南海西部A油田ZJ1Ⅱ下油組沉積微相及砂體展布研究*

童璐一，李標(biāo)，王文濤，盧艷，李瀟瀟

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

1 存在問題

A油田東塊位于瓊海低凸起東部構(gòu)造傾沒端，西接瓊海凹陷和海南隆起，東鄰文昌B凹陷(見圖1)。它是在漸新世之后盆地從早期張裂斷陷轉(zhuǎn)入穩(wěn)定的凹陷階段，即瓊海低凸起形成以后接受的海相沉積[1]。A油田是受斷層的逆牽引作用形成的，該構(gòu)造被分為南部高點和北部高點兩塊，主要生產(chǎn)層位為ZJ1Ⅱ下油組，因此，明確該油組的沉積微相類型及其分布規(guī)律是油田挖潛的關(guān)鍵和前提。在過去的研究中普遍認(rèn)為ZJ1Ⅱ下油組屬于一套臨濱砂壩沉積，A1井區(qū)為臨濱砂壩主體，A2井區(qū)為臨濱砂壩側(cè)緣(見圖2)。

圖1 A油田東塊地理位置 圖2 A油田原砂體沉積

A油田于2013年6月投產(chǎn)，目前共有8口生產(chǎn)井，A1井區(qū)和A2井區(qū)各有4口生產(chǎn)井。經(jīng)過近8年的生產(chǎn)，兩個井區(qū)在生產(chǎn)動態(tài)特征上差異較大。整體上，A1井區(qū)為厚層斷背斜、塊狀底水油藏，開發(fā)效果較好，生產(chǎn)動態(tài)特征表現(xiàn)為以下三個方面：(1)油藏物性好，單井產(chǎn)能高，生產(chǎn)壓差小。(2)水體能量充足，壓力保持程度高，地層水體能量充足，地層壓力基本不變，目前地層壓力系數(shù)為0.83。(3)油水黏度比較低，底水脊進緩慢，無水采油期長，開發(fā)效果好，A1井區(qū)儲層內(nèi)未見隔夾層分布，底水呈活塞式推進，無水采油期達(dá)25個月，無水采油期采出程度達(dá)30%。A2井區(qū)為背斜、層狀邊水油藏，各井表現(xiàn)出生產(chǎn)壓差大、單井產(chǎn)能低的特點，隔夾層較為發(fā)育，地層能量不足，壓力恢復(fù)緩慢，目前地層壓力系數(shù)降至0.37。如果按照原先沉積模式認(rèn)識，A1井區(qū)和A2井區(qū)同屬于一套臨濱砂壩沉積，則經(jīng)過多年的生產(chǎn)，兩井區(qū)生產(chǎn)井地層壓力、含水率等應(yīng)逐漸呈現(xiàn)出趨于一致的特征。但是從生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)資料看來，兩個井區(qū)的砂體并不連通，因此需要對該區(qū)的沉積相和砂體展布進行重新研究。

2 新沉積模式的提出及砂體展布規(guī)律

2.1 區(qū)域沉積演化規(guī)律

前人研究表明，珠江組一段沉積時期，神狐隆起和瓊海低凸起已經(jīng)全部沉沒于水下，整個盆地沉積范圍進一步擴大，水體逐漸加深，成為開闊的濱海、淺海環(huán)境。在珠江組一段早期發(fā)生了區(qū)域性的海侵，形成了廣泛的海進泥巖，隨后發(fā)生持續(xù)的海退，在下部地層發(fā)育海退砂巖；之后為持續(xù)的海進，在中部地層形成海侵砂巖，到珠江一段晚期海水進一步加深[2]。

2.2 古生物分析

通過對浮游有孔蟲演化曲線的研究，發(fā)現(xiàn)珠江組一段上部地層(ZJ1Ⅰ～ ZJ1Ⅲ油組)的浮游有孔蟲含量為60%～90%；同時，位于A油田西北方向的D2井定量有孔蟲分析也表明珠江組一段上部的地層(ZJ1Ⅲ油組)沉積環(huán)境為淺海相沉積[3]。

2.3 FMI成像測井分析

珠江組一段上的底部(-1689.6～-1659.48 m)發(fā)育一套泥質(zhì)粉砂巖，但是在A2井FMI圖像和巖心上看到局部發(fā)育礫石，并且其磨圓和分選較差(見圖3)，鄰井A1井卻無此現(xiàn)象，說明其分布比較有限，綜合分析認(rèn)為該現(xiàn)象為風(fēng)暴作用所致。通過多井對比，根據(jù)巖心和錄井等資料，發(fā)現(xiàn)在本段地層中淺海陸棚最特征的自生礦物為海綠石；在圖像上可見亮白色的灰質(zhì)條帶，證明此段具有一定的灰質(zhì)含量。在A2井的FMI圖像和錄井資料中均說明地層中有黃鐵礦發(fā)育，其代表了一種還原性的沉積環(huán)境。在A1井的FMI圖像上可觀察到有生物介殼的存在，說明此段沉積時期，生物比較發(fā)育。在A油田東南方向的E1井FMI圖像上看到生物擾動比較強烈，破壞了原生層理，在部分層段可見對稱和不對稱波痕(見圖4)。綜合各類特征，認(rèn)為本段沉積時期環(huán)境為濱外陸棚沉積[4]。

2.4 沉積微相分析

濱外陸棚沉積進一步可以劃分為濱外砂壩、濱外淺灘、濱外泥和風(fēng)暴沉積4種微相。濱外砂壩巖性為灰色細(xì)砂巖、粉砂巖，以反旋回為主，砂巖層數(shù)少但厚度較大，往往與濱外淺灘相伴而生，可形成儲層。濱外淺灘巖性為灰色泥質(zhì)粉砂巖，以正旋回為主，分布范圍較大，垂向剖面特征為砂巖和泥巖呈頻繁的互層，砂巖層數(shù)多；自然電位與自然伽馬曲線常呈指狀，深側(cè)向與淺側(cè)向電阻率曲線幅度差，較砂壩主體小，原始孔隙度相對較低，與濱外砂壩相比，砂體略薄，可形成儲層。濱外泥主要是灰色泥巖，水平層理發(fā)育，常常形成隔、夾層。風(fēng)暴沉積中發(fā)育灰色含礫砂巖和灰色砂巖，以正旋回為主，分布范圍有限，可見部分的生物擾動，風(fēng)暴作用屬事件性沉積，可以對沉積物進行再分配，在一定程度上會破壞儲層[5](見表1)。

表1 濱外陸棚沉積微相劃分標(biāo)準(zhǔn)

從測井資料上可以看到，A1井和N1井在ZJ1Ⅱ下油組均屬于厚層箱狀細(xì)砂巖，砂巖厚度達(dá)27 m，測井平均孔隙度為26.3%，滲透率為141.4 mD，屬于高孔中滲儲層；A2井和A1P井為薄層泥質(zhì)粉砂巖夾泥巖，測井平均孔隙度為21.3%，滲透率為92.5 mD，屬于中孔中滲儲層。綜合分析認(rèn)為A1井區(qū)為濱外砂壩沉積，而A2井區(qū)在ZJ1Ⅱ下油組主要為濱外淺灘沉積。

3 濱外砂壩成因機理及展布規(guī)律

淺海陸棚環(huán)境包括近濱外側(cè)至大陸坡內(nèi)邊緣這一寬闊的陸架或廣海陸棚區(qū)。淺海通常指浪基面(10～20 m)以下至坡度突然變陡或200 m水深的區(qū)域。水動力條件較為復(fù)雜，其中包括有海流、正常的波浪和由風(fēng)暴引起的波浪以及潮流等，它們可以單獨或共同作用來控制和影響淺海陸棚沉積物的搬運和沉積[6]。濱外砂壩主要是因為波浪、風(fēng)暴流或區(qū)域循環(huán)流等的搬運而形成的一種窄長砂體，其展布方向平行或近平行于海岸線方向，以北美the Western Interiar Seaway的白堊期的濱外砂壩為例，其長軸為幾千米，短軸為幾十千米，因此，砂體在平面上常呈不規(guī)則展布[7]。

3.1 物源供給

文昌凹陷存在兩大主要的物源區(qū)，一個是位于凹陷南部的神狐隆起；一個是位于凹陷北部包括海南隆起、粵桂隆起及其相關(guān)河流體系組成的綜合物源區(qū)。由于珠江組整體上經(jīng)歷了大規(guī)模的海侵，在珠江組一段上部沉積時期，相對文昌凹陷來說，南部隆起、海南隆起均失去了供源能力，僅A凹北坡接受了來自古珠江水系的物源，發(fā)育長源三角洲沉積[8]。因此認(rèn)為該區(qū)在珠江組一段上部的沉積物質(zhì)是由華南陸塊經(jīng)過珠江水系搬運進入盆地，然后經(jīng)過波浪、風(fēng)暴流或區(qū)域循環(huán)流等搬運而沉積的。

3.2 古構(gòu)造和水動力環(huán)境

地層厚度從一定方面能反映當(dāng)時的古地貌環(huán)境，利用上覆海侵泥巖時間厚度法確定古構(gòu)造形態(tài)[9]。從地震剖面可以看出，在A2井區(qū)方向至A1井區(qū)方向，上覆泥巖厚度逐漸減薄，砂巖厚度逐漸增加，同時可見明顯上超現(xiàn)象(見圖5)。因此，在沉積時期，A1井區(qū)位于構(gòu)造高部位而A2井區(qū)位于構(gòu)造低部位，濱外砂壩砂體主要發(fā)育在凸起部位，遠(yuǎn)離凸起部位砂體變少。這種現(xiàn)象表明濱外砂壩的沉積明顯受控于凸起,沉積時古隆起的背景對濱外砂壩具有較為重要的作用[10]?，F(xiàn)代海底的水流研究表明，水下凸起表面的海水水流速度明顯高于周圍平原的流速，海底水流狀態(tài)是改造和搬運沉積物的重要地質(zhì)營力。由于凸起表面水流速度較快并不利于更細(xì)的沉積物沉積，這就使得古凸起的沉積物粒度略粗于周圍的物質(zhì)，這是濱外砂壩在這種構(gòu)造較高部位發(fā)育的主要原因[11]。

圖5 過A1P～A1井地震剖面 圖6 A油田ZJ1Ⅱ下油組砂體沉積模式

3.3 砂體展布規(guī)律

結(jié)合地球物理、測井及巖心資料綜合分析認(rèn)為ZJ1Ⅱ下油組沉積早期，在構(gòu)造相對凸起的部位沉積了一套巖性為細(xì)砂巖、分選磨圓較好的濱外砂壩，這套沉積物即為A1井區(qū)砂巖，而同一時期在構(gòu)造低部位則沉積了巖性較細(xì)[12]，主要為偏泥巖、粉砂質(zhì)泥巖的細(xì)粒沉積物。隨著不斷地“填平補齊”，并且在區(qū)域循環(huán)流等的水動力條件下，A2井區(qū)砂體超覆在A1井區(qū)砂體之上，形成一套濱外淺灘沉積(見圖6)。因此，A1井區(qū)砂體與A2井區(qū)砂體為不同期次的沉積物，兩套砂體之間并不連通。

4 結(jié)論

(1)結(jié)合區(qū)域沉積規(guī)律、古生物、測井及巖心資料綜合分析認(rèn)為，A油田ZJ1Ⅱ下油組沉積時期為淺海陸棚環(huán)境下的濱外灘壩沉積。其中A1井區(qū)為濱外砂壩沉積，A2井區(qū)為濱外灘砂沉積。

(2)濱外砂壩沿北北西向展布，砂體發(fā)育受古構(gòu)造影響較大：構(gòu)造高部位沉積砂體厚，低部位砂體薄，展布方向與構(gòu)造脊方向一致，A1井區(qū)砂體與A2井區(qū)砂體為不同期次的沉積物，A2井區(qū)砂體超覆在A1井區(qū)砂體之上，兩套砂體不連通。

(3)新的沉積模式合理解釋了目前的生產(chǎn)動態(tài)特征：由于A1、A2井區(qū)兩套砂體不連通，因此會出現(xiàn)生產(chǎn)動態(tài)特征差異大的特點。A1井區(qū)為砂壩主體沉積，砂巖厚度大，儲層物性好，水體能量充足，因此單井產(chǎn)能高，開發(fā)效果好；A2井區(qū)為濱外灘砂沉積，砂體厚度薄，儲層物性差，泥巖夾層發(fā)育，水體能量供給不足，單井產(chǎn)能低。

(4)為提高A2井區(qū)的開發(fā)效果，建議后續(xù)在該區(qū)部署注水井以補充地層能量。