平均渗透率为25.1×10-3μm2，席状砂微相中的渗透率最小，平均渗透率为9.8×10-3μm2；分析表明沉积微相对储层物性具有明显控制作用，水下分流河道是最有利的储集相带席状砂相对较差。

图2 沉积微相与孔隙度、渗透率分析

4 沉积微相与胶结物关系分析

胶结物是指填充于碎屑孔隙之间的化学沉淀物，它对碎屑颗只起胶结作用，使碎屑颗粒刚性强[10-11]。在碎屑岩中含量不超过50%。最常见的有钙质、铁质，硅质胶结物，胶结物对储集层物性具有重要的影响，胶结物在不同时期对储集层物性具有不同的作用，声波时差小于247 μs/m的储层胶结严重[11]，会影响沉积微相与物性关系。

将数据点进行分类分析，绘制不同沉积微相各个小层概率峰值对应的物性值，与该小层物性平均值的差值，能够体现该小层是否含有低物性胶结物的可能性，差值越大，含有低物性胶结物的可能性越大。以小层为单位，统计出沉积微相与孔隙度、渗透率的关系(见图3a)。如图3a可知：①席状砂微相孔隙度差值>河口坝微相孔隙度差值>水下分流河道微相孔隙度差值，其中，H25小层席状砂与河口坝的孔隙度差值最大；②席状砂微相渗透率差值>水下分流河道微相渗透率差值>河口坝微相渗透率差值，其中席状砂微相的孔隙度和渗透率差值最大。可确定席状砂微相、河口坝微相均存在低物性胶结物。

根据已知胶结物与声波之间的对应关系，随机抽取10口井，结合沉积微相分析数据样点，确定出目的层胶结物夹层的具体位置(见图3b)。从图中可以看出，胶结物分布广泛，厚度较薄，最厚的也只有2 cm，多数是占据了粒间孔，降低了其孔隙度和渗透率，可能是成岩早期形成的[7-10]。胶结物普遍发育在席状砂微相夹层中，而其余的微相含量甚少；根据胶结物与沉积微相对应关系，做出胶结物在各沉积微相分布饼状示意图(见图3c)。从饼状图可知：约为75%的胶结物发育在席状砂微相，约为11%的胶结物发育水下分流河道微相中，约为15%的胶结物发育在河口坝、分流间湾和前三角洲泥微相中；从而可知本研究区的胶结物普遍发育在席状砂微相中，其余的微相存在胶结物少[11]。

图3 沉积微相与胶结物分析

5 结 语

1)葡西油田古117区块黑帝庙油层砂岩岩性主要以细砂岩为主，含有泥岩砂岩互层，长石岩屑粉砂岩，粒度中等、分选磨圆中等—好，分析测井资料识别出6个小层沉积时间单元以及水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂和前三角洲泥等6种沉积微相，水下分流河道水动力最强，砂体最厚。

2)葡西油田古117区块黑帝庙油层的孔隙度主要存在与 15%～20%，渗透率主要小于10×10-3μm2，属于低孔特低渗储层。水下分流河道微相中的孔隙度最高，平均孔隙度为21.53%；席状砂微相中的孔隙度最低，平均值为18.57%。分析表明沉积微相对储层物性具有明显控制作用，水下分流河道是最有利的储集相带，席状砂相对较差。

3)葡西油田古117区块黑帝庙油层胶结物夹层发育，约75%的胶结物发育在席状砂沉积微相中，厚度0～2 cm，多数是占据了粒间孔，降低了其度和渗透率，可能是成岩早期形成的。