渤海B油田低滲儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”發(fā)育主控因素及分布模式

梁旭，劉暢，解超，高玉飛，高云峰

(1.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028； 2.中海油研究總院有限責(zé)任公司， 北京 100028)

0 引言

前人針對(duì)B油田尚未做過相關(guān)“甜點(diǎn)”預(yù)測(cè)的研究工作。本文以渤海海域B油田沙一、沙二段辮狀河三角洲儲(chǔ)層為例，充分利用錄井、測(cè)井、巖芯、微觀分析及地震信息，從低滲儲(chǔ)層影響因素分析出發(fā)，結(jié)合相對(duì)高滲儲(chǔ)層滲透率界限，提出了適應(yīng)油田實(shí)際的低滲儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”成因類型劃分方案，并建立了“甜點(diǎn)”分布模式，對(duì)“甜點(diǎn)”分布預(yù)測(cè)，提高低滲油田注氣采收率等起到了有效的指導(dǎo)作用。

1 地質(zhì)概況

B油田位于渤海南部海域，西距塘沽約180 km，南距龍口80 km。構(gòu)造位置上位于渤南潛山帶南側(cè)，受主控?cái)鄬盂皬]斷裂右旋張扭活動(dòng)的影響，斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈，斷裂系統(tǒng)復(fù)雜(周海燕等，2005；周立業(yè)等，2019)。目的層段為古近系沙河街組沙一、二段。

B油田沙河街組巖石成分成熟度較低，巖石類型以長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。砂巖粒徑范圍變化較大(粉砂、細(xì)砂、中砂、粗砂和不等粒結(jié)構(gòu)均有)，分選中等、磨圓以次棱、次棱—次圓為主。該區(qū)塊的孔隙類型多樣，主要發(fā)育粒間孔、顆粒內(nèi)孔(包括溶蝕孔、晶間孔)。溶蝕作用強(qiáng)烈，主要是長(zhǎng)石溶蝕、巖屑溶蝕和碳酸鹽等不穩(wěn)定礦物經(jīng)過碳酸和有機(jī)酸溶蝕作用改善物理性質(zhì)，形成次生孔隙(圖1)。研究區(qū)目的層儲(chǔ)層主要以點(diǎn)狀喉為主，局部可見片狀喉、管狀喉等。壓汞資料分析結(jié)果，目的層喉道(孔喉)半徑屬于細(xì)喉，喉道分析系數(shù)為1.19，喉道分選系數(shù)中等?？傮w來看B油田沙一、二段儲(chǔ)層具有中低孔、中低滲特征，且不同區(qū)塊間儲(chǔ)層物性有差異。其中B2區(qū)塊平均滲透率為24 mD。

圖1 BZ2-4D井低滲儲(chǔ)層特征

2 低滲儲(chǔ)層發(fā)育主控因素

低滲儲(chǔ)層的發(fā)育往往由原始沉積條件和成巖改造共同控制，其中沉積條件包括儲(chǔ)層沉積相帶和砂巖成分、結(jié)構(gòu)等，成巖改造條件包括壓實(shí)、膠結(jié)、溶解等成巖作用以及構(gòu)造活動(dòng)形成的裂縫，兩方面的作用共同控制著平面上不同區(qū)塊、垂向上不同層位儲(chǔ)層的質(zhì)量差異(楊玉卿等,2010；劉麗園等，2019；汪鑫和柳成志，2019；高玉飛等，2019)。

2.1 原始沉積條件對(duì)儲(chǔ)層的控制

沉積相分析表明沙一、二段發(fā)育受西南方向物源控制的辮狀河三角洲沉積(圖2)，從巖芯觀察的結(jié)果來看，由西南向東北方向儲(chǔ)層的碎屑粒徑逐漸變細(xì)，分選變好，巖屑組分中石英含量逐漸增高，巖屑和長(zhǎng)石降低，成分成熟度逐漸增加(圖3)。因此在原始沉積條件的控制下，沙一段和沙二段儲(chǔ)層的物性整體表現(xiàn)為西南向東北變好的趨勢(shì)(丁曉琪等，2013；梁旭等，2020)。

圖2 B油田沙二段沉積相分布特征

圖3 B油田沙河街儲(chǔ)層沿物源方向分選特征

2.2 成巖改造對(duì)儲(chǔ)層的控制

成巖改造作用主要包括壓實(shí)、膠結(jié)及溶解作用，其中壓實(shí)和膠結(jié)作用為破壞性成巖作用，溶解作用為建設(shè)性成巖作用(彭志春等，2017；韓華峰等，2019；胡勇等，2019；曾曉華等，2021)。根據(jù)巖石類型、成巖作用類型、顆粒接觸關(guān)系、膠結(jié)類型等將成巖相劃分為五種主要類型，即強(qiáng)溶蝕相、中溶蝕弱膠結(jié)相、弱溶蝕中膠結(jié)相、鈣質(zhì)強(qiáng)膠結(jié)相和強(qiáng)壓實(shí)相(表1)，形成的儲(chǔ)層物性依次變差。

陽翰笙聽后并不氣惱，仍執(zhí)意請(qǐng)茅盾作序。于是茅盾就在序中不客氣地寫道：“《地泉》在描寫人物時(shí)用了臉譜主義手法，在結(jié)構(gòu)和故事情節(jié)上出現(xiàn)了公式化現(xiàn)象；在語氣上用標(biāo)語口號(hào)式的言詞來表達(dá)感情。因此，從整個(gè)作品來講，《地泉》是很不成功的，甚至是失敗的。”

表1 B油田沙河街儲(chǔ)層成巖相劃分

(1)強(qiáng)溶蝕相：此類成巖相主要分布于積水動(dòng)力強(qiáng)、粒度較粗的微相當(dāng)中，包括分流河道和河口壩的主體部分，沉積物的結(jié)構(gòu)、成分成熟度也最高，早期有碳酸鹽巖膠結(jié)，但沒有形成致密膠結(jié)，殘存的原始孔隙為后期的溶蝕作用提供了便利通道，使得大量碳酸鹽巖、長(zhǎng)石溶蝕，形成粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。

(2)中溶蝕弱膠結(jié)相：主要分布在分選較好、泥質(zhì)含量低的沉積微相。粒度較分流河道和壩主體細(xì)，且含有少量的泥質(zhì)，影響了流體的滲濾，造成了中等的溶蝕作用。

(3)弱溶蝕中膠結(jié)相：主要分布在粒度較細(xì)但分選好、泥質(zhì)含量低的壩緣和席狀砂微相中。弱溶蝕中膠結(jié)成巖相與中溶蝕弱膠結(jié)成巖相沉積特征相似，所不同的是，由于水動(dòng)力的影響，沉積砂體粒度更細(xì)，泥質(zhì)含量增加。

(4)鈣質(zhì)強(qiáng)膠結(jié)相：沉積邊緣微相中，由于邊緣沉積主要是壩主體外緣向席狀砂過渡沉積形成的結(jié)構(gòu)成熟度相對(duì)較高的砂泥互層，砂泥巖壓實(shí)過程中的孔隙流體壓差，在流體從壓力較高的灘向壓力較低的壩主體滲濾時(shí)，壩側(cè)緣是必經(jīng)之路，從而容易持續(xù)形成致密膠結(jié)。

(5)強(qiáng)壓實(shí)相：該類成巖相主要分布在席狀砂和湖相泥微相中，沉積物粒度較細(xì)，以泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖、頁(yè)巖為主，由于泥質(zhì)含量較高，機(jī)械壓實(shí)是最主要的成巖特征，孔隙度和滲透率都很低，儲(chǔ)層物性差。

從成巖相的劃分以及特征來看，好的沉積相帶更有利于接受好的成巖作用改造進(jìn)而發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。因此在低滲儲(chǔ)層中尋找“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層，其主控因素主要是沉積作用。

3 低滲儲(chǔ)層中“甜點(diǎn)”分布模式

低滲儲(chǔ)層中尋找“甜點(diǎn)”，首先需要建立“甜點(diǎn)”的劃分標(biāo)準(zhǔn)。B油田2區(qū)塊北中塊目的層平均滲透率約60 mD，屬于相對(duì)中滲儲(chǔ)層區(qū)塊，南塊P10井和4D井整體滲透率較小，為低滲儲(chǔ)層。因此，本次在明確“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層界限標(biāo)準(zhǔn)基礎(chǔ)上，重點(diǎn)分析其發(fā)育規(guī)律及分布模式。

3.1 “甜點(diǎn)”儲(chǔ)層分類方案

“甜點(diǎn)”即相對(duì)高滲透條帶，是指儲(chǔ)集體內(nèi)滲透率值明顯高于儲(chǔ)層平均滲透率值的巖層，既包括由沉積、成巖等作用形成的原生高滲透率巖層，也包含開發(fā)過程中由于注入介質(zhì)、高速開采等因素影響形成的次生高滲透巖層。高滲透條帶研究技術(shù)，指的是充分利用動(dòng)靜態(tài)資料來定量刻畫高滲透條帶在三維空間展布特征的精細(xì)描述技術(shù)，對(duì)注氣開發(fā)中的驅(qū)替效率、評(píng)價(jià)注氣開發(fā)效果具有重要意義(郭長(zhǎng)春，2014)。

根據(jù)B油田沙河街組巖芯滲透率數(shù)據(jù)分析結(jié)果，南塊低滲儲(chǔ)層平均滲透率基本均小于15 mD，北中塊高滲儲(chǔ)層平均滲透率普遍大于10 mD(圖4)。結(jié)合高滲、低滲純巖芯孔、滲交會(huì)分析結(jié)果，并參考碎屑巖儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為10 mD可作為低滲儲(chǔ)層與相對(duì)高滲條帶間的滲透率界限值。

圖4 B油田巖芯孔滲分布圖

根據(jù)B油田沙二段各小層砂體滲透率分布圖與沉積相圖疊合對(duì)比分析結(jié)果，河道及河口壩砂體為主要砂體類型，物性較好，并且河道砂體物性略優(yōu)于河口壩砂體。以2區(qū)塊沙二段不同微相類型砂體為研究對(duì)象，根據(jù)滲透率大于10 mD的相對(duì)高滲儲(chǔ)層厚度(h)所占該套砂體總厚度(H)比例的差異，結(jié)合2區(qū)塊南塊各儲(chǔ)量單元相對(duì)高滲儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)律，將2區(qū)塊低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶細(xì)分為3大類。

研究結(jié)果表明，低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶的發(fā)育主要受沉積微相的影響，包括河口壩、席狀砂體，河道、河口壩砂體及河道主體砂3大類(表2)。其中，河口壩、席狀砂體的相對(duì)高滲條帶占比(h/H)分布范圍為0～20%，河道、河口壩砂體相對(duì)高滲條帶占比(h/H)分布范圍為20%～60%，河道主體砂相對(duì)高滲條帶占比(h/H)分布范圍為60%～100%。

表2 B油田低滲儲(chǔ)層相對(duì)高滲條帶分類表

(1)河道型相對(duì)高滲條帶：河道型相對(duì)高滲條帶主要包括以下三方面特征：①發(fā)育典型河道砂體，厚度較大，下部滲透率較上部更大；②平面分布方面，相對(duì)高滲條帶發(fā)育于主河道中間部位，滲透率相對(duì)較高；③雜基普遍充填，上部泥質(zhì)含量相對(duì)較高，GR曲線具齒化特征。

(2)河口壩型相對(duì)高滲條帶：河口壩型相對(duì)高滲條帶主要包括以下兩方面特征：①發(fā)育河口壩砂體，測(cè)井相型呈漏斗形，厚度較大，巖性整體下細(xì)上粗，相比河道型砂體，泥質(zhì)含量相對(duì)較高；②相對(duì)高滲儲(chǔ)層位于砂體上部，滲透率較大，下部滲透率相對(duì)較小。

(3)席狀砂型相對(duì)高滲條帶：席狀砂型相對(duì)高滲條帶主要包括以下兩方面特征：①發(fā)育席狀砂體，巖性整體較細(xì)，泥質(zhì)含量相對(duì)較高，厚度相對(duì)較小，測(cè)井相型多呈指狀；②相對(duì)高滲儲(chǔ)層位于砂體中部，與頂?shù)咨绑w相比滲透率相對(duì)較大。

3.2 “甜點(diǎn)”儲(chǔ)層分布模式

以相對(duì)高滲條帶成因類型劃分為基礎(chǔ)，結(jié)合辮狀河三角洲不同微相砂體縱向疊置與平面展布規(guī)律及地球物理響應(yīng)特征，建立了不同類型相對(duì)高滲條帶空間分布模式，為B油田2區(qū)塊相對(duì)高滲條帶分布預(yù)測(cè)奠定了基礎(chǔ)。

根據(jù)井點(diǎn)砂體的縱向發(fā)育特征，劃分出三大類、五小類相對(duì)高滲儲(chǔ)層單井分布模式。首先，根據(jù)一套低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲儲(chǔ)層發(fā)育的數(shù)量，劃分為單層型、雙層型、多層型三大類；再根據(jù)相對(duì)高滲砂體的發(fā)育位置，將單層型進(jìn)一步細(xì)分為底部型、中部型和頂部型3類，分別對(duì)應(yīng)河道型、席狀砂型、頂部型相對(duì)高滲條帶。

根據(jù)相對(duì)高滲條帶厚度的差異，雙層型分布模式也可細(xì)分為薄層型和厚層型兩種，主要受不同微相砂體與不同成因類型相對(duì)高滲條帶的縱向疊置程度的影響。類似地，多層型分布模式包括三層型、四層型等多種類型(圖5)。

圖5 B油田低滲儲(chǔ)層相對(duì)高滲條帶分布模式綜合圖

(1)單層頂部型(模式一)：井點(diǎn)發(fā)育一層相對(duì)高滲儲(chǔ)層，位于一套低滲砂層的頂部，結(jié)合微相組合關(guān)系及平面展布規(guī)律，該類型相對(duì)高滲條帶主要發(fā)育在辮狀河三角洲前緣河口壩砂體頂部。

(2)單層中部型(模式二)：井點(diǎn)發(fā)育一層相對(duì)高滲儲(chǔ)層，位于一套低滲砂層的中部，結(jié)合微相組合關(guān)系及平面展布規(guī)律，當(dāng)在一支分流河道與另一支河道前緣河口壩側(cè)向疊置，并且疊置程度較低時(shí)，相對(duì)高滲條帶發(fā)育于大套低滲砂層中部。

(3)單層底部型(模式三)：井點(diǎn)發(fā)育一套相對(duì)高滲儲(chǔ)層，位于一套低滲砂層的底部，結(jié)合微相組合關(guān)系及平面展布規(guī)律，該類型相對(duì)高滲條帶主要發(fā)育在辮狀河三角洲前緣前端的分流河道砂體底部。

(4)雙層型(模式四)：井點(diǎn)發(fā)育兩套相對(duì)高滲儲(chǔ)層，結(jié)合微相組合關(guān)系及平面展布規(guī)律，該類型高滲條帶主要是由于分流河道側(cè)向疊置形成，主要發(fā)育于靠近三角洲前緣根部的位置，距離物源相對(duì)較近。

(5)多層型(模式五)：井點(diǎn)發(fā)育三套(及以上)相對(duì)高滲儲(chǔ)層，結(jié)合微相組合關(guān)系及平面展布規(guī)律，當(dāng)在一支分流河道與另一支河道前緣河口壩側(cè)向疊置，并且疊置程度較高時(shí)，縱向上會(huì)發(fā)育多層疊置的相對(duì)高滲條帶。

4 “甜點(diǎn)”儲(chǔ)層分布預(yù)測(cè)

為更準(zhǔn)確地表征并預(yù)測(cè)沙二段相對(duì)高滲條帶的分布范圍，開展基于相模式的振幅、波形聚類分析(井涌泉等，2014；黃鳳祥等，2016；胡光義等，2018)。通過分析相對(duì)高滲儲(chǔ)層厚度與不同地震屬性的相關(guān)性，RMS振幅、平均瞬時(shí)振幅、波形面積、波形平均彎度對(duì)相對(duì)高滲條帶較敏感。因此，采用多屬性量化預(yù)測(cè)方法，以振幅類屬性為主要自變量，并以平面沉積微相展布為約束，圈定了南塊低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶的分布范圍(圖6)。分析表明沙二段相對(duì)高滲儲(chǔ)層占比一般小于80%，屬于模式三、模式四、模式五，其中，4D井屬于雙層型相對(duì)高滲條帶(模式四)；P10井屬于單層底部(模式三)或雙層相對(duì)高滲條帶(模式四)。

圖6 B油田不同儲(chǔ)量單元相對(duì)高滲條帶分布預(yù)測(cè)圖

依據(jù)地震預(yù)測(cè)“甜點(diǎn)”部署了1注3采注氣井組，其中B20井為注氣井，部署在高部位；B18井為采油井，與B20井之間有雙層型高滲條帶分布(模式四)，為避免氣竄需要拉大注采井距至500 m；B19井和2-P10井為采油井，主要為單層底部型高滲條帶(模式三)，可適當(dāng)縮小井距至300 m。

5 結(jié)論

(1)以沉積相、物性、微觀儲(chǔ)層分析為基礎(chǔ)，明確了B油田2區(qū)塊低滲儲(chǔ)層發(fā)育分別受原始條件和后天成巖改造的影響，但原始沉積相對(duì)于“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層的分布起到?jīng)Q定性作用。

(2)以巖芯分析滲透率統(tǒng)計(jì)結(jié)果，確定B油田2區(qū)塊低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲儲(chǔ)層滲透率界限為10 mD。低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶的發(fā)育主要受沉積微相的影響，包括河口壩、席狀砂體，河道、河口壩砂體及河道主體砂3大類，并根據(jù)相對(duì)高滲儲(chǔ)層厚度占比的差異，細(xì)分為5小類。

(3)B油田2區(qū)塊低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶分布模式主要包括3大類5小類，其中，單層頂部型主要發(fā)育在河口壩砂體頂部，單層底部型主要發(fā)育在三角洲前緣前端的分流河道砂體底部，雙層型主要發(fā)育再分流河道側(cè)向疊置位置，單層中部型和多層型主要發(fā)育在分流河道與河口壩側(cè)向疊置位置。

(4)采用多屬性量化預(yù)測(cè)方法，圈定了2區(qū)塊南塊沙二段低滲儲(chǔ)層中相對(duì)高滲條帶的分布范圍；其中4D井屬于河道、河口壩砂體相對(duì)高滲條帶，P10井屬于河口壩、席狀砂體相對(duì)高滲條帶。