測井資料劃分川東北元壩地區長興組有利相帶

摘 要

摘要：晚二疊世長興期，四川盆地東北部元壩地區位于梁平-開江陸棚西側，由西南向東北發育開闊臺地、臺地邊緣礁灘、斜坡、淺水陸棚沉積相帶。綜合利用成像測井、常規測井及巖屑薄
摘要：晚二疊世長興期，四川盆地東北部元壩地區位于梁平-開江陸棚西側，由西南向東北發育開闊臺地、臺地邊緣礁灘、斜坡、淺水陸棚沉積相帶。綜合利用成像測井、常規測井及巖屑薄片鑒定等資料，在元壩長興組單井相劃分的基礎上，對其沉積亞相和微相進行了劃分，結合實鉆成果分析，認為臺地邊緣生物礁的礁蓋和礁核是優質儲層分布區域。充分發揮測井信息縱向分辨率及地震信息橫向分辨率的優勢，在巖心標定測井資料的基礎上，根據測井資料來標定地震資料，將測井相與地震相緊密結合，對長興組有利相帶沉積特征做了進一步的精細刻畫。依據這些信息，能較為明顯地劃分出元壩地區長興組的有利相帶。結果表明：該區有利相帶為臺地邊緣礁灘相沉積，亞相為生物礁和礁后淺灘，微相
為礁蓋、礁核、生屑灘和砂屑灘，這類相帶的儲層是勘探開發的首選目標。
關鍵詞：四川盆地；元壩地區；晚二疊世；礁灘相；成像測井；測井相；地震相；有利相帶
    晚二疊世長興期，四川盆地東北部在梁平-開江陸棚兩側為臺地邊緣沉積環境[1]。元壩地區位于梁平-開江陸棚西側，由西南向東北發育開闊臺地、臺地邊緣礁灘、斜坡、淺水陸棚沉積相帶，古地形總體為西南高東北低。
    川東北元壩地區二疊系長興組是該區主要目的層，厚度從40～340m不等，位于礁灘相帶的地層厚度大于斜坡相帶上的地層厚度，多為200～340m；過渡到礁前斜坡相帶地層厚度相對較小，為50～200m；在陸棚相帶其地層厚度最小，多數小于50m。目前，元壩地區長興組礁灘相帶的鉆井均獲得高產工業氣流，測試產能介于30×104～120×104m3/d。
1 單井相劃分依據
在區域地質背景分析的基礎上，綜合利用成像測井、常規測井及巖屑薄片鑒定等資料，結合實際鉆探成果進行了研究區長興組的單井相劃分。以元壩101井單井相劃分為例(圖1)，圖中顯示該段地層自然伽馬低值，約10API，巖性純，以淺灰色白云巖、溶孔白云巖及生屑灰巖為主，夾有云質灰巖和含云灰巖；成像圖像上可見6900～6925m和6950～7000m裂縫及溶蝕孔洞非常發育，對應的孔隙度曲線明顯增大，儲集物性好，電阻率曲線較致密圍巖明顯降低，呈大幅度正差異特征，儲層滲透性好。這些特征反映當時的沉積水體相對較淺，沉積水體能量較強，白云巖化作用較強，易形成溶蝕孔洞白云巖儲層，為臺地邊緣生物礁儲層沉積特征。取心資料顯示，該井段含有大量生物碎屑，這些生屑多為有孔蟲類、腕足類及鰱的化石，而這些生物正是區域上長興組沉積時期生物礁的附礁生物[2]；結合研究區所有單井的長興組沉積相分析結果，綜合認為該地層屬于臺地邊緣礁灘相沉積。
 
2 優質儲層沉積微相標志
    研究表明，元壩地區長興組優質儲層沉積相為臺地邊緣礁灘，亞相為生物礁。生物礁是一個獨特的自然地質體，它是造礁生物的原地生長形成堅固的抗浪骨架，在地形上具有隆起的正性地貌特征。該地貌的出現，逐漸改變周圍的沉積環境，形成有規律的相帶分布[3]。
    研究區大部分井都已取全取準了成像測井資料，利用成像測井對元壩地區長興組礁灘相儲層的沉積微相做進一步刻畫顯得尤為重要。通過對本區鉆井的成像測井信息與沉積微相的地質信息進行對比分析表明，礁蓋、礁核是最有利于元壩長興組礁灘相優質儲層發育的沉積微相。
礁蓋位于礁頂之上，沉積水體淺，水動力強，常見生物碎屑顆粒，易受白云巖化作用，儲集物性好，巖性以礁云巖、灰質云巖為主，成像圖上高角度縫、網狀縫和溶蝕孔洞極為發育(圖2-a)，常規曲線特征(圖1)顯示儲集物性好，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，電阻率絕對值較高，儲層含氣性好，測試均獲得高產工業氣流，天然氣產量介于30×104～120×104m3/d。礁核位于礁體的中心部位，是礁復合體中最為寬緩的相帶，沉積水體淺，水動力較礁蓋稍弱，沉積物多為海浪強烈破碎的生物骨骼碎屑，沉積物粒度較粗，后期白云巖化作用較強，易于形成好的儲層，成像圖上裂縫和溶蝕孔發育，其發育程度較礁蓋稍差(圖2-b)，常規曲線特征顯示儲集物性相對較差，以Ⅲ類儲層為主，完井測試為低產工業氣流，產量介于4×104～10×104m3/d。礁基位于礁核之下，是生物礁賴以固著生長的基礎，水體較礁核要深，巖性為生屑灰巖，基質孔隙較低，由于水體相對較深，后期白云巖化作用不強，次生孔隙較差，儲層不發育，電阻率較高，成像動態圖像為淡黃色，表現為致密灰巖特征。礁后位于礁核與礁前之間，沉積水體較深，水動力較弱，巖性多表現為砂屑灰巖、生屑灰巖和層狀灰巖，縫合線發育(圖2-c)，儲層基質物性差。綜合分析認為礁蓋和礁核最有利于優質儲層發育。
 
3 有利相帶沉積特征
    在巖心標定測井的基礎上，根據測井資料來標定地震資料，將測井相與地震相緊密結合，對長興組沉積相特征做進一步精細刻畫，依據常規綜合測井、成像測井、三維地震所反映的地質信息[4～5]，能較為明顯地劃分出元壩地區長興組有利相帶，從而為勘探開發井的部署提供可靠的技術依據。
3.1 測井相特征
    曲線特征及連井相對比分析表明，不同的沉積相帶測井特征存在較大差異(圖3)，元壩12、元壩11井長興組自然伽馬平均值為15API，巖性為淺灰色生屑灰巖、深灰色含云生屑灰巖，儲集物性較好，成像圖上裂縫及溶蝕孔洞發育，取心見鰱類化石、海綿骨針、苔蘚蟲、有孔蟲等，測井相為臺地邊緣礁灘相，亞相為礁后淺灘，有利于儲層發育的沉積微相為生屑灘和砂屑灘.元壩102、元壩101井長興組自然伽馬平均值為10API，巖性以白云巖、灰質云巖及云質灰巖為主，儲集物性好，成像圖上高角度縫、網狀縫及溶蝕孔洞發育，取心見孔蟲類、腕足類及筵的化石等，測井相為臺地邊緣礁灘相，亞相為生物礁，具有利于儲層發育的礁蓋和礁核沉積微相特征；而過渡到元壩3～元壩4井長興組自然伽馬逐漸增大，平均值由21API增加至27API，泥質含量相對較重，巖性以含泥灰巖為主，儲集物性差，成像圖上層理發育，儲層不發育，其測井相為斜坡-淺水陸棚沉積[6]。同時，儲層參數橫向對比(圖3-c)反映元壩12～元壩101井儲層發育，儲集物性好，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，儲層含氣性好，測試獲得天然氣產能為30×104～120×104m3/a，可能為臺地邊緣礁灘相沉積特征。
地層厚度變化特征同樣也反映了上述研究確定的相帶沉積特點。地層厚度對比表明(圖3-a)，不同的沉積相帶長興組厚度也存在明顯差異，從元壩12～元壩102元壩4井長興組厚度呈先增后減的變化趨勢，其厚度由170m增加到265m，然后遞減到43m，反映出元壩102井具有生物礁隆起的正性地貌沉積特征，這也進一步說明了其由臺地邊緣淺灘、臺地邊緣生物礁過渡到礁前斜坡、淺水陸棚的沉積過程(圖3-b)。
 
   通過測井相對比分析，從元壩12～元壩102～元壩4井，長興組沉積相為臺地邊緣礁灘-礁前斜坡-淺水陸棚的沉積過程。有利相帶沉積特征為臺地邊緣礁灘相沉積，亞相為生物礁和礁后淺灘，微相為礁蓋、礁核、生屑灘和砂屑灘，這類相帶的儲層裂縫及溶蝕孔洞發育，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，儲層含氣性較好，為勘探開發井部署的首選目標。
3.2 地震相特征
元壩地區長興組某方向的地震剖面(圖4)顯示地震相特征主要表現為臺地邊緣淺灘相、臺地邊緣生物礁相及礁前斜坡相，與測井相所反映的沉積特征一致。臺地邊緣生物礁為“低頻、弱振幅、內部雜亂、透鏡狀反射結構”地震相特征[7]，一般外形上頂部上拱隆起形成披蓋構造和側面上超形態，呈丘狀，這與臺地邊緣生物礁沉積體的“含弱反射的隆起”特征類似，為典型生物礁沉積特征，如元壩102、元壩101井區地震相沉積特征。臺地邊緣淺灘，常發育碎屑灘，這些碎屑顆粒往往是由海浪拍打生物礁形成的，地震剖面上呈“斷續、斜交、中強振幅反射”的地震相特征，如元壩12、元壩11井井區為礁后淺灘沉積特征。臺地邊緣往陸棚過渡，水動力條件逐漸減弱，巖性泥質含量增多，反射波組呈平行、亞平行反射，并有同相軸增多現象，如元壩5井井區為礁前斜坡沉積特征。
 
    通過測井相與地震相綜合分析表明：元壩地區長興組相帶呈北西-南東展布，從南西至北東長興組沉積相為臺地邊緣礁灘-礁前斜坡-淺水陸棚的沉積過程。有利相帶沉積特征為臺地邊緣礁灘相沉積，亞相為生物礁和礁后淺灘，微相為礁蓋、礁核、生屑灘和砂屑灘。
4 結論
    1) 礁蓋、礁核是最有利于元壩長興組礁灘相優質儲層發育的沉積微相。
    2) 測井相與地震相綜合分析表明：元壩長興組有利相帶沉積特征為臺地邊緣礁灘相沉積，亞相為生物礁和礁后淺灘，微相為礁蓋、礁核、生屑灘和砂屑灘，這類相帶的儲層為勘探開發井部署的首選目標。
參考文獻
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[2] 柴華，李寧，肖承文，等.利用成像測井自動判別礁灘儲層沉積相和巖性[J].應用地球物理，2009，6(1)：17-29.
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[7] 龍勝祥，劉華，游瑜春，等.元壩區塊長興組氣藏地質跟蹤研究及開發評價[R].北京：中國石化石油勘探開發研究院，2010.
 
(本文作者：張筠 吳見萌 中國石化集團西南石油局測井公司)