Oriente盆地L-I-Y油田Hollin組與Napo組沉積微相研究

劉忠亮,張成富,張 淵,李勤英,李清辰,劉 軍,李寧朝,崔慶峰

(1.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司物探研究院,河南濮陽457001;2.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司濮東采油廠,河南濮陽457001)

Oriente盆地L-I-Y油田Hollin組與Napo組沉積微相研究

劉忠亮1,張成富1,張 淵1,李勤英1,李清辰1,劉 軍1,李寧朝1,崔慶峰2

(1.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司物探研究院,河南濮陽457001;2.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司濮東采油廠,河南濮陽457001)

白堊系Hollin組與Napo組是Oriente盆地L-I-Y油田(Limonocha,Indillana,Yanaquincha油田)主要勘探開發(fā)層系,多年勘探開發(fā)實踐證明,其沉積微相是決定勘探井與開發(fā)調(diào)整井成功與否的關(guān)鍵因素之一,并影響著單井產(chǎn)能與開發(fā)效益。為此,將地質(zhì)與地震相結(jié)合,在利用巖心、測井、錄井等資料精細(xì)識別和劃分不同沉積微相特征的基礎(chǔ)上,通過井震精細(xì)標(biāo)定和正演模擬,明確了不同沉積微相地震響應(yīng)特征,運用波形聚類等地震屬性,精細(xì)描述了主要目的層段沉積微相平面展布。研究認(rèn)為:Hollin組HP,HS亞段和Napo組TP,TS,UI,UM,US亞段為潮坪沉積環(huán)境,Napo組CL,BL,AL亞段為陸棚沉積環(huán)境,進一步分為4種亞相、13種微相;在潮坪沉積環(huán)境中,潮下帶最發(fā)育,其次為潮間帶,潮上帶不發(fā)育,潮道、潮道側(cè)積砂坪為最有利沉積微相,控制著優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)帶和油氣富集;Hollin組H段有利沉積微相發(fā)育,目前鉆井相對較少,具有較大的勘探開發(fā)潛力,是下一步重點勘探開發(fā)層系。

Oriente 盆地;L-I-Y油田;Hollin組;Napo組;潮道;地震屬性;波形聚類

Oriente盆地是南美安第斯山前的前陸盆地之一。L-I-Y油田位于Oriente盆地的15區(qū)塊,在構(gòu)造上處于前陸盆地向前隆過渡的斜坡部位,圈閉類型以低幅度構(gòu)造和低幅度構(gòu)造背景下的巖性圈閉為主,主要儲層為白堊系Hollin組、Napo組發(fā)育的砂巖。前人對Oriente盆地開展了多項研究工作,但針對該盆地15區(qū)塊的沉積相研究未見報道。針對Oriente盆地上白堊統(tǒng)地層沉積環(huán)境的研究一致認(rèn)為,白堊系地層是在海侵背景下沉積的,但是對其沉積相的認(rèn)識不統(tǒng)一,目前主要有河流相[1-2]、河控三角洲相[3-4]和河口灣相[5-8]三種觀點,也有學(xué)者提出了潮坪相[9]。究其原因,主要可能是受制于研究工區(qū)的局限性,其次可能是對盆地多期構(gòu)造運動控制沉積環(huán)境的認(rèn)識不同。目前,L-I-Y油田儲層發(fā)育程度受沉積微相控制明顯,經(jīng)過多年勘探開發(fā),認(rèn)為在精細(xì)落實低幅度構(gòu)造圈閉的基礎(chǔ)上,對沉積模式和沉積微相的認(rèn)識影響著儲層地震識別的結(jié)果,是制約尋找新區(qū)儲量接替和老區(qū)剩余油挖潛、優(yōu)化勘探開發(fā)井位部署的關(guān)鍵因素。為此,本文綜合利用巖心、錄井、測井、古生物等資料,總結(jié)了15區(qū)塊L-I-Y油田產(chǎn)層的沉積相模式;在相模式指導(dǎo)下,結(jié)合正演模擬研究,確定各沉積微相的地震響應(yīng)特征;在地質(zhì)認(rèn)識指導(dǎo)下,通過地震屬性優(yōu)選,精細(xì)刻畫沉積微相平面展布特征,為L-I-Y油田下一步勘探開發(fā)提供可靠依據(jù)。

1 工區(qū)概況

Oriente盆地15區(qū)塊位于盆地中北部,地理上位于厄瓜多爾亞馬遜平原區(qū);構(gòu)造上處于盆地向前隆過渡的斜坡部位,構(gòu)造傾角平緩,多小于2°。L-I-Y油田是15區(qū)塊的一部分,面積約246km2(圖1)。

Oriente盆地分前白堊系、白堊系和新生代3個構(gòu)造層序[8]。在侏羅世晚期,海水自西向東侵入,自下而上沉積了白堊系Hollin組、Napo組、Tena組地層[1-6],其中Hollin組、Napo組為L-I-Y油田主要勘探開發(fā)層系。根據(jù)目前鉆井揭示的地層對比結(jié)果,L-I-Y油田Hollin組主要發(fā)育H段,Napo組發(fā)育T段、U段、M2段和M1段。其中Napo組T段的CL,BL亞段和Napo組U段的AL亞段為頁巖、泥巖、泥灰?guī)r發(fā)育段,而Hollin組的H段、Napo組T段的TP和TS亞段、Napo組U段的UI,UM,US亞段為砂巖發(fā)育層段(圖2)。白堊紀(jì)末期,安第斯造山運動導(dǎo)致Oriente盆地演化為西高東低的前陸盆地,在Napo組上覆沉積的Tena組具有明顯的前陸沉積楔特征,由西向東厚度逐漸減薄,其它地層均不明顯。

圖1 Oriente盆地15區(qū)塊L-I-Y油田區(qū)域位置

圖2 L-I-Y油田Hollin組-Napo組綜合柱狀分析

2 沉積相類型及沉積特征

2.1 沉積相類型

根據(jù)巖心、測井、錄井資料綜合判定,研究區(qū)Hollin組-Napo組沉積時共經(jīng)歷了5次海侵,第一、第二和第三期海侵的中部、下部沉積石英砂巖,頂部沉積頁巖、泥灰?guī)r、泥巖及少量灰?guī)r,第四、第五期海侵主要沉積泥灰?guī)r、灰?guī)r、泥巖和頁巖(圖2),具有碎屑巖—碳酸鹽巖混合沉積特征。從Hollin組H段和Napo組T段、U段巖心觀察看,塊狀層理、大型交錯層理、再作用面、斜層理、雙黏土層、潮汐成因?qū)永淼瘸练e構(gòu)造發(fā)育,并可見瓣腮類生物碎屑,發(fā)現(xiàn)海綠石(圖3),說明處于渾水沉積相帶的HP,HS,TP,TS,UI,UM,US亞段不具備河流、三角洲沉積特征,屬于受潮汐控制的潮坪沉積環(huán)境;處于清水沉積相帶的CL,BL,AL亞段和M2段、M1段為陸棚沉積環(huán)境。在上述沉積模式控制下,根據(jù)巖性、沉積構(gòu)造、古生物、測井等多種資料,將潮坪相分為潮下帶、潮間帶、潮上帶3個亞相,進一步分為潮道、潮道側(cè)積砂坪、潮道間、水下淺灘、灘間、混合坪、水上淺灘、泥坪共8種微相,其中潮道、潮道側(cè)積砂坪為最有利沉積微相;陸棚相沉積環(huán)境發(fā)育局限臺地亞相,進一步分為砂坪、泥坪、泥灰?guī)r坪、頁巖坪和灰坪5種微相(表1)。

2.2 沉積微相特征

2.2.1 潮道

潮道微相巖性為細(xì)砂巖、粉砂巖,結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度高,沉積厚度大,發(fā)育塊狀層理、大型交錯層理、再作用面、斜層理、雙黏土層等沉積構(gòu)造(圖3a～圖3d),可見瓣腮類生物碎屑(圖3e)。GR曲線形態(tài)上呈箱形,低值,高幅度,曲線光滑,典型井為LMNH-008井,UI亞段砂巖厚度為63.9ft(1ft≈0.3048m,下同)(表2)。

表1 Oriente盆地15區(qū)塊L-I-Y油田沉積相類型

圖3 巖心觀察的沉積構(gòu)造及古生物特征a 塊狀層理,含海綠石,CNCA-001井U段9370.0ft; b 大型交錯層理,JVNC-004井H段9766.0～9770.0ft; c 再作用面、斜層理,JVNC-004井T段9512.4ft; d 雙黏土層,JVNB-003井T段9570.0ft; e 瓣鰓類生物碎屑,CNCA-001井T段9544.0ft; f 前積砂紋層理,JVNC-004井T段9546.6ft; g 植物碎片,JVNB-003井U段9365.0ft; h 前積砂紋層理、波狀層理,JVNB-003井T段9519.0ft; i 透鏡狀層理、生物鉆孔,JVNA-001井U段9296.2ft; j 透鏡狀層理JVNC-004井T段9480.0ft

2.2.2 潮道側(cè)積砂坪

潮道側(cè)積砂坪巖性為細(xì)砂巖、粉砂巖,成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟度高,發(fā)育斜層理、雙向交錯層理、前積砂紋層理(圖3f),可見植物碎片(圖3g)。潮道側(cè)積砂坪常在垂向上由幾期海侵疊加形成,以高值GR為界面,為中—高幅度的微齒化鐘形或箱形特征,典型井為LMNG-043井,UI亞段砂巖厚度為47.2ft(表2)。

2.2.3 水上(下)淺灘

該微相巖性為差連續(xù)的薄層狀粉砂巖,分選磨圓好,沉積物平面上厚度變化大,縱向上與灘間泥巖呈互層狀疊置,可見小型前積砂紋層理(圖3h)。測井相上,GR曲線呈光滑齒狀,中—高幅度,典型井為LMND-014井,UI亞段砂巖厚度為13.4ft(表2)。

2.2.4 混合坪

該微相巖性為粉砂巖、泥巖,二者呈不等厚薄互層,GR曲線表現(xiàn)為低—中幅度指狀。混合坪發(fā)育在潮間帶,砂巖呈條帶狀分布?！澳喟啊睍r,砂巖條帶呈透鏡狀層理(圖3i～圖3j);砂與泥分布較均勻時,呈現(xiàn)波狀層理(圖3h)。

2.2.5 泥坪、潮道間與灘間

這類微相巖性為頁巖、泥巖,屬于低能環(huán)境。GR曲線為高值、低幅度(表2)。

表2 測井相及地震相特征

3 基于地震資料的沉積微相研究

L-I-Y油田埋藏較深,儲層橫向變化大,據(jù)測井資料統(tǒng)計,Napo組UI亞段砂層厚度在2.2～87.7ft之間,平均埋深10241ft,TP亞段砂層厚度在5.1～107.0ft、平均埋深10484ft;Hollin組H段埋藏更深,砂層厚度在15.0～300.0ft,平均埋深在10554ft左右。盡管已發(fā)現(xiàn)油田鉆井密度較大,但其分布集中,僅憑鉆井資料難以精細(xì)描述老油田內(nèi)部井間儲層沉積微相變化關(guān)系,老油田之間的無井區(qū)儲層沉積微相分布特征更難以確定。本文在沉積模式和鉆井信息等控制、約束下,利用地震信息的空間變化特征對該區(qū)Hollin組和Napo組主要儲層沉積微相展布特征進行了研究,提高了沉積微相預(yù)測精度。

3.1 沉積微相地震識別

通過精細(xì)井震標(biāo)定,在地震資料上潮道微相表現(xiàn)為中振幅-較連續(xù)-平行、亞平行-席狀地震相,例如LMNA-001井TP,HP亞段(表2)。潮道側(cè)積砂坪在潮道邊緣沉積形成,該微相的振幅比潮道微相稍弱,為中振幅-較連續(xù)-平行、亞平行-席狀地震相,例如ANNA-002井UI亞段(表2)。淺灘微相橫向上連續(xù)性差,地震上多表現(xiàn)為弱—中振幅-差連續(xù)-平行、亞平行-席狀地震相,例如JVNA-007井UI亞段(表2)?；旌掀何⑾酁樯澳啾』映练e,弱振幅-差連續(xù)-席狀地震相。泥坪、灘間、潮道間等微相為寧靜水體沉積物,是弱振幅—空白地震相,例如LMNH-016井UI亞段。CL,BL,AL亞段沉積的頁巖、泥灰?guī)r屬于穩(wěn)定的陸棚相沉積物,為強振幅-連續(xù)-平行、亞平行-席狀地震相。

3.2 正演模擬

前人關(guān)于地震屬性應(yīng)用的研究較多[10-20],已經(jīng)總結(jié)出一套合理應(yīng)用地震屬性解決問題的思路、方法,但是在實際工作中,常因地震資料的“假象”或“陷阱”造成解釋或預(yù)測結(jié)果錯誤。為進一步驗證對不同微相地震反射特征的認(rèn)識,利用實際資料建立地質(zhì)模型進行了正演模擬。

基于潮坪沉積模式,以UM,UI,BL,TS,TP,CL,HS,HP的速度(10662.73,11305.77,10387.14,11847.11,12352.36,12916.67,13887.80,14763.78ft/s)作為層速度建立正演模型,采用主頻為30Hz的雷克子波、二維聲波方程進行正演模擬(圖4)。正演模型中,不同砂體厚度代表不同的沉積微相:砂體厚度大于60ft代表潮道微相,砂體厚度為30～60ft代表潮道側(cè)積砂坪,砂體厚度10～30ft代表淺灘微相,小于10ft代表泥坪微相(圖4a)。從正演結(jié)果看(如UI亞段),潮道微相具有強振幅、下切特征;潮道側(cè)積砂坪表現(xiàn)為中振幅且振幅向邊緣逐漸減弱的地震特征;淺灘微相為弱—中振幅-差連續(xù)地震相;灘間等低能沉積環(huán)境表現(xiàn)為空白反射地震特征(圖4b)。正演結(jié)果與實際地震反射特征對比可見,兩者具有較好的對應(yīng)關(guān)系(圖4c)。

圖4 潮道正演模型(a)、正演剖面(b)和實際地震剖面(c)對比

3.3 沉積微相平面展布特征

根據(jù)以上分析,利用振幅和波形聚類等地震屬性,對H段、TP亞段和UI亞段地震相進行了歸類分析(圖5)。從波形聚類圖上看,北西—南東向波形相似度高,呈條帶狀展布,其中Hollin組H段紫紅色、天藍色區(qū)域分布于東部和JVNG015—LMND014以北一帶,其余區(qū)域主要為藍色、紫色(圖5a);Napo組的TP亞段紫色、黃色區(qū)域主要分布在東部,其余區(qū)域主要為磚紅色、紫紅色(圖5c);Napo組的UI亞段紫紅色、紅色、黃綠色區(qū)域集中分布在東南部和西北部,而紫色、天藍色區(qū)域分布在中部(圖5e)。在地震屬性分析的基礎(chǔ)上,結(jié)合砂地比及測井相資料落實了沉積微相平面展布特征:

1) Hollin組H段沉積時期,平面上發(fā)育3個主體潮道,其中東部主潮道發(fā)育規(guī)模較小,潮道末端發(fā)育在潮間帶;中部主潮道規(guī)模大,分支較少;西部主潮道由一系列北西走向的小潮道組成,橫向遷移快(圖5b)。

2) Napo組TP亞段的巖相古地理基本繼承了Hollin組H段的沉積格局,但是潮道發(fā)育范圍更廣。東部主潮道向潮間帶延伸距離更遠(yuǎn),中部主潮道變化不大,西部小潮道已經(jīng)相連變成了較大的潮道,發(fā)育范圍更廣(圖5d)。

3) Napo組UI亞段沉積時期,潮道萎縮。西部潮道最大,主要發(fā)育在ANNA-002—LMNH-008以南;中部潮道次之,發(fā)育在JVNB-003—JVNC-004一帶;東部潮道狹小(圖5f)。整體上看,海水從南部侵入工區(qū),潮上帶不發(fā)育;潮間帶僅發(fā)育在東部,面積小;潮下帶最發(fā)育,在平面上分為3個主潮道,走向主要為北西向。

圖5 厄瓜多爾15區(qū)塊波形聚類與沉積微相分布對應(yīng)關(guān)系a Hollin組H段波形聚類平面圖; b Hollin組H段沉積微相平面展布; c Napo組T段TP亞段波形聚類平面圖; d Napo組T段TP亞段沉積微相平面展布; e Napo組U段UI亞段波形聚類平面圖; f Napo組U段UI亞段沉積微相平面展布

4 有利沉積微相與含油性

從沉積微相描述與已鉆井結(jié)果對比看,平面上,不同沉積微相具有不同的油層厚度、含油飽和度特征。潮道微相儲層的平均滲透率為1085.9×10-3μm2,砂體厚度和油層厚度大,物性好,含油飽和度最高;潮道側(cè)積砂坪儲層的平均滲透率為864.4×10-3μm2,砂體厚度和油層厚度次之,物性好,含油飽和度較高;淺灘微相儲層的平均滲透率為690.7×10-3μm2,砂體厚度和油層厚度最小,物性較差,含油飽和度較低(圖6)。

圖6 不同沉積微相與含油性關(guān)系

縱向上,油主要分布在每期海侵早期的潮道砂內(nèi),潮道側(cè)積砂坪和水下淺灘次之。每期海侵的中期以水下淺灘和灘間泥為主,油層零星分布。

HP段位于第一次海侵早期,盡管Limonocha,Yanaquincha油田多數(shù)井于TP亞段底完井,鉆遇H段井較少,但鉆遇該段的井仍見到較好油氣顯示,如YNEC-009S1井HP段油層厚度43.0ft(圖7)。在Indillana油田鉆遇H段的井較多,平均油層厚度27.0ft,單井日產(chǎn)油1700桶/d(JVNC-004井)。

TP亞段位于第二期海侵早期,主要發(fā)育潮道和潮道側(cè)積砂坪,油層厚度在1.0～85.4ft之間,平均油層厚度為30.2ft,其中YNEA-007井TP亞段油層厚度85.2ft(圖7)。

圖7 有利沉積微相與油層關(guān)系

UI亞段位于第三次海侵早期,油層厚度在1.5～81.0ft之間,平均油層厚度為32.3ft。

TS亞段和UM,US亞段分別處于第二期、第三期海侵的中期,主要發(fā)育淺灘微相,含油分布不均勻,油層厚度小,在平面上零星分布。

總體看,沉積微相類型控制了儲層發(fā)育程度與含油氣性。

5 結(jié)論

1) 研究區(qū)為碎屑巖—碳酸鹽巖混合沉積模式,處于渾水沉積相帶的HP,HS,TP,TS,UI,UM,US亞段為緩坡型潮坪沉積環(huán)境,處于清水沉積相帶的CL,BL,AL亞段為陸棚相沉積環(huán)境。在潮坪沉積環(huán)境中,工區(qū)不發(fā)育潮上帶,潮間帶僅發(fā)育在工區(qū)東部狹小區(qū)域,潮下帶最發(fā)育;潮道、潮道側(cè)積砂坪為最有利沉積微相。

2) 有利沉積微相是控制油氣富集程度和高產(chǎn)的主要因素之一。處于海侵早期的Hollin組H段、Napo組TP亞段和UI亞段主要發(fā)育潮道、潮道側(cè)積砂坪微相,為油氣高產(chǎn)層段,處于海侵中期的Napo組TS,US,UM亞段主要發(fā)育淺灘微相,油層零星分布。

3) 已發(fā)現(xiàn)油田的Napo組TP亞段、UI亞段未鉆井的有利相帶為下一步挖潛方向,鉆至Hollin組H段的井較少,具有較大的發(fā)展空間,是下一步重點勘探開發(fā)層系。

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(編輯：戴春秋)

Sedimentary microfacies of the Hollin and Napo formation in the L-I-Y Oilfields,Oriente Basin

LIU Zhongliang1,ZHANG Chengfu1,ZHANG Yuan1,LI Qinying1,LI Qingcheng1,LIU Jun1,LI Ningchao1, CUI Qingfeng2

(1.SinopecGeophysicalResearchInstituteofZhongyuanOilfield,Puyang457001,china;2.SinopecPudongOilProductionPlantofZhongyuanOilfield,Puyang457001,china)

The Cretaceous Hollin and Napo formations are the main layers for exploration and development in the L-I-Y Oilfields (Limonocha,Indillana,and Yanaquincha Oilfields).It has been proven that sedimentary microfacies are key not only for controlling the fulfillment of exploration and development adjustment wells but also for controlling single well productivity and exploitation benefit.Based on core,well logging,and mud logging data,different types of sedimentary microfacies are identified in our study.Using seismic attributes such as waveform clustering,the seismic response of different types of sedimentary microfacies and their plane distribution characteristics are further discussed in this study.The HP and HS subsections of the Hollin formation and the TP,TS,UI,UM,and US subsections of the Napo formation are primarily deposited under a tidal flat environment,while the CL,BL,and AL subsections of the Napo Formation are primarily deposited under a shallow shelf environment.These two environments can be further divided into four subfacies and thirteen microfacies.The subtidal zone dominates the tidal flat environment,followed by the intertidal zone,and the supratidal zone,which is undeveloped.Tidal channels and sand flats are the most favorable microfacies for oil and gas accumulation and high-quality reservoir development.A favorable sedimentary microfacies well developed in the H section of Hollin formation,where only a small number of wells have been encountered so far,which makes it a significant target for future exploration.

Oriente Basin,L-I-Y Oilfield,Hollin formation,Napo formation,tidal channel,seismic attribution,waveform clustering

2016-08-26;改回日期：2017-02-21。

劉忠亮(1964—),男,高級工程師,主要從事油氣勘探開發(fā)研究工作。

張成富(1986—),男,碩士,工程師,主要從事沉積、成藏研究工作。

P631

A

1000-1441(2017)04-0581-08

10.3969/j.issn.1000-1441.2017.04.015