源外簡單斜坡區(qū)砂體的連通性及其控油作用

張?jiān)品澹?劉宗堡

(1.遼寧石油化工大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院， 遼寧 撫順 113001； 2.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318)

0 引 言

源外簡單斜坡是指超出有效烴源巖區(qū)展布范圍、距離生油凹陷一定距離，且整體平面呈斜板式，缺乏構(gòu)造圈閉和斷裂的斜坡[1-2]。隨著源外斜坡區(qū)油氣勘探的逐漸深入，砂體連通性評價(jià)已逐漸引起國內(nèi)外學(xué)者的重視。國外學(xué)者側(cè)重于“逾滲理論”模型下砂體連通性定量評價(jià)[3-5]，提出了地層砂地比是評價(jià)砂體連通性的重要指標(biāo)，并明確了大區(qū)帶尺度下砂地比0.2和0.5分別為河流相初始連通閾值(C0)和完全連通系數(shù)(C)。國內(nèi)學(xué)者則在國外學(xué)者定量評價(jià)模型基礎(chǔ)上，重點(diǎn)刻畫油氣在砂體內(nèi)的優(yōu)勢運(yùn)移路徑，以此來明確油氣有利區(qū)[6-7]。

前人關(guān)于砂體連通性的研究多集中在概念、表征和路徑刻畫等方面，研究對象以河流相儲層為主，針對油氣儲量豐富的三角洲前緣亞相砂體在“逾滲理論”模型下C0和C數(shù)值的研究尚處于空白，同時(shí)未能明確源外簡單斜坡區(qū)砂體連通性的控油機(jī)理，對油氣分布規(guī)律的認(rèn)識存在嚴(yán)重不足，制約了油氣的進(jìn)一步勘探。為解決這一問題，筆者選取典型源外簡單斜坡區(qū)——松遼盆地齊家北地區(qū)高臺子油層為研究對象，基于砂體發(fā)育特征定量化厘定三角洲前緣亞相砂體在“逾滲理論”模型下的初始連通閾值和完全連通系數(shù)，進(jìn)而開展了各砂巖組連通性定量評價(jià)，基于評價(jià)結(jié)果，結(jié)合油水分布特征，對源外簡單斜坡區(qū)砂體連通性對油氣分布控制作用進(jìn)行了分析，明確了油氣分布規(guī)律，可指導(dǎo)下一步的油氣勘探。

1 研究區(qū)概況

齊家北地區(qū)構(gòu)造位于松遼盆地北部的中央凹陷區(qū)，西鄰泰康隆起帶，東靠大慶長垣，面積約1 500 km2(圖1)。研究區(qū)在盆地演化中長期處于區(qū)域性大單斜狀態(tài)，在明水組沉積末期基本定型后形成現(xiàn)今南部低緩、北部高的構(gòu)造格局，地層傾角1°～2°，斷裂不整合、不發(fā)育，為典型的簡單斜坡構(gòu)造。目的層段高Ⅲ組—高Ⅳ組頂面埋深1 700～1 900 m，地層厚度120～180 m，垂向可劃分為4套砂巖組，分別為高Ⅲ上砂巖組、高Ⅲ下砂巖組、高Ⅳ上砂巖組和高Ⅳ下砂巖組。地層巖性主要為互層分布的黑灰色泥巖、淺灰色砂巖、粉砂巖和灰色粉砂質(zhì)泥巖。

圖1 松遼盆地齊家北地區(qū)高臺子油層構(gòu)造位置Fig. 1 Fectonic position of Gaotaizi oil layer of Qijiabei area, Songliao Basin

沉積物源主要來自北部的三角洲沉積體系，砂體微相類型主要包括三角洲水下分流河道、河口壩和席狀砂。鉆井資料顯示，研究區(qū)油氣來源于齊家—古龍凹陷青山口組深湖相泥巖，主成藏期發(fā)生在明水組末期，主要依靠三角洲前緣亞相砂體完成側(cè)向運(yùn)移，且現(xiàn)今油氣分布范圍與古成藏期油氣范圍變化不大[8]。

2 砂體發(fā)育特征

砂體作為油氣良好的儲存場所，其巖性、物性、厚度等發(fā)育特征均影響著油氣的運(yùn)移和分布[9-10]，只有明確砂體發(fā)育特征的各項(xiàng)參數(shù)特征，才能在此基礎(chǔ)上建立相對正確的連通性評價(jià)模型。

2.1 物性特征

齊家北地區(qū)高臺子油層孔隙度9.15%～15.00%，空氣滲透率(0.17～15.00)×10-3μm2，不同砂巖組和平面不同區(qū)帶之間差異較大。表1為研究區(qū)不同平面位置和砂巖組的孔滲特征，其中，d為砂體厚度，φ為孔隙度，k為滲透率，F(xiàn)為毛細(xì)管壓力，h為臨界油柱高度，h0為油藏油柱高度?？梢钥闯?，垂向從高Ⅲ組到高Ⅳ組砂體物性隨埋深的增加逐漸變差，平面自南向北砂體物性逐漸變好。

表1 砂巖性能評價(jià)

2.2 巖性特征

齊家北地區(qū)高臺子油層砂體巖性具有典型的分區(qū)分帶特征，在研究區(qū)北部主要發(fā)育水下分河道帶、河口壩和厚層席狀砂，巖性以粉砂巖和粉細(xì)砂巖為主；研究區(qū)南部微相類型相對較為單一，僅席狀砂發(fā)育，巖性為粉砂巖、含泥粉砂巖和含鈣泥質(zhì)粉砂巖。

2.3 厚度及展布特征

齊家北地區(qū)高臺子油層各砂巖組自北向南砂體厚度整體均逐漸減薄(圖2)。研究區(qū)北部砂體均有不同程度的疊覆且單砂體厚度大；研究區(qū)南部砂體較為孤立，單砂體厚度較薄。其中高Ⅲ上砂巖組砂體厚度0～32.9 m，平均厚度20.8 m；高Ⅲ下砂巖組砂體厚度0～33.1 m，平均厚度18.6 m；高Ⅳ上砂巖組砂體厚度0～31.2 m，平均厚度14.1 m；高Ⅳ下砂巖組砂體厚度0～28.7 m，平均厚度9.8 m。

圖2 齊家北地區(qū)高臺子油層典型油藏剖面Fig. 2 Typical reservoir section of Gaotaizi layer in Qijiabei area

3 砂體連通性評價(jià)

3.1 定量評價(jià)模型

砂體連通性評價(jià)方法主要包括靜態(tài)評價(jià)法和動態(tài)評價(jià)法[11]。對于大區(qū)帶尺度的油氣宏觀運(yùn)聚規(guī)律研究，通常以基于靜態(tài)資料的“逾滲理論”評價(jià)模型為主，由于不同沉積環(huán)境具有不同的砂體發(fā)育特征，進(jìn)而導(dǎo)致“逾滲理論”模型下砂地比初始連通臨界值C0和完全連通臨界值C不盡相同[12]，而評價(jià)砂體連通性的關(guān)鍵，在于明確初始連通閾值和完全連通系數(shù)。

考慮到三角洲前緣亞相砂體在地層結(jié)構(gòu)和分布上的特殊性，為減少維度因素對模型結(jié)果的影響，采用三維隨機(jī)建模技術(shù)開展砂體連通性的研究。首先，對砂體所在地層進(jìn)行空間網(wǎng)格化處理，將地層劃分為一系列200 m×200 m×1 m的網(wǎng)格，這樣研究區(qū)地層由近3×105個(gè)相同空間體積的三維網(wǎng)格緊密排列構(gòu)成。其中砂巖連通體則由一系列點(diǎn)接觸、線接觸和面接觸的同類網(wǎng)格構(gòu)成，每一個(gè)獨(dú)立的砂巖連通體由特定的代碼表示，在建模結(jié)果中顯示為不同的顏色。其輸入數(shù)據(jù)為地層砂地比，代表砂體總體積與地層總體積之間的比值；其輸出結(jié)果為砂體連通概率，計(jì)算公式為

(1)

式中：p——砂體連通概率；

Vmax——最大連通砂體的體積，m3；

Vs——砂體總體積，m3。

如此，只需最大連通砂體的體積和砂體總體積就可以定量計(jì)算砂體的連通概率。

3.2 定量表征

基于上述評價(jià)模型，采用三維隨機(jī)地質(zhì)建模技術(shù)開展砂體聯(lián)通概率定量化輸出。圖3為不同地層砂地比條件下的貝葉斯序貫高斯建模結(jié)果。

圖3 三角洲前緣亞相砂體連通性建模Fig. 3 Sandbody conectivity modeling of delta front

前人開展砂體連通性建模時(shí)主要采用模擬退火、分形隨即域及序貫高斯算法等?？紤]到三角洲前緣亞相砂體分布特征的特殊性，本次研究引入貝葉斯優(yōu)化下的序貫高斯建模算法，其優(yōu)勢在于經(jīng)過一次建模后再進(jìn)行下一次建模時(shí)，僅需幾次目標(biāo)函數(shù)評估即可獲取最優(yōu)化模型，通過正態(tài)分布概率模型替代復(fù)雜目標(biāo)函數(shù)，可在后續(xù)建模過程中采集函數(shù)?？梢钥闯觯S著地層砂地比的逐漸增加，砂體由分散逐漸開始連片，最終在一定數(shù)值時(shí)完全連通。

為厘定三角洲前緣亞相砂地比的初始連通閾值(C0)和完全連通系數(shù)(C)，筆者共開展103次隨機(jī)建模，并統(tǒng)計(jì)輸出結(jié)果。研究表明，地層砂地比r低于0.1時(shí)，砂體連通概率無明顯變化，接近于0；地層砂地比大于0.45時(shí)，砂體連通概率接近于1；地層砂地比為0.1～0.45時(shí)，隨著砂地比的增加，砂體連通概率呈‘S’型曲線增加。因此，可以認(rèn)為砂地比0.1和0.45分別為三角洲前緣亞相砂體的初始連通閾值和完全連通系數(shù)(圖4)。

圖4 三角洲前緣亞相砂體連通性評價(jià)模型Fig. 4 Sandbody connectivity evaluation model of delta front

為定量化明確三角洲前緣亞相砂地比與砂體連通性之間的關(guān)系，筆者對上述建模數(shù)據(jù)進(jìn)行整理，分別統(tǒng)計(jì)理想連通概率模型(p90)、保守連通概率模型(p10)和均值連通概率模型(p50)，并最終選取p50連通概率模型對研究區(qū)開展評價(jià)。對圖3b中p50曲線采用高斯擬合來建立關(guān)鍵閾值與砂體連通性之間的關(guān)系，砂體連通概率公式為

(2)

式中，r——地層砂地比。

3.3 定量評價(jià)

利用上述評價(jià)模型對研究區(qū)高臺子油層各砂巖組進(jìn)行連通性評價(jià)，圖5為齊家北地區(qū)高臺子油層各砂巖組的砂地比平面分布和連通性變化。

圖5 齊家北地區(qū)高臺子油層砂巖組連通性平面分布Fig. 5 Connectivity plane distribution of sandstone group in Gaotaizi oil layer of Qijiabei area

從圖5可以看出，整體上砂體連通性自北向南逐漸變差，其中高Ⅲ上和高Ⅲ下整體以連通區(qū)帶為主，僅少量局部連通區(qū)帶發(fā)育在南部；高Ⅳ上和高Ⅳ下以局部連通區(qū)帶發(fā)育為主，僅小部分連通區(qū)帶發(fā)育在最北端，其連通性評價(jià)結(jié)果與前文砂體展布特征描述相一致。

3.4 模型驗(yàn)證

油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)是直接體現(xiàn)油藏開發(fā)特征的參數(shù)，對生產(chǎn)資料進(jìn)行分析是研究砂體連通性的有效手段之一。由于研究區(qū)井距較大，傳統(tǒng)注采、流體壓力和試井分析等手段難以有效驗(yàn)證，為此，文中采用砂巖全烴氣相色譜指紋技術(shù)開展上述評價(jià)模型的驗(yàn)證。

由于同一連通含油砂體中的氣相色譜指紋特征往往具有高度的相似性，不同連通砂體之間受相變、生物降解、水洗作用以及烴類流體與巖石間相互作用而表現(xiàn)出一定的差異，因此，可根據(jù)砂巖全烴氣相色譜指紋特征異同并結(jié)合其他動靜態(tài)資料開展分析驗(yàn)證[6]。分別選取砂體完全連通區(qū)帶為主的高Ⅲ上砂巖組和砂體局部連通區(qū)帶為主的高Ⅳ下砂巖組開展驗(yàn)證。驗(yàn)證結(jié)果如圖6所示。

圖6 齊家北地區(qū)高臺子油層氣相色譜分析Fig. 6 Gas chromatographic analysis of Gaotaizi oil layer in Qijiabei area

由圖6可知，高Ⅲ上砂巖組連通區(qū)帶4口井氣相色譜表現(xiàn)為高度的相似性，表明4口井之間相連通，與評價(jià)結(jié)果相一致；高Ⅳ下砂巖組共有6口井參與驗(yàn)證，其中金391井、杜205井和金37井全烴氣相色譜指紋特征相近，表明3口井之間相連通，但與金392井、金27井和金43井之間不連通，表現(xiàn)為砂體之間概率性連通，驗(yàn)證結(jié)果與評價(jià)結(jié)果相一致，驗(yàn)證了評價(jià)模型的準(zhǔn)確性。

4 控制作用

砂巖既可作為油氣運(yùn)移輸導(dǎo)的通道，同時(shí)也是油氣最終的儲集場所，其對油氣運(yùn)聚的控制作用主要取決于砂體物性、連通性以及地層產(chǎn)狀等因素[13]。前人關(guān)于砂體物性和地層產(chǎn)狀方面對油氣運(yùn)聚控制作用研究較多，普遍認(rèn)為地層產(chǎn)狀決定了油氣優(yōu)勢運(yùn)移方向，砂巖滲透率和‘砂體脊’決定了油氣在連通砂體內(nèi)的優(yōu)勢運(yùn)移通道，但關(guān)于砂體連通性對油氣運(yùn)聚控制作用的研究較為薄弱，且尚未得到足夠的重視。

對于砂巖滲透率整體良好的大型源外簡單斜坡，由于構(gòu)造不整合、不發(fā)育，砂體作為唯一的輸導(dǎo)通道，油氣進(jìn)入砂體內(nèi)由斜坡低部位向高部位側(cè)向運(yùn)移時(shí)，首先在浮力作用下沿著相對較高滲透率的優(yōu)勢路徑呈‘冪式’到達(dá)砂體頂部，當(dāng)砂體頂部匯聚的油柱高度達(dá)到臨界高度時(shí)，其浮力足以克服毛細(xì)管力沿著‘砂體脊’上傾方向運(yùn)移。由于簡單斜坡缺少構(gòu)造遮擋條件，僅能依靠巖性側(cè)向遮擋才能形成圈閉，即滲透率較差的泥巖或粉砂質(zhì)泥巖構(gòu)成了唯一的側(cè)向遮擋條件，導(dǎo)致了砂體之間在三維空間內(nèi)局部連通或不連通。因此，砂體連通性較差區(qū)帶在簡單斜坡背景下更易形成圈閉，通過砂體連通性評價(jià)可快速識別出油氣藏位置。

齊家北地區(qū)高臺子油層整體儲層滲透較高(0.17～15.00)×10-3μm2，導(dǎo)致毛細(xì)管力整體較低(0.04～3.59 MPa)，油氣自南向北運(yùn)移過程中阻力逐漸減小，臨界油柱高度逐漸變小(0.011～0.102 m)，其臨界油柱高度均遠(yuǎn)低于砂體厚度，為油氣運(yùn)移提供了有利條件。表1展示了不同區(qū)帶位置不同砂巖組在井點(diǎn)處的毛細(xì)管力、由經(jīng)驗(yàn)公式[13]計(jì)算得到的臨界油柱高度和實(shí)際油藏油柱高度，可以看出，研究區(qū)南部高Ⅲ組和北部高Ⅳ組實(shí)際油柱高度普遍遠(yuǎn)大于臨界油柱高度，這意味著油氣在研究區(qū)范圍內(nèi)經(jīng)歷了長距離運(yùn)移。因此，在源外簡單斜坡構(gòu)造和良好儲層物性的背景下，砂體連通性決定了能否形成圈閉條件。

油藏解剖表明，油氣主要分布于高Ⅲ組南部和高Ⅳ組北部，具有明顯的分層分帶特征(圖2)。這是由于油氣在簡單斜坡運(yùn)移過程中高Ⅲ組南部砂體為局部連通且物性良好，一部分油氣運(yùn)移路徑上受到巖性遮擋而聚集成藏；另一部分油氣沿著連通路徑進(jìn)入北部的砂體完全連通區(qū)帶，砂體完全連通區(qū)帶因缺少巖性遮擋和較低的毛細(xì)管力無法形成圈閉和較高油柱，導(dǎo)致研究區(qū)北部以水層為主；高Ⅳ組以局部連通為主，其中南部砂體連通性和物性均相對較差，導(dǎo)致很難被油氣充注，僅少部分良好物性和較高連通性砂體被油氣充注，油氣繼續(xù)向北部運(yùn)移時(shí)由于毛細(xì)管阻力相對較大易滯留一定厚度油柱，表現(xiàn)為差油層或干層，而北部砂體為局部連通且物性良好，其原理與高Ⅲ組南部相同?？梢姡绑w連通性控制了源外簡單斜坡區(qū)油氣的聚集部位，使油氣主要富集在儲層物性良好的局部連通區(qū)帶?；诖耍P者建立了源外簡單斜坡區(qū)的油氣分布模式，如圖7所示。

圖7 源外簡單斜坡區(qū)油氣運(yùn)聚模式Fig. 7 Oil and gas migration and accumulation modes of simple slope area outside source

在油源條件充足且砂體物性良好條件下：①地層砂地比大于C，砂體之間完全連通，由于缺少巖性遮擋條件，無法形成圈閉條件，以水層發(fā)育為主；②地層砂地比位于C0和C之間時(shí)，砂體之間局部連通，油氣既具有一定的長距離運(yùn)移條件，同時(shí)也具備一定的巖性圈閉條件，若油氣運(yùn)移路徑經(jīng)過該圈閉，可形成油氣藏；③地層砂地比低于C0時(shí)，砂體之間不連通，因缺少油氣來源，油藏普遍不發(fā)育。因此，針對大型源外簡單斜坡區(qū)三角洲前緣亞相砂體，優(yōu)選砂體局部連通區(qū)帶(砂地比0.1～0.45)作為重點(diǎn)勘探目標(biāo)。

5 結(jié) 論

(1) 三角洲前緣亞相地層砂地比低于0.1時(shí)砂體之間不連通，地層砂地比高于0.45時(shí)砂體完全連通，砂地比在0.1～0.45之間時(shí)局部連通。

(2)齊家地區(qū)高Ⅲ上砂巖組和高Ⅲ下砂巖組以連通區(qū)帶發(fā)育為主，高Ⅳ上砂巖組和高Ⅳ下砂巖組以局部連通區(qū)帶發(fā)育為主。

(3)大型源外簡單斜坡區(qū)內(nèi)，油氣主要分布于地層砂地比位于初始連通閾值C0和完全連通系數(shù)C之間的砂體局部連通區(qū)帶。