南堡凹陷深層砂質(zhì)碎屑流儲層特征

吳遠坤，陳 吉，王春紅，孫愛艷，仲學哲

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063000)

引 言

自1950年Kuenen提出重力流理論和Bouma在1962年提出經(jīng)典鮑馬序列開始[1-2]，深水重力流沉積逐漸成為油氣研究領域的熱點，并在國內(nèi)外取得較大的油氣發(fā)現(xiàn)[3-4]。從1859年到2007年，被動陸緣深水環(huán)境發(fā)現(xiàn)的油田占全球油田總發(fā)現(xiàn)量的34%[5-6]。中國學者在深水重力流沉積研究中也取得了較多研究成果[7-11]，并在松遼盆地、鄂爾多斯和渤海灣等地的油氣勘探中取得了較大突破。砂質(zhì)碎屑流屬于重力流中的一種，是Shanmugam G于1996年提出的有別于傳統(tǒng)的濁流沉積。Shanmugam G認為砂質(zhì)碎屑流是一種賓漢流體，在全球沉積界引發(fā)了廣泛的關注，代表了砂質(zhì)碎屑流最新的研究進展[12-13]。在對G2區(qū)塊沙一段儲集巖研究過程中，發(fā)現(xiàn)了一種優(yōu)質(zhì)儲層。經(jīng)分析認為，該類儲層有別于南堡凹陷深層傳統(tǒng)的三角洲沉積儲層，為砂質(zhì)碎屑流沉積儲層。深入研究該類儲層，對南堡凹陷今后尋找或開發(fā)同類儲層油藏具有重要的意義。

1 地質(zhì)概況

南堡3號構造位于渤海灣盆地黃驊坳陷北部的南堡凹陷構造南部，西北接南堡2號構造，南鄰沙壘田凸起，東連南堡4號構造，整體呈東西向展布，圈閉面積較大，是油氣聚集的有利場所。G2區(qū)塊位于南堡3號構造西南部，是由南堡3號斷層和北東向斷層夾持的斷塊[14-15]。研究區(qū)第三系自下而上依次發(fā)育沙河街組、東營組、館陶組和明化鎮(zhèn)組，其中沙河街組又分為沙三段 (Es3)、沙二段 (Es2)和沙一段 (Es1)，沙一段埋深一般為3 900～4 500 m，最大埋深可達5 200 m。

2 鑒別標志

2.1 巖心特征

研究區(qū)巖性為厚層灰色砂礫巖和細砂巖，覆蓋于深水環(huán)境的深灰色、黑色泥巖之上，砂巖頂?shù)酌媾c泥巖常呈突變接觸。砂巖呈厚層塊狀，厚度一般為5～8 m，最薄為1 m，最厚可達10 m以上，以砂礫巖為主，底部常發(fā)育逆粒序的細砂巖，整體上符合重力流沉積的lowe序列。砂質(zhì)碎屑流具有顆粒流搬運特征，在搬運過程中顆粒間相互碰撞，磨圓度中等，泥巖為深灰色和黑色，質(zhì)地較純，其上覆蓋灰色砂礫巖或細砂巖(圖1a)。

(1)砂礫巖(lowe序列R段)表現(xiàn)為礫石、粗砂巖和中砂巖混雜堆積的厚層塊狀構造，分選差，磨圓度中等，厚度差異較大，可見植物碎屑化石。砂礫巖以正粒序為主，局部可見逆粒序，厚層砂礫巖中常見薄層細砂巖夾層、細砂巖與砂礫巖薄互層以及薄層黑色泥巖條帶，薄互層中的砂礫巖厚度為1～15 cm(圖1b)。泥質(zhì)雜基含量少，儲層物性好，有的砂礫巖中甚至可以直接看到孔隙。砂礫巖中的礫石常飄浮于砂巖之上呈“飄礫”狀態(tài)(圖1c)，礫石含量最高可達70%，直徑約為2～5 cm，分選性中等—差，磨圓度中等，代表了流體具有一定的強度。泥巖撕裂屑在其中也有出現(xiàn)，與層面近乎平行或小角度斜交，主要有2種類型:一種是由原地沖刷破碎形成的泥巖撕裂屑，呈不規(guī)則的長條狀、棱角狀;另一種則明顯經(jīng)過一定距離的搬運，具有明顯磨圓的泥礫，推測其是由三角洲平原或前緣砂體受外力觸發(fā)滑動、滑塌后被搬運過來的。

圖1 G2區(qū)塊X1井巖心宏觀特征

(2)細砂、粉砂巖(lowe序列S段)主要發(fā)育在砂體底部，與深水泥巖呈突變接觸，常呈逆粒序和塊狀構造，厚度一般為0.2～1.0 m，少量在砂礫巖中呈薄互層或者在細砂巖夾層發(fā)育，厚度一般為5～15 cm(圖1b)。從巖心上來看，粉細砂巖中的泥質(zhì)含量明顯高于砂礫巖，物性相對較差。

泥巖在取心段不是很發(fā)育，厚度較薄，一般為0.3～1.0 m，直接覆蓋于灰色砂礫巖之上，而砂巖中所夾的泥巖條帶厚度為0.5～5.0 cm，顏色為深灰色和黑色，質(zhì)地較純，可見螺類和腕足類化石，表明其處于較深水的沉積環(huán)境(圖1d)。

2.2 粒度特征

研究區(qū)粒度分布直方圖表現(xiàn)為明顯的“雙峰”形態(tài)，表明粒度分選較差，從礫巖到細砂巖的含量均較高，顯示出與三角洲沉積的差異性。粒度累積曲線整體上呈向上凸的形態(tài)，曲線底部偏陡且向著細粒沉積物方向逐漸變緩，并以較緩的坡度逐漸延伸，反映巖石結構成熟度較低。從粒度CM圖來看，頂部高CM值數(shù)據(jù)為飄礫成分，其余數(shù)據(jù)基本平行C=M基線，具有典型的重力流沉積特征。粒度概率曲線表現(xiàn)為兩段式，這是由于砂質(zhì)碎屑流屬于高密度塑性流體，大小顆?；祀s堆積，一起被搬運、卸載、沉降并整體凍結，因而組分中缺乏滾動顆粒。粒度概率曲線中跳躍總體占了大部分，粒度分布區(qū)間大，從礫巖延伸至細砂巖，含量可達70% ～80%，斜率為50～60°;懸浮組分總粒度分布占20% ～30%，斜率為10～20°。

2.3 地球物理特征

研究區(qū)砂體在GR曲線上主要表現(xiàn)為中幅齒化箱型和中幅指狀2種形式，基本沒有出現(xiàn)鐘型等典型牽引流的曲線形狀特征。箱型和指狀的砂體的頂?shù)酌娼詾橥蛔兘佑|關系，代表了事件性沉積特點，而齒化箱型則是由于砂礫巖中所夾的粉、細砂巖夾層以及泥質(zhì)含量的差異造成的。同時，測井曲線顯示研究區(qū)泥巖段的電阻率局部較高，推測泥巖中的有機質(zhì)已經(jīng)具有較高的成熟度。

2.4 砂體展布特征

研究區(qū)砂體非常發(fā)育，展布范圍廣，砂層厚度大，隔夾層不發(fā)育，垂直物源方向和平行物源方向砂體連通性較好，無明顯差別，表現(xiàn)為典型的重力流沉積特征，由面流沉積形成毯狀分布砂體，扇體內(nèi)部砂體展布無明顯的方向性。單層砂體厚度大，為1～18 m，集中分布在4～12 m，平均單砂體厚度約為7.2 m。

3 儲層物性特征及控制因素

3.1 儲層物性特征

G2區(qū)塊沙一段儲層平均孔隙度為13.4%，平均滲透率為46.9×10-3μm2，屬于低孔、中低滲儲層。研究區(qū)儲層物性主要受2個因素的影響，即沉積相帶的控制和成巖作用。

研究顯示，不同沉積相帶的儲層的巖性和物性差別較大，位于扇中的砂體厚度大，巖性粗、物性好;位于外扇的砂體厚度薄，巖性細，物性差。lowe序列R段以砂礫巖為主，物性(尤其是滲透率)較好，孔隙度基本大于13%，滲透率普遍大于50×10-3μm2，測井解釋為油層;而S段以粉、細砂巖為主，物性較差，孔隙度基本低于10%，滲透率普遍低于30×10-3μm2，測井解釋以干層為主。

研究區(qū)油井在投產(chǎn)后具有較高的日產(chǎn)量，這與該地區(qū)低孔低滲的儲層類型矛盾，主要原因在于數(shù)據(jù)統(tǒng)計時沒有剔除S段粉砂巖非有效儲層的數(shù)據(jù)，在剔除后重新計算的平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為189.4×10-3μm2，屬于中孔、中滲儲層，與開發(fā)數(shù)據(jù)符合。

3.2 儲層控制因素

成巖作用對儲層物性的控制體現(xiàn)在壓實、膠結和溶蝕作用3個方面。優(yōu)質(zhì)的沉積砂體在壓實作用較強而溶蝕作用較弱的情況下難以形成優(yōu)質(zhì)儲層;而良好的沉積砂體在溶蝕、壓溶等建設性成巖作用下形成的儲層的物性與滲流性能較好。研究區(qū)沙一段埋深為4 100 m左右，壓實作用強，是儲層物性變差的最重要原因。鏡下可見碎屑顆粒以線接觸為主，局部可見縫合線接觸、塑性顆粒擠壓破碎以及云母擠壓變形等特征。

(1)膠結作用以膠結物充填孔隙的方式來降低儲層物性，其作用相對較弱，對儲層物性的影響作用有限。膠結物見少量硅質(zhì)膠結、早期碳酸鹽膠結物、晚期碳酸鹽膠結物和泥質(zhì)膠結。硅質(zhì)膠結表現(xiàn)為石英次生加大，鏡下可見Ⅱ～Ⅲ級石英次生加大;早期碳酸鹽膠結物為方解石;晚期碳酸鹽膠結物為鐵白云石和鐵方解石;黏土礦物以蜂窩狀伊蒙混層和絲縷狀伊利石為主，含少量書頁狀高嶺石和針葉片狀綠泥石。

(2)溶蝕作用改善儲層物性，屬于建設性成巖作用，研究區(qū)儲層以次生溶蝕孔隙為主，含少量的原生粒間孔隙和裂縫。次生孔隙主要由粒間溶蝕孔隙和粒內(nèi)溶蝕孔隙構成，占總孔隙的60%以上。粒間溶孔主要是由于長石等顆粒和碳酸鹽膠結物發(fā)生溶蝕形成，鏡下常見碎屑顆粒邊緣不規(guī)則，呈港灣狀、鋸齒狀，長石沿解理縫溶蝕(圖2a);粒內(nèi)溶孔主要由碎屑顆粒發(fā)生交代、蝕變或溶蝕形成，該類孔隙雖然常見，但是連通性很差。原生孔隙占總孔隙的25%左右，以殘余粒間孔為主。裂縫占總孔隙的15%左右，包括構造微裂縫和成巖壓溶縫，鏡下可見長石和巖屑等塑性顆粒擠壓破碎嚴重(圖2b)。

圖2 G2區(qū)塊G2井沙一段巖心鑄體薄片照片

4 產(chǎn)能分析

砂質(zhì)碎屑流獨特的沉積特征和成巖作用，使得G2區(qū)塊油井的油氣產(chǎn)量較高，遞減率較低。已完鉆井初期日產(chǎn)油均超過50 t/d，穩(wěn)產(chǎn)1～2 a。運用沉積相模式精細預測沉積砂體展布，同時通過研究有機酸性水的來源、運移通道和運移方向，精細預測溶蝕作用對儲層改造的展布范圍，綜合確定優(yōu)勢儲層發(fā)育區(qū)(圖3)。研究結果與實際鉆探效果基本一致，2013年9月至今，新鉆井位18口，油井投產(chǎn)初期均達到了設計產(chǎn)能，區(qū)塊產(chǎn)能建設取得了良好的開發(fā)效果。

5 結論

(1)研究區(qū)沙一段發(fā)育砂質(zhì)碎屑流沉積儲層。其砂體沉積表現(xiàn)為縱向呈厚層塊狀，橫向呈毯狀分布，具有低泥質(zhì)含量、單層厚度大、橫向連通性好、顆?；祀s堆積的特點，儲集空間較好;同時后期溶蝕、壓溶等建設性成巖作用進一步改善了其儲集空間和滲流性能。這些獨特的沉積特征和物性特征支撐了G2區(qū)塊油井的高油氣產(chǎn)量。

(2)研究區(qū)以次生溶蝕孔隙為主，含少量原生殘余粒間孔和裂縫，平均孔隙度為13.4%，平均滲透率為46.9×10-3μm2，屬于低孔、中低滲儲層。剔除S段細砂巖非有效儲層數(shù)據(jù)后，平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為189.4×10-3μm2，屬于中 孔、中滲儲層。

圖3 G2區(qū)塊沙一段儲層綜合評價

(3)沉積相是研究區(qū)儲層物性的最主要控制因素，砂質(zhì)碎屑流儲層R段的砂礫巖物性較好，測井解釋結論以油層為主，而S段粉細砂巖物性較差，測井解釋結論以干層為主;成巖作用對該區(qū)儲層物性也具有重要影響，主要體現(xiàn)在壓實、溶蝕和膠結作用3個方面，壓實作用和膠結作用屬于破壞性成巖作用，溶蝕作用屬于建設性成巖作用。

(4)南堡凹陷處于陸相小湖盆環(huán)境，具備斜坡背景，物源補給充分，并具有地震和火山噴發(fā)等多種觸發(fā)機制，具備大規(guī)模發(fā)育砂質(zhì)碎屑流沉積的地質(zhì)條件，將成為南堡油田尋找深部有利儲層的新區(qū)塊。

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