测井资料划分川东北元坝地区长兴组有利相带_工程实践

摘要

摘要：晚二叠世长兴期，四川盆地东北部元坝地区位于梁平-开江陆棚西侧，由西南向东北发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带。综合利用成像测井、常规测井及岩屑薄

摘要：晚二叠世长兴期，四川盆地东北部元坝地区位于梁平-开江陆棚西侧，由西南向东北发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带。综合利用成像测井、常规测井及岩屑薄片鉴定等资料，在元坝长兴组单井相划分的基础上，对其沉积亚相和微相进行了划分，结合实钻成果分析，认为台地边缘生物礁的礁盖和礁核是优质储层分布区域。充分发挥测井信息纵向分辨率及地震信息横向分辨率的优势，在岩心标定测井资料的基础上，根据测井资料来标定地震资料，将测井相与地震相紧密结合，对长兴组有利相带沉积特征做了进一步的精细刻画。依据这些信息，能较为明显地划分出元坝地区长兴组的有利相带。结果表明：该区有利相带为台地边缘礁滩相沉积，亚相为生物礁和礁后浅滩，微相

为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩，这类相带的储层是勘探开发的首选目标。

关键词：四川盆地；元坝地区；晚二叠世；礁滩相；成像测井；测井相；地震相；有利相带

晚二叠世长兴期，四川盆地东北部在梁平-开江陆棚两侧为台地边缘沉积环境^[1]。元坝地区位于梁平-开江陆棚西侧，由西南向东北发育开阔台地、台地边缘礁滩、斜坡、浅水陆棚沉积相带，古地形总体为西南高东北低。

川东北元坝地区二叠系长兴组是该区主要目的层，厚度从40～340m不等，位于礁滩相带的地层厚度大于斜坡相带上的地层厚度，多为200～340m；过渡到礁前斜坡相带地层厚度相对较小，为50～200m；在陆棚相带其地层厚度最小，多数小于50m。目前，元坝地区长兴组礁滩相带的钻井均获得高产工业气流，测试产能介于30×10⁴～120×10⁴m³/d。

1 单井相划分依据

在区域地质背景分析的基础上，综合利用成像测井、常规测井及岩屑薄片鉴定等资料，结合实际钻探成果进行了研究区长兴组的单井相划分。以元坝101井单井相划分为例(图1)，图中显示该段地层自然伽马低值，约10API，岩性纯，以浅灰色白云岩、溶孔白云岩及生屑灰岩为主，夹有云质灰岩和含云灰岩；成像图像上可见6900～6925m和6950～7000m裂缝及溶蚀孔洞非常发育，对应的孔隙度曲线明显增大，储集物性好，电阻率曲线较致密围岩明显降低，呈大幅度正差异特征，储层渗透性好。这些特征反映当时的沉积水体相对较浅，沉积水体能量较强，白云岩化作用较强，易形成溶蚀孔洞白云岩储层，为台地边缘生物礁储层沉积特征。取心资料显示，该井段含有大量生物碎屑，这些生屑多为有孔虫类、腕足类及鲢的化石，而这些生物正是区域上长兴组沉积时期生物礁的附礁生物^[2]；结合研究区所有单井的长兴组沉积相分析结果，综合认为该地层属于台地边缘礁滩相沉积。

2 优质储层沉积微相标志

研究表明，元坝地区长兴组优质储层沉积相为台地边缘礁滩，亚相为生物礁。生物礁是一个独特的自然地质体，它是造礁生物的原地生长形成坚固的抗浪骨架，在地形上具有隆起的正性地貌特征。该地貌的出现，逐渐改变周围的沉积环境，形成有规律的相带分布^[3]。

研究区大部分井都已取全取准了成像测井资料，利用成像测井对元坝地区长兴组礁滩相储层的沉积微相做进一步刻画显得尤为重要。通过对本区钻井的成像测井信息与沉积微相的地质信息进行对比分析表明，礁盖、礁核是最有利于元坝长兴组礁滩相优质储层发育的沉积微相。

礁盖位于礁顶之上，沉积水体浅，水动力强，常见生物碎屑颗粒，易受白云岩化作用，储集物性好，岩性以礁云岩、灰质云岩为主，成像图上高角度缝、网状缝和溶蚀孔洞极为发育(图2-a)，常规曲线特征(图1)显示储集物性好，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，电阻率绝对值较高，储层含气性好，测试均获得高产工业气流，天然气产量介于30×10⁴～120×10⁴m³/d。礁核位于礁体的中心部位，是礁复合体中最为宽缓的相带，沉积水体浅，水动力较礁盖稍弱，沉积物多为海浪强烈破碎的生物骨骼碎屑，沉积物粒度较粗，后期白云岩化作用较强，易于形成好的储层，成像图上裂缝和溶蚀孔发育，其发育程度较礁盖稍差(图2-b)，常规曲线特征显示储集物性相对较差，以Ⅲ类储层为主，完井测试为低产工业气流，产量介于4×10⁴～10×10⁴m³/d。礁基位于礁核之下，是生物礁赖以固着生长的基础，水体较礁核要深，岩性为生屑灰岩，基质孔隙较低，由于水体相对较深，后期白云岩化作用不强，次生孔隙较差，储层不发育，电阻率较高，成像动态图像为淡黄色，表现为致密灰岩特征。礁后位于礁核与礁前之间，沉积水体较深，水动力较弱，岩性多表现为砂屑灰岩、生屑灰岩和层状灰岩，缝合线发育(图2-c)，储层基质物性差。综合分析认为礁盖和礁核最有利于优质储层发育。

3 有利相带沉积特征

在岩心标定测井的基础上，根据测井资料来标定地震资料，将测井相与地震相紧密结合，对长兴组沉积相特征做进一步精细刻画，依据常规综合测井、成像测井、三维地震所反映的地质信息^[4～5]，能较为明显地划分出元坝地区长兴组有利相带，从而为勘探开发井的部署提供可靠的技术依据。

3.1 测井相特征

曲线特征及连井相对比分析表明，不同的沉积相带测井特征存在较大差异(图3)，元坝12、元坝11井长兴组自然伽马平均值为15API，岩性为浅灰色生屑灰岩、深灰色含云生屑灰岩，储集物性较好，成像图上裂缝及溶蚀孔洞发育，取心见鲢类化石、海绵骨针、苔藓虫、有孔虫等，测井相为台地边缘礁滩相，亚相为礁后浅滩，有利于储层发育的沉积微相为生屑滩和砂屑滩.元坝102、元坝101井长兴组自然伽马平均值为10API，岩性以白云岩、灰质云岩及云质灰岩为主，储集物性好，成像图上高角度缝、网状缝及溶蚀孔洞发育，取心见孔虫类、腕足类及筵的化石等，测井相为台地边缘礁滩相，亚相为生物礁，具有利于储层发育的礁盖和礁核沉积微相特征；而过渡到元坝3～元坝4井长兴组自然伽马逐渐增大，平均值由21API增加至27API，泥质含量相对较重，岩性以含泥灰岩为主，储集物性差，成像图上层理发育，储层不发育，其测井相为斜坡-浅水陆棚沉积^[6]。同时，储层参数横向对比(图3-c)反映元坝12～元坝101井储层发育，储集物性好，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，储层含气性好，测试获得天然气产能为30×10⁴～120×10⁴m³/a，可能为台地边缘礁滩相沉积特征。

地层厚度变化特征同样也反映了上述研究确定的相带沉积特点。地层厚度对比表明(图3-a)，不同的沉积相带长兴组厚度也存在明显差异，从元坝12～元坝102元坝4井长兴组厚度呈先增后减的变化趋势，其厚度由170m增加到265m，然后递减到43m，反映出元坝102井具有生物礁隆起的正性地貌沉积特征，这也进一步说明了其由台地边缘浅滩、台地边缘生物礁过渡到礁前斜坡、浅水陆棚的沉积过程(图3-b)。

通过测井相对比分析，从元坝12～元坝102～元坝4井，长兴组沉积相为台地边缘礁滩-礁前斜坡-浅水陆棚的沉积过程。有利相带沉积特征为台地边缘礁滩相沉积，亚相为生物礁和礁后浅滩，微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩，这类相带的储层裂缝及溶蚀孔洞发育，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，储层含气性较好，为勘探开发井部署的首选目标。

3.2 地震相特征

元坝地区长兴组某方向的地震剖面(图4)显示地震相特征主要表现为台地边缘浅滩相、台地边缘生物礁相及礁前斜坡相，与测井相所反映的沉积特征一致。台地边缘生物礁为“低频、弱振幅、内部杂乱、透镜状反射结构”地震相特征^[7]，一般外形上顶部上拱隆起形成披盖构造和侧面上超形态，呈丘状，这与台地边缘生物礁沉积体的“含弱反射的隆起”特征类似，为典型生物礁沉积特征，如元坝102、元坝101井区地震相沉积特征。台地边缘浅滩，常发育碎屑滩，这些碎屑颗粒往往是由海浪拍打生物礁形成的，地震剖面上呈“断续、斜交、中强振幅反射”的地震相特征，如元坝12、元坝11井井区为礁后浅滩沉积特征。台地边缘往陆棚过渡，水动力条件逐渐减弱，岩性泥质含量增多，反射波组呈平行、亚平行反射，并有同相轴增多现象，如元坝5井井区为礁前斜坡沉积特征。

通过测井相与地震相综合分析表明：元坝地区长兴组相带呈北西-南东展布，从南西至北东长兴组沉积相为台地边缘礁滩-礁前斜坡-浅水陆棚的沉积过程。有利相带沉积特征为台地边缘礁滩相沉积，亚相为生物礁和礁后浅滩，微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩。

4 结论

1) 礁盖、礁核是最有利于元坝长兴组礁滩相优质储层发育的沉积微相。

2) 测井相与地震相综合分析表明：元坝长兴组有利相带沉积特征为台地边缘礁滩相沉积，亚相为生物礁和礁后浅滩，微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩，这类相带的储层为勘探开发井部署的首选目标。

参考文献

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(本文作者：张筠吴见萌中国石化集团西南石油局测井公司)