港西油田F 19區(qū)塊砂體構(gòu)型特征及模式研究

任瑞川 曾濟(jì)楚 梁 斌

(中國石油大港油田公司第五采油廠)

0 引 言

隨著油藏開發(fā)規(guī)律研究的不斷深入，沉積相的宏觀刻畫已經(jīng)無法滿足精細(xì)儲(chǔ)層砂體非均質(zhì)性與儲(chǔ)層內(nèi)部特征研究的基本要求。為進(jìn)一步認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層地質(zhì)特征，了解剩余油富集狀態(tài)和分布情況，通過砂體間的地層對比、研究砂體互相疊置關(guān)系、野外露頭分析、高分辨率三維地震等方法對砂體進(jìn)行刻畫[1-3]，并對儲(chǔ)層砂體沉積模式進(jìn)行描述，為河道砂體中剩余油挖潛提供依據(jù)。

本文以北大港構(gòu)造帶港西主斷層下降盤F 19區(qū)塊為例，結(jié)合沉積相、測井相、三維地震、地層對比、三維建模等方法，開展F 19區(qū)塊NmⅡ2-1巖相、構(gòu)型表征、砂體疊置關(guān)系及發(fā)育特征研究，建立砂體縱向、橫向構(gòu)型模式，為港西主斷層下降盤區(qū)域的儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型研究提供支持。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

F 19區(qū)塊位于港西開發(fā)區(qū)的西南角，自上而下鉆遇地層為第四系平原組、上第三系明化鎮(zhèn)組， 明化鎮(zhèn)組下段NmⅠ、NmⅡ油組共包含15個(gè)小層39個(gè)單砂體。其中，NmⅡ油組是F 19區(qū)塊的主要含油油組，地層厚度262～290 m，巖性為灰綠色、淺棕紅色泥巖夾淺灰綠色砂巖，顏色與NmⅠ油組相比變深，所含鈣質(zhì)團(tuán)塊減少，黃鐵礦晶體增多，層理以斜層理為主，次為斜交層理；電阻率曲線呈高阻狀，上下均為穩(wěn)定的泥巖，呈下粗上細(xì)的正旋回，發(fā)育了22個(gè)單砂層，多為正韻律，具有極大的開發(fā)潛力，成為近年來產(chǎn)能建設(shè)突破的新區(qū)域。

F 19區(qū)塊主要生產(chǎn)層為NmⅡ2-1砂體，地質(zhì)儲(chǔ)量171.6×104t，屬曲流河沉積，部分鉆遇井顯示該儲(chǔ)層具有多套泥巖隔層。為了提高對F 19區(qū)塊儲(chǔ)層更精細(xì)的認(rèn)識(shí)，尋找區(qū)塊剩余油潛力區(qū)，調(diào)整、優(yōu)化區(qū)塊開發(fā)井網(wǎng)，對F 19區(qū)塊NmⅡ2-1儲(chǔ)層開展構(gòu)型研究，識(shí)別各級次沉積界面所限定的砂體單元和不連續(xù)薄夾層的幾何形態(tài)、規(guī)模大小、相互排列方式與接觸關(guān)系等結(jié)構(gòu)特征。

2 砂體構(gòu)型研究

2.1 砂體構(gòu)型縱向疊置關(guān)系研究

砂體的疊置關(guān)系對儲(chǔ)層的非均質(zhì)性及剩余油分布有重要影響，是儲(chǔ)層構(gòu)型研究的重點(diǎn)之一[4-5]。曲流河發(fā)育過程中受到可容空間、沉積物輸入量、河道水動(dòng)力強(qiáng)度等因素影響，在河道下切、水流侵蝕、河道加積作用下，導(dǎo)致河道發(fā)生遷移、改道，形成復(fù)雜的河道疊置關(guān)系[6]。

2.1.1 曲流河疊置河道成因

可容空間和沉積物輸入量的比值、河道水動(dòng)力強(qiáng)度共同控制河道的縱向疊置關(guān)系。在物源供給穩(wěn)定、可容空間和沉積物輸入量的比值低、河道水動(dòng)力強(qiáng)的條件下，河控作用突出，河道的下切作用強(qiáng)，在縱向上發(fā)育多期河道，河道疊置關(guān)系復(fù)雜，形成縱向切疊砂體，甚至獨(dú)立砂體；隨著可容空間和沉積物輸入量的比值升高，河道的下切作用減弱，水流侵蝕河道兩側(cè)，在河道內(nèi)部形成側(cè)向加積，在外部增加河道彎曲度，使河道更容易發(fā)生遷移、改道，復(fù)雜的河道疊置關(guān)系導(dǎo)致砂體間出現(xiàn)不穩(wěn)定隔夾層，形成疊加砂體；可容空間和沉積物輸入量的比值較高時(shí)，河道間的泥巖趨于穩(wěn)定，河道垂向上不發(fā)生疊置關(guān)系，形成側(cè)向拼接，隨著物源發(fā)散、河道規(guī)模減小，最終形成獨(dú)立砂體。

2.1.2 砂體疊置模型

在單砂體識(shí)別的基礎(chǔ)上，通過測井相分析，識(shí)別劃分獨(dú)立型、疊加型和切疊型3種砂體疊置方式[7]。

(1)獨(dú)立型砂體：在物源供應(yīng)不足，可容空間大的條件下形成的單砂體沉積。測井響應(yīng)中，電阻率曲線通常呈鐘型。

(2)疊加型砂體：在物源供應(yīng)充足，可容空間較大的條件下，河道通過遷移形成的側(cè)積層，砂體中通常發(fā)育隔夾層，單砂體厚度較小，砂體的延展性較差。測井響應(yīng)中，電阻率曲線呈鐘型或者漏斗型。

(3)切疊型砂體：在物源供應(yīng)充足，可容空間有限的條件下，河流不斷進(jìn)行改道，后期河道將前期發(fā)育河道的頂部細(xì)粒沉積侵蝕，形成河道砂體互相疊置切割且延伸性較好的特點(diǎn)，與臨井對比表現(xiàn)為增厚、整體粒度較粗的砂層。測井響應(yīng)中，電阻率曲線呈箱型。

2.1.3 儲(chǔ)層構(gòu)型界面劃分

F 19區(qū)塊NmⅡ2-1砂體厚度較大，全區(qū)油層連片發(fā)育，為進(jìn)一步細(xì)化地質(zhì)認(rèn)識(shí)，加大研究精度，需要對NmⅡ2-1砂體進(jìn)行儲(chǔ)層構(gòu)型界面劃分。

通過單井地層對比、測井相分析、沉積旋回研究，NmⅡ2-1砂體在垂向上表現(xiàn)出3種疊置模式(圖1)。L 1井測井解釋為上下兩個(gè)電阻率曲線為鐘型，砂體被中間一套穩(wěn)定的泥巖隔層分開，泥巖厚3.5 m，上下兩套砂體為單獨(dú)的兩期河道砂沉積，為獨(dú)立型砂體。L 2井電阻率曲線為上鐘型下箱型，二者接觸位置電阻率曲線略有回返，整體為一套正旋回-正旋回組合，且上下兩個(gè)單獨(dú)旋回較完整，解釋為兩期河道的疊加接觸，為疊加型砂體。L 3井電阻率曲線為箱型，后期河道將前期發(fā)育河道的頂部細(xì)粒沉積侵蝕，與臨井對比

圖1 單河道疊置模式

表現(xiàn)為一增厚、整體粒度較粗的砂層，為切疊型砂體。因此，根據(jù)河道的下切程度及復(fù)合河道內(nèi)砂體疊置方式，將F 19區(qū)塊NmⅡ2-1砂體解釋為由兩期單河道疊加形成，可將該砂體細(xì)分為NmⅡ2-1-1和NmⅡ2-1-2兩套砂體。

2.1.4 砂體的復(fù)合模型

在同一期內(nèi)，構(gòu)型單元之間的側(cè)向拼接為同期復(fù)合，其作用過程主要受控于自旋回因素，河道短期內(nèi)的遷移、改道、并行等均能導(dǎo)致構(gòu)型單元同期復(fù)合[8]。同期復(fù)合包括同相復(fù)合與異相復(fù)合。

(1)同相復(fù)合為多個(gè)同類單一微相砂體拼接而成的復(fù)合砂體。識(shí)別標(biāo)志為河間沉積(如泛濫泥、溢岸砂等)、高程差、厚度變化等。L 2井與L 4井目的層對比，兩口井的測井曲線響應(yīng)特征存在較大差異，L 4井比L 2井高程低13 m，結(jié)合地震屬性分析，兩口井鉆遇為不同的兩個(gè)點(diǎn)壩砂體(圖2)。

圖2 同相復(fù)合砂體對比

(2)異相復(fù)合為多個(gè)不同類單一微相砂體拼接而成的復(fù)合砂體。在同一時(shí)間段，平面上的微地貌存在差異，從而形成不同成因砂體，這些不同成因類型砂體側(cè)向拼接形成異相復(fù)合，如河道-溢岸復(fù)合砂體，識(shí)別標(biāo)志為相帶變化，廢棄或末期河道等。L 5井與L 6井Nm 2-2-1-2砂體進(jìn)行對比(圖3)，L 5井在該層的測井解釋為底部沉積一層較薄的河道滯留砂，頂部沉積一段較厚的泥巖，為廢棄河道沉積。L 6井測井響應(yīng)為一漏斗狀，為一段砂巖沉積，河流微相解釋為點(diǎn)砂壩。廢棄河道代表一個(gè)點(diǎn)壩的結(jié)束，而最后一期廢棄河道則代表一次性河流沉積作用的改造，可根據(jù)廢棄河道區(qū)分出不同的河道砂體。

圖3 異相復(fù)合砂體對比

2.2 砂體構(gòu)型橫向表征方法研究

點(diǎn)砂壩是單一河道的重要沉積單元，目前點(diǎn)砂壩砂體主要通過沉積層序上的垂向正韻律特征、砂體呈透鏡狀分布和廢棄河道伴生3個(gè)典型標(biāo)志對其進(jìn)行識(shí)別[9]。本文通過測井曲線形態(tài)識(shí)別砂體內(nèi)部構(gòu)型特征，利用水平井鉆遇砂體的側(cè)積體來研究點(diǎn)砂壩的橫向展布。

2.2.1 內(nèi)部構(gòu)型表征方法

F 19區(qū)塊NmⅡ2-1砂巖層段沉積特征表現(xiàn)為頂部漸變接觸，底部突變接觸，表明沉積過程物源供給逐漸減少，水動(dòng)力條件逐漸減弱的變化過程，可識(shí)別出4種沉積微相：天然堤(巖性為細(xì)砂、粉砂巖、泥巖，垂向上砂、泥巖互層發(fā)育)；決口扇(與天然堤共生，但沉積物的粒度較粗，由細(xì)、粉砂巖組成)； 點(diǎn)砂壩(以砂巖為主，成分復(fù)雜，常為長石砂巖，巖屑砂巖等，粒度范圍變化較大)；廢棄河道(主要以泥巖、粉砂巖為主)。

2.2.2 點(diǎn)砂壩的內(nèi)部構(gòu)型研究

在點(diǎn)砂壩識(shí)別的基礎(chǔ)上，進(jìn)行點(diǎn)砂壩內(nèi)部解剖。應(yīng)用地下多井資料進(jìn)行模式擬合，主要分析點(diǎn)砂壩內(nèi)部側(cè)積體和泥質(zhì)側(cè)積層的分布，側(cè)積層指向廢棄/末期河道方向，把多期側(cè)積體分隔成一系列“半連通體”。

點(diǎn)砂壩內(nèi)部側(cè)積層巖性包括泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖；巖電標(biāo)定結(jié)果顯示泥質(zhì)夾層厚介于0.2～2.6 m；測井曲線表現(xiàn)出微電極曲線明顯回返，幅度差減小；自然伽馬曲線亦見回返，自然電位曲線輕微回返。經(jīng)統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)：側(cè)積層越厚，微電極回返量越大，幅度差越小(圖4)。

利用該區(qū)塊三口水平井上反映的泥質(zhì)夾層信息確定點(diǎn)砂壩內(nèi)部側(cè)積體(圖5)，經(jīng)統(tǒng)計(jì)，各側(cè)積體規(guī)模大小在90～190 m。此外，據(jù)現(xiàn)代高彎度曲流河點(diǎn)壩與河寬間的線性關(guān)系可以定量計(jì)算側(cè)積體規(guī)模[10]：

Wd=3.631 9W+40.612

式中：Wd為側(cè)積體水平寬度，m；W為活動(dòng)河道滿岸寬度，m。

L 9井鉆遇廢棄河道，其寬度為18 m。廢棄河道標(biāo)志著河道側(cè)向加積的結(jié)束，故可作為當(dāng)時(shí)活動(dòng)河道滿岸寬度，將L 9井鉆遇的廢棄河道寬度帶入上式計(jì)算得出側(cè)積體水平寬度106 m左右。

圖4 單井側(cè)積層識(shí)別

圖5 水平井側(cè)積層解釋

3 儲(chǔ)層沉積微相研究

3.1 單一河道的測井識(shí)別標(biāo)志

根據(jù)河流沉積演化規(guī)律及砂體的疊置關(guān)系，確定了4類單一河道邊界的識(shí)別標(biāo)志：

(1)河道砂體頂面高程差異，不同期次的河道砂體受沉積古地形、沉積水動(dòng)力強(qiáng)度及河道改道的影響，單一河道砂體頂面距標(biāo)志層的相對距離會(huì)存在一定差別。

(2)不連續(xù)的河間沉積，由于河道洪水期的滿溢等作用，在單一河道側(cè)緣往往發(fā)育細(xì)粒沉積物，如溢岸砂沉積。

(3)河道砂體厚度的差異，河流在沉積過程中由于局部水動(dòng)力和古地形等差異，必然會(huì)導(dǎo)致河道沉積厚度出現(xiàn)不同。

(4)廢棄河道反映點(diǎn)砂壩發(fā)育的結(jié)束。

3.2 儲(chǔ)層沉積微相研究方法

以測井砂體解釋為基礎(chǔ)，先采用隨機(jī)插值勾勒砂巖厚度等值線，有井控制區(qū)考慮沉積模式與砂體展布。從砂體等厚圖中可以看出(圖6)，F(xiàn) 19區(qū)塊NmⅡ2-1上下兩套成因砂體分布主要為連片狀，砂體厚度由北西向南東方向逐漸增厚，證明河道沉積中心位于L 2、L 4井區(qū)。NmⅡ2-1-1砂體厚度在部分井區(qū)存在異常，經(jīng)單井對比分析是河流微相發(fā)生變化。NmⅡ2-1-2砂體東部連片，在西部L 20井區(qū)砂體尖滅。

圖6 F 19區(qū)塊NmⅡ2-1-1與NmⅡ2-1-2砂體厚度

按旋回控制、巖性差別、夾層分隔、等厚劈分等方法，對該區(qū)塊21口井形成2橫3縱骨架剖面及部分加密對比，完成2套砂體的地層剖分對比及微相劃分(圖7)；結(jié)合沉積規(guī)律，重點(diǎn)考慮油水關(guān)系與注采井網(wǎng)，研究刻畫砂體儲(chǔ)層沉積微相展布(圖8)。

圖7 連井剖面?zhèn)确e層解釋

圖8 F 19區(qū)塊微構(gòu)造及砂體構(gòu)型

4 剩余油分布特征研究

油藏長期注水開發(fā)實(shí)踐證明，油藏地質(zhì)特征和開發(fā)方式是影響剩余油分布的主控因素[11-12]。F 19區(qū)塊明化鎮(zhèn)組剩余油分布主要受控于儲(chǔ)層構(gòu)型的河道沉積韻律、廢棄河道、點(diǎn)砂壩側(cè)積層等物性。在開發(fā)過程中，注水方向、井網(wǎng)完善程度、動(dòng)用情況也對剩余油的分布產(chǎn)生較大的影響。

4.1 沉積韻律對剩余油分布的影響

F 19區(qū)塊明化鎮(zhèn)組沉積韻律以正韻律為主，滲透率極差4.11，變異系數(shù)1.32，層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，從而影響單砂體垂向剩余油分布。通常，正韻律下部高滲透油層段水洗嚴(yán)重，而在韻律上部由于水洗作用相對較弱，剩余油飽和度較高。通過位于NmⅡ2-1單砂體上L 11、L 3、L 1和L 7的連井剖面(圖7)可知，測井解釋反映出剩余油主要分布在河道的中上部，而中部及下部已經(jīng)被水淹。

4.2 廢棄河道對剩余油分布的影響

廢棄河道是控制點(diǎn)砂壩內(nèi)部剩余分布的另一個(gè)關(guān)鍵因素。由于廢棄河道的遮擋作用，廢棄河道與主河道通常是弱連通甚至不連通，從而砂體的底部水洗作用較強(qiáng)，頂部剩余油富集。在NmⅡ2-1_2砂體含油飽和度分布圖及對應(yīng)的儲(chǔ)層構(gòu)型平面分布圖上可以看到，由于廢棄河道的遮擋，在L 20井區(qū)剩余油富集，部署了L 17、L 19、L 21井3口水平井后(圖9)，平均單井產(chǎn)量達(dá)到30 t/d，高于平均水平17 t/d。

圖9 F 19區(qū)塊NmⅡ2-1-2砂體含油飽和度分布

4.3 側(cè)積層泥質(zhì)夾層對剩余油分布的影響

側(cè)積層泥質(zhì)夾層也是影響點(diǎn)砂壩剩余油分布和富集狀態(tài)的主要因素。剩余油分布狀況除了受到夾層傾角、夾層之間的間距、延伸規(guī)模等因素影響以外，還與注水井沿著側(cè)積層的注入方向有很大關(guān)系。當(dāng)平行于側(cè)積層方向注水時(shí)，該側(cè)積體的采出程度高，但其余側(cè)積體幾乎沒有動(dòng)用，開發(fā)效果不佳，存在局部剩余油富集區(qū)域。當(dāng)垂直于側(cè)積層方向注水時(shí)，由于受到側(cè)積層的遮擋，注入水不易突擊，且注入水波及系數(shù)高，最終驅(qū)油效率高，例如L 15、L 14、L 8等井。

4.4 井網(wǎng)完善程度對剩余油分布的影響

井網(wǎng)的完善程度對剩余油的分布也具有較大的影響，井網(wǎng)不完善造成剩余油富集。油井投產(chǎn)后，開發(fā)過程中不斷釋放油藏彈性能量，地層壓力逐漸下降，使地下遠(yuǎn)離井筒的區(qū)域形成局部剩余油。在NmⅡ2-1-1模擬層剩余油飽和度平面分布圖中橢圓圈定的區(qū)域，由于周圍井均為生產(chǎn)井，導(dǎo)致砂體有采無注，該區(qū)域剩余油飽和度較高，目前L 3井已經(jīng)轉(zhuǎn)注，井組見效情況仍在觀察之中。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

油藏開發(fā)進(jìn)入中后期密井網(wǎng)開發(fā)階段后，為進(jìn)一步挖掘油藏潛力，結(jié)合沉積相、測井相、三維地震、地層對比、三維建模等方法，從砂體縱向、橫向分別開展砂體疊置、沉積微相構(gòu)型研究，是提高油藏開發(fā)水平的又一可行途徑。

通過建立測井響應(yīng)與砂體疊置的關(guān)系，可將連片發(fā)育的砂體解釋為多個(gè)單砂體縱向疊置的復(fù)合體，進(jìn)而探索單砂體內(nèi)部發(fā)育的隔夾層以及廢棄河道特征，指導(dǎo)剩余油潛力研究。此外，對于巖性油氣藏占主導(dǎo)規(guī)模油藏，可通過儲(chǔ)層構(gòu)型研究，細(xì)分差異儲(chǔ)層，解決部分井組油水關(guān)系矛盾。

依據(jù)F 19區(qū)塊儲(chǔ)層構(gòu)型的認(rèn)識(shí)成果，以單個(gè)側(cè)積體為研究單元，重點(diǎn)挖掘剩余油富集的側(cè)積體，實(shí)施后取得了較好的開發(fā)效果，為同類油藏的精細(xì)化研究提供了理論依據(jù)。