深层致密砂岩气储层成岩相测井识别及应用———以川西坳陷大邑须家河组须三段为例

来源：SCI期刊网 分类：农业论文 时间：2021-09-24 08:14 热度：

　　摘要:为了精细识别致密砂岩成岩相类型并明确垂向和平面上有利成岩相的分布特征,以川西坳陷大邑地区须家河组须三段深层致密砂岩为例,利用薄片鉴定、物性测试与测井等资料,详细划分并分析不同成岩相类型的特征,确立优势成岩相.利用测井变量权重分析选取自然伽马、声波时差、中子、密度、深侧向电阻率5条成岩相测井响应敏感的曲线,构建了曲线重叠、曲线颜色成像模式和曲线交会图3种成岩相测井判识方法,进而开展单井成岩相识别、多井成岩相剖面对比以及成岩相平面分布特征研究,明确了溶蚀相在纵向上的发育位置和平面上的优势发育区域.研究结果表明:鉴于测井曲线分辨能力和不降低储层分析效果的原则,深层致密砂岩成岩相可划分为中强压实弱胶结溶蚀相、中强压实中强胶结溶蚀相、弱压实中强胶结溶蚀相、弱压实中强胶结相、中强压实弱胶结相和中强压实中强胶结相6大类;优质储层以中强压实弱胶结溶蚀相为主,孔隙度一般大于4%,具有骨架颗粒为中细粒、次生溶蚀孔隙相对发育的典型特征;综合应用上述3种成岩相判识方法可有效识别井筒剖面成岩相类型;多井成岩相剖面对比及平面分布显示,大邑地区须家河组须三段致密砂岩溶蚀相纵向上主要发育在中亚段,溶蚀相占砂岩厚度比超过30%,平面上溶蚀相占比较大的区域主要分布在龙门山前“条形”构造带,“溶砂比”超过40%, 局部上看新场构造溶蚀相也相对发育,整体从北西至南东方向溶蚀相发育逐渐变弱,这为深层致密砂岩储层有效性分析、甜点预测及井位部署提供了依据.

　　关键词:致密砂岩;成岩相;须家河组;曲线重叠法;曲线成像法;测井交会图

　　随着非常规油气勘探开发的不断深入,深层致密砂岩气越来越受到广泛重视.四川盆地处于扬子板块西缘,经历了多期次的构造运动,是典型的多旋回性克拉通盆地[1].川西坳陷位于四川盆地西北部,是晚三叠世以来形成的前陆盆地,构造上位于龙门山构造带以东、杨子地块西北缘[2](图1a).川西坳陷大邑须家河组须三段地层深度超过4000 m,伴有较强的压实、胶结、交代和溶蚀等成岩作用.由于其特殊的沉积、成岩和构造条件导致其岩性致密,孔隙度、渗透率较低[3].成岩作用是深层致密砂岩储层形成的关键因素,对储层的物性控制作用至关重要[4].成岩相是在一定沉积和成岩环境下经历了一定成岩演化阶段的产物,是现今储集层岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等特征的综合反映, 也是 表 征 储 集 层 性 质、类 型 和 优 劣 的 成 因 性 标志[5].因此,分析地层中发育的成岩作用及成岩相类型,进一步研究其井剖面中测井识别方法,有助于深入认识致密砂岩储层形成的机理及精确地预测有效储层的发育位置与分布规律.

　　川西大邑地区须家河组须三段又分为上中下3个亚段(图1b),上亚段为深灰色、灰黑色页岩夹深灰色薄G中层状粉砂岩、细粒岩屑砂岩和薄煤层; 中亚段为浅灰色、灰白色、灰色厚层块状中G细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩夹薄层黑色页岩;下亚段为深灰色、灰黑色页岩夹灰色厚层状细粒岩屑石英砂岩[6].目前,众多学者已对川西坳陷大邑地区须家河组致密砂岩储层开展了一定的研究:文献 [7]探讨了须家河组天然气富集高产的主控因素; 文献[8]开展了须家河组砂岩特征及物源分析;文献[9G10]研究了须家河组裂缝成因、裂缝类型及控制因素.针对成岩作用和成岩相开展的研究不多, 仅有文献[11]讨论了须家河组致密砂岩储层成岩作用与孔隙演化,文献[12]分析了须家河组储层的成岩效应,文献[13]探讨了须家河组致密砂岩成岩作用特征及其对储层的影响,而对该区成岩相精细划分和进一步测井识别的研究还未见报道.

　　为了更好地认识优质储层的发育规律和在井眼剖面中准确地判识有效储层,本文利用普通薄片、铸体薄片、物性测试及测井等资料,通过测井变量权重预测选取自然伽马(GR)、声波时差(AC)、中子(CNL)、密度(DEN)、深侧向电阻率(Rd)对成岩相响应较敏感的测井曲线,分析目的层段不同成岩相的测井响应特征.通过测井曲线重叠法进行溶蚀相和胶结相的识别,利用测井曲线颜色成像模式法和测井交会图对相应的溶蚀相再进行细分.最终,将测井曲线重叠法、测井曲线颜色成像模式法、测井交会图综合应用于井筒剖面,并结合多井成岩相剖面对比分析和探讨成岩相纵向、平面分布规律,发现须家河组须三段纵向上以溶蚀相为主的储层段主要发育在中亚段,而平面上溶蚀相占比较大的区域主要分布在龙门山前“条形”构造带上,为研究区致密砂岩气储层甜点预测与井位方案部署奠定了基础.

　　1 成岩相类型及特征

　　通过成岩相的研究能更一步地确定与储集性能直接相关的有利成岩储集体.划分成岩相时一般要考虑沉积物所经历的成岩作用、成岩矿物、岩石结构成分、储层特征和成岩环境等多个方面[15].本文利用普通薄片、铸体薄片及物性测试等资料,分析发现大邑须家河组须三段深层致密砂岩主要有压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀建设性成岩作用.压实和胶结作用越强,使得岩石孔隙结构越致密,但溶蚀作用很好地改善了岩石孔隙结构[16].目的层整体孔隙度和渗透率较小[17],溶蚀作用相对较弱,压实作用和胶结作用整体较强.压实作用、胶结作用和溶蚀作用对孔隙发育的影响程度可以用视压实率、视胶结率和视溶蚀率来定量表征.视压实率反映机械压实作用对原始孔隙空间体积的影响程度;视胶结率反映胶结作用对原始孔隙空间体积的影响程度;视溶蚀率反映溶蚀作用对储集层孔隙空间的改造程度,视溶蚀率越大,储集层孔隙度越大,孔隙连通性越好;其中,3种参数中视压实率和视胶结率强、中、弱的界限为70%和30%,视溶蚀率强、中、弱的界限为75%和30%[18].根据薄片分析,储层视压实率在24.0%~91.0%之间,视胶结率在 21.0% ~88.0% 之 间,视 溶 蚀 率 在 0~ 88.0%之间.结合压实、胶结和溶蚀等不同成岩作用强度差异及其组合特征将研究区目的层段详细划分出:中强压实钙质(方解石)弱胶结溶蚀相、中强压实硅质弱胶结溶蚀相、中强压实黏土矿物弱胶结溶蚀相、中强压实弱胶结(胶结物不明显)溶蚀相、中强压实钙质(方解石部分充填)中强胶结溶蚀相、中强压实钙质(方解石近完全充填)中强胶结溶蚀相、中强压实钙质(方解石)中强胶结裂缝相、弱压实钙质(方解石)中强胶结溶蚀相、弱压实硅质中强胶结溶蚀相、弱压实中强胶结相、中强压实弱胶结相和中强压实中强胶结相即 12 种成岩相类型 (表1),并明确了其相应的岩石类型、矿物成分及物性特征. 　鉴于测井曲线的分辨能力和在不降低储层分析效果的分类合并原则下,将中强压实钙质(方解石) 弱胶结溶蚀相、中强压实硅质弱胶结溶蚀相、中强压实黏土矿物弱胶结溶蚀相、中强压实弱胶结(胶结物不明显)溶蚀相4种具有相似压实和胶结程度,不同胶结物溶蚀的溶蚀相归类为:中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ).中强压实钙质(方解石部分充填)中强胶结溶蚀相、中强压实钙质(方解石近完全充填)中强胶结溶蚀相、中强压实钙质(方解石)中强胶结裂缝相3种具有相近压实和胶结程度,并且具有相同胶结物但胶结物充填方式及溶蚀方式不同的溶蚀相归类为:中强压实中强胶结溶蚀相(Ⅱ).弱压实钙质(方解石)中强胶结溶蚀相、弱压实硅质中强胶结溶蚀相,也具有相近压实和胶结程度,但不同胶结物的溶蚀相归类为:弱压实中强胶结溶蚀相(Ⅲ).加上3种类型的胶结相:弱压实中强胶结相、中强压实弱胶结相和中强压实中强胶结相,即共6大类成岩相,结合岩石薄片、铸体薄片分析它们之间的差异性及特征.

　　1.1 溶蚀相类型及特征

　　按照上述合并成岩相的原则,即细化的9种溶蚀成岩相归类为:中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ)、中强压实中强胶结溶蚀相(Ⅱ)、弱压实中强胶结溶蚀相 (Ⅲ),即3大类溶蚀成岩相.

　　1)中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ):颗粒呈线接触,视压实率为61.0%~90.0%,压实程度较强.较强的压实作用使原生孔隙基本消失殆尽,薄片显示孔隙以次生溶蚀孔隙为主.由于胶结作用的影响,次生溶蚀孔隙被部分胶结物所填充,但仍留有部分孔隙,视胶结率为22.0%~28.0%,属于弱胶结,视溶蚀率为53.0%~88.0%.结合岩心分析的孔、渗数据表 明,该 类 成 岩 相 孔 隙 度 一 般 >4% (主 要为4.0%~6.5%),渗透率为0.05~0.50mD,孔渗值在成岩相中相对较高(图2).薄片观察可见,方解石充填岩屑、长石粒内溶孔及石英次生加大,黏土矿物交代石英次生加大(图3a~3d).整体胶结程度较弱,可见粒内溶孔.

　　2)中强压实中强胶结溶蚀相(Ⅱ):颗粒呈线接触,部分呈凹凸G线接触,视压实率为 72.0% ~ 91.0%,压实程度较强.胶结物以方解石为主,并且胶结程度较强,视胶结率为54.0%~80.0%,部分方解石充填粒间孔并围绕自生石英生长,可见粒内溶孔及裂缝发育(图3e~3g).溶蚀作用相对较弱, 视溶蚀率为21.0%~35.0%,孔隙度主要分布为2%~5%,孔渗相对于中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ) 较小(图2).

　　3)弱压实中强胶结溶蚀相(Ⅲ):颗粒呈点接触,部 分 呈 点G线 接 触,视 压 实 率 为 24.0% ~31.0%,压实程度较弱.较弱的压实作用使原生孔隙有所保留,但由于较强的胶结作用使原生孔隙被主体为方解石和硅质矿物的胶结物所胶结,视胶结率为52.0%~81.0%.其中,方解石形成于石英次生加大之后,并且充填粒间孔及岩屑粒内溶孔,也可见长石次生加大.薄片中可见岩屑粒内溶孔 (图3h,3i),视溶蚀率为35.0 %~80.0 %,孔隙度分布为2 %~5 %(图2),孔渗相比于中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ)差一些.

　　1.2 胶结相类型及特征

　　1)弱压实中强胶结相(Ⅳ):颗粒呈点接触,视压实率为24.0%~30.0%,压实程度较弱.较弱的压实作用使得早期原生孔隙有所保留,但岩屑粒内及粒间溶孔被方解石所充填(图4a),较强的胶结作用使原生孔隙和次生孔隙几乎消失.视胶结率为74.0%~87.0%,视溶蚀率为0~5.0%.

　　2)中强压实弱胶结相(Ⅴ):颗粒呈线接触,视压实率为65.0%~88.0%,压实程度较强.较强的压实作用使得原生孔隙非常少,次生孔隙也被胶结物所胶结,视胶结率为21.0%~32.0%,整体溶蚀孔隙基本消失(图4b),视溶蚀率在2.0%以下.

　　3)中强压实中强胶结相(Ⅵ):颗粒间呈凹凸G线接触,视压实率为86.0%~90.0%,压实程度较强.方解石充填粒间孔、岩屑粒内溶孔,视胶结率为58.0%~88.0%.较强压实作用和胶结作用使溶蚀孔消失殆尽(图4c),视溶蚀率在1.0%以下.岩心物性测试资料显示这3类胶结相孔隙度基本小于2%,渗透率小于0.03mD(图2).

　　2 成岩相测井响应分析及识别方法

　　2.1 成岩相测井敏感响应

　　测井曲线是地层物理性质随井深变化的记录, 包含了许多地质地层信息,可以间接的反映出地层的岩性及成岩相等特征[19].不同成岩相矿物成分、孔隙结构、物性等的差异导致其在测井曲线上具有不同的响应特征[20].研究区测井系列具有的曲线有自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、深浅侧向电阻率和光电吸收截面指数等,利用随机森林算法中的参数权重预测[21]对测井曲线与成岩相的相关性进行分析,选取出对成岩相响应较敏感的5条测井曲线:自然伽马、声波时差、密度、中子、深侧向电阻率来深入分析不同成岩相的测井响应特征.其中,自然伽马测井可以反映储层的岩性和沉积环境,声波时差、密度和中子孔隙度测井则是储层物性差异的最直观显示[22],电阻率测井可以间接反映储层的孔隙流体及孔隙结构连通性.

　　中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ)、中强压实中强胶结溶蚀相(Ⅱ)和弱压实中强胶结溶蚀相(Ⅲ)敏感测井响应特征都表现为:自然伽马值小(小于 80 API),密度值偏小(<2.3g/cm3),声波时差值偏大(>58μs/ft),中子值略大(>4%),但电阻率响应有所差异.中强压实弱胶结溶蚀相(Ⅰ):深侧向电阻率值偏低(<170Ω�m),中强压实中强胶结溶蚀相(Ⅱ)和弱压实中强胶结溶蚀相(Ⅲ):深侧向电阻率值偏高(>170Ω�m)(图5a),电阻率响应差异和其胶结的程度关系密切.

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　　弱压实中强胶结相(Ⅳ)、中强压实弱胶结相 (Ⅴ)和中强压实中强胶结相(Ⅵ)的敏感测井响应都表现为:自然伽马值小(<80API),密度值略大 (>2.3g/cm3),声波时差值偏小(<58μs/ft),中子值偏小(<4%),但电阻率响应也有所不同.中强压实中强胶结相(Ⅵ)和弱压实中强胶结相(Ⅳ):深侧向电阻率值高(大于280Ω�m),中强压实弱胶结相(Ⅴ)深侧向电阻率值略高(>170Ω�m)(图5b),也和胶结的程度密切有关.

　　2.2 成岩相G测井相样本

　　利用关键取心井 DY2井须三段(4484.86~ 4905.97m)的63个样本层,其中,8个层为中强压实钙质(方解石)弱胶结溶蚀相,6个层为中强压实硅质弱胶结溶蚀相,3个层为中强压实黏土矿物弱胶结溶蚀相,9个层为中强压实弱胶结(胶结物不明显)溶蚀相,2个层为中强压实钙质(方解石部分充填)中强胶结溶蚀相,6个层为中强压实钙质(方解石近完全充填)中强胶结溶蚀相,1个层为中强压实钙质(方解石)中强胶结裂缝相,11个层为弱压实钙质(方解石)中强胶结溶蚀相,1个层为弱压实硅质中强胶结溶蚀相,7个层为弱压实中强胶结相,2个层为中强压实弱胶结相,2个层为中强压实中强胶结相.同时,为了便于区分泥岩和致密砂岩成岩相的敏感测井响应,也使用了5个泥岩段的样本层.不同的成岩相在测井曲线上有不同的响应特征,根据其响应特征结合测井曲线值,统计不同成岩相的响应特征值范围及平均值(表2).

　　2.3 成岩相测井识别方法

　　由于取心段岩心数量的局限性以及成本的考虑,通过岩石薄片只能识别已知取心段的成岩相, 若要获得连续井段的储层成岩相信息,需要通过测井资料与成岩相建立一定的映射关系,从而获得连续井段的成岩相信息[23].采用的思路是:首先,在薄片鉴定划分成岩相的基础上,岩心归位、刻度测井,分析不同成岩相的测井响应特征,进而确定敏感曲线及定性的识别模式与标准,建立测井判识成岩相的方法.本文建立了测井曲线重叠法、测井曲线颜色成像模式法和测井交会图法3种识别方法来综合识别成岩相(表3).

　　1)测井曲线重叠法:是指采用统一量纲、统一横向比例和统一绘图基线绘出的原始测井曲线或计算参数曲线,然后将这些曲线重叠,按曲线幅度差来进行地层评价的方法[24].本文采用声波时差G深侧向电阻率曲线重叠来判断成岩相(图6).

　　对于溶蚀相,如图5层段①,声波时差值增大, 电阻率值减小,重叠曲线向左偏移;对于胶结相,如图5层段②,声波时差值减小,电阻率值增大,曲线重叠向右偏移.但对于部分细化的成岩相识别还是有较大的难度,进一步探讨测井曲线颜色成像模式法和测井交会图法.

　　2)测井曲线颜色成像模式法:首先是利用对成岩相敏感的测井响应曲线,通过刻度转换成颜色剖面,即测 井 曲 线 颜 色 成 像 图 (图 7),通 过 GR, Rd,AC 这3条曲线图像中的色彩变化模式来识别成岩相的类型.溶蚀相(见图7中的层段①,②和 ⑤),层段①,②和⑤,自然伽马因其值较小,成像图呈橙色,声波时差因其值较大,成像图呈蓝色和黄色;对于层段①和层段⑤,即中强胶结溶蚀相,深侧向 电阻率因其值较大,成像图呈湖蓝色,即GR, Rd,AC 图像呈“橙+湖蓝+蓝”和“橙+湖蓝+黄” 模式;对于层段②,即弱胶结溶蚀相,深侧向电阻率因其值较小,成像图呈蓝色,即GR,Rd,AC 图像呈现“橙 + 蓝 + 蓝”模式.胶结相(见图 7 中的 层 段 ③),自然伽马因其值较小、成像图呈橙色,声波时差因其值较小,成像图呈深蓝色,深侧向电阻率因其值大,成像图呈黄色,即 GR,Rd,AC 图像呈现 “橙+黄+深蓝”模式.泥岩层段(见图7中的层段 ④),GR,Rd,AC 图像呈现“灰+蓝+黄”模式.

　　3)测井交会图法:是通过将两种测井曲线值在平面上 交 汇 来 确 定 成 岩 相 的 常 规 测 井 识 别 方法[25],具有直观、简单、便捷的特点.不仅可以通过平面交汇的方式直观地反映测井数据与成岩相之间的关系,还可以反映不同成岩相测井曲线响应值的分布范围[26],利用对成岩相敏感度较高的测井曲线自然伽马、声波时差和深侧向电阻率,建立相应的成岩相交会图识别图版(图8,9).根据深侧向电阻率(Rd)和自然伽马(GR)交会图(图8),可知泥岩的自然伽马值偏大(大于80API),溶蚀相和胶结相的自然伽马值较小.深侧向电阻率(Rd)和声波时差(AC)交会图(图9)可以明显地划分出中强压实弱胶结溶蚀相、弱压实中强胶结溶蚀相、胶结相以及用于区分非砂岩的泥岩层段.使用敏感曲线颜色成像模式和交会图图版能够直观、快速地识别中强胶结溶蚀相、弱胶结溶蚀相、胶结相及泥岩层段.

　　上述方法中,测井曲线颜色成像模式法和测井交会图法都是属于敏感曲线值的表现形式.测井交会图法,通过成岩相测井值的范围及界限标准可以较快速且定量地识别成岩相,但存在不便于多条曲线同时观察,且在界限附近及重叠区的判识还有一定多解性.测井曲线颜色成像模式法,它通过色标中颜色变化的界限可以更直观地反映出成岩相类型的差异,是测井曲线重叠法、测井交会图法的有益补充. ——论文作者：黄莉莎1,2,闫建平1,2,刘明洁2,张 庄3,叶素娟3, 张 帆4,钟光海5,王 敏6,王 军6,耿 斌6

文章名称：深层致密砂岩气储层成岩相测井识别及应用———以川西坳陷大邑须家河组须三段为例

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