趙　寧，王　亮，唐　勇，瞿建華，羅興平，司馬立強

（1.西南石油大學a.地球科學與技術(shù)學院；b.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組巖性測井識別方法

趙寧1，王亮1，唐勇2，瞿建華2，羅興平2，司馬立強1

（1.西南石油大學a.地球科學與技術(shù)學院；b.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組致密砂礫巖儲集層巖石類型多樣，粒徑跨度大，非均質(zhì)性強，嚴重影響了油藏開發(fā)效果。在參考國家標準GB/T 17412.2—1998《沉積巖巖石分類和命名方案》的基礎(chǔ)上，將百口泉組巖性分為泥巖、中—細砂巖、粗砂巖、細礫巖、小中礫巖、大中礫巖和粗礫巖。各類巖性巖石學特征分析表明，不同巖性的沉積環(huán)境、巖石粒度、雜基含量、物性及孔隙結(jié)構(gòu)等存在差異。粗砂巖、細礫巖和小中礫巖為儲集層優(yōu)勢巖性，大中礫巖次之；泥巖、中—細砂巖與粗礫巖主要發(fā)育干層或非儲集層；根據(jù)各類巖性巖石學特征差異及其測井響應(yīng)特征，建立了聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版和?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版的聯(lián)合識別巖性的方法。測井識別的巖性與取心巖性一致性較好，可以在研究區(qū)推廣應(yīng)用。

準噶爾盆地；風南井區(qū)；百口泉組；砂礫巖；巖性分類；測井；巖性識別；交會圖版

準噶爾盆地風南井區(qū)位于烏夏斷裂帶與瑪湖凹陷的結(jié)合處，構(gòu)造格局形成于白堊紀早期，為東南傾的平緩單斜（圖1）。研究區(qū)目的層為下三疊統(tǒng)百口泉組，自下而上可分為百一段（T1b1）、百二段（T1b2）和百三段（T1b3），與下伏中二疊統(tǒng)下烏爾禾組呈角度不整合接觸。百口泉組發(fā)育典型的扇三角洲沉積，具有近物源、多水系和快速多變的沉積環(huán)境，巖性以一套粒級較粗的碎屑沉積物為主。

在勘探初期，對百口泉組粗細混雜堆積的巖石統(tǒng)一定名為“砂礫巖”[1-2]。隨著研究的深入，發(fā)現(xiàn)巖石顆粒粒徑的大小控制著巖石的物性及含油氣性；籠統(tǒng)定名為“砂礫巖”的儲集層具有粒徑范圍廣、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、物性差異大等特點?！吧暗[巖”儲集層中既有含油氣性好的優(yōu)質(zhì)儲集層，又包含物性差的非儲集層，難以較好評價儲集層的有效性。因此，需進一步對“砂礫巖”巖性進行精細分類。

圖1　研究區(qū)構(gòu)造位置

對于砂礫巖儲集層巖性的分類，主要考慮的因素有雜基含量、顆粒大小、成分及成因特征等[3]。目前，常根據(jù)礫石顆粒的大小對砂礫巖巖性進行分類，但是，對于顆粒的粒級，劃分方案較多，不同劃分方案的粒級存在明顯的差別[4-6]。砂礫巖巖性測井識別方法可分為常規(guī)測井與非常規(guī)測井巖性識別方法。常規(guī)測井巖性識別方法主要基于“巖心刻度測井”的思想，利用交會圖版或模式識別算法開展砂礫巖巖性識別[7-8]。然而，前人的研究中未對“砂礫巖”進行進一步細分，因此，現(xiàn)有常規(guī)測井巖性識別方法中，籠統(tǒng)地將巖性識別為“砂礫巖”。非常規(guī)測井巖性識別方法中，地層微電阻率掃描成像測井（FMI）具有直觀反映礫石粒度的優(yōu)點[9-10]。然而，受成像測井分辨率的影響，難以識別顆粒相對較細的細礫巖。同時，研究區(qū)成像測井資料少，成像測井巖性識別方法難以推廣應(yīng)用。

針對準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組砂礫巖巖性劃分與巖性測井識別存在的問題，以巖心粒度、薄片、物性、常規(guī)測井等資料為基礎(chǔ)，重新制定“砂礫巖”巖性分類方案，并在此基礎(chǔ)上建立砂礫巖巖性測井識別方法。

1　百口泉組砂礫巖巖性分類

依照國家標準GB/T 17412.2—1998《沉積巖巖石分類和命名方案》，將準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組砂礫巖巖性按粒級劃分為礫巖、砂巖和泥巖3大類，其中，礫巖可進一步劃分為細礫巖、中礫巖、粗礫巖和巨礫巖；砂巖劃分為中—細砂巖和粗砂巖；泥巖類主要包括粉砂巖和泥巖。巖心物性統(tǒng)計顯示，中礫巖儲集層物性差異大，粒徑在8～16 mm的中礫巖物性與油氣顯示較好，而粒徑在16～32 mm的中礫巖物性與油氣顯示較差，因此，以粒徑16 mm為界限，將中礫巖進一步劃分為小中礫巖與大中礫巖。此外，將中砂巖與細砂巖統(tǒng)稱為中—細砂巖，粒徑小于0.06 mm的粉砂巖與泥巖統(tǒng)稱為泥巖。基于此，建立了風南井區(qū)百口泉組砂礫巖巖性分類與命名方案（表1）。由于巨礫巖粒徑已經(jīng)超過取心筒直徑，在巖心剖面上難以完整顯示，故本次巖性識別不考慮巨礫巖。

表1　準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組砂礫巖巖性分類與命名方案

2　不同砂礫巖巖石學特征

研究區(qū)百口泉組主要發(fā)育碎屑巖，在參考《沉積巖巖石分類和命名方案》的基礎(chǔ)上，將風南井區(qū)百口泉組砂礫巖巖性劃分為3大類7小類。

泥巖主要發(fā)育于扇三角洲前緣水下分流河道間或扇三角洲前緣末端[11-12]。粒度細、分選好，黏土含量高；孔喉屬于微孔，孔滲條件差，幾乎不具備儲集性能。

中—細砂巖主要發(fā)育于扇三角洲平原分流河道間、前緣遠砂壩和前扇三角洲[11-12]。碎屑顆粒分選性較好，壓實作用較強，黏土雜基含量較高；孔隙度為3.15%～10.15%，平均滲透率為0.071 mD；平均孔隙半徑為0.027 μm，壓汞曲線呈細歪度（圖2a）。

粗砂巖主要發(fā)育于扇三角洲前緣河口砂壩[11-12]。碎屑顆粒經(jīng)過充分的淘洗，分選較好，黏土雜基含量低；碎屑成分以火成巖巖屑、石英為主；發(fā)育原生粒間孔，少見粒內(nèi)溶孔；孔隙度為4.99%～16.41%，平均滲透率為0.901 mD；平均孔隙半徑為5.440 μm，壓汞曲線呈中-粗歪度（圖2b）。粗砂巖儲集層為風南井區(qū)最優(yōu)質(zhì)的儲集層。

細礫巖主要發(fā)育于扇三角洲前緣遠岸水下分流河道，河口砂壩也可見細礫巖分布[11-12]。礫石分選中等—較好，黏土雜基含量較低；礫石成分以火成巖為主；孔隙類型以剩余粒間孔為主，局部長石和巖屑溶蝕，形成次生溶孔；孔隙度為4.12%～14.43%，平均滲透率為0.531 mD；平均孔隙半徑為5.172 μm，壓汞曲線呈中-粗歪度（圖2c）。細礫巖儲集層為風南井區(qū)主力產(chǎn)油層。

小中礫巖主要發(fā)育于扇三角洲前緣近岸水下分流河道，其次是辮狀分支水道[11-12]。礫石分選較差—中等，黏土雜基含量高；儲集空間以剩余粒間孔和次生溶孔混合發(fā)育為主；孔隙度為3.84%～12.22%，平均滲透率為0.215 mD；平均孔隙半徑為0.510 μm，壓汞曲線呈中-細歪度（圖2d）。

大中礫巖主要發(fā)育于扇三角洲前緣辮狀分支水道[11-12]。礫石分選差，黏土雜基含量高；孔隙類型以粒內(nèi)溶孔為主，連通性差，偶見礫緣縫；孔隙度為3.45%～12.65%，平均滲透率為0.143 mD；平均孔隙半徑為0.074 μm，壓汞曲線呈中-細歪度（圖2e）。

圖2　準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組不同砂礫巖巖石學特征

粗礫巖主要發(fā)育于扇三角洲平原辮狀水道與辮狀分支水道[11-12]，黏土雜基含量高，物性差，主要為干層或非儲集層。

3　風南井區(qū)百口泉組巖性測井識別

3.1巖性敏感測井曲線分析

不同砂礫巖巖性巖石學特征分析表明，不同巖性的沉積環(huán)境、巖石粒度、雜基含量、物性及孔隙結(jié)構(gòu)等存在差異。成像測井對巖石粒度響應(yīng)敏感，然而風南井區(qū)成像測井資料少，難以大規(guī)模利用成像測井資料識別巖性。因此，需要分析常規(guī)測井資料對雜基含量、物性及孔隙結(jié)構(gòu)等特征的響應(yīng)，進而識別巖性。

常規(guī)測井資料中自然伽馬和自然電位測井可以反映儲集層的巖性、沉積環(huán)境和雜基含量等。然而自然電位與自然伽馬測井響應(yīng)受鉆井液礦化度以及火山碎屑中放射性礦物的影響，難以有效識別巖性、沉積環(huán)境和雜基含量[13]。密度、聲波時差和中子孔隙度測井可直觀顯示儲集層物性特征，電阻率測井可以間接反映儲集層的孔隙結(jié)構(gòu)。因此，本文優(yōu)選對巖性敏感的深側(cè)向電阻率、三孔隙度（聲波時差、密度和中子孔隙度）測井曲線，建立交會圖版識別巖性。

3.2巖性測井識別方法

三孔隙度測井曲線與深側(cè)向電阻率的交會圖中，聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版對巖性的識別效果相對較好（圖3），從泥巖到粗礫巖，隨著巖石顆粒的變粗，比表面積變小，巖石顆粒表面的束縛水含量降低，深側(cè)向電阻率具有增大的趨勢。同時，從粗砂巖到粗礫巖，聲波時差降低，孔隙度減小，物性變差。聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版中泥巖與中—細砂巖聲波時差較大，主要是由于發(fā)育了大量的無效束縛孔隙。整體而言，聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版能較好識別泥巖、中—細砂巖、粗砂巖及粗礫巖；細礫巖、小中礫巖和大中礫巖，尤其是小中礫巖與大中礫巖在交會圖版中重疊，難以識別。

細礫巖、小中礫巖和大中礫巖因沉積環(huán)境不同，除了礫石粒級的差異外，黏土雜基含量也存在明顯差異。文獻［14］和文獻［15］證實中子孔隙度與密度孔隙度差的大小能較好表征黏土雜基含量。為此，構(gòu)建了?ND這個新參數(shù)，即：

其中，

式中?ND——中子孔隙度與密度孔隙度之差，%；

?N——中子孔隙度，%；

?D——密度孔隙度，%；

?CNL——中子孔隙度測井值，%；

ρb——密度測井值，g/cm3；

ρma——顆粒骨架密度，g/cm3，一般取2.65 g/cm3；ρf——孔隙流體密度，g/cm3，一般取1.00 g/cm3.

從細礫巖到大中礫巖，黏土雜基含量增大，表現(xiàn)為?ND增大。聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版中難以識別的細礫巖、小中礫巖和大中礫巖在?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版中可以識別（圖4）。

圖3　準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組三孔隙度測井數(shù)據(jù)與深側(cè)向電阻率交會圖版

4　應(yīng)用效果分析

研究區(qū)百口泉組巖性測井識別方法研究顯示，單一的交會圖版難以識別各類砂礫巖巖性，而采用聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版、?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版可以有效識別砂礫巖巖性。風南15井測井方法識別的巖性與取心巖性對比顯示，利用聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版和?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版聯(lián)合識別的巖性與取心巖性整體吻合較好，但測井方法識別的巖性的頂、底界面與取心巖性的頂、底界面不能完全重合（圖5），主要是由于界面處測井響應(yīng)特征受上、下不同巖性的影響，以現(xiàn)有測井儀器縱向分辨率，準確識別巖性界面比較困難。

風南15井2 740.0—2 742.4 m井段深側(cè)向電阻率與聲波時差平均值分別為6.0 Ω·m和278.8 μs/m，利用聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版識別為泥巖，與取心巖性相符；2 744.3—2 745.1 m井段，深側(cè)向電阻率平均值為23.3 Ω·m，聲波時差平均值為236.1 μs/m，識別為粗砂巖，2 745.0 m處取心巖性為粗砂巖；2 750.1—2 751.0 m和2 751.0—2 751.6 m井段，深側(cè)向電阻率平均值相同，約為42.1 Ω·m，聲波時差平均值均為226.3 μs/m，聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版難以精細識別巖性類型，但通過?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版，根據(jù)?ND明顯存在差異，可識別出2 750.1—2 751.0 m為小中礫巖，2 751.0—2 751.6 m為大中礫巖，2 750.5 m處取心巖性為小中礫巖，與測井方法識別巖性相吻合。

采用上述方法對風南井區(qū)9口井的百口泉組巖性進行識別，利用7種巖性共124個取心樣品對識別巖性進行檢驗。7種巖性識別符合率均達到80.0%以上，其中泥巖符合率為87.5%，中—細砂巖為84.6%，粗砂巖為90.4%，細礫巖為83.3%，小中礫巖為81.8%，大中礫巖為82.3%，粗礫巖為90.9%.聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版和?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版聯(lián)合識別巖性的方法能有效識別研究區(qū)百口泉組巖性。

圖4　準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版

圖5　準噶爾盆地風南井區(qū)風南15井百口泉組測井方法識別巖性與取心巖性對比

5　結(jié)論

（1）通過對準噶爾盆地風南井區(qū)百口泉組致密砂礫巖巖性巖石學特征分析，建立了具有區(qū)域針對性的砂礫巖巖性分類標準，可將砂礫巖巖性分3大類7小類。

（2）分析砂礫巖測井響應(yīng)特征，發(fā)現(xiàn)聲波時差、深側(cè)向電阻率和中子孔隙度與密度孔隙度之差對砂礫巖巖性變化最為敏感。首先利用聲波時差與深側(cè)向電阻率交會圖版識別出泥巖、中—細砂巖、粗砂巖和粗礫巖4類巖性；然后利用?ND與深側(cè)向電阻率交會圖版識別出細礫巖、小中礫巖和大中礫巖，從而準確識別出百口泉組7類主要巖性。

（3）測井方法識別巖性結(jié)果與取心巖性吻合較好，此方法能夠準確識別出砂礫巖主要的7類巖性，且具有較好的操作性，為砂礫巖的巖性定量識別提供切實可行的方法。

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（編輯潘曉慧楊新玲）

Logging Identification Method for Lithology:A Case Study of Baikouquan Formation in Wellblock Fengnan,Junggar Basin

ZHAO Ning1,WANG Liang1,TANG Yong2,QU Jianhua2,LUO Xingping2,SIMA Liqiang1
(1.Southwest Petroleum University a.School of Geosciences and Technology;b.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company, PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

The tight sandy conglomerate reservoir in Baikouquan formation of Wellblock Fengnan,Junggar basin is characterized by vari?ous types of rocks,large range of grain size and severe heterogeneity,all of which have significant impacts on reservoir development effect. On the basis of the reference on national standard(GB/T 17412.2?1998)Classification and Nomenclature Schemes of Sedimentary Rocks, the rocks in Baikouquan formation can be classified as mudstone,moderate?fine sandstone,coarse sandstone,fine conglomerate,small peb?ble conglomerate,large pebble conglomerate and coarse conglomerate.The analysis on lithological and petrologic features of different rocks shows that there are differences in sedimentary environment,grain size,matrix content,physical property and pore structure among differ?ent lithologies.Coarse sandstone,fine conglomerate and small pebble conglomerate are dominant reservoir lithologies with the secondary of large pebble conglomerate.Dry layer or non?reservoir is mainly composed of mudstone,moderate?fine sandstone and coarse conglomerate. Based on lithological and petrologic features and their logging responses,interval transit time?deep lateral resistivity cross plot chart are es?tablished and a combined identification method of ?NDand the plot is developed.The lithology obtained from logging identification matches well with that from cores,which could be widely used in the study area.

Junggar basin;Wellblock Fengnan;Baikouquan formation;sandy conglomerate;lithology classification;logging;lithology identification;cross?plot

P631.8

A

1001-3873（2016）06-0732-06

10.7657/XJPG20160618

2016-05-17

2016-08-08

國家自然基金青年基金（41504108）；中國博士后科學基金（2015M582568）

趙寧（1992-），男，新疆伊寧人，碩士研究生，地球探測與信息技術(shù)，（Tel）15928080212（E-mail）zn126000_petrol@126.com