王敏，朱家俊，余光華，郝運(yùn)輕，關(guān)麗，李英英

（中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營257000）

0 引 言

作為沉積相的主要組成部分，巖相指在一定沉積環(huán)境中形成的巖石或巖石組合，它可以反映特定的沉積過程和沉積環(huán)境［1］。以往認(rèn)識(shí)中特定層序下的泥頁巖一般變化比較小，因此對巖相的研究主要側(cè)重于砂巖和碳酸鹽巖，而對泥頁巖的巖相研究相對較少［2］。近年來，隨著對泥頁巖油氣勘探和開發(fā)重視程度的提高［3］，尋找具有良好可壓性油氣富集帶成為泥頁巖油氣勘探的目標(biāo)，而這2個(gè)因素都與巖相息息相關(guān)，因此地質(zhì)學(xué)家將目光開始聚焦于泥頁巖巖相研究。

巖相決定生烴源巖的類型，不同巖相其儲(chǔ)集空間、脆性礦物含量、含油性等參數(shù)也存在較大差異，且解釋模式也有所不同，因此巖相劃分在泥頁巖綜合評價(jià)中起著重要作用。

1 巖相特征分析

羅家地區(qū)位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷四扣洼陷的東南斜坡，陳家莊凸起北部羅家鼻狀構(gòu)造帶上。該地區(qū)沙三下亞段為深湖－半深湖沉積，發(fā)育1套泥質(zhì)烴源巖，主要巖石類型為暗色泥巖、油泥巖、油頁巖等，泥頁巖發(fā)育穩(wěn)定，是羅家地區(qū)乃至渤南洼陷最有利的1套烴源巖，也是頁巖油氣最為發(fā)育的層系。需要指出的是，本文所講的泥頁巖油氣是一個(gè)廣義概念，主要是指賦存在暗色烴源巖中的油氣，從礦物組分看，泥頁巖并不僅僅指單純的頁巖、泥巖，它是多種礦物組成的混合巖性體。

羅家地區(qū)沙三下亞段泥頁巖總體色調(diào)以灰色為主，巖心觀察普遍發(fā)育水平層理，礦物成分主要以方解石、黏土礦物、石英為主，少量斜長石、白云石、黃鐵礦等。對該區(qū)泥頁巖主要巖相的劃分方案進(jìn)行了細(xì)致研究，根據(jù)巖石構(gòu)造特征、礦物組成及方解石結(jié)晶特點(diǎn)的不同，可識(shí)別10余種巖相類型，歸結(jié)其主要類型包含4種，分別是紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相、層狀泥質(zhì)灰?guī)r相、層狀含泥質(zhì)灰?guī)r相、層狀灰質(zhì)泥巖相。

1.1 不同巖相條件下微觀特征分析

從層理特征分析，研究區(qū)巖相可分為紋層狀和層狀2大類。紋層狀構(gòu)造特指水平層理密集產(chǎn)出而使巖石呈現(xiàn)的紋層狀現(xiàn)象，層厚多在1mm以下，且相鄰層成分差異大，色度上往往深淺相間。紋層成分主要為泥質(zhì)紋層、富有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)紋層和灰質(zhì)紋層組成，偶見砂質(zhì)紋層。在薄片鏡下觀察，紋層厚度常小于0.01mm，一般厚度在0.02～0.20mm之間，呈平直、微波狀形態(tài)［見圖1（a）］；層狀構(gòu)造在鏡下觀察，微觀水平紋層發(fā)育，或由炭屑、介形蟲碎片、有機(jī)質(zhì)條帶順層定向產(chǎn)出顯示層理［見圖1（b）、圖1（c）、圖1（d））］。

圖1 羅69井沙三下亞段層理特征

從礦物組成分析，巖石主要成分為黏土和方解石（見表1），少量黃鐵礦、炭質(zhì)、石英、白云石等，可見薄殼介形蟲碎片、磷質(zhì)脊椎動(dòng)物碎片。方解石以隱晶結(jié)構(gòu)為主，黏土礦物以伊蒙間層礦物和伊利石為主，少量高嶺石、綠泥石等。

表1 羅家地區(qū)重點(diǎn)井沙三下泥頁巖X－衍射全巖分析均值統(tǒng)計(jì)表

從儲(chǔ)集空間分析，結(jié)合巖心觀察、薄片鑒定和電鏡分析及熒光觀察等手段，確定了泥頁巖的儲(chǔ)集空間主要包含2大類：微孔隙和微裂縫。泥頁巖孔隙微小，只能通過掃描電鏡予以觀察和統(tǒng)計(jì)，裂縫類型以順層微裂縫為主，其次為構(gòu)造縫。泥頁巖中的裂縫發(fā)育程度對于頁巖油氣的富集成藏影響很大，裂縫發(fā)育層段有利于游離相油氣的富集以及滲透性、自然產(chǎn)能的提高。

1.2 不同巖相條件下宏觀參數(shù)對比

宏觀參數(shù)主要包含物性、含油性及脆性礦物含量。泥頁巖層段物性較差，具有特低孔隙度特低滲透率特征。據(jù)羅69井沙三下層段364塊樣品分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，孔隙度最小1.3%，最大達(dá)到13.6%，平均值為5.04%，顯示了強(qiáng)烈的非均質(zhì)性。對滲透率的統(tǒng)計(jì)顯示了同樣的特征，最小的在0.1×10－3μm2以下，最大可達(dá)493×10－3μm2，主要分布區(qū)間為（1～10）×10－3μm2，平均值為7.72×10－3μm2。從4種不同巖相的物性參數(shù)對比來看，差異較大。其中紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r孔隙度平均為5.8%，滲透率平均為6.4×10－3μm2；層狀泥質(zhì)灰?guī)r孔隙度平均為2.6%，滲透率平均1.5×10－3μm2；層狀含泥質(zhì)灰?guī)r孔隙度平均為2.7%，滲透率平均為1.7×10－3μm2；層狀灰質(zhì)泥巖孔隙度平均為1.8%，滲透率平均為2.0×10－3μm2。

表2為羅69井不同巖石類型脆性礦物及含油飽和度的對比表。從表2可見，不同巖相的脆性礦物含量有一定差異，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r的脆性礦物含量最高，其平均值為84.3%；層狀泥質(zhì)灰?guī)r和層狀含泥質(zhì)灰?guī)r次之，二者相差不大，但是與紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相比，下降了6%；層狀灰質(zhì)泥巖最低，其平均值為71.9%。從含油飽和度分析，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r的含油飽和度最高，約在85.7%。從脆性礦物含量的絕對量來對比，不同巖石類型帶來的差異不大，均集中在70%～85%之間，但由于產(chǎn)狀及層理發(fā)育程度的不同（見圖1），一定程度上影響了測井曲線的響應(yīng)，這也是后期利用測井曲線進(jìn)行巖相劃分的基礎(chǔ)。

綜合分析表明，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r具有物性好、含油性好及脆性礦物含量高的特點(diǎn)，可作為頁巖油氣勘探的首選目標(biāo)，層狀泥質(zhì)灰?guī)r及層狀含泥質(zhì)灰?guī)r次之、層狀灰質(zhì)泥巖較差。這種差異進(jìn)一步凸顯了巖相研究對于頁巖油氣勘探的重要性［4］。

2 巖相測井分析技術(shù)

對巖相特征的描述表明，巖相識(shí)別的內(nèi)容可分為巖性（礦物組成）和結(jié)構(gòu)（層狀、紋層狀等），測井新技術(shù)有著獨(dú)特優(yōu)勢［5－7］，前者可以通過ECS測井資料準(zhǔn)確計(jì)算，后者可以依據(jù)電成像和多極子聲波測井資料定性判定。但基于常規(guī)測井曲線，目前僅可以實(shí)現(xiàn)對礦物含量的求取，受限于測井儀器的縱向分辨率，對于巖石結(jié)構(gòu)的識(shí)別方法尚待完善。

2.1 新測井技術(shù)劃分頁巖巖相

2.1.1 巖性識(shí)別：基于元素俘獲測井（ECS）定量計(jì)算巖石礦物含量

巖性組成是頁巖油氣地層地質(zhì)評價(jià)的主要內(nèi)容之一，ECS測井技術(shù)為準(zhǔn)確確定地層巖性提供了參考。ECS測井可以定量提供地層中的Si、Ca、Fe、S、Ti、Gd等化學(xué)元素含量。利用這些元素與地層巖性之間的相關(guān)關(guān)系以及提供的巖石礦物含量，可以確定不同的巖性，進(jìn)而修訂地層的孔隙度、含油飽和度等參數(shù)。將ECS測井資料處理的礦物組分含量（鈣質(zhì)含量、黏土礦物、石英＋長石含量）與實(shí)驗(yàn)室全巖X－衍射分析值進(jìn)行對比，其中圖2第5道為實(shí)驗(yàn)室分析值，第6道為ECS處理結(jié)果，發(fā)現(xiàn)二者有著較好的一致性，說明該方法可以有效解決地層巖性識(shí)別的問題。

2.1.2 紋層識(shí)別：基于FMI成像測井及縱橫波資料劃分地層紋層發(fā)育程度

前述研究可知，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相是該區(qū)頁巖油氣最為富集的巖相，紋層識(shí)別成為該類巖相識(shí)別的關(guān)鍵。

從形成機(jī)理看，紋層屬于弱水動(dòng)力環(huán)境下的產(chǎn)物。在羅家地區(qū)沙三下亞段，這種微層理非常發(fā)育，巖石層理的形成主要是鈣質(zhì)含量和黏土含量的相對變化，由于鈣質(zhì)與黏土的導(dǎo)電性差異，反映在FMI電阻率動(dòng)態(tài)圖像上呈現(xiàn)出明顯的亮暗相間的特征，亮色為鈣質(zhì)，暗色為黏土礦物（見圖3）。針對4類不同巖相在電成像下的響應(yīng)差異，對其進(jìn)行了總結(jié)和對比。如圖4中第5道所示，層狀灰質(zhì)泥巖（2 983～2 984m井段）紋層發(fā)育一般，高泥質(zhì)含量使其在電成像中多呈現(xiàn)暗色條帶；而紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相（3 046～3 047m井段）顯示了亮暗相間的密集紋層，雖然層狀泥質(zhì)灰?guī)r相（3 074～3 075m井段）也顯示有亮暗相間的紋層，但密集發(fā)育程度要遜于紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相；層狀的含泥質(zhì)灰?guī)r相（3 101～3 102m井段）由于鈣質(zhì)含量較高，電成像顯示中亮色條帶居多，這是其與層狀灰質(zhì)泥巖相的明顯區(qū)別。采用計(jì)算機(jī)對FMI動(dòng)態(tài)成像圖上的層界面進(jìn)行拾取，F(xiàn)MI圖像中層界面數(shù)值隨深度變化（如圖4中的第4道）。對于紋層的識(shí)別，該方法是目前最為直觀和有效的方法之一。

圖2 羅69井ECS測井處理成果與實(shí)驗(yàn)室X－衍射分析值對比圖

圖3 烴源巖紋層鏡下特征與FMI測井響應(yīng)對比（羅69井，3 087.15m）

另一種識(shí)別烴源巖紋層的方法是縱橫波速度比法。根據(jù)縱橫波傳播原理，橫波質(zhì)點(diǎn)的位移方向與井軸垂直，在層理和低角度裂縫中，橫波的部分能量沿著層理和低角度裂縫傳播，從而造成儀器采集到的橫波傳播速度減小，而縱波的傳播方向及質(zhì)點(diǎn)位移方向與井軸平行，層理和低角度裂縫對其速度影響不大，那么在層理和低角度裂縫發(fā)育的地方，縱橫波速比vp／vs增大（見圖4中第1道）。通過與電鏡獲取的巖相反復(fù)對比發(fā)現(xiàn)，當(dāng)縱橫波速度比大于1.8時(shí)，可認(rèn)為是紋層發(fā)育，該值小于1.8時(shí)，認(rèn)為是層狀發(fā)育，這是該方法劃分紋層層理的參考值。羅69井3 040～3 050m和3 060～3 070m井段根據(jù)電鏡資料將其劃為紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相，縱橫波速度比法顯示，縱橫波速度比增大，均在1.85～2之間，顯示紋層發(fā)育，同時(shí)FMI顯示的層理數(shù)增加，進(jìn)一步輔證了該方法在烴源巖層理識(shí)別中的良好應(yīng)用。

圖4 基于縱橫波速度比法與電成像資料的巖相識(shí)別實(shí)例（羅69井）

2.2 常規(guī)測井劃分頁巖巖相

在缺乏元素俘獲測井、電成像及多極子聲波測井資料時(shí)，從測井響應(yīng)原理出發(fā)，對不同巖相類型下的曲線響應(yīng)差異進(jìn)行了分析和對比，得到了基于常規(guī)測井曲線的測井巖相定性識(shí)別模式［8］。對巖相的劃分遵循了“沉積上有意義、測井上可區(qū)分”的原則。從測井響應(yīng)表現(xiàn)看，物性好壞主要由聲波時(shí)差、密度、中子測井曲線反映，聲波時(shí)差越大，密度越小，中子越高顯示地層孔隙性越好；含油性主要對電阻率曲線產(chǎn)生影響，含油性越好，電阻率越高；巖性變化對各條曲線均有反映，鈣質(zhì)含量的增大可引起自然伽馬降低、電阻率升高等。研究發(fā)現(xiàn)，良好的烴源巖中自然電位往往表現(xiàn)為明顯的幅度異常，但目前尚未有公開發(fā)表的文獻(xiàn)對其原因進(jìn)行分析。理論上，自然電位主要反映地層滲透性，純砂泥巖剖面中，泥巖為無幅度異常的基線，但這種情況在烴源巖中有所不同，分析認(rèn)為可能有以下幾方面原因：①烴源巖中存在微裂縫，由微裂隙組成的導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò)使得地層滲透性有了明顯改善；②烴源巖中的干酪根本身就是半導(dǎo)體，其存在對于導(dǎo)電有一定的輔助作用。為了更為直觀地顯示不同模式的特點(diǎn)，模式介紹中測井響應(yīng)低值、中值、高值分別用0.2、0.6、0.9等3個(gè)數(shù)值代替。

圖5 4種不同測井巖相的模式識(shí)別圖

（1）模式Ⅰ（主要為紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相）。從沉積巖相來講，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r層段的孔隙性好，游離相的烴類含量高，含油性好。良好的孔隙性在測井曲線上表現(xiàn)為聲波時(shí)差高值、中子高值、密度低值的特征；高鈣質(zhì)含量在測井曲線上表現(xiàn)為自然伽馬中低值、深側(cè)向電阻率高值等特征；由于微裂縫及微孔隙的存在導(dǎo)致自然電位曲線呈現(xiàn)明顯的負(fù)異常。該類層段是采用常規(guī)油氣識(shí)別的思路獲得的非常規(guī)油氣中的“甜點(diǎn)”，縱向上主要分布在沙三下亞段的12層組和13層組。

（2）模式Ⅱ（主要為紋層－層狀泥質(zhì)灰?guī)r相）。層狀泥質(zhì)灰?guī)r與紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r的差別主要體現(xiàn)在微層理上，因此二者的區(qū)分往往沒有明顯的界限，從測井響應(yīng)特征出發(fā)，將紋層不明顯的泥質(zhì)灰?guī)r相統(tǒng)一定為模式II，主要巖相類型為紋層－層狀泥質(zhì)灰?guī)r相。該層段的物性、含油性、滲透性略遜于紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r，體現(xiàn)在測井曲線上為深側(cè)向電阻率中值，聲波時(shí)差及密度中值，自然伽馬低值及自然電位低幅度異常，也主要分布在沙三下亞段的12層組和13層組。

（3）模式Ⅲ（主要為紋層－層狀（含）泥質(zhì)灰?guī)r相）。層狀含泥質(zhì)灰?guī)r比較層狀泥質(zhì)灰?guī)r其鈣質(zhì)含量明顯降低，從而導(dǎo)致自然伽馬值有所升高，表現(xiàn)為自然伽馬中值，同時(shí)由于層狀紋理的滲透性略差，使自然電位測井曲線無明顯幅度異常。由于物性及含油性均有所降低，導(dǎo)致深側(cè)向電阻率呈現(xiàn)中－低值。巖性及物性的綜合影響使三孔隙度曲線呈現(xiàn)密度高值、聲波時(shí)差低值的特征。該類層段主要分布在沙三下亞段13下層組。

（4）模式Ⅳ（主要為層狀灰質(zhì)泥巖相）。由于泥質(zhì)含量的升高，層狀灰質(zhì)泥巖在常規(guī)測井曲線上顯示為聲波時(shí)差高值、中子高值、自然伽馬高值、密度低值的特征，但依據(jù)實(shí)驗(yàn)室分析的孔隙度、滲透率、飽和度資料看，該類層段物性和含油性較差。層狀灰質(zhì)泥巖相主要分布于沙三下亞段的9至11層組。

圖6 羅69井測井巖相模式處理成果圖

3 應(yīng)用實(shí)例及分析

利用前述的測井巖相識(shí)別模式對羅69井沙三下亞段進(jìn)行了劃分（見圖6）。基于對不同巖相條件下物性、含油性及脆性礦物含量的分析，優(yōu)選出了羅69井沙三下亞段頁巖油氣最為富集的層段為3 040～3 060m井段。

為了解和驗(yàn)證羅家地區(qū)沙三下亞段泥質(zhì)頁巖儲(chǔ)集性能及含油氣情況，在羅家地區(qū)附近部署了1口開發(fā)頁巖油氣的水平井BP－1井，其目的層段相當(dāng)于羅69井的紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r層段。該井順利完鉆并在沙三下段獲得了良好的油氣顯示，鉆至水平井段4 288.00～4 335.54m時(shí)，鉆時(shí)44.8min／m，dc指數(shù)1.25，綜合錄井全烴1.77%↗91.57%，甲烷0.02%↗87.11%，乙烷0.006%↗2.471%，丙烷0.034%↗1.943%，異丁烷0.011%↗0.187%，正丁烷 0.055% ↗ 0.578%，異 戊 烷 0.037% ↗0.134%，正戊烷0.058%↗0.213%，有力地輔證了本文提出的研究思路。

4 結(jié) 論

（1）泥頁巖地層中儲(chǔ)集空間類型、脆性礦物含量及含油性參數(shù)因巖相而異。不同巖相的微觀特征及宏觀參數(shù)的對比結(jié)果表明，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相是含油氣性最好的巖相，其準(zhǔn)確劃分是頁巖油氣評價(jià)的重要內(nèi)容。

（2）基于新測井技術(shù)對巖性及紋層發(fā)育程度進(jìn)行了準(zhǔn)確刻度和劃分；缺乏新技術(shù)測井資料時(shí)，建立了基于常規(guī)測井響應(yīng)的綜合巖性判別模式，可為頁巖巖相的劃分提供參考。

（3）該研究成果有效指導(dǎo)了沾化凹陷羅家地區(qū)的泥頁巖水平井設(shè)計(jì)，并取得了良好效果。本文研究思路可為中國東部陸相斷陷盆地的頁巖巖相劃分提供參考。

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