基于不同岩性的总有机碳分段预测方法——以东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段为例

赵琳洁，陆建林，王保华，李 浩，宋振响，张彦霞

(中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

随着陆相页岩油气勘探实践的逐步深入，页岩油气选层选段需要依据更加精细的地质评价参数。总有机碳含量(TOC)是页岩油评价的重要指标之一，合理预测TOC含量是评价页岩有机质丰度和生烃能力的关键[1-3]。传统的TOC获取方法主要依据实测数据进行分析，该方法易受样品数量以及取心井的限制，难以获取连续的TOC测定值。目前对泥页岩TOC预测多基于测井数据(声波、密度、电阻率等)、运用ΔlogR、神经网格或者多元回归方法进行预测[4-7]，可以较好地弥补当实验分析数据不足时难以表征烃源岩有机质分布特征的情况。

学者们对ΔlogR法和密度测井预测TOC等方法进行了改进，例如将声波时差和电阻率参数进行归一化处理，消除因测井仪器不同等因素造成的误差[8]。但在实际处理过程中发现存在以下问题：(1)基线的确定存在一定的人为因素，正确利用基线来区分非烃源岩和具有排烃能力的烃源岩较为困难；(2)泥页岩矿物特征近似，测井响应特征差异性较小，测井曲线不能较真实地反映有机碳含量信息[9]；(3)单一TOC预测方法导致预测结果与实际值之间存在较大的差异。本文基于前人认识，结合测井、实验测试等方法，在合理分析预测泥页岩岩性的基础上，建立了不同岩性的TOC分段预测方法，以期为页岩油资源评价及区带目标优选提供依据。

1 地质概况

渤海湾盆地东营凹陷属于典型的断陷盆地，是我国东部富油凹陷之一，整体上表现出“北断南超、北深南浅”的箕状结构[10]。东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段沉积时期盆地迅速裂陷，形成欠补偿的封闭湖盆[11-12]，受到气候因素的影响，湖水波动频繁，水体随之收缩和扩张，沉积了一套垂向上岩性频繁变化、平面上呈环带状分布的泥页岩[13-14]。湖盆边缘多沉积块状泥岩或含灰质泥岩，湖盆中心多沉积层状—纹层状灰质泥岩(图1)[15]。烃源岩多集中在沙四上亚段和沙三下亚段[16-18]，主要岩性为灰质泥岩和泥质灰岩，矿物组成上以黏土矿物、碳酸盐和陆源碎屑(长石和石英)为主(图2)。泥页岩的非均质性也表现在垂向及平面分布上，其影响着岩性及TOC预测的准确度。

图1 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段细粒沉积岩岩相分布 据参考文献[15]。

图2 渤海湾盆地东营凹陷始新统 沙河街组三段下亚段岩性三角图

2 泥页岩层系不同岩性测井响应特征

东营凹陷泥页岩岩性主要成分为黏土、碳酸盐以及粉砂(包括石英和长石)，以泥页岩的三种主要成分作为三端元，按三端元划分原则[19-20]，将其划分为粉砂岩、碳酸盐岩(灰岩)、黏土岩以及混合细粒岩(图2)。

通过对不同岩性的测井响应特征分析，不同岩性在测井上的响应特征存在差异，这为岩性预测提供了依据。其中，粉砂岩具有相对低GR(自然伽马)、低AC(声波时差)、低NPHI(中子孔隙度)的测井响应特征；黏土岩具有相对高GR、高AC、高NPHI的测井响应特征；碳酸盐岩(灰岩)具有相对低GR、中AC、低NPHI的测井响应特征；混合细粒岩具有相对中GR、中AC、中NPHI的测井响应特征(表1)。

表1 渤海湾盆地东营凹陷不同岩性的测井响应特征

3 基于不同岩性的TOC分段预测

3.1 原理与技术流程

TOC预测目前主要有两种方法:一种是基于已有的岩心实测样品数据，建立TOC纵向分布剖面，对目的层段进行TOC估算；另一种是基于测井数据(声波、密度、电阻率)预测方法进行预测[21-22]，如ΔlogR法和密度测井法。

由于频繁震荡的水体环境导致泥页岩岩性、矿物成分差异大，因此现有预测方法对湖相非均质性较强的泥页岩层预测效果较差。对于不同岩性、不同级别TOC仅采用统一的预测模型及参数预测存在较大误差。为合理预测TOC，在预测岩性的基础上，对不同岩性段选用不同的TOC预测公式进行TOC预测。

3.1.1 岩性预测

首先，结合X衍射测试分析数据，依据不同岩性的测井响应特征，优选GR、AC、NPHI、DEN等测井曲线进行测井相识别，划分出粉砂岩(Ⅰ)、黏土岩(Ⅱ)、碳酸盐岩(灰岩)(Ⅲ)及混合细粒岩(Ⅳ)等四种基本岩性。预测结果表明，东营凹陷沙三下亚段主要发育碳酸盐岩和混合细粒岩两种岩性，粉砂岩和黏土岩较少(图3)。

图3 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段预测岩性三角图

3.1.2 TOC分段预测

针对研究区不同泥页岩岩性，结合矿物成分、测井以及TOC测试分析数据，选用不同的TOC测井预测模型及相关参数进行对比分析。

混合细粒岩及灰岩的测井响应特征相似，对比发现采用密度曲线法预测的结果(图4a,c)要好于ΔlogR法(图4b,d)，因此优选密度曲线法进行TOC预测。黏土岩具有相对明显的测井响应特征，GR曲线相对较高，黏土岩实测TOC含量与密度曲线和声波时差曲线存在较为明显的线性关系(图5)，利用多元回归方法进行TOC含量预测。粉砂岩具有低GR、低AC、低NPHI的测井响应特征，易确定基线的位置，可运用ΔlogR法进行TOC预测。

图4 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段主要岩性不同方法TOC的预测值与实测值交会图

图5 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段黏土岩中AC、DEN曲线与TOC实测值交会图

通过对比研究，建立了不同岩性段选用不同的TOC预测方法的基本公式，形成了不同岩性的分段TOC预测方法(表2)。其中，混合细粒岩和灰岩成熟度指数；a1、a2、a4、b4、c4为斜率；b1、b2、c3、d4为截距。

表2 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段不同岩性TOC预测模型

运用密度曲线方法预测TOC含量；粉砂岩运用ΔlogR法预测TOC含量；黏土岩运用多元回归法预测TOC含量。

3.2 预测结果对比验证

为验证分段TOC预测方法的适用性及合理性，对三种不同TOC预测方法进行对比分析，即不同岩性的TOC分段预测方法、密度测井法和ΔlogR预测法。结果表明，运用分段预测TOC方法得到的预测值与实测值之间的相关系数约为0.84，高于密度曲线法和ΔlogR法(图6)，说明该方法在本研究区具有较好的适用性。

图6 渤海湾盆地东营凹陷始新统沙河街组三段下亚段不同预测方法预测TOC与实际值交会图

TOC含量自下而上呈现从高到低的变化规律，其中高丰度段主要集中在沙三下亚段中下部(3 160～3 232 m)，厚度约72 m。该段预测TOC含量为0.88%～7.04%，中位值为2.51%，而实测TOC含量为1.09%～8.83%，中位值为2.64%，二者数据较为吻合。对比发现，预测得到的TOC高丰度段与目前东营凹陷的勘探主力层系较为一致。

利用该预测方法实现了对Fy1井沙三下亚段泥页岩的岩性及TOC含量预测(图7)。对比岩性预测结果与实际录井数据，可见该方法可对薄层进行预测，提高了岩性的预测精度。Fy1井沙三下亚段主要发育混合细粒岩与灰岩，其中，下半部岩性以灰岩为主夹薄层混合细粒岩，上半部岩性以混合细粒岩为主夹薄层灰岩；灰岩自下而上单层厚度变薄，含量较低，指示水体加深，陆源物质输入增强，间接指示沙三下亚段为半深水—深水的沉积环境。

图7 渤海湾盆地东营凹陷Fy1井始新统沙河街组三段下亚段柱状图

4 结论

(1)东营凹陷沙三下亚段是页岩油勘探的重要层系，发育粉砂岩、黏土岩、灰岩及混合细粒岩，以灰岩和混合细粒岩为主；不同岩相具有不同的测井响应特征。

(2)建立了针对东营凹陷沙三下亚段不同岩性的TOC预测方法，并开展了应用研究。黏土岩采用多元回归法预测TOC含量，粉砂岩采用ΔlogR法预测TOC含量。对于混合细粒岩及灰岩，TOC含量预测采用密度曲线法预测效果较好。

(3)该方法克服了测试实验周期长、成本高、取样难等难题，同时提高了岩性及TOC的预测精度，为页岩油资源评价、“甜点”预测及目标优选提供了重要依据。