四川盆地大猫坪构造长兴组测井沉积微相识别

2020-07-14张红英刘蜀敏王丽英

天然气勘探与开发 2020年2期

张红英谢冰袁倩刘蜀敏王丽英

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

开江—梁平海槽两侧台地边缘是长兴组生物礁发育的有利相带，二、三叠系礁、滩气藏是四川盆地重要的天然气勘探开发目标。大猫坪区块位于重庆市万州区境内，隶属于四川盆地川东断褶带云安厂构造带，为近年来川东地区长兴组勘探重点区域。大猫坪地区自YA12井成功钻遇长兴组生物礁储层以来，共有8口井钻遇生物礁储层，均获得高产气流，揭示了该区生物礁储层具有良好的勘探开发潜力。但是，鉴于礁、滩气藏的非均质性强、连片性差，对于滚动勘探、开发生产，必须进行持续性的沉积微相研究，从而为增储上产提供技术支撑。

大猫坪长兴组气藏主要发育生物礁相储层，生物礁是碳酸盐岩中的一种特殊生物岩，主要是由能造礁的生物骨架形成[1]。由于造礁生物自身的特征，具有空中腔和生物间的大孔隙，可形成较好的储集空间，因而成为油气勘探的有利相带[2-5]，因此利用测井资料开展礁滩沉积微相划分十分必要[6-7]。

近年来，随着测井技术和地质沉积理论结合计算机技术的发展，测井相的研究工作逐渐从定性解释转化为定量解释，运用人工智能技术将测井地球物理信息转换成为地质信息，对沉积相进行自动识别。基于岩心观察描述和镜下薄片分析资料，研究测井资料沉积相的解释方法，分析测井曲线对沉积环境的敏感性, 提取反映沉积环境的特征参数，利用特征参数建立了沉积微相识别模式，成为礁滩沉积微相评价的有效方法。

1 生物礁地质特征

根据长兴组取心井现场岩心观察与描述及薄片鉴定结果显示，大猫坪地区长兴组为一套碳酸盐岩沉积，主要岩类有生屑泥晶灰岩、礁灰岩、生屑云岩等。生物礁相储层主要发育于长兴组三段，岩性为溶孔残余生屑白云岩、灰质白云岩、残余生屑云质灰岩等。镜下生屑富集，见棘皮、海绵、腕足、绿藻等生屑，其中生屑云化强烈，见粒间溶孔、体腔孔，溶蚀缝不规则，宽0.05～0.60 mm，孔隙和裂缝发育，是长兴组优质储层。

2 生物礁沉积相特征

根据大猫坪区块长兴组取心、地质、录井、测井资料，将其沉积相划分为台地边缘相和斜坡相两大类别，台地边缘相可分为台缘生物礁、礁间海亚相，台缘生物礁进一步划分为礁滩、礁核、礁间灰泥和礁顶潮坪微相。

1）礁核相礁核相是长兴组生物礁的主体或核心，呈块状且含造礁生物化石，镜下薄片见海绵及其他附属生物。受强烈胶结作用影响，礁核相的岩石一般都较致密，少有成为有效油气储层。

2）礁滩相礁滩相是在生物礁发育过程中所处的生屑滩环境下沉积形成的岩石，包括礁基滩、礁间滩、礁顶滩等。镜下见纤维海绵、串管海绵构成生物礁骨架，含量高，被选择性云化，见棘皮、绿藻及有孔虫、腹足等生屑。目前发现的生物礁气藏的主要储层礁滩相岩层都是经过白云石化后形成的孔隙层。

3）礁顶潮坪相礁顶潮坪相是出现在海侵型生物礁顶部的微相，主要岩类有泥晶云岩、泥晶灰岩、藻泥晶灰岩等，镜下薄片偶见生屑。

4）礁间灰泥相岩性为泥晶灰岩，少量泥质及硅质，镜下薄片见少量腕足、苔藓虫、棘皮等，局部见有机质呈纹层状浸染。

5）斜坡灰泥相位于浅水台地边缘与深水盆地之间的过渡地带，富含有机质，属于还原环境。岩性为生屑粉晶云质灰岩、生屑泥晶灰岩，镜下薄片见有孔虫、介形虫、腕足、骨针等。

3 生物礁微相测井响应特征

沉积微相受控于整体的沉积背景和沉积环境[8-10]，生物礁作为特殊环境下的产物，不仅有着独特的地质特征，在测井资料上也有较为明显的响应特征。利用常规测井曲线和成像测井技术可以识别这些微观特征。

3.1 沉积环境特征

生物礁一般生长在高能、清洁、透光性好的浅海环境[11]，泥质含量极低，在自然伽马（GR）曲线上表现为低值，尤其在礁核段极低，一般小于20 API；而其下的非礁相段的自然伽马曲线则具明显增大特点。礁滩能量相对于礁核能量较低，通常泥质含量高于礁核相，因而自然伽马值也高于礁核相。

3.2 形态特征

生物礁是由造礁生物连续向上生长而形成的一种地貌，具有明显隆起的“生物筑积体”[12-14]。礁体内部多为不具层理的块状沉积物[15-16]，在地层倾角图上表现为倾角、倾向杂乱的模式或空白模式[17]；礁体之下则为厚薄不等的非礁沉积层；在礁体隆起之上沉积的层状非礁沉积物则因对非礁凹陷地形的“填平补齐”沉积作用，在礁顶之上形成特殊的“披覆”现象[18-19]。即越早沉积的覆盖在礁体表面的沉积层的原始倾角越大，后来沉积的覆盖层因填平作用原始倾角渐减小而倾向保持不变，直至沉积界面变平，原始倾角减小为零。因此生物礁及其上、下地层的倾角组合具有明显的特征（图1）：

1）礁顶非礁相层状盖层倾角呈绿色模式，即倾角、倾向基本不变。

2）礁体内倾角矢量点稀少，矢量杂乱无章，表现为杂乱或空白模式。

3）礁体之下非礁相层状岩层倾角呈红色模式，即倾角增大、倾向保持一致。

图1 地层倾角识别生物礁特征图

3.3 岩石结构特征

微电阻率成像测井可较详细地描述地层岩石结构、构造、沉积特征等，可直观地识别层理、断层、裂缝、溶蚀孔洞等。礁核相在电成像图上表现为致密块状特征，无层理，孔隙度极低，电阻率值特高（可高达10 000 Ω m），滩相溶孔发育，为暗色的不均一斑点状电导率异常特征，礁顶潮坪相为块状高阻背景夹高电导率异常团块特征，斜坡灰泥相为块状高阻背景夹较规则的高电导率异常条带。

4 生物礁微相测井识别方法

沉积相研究是油气勘探开发中一项十分重要的工作。在储层沉积相研究中，岩心资料是最直接、可靠的第一手资料。由于岩心资料较少且取心过程中的不连续，往往得不到有效的分析结果，因此利用测井相分析研究沉积相至关重要。

4.1 不同沉积微相测井识别模式

根据大猫坪长兴组沉积微相的常规测井和电成像测井特征，建立了相应的测井识别模式图版（图2）。利用测井识别模式图版，可以划分单井沉积微相。

4.2 交会图识别

根据不同沉积微相在测井曲线上的响应特征，采用交会图法进行识别。从图3看出，礁核相由于具有较低的伽马值和高电阻率值，能较为明显的区分出来：电阻率大于4 000 Ω m，自然伽马小于13 API；其次是斜坡灰泥、礁间灰泥和礁顶潮坪，三者均为非礁相，具有高自然伽马、高电阻特征，但其分布范围略有不同，可区分；其余礁顶滩、礁间滩及礁基滩三种微相的分布特征较相似，部分数据交叉，但仍可大致区分。图4是长兴组自然伽马与声波交会图，生物礁具有低伽马与高声波的特征，由此确定生物礁识别范围：GR＜25 API，AC＞46 μs/ft。

图 2 长兴组沉积微相测井识别模式图版

图3 长兴组自然伽马与声波交会图版

图4 长兴组自然伽马与电阻率交会图版

4.3 模式识别判别法

4.3.1 测井数据标准化

由于测井相评价是针对整个研究区而言的，因此各井测井曲线的重新刻度即标准化非常关键，以保证各井测井数据之间的一致性。本次研究在分析大猫坪气藏9口井测井实测资料的基础上，选择测井曲线质量可靠的云安012-2井作为关键井，利用关键井标定、采用频率直方图主频法，对大猫坪气藏各井自然伽马、声波、中子、密度、电阻率等测井数据进行标准化，消除了由于测井仪器型号不同、仪器刻度不一致及井下环境差异等非地质因素所造成的测井数据偏差，从而实现全区块数据具有统一的刻度标准。

4.3.2 模式识别方法

模式识别是基于测量的具体模式进行分类和识别，根据有限样本，分析其自然伽马、声波时差、深浅双侧向等测量值，将测量值按某种分类方法归类，建立识别模式特征向量，应用特征向量对未知样品进行判别[20-22]。

采用Q型聚类分析方法按距离系数的相对大小作为分类统计量对初始样本进行聚类，按标准差标准化后，定义n个样本中样本矢量Uk与样本矢量Ui距离系数dki，dki越小，样本Uk与Ui的性质愈接近。即绝对距离公式为：

4.3.3 测井微相模式建立及沉积微相划分

根据大猫坪地区测井资料，采用与沉积微相相关最密切的自然伽马、声波时差、补偿中子、岩性密度及深电阻率等测井信息，作为大猫坪地区生物礁测井沉积微相的特征变量，利用模式识别分析方法对这些测量值进行描述、归类，将井剖面沉积微相划分为5类（表1），其中第1类为礁顶潮坪相、第2类为礁滩、第3类礁核，第4类礁间灰泥，第5类斜坡灰泥，各类之间的差异较明显。根据建立的识别模式特征向量，即可对新的样品进行判别，计算测量数据与各模式的距离，距离最小者则属于该类。

表1 测量数据识别模式特征值

图5 Y3井生物礁微相测井识别图

对1 940个数据进行回判，其中礁相数据点800个，非礁相数据点1 140个，礁相数据点符合649个，礁相识别准确率81.1%，非礁相数据点符合1 072个，非礁相识别准确率94.0%，说明模式识别法可以有效识别、划分生物礁滩微相。

利用上述方法对工区内的9口井长兴组生物礁微相进行了识别、划分，为预测该区储层发育的有利相带奠定了基础。

图5为Y3井生物礁微相测井识别图，从图中可以看出，该井长兴组中上部总体特征为生物礁滩沉积，发育两套生物礁组合沉积。其中井段4 750～4 895m为上层礁组合，岩性主要为礁核相的礁灰岩与滩相的生屑白云岩、生屑灰岩。纵向上相互叠置，自然伽马值低，平均为11API；井段4 902.5～4 963.0 m，为下礁组合，主要岩性为溶孔云岩和生屑灰岩，生物主要为棘皮类和腕足等，明显较上层礁段泥质含量重；井段4 963～4 990 m为斜坡灰泥相，岩性为泥质灰岩、泥晶灰岩，泥质含量较重，自然伽马值平均为26.8 API。该井完井测试产气67.57 104m3/d，说明利用模式识别法判定、划分沉积微相的方法是可行的。