饒陽凹陷大王莊地區(qū)沙一上亞段河口壩結(jié)構(gòu)對油藏開發(fā)的影響

呂文睿 ，張 峰，紀友亮，周 勇，羅妮娜，張藝樓，梁星如，程煜宗

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院北京，102249；2.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3.中國石油華北油田分公司開發(fā)部，河北任丘 062552；4.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552；5.中國石油華北油田分公司第三采油廠，河北河間 062450）

0 引言

饒陽凹陷大王莊油田擁有豐富的油氣資源，前人在該區(qū)開展了層序地層學(xué)研究、物源分析、沉積演化特征及圈閉特征研究，建立了饒陽凹陷古近系各組段的三級層序地層格架［1-6］；研究了不同構(gòu)造演化階段盆地內(nèi)物源方向的差異性，認為發(fā)育來自北西向、南西向、西部方向的物源［7-11］；建立了河流—三角洲—湖泊沉積體系和沉積演化模式［2，5，12-15］，認為沙一上亞段Ⅲ，Ⅳ油組發(fā)育三角洲前緣亞相，包括水下分流河道，分流間灣和河口壩微相［9］；對饒陽凹陷古近系圈閉進行了分類和預(yù)測，指出沙河街組發(fā)育的圈閉類型主要為構(gòu)造圈閉和巖性-構(gòu)造復(fù)合圈閉，并對有利區(qū)帶進行了預(yù)測［10，16］，然而這些研究尚未解決以下問題：①局部層位的層序劃分方案存在爭議；②饒陽凹陷中南部地區(qū)不同演化階段物源方向具有差異性，不同學(xué)者對局部層位物源方向存在不同認識；③沉積相研究精度需要提高，油組級別的沉積相是優(yōu)勢相，未滿足開發(fā)需要，需要進行小層級別的沉積微相研究；④該區(qū)河口壩儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的研究程度較低，對河口壩的規(guī)模、砂體形態(tài)和疊置樣式認識淺。油田在開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)該區(qū)在沙一上亞段Ⅲ，Ⅳ油組同一斷塊同一小層內(nèi)出現(xiàn)油水界面不統(tǒng)一的現(xiàn)象，說明同一小層內(nèi)河口壩砂體不連通。河口壩內(nèi)部結(jié)構(gòu)和隔夾層的分布情況尚不明確。

利用205 口井的測井?dāng)?shù)據(jù)、152 口井的錄井?dāng)?shù)據(jù)以及21 口井巖心描述資料（包括500 余張巖心照片），繪制砂體和沉積微相圖、河口壩結(jié)構(gòu)剖面圖、油藏剖面及平面圖、沉積模式圖及油藏模式圖。在沉積微相分析的基礎(chǔ)上，對目的層河口壩砂體和內(nèi)部隔夾層結(jié)構(gòu)特征進行精細解剖，明確河口壩內(nèi)部構(gòu)型，確定該區(qū)的油藏模式，分析油水關(guān)系矛盾的原因以及河口壩內(nèi)部結(jié)構(gòu)對油藏開發(fā)的影響，為下一步油藏開發(fā)和評價提供依據(jù)。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

冀中坳陷位于我國渤海灣盆地西部，主要包括饒陽、廊固、霸縣等6 個含油凹陷［16］。其中饒陽凹陷是冀中坳陷的一個次級構(gòu)造單元，位于冀中坳陷中部，屬于典型的單斷凹陷結(jié)構(gòu)［17-24］。大王莊油田地處河北省肅寧縣，構(gòu)造上位于饒陽凹陷中部的肅寧—大王莊構(gòu)造帶南部，處于伸展構(gòu)造發(fā)育帶內(nèi)（圖1）［22-24］。本次解剖的對象為大王莊油田的留107—寧50、留485、留474、留483 等7 個位置相鄰的區(qū)塊，面積約為42 km2。其中留107 斷塊構(gòu)造相對簡單，是由東西兩側(cè)兩條斷層夾持的單斜［25-27］；寧50 斷塊構(gòu)造相對復(fù)雜，受多條小斷裂共同控制；留485 斷塊屬于被斷層復(fù)雜化的鼻狀構(gòu)造；留483 斷塊是被多條小斷層控制的背斜構(gòu)造；留477 斷塊位于留485 斷塊西北部，屬于鼻狀構(gòu)造；留474 斷塊位于留483 斷塊的南部，是被3 條斷層控制的斷塊圈閉［28］。

圖1 饒陽凹陷大王莊地區(qū)Es1 sⅢ-5 小層油藏綜合圖Fig.1 Comprehensive map of Es1 sⅢ-5 reservoir in Dawangzhuang area of Raoyang Sag

2 三角洲前緣亞相沉積特征分析

大王莊地區(qū)古近系屬于河流—三角洲沉積體系及不斷收縮的湖泊沉積。到沙一段晚期，凹陷抬升，接受廣闊的河流—三角洲沉積［7，29］。根據(jù)以往研究成果［7，29］，沙一上亞段Ⅲ，Ⅳ油組沉積的主要物源為饒陽凹陷西南部的古滹沱河水系，次要物源包括西部和南部的水系，經(jīng)北部的河間凹槽流出［1］。沉積相類型為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道、分流間灣和河口壩等微相。

2.1 沉積特征及巖電特征分析

圖2 大王莊地區(qū)三角洲前緣水下分流河道及河口壩沉積構(gòu)造特征（a）平行層理，留100 井，3 069.30 m；（b）沖刷面，留100 井，3 068.15 m；（c）泥礫，留100 井，3 068.15 m；（d）泥礫，留491 井，3 153.85 m；（e）沙紋交錯層理，寧32 井，3 068.40 m；（f）小型波狀層理，留435 井，3 569.70 mFig.2 Sedimentary structural characteristics of subaqueous distribution channels and estuary bars in the delta front of Dawangzhuang area

圖3 饒陽凹陷大王莊地區(qū)沙一上亞段三角洲前緣亞相測井曲線模板Fig.3 Logging curve template for delta front subfacies of upper Es1 in Dawangzhuang area of Raoyang Sag

大王莊地區(qū)三角洲前緣沉積亞相發(fā)育中—細砂巖、粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖，局部發(fā)育礫巖。其中水下分流河道發(fā)育灰黃色細粒長石砂巖、長石石英砂巖，在沉積構(gòu)造上發(fā)育中至大型板狀、槽狀交錯層理及平行層理［圖2（a）］，具有沖刷面［圖2（b）］，含泥礫［圖2（c）—（d）］。在GR曲線上呈鐘形或箱形［圖3（a）］。河口壩發(fā)育淺灰色細粒巖屑長石砂巖、灰色長石石英砂巖及少量泥質(zhì)粉砂巖。沉積構(gòu)造主要為沙紋交錯層理，小型波狀層理［圖2（e）—（f）］及滑塌變形等，內(nèi)含泥質(zhì)夾層。測井曲線呈齒化箱形、漏斗形，反映下細上粗的逆粒序特征［圖3（b）］。水下分流河道疊置在河口壩之上，形成壩上河沉積模式，在測井曲線上表現(xiàn)為鐘形和漏斗形［圖3（c）］。分流間灣發(fā)育一套細粒懸浮成因的灰綠色泥巖、少量粉砂巖或泥質(zhì)粉砂巖，發(fā)育浪成沙紋層理、水平層理，可見生物擾動構(gòu)造，測井曲線呈低幅鋸齒形［圖3（d）］。

2.2 砂體及沉積微相平面展布分析

在張銳鋒［23］研究成果的基礎(chǔ)上，根據(jù)巖心、測井、地震資料識別層序界面和湖泛面，建立三級層序格架。通過標準井的高精度層序劃分，結(jié)合地震合成記錄，在沙一上亞段共劃分出20 個準層序，每個準層序相當(dāng)于1 個小層。其中沙一上亞段Ⅲ，Ⅳ油組共劃分為10 個小層，厚度為8～15 m。其中Ⅲ油組劃分為6 個小層，Ⅳ油組劃分4 個小層。以第Ⅲ油組第5 小層為例，通過巖心、測井和地震的相標志，識別與劃分沉積相類型［圖4（a）］，再結(jié)合物源方向，根據(jù)砂體厚度繪制小層砂體厚度圖［圖4（b）］和小層沉積微相圖［圖4（c）］。

圖4 饒陽凹陷大王莊地區(qū)沙一上亞段砂體厚度及沉積微相圖Fig.4 Sand body thickness and sedimentary microfacies of upper Es1 in Dawangzhuang area of Raoyang Sag

在小層內(nèi)部，發(fā)育水下分流河道和河口壩等2種砂體，二者屬于連通關(guān)系。砂體平均厚度為4 m?？拷镌捶较蛏绑w厚度達到10 m，連通性強；遠離物源處，砂體厚度逐漸減?。蹐D4（b）］，砂體總體上呈寬條帶狀分布。

大王莊地區(qū)發(fā)育水下分流河道、分流間灣和河口壩等3 種微相［圖4（c）］。其中河道的寬度約為150～500 m，在靠近物源方向河道比較寬，到入湖之后，河道分叉變細。工區(qū)內(nèi)有3 條主干水下分流河道，共發(fā)育數(shù)十條規(guī)模較小的水下分流河道，每條水下分流河道都發(fā)育一條河口壩，形態(tài)不同，多呈朵狀，并疊置在一起，連片發(fā)育。寬度為900～1 250 m。

3 三角洲河口壩內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征

為了明確河口壩的內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征、隔夾層的類型及其分布特征［30］，總結(jié)三角洲前緣亞相的沉積模式，在對饒陽凹陷大王莊地區(qū)河口壩沉積特征分析的基礎(chǔ)上，選取順物源和垂直物源的2 個剖面，解剖砂體的內(nèi)部結(jié)構(gòu)和隔夾層特征，剖面位置參見圖4（c）。

選取沙一上亞段Ⅲ油組第5 小層進行頂拉平，并計算河口壩前積體的傾角。計算方法為：確定2 口井之間的水平距離a，以及2 口井前積體頂面與小層頂面的距離h1和h2，則前積體的傾角的計算公式［31］為

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3.1 順物源方向河口壩及隔夾層的結(jié)構(gòu)特征

3.1.1 河口壩結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)巖性資料、GR曲線特征刻畫河口壩、水下分流河道和泥質(zhì)隔夾層的特征。在大王莊地區(qū)沙一上亞段第Ⅲ油組第5 小層內(nèi)，在順物源方向選取11 口井建立連井剖面，井距約150～500 m。共識別了7 期河口壩，多期河口壩疊置，呈S 形前積。水下分流河道覆蓋在河口壩上面，形成“壩上河”沉積模式［圖5（a）］。在近物源端，單一河口壩長度為580～1500 m，厚度為4～8 m，規(guī)模較大。水下分流河道具有水動力強，規(guī)模大的特征；在三角洲進積過程中，伴隨湖平面下降，水下分流河道會下切河口壩，且程度較大。水下分流河道分叉少，數(shù)量總體較少，在近物源端僅切過一條水下分流河道［圖5（a）］。

在距物源中端處，河口壩砂體的數(shù)量較近物源端增多，但規(guī)模與其相比要小。單一河口壩長度為530～720 m，厚度為2～6 m，不同期次河口壩在壩緣處相連。由于水動力相對減弱，此處水下分流河道規(guī)模也較靠近物源端減小，水下分流河道下切河口壩程度降低，水下分流河道分叉變多，數(shù)量增多。在距物源遠端處，河口壩規(guī)模變小，數(shù)量較多，一共發(fā)育3 期。不同期次河口壩之間有些是孤立存在，有些在壩緣處相連。單一河口壩長度為170～350 m，厚度約1～4 m。水下分流河道不斷分叉，數(shù)量增多，規(guī)模達到最小，水動力最弱，攜帶的沉積物以細粒的粉砂質(zhì)泥巖和泥巖為主。

3.1.2 泥質(zhì)隔夾層結(jié)構(gòu)特征

在對河口壩結(jié)構(gòu)分析的基礎(chǔ)上，對同一條順物源剖面的隔夾層特征進行分析［圖5（a）］。①識別隔夾層：根據(jù)巖性資料，隔夾層主要為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖；在巖電特征上，GR曲線可見回返現(xiàn)象，自然電位曲線也可見回返現(xiàn)象，或幅度差變小的現(xiàn)象。②對該剖面［圖5（a）］上的每一口井進行隔夾層的識別和劃分。并根據(jù)野外露頭測量資料，隔夾層傾角為0.4°～3.0°，在順物源剖面上呈S 形前積，據(jù)此，刻畫出剖面上泥質(zhì)隔夾層的分布形態(tài)［圖5（a）］。部分泥質(zhì)位于不同期次河口壩之間，是由于湖泛時間較長或者河口壩擺動到其他位置形成的，其厚度和規(guī)模較大，延伸距離可達到一個注采井距之上，屬于“隔層”，在河口壩頂部較薄，在底部較厚，而有些泥質(zhì)位于河口壩內(nèi)部，厚度和規(guī)模均較小，延伸距離小于一個注采井距，屬于“夾層”。

在靠近物源端，泥質(zhì)隔夾層厚度為0.6～1.6 m（表1），主要為不同期次河口壩頂部的“隔層”，厚度分布不均勻，局部發(fā)育薄的泥質(zhì)“夾層”。在距物源中端處，發(fā)育多期河口壩，也存在多期泥質(zhì)隔夾層，厚度為0.4～1.8 m（表1），既有位于河口壩間的“隔層”，也有位于河口壩內(nèi)部的“夾層”。在最遠端，隔夾層的厚度為0.3～1.7 m（表1），河口壩間的“隔層”數(shù)量增多，但規(guī)模變小，而在河口壩內(nèi)部的泥質(zhì)“夾層”數(shù)量增多的同時，規(guī)模也變大。

表1 饒陽凹陷大王莊地區(qū)Es1 sⅢ-5 泥質(zhì)隔層和泥質(zhì)夾層厚度Table 1 Thickness of muddy barriers and interbeds of Es1 sⅢ-5 in Dawangzhuang area of Raoyang Sag m

3.2 垂直物源方向河口壩及隔夾層的結(jié)構(gòu)特征

在沙一上亞段第Ⅲ油組第5 小層內(nèi)，在垂直物源方向選擇9 口井建立連井剖面［圖5（b）］，剖面位置參見圖4（c）。

在剖面上共識別出5 個孤立的河口壩［圖5（b）］，具有底平頂凸的形態(tài)，中間厚度較大，約為22～87 m，向兩側(cè)厚度逐漸減薄。不連通的河口壩是由不同的水下分流河道所控制，水下分流河道具有頂平底凸的形態(tài)。有些河口壩之間的距離比較遠，尤其是Ⅰ號和Ⅱ號河口壩之間為水下分流間灣泥質(zhì)，由不同的主干水下分流河道控制。有些河口壩之間的距離小，在邊緣處疊置在一起，如Ⅱ號、Ⅲ號和Ⅳ號河口壩，屬于同時期沉積的河口壩。其中Ⅳ號河口壩的長寬比最大。

垂向上發(fā)育多期河口壩，砂體彼此間不連通。不同井區(qū)發(fā)育的期次各不相同，在L107井區(qū)，由于河道在遠端不斷分叉改道，因此只鉆遇了一期河口壩（Ⅰ號河口壩），而在L477 井和L483 井處，則鉆遇了3～4 期河口壩（Ⅱ—Ⅴ號河口壩）。

不同期次河口壩之間發(fā)育泥質(zhì)“隔層”，厚度為1～4 m，而同一期次河口壩內(nèi)部也發(fā)育一定的泥質(zhì)“夾層”，對應(yīng)于GR曲線上的回返現(xiàn)象。泥質(zhì)夾層分布規(guī)模不等，在Ⅲ號河口壩內(nèi)部發(fā)育規(guī)模很大的泥質(zhì)夾層，而其他河口壩內(nèi)部的泥質(zhì)夾層較薄，規(guī)模較小。

3.3 三角洲前緣亞相沉積模式分析

在對大王莊地區(qū)河口壩及泥質(zhì)隔夾層內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征分析的基礎(chǔ)上，建立三角洲前緣亞相的沉積模式（圖6）。

研究區(qū)三角洲前緣亞相發(fā)育水下分流河道，河口壩和分流間灣等3 種微相。水下分流河道在靠近物源方向為水動力較強、寬度較大的主干河道。在向前延伸過程中，水下分流河道不斷分叉改道，水動力減弱，河道變窄。在剖面上（圖6），水下分流河道表現(xiàn)為頂平底凸的形態(tài)。

河口壩為水下分流河道入湖時卸載沉積物形成的舌狀砂體。由于水下分流河道不斷進積，形成多期河口壩，呈疊瓦狀分布在河道兩側(cè)。湖平面上升時，河口壩間形成泥質(zhì)隔層（圖6）。在順物源剖面上，河口壩呈S型側(cè)向疊置前積，在靠近水下分流河道處，河口壩砂體間的泥質(zhì)隔層較薄，而在河口壩底部，泥質(zhì)隔層厚度越來越大。前積體具有一定的傾角，為0.4°～0.6°。在垂直物源剖面上，河口壩表現(xiàn)為底平頂凸的形態(tài)，垂向上發(fā)育多期河口壩。在單一河口壩內(nèi)部，存在薄層泥巖作為夾層。

圖6 大王莊地區(qū)三角洲前緣亞相沉積模式Fig.6 Sedimentary model of delta front subfacies in Dawangzhuang area

4 三角洲前緣河口壩結(jié)構(gòu)對油藏開發(fā)的控制作用

對饒陽凹陷大王莊地區(qū)三角洲前緣亞相進行油藏特征解剖，在第Ⅲ油組第5 小層的沉積微相圖上，根據(jù)構(gòu)造特征和每一口井的試油數(shù)據(jù)、有效厚度數(shù)據(jù)，確定油水界面和含油邊界，繪制含油面積圖（參見圖1）。從圖1（c）中可以看出，受巖性和構(gòu)造因素共同控制，工區(qū)存在3 種類型的油藏：巖性油藏、構(gòu)造油藏和巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏（圖7）。河口壩之間發(fā)育泥質(zhì)隔層，將圈閉分隔開，形成具有不同油水界面的油藏（參見圖1）。在工區(qū)內(nèi)選擇一條順物源方向，2 條垂直物源方向的剖面，進行剖面上油藏特征的解剖，分析河口壩和隔夾層特征對油藏開發(fā)的控制作用。

圖7 饒陽凹陷大王莊地區(qū)沙一上亞段油藏模式圖Fig.7 Reservoir model of upper Es1in Dawangzhuang area of Raoyang Sag

4.1 順物源剖面油藏結(jié)構(gòu)分析

該剖面（參見圖1）構(gòu)造特征為西南高，北東低，發(fā)育2 個小型背斜構(gòu)造，L485 井為構(gòu)造最高點，斷層發(fā)育較少。根據(jù)單井的試油數(shù)據(jù)確定油水界面，繪制油層和水層的分布特征。從圖1 中可以看出，除了受上傾方向斷層控制的斷鼻油藏外，還有受巖性控制的上傾尖滅油藏。同一小層內(nèi)發(fā)育多個河口壩單砂體（參見圖1），單砂體間的泥質(zhì)隔層控制著油藏的分布，不同的單砂體具有不同的油水界面。對于同一河口壩單砂體內(nèi)部的泥質(zhì)夾層，由于其厚度薄，規(guī)模小，不影響砂體的連通性。該剖面油氣主要集中在西南部，在東北部發(fā)育多套水層。

4.2 垂直物源剖面油藏結(jié)構(gòu)分析

（1）過L427 井—L70-71 X 井油藏剖面

此剖面西南低，北東高，發(fā)育2 個小型背斜構(gòu)造及多條斷層［圖8（a）］，L70-80 井為本剖面的最高點。由于斷層數(shù)量較多，本剖面發(fā)育多個斷鼻構(gòu)造油藏，斷層作為油氣的隔擋，使得斷層兩側(cè)發(fā)育不同的油水層。垂向上，多期河口壩疊置，泥質(zhì)隔層將其分開，同一單井的不同期次砂體發(fā)育不同的油水層（L70-270 井），對于油水同層的砂體，不同期次單砂體具有不同的油水界面（L70-26 井）。單砂體內(nèi)部薄層的泥質(zhì)夾層并不影響砂體的連通性。

（2）過L111 井—L70-418 X 井油藏剖面

在工區(qū)的南部又選擇一條垂直物源方向的剖面，該剖面發(fā)育一個向斜構(gòu)造，西南和北東方向高，中部地勢低。L70-151 井位于本剖面構(gòu)造最低點［圖8（b）］。油藏受斷層和河口壩之間隔層共同控制。該剖面砂體延伸較廣，同一單砂體內(nèi)具有高處產(chǎn)油，低處產(chǎn)水的正常油水關(guān)系，而垂向上被隔層隔開的不同河口壩單砂體發(fā)育不同的油水界面。

4.3 油藏模式分析

沙一上亞段Ⅲ、Ⅳ油組沉積時期，大王莊地區(qū)的儲集層為三角洲前緣亞相發(fā)育的水下分流河道和河口壩砂體，分布范圍比較廣，二者屬于連通關(guān)系；烴源巖是沙一下亞段的湖泊泥巖；蓋層為上覆的沙一上亞段泥巖，屬于下生上儲的生儲蓋組合模式［10］。在沉積過程中，水下分流河道覆蓋在河口壩之上，河口壩在前積過程中發(fā)育隔層，隔層將砂體分隔開，形成不同的圈閉。在成藏過程中，受構(gòu)造因素和巖性因素控制，油氣進入圈閉中，由于泥質(zhì)隔層的隔檔，泥質(zhì)隔層兩側(cè)的儲集層具有不同的油水界面（參見圖7）。

5 結(jié)論

（1）饒陽凹陷大王莊地區(qū)沙一上亞段Ⅲ，Ⅳ油組發(fā)育三角洲前緣亞相，包括水下分流河道、河口壩和分流間灣沉積微相，河口壩和水下分流河道砂體屬于連通關(guān)系，順著物源到入湖處，砂體厚度逐漸減薄。河口壩之間發(fā)育泥質(zhì)隔層，厚度較大；河口壩內(nèi)部發(fā)育泥質(zhì)夾層，厚度較薄。

（2）在順物源剖面上，共發(fā)育7 期河口壩，呈S形前積；水下分流河道疊覆在河口壩之上，形成“壩上河”沉積模式。在近物源端，水下分流河道水動力強，水下分流河道下切河口壩程度大；河口壩數(shù)量少，規(guī)模大；泥質(zhì)隔層厚度較小。在遠離物源端，河道水動力降低，數(shù)量增多；河口壩規(guī)模增大；河口壩之間的泥質(zhì)隔層和內(nèi)部夾層數(shù)量均增多。

（3）在垂直物源剖面上，一共劃分為5 個孤立的河口壩，具有底平頂凸的形態(tài)，中間厚度較大，兩側(cè)厚度逐漸減薄。不同河口壩由不同的水下分流河道控制，具有頂平底凸的形態(tài)。垂向上發(fā)育多期河口壩，不同期砂體間不連通。河口壩之間和內(nèi)部發(fā)育的泥質(zhì)隔夾層對應(yīng)于GR曲線上的回返現(xiàn)象。

（4）對饒陽凹陷大王莊地區(qū)油藏特征進行平面和剖面上的解剖，并建立油藏模式。不同期次河口壩砂體之間發(fā)育泥質(zhì)隔層作為隔擋，使隔層兩側(cè)的儲集層具有不同的油水界面，屬于2 套油水系統(tǒng)，而河口壩內(nèi)部夾層厚度薄，規(guī)模小，并不影響連通性。