岩石物理相在砂砾岩储层分类评价中的应用
——以M1井区上乌尔禾组为例

高 雨， 卢志远， 蒋庆平， 熊 千， 李 胜, 李维锋*

(1.长江大学地球科学学院， 武汉 430100； 2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院， 克拉玛依 834000)

岩石物理相是具有一定岩石物理性质和渗流特征的储集层成因单元[1-6]，它能反映储层宏观或微观的岩石物理特征和地质成因机理，因而具备地质“相”的预测功能[7]。在准噶尔盆地百口泉组、鄂尔多斯盆地延长组等非均质性较强的储层的分类评价中综合构造相、沉积相及成岩相进行研究取得了良好应用效果[8-12]。胡向阳等[13]将流动带指数(flow zone indicator, FZI)引入到岩石物理相的划分中，建立岩性复杂区域含水饱和度精细解释模型。傅丽平等[14]在裂缝发育储层中利用岩石物理相结合裂缝孔隙度和岩石物理相变异系数对非均质性极强储层进行了划分。综上所述，岩石物理相可以有效预测有利储层发育区域和阐释储层非均质性产生的原因。

玛湖凹陷M1井区砂砾岩储层厚度大，油藏储量丰富，但储层非均质强，压裂投产后，不同井之间和同井不同层之间产能差异巨大。以往在砂砾岩储层分类研究中常从泥质含量、成岩改造作用、黏土矿物类型及含量等单一方面进行研究[15-22]，这些方法在玛湖凹陷砂砾岩储层研究应用中，发现局部区域实用性好，但总体效果不佳。本次研究从岩石物理相出发，在取心化验、测录井资料充足的情况下，充分考虑沉积相、成岩相、裂缝相三者对砂砾岩储层非均质性的影响，对M1井区上乌尔禾组砂砾岩储层特征和分类展开研究，厘清砂砾岩物性、含油性以及试油差异的根本原因，为下一步勘探开发指明方向。

1 地质背景

M1井区位于准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡，距离克拉玛依市区36.8 km，勘查面积约4 000 km2(图1)。上乌尔禾组为西北高东南低的单斜构造，地层倾角较小，为一套大型湖侵退积型扇三角洲[18-19]。扇三角洲平原及前缘，前三角洲均完整发育，砂体搭接连片，呈广覆式分布，且从下而上随着湖平面上升，砂砾岩含量逐渐减少。

图1 研究区地理位置Fig.1 Location of the study area

根据沉积序列及岩性特征，上乌尔禾组自下而上分为乌一段(P3w1)、乌二段(P3w2)、乌三段(P3w3)，其中P3w3以红褐色泥岩为主，为区域性盖层。P3w2、P3w1储层主要为灰色砂砾岩，砾石成分以凝灰岩(40.5%)为主，其次为沉积岩岩屑(35.0%)和中酸性喷出岩岩屑(25.5%)。砾石粒径在2～35 mm，多为次棱角-次圆状，分选差，颗粒支撑。储层填隙物主要为泥质，极少量的绿泥石。胶结物以方解石为主，少量的黄铁矿，胶结程度中等-致密。储层孔隙度为3.10%～14.30%，中值为6.25%；渗透率为0.018～959 mD，中值为1.88 mD，为特低孔、特低渗储层。

2 岩石物理相类型及特征

2.1 沉积相

上乌尔禾组为一套湖侵退积型扇三角洲，砂砾岩储层主要发育在扇三角洲平原的扇面河道、泥石流，扇三角洲前缘的水下分流河道中。扇三角洲存在突发性洪流(重力流)与常态水流(牵引流)两种不同类型流体[23-30]，而不同类型流体形成的砂砾岩物性有显著差别。

扇面河道和水下分流河道微相砂体为牵引流砂砾岩[图2(a)、图2(b)]，储集空间类型以剩余粒间孔为主，次生孔隙较少，分选性相对较好，泥质杂基含量低。扇面河道测井曲线表现为自然伽马(natural gammaray, GR)与地层真电阻率(true formation resistivity,RT)曲线呈现出明显的下大上小的微齿化钟形形态。岩性向上渐变为含砾砂岩、砂岩，表明水动力条件不断减弱，砂体粒度不断变细。水下分流河道为中厚层箱形形态，RT曲线光滑，向上及向下迅速突变为泥岩，表明沉积时水动力比较稳定，缺乏顶部细粒砂质沉积部分，上下有泥岩作为隔夹层，储集性能好[图3(a)、图3(b)]。

虽然水下分流河道和扇面河道受到同一种流体控制，但扇面河道位于扇三角洲平原水上环境，距离物源近，受灾变期泥石流的直接影响。而水下分流河道是扇面河道的延伸，位于离物源较远的扇三角洲前缘水下环境，经历了长期稳定水流的改造，其物性要明显好于扇面河道砂体。

泥石流微相发育重力流砂砾岩，泥质杂基含量高，原生孔隙被破坏，储集空间类型以次生孔隙为主，砾石颗粒多呈漂浮状，且分选磨圆差[图2(c)]。测井曲线表现为中高幅箱形，单层厚度大，密度大[图3(c)]，说明沉积时水动力瞬间达到最强并持续一段时间，同时拥有稳定的物源供应，砂、砾及泥混杂，物性极差。

M1井区上乌尔禾组水下分流河道砂砾岩物性最好，扇面河道其次，泥石流最差。

图2 M1井区上乌尔禾组砂砾岩不同沉积微相典型岩心照片Fig.2 Iypical sedimentary microfacies core photos

图3 M1井区上乌尔禾组砂砾岩不同沉积微相测井曲线Fig.3 Logging curve of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

2.2 裂缝相

据岩心观察和成像测井解释结果统计，工区内上乌尔禾组裂缝发育程度低，主要发育微量的粒内压碎缝(不足1%)和诱导缝。粒内压碎缝发育于近物源，粒级较粗的砂砾岩中。裂缝仅限于砾石级或粗砂级颗粒内部，而不切穿颗粒群，走向多垂直于颗粒接触点的法线方向。总之，工区内上乌尔禾组储层以孔隙为主，裂缝欠发育，裂缝相对于工区内砾岩储层影响不做考虑。

2.3 成岩相

成岩相包括成岩环境和相应环境下产物两个方面内容，能很好地反映当前砂砾岩储层的情况。通过铸体薄片、扫描电镜和X衍射观察，上乌尔禾组成岩作用主要为压实、胶结和溶蚀作用。上乌尔禾组埋深较大，普遍在3 100 m以下，最深可达3 700 m，压实作用强，沉积物颗粒之间以线接触为主[图4(a)]。石英自生加大较为常见，胶结类型主要为压嵌型，常见方解石胶结[图4(b)]。主要储集空间为剩余粒间孔，次为长石、岩屑颗粒粒内溶孔[图4(c)、图4(d)]。扫描电镜可见书页、蠕虫状高岭石，针状、丝发状伊利石和绒球状、叶片状绿泥石[图4(e)]。

根据岩石颗粒接触类型、溶蚀作用、石英自生加大现象，同时上乌尔禾组黏土矿物以伊蒙混层为主(58.3%)，且大部分已向伊利石转化，未见蒙皂石，有机质成熟度为0.85%～1.3%，认为上乌尔禾组成岩阶段主要为中成岩A期，少部分处于中成岩B期。典型的成岩演化序列为：机械压实→绿泥石黏土膜胶结→石英自生加大→长石、岩屑溶蚀→高岭石沉淀→晚期方解石胶结。

图4 M1井区上乌尔禾组镜下成岩作用和成岩相特征Fig.4 Microscopic diagenetic features of various diagenetic facies of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

依据成岩作用的类型、强弱和对储层影响程度，结合成岩序列，将上乌尔禾组砂砾岩储层划分成4种成岩相：①弱成岩作用相[图4(f)]，主要发育在分选较好的水下分流河道砂砾岩中，粒间泥质杂基含量较少，局部有绿泥石包膜发育，抗压实能力较强；②溶蚀相[图4(g)]，主要发育在分选较好的扇面河道砂砾岩中，压实作用较强，原生粒间孔较少，孔隙主要为长石颗粒和岩屑的溶蚀；③压实致密相[图4(h)]，主要存在泥石流砂砾岩中，泥质杂基含量高，压实作用强，只发育有少量粒内溶孔；④方解石胶结相[图4(i)]，为方解石胶结物破坏了原有孔隙。

不同测井曲线对于不同成岩相敏感程度差异较明显，研究发现声波时差、自然伽马和密度常规测井曲线对于不同成岩相敏感度较高，由此总结了4种不同成岩相在测井曲线上的响应特征(表1)。

根据以上研究，利用沉积相和成岩相之间的组合，上乌尔禾组岩石物理相主要存在6种：水下分流河道-弱成岩作用相、水下分流河道-溶蚀相、扇面河道-弱成岩作用相、扇面河道-溶蚀相、泥石流-压实致密相、砂砾岩方解石胶结成岩相。

表1 M1井区上乌尔禾组储层成岩相测井响应特征Table 1 Well logging response characteristics of the Upper Wuerhe formation in M1 block

3 储层分类评价

依据上乌尔禾组岩石物理相对储层孔隙的影响，对上述岩石物理相聚类分析，同时结合物性、压汞、核磁、岩心含油性、试油等数据对储层进行分类表征，将储层分为3类(图5～图7)。

图5 M1井区上乌尔禾组各类储层铸体薄片和荧光薄片特征Fig.5 Cast thin section and fluorescent thin section of the Upper Wuerhe Formation of three different types in M1 block

图6 M1井区上乌尔禾组各类储层压汞曲线特征Fig.6 Intrusive mercury curve of the Upper Wuerhe Formation of three different types in M1 block

Ⅰ类储层为水下分流河道-弱成岩作用相，为最有利的沉积微相和成岩相叠加发育地区，长期受河流冲刷改造作用，压实作用小，同时又有一定的溶蚀作用影响，形成了良好的孔隙结构，剩余粒间孔占比较大，是最有利的储层。该类储层孔隙类型为原生孔-溶孔，主要为剩余粒间孔，泥质含量小于3%；岩性以细砾为主，砾石粒度集中在2～8 mm，孔渗最好(表2)。接触类型为点-线接触，岩心含油等级主要为油斑和油浸，试油产量一般大于10 t/d；压汞和核磁实验说明一类储层孔隙结构优秀，排驱压力小，大于10 ms孔隙发育，可动流体饱和度大于23%。

Ⅱ类储层为水下分流河道-溶蚀相、扇面河道-弱成岩作用相、扇面河道-溶蚀相，主要为较有利沉积微相(扇面河道)和较有利成岩相组合(溶蚀相)，受到压实作用影响较大，孔隙结构较差。储层孔隙类型以次生溶孔为主，泥质含量小于6%，岩性以小砾为主，砾石粒度集中8～16 mm，孔渗稍差。接触类型为线接触，分选较好，岩心含油等级主要为油斑，试油产量在5～10 t/d；压汞和核磁实验说明Ⅱ类储层孔隙结构较差，排驱压力较大，可动流体饱和度在15%～23%。

图8 M1井区上乌尔禾组乌二段南部储层类型与生产试油对比Fig.8 Comparison of various petrophysical facies and oil test of the South P3w2 the Upper Wuerhe formation in M1 block

Ⅲ类储层为重力流-压实致密相和砂砾岩方解石胶结成岩相，主要为不利沉积微相(泥石流)和破坏性成岩相(致密压实)组合，或者为有利岩石物理相后期经历了胶结作用的破坏，孔隙结构差，不是有效储层。储层孔隙类型主要为次生溶孔和粒间微孔，薄片几乎观察不到孔隙，泥质含量大于6%，岩性以中砾为主，砾石粒度集中16～35 mm，孔渗最差。胶结类型为压嵌，分选差，含油等级主要为荧光和不含油，试油产量小于5 t/d；压汞和核磁实验说明Ⅲ类储层孔隙结构差，主要只发育小于10 ms的孔隙，排驱压力大，可动流体饱和度小于15%。

表2 M1井区上乌尔禾组各类储层参数特征Table 2 Reservoir parameter of varies types of the Upper Wuerhe Formation in M1 block

4 油气勘探意义

在单井沉积微相和成岩相划分的基础上，利用两者叠加得到单井岩石物理相，根据优势相成图原则，绘制上乌尔禾组乌二段岩石物理相平面展布图，依据优势储层平面图来看(图8)，试油结果与储层类型匹配好，I类和II类储层普遍对应于中高效储层，试油效果良好。上乌尔禾组砂砾岩储层的差异受到了沉积时不同流体的影响，即使经历了同等程度的成岩作用，最后孔隙结构也有显著差异，这种差异是受到岩石物理相严格控制。同时尽管单井的产能受到压裂、成藏条件、圈闭等因素影响，但是通过沉积相和岩石相的相结合研究，岩石物理相仍然能够很好地预测储层有利区。综上，砂砾岩储层的孔隙、试油差异受到岩石物理相的控制，岩石物理相对于油气勘探有着良好的指示作用。

5 结论

(1)M1井区上乌尔禾组发育湖侵退积型扇三角洲，水下分流河道为最有利沉积微相，砂砾岩储层物性最好，扇面河道微相稍差，泥石流微相中不发育有利储层。

(2)上乌尔禾组成岩相依据成岩作用的类型和强度划分为弱成岩作用相、溶蚀相、压实致密相、方解石胶结相4类。其中弱成岩作用相是最为有利成岩相，溶蚀相对于储层也有一定建设作用，其余两种成岩相对于储层只有破坏作用。

(3)结合沉积相和成岩相划分出6种岩石物理相，并按照对储层物性的影响归为3大类，储层由此也分为3类。其中1类和2类岩石物理相对应于I类和II类储层，为有利储层，3类岩石物理对应Ⅲ类储层，储集性能差。