瑪18井區(qū)百口泉組砂體分布及儲層特征研究

朱 鍵， 周 雕， 朱 越， 丁 藝， 錢根葆， 邱子剛

（中國石油天然氣股份有限公司新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

瑪湖凹陷是準(zhǔn)噶爾盆地主要的生烴凹陷，是盆地最具規(guī)模的油氣聚集帶和勘探區(qū)，隨著勘探的不斷深入，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組（T1b）砂礫巖儲層已成為油田重要的勘探開發(fā)層系［1-2］. 瑪湖凹陷百口泉組發(fā)育退積型粗粒扇三角洲沉積［2-3］. 前人主要從沉積相類型［4］、沉積模式［5］、成藏規(guī)律［6-7］等方面進行了研究.揭示了瑪湖凹陷沉積相變快，陸上和水下不同沉積相都有發(fā)育，油氣主要來源于二疊系風(fēng)城組［8］，儲層致密、非均質(zhì)性較強，但是在密井網(wǎng)區(qū)，對儲層砂體進行精細刻畫，研究儲層特征的工作較少. 近年來，新疆油田百口泉組扇三角洲低滲致密砂礫巖儲層勘探開發(fā)取得了重要突破. 水平井是主要的開發(fā)方式，為了更合理、經(jīng)濟地部署水平井，指導(dǎo)水平井開發(fā)，需要更加深入分析砂體展布規(guī)律，研究儲層特征. 本文以瑪18井區(qū)為靶區(qū)，精細劃分沉積時間單元，研究不同時間單元砂體分布，分析儲層發(fā)育特征，并提出水平井開發(fā)建議，以期為油田水平井部署提供參考.

1 區(qū)域地質(zhì)概況

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地西北部，凹陷整體呈北東—南西向展布［9-12］. 油氣勘探的主要目的層集中在上二疊統(tǒng)的上烏爾禾組和下三疊統(tǒng)百口泉組［9］. 自石炭紀(jì)之后，主要發(fā)育二疊系、三疊系，地層從下到上為佳木河組（P1j）、風(fēng)城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w）、上烏爾禾組（P3w）、百口泉組（T1b）克拉瑪依組（T2k）和白堿灘組（T3b）. 二疊紀(jì)至侏羅紀(jì)早期，凹陷是盆地主要的沉降中心之一，這一時期沉積了巨厚的陸源碎屑巖（圖1）. 下三疊統(tǒng)百口泉組巖性主要為灰綠色—灰色砂礫巖、礫巖、含礫砂巖以及泥巖［13］. 艾湖油田瑪18井區(qū)位于瑪西斜坡黃羊泉扇前端（圖1），百口泉組自下而上分為百一段（T1b1）、百二段（T1b2）和百三段（T1b3）. 百一段和百二段是主要的勘探開發(fā)層系（圖1）. 油藏屬于低孔低滲的致密砂礫巖巖性圈閉油氣藏，油藏基本上受巖性控制. 瑪18 井區(qū)是新疆油田的開發(fā)試驗區(qū)，2015 年開展了2 種開發(fā)方式、3 種井距、2種井型的對比開發(fā)試驗，井網(wǎng)較密，3種井距分別是300 m×520 m、200 m×340 m和275 m×465 m，這為精細刻畫沉積微相、砂體展布提供了基礎(chǔ)資料.

圖1 瑪湖凹陷瑪18井區(qū)構(gòu)造位置圖及地層柱狀圖（據(jù)新疆油田勘探開發(fā)研究院）Fig.1 Structure location and stratigraphic column of Ma18

2 沉積環(huán)境及沉積相分析

沉積相、斷裂和坡折帶是瑪西斜坡油氣富集的主控因素，沉積相和物源的遠近控制了油氣的富集和高產(chǎn)［14］，百口泉組油氣分布受扇三角洲前緣沉積相影響［8，15］. 瑪18井區(qū)位于瑪西斜坡黃羊泉扇前端，百口泉組沉積時期，主要發(fā)育扇三角洲沉積（圖2）. 水平井主要的開發(fā)層位是百一段和百二段. 百一段主要是扇三角洲前緣內(nèi)帶沉積，百二段主要是扇三角洲前緣外帶沉積［16］，百三段主要是前扇三角洲沉積（圖1）.

圖2 瑪湖凹陷瑪18井區(qū)沉積相平面圖及沉積微相Fig.2 The sedimentary facies and electrofacies of Ma18 well block

2.1 研究區(qū)百口泉組沉積相特征

2.1.1 扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖微相 水下分流河道是扇三角洲前緣的主要沉積微相，也是油氣聚集的主要場所. 研究區(qū)水下分流河道粒度較粗（圖3（a）），底部可見沖刷面，主要發(fā)育塊狀層理和槽狀交錯層理. 顆粒分選較差，以顆粒支撐為主. 測井曲線上具有明顯的高幅箱型，頂?shù)淄蛔?，根?jù)水體力能量和厚度，將河道分為辮流河道主體（圖2（a））和辮流河道邊緣（圖2（b））.

2.1.2 扇三角洲前緣分流河道間微相 分流河道間微相主要位于水下分流河道的兩側(cè)，以灰色、灰綠色塊狀層理為主的含礫砂質(zhì)、粉砂質(zhì)泥巖為主. 曲線主要以指狀、低幅—中幅的鐘形為主，根據(jù)水體能量變化和厚度將分流河道間微相分為分流間薄層砂主體（圖2（c））、薄層砂（圖2（d））和薄層砂邊緣（圖2（e）圖3（b，c））.

2.1.3 扇三角洲前緣河口壩—遠砂壩微相 河口壩—遠砂壩微相是水下分流河道向湖盆的延伸［17］（圖2（f））.測井曲線呈明顯的反韻律，分選好，磨圓較好，以中砂、中細砂為主，粒度較細（圖3（d））.

圖3 瑪湖凹陷瑪18井區(qū)巖心照片F(xiàn)ig.3 The core photos of The Ma18 well area

2.2 砂體分布特征

百口泉組沉積時期，研究區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣沉積和前扇三角洲沉積，百一段沉積時期，可容納空間增長速率與沉積物供給通量的比值遠遠小于1，這一時期水下分流河道是主要的沉積微相，河道垂向上相互切疊，平面上大面積連片分布，分流間溢岸砂微相不發(fā)育，主要以進積的“切疊式”分流河道砂體為主，百二段沉積時期，基準(zhǔn)面上升，隨著湖平面的進一步升高，可容納空間增大，水下分流河道向物源方向退積，這一時期，主要發(fā)育水下分流河道微相和分流間溢岸砂微相，平面上河道砂體分布呈分叉的樹枝狀，垂向上河道砂體以加積-退積的“接觸式”為主. 向上，隨著可容納空間的進一步增加，分流河道微相幾乎全部退出研究區(qū)，研究區(qū)主要發(fā)育前扇三角洲沉積和河口壩—遠砂壩沉積，砂體以“分散式”分布為主，連通性較差［18］.

百口泉組自下而上退積演化，百一段和百二段位于百口泉組下部，這一時期，湖平面相對較低，水下分流河道沉積微相大面積分布. 如圖4，有利儲層主要是水下分流河道砂體，相控特征明顯，油層平面上連通性較好，垂向上存在薄層的泥質(zhì)細粒沉積滲流屏障. 百一段油層厚度平均值為10.8 m，百二段厚度平均值為3 m. 百一段油層厚度大，孔隙度高（平均值為10.69%），含油飽和度高，是水平井開發(fā)的主要層系. 百二段河道砂體向后退積，油層厚度小，孔隙度較?。ㄆ骄禐?.52%），含油飽和度較低，是水平井開發(fā)的后備層系［18］.

圖4 順物源垂向砂體含油剖面圖Fig.4 Oil-bearing profile of sand body in the direction of source

3 儲層特征

沉積相是儲層類型的主要控制因素之一，研究區(qū)分流河道是主要的沉積微相，河道砂體垂向上相互切疊，平面大面積連片展布，隔夾層發(fā)育，儲層非均質(zhì)性較強，通過分類研究發(fā)現(xiàn)，一類儲層以水下分流河道主體沉積微相為主，細礫巖、小礫巖和砂礫巖是主要的巖性類型，孔隙度相對較高（圖5（a））；二類儲層主要是水下分流河道和厚層的溢岸砂沉積，巖性是中礫巖和粗砂巖，孔隙度中等（圖5（b））；三類儲層主要是薄層的溢岸砂和壩沉積，巖性包括砂礫巖和砂巖，孔隙度較低（圖5（c））. 一類儲層和二類儲層主要分布在百口泉組一段和百口泉組二段，儲層連續(xù)性較好，是油田勘探開發(fā)的目的層，但在開發(fā)中需要注意儲層非均質(zhì)性的影響；三類儲層主要分布在百三段，較難成為儲層.

圖5 瑪18井區(qū)不同儲層類型Fig.5 Different reservoir types in Ma18 well block

4 儲層對水平井產(chǎn)能的影響

致密油藏自然產(chǎn)能低或無自然產(chǎn)能，儲層的物質(zhì)基礎(chǔ)占據(jù)重要的地位［6］，沉積是決定儲層物質(zhì)的根本，沉積微相不同，儲層特征就會有差異. 沉積微相的幾何和物理特征宏觀上控制了水力流動單元的輪廓、尺寸和滲流特征，它所表現(xiàn)出的儲集層孔隙度、滲透率及含油飽和度是估算儲量、劃分開發(fā)層系和制定部井方案的直接證據(jù)［19］. 在這一過程中，分選較好的前緣分流河道砂體泥質(zhì)含量減少，是水平井開發(fā)的有利相帶. 水平井流體滲流范圍內(nèi)多數(shù)河道內(nèi)部滲流屏障已經(jīng)被壓裂開，薄層的隔夾層不會阻擋和改變流體的流動方向.

為了更好地說明沉積地質(zhì)因素對水平井產(chǎn)能的影響，選取兩口壓裂工程參數(shù)大致相同的水平井進行分析. 重點深入分析兩口對比井MaHW6002 井和MaHW6004 井，兩口井的工程因素大致相同（如表1），MaHW6002 井初期（含水率降至50%以下后一個月內(nèi)的平均日產(chǎn)量）平均產(chǎn)油44.8 t，MaHW6004 井初期平均產(chǎn)油71.17 t. 穩(wěn)產(chǎn)90 d MaHW6002 井平均產(chǎn)油44.11 t，MaHW6004 井平均產(chǎn)油84.92 t. 穩(wěn)產(chǎn)180 d MaHW6002 平均產(chǎn)油38.89 t，MaHW6004 井平均產(chǎn)油71.36 t. 對兩口水平井初期、穩(wěn)產(chǎn)90 d 和穩(wěn)產(chǎn)180 d平均產(chǎn)油進行對比研究，在壓裂施工參數(shù)大體相同的情況下，MaHW6004井平均產(chǎn)量明顯高于MaHW6002井.

表1 MaHW6004和MaHW6002井主要生產(chǎn)參數(shù)Tab.1 Main production parameters of MaHW6004 and MaHW6002

通過密井網(wǎng)區(qū)沉積微相描述（圖6），發(fā)現(xiàn)MaHW6002井鉆遇沉積微相水下分流河道前端較窄部分和分流河道間溢岸砂，主要是Ⅱ類油層，分流河道沉積微相砂體長度為388.83 m，占水平段的37.57%.MaHW6004 井幾乎全部鉆遇水下分流河道砂體，主要是Ⅰ類油層. 水平段主要以河道砂體為主的MaHW6004 井，平均產(chǎn)能高于MaHW6002 井（初期高58.86%，穩(wěn)產(chǎn)90 d 高92.52%，穩(wěn)產(chǎn)180 d 高83.49%），而且穩(wěn)產(chǎn)較長時間（180 d），MaHW6004井平均產(chǎn)油遞減較慢. 分析認為沉積微相是水平井產(chǎn)能的主要決定因素之一，沉積微相不同導(dǎo)致的不僅僅是儲層物性的差異，還有儲層空間連通性、細粒沉積物含量以及含油特征都會存在較大差異，從而影響水平井產(chǎn)能.

圖6 瑪18井區(qū)MaHW6002井和MaHW6004井鉆遇沉積微相Fig.6 The sedimentary electrofacies of MaHW6002 and MaHW6004 in Ma18 well block

5 水平井開發(fā)建議

水平井壓裂是現(xiàn)今油田開發(fā)的主要方式. 砂體分布及儲層特征對水平井產(chǎn)能具有重要影響，在不同的油田，鉆遇有利相帶可有效提高產(chǎn)量已得到證實［21］. 這也不難理解，沉積微相影響儲層物性，水下分流河道微相砂體和分流間薄層砂主體微相砂體孔滲較高，流體流動性好，是水平井部署的有利位置. 百一段油層厚度明顯較大（圖7），在后期的水平井部署中，應(yīng)該重視對沉積相的分析. 百口泉組儲層相控成藏明顯，油藏平面大面積連片展布，尋找有利的水下分流河道砂體應(yīng)該是水平井勘探的主要方向.

圖7 垂直物源油層剖面圖Fig.7 Oil reservoir profile in the vertical direction of source

6 結(jié)論

1）對瑪18井區(qū)百口泉組沉積相進行分析，研究區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣和前扇三角洲沉積，百一段沉積時期，分流河道砂體平面上大面積連片分布，垂向上相互切疊，百二段沉積時期，河道砂體平面上呈樹枝狀，垂向上相互接觸分布，百三段沉積時期，砂體分散式分布.

2）沉積相控制儲層分布，Ⅰ類儲層主要是水下分流河道砂體，Ⅱ類儲層包括分流河道邊部和厚層的分流間溢岸砂，Ⅲ類儲層主要是薄層溢岸砂和壩沉積. 一類儲層和二類儲層是后期水平井開發(fā)需要重點關(guān)注的儲層類型.

3）瑪18井區(qū)百口泉組主要發(fā)育扇三角洲沉積，水下分流河道砂體是主要的儲集空間. 油層平面大面積連片分布，平面上連通性較好. 水平井開發(fā)過程中，沉積微相對水平井的產(chǎn)能有較大影響，水平段鉆遇水下分流河道沉積微相產(chǎn)能明顯較高.