砂砾岩储层研究现状

昝 灵 (油气资源与探测国家重点实验室(中国石油大学),北京102249)

王顺华 (中石化胜利油田分公司石油开发中心,山东东营257000)

张枝焕,张立生,邢 辉 (油气资源与探测国家重点实验室 (中国石油大学),北京102249)

目前陆相断陷盆地在我国油气组成中仍然占着很重要的地位,随着勘探程度的不断提高,以往容易发现的中浅层背斜、潜山油气藏越来越少,我国东部油气勘探进入隐蔽油气藏勘探时代[1]。在全球范围内,构造油气藏、复合油气藏和隐蔽油气藏的储量比例分别为35%、30%和35%[2],隐蔽油气藏占有重要的地位。对渤海湾盆地按油气藏类型统计表明,除构造以外的非构造油气藏探明储量总计约达31×108t,占总探明储量的近40%,其中砂砾岩体油藏探明约6×108t,占7.63%[3]。砂砾岩油气藏作为隐蔽油气藏的一员,尽管所占比例较小,但在我国广泛分布,如大庆油田徐家围子地区[4-6]、辽河油田西部凹陷[7]、华北油田廊固凹陷[8-9]、大港油田滩海地区[10]、胜利油田的东营凹陷[11-12]、车镇凹陷[13]和沾化凹陷[14]等地区均有分布。

砂砾岩体主要发育于断陷陡坡带,其形成的沉积过程和构造背景决定了砂砾岩体油气藏的特殊性。砂砾岩具有近源、快速堆积的特征,由多期扇体叠置而成,纵向上沉积厚度变化大,岩相变化快,岩石结构成熟度和成分成熟度都很低,储层非均质性极强,缺乏正常碎屑岩沉积的泥岩夹层,给后期油藏开发时的砂层组对比造成很大困难。同时其岩性组成复杂,对其油气水层和识别和孔隙度、渗透率的准确测井解释也存在较大困难。随着高分辨的三维地震、成像测井和核磁共振测井技术的应用,国内对砂砾岩体成因、形成背景及砂砾岩储层预测等方面取得许多研究成果,笔者对此进行了系统总结。

1 砂砾岩成因及形成背景

图1 陡坡带砂砾岩扇体发育模式

在断陷湖盆发展的不同历史时期和不同位置,由于古构造特征、湖平面升降变化及古气候等条件的不同,砂砾岩体的沉积类型、形态、展布规模、岩性和物性会有所不同,受上述因素的控制,在陡坡带不同部位分别发育了不同成因类型的砂砾岩体,主要包括冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲、陡坡带深水浊积扇和近岸砂体前缘滑塌浊积扇 (见表1和图1)[15-16],各种成因的砂砾岩体的岩性组合、沉积构造、测井相和地震相特征均有较大差异。王秉海等[17]根据断裂对砂体控制作用将济阳坳陷的控砂模式分为板式、铲式、马尾式、座墩式和阶梯式 (见图2)。张善文等[18]在研究济阳坳陷的陡岸沉积特征的基础上,提出了断蚀陡岸沉积模式、间歇陡岸沉积模式和持续陡岸沉积模式3种主要类型。鲜本忠等[19]根据盆地边界断层及相邻次级断层的剖面形态、平面展布和应变机制方面的差异性,将车镇凹陷北部陡坡带的断裂结构分为简单、复式半地堑和地堑式3类。

2 沉积期次划分

砂砾岩体缺乏稳定的泥岩隔层,具有单层厚度大、横向区域性对比困难的特点,同时也缺乏古生物化石,其测井曲线旋回特征不明显。传统的岩电关系划分砂砾岩沉积期次存在较强的主观性,并不能实现真正意义上的井间等时对比,因而对砂砾岩沉积期次的划分一直是沉积学上的难点。对此,前人已尝试多种方法,包括依据岩心观察和成像测井图像划分期次、地震时频分析等技术[20,21]、常规的自然伽马测井[22]、自然伽马能谱测井[23]和测井曲线小波变换时频分析[13,14]等。其中,岩心观察和成像测井图像是最直接也是最准确的方式,但由于取心和成像测井成本高,且相关资料有限,因而只能对少量探井和探井的部分井段进行划分。地震时频分析等技术由于依赖于地震信号分辨率,对深层及砂砾岩等复杂岩性的分辨率很低,难以满足油气勘探开发的需要[13]。自然伽马测井和自然伽马能谱测井系列只能对特定地区适用,具有很强的局限性,在大多数地区应用效果并不好。在宏观构造格架和地震层序解释的基础上,Fischer图解将传统的一维岩石柱状图通过高频沉积旋回划分,重绘在以旋回数为横轴的二维图解上,根据可容空间变化的周期性来划分地层[14]。通过对特定测井曲线小波变换恢复其沉积基准面曲线,结合Fischer图解,能进行砂砾岩体沉积期次的划分和井间等时对比,可用于砂砾岩体等特殊岩体的沉积期次划分。该方法受人为因素干扰小,其实用性和客观性均较强。

3 砂砾岩储层预测

砂砾岩储层预测一直是砂砾岩油气藏研究的核心问题,具体方法主要涉及以下几个方面:①综合利用取心、录井、测井以及地震资料,采用三维可视化技术和三维地震水平切片等技术,对砂砾岩体的测井相、地震相、时间频率特征、波形特征等进行细半定量分析,总结出适合于砂砾岩扇体的地震描述技术,对砂砾岩储层进行预测与目标评价[24-28]。由于砂砾岩储集体的电性特征一般表现为高电阻、高密度、低声波时差,砂砾岩体低孔、低渗,且随沉积相带而异,只有大于地震勘探纵向和横向分辨率极限的砂砾岩体 (如各种扇体)的地震反射特征才较为明显,且纵、横测线上的特征具有明显差异[26]。②砂砾岩储层由于粒度较大,分选性差,地震属性表现为振幅较低、频率较高、相干系数杂乱等特点,因而应充分利用地震波传播速度、振幅、频率、相干性等地震属性信息进行砂体预测、沉积相划分和油气检测[29-30]。③在应用三维可视化技术、地震属性技术和相干分析技术对砂砾岩扇体的时空展布进行研究的基础上,采用经高分辨率处理的纯波带地震数据,根据研究区地震速度与岩性的关系、时间与深度的关系,利用地震非线性反演方法,在测井实测的岩性约束下反演得到精确储层厚度,计算出目的层砾岩体厚度在平面的变化,寻找出沉积厚度大、分布稳定的砾岩体储层,从而形成砂砾岩体储层预测及描述技术序列[31-34]。此外,还有研究者提出在利用随机地震反演技术对砂砾岩储层进行反演的基础上,结合 “极值滤波”解释技术对砂砾岩储层进行有效描述[35]。④由于裂缝是控制特殊岩性油藏开发效果的关键性因素之一,对此提出砂砾岩储层中裂缝的常规测井资料识别模式[36]。⑤储层物性参数预测[37]。此外,还可利用粒度分析资料研究砾岩储层有利沉积相带[38]。

4 砂砾岩储层测井解释

砂砾岩体母岩类型多样,结构成熟度和成分成熟度均较低,岩石骨架很难确定,电阻率受岩石骨架和孔隙结构影响严重,其反映储层孔隙流体性质的信息弱,同时受储层岩性、结构、粘土含量及含油性等因素的影响,油层、气层、干层界限的电性特征极不明显,流体识别难度大,使用常规的解释图版对油水层进行判别不能达到理想效果[16]。砂砾岩储层非均质性强、孔隙结构复杂,储层基质含量和储层间非渗透性隔层含量均较多,很难建立储层参数的计算模型,从而导致地质参数计算精度不高。针对上述情况,可以应用深侧向、岩性密度、声波时差等综合评价参数交会图法[39-40],分测井系列、岩性建立解释模型[41-42],或者针对不同岩石物理相类型建立储层参数解释模型,采用主成分分析等数学方法,提取反映油水特征的综合特征参数,进行油水层判别[43]。此外,还可以使用多矿物模型测井最优化法和BP神经网络法等非参数数学建模方法,其效果要更好[44]。常规测井系列难以解决的问题,可以尝试核磁共振测井,其对砂砾岩有效储层划分、流体识别、孔隙结构研究等方面作用巨大[45]。

5 结 语

砂砾岩常形成于断陷盆地陡坡带,具有近源、快速堆积的特征,储层非均质性极强,主要发育于冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲等相带。以前该类油藏并未引起人们重视,随着国际油价持续走高和石油工业技术的提高,该类储层形成的油气藏逐渐引起勘探家的关注。虽然经过不断生产实践,利用成像测井和核磁共振测井等新技术,在其储层评价、油气水层定性判别、构造和沉积相分析等方面都有了进展,但对其精细刻画仍存在一系列技术难题,无论是对于其沉积期次划分、储层预测、含油气性的测井解释等都存在许多亟待解决的难题,需要不断探索并总结经验,充分利用新技术、新方法取得砂砾岩油气藏勘探的更大突破。

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