坨11井區(qū)南沙二段8砂組河口壩砂體巖相組合識別及對儲層的控制作用

陳德坡，方惠京，王 軍，徐懷民，程 磊，李靜雯，崔日隨

（1.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；3.中國石油大學（北京）地球物理與信息工程學院，北京102249；4.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營257000）

中高滲透砂巖油藏經(jīng)數(shù)十年的注水開發(fā)，相繼進入特高含水后期，產(chǎn)量逐漸降低［1-5］，并在局部區(qū)域發(fā)育強吸水、低驅(qū)替效率的高耗水帶。而高耗水帶受儲層非均質(zhì)性和射孔位置影響，僅形成于單砂體的某一特定位置［6-9］，故單砂體級別的地質(zhì)分析已難以滿足特高含水后期油藏的綜合治理需求，而該類油藏中仍有可觀剩余油儲量可以挖潛［10-12］，故需將開發(fā)地質(zhì)表征單元細化至單砂體內(nèi)的巖相組合，這有利于厘清單砂體內(nèi)儲層質(zhì)量的變化規(guī)律及其對流體滲流的影響。巖相是沉積相分析的子單元，其強調(diào)巖性和層理樣式的特征，各類巖相形成于亞環(huán)境或微環(huán)境中能量存在差異的部位；巖相組合單元可以類比于層序地層單元中的紋層組級別、開發(fā)地層單元的韻律層級別和儲層構型單元中的9級構型級別［13］。在露頭區(qū)沉積特征的解剖中，TURNER等依據(jù)巖性和層理特征，將英國東部石炭系Table砂巖劃分為細砂巖波狀層理等7類巖相類型，并根據(jù)巖相的垂向序列總結巖相組合類型，據(jù)此來分析沉積特征［14］；陳彬滔等基于大同盆地云崗組露頭的巖相體，分析了辮狀河構型單元物性規(guī)律和非均質(zhì)特征［15-16］。在地下儲層地質(zhì)分析中，張順等綜合利用巖心描述、地球化學測試等資料對中國東部斷陷湖盆細粒沉積進行了巖相類型劃分［17］，曹志民等嘗試利用機器學習方法對常規(guī)儲層巖相進行測井識別［18］。在非常規(guī)儲層的研究中，地質(zhì)分析單元已經(jīng)普遍達到巖相級別［19-23］，而常規(guī)砂巖儲層中的巖相及巖相組合也對儲層物性和流體滲流特征具有明顯地控制作用，巖相組合的識別和模式的建立對特高含水后期的中高滲透砂巖油藏剩余油挖潛意義重大。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

勝坨油田位于濟陽坳陷東營凹陷北部陳南—勝北區(qū)帶，是一個受近EW走向的陳南鏟式正斷層的派生斷層控制形成的逆牽引背斜構造油藏，由12條主要斷層分割成勝一區(qū)、勝二區(qū)和勝三區(qū)，坨11井區(qū)南油藏位于勝三區(qū)穹窿背斜構造南翼的斷裂帶。沙二段8砂組是坨11井區(qū)南油藏重要的含油層系，砂體疊合連片，儲層平均孔隙度約為29.8%，平均滲透率約為692.4 mD，油藏南邊與邊水相連，含水率約為98%，屬于典型的特高含水后期中高滲透砂巖斷塊油藏。

2 巖相組合類型及測井識別

2.1 巖相組合類型及其特征

坨11井區(qū)南沙二段8砂組為三角洲前緣亞相，主要發(fā)育河口壩微相，河口壩砂體整體呈反旋回特征，但單砂體內(nèi)部在巖性和層理特征上仍存在差異，基于研究區(qū)巖心和三角洲前緣河口壩露頭的巖相分析，將河口壩砂體分為粉砂巖塊狀層理巖相、細砂巖交錯層理巖相、細砂巖平行層理巖相、中砂巖交錯層理巖相等10種巖相單元，其中粉砂巖交錯層理巖相、細砂巖交錯層理巖相在研究區(qū)最為常見。

由于不同層理類型在非取心井上難以找到顯著的常規(guī)測井響應差異，基于巖心描述，分析不同巖相單元在垂向上的發(fā)育情況，認為研究區(qū)共發(fā)育15種巖相垂向序列。以巖性為主要變量將河口壩砂體分為壩主體Ⅰ—Ⅳ共4類巖相組合類型（圖1）。壩主體Ⅰ巖相組合形成于三角洲前緣朵葉體的中部—近岸部位的強水動力環(huán)境，沉積物以中砂巖為主，發(fā)育大型交錯層理，局部塊狀層理和平行層理發(fā)育，砂體呈反旋回特征；共發(fā)育3種巖相垂向序列，常見的為細砂巖平行層理-中砂巖交錯層理-中砂巖塊狀層理巖相垂向序列，GR和SP曲線為漏斗型，微電極曲線向上幅度差增大；穩(wěn)定水動力時期壩主體Ⅰ內(nèi)可能只存在中砂巖交錯層理單一巖相。壩主體Ⅱ巖相組合形成于三角洲前緣朵葉體中部的中等—強水動力環(huán)境，為壩主體中最常見的巖相組合類型，沉積物以細砂巖為主，各類規(guī)模交錯層理、平行層理和塊狀層理均有發(fā)育，砂體呈反旋回特征；共發(fā)育4種巖相垂向序列，常見的為粉砂巖塊狀層理-細砂巖交錯層理-細砂巖平行層理-中砂巖交錯層理巖相序列，GR和SP曲線表現(xiàn)為齒化漏斗型，微電極幅度差較壩主體Ⅰ減??；穩(wěn)定水動力時期壩主體Ⅱ內(nèi)可能只存在細砂巖交錯層理單一巖相。壩主體Ⅲ巖相組合形成于三角洲前緣朵葉體中部與側(cè)緣相對弱水動力環(huán)境，沉積物以粉砂巖為主，發(fā)育交錯層理和塊狀層理沉積構造，砂體呈反旋回或復合旋回特征；共發(fā)育4種巖相垂向序列，常見的為粉砂巖塊狀層理-粉砂巖交錯層理-細砂巖交錯層理巖相序列，GR和SP曲線嚴重齒化。壩主體Ⅳ巖相組合形成于三角洲前緣朵葉中部與壩緣的弱水動力位置，沉積物以泥質(zhì)粉砂巖為主，發(fā)育交錯層理、塊狀層理和生物擾動，砂體呈反旋回或復合旋回特征；共發(fā)育4種巖相垂向序列，常見的為泥質(zhì)粉砂巖塊狀層理-泥質(zhì)粉砂巖交錯層理-細砂巖交錯層理-粉砂巖塊狀層理巖相序列，微電極曲線幅度差較小，發(fā)育生物擾動（圖1）。壩主體Ⅱ巖相組合為研究區(qū)最重要的巖相組合類型，在取心段中占比達70.5%；壩主體Ⅳ巖相組合中儲層物性相對較差，多表現(xiàn)為單砂體內(nèi)的夾層。

圖1 坨11井區(qū)南沙二段8砂組河口壩砂體巖相組合類型特征Fig.1 Featureof different mouth sand bar lithofacies combination in No.8 sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11 area

2.2 巖相組合類型的測井識別

巖相組合類型的定量評價方法涉及到巖性、物性等多項內(nèi)容，而每項包含多個測井參數(shù)，這些參數(shù)對儲層巖相組合類型的合理劃分具有十分重要的意義。巖相組合類型的測井定量識別是在優(yōu)選測井參數(shù)的基礎上，對這些參數(shù)進行綜合評價，得到一個綜合評價指標，據(jù)此對巖相組合類型進行識別［24］。而灰色關聯(lián)分析法是根據(jù)因素之間發(fā)展趨勢的相似或者相異程度來衡量各因素間關聯(lián)程度的一種方法［25-27］。將其應用于對巖相組合類型較為敏感的優(yōu)選測井參數(shù)的分析過程，計算出不同測井參數(shù)之間灰色關聯(lián)度，獲得巖相測井評價的綜合參數(shù)，實現(xiàn)測井巖相組合定量識別，具體分為7個步驟。

第一步，確定參考序列與比較序列。為從數(shù)據(jù)信息的內(nèi)部結構上分析被評判事物與其影響因素之間的關系，必須用某種數(shù)量指標定量化反映被評判事物的性質(zhì)［28］。這種按一定順序排列的數(shù)量指標，稱為關聯(lián)分析的參考序列，記為：

子序列又稱比較序列，是決定或影響被評判事物性質(zhì)的各子因素數(shù)據(jù)的有序排列［29］，考慮主因素的m個子因素，則有比較序列：

對測井數(shù)據(jù)整理后選取曲線，參考序列選用GR；比較序列包括ΔSP（自然電位歸一化幅度差），Rt（4米梯度電極系電阻率），Δ|ML|，AC，確定參考序列與比較序列，獲得的原始數(shù)據(jù)矩陣為：

第二步，對所有測井曲線數(shù)列進行無量綱化處理。由于系統(tǒng)中各測井參數(shù)的物理意義不同，數(shù)據(jù)的量綱也不同，因此，要消除原始數(shù)據(jù)量綱，并轉(zhuǎn)換為可比較的數(shù)據(jù)列。進行均質(zhì)化變換為：

第四步，求取差序列矩陣元素的最大值和最小值。所有差序列所組成矩陣的元素的最大值和最小值，即求出所有比較序列各個深度點絕對差值中的最大值和最小值，因為比較序列均相互交互，所以Δmin一般取0。第五步，求關聯(lián)度。參考序列與比較序列的關聯(lián)系數(shù)為：

在灰色關聯(lián)系數(shù)基礎上進一步求出灰色關聯(lián)度。所謂關聯(lián)程度，實質(zhì)上是曲線間幾何形狀的差別程度。因為關聯(lián)系數(shù)是比較序列與參考序列曲線中各點的關聯(lián)程度的值，所以有必要將各點的關聯(lián)系數(shù)集中為一個值，作為比較序列與參考序列間關聯(lián)程度的表示［29］。而各比較因素與參考因素之間的關聯(lián)度為：

通過（9）式，獲得巖相組合識別參數(shù)的關聯(lián)度序列為（-0.334，0.394，0.089，0.067，0.116）

第六步，通過灰色關聯(lián)分析法，得到巖相組合類型識別的綜合評價指數(shù)為：

第七步，確定研究區(qū)儲層巖相組合定量識別標準。通過以上巖相組合類型的綜合評價指數(shù)計算，利用GR-Ie交會圖確定儲層巖相組合類型定量識別圖版（圖2），其中壩主體Ⅰ巖相組合類型的常規(guī)測井解釋標準為GR＜56且Ie＞0.46，壩主體Ⅱ的解釋標準為56＜GR＜76且0.2＜Ie＜0.55，壩主體Ⅲ的解釋標準為69.5＜GR＜80且0＜Ie＜0.2，壩主體Ⅳ的解釋標準為GR＞80且Ie＜0，從而實現(xiàn)單井常規(guī)測井資料的巖相組合定量解釋。

圖2 坨11井區(qū)南沙二段8砂組河口壩砂體巖相組合測井識別圖版Fig.2 Logging interpretation plate of different mouth sand bar lithofaciescombination in No.8 sand group of thesecond member of Shahejie Formation in the south of Tuo11 area

3 河口壩砂體巖相組合模式

3.1 復合砂體巖相組合模式

坨11井區(qū)南沙二段8砂組復合砂體對應開發(fā)上的小層級次，單砂體對應單層級次，基于層次約束的沉積儲層分析思路，綜合巖心、測井響應特征進行復合砂體巖相組合模式分析，進而約束單砂體巖相組合模式分析。不同期次的河口壩沉積形成垂向上的多期壩體堆砌，同期多支分流河道向不同區(qū)域的物源供給形成側(cè)向上的多個壩體疊置，據(jù)研究區(qū)測井解釋圖版（圖2）解釋的單井上巖相組合為分析單元，認為研究區(qū)河口壩復合砂體發(fā)育7種平面巖相組合模式和5種垂向巖相組合模式。

河口壩體近岸一側(cè)發(fā)育分流河道，順物源方向由河道砂體過渡為河口壩砂體，發(fā)育分流河道-壩后-壩主體Ⅱ巖相組合模式（圖3a）和分流河道-壩主體Ⅰ-壩主體Ⅱ模式（圖3b），由于該處為分流河道向湖盆延伸最遠位置，故分流河道砂體粒度偏細，多為粉砂巖，沉積構造以槽狀交錯層理和塊狀層理為主；垂直物源方向發(fā)育典型的壩上河模式，壩體被分流河道下切，形成壩主體Ⅱ-分流河道-壩主體Ⅱ巖相組合模式（圖3c）和壩主體Ⅱ-分流河道-壩主體Ⅰ模式（圖3d），壩上河與河口壩間一般存在沖刷界面，壩上河砂體粒度相對粗，多為中砂巖和細砂巖，發(fā)育典型的正韻律，對應巖性測井曲線呈鐘形。在壩體邊部，側(cè)向疊置的壩體接觸關系有同期不同壩體的壩緣相互疊置（圖3e）和壩主體相互疊置（圖3f,3g）類型。在壩緣疊置模式（圖3e）中不同壩體間疊置厚度較小，疊置位置沉積物粒度偏細，常見粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖；供源河道橫向擺動距離小則形成壩主體疊置模式（圖3f,3g），其不同壩體間疊置厚度較大，疊置處主要發(fā)育細砂巖。

不同期次砂體在垂向上都以隔層分隔，隔層以原生沉積型的泥質(zhì)滲流屏障為主，局部發(fā)育物性隔層，其巖性以粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主。基于井上巖相組合解釋及其垂向序列的分析，研究區(qū)常見的河口壩復合砂體垂向巖相組合模式包括壩主體Ⅱ-隔層-壩主體Ⅲ（ST3-9-258井，圖3h）和壩主體Ⅱ-隔層-壩主體Ⅱ（ST3-10X357井，圖3i）模式，其多發(fā)育于河口壩朵葉體中部區(qū)域，以及壩主體Ⅱ-隔層-分流河道（ST3-9XN210井，圖3j）、分流河道-隔層-壩主體Ⅱ（ST3-10C288井，圖3k）和壩主體I-隔層-壩主體Ⅱ（ST3-10-240井，圖3l）垂向巖相組合模式，其多發(fā)育于河口壩朵葉體近岸區(qū)域。

3.2 單砂體巖相組合模式

河口壩復合砂體可基于砂體間夾層進一步劃分為多個單砂體，單砂體的沉積作用受物源供給和可容空間影響，在河口處的沉積物搬運、沉積速率有所差異，湖浪改造作用程度亦不同，故研究區(qū)河口壩單砂體在側(cè)向和垂向上分別發(fā)育了6種和4種巖相組合模式。

單砂體在順物源方向巖相組合類型一般表現(xiàn)為由高能環(huán)境向低能環(huán)境的沉積過渡，如河口壩朵葉體遠岸部位發(fā)育的壩主體Ⅲ-壩主體Ⅳ巖相組合模式（圖3n）和其中部發(fā)育的壩主體Ⅰ-壩主體Ⅲ模式（圖3p），若在河口壩體近岸部位有明顯的壩后發(fā)育，則存在壩后-壩主體Ⅱ-壩主體Ⅲ巖相組合模式（圖3q）和壩后-壩主體Ⅰ-壩主體Ⅱ模式（圖3r），這類單砂體平面巖相組合模式中沉積物粒度總體呈向湖盆方向變細的趨勢；在河口壩朵葉體近岸部位還發(fā)育局部順物源向高能環(huán)境過渡的壩主體Ⅱ-壩主體Ⅰ模式（圖3o）；沉積時期湖盆水動力相對穩(wěn)定期形成的規(guī)模較大的單砂體中，發(fā)育壩主體Ⅱ單一巖相組合模式（圖3m），該類儲層的非均質(zhì)性弱且孔滲條件較好。

單砂體內(nèi)局部發(fā)育夾層，夾層類型以泥質(zhì)和物性夾層為主，也存在少量鈣質(zhì)夾層。單砂體內(nèi)局部發(fā)育的壩主體Ⅳ巖相組合即為單砂體內(nèi)的夾層，夾層分割的巖相組合類型一般上部為偏高能環(huán)境，基于單砂體的井上巖相組合垂向序列分析，研究區(qū)常見的河口壩單砂體垂向巖相組合模式有壩主體Ⅱ-夾層-壩主體Ⅱ（ST3-10-240井，圖3s）、壩主體Ⅱ-夾層-壩主體Ⅰ（ST3-9XN238井，圖3t）、壩主體IV-夾層-壩主體Ⅲ（ST3-8-217井，圖3u）和壩主體Ⅲ-夾層-壩主體Ⅱ（ST3-8-248井，圖3v）4種。

4 巖相組合對儲層和流體滲流的控制作用

壩主體Ⅰ—Ⅲ巖相組合均為中高孔高滲透儲層，但其在相滲特征上表現(xiàn)出明顯的滲流差異。由不同巖相組合的歸一化相滲曲線（圖4a）可知，壩主體Ⅰ和Ⅱ巖相組合的油相相滲高于壩主體Ⅲ，故前兩者的驅(qū)油效果好于壩主體Ⅲ，壩主體Ⅱ巖相組合的殘余油飽和度僅為20.9%，而壩主體Ⅲ為26.5%（圖4b）。壩主體Ⅱ巖相組合的水相滲透率明顯高于其他類型，進入特高含水后期水相優(yōu)先在壩主體Ⅱ巖相組合內(nèi)滲流，其殘余油飽和度條件下的水相滲透率也最高（圖4b），即壩主體Ⅱ巖相組合發(fā)育的部位最易形成高耗水帶。

圖4 坨11井區(qū)南沙二段8砂組河口壩砂體巖相組合的相滲特征Fig.4 Relative permeability characteristicsof different mouth sand bar lithofaciescombination in No.8 sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11 area

高耗水帶一般只在單砂體的某一特定位置發(fā)育，故針對單砂體進行巖相組合的細分能夠更準確的確定高耗水帶的分布范圍。從巖相組合模式來看，位于朵葉體中部的壩主體Ⅱ巖相組合最易形成高耗水帶（圖3m），而在單砂體內(nèi)的壩主體Ⅰ-壩主體Ⅱ巖相組合模式中注入水也可能優(yōu)先在相對遠岸的壩主體Ⅱ位置形成高耗水帶（圖3o），在垂向上，較低的夾層密度和頻率難以抑制特高含水后期高耗水帶的形成，高耗水帶垂向上的位置多與壩主體Ⅱ發(fā)育位置對應。高耗水帶的展布在空間上不僅限于單砂體內(nèi)，且能跨過連通性好的復合砂體在砂體間發(fā)育，壩主體Ⅱ-壩主體Ⅱ疊置模式中砂體間無隔擋（圖3f），高耗水帶最易在該模式的復合砂體中形成。

5 結論

特高含水后期中高滲透砂巖油藏內(nèi)存在高耗水帶，且高耗水帶一般僅出現(xiàn)在單砂體的局部位置，以巖心、巖相為基礎，以壩主體Ⅰ—Ⅳ巖相組合類型分析單元，能夠提高開發(fā)地質(zhì)研究精度，且?guī)r相組合在灰色系統(tǒng)理論建立的常規(guī)測井解釋圖版上能夠準確區(qū)分。坨11井區(qū)南沙二段8砂組河口壩復合砂體和單砂體內(nèi)部發(fā)育多種巖相組合模式，考慮靜態(tài)地質(zhì)因素，復合砂體間高耗水帶易在壩主體Ⅱ-壩主體Ⅱ疊置模式中發(fā)育，單砂體內(nèi)高耗水帶易在單一壩主體Ⅱ巖相組合中的朵葉體中部形成，垂向上壩主體Ⅱ巖相組合區(qū)域較易形成高耗水帶。

符號解釋：{——參考序列；t——序列序數(shù)；n——序列長度；(i)}——比較序列；i——序列號；m——序列數(shù)；(0)——GR序列；(1)——ΔSP序列；(2)——Rt序列(3)——Δ|ML|序列；(4)—— AC序列(i)——經(jīng)均質(zhì)化變換后的第i類序列；Δt(i , 0)——第i類比較序列與參考序列的絕對差值；Δmax——所有差序列元素的最大值；Δmin——所有差序列元素的最小值；Lt(i , 0)——關聯(lián)系數(shù)；ρ——分辨系數(shù)，其目的是削弱最大絕對差數(shù)值太大而失真的影響，提高關聯(lián)系數(shù)之間的差異顯著性，一般情況下取值為0.1～0.5；ri——關聯(lián)度，關聯(lián)度越大，則該比較序列與參考序列的變化趨勢越相似；Ie——綜合評價指數(shù)；GR——參考數(shù)列；ΔSP，Rt，Δ|ML|，AC等——比較序列。