渤海灣盆地秦皇島32-X油田決口扇儲層的沉積特征與區(qū)分標(biāo)準(zhǔn)

陳薪凱，陳 程，汪 虎,2

(1.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)，北京 100083；2.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

0 引 言

決口扇作為曲流河儲層的重要組成部分，有著極大的開發(fā)潛力[1-3]，但過去對河流相儲層的研究主要集中在心灘或點壩[4-8]，僅少數(shù)學(xué)者對決口水道的沉積特征與決口扇儲層的開發(fā)潛力做過單獨研究[2-3,9]，大多將決口扇作為河流相儲層當(dāng)中的一種微相而簡單帶過[9]。近年來，國外的地質(zhì)工作者加大了對決口扇沉積的研究力度：Smith[10]、Perez[11]、Donselaar[12]等通過對現(xiàn)代沉積的調(diào)研，簡述了決口扇的沉積特征，并建立了決口扇的演化模式；Burns[13]、Gulliford[14]等通過對決口扇古代露頭的精細(xì)描述與統(tǒng)計，建立了在野外定性識別決口扇沉積的初步標(biāo)準(zhǔn)；Toorenenburg等[1]基于決口扇露頭的砂體疊置關(guān)系，建立了控制決口扇切割疊置的演化方式。這些研究[1-3,10-14]極大地豐富了決口扇理論，但其主要集中在現(xiàn)代沉積或古代露頭，缺乏對油藏范圍內(nèi)決口扇沉積特征與儲層物性的深入研究。在渤海灣盆地，周連德等[15]對渤中34-X油田北塊的研究表明，該區(qū)域復(fù)合決口扇累計厚度可達10.0 m以上，具有極大的經(jīng)濟潛力與開發(fā)價值。此外，前人對渤海灣盆地儲層物性的研究主要集中在古近系儲層[16-17]，缺乏對明下段儲層物性特征分析討論。為深入調(diào)研這一研究較少但潛力極大的潛在儲層，以渤海灣盆地秦皇島32-X油田為例，利用巖心、薄片、測井、分析化驗數(shù)據(jù)，主要研究內(nèi)容如下：①對研究區(qū)決口扇的粒度、分選、磨圓、巖相、成因序列、三維展布等沉積特征進行分析比較，并建立定性識別與對比標(biāo)準(zhǔn)；②通過巖電圖版建立決口扇的定量識別與對比標(biāo)準(zhǔn)；③對決口扇的儲層物性進行統(tǒng)計，并與其他沉積微相進行對比討論。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

秦皇島32-X油田位于渤中凹陷石臼坨凸起中西部(圖1)，被秦南、南堡、渤中三大凹陷環(huán)繞[18-20]，面積約為44 km2，含有豐富的油氣資源[21]。鉆井結(jié)果顯示，地層由下至上依次為元古界、太古界、古生界、中生界，上覆新生界古近系東營組及新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組[18]。其中，明化鎮(zhèn)組為此次研究區(qū)的主要層段，前人認(rèn)為該層段以曲流河沉積為主[21-22]，但前人的研究主要集中在點壩與廢棄河道[21-22]，尚未對研究區(qū)決口扇儲層進行詳細(xì)探討。

圖1 秦皇島32-X油田區(qū)域地質(zhì)概況(據(jù)文獻[19-20]有改動)Fig.1 Regional geological survey of QHD 32-X Oilfield (Modified from references[19-20])

2 決口扇的沉積特征與相標(biāo)志

2.1 結(jié)構(gòu)特征

2.1.1 高懸移質(zhì)、低斜率的概率累積曲線

由于決口扇多形成于洪水事件，決口扇形成過程中流體攜帶大量泥沙從主河道溢出，泥沙混雜，且沉積物快速堆積，導(dǎo)致決口扇中顆粒的粒度與分選性要遠(yuǎn)差于河道內(nèi)的點壩(圖2)。與點壩相比，研究區(qū)決口扇的概率累積曲線具有以下特征：①決口扇多為“一跳一懸(跳躍-懸浮)”或“兩跳一懸”式，且跳躍總體斜率較緩，而點壩多為“一跳一懸”式，且跳躍總體斜率較陡；②決口扇中懸移質(zhì)含量為20%～50%，而點壩中懸移質(zhì)含量為10%～30%；③決口扇沉積跳躍-懸浮截點的分布范圍較廣，在2 φ～5 φ皆有分布，多數(shù)位于3 φ～5 φ(部分厚度大、粒度粗的決口扇截點為2 φ～3 φ)，而點壩沉積的跳躍-懸浮截點大多為2 φ～3 φ。

圖2 研究區(qū)決口扇與點壩概率累積曲線Fig.2 Cumulative probability curves of crevasse splay and point bar in the study area

2.1.2 分選磨圓較差的顆粒

薄片資料顯示，決口扇分選差，顆粒大小不均，磨圓以棱角狀—次棱角狀為主，少數(shù)顆粒呈次圓狀，點接觸或游離接觸，長石風(fēng)化中等，部分顆粒絹云母化及泥化強烈。而點壩分選中等—差，磨圓以次圓狀—次棱狀為主，部分為棱角狀，點接觸或游離接觸。

從4井98個粒度分析樣本分選系數(shù)(標(biāo)準(zhǔn)偏差)的定量統(tǒng)計結(jié)果來看，決口扇樣本分選系數(shù)的平均值要大于廢棄河道與點壩(表1)。此外，決口扇大部分樣本分選較差(占比為88%)，分選中等與較好的樣本僅占8%，且分選中等與較好的樣本占比要遠(yuǎn)低于廢棄河道(28%)與點壩(33%)。統(tǒng)計結(jié)果表明，研究區(qū)砂質(zhì)沉積的分選狀況由好到差依次為點壩、廢棄河道、決口扇。

表1 秦皇島32-X油田4井各沉積微相分選系數(shù)統(tǒng)計Table 1 Statistics of sorting coefficients of various sedimentary microfacies of four well in QHD 32-X Oilfield

2.2 典型巖相與成因序列

2.2.1 主要巖相類型

根據(jù)研究區(qū)的巖心特征，可以將決口扇沉積劃分為8種巖相類型(圖3)，最為典型的巖相類型為塊狀層理細(xì)砂巖(Sm)、沙紋層理細(xì)砂巖/粉砂質(zhì)細(xì)砂巖(Sr)、水平層理粉砂巖(Fl)。Sr在決口扇中廣泛發(fā)育[11-14]，單一紋層厚度為0.2～2.0 cm，層系厚度為5.0～60.0 cm。Sr大多位于決口扇的底部或中下部，部分略微下切底部泛濫平原并與泛濫平原突變接觸(Ser)，但大部分呈漸變接觸。Sr中可見爬升沙紋層理，表明單向水流的逐漸增強。在厚度較大、儲層物性較好的決口扇中普遍發(fā)育Sm，表明高含砂流體的快速堆積。研究區(qū)粗粒的決口扇中普遍發(fā)育Sm，與加拿大Cumberland Marshes地區(qū)的現(xiàn)代決口扇沉積相似，該巖相主要形成于決口扇近端靠近主河道一側(cè)[11]。Fl主要為水平層理粉砂巖，局部具有極低角度的波紋，單一紋層厚度為0.1～1.5 cm，層系厚度為2.0～20.0 cm，研究區(qū)Fl主要發(fā)育于薄層細(xì)粒的決口扇當(dāng)中，多形成于低流態(tài)下的平坦床沙與沙紋遷移。而前人認(rèn)為Fl主要發(fā)育于決口扇外扇或遠(yuǎn)端[9,11,13]。

圖3 決口扇主要巖相類型與成因解釋Fig.3 Main lithofacies types and genetic interpretation of crevasse splays

2.2.2 主要成因序列

根據(jù)巖相組合特征，可以將決口扇劃分為內(nèi)扇、外扇、決口水道3種成因序列(圖4)。

(1) 內(nèi)扇序列(Sr—St—Sm)。內(nèi)扇位于主河道近端，處于相對較強的水動力環(huán)境，且決口過程中粗粒沉積物優(yōu)先在近緣堆積，導(dǎo)致內(nèi)扇沉積物粒度較粗，以細(xì)砂巖為主，最大粒度為中-細(xì)砂巖。內(nèi)扇厚度通常為1.0～2.0 m，最大可達3.0 m。概率累積曲線顯示內(nèi)扇粒度與點壩相近，但懸移質(zhì)含量較大。

內(nèi)扇由下至上主要為Sr—St—Sm(圖4)，亦可見Sr—St—Sm—Sr或Sr—Sm—Sr。其中，Sr大多都位于內(nèi)扇的底部，與泛濫平原呈漸變接觸或突變接觸，且以突變接觸為主，局部侵蝕下覆地層，表明內(nèi)扇形成初期水動力較強；St大多都發(fā)育在決口扇的中部或中下部，代表了沙丘的三維遷移；塊狀層理主要發(fā)育于內(nèi)扇的上部或中上部，此時水動力增至最大，且沉積物快速堆積。部分近端決口扇儲層含油性較好，巖心觀察其含油性為飽含油。內(nèi)扇當(dāng)中Sm的廣泛發(fā)育與Perez等[11]對加拿大Cumberland Marshes地區(qū)現(xiàn)代決口扇沉積的調(diào)研結(jié)果相近。

(2) 外扇序列(Fl—Sr)。外扇位于決口扇遠(yuǎn)離主河道一側(cè)，或決口扇的末端與邊緣地區(qū)。當(dāng)越岸流體攜帶沉積物進入外扇區(qū)域時，粗粒沉積物含量下降，且水動力逐漸衰竭[13]。研究區(qū)外扇沉積以粉砂質(zhì)細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖、含細(xì)砂粉砂巖為主，厚度為0.2～1.0 m，最大粒度可達含粉砂細(xì)砂巖。概率累積曲線顯示外扇粒度較細(xì)，懸移質(zhì)含量在30%～50%。

在垂向序列上，外扇由下至上主要為Fl—Sr，亦可見Fl—Sr—Sh。垂向序列表明，外扇與內(nèi)扇同樣存在粒度向上變粗，水動力逐漸增強的特征。外扇普遍發(fā)育沙紋層理粉砂質(zhì)細(xì)砂巖(Sr)，多位于外扇的中部或中下部，且普遍發(fā)育爬升沙紋層理，代表單向水流的逐漸增強；Fl廣泛發(fā)育，多位于外扇底部，與泛濫平原呈漸變接觸；部分樣本可見Sh位于外扇的上部。Perez等[11]、高白水等[9]認(rèn)為，外扇廣泛發(fā)育水平層理，Burns等[13]認(rèn)為外扇包含一系列的低角度平坦床沙，這些研究結(jié)果與研究區(qū)的外扇特征相似。

(3) 決口水道序列(Gm—St—Sr)。由于決口水道的厚度較薄，且其寬度較窄，研究區(qū)所鉆遇決口水道的取心井較少。秦皇島32-X油田A31井決口水道在垂向序列上依次為Gm—St—Sr(圖4)。該段決口水道在中上部呈現(xiàn)多期沙紋層理細(xì)-粉砂巖與粉-細(xì)砂巖互層，表明決口水道在后續(xù)的過程中水動力逐漸減弱，且具有間歇性流體，導(dǎo)致該水道形成漸變充填。

圖4 決口扇成因序列類型與分布位置Fig.4 Types and distribution positions of genetic sequences of crevasse splays

2.3 三維展布特征

根據(jù)井網(wǎng)所繪制的決口扇平面與剖面展布圖(圖5)當(dāng)中可看出，決口扇與其相鄰的點壩相比，具有緊鄰點壩、厚度薄(大多小于3.0 m)、規(guī)模小(跨度大多小于600 m)的特點。在順物源方向，靠近主河道一側(cè)的決口扇，在測井曲線上可見伽馬曲線回返，表明決口扇的內(nèi)扇存在一定的沖刷現(xiàn)象(圖5b)，此外，決口扇砂體延順物源方向逐漸減薄直至尖滅(圖5b)，而決口扇在垂直物源方向具有中間厚、兩邊尖滅的特點(圖5c)。盡管決口扇規(guī)模不大，但具有一定的孔隙體積。以圖5為例，該決口扇面積為16×104m2，平均厚度為1.6 m，按照研究區(qū)決口扇29.26%的平均孔隙度計算，該決口扇的孔隙體積為7.3×104m3，因此，仍可以作為潛在的次要儲層。

圖5 井網(wǎng)控制下的決口扇平面展布特征與剖面形態(tài)Fig.5 Plane distribution characteristics and profile shapes of crevasse splays controlled by well pattern

3 差異分析與區(qū)分標(biāo)準(zhǔn)

3.1 沉積特征差異作為定性區(qū)分指標(biāo)

根據(jù)上述研究，結(jié)合研究區(qū)其他沉積微相特征，認(rèn)為研究區(qū)決口扇具有粒度細(xì)(以細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖為主)，厚度薄(單砂體厚度為0.2～3.0 m)，懸移質(zhì)含量高(大多在20%～50%)，分選磨圓差(分選較差，磨圓棱角狀—次棱角狀)，巖相類型以Sm、Sr、Fl為主，成因序列以反韻律為主，砂體展布呈平面朵葉狀、剖面楔狀的特點(表2)，并可以此作為研究區(qū)識別決口扇的定性指標(biāo)。

表2 研究區(qū)決口扇、點壩、廢棄河道、泛濫平原的沉積特征Table 2 Sedimentary characteristics of crevasse splay,point bar,abandoned channel and flood plain in the study area

3.2 電性差異作為定量識別標(biāo)準(zhǔn)

通過對研究區(qū)內(nèi)4、9、14、A31井取心段4種沉積微相的自然伽馬與深雙側(cè)向電阻率(Rd)進行統(tǒng)計，結(jié)果表明，決口扇的深雙側(cè)向電阻率值為1.8～7.5 Ω·m，自然伽馬為68～82 API(圖6)。與其他沉積微相相比，決口扇具有與泛濫平原略高但近似的電阻率特征，但由于決口扇沉積當(dāng)中泥質(zhì)含量比泛濫平原明顯降低，因此，自然伽馬的區(qū)分度極為明顯，82 API可以作為泛濫平原與決口扇的主要區(qū)分參數(shù)；決口扇具有比點壩或廢棄河道略高卻近似的自然伽馬，但由于決口扇砂體普遍較薄，導(dǎo)致即便含油性較好的決口扇，也僅具有4.0～7.5 Ω·m的電阻率，因此，將7.5 Ω·m的深雙側(cè)向電阻率值作為區(qū)分點壩或廢棄河道與決口扇的主要參數(shù)。需要注意的是，研究區(qū)飽含油或富含油的決口扇的深雙側(cè)向電阻率大多在4.0～7.5 Ω·m。

圖6 不同沉積微相測井識別圖版(樣品數(shù)為53個)Fig.6 Logging identification plates for different sedimentary microfacies (53 samples)

3.3 儲層物性差異與儲層潛力

對4、A31井503個樣本進行統(tǒng)計，統(tǒng)計結(jié)果表明，決口扇的孔隙度平均值為29.26%(15.44%～38.59%)，滲透率平均值為207.72 mD(1.69～3617.74 mD)。根據(jù)石油天然氣儲量計劃規(guī)范(DZ/T 0217—2005)，屬于高孔、中滲儲層。

不同的沉積微相之間儲層物性略有重疊，但差異明顯(圖7)：①點壩沉積無論在孔隙度還是滲透率上均要優(yōu)于決口扇，即便個別點壩樣本的孔隙度與決口扇相近，其滲透率也要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于相近孔隙度的決口扇樣本。這是由于點壩當(dāng)中每個側(cè)積體形成于一次完整的洪水事件[7]，強水動力下的初始沉積環(huán)境導(dǎo)致研究區(qū)內(nèi)點壩具有粒度大、泥質(zhì)含量低、分選比其他微相好的特征。②決口扇與廢棄河道在孔滲關(guān)系上有部分相近樣本，這是由于漸棄型廢棄河道的中上部大多被泥質(zhì)充填，導(dǎo)致這部分樣本的儲層物性下降，但多數(shù)廢棄河道的儲層物性仍要優(yōu)于決口扇。③由于決口扇外扇的部分樣本與泛濫平原砂席部分樣本的儲層物性相近，且泛濫平原當(dāng)中的泥質(zhì)部分未曾取樣分析，導(dǎo)致決口扇樣本與泛濫平原樣本具有部分重疊，但整體上決口扇樣本的孔滲要遠(yuǎn)大于泛濫平原砂席。

圖7 研究區(qū)不同沉積微相的儲層物性特征與差異(樣本數(shù)517個)Fig.7 Reservoir physical property characteristics and differences of various sedimentary microfacies in the study area (517 samples)

研究區(qū)決口扇能夠保存良好的儲層物性主要得益于兩方面：①研究區(qū)決口扇在沉積時期沉積物粒度可觀，普遍以細(xì)砂或粉-細(xì)砂巖為主，特別是內(nèi)扇，最大粒度可達中-細(xì)砂巖；②研究區(qū)明下段埋深約為925～1 420 m，且形成于新近系中期，較淺的埋藏深度與較晚的形成時期導(dǎo)致該段儲層的成巖作用較弱。一般認(rèn)為，明下段儲層處于早成巖階段[23]。研究區(qū)儲層孔隙類型主要為原生粒間孔，在孔隙當(dāng)中占比85%以上；黏土礦物成分、顆粒與孔隙結(jié)構(gòu)特征等均顯示出早成巖階段的特征。埋藏淺，形成晚，初始沉積粒度以細(xì)砂為主，后期機械壓實作用弱是造成研究區(qū)內(nèi)決口扇沉積體系在沉積與成巖過程當(dāng)中能夠保存良好儲層物性的主要原因。

4 結(jié)論及建議

(1) 在沉積特征方面，決口扇粒度細(xì)，以細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖為主，部分儲層物性較好的層段，最粗可達到中-細(xì)砂巖；懸移質(zhì)含量較高，通常為20%～50%，跳躍總體斜率較緩，跳躍-懸浮截點分布范圍廣且粒度細(xì)；分選磨圓較差，磨圓以棱角狀—次棱角狀為主，分選系數(shù)平均值為1.34，且分選較差的樣本占比為88%；砂體厚度薄，決口扇內(nèi)扇的砂體厚度通常為1.0～2.0 m，最大可達3.0 m；外扇厚度為0.2～1.0 m；以反韻律為主，內(nèi)扇由下至上主要為Sr—St—Sm，外扇從下到上主要為Fl—Sr，測井曲線多呈漏斗形、箱形漏斗形，可以此作為識別決口扇的定性標(biāo)志。

(2) 在定量識別方面，決口扇的深雙側(cè)向電阻率為1.8～7.5 Ω·m，自然伽馬為68～82 API，研究區(qū)飽含油或富含油的決口扇的深雙側(cè)向電阻率大多為4.0～7.5 Ω·m。在后續(xù)的開發(fā)過程中可以此作為定量識別決口扇的初步依據(jù)。

(3) 研究區(qū)決口扇孔隙度平均值為29.26%，滲透率平均值為207.72 mD，屬于高孔、中滲儲層，為有利儲層，但決口扇儲層滲透率要遠(yuǎn)差于點壩與廢棄河道。埋藏淺，形成晚，初始沉積粒度以細(xì)砂、粉-細(xì)砂為主，后期機械壓實作用弱是造成研究區(qū)內(nèi)決口扇沉積體系在沉積與成巖過程當(dāng)中能夠保存良好儲層物性的主要原因。

(4) 對于含油性較好的決口扇儲層，有必要通過測井二次解釋對研究區(qū)內(nèi)的薄層決口扇進一步識別劃分。建議對部分產(chǎn)量衰竭的老井，通過對研究區(qū)決口扇儲層進行補孔，從而在較低的成本下延長開采壽命。在后續(xù)挖潛增儲的過程中，在成本可控的情況下，也可以對具有一定復(fù)合厚度的決口扇儲層進行井位加密或鉆水平井，從而提高油田的生產(chǎn)年限。