鄧 猛 金寶強(qiáng) 廖 輝 謝 京 潘 杰

中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

淺水三角洲砂體為我國(guó)主要含油氣盆地內(nèi)重要的油氣儲(chǔ)集層類型之一[1-3],針對(duì)淺水三角洲沉積,國(guó)內(nèi)外學(xué)者做了大量工作,探討了淺水三角洲發(fā)育主控因素、沉積背景、動(dòng)力機(jī)制等特征[4-5]，并利用現(xiàn)代沉積、地下地質(zhì)資料、地震資料及數(shù)值模擬等方法,分析了儲(chǔ)層構(gòu)型特征及儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的影響[6-9],但這一研究主要集中在朵狀或連片狀分布的三角洲中,對(duì)于鳥足狀淺水三角洲研究較少。

近年來(lái)研究表明,鳥足狀淺水三角洲儲(chǔ)集砂體結(jié)構(gòu)復(fù)雜、類型多樣,各類型砂體縱向頻繁切疊,橫向快速變化,空間上河道砂體與河口壩砂體發(fā)育及保存程度不一,儲(chǔ)層構(gòu)型復(fù)雜,非均質(zhì)性強(qiáng)[10-12]。渤海C油田明下段為典型鳥足狀淺水三角洲沉積,其儲(chǔ)集砂體以河壩砂體為主,河道砂體次之。該油田經(jīng)過(guò)十多年注水開發(fā),雖然取得良好效果,但隨著進(jìn)入中高含水階段,其縱向、平面注采矛盾日益凸顯。而這一矛盾主要是由單砂體構(gòu)型及儲(chǔ)層內(nèi)部物性非均質(zhì)性等因素所致。考慮到儲(chǔ)層內(nèi)部剩余油分布與儲(chǔ)層構(gòu)型及儲(chǔ)層構(gòu)型隨基準(zhǔn)面變化的演化規(guī)律關(guān)系密切,因此有必要對(duì)研究區(qū)開展基準(zhǔn)面旋回內(nèi)的砂體構(gòu)型演化規(guī)律研究[13]。

本文以渤海C油田南塊明下段為例,利用豐富高品質(zhì)的地震資料及巖心、測(cè)井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料,運(yùn)用高分辨率層序地層學(xué)理論和構(gòu)型研究方法,深入探討了基準(zhǔn)面旋回背景下河壩砂體構(gòu)型特征及演化規(guī)律,以期為該油田開發(fā)后期的剩余油分布預(yù)測(cè)和綜合調(diào)整研究提供指導(dǎo)。

1 研究背景

渤海C油田位于渤海南部海域,西南距塘沽 150 km,東南距龍口127 km。構(gòu)造上位于南界構(gòu)造大斷層下降盤,渤中凹陷與黃河口凹陷分界處。東鄰渤南低凸起、西接埕北低凸起,北靠渤中生油凹陷,為油氣聚集的有利場(chǎng)所[14-15]。研究區(qū)北東-北東東向雁行式斷層與北東東-近東西向斷層發(fā)育,平面上構(gòu)成“Z”字型網(wǎng)格狀構(gòu)造,區(qū)域上劃分為北塊、中塊和南塊3個(gè)區(qū)塊，見圖1。

研究表明,研究區(qū)主要含油層段為明化鎮(zhèn)組下段,自上而下劃分為6個(gè)油組:NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ、NmⅥ,其中主力油組為NmⅣ和NmⅤ。區(qū)域沉積相分析認(rèn)為,該區(qū)明下段主要為淺水三角洲前緣沉積,巖性以灰色泥巖和淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖為主。層序地層劃分表明,明下段為一個(gè)三級(jí)層序,內(nèi)部由自粗變細(xì)的上升半旋回和自細(xì)變粗的下降半旋回組成。

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造及區(qū)內(nèi)井位分布圖

2 基準(zhǔn)面旋回特征

對(duì)于基準(zhǔn)面旋回級(jí)次劃分,前人做了大量工作[16-17]。本次研究基于鉆測(cè)井、地震資料等,運(yùn)用高分辨層序地層學(xué)理論,建立了渤海C油田明下段高分辨率層序地層格架。

2.1 長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回

研究區(qū)明下段發(fā)育一個(gè)完整長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回,其中主力油層NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油組對(duì)應(yīng)長(zhǎng)期基準(zhǔn)面的上升半旋回,反映沉積水體變深、可容納空間增大的過(guò)程。

2.2 中期基準(zhǔn)面旋回

在長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回內(nèi),主力油層識(shí)別出2個(gè)完整型中期基準(zhǔn)面旋回(MSC 1和MSC 2),且為上升半旋回為主的不對(duì)稱型。根據(jù)垂向巖性變化及在長(zhǎng)期旋回中所處位置,不同旋回期沉積特征差異明顯:MSC 1旋回期發(fā)育NmⅥ油組和NmⅤ油組下部沉積,砂體發(fā)育,泥巖隔夾層少;MSC 2旋回期發(fā)育NmⅣ油組和NmⅤ油組上部沉積,旋回底部砂體發(fā)育,向上泥巖增多,砂地比低。

2.3 短期基準(zhǔn)面旋回

在中期基準(zhǔn)面旋回內(nèi),主力油層識(shí)別出5個(gè)短期旋回(SSC 1～SSC 5),其中Ⅴ油組對(duì)應(yīng)短期旋回SSC 2～SSC 3,Ⅳ油組對(duì)應(yīng)SSC 4～SSC 5。根據(jù)垂向巖性變化及在中期旋回中所處位置,不同旋回期沉積特征差異明顯:SSC 2～SSC 3旋回期砂體較SSC 4～SSC 5旋回期更為發(fā)育,且主要分布在短期旋回上升半旋回底部及下降半旋回頂部,反映較低基準(zhǔn)面條件下較強(qiáng)水動(dòng)力沉積特征。

3 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)沉積砂體構(gòu)型演化

儲(chǔ)層構(gòu)型是控制地下水運(yùn)動(dòng)及剩余油分布的主要地質(zhì)因素,開展儲(chǔ)集砂體構(gòu)型研究對(duì)剩余油分布預(yù)測(cè)及油田挖潛意義重大[18-19]。此次研究以超短期基準(zhǔn)面旋回(小層)為作圖單元,應(yīng)用豐富的鉆測(cè)井及巖心資料,探討了中期基準(zhǔn)面旋回控制下的河壩砂體構(gòu)型演化規(guī)律,以主力油層Ⅳ油組和Ⅴ油組為例。

3.1 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)平面形態(tài)演化

旋回劃分結(jié)果表明,Ⅴ油組和Ⅳ油組由中期旋回MSC 1和MSC 2部分沉積組成,內(nèi)部又可劃分為4個(gè)短期旋回(SSC 2、SSC 3、SSC 4和SSC 5),其中Ⅴ6.2～Ⅴ4小層及Ⅴ3.2～Ⅴ1小層對(duì)應(yīng)SSC 2和SSC 3旋回,Ⅳ8.2～Ⅳ4.2小層及Ⅳ4.1～Ⅳ1小層對(duì)應(yīng)SSC 4和SSC 5旋回,見圖2。

a)短期基準(zhǔn)面旋回內(nèi)(SSC 2時(shí)期)沉積砂體平面展布

b)短期基準(zhǔn)面旋回內(nèi)(SSC 3時(shí)期)沉積砂體平面展布

c)短期基準(zhǔn)面旋回內(nèi)(SSC 4時(shí)期)沉積砂體平面展布

d)短期基準(zhǔn)面旋回內(nèi)(SSC 5時(shí)期)沉積砂體平面展布

由圖2可見,不同旋回期河壩砂體發(fā)育規(guī)模及形態(tài)展布差異明顯。其中,Ⅴ油組河壩砂體較發(fā)育,且一般在短期旋回SSC 2和SSC 3上升半旋回底部及下降半旋回頂部,砂體厚度較厚,普遍在7～10 m之間,寬度較大,寬度在600 m以上,寬厚比70～100,平面上以樹枝狀、交織條帶狀為主。反之在上升半旋回頂部及下降半旋回底部河壩砂體厚度變薄,寬度變小,平面上呈離散單支條帶、樹枝狀展布，見圖2-a)、b)。

反觀Ⅳ油組河壩砂體發(fā)育規(guī)模變小,僅在SSC 4旋回底部砂體寬度、厚度較大,寬度一般在400 m以上,厚度7～10 m,寬厚比40～60,平面上呈交織條帶狀、樹枝狀,后期隨著基準(zhǔn)面上升,河壩砂體寬度、厚度變小,寬度200～300 m,厚度4～6 m,寬厚比30～40;SSC 5旋回期河壩砂體寬度、厚度進(jìn)一步變小,寬度100～200 m,厚度4～5 m,寬厚比25～40,平面上呈離散單條帶狀、樹枝狀展布,見圖2-c)、d)。

3.2 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)側(cè)向拼接樣式

基準(zhǔn)面升降影響砂體的沉積發(fā)育及空間疊置[20],依據(jù)河壩砂體側(cè)向接觸類型,研究區(qū)識(shí)別出4種側(cè)向拼接樣式:河壩主體側(cè)向疊置、河壩側(cè)緣側(cè)向疊置、河壩側(cè)緣相互交錯(cuò)和河壩側(cè)緣分離。研究表明,不同旋回階段河壩砂體側(cè)向拼接樣式差異明顯,以中期旋回MSC 2控制下的砂體接觸關(guān)系為例,見圖3。

圖3 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)沉積砂體側(cè)向拼接樣式

中期基準(zhǔn)面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),研究區(qū)同期砂體以河壩主體側(cè)向疊置和河壩側(cè)緣側(cè)向疊置為主。連井剖面分析表明,短期旋回SSC 3底部Ⅴ3.2和Ⅴ3.1小層多套河壩砂體發(fā)育,其中以Ⅴ3.2小層厚度更大。結(jié)合測(cè)井曲線形態(tài)及空間組合關(guān)系,分析認(rèn)為Ⅴ3.2小層單期砂體間以河壩主體側(cè)向疊置拼接樣式為主;而 Ⅴ3.1 小層單期砂體間以河壩側(cè)緣側(cè)向疊置為主,同期河壩砂體之間側(cè)向連通性好,見圖3-a)。

中期基準(zhǔn)面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),研究區(qū)同期砂體間以河壩側(cè)緣側(cè)向疊置和河壩側(cè)緣交錯(cuò)為主。連井剖面分析表明,短期旋回SSC 4底部Ⅳ8.1和Ⅳ8.2小層鉆遇較厚河壩砂體。結(jié)合測(cè)井曲線形態(tài)及空間組合關(guān)系,分析認(rèn)為Ⅳ8.2小層單期砂體間以河壩側(cè)緣側(cè)向疊置為主;而Ⅳ8.1小層單期砂體間以河壩側(cè)緣交錯(cuò)為主,同期河壩砂體間側(cè)向連通性中等,見圖3-b)。

中期基準(zhǔn)面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究區(qū)河壩砂體發(fā)育局限,同期砂體間以河壩側(cè)緣交錯(cuò)、河壩側(cè)緣分離為主,同期河壩間側(cè)向連通性較差,見圖3-c)。

3.3 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)垂向疊置樣式

受控于不同階段基準(zhǔn)面旋回,不同期砂體間垂向疊置差異明顯,一般隨著基準(zhǔn)面旋回的上升與下降呈規(guī)律性變化。以中期旋回MSC 2控制下的砂體接觸關(guān)系為例,見圖4。

圖4 基準(zhǔn)面旋回內(nèi)沉積砂體垂向疊加樣式

中期基準(zhǔn)面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),短期旋回SSC 3底部(Ⅴ3.2、Ⅴ3.1小層)砂體發(fā)育,垂向上以河壩砂體疊合型和切疊型為主,小層內(nèi)部厚層砂體間泥巖夾層不發(fā)育,垂向連通性好,見圖4-a)。

中期基準(zhǔn)面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),短期旋回SSC 4底部(Ⅳ8.2、Ⅳ8.1小層)砂體發(fā)育,垂向上以河道分離型、河道與河壩疊合型、河壩疊合型、河壩分離型為主,小層內(nèi)部不同期砂體間發(fā)育薄泥巖夾層,區(qū)域分布不穩(wěn)定,部分區(qū)域砂體垂向相互接觸,具有一定連通性,見圖4-b)。

中期基準(zhǔn)面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究區(qū)砂體較不發(fā)育,垂向上以河道分離型、河道與河壩分離型為主,局部見河道與河壩疊合型,小層內(nèi)部不同期砂體間發(fā)育較厚泥巖夾層,垂向連通性差,見圖4-c)。

4 剩余油分布模式

注水開發(fā)實(shí)踐表明,不同單砂體類型及空間疊置樣式油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律差異明顯。本次研究在工區(qū)內(nèi)建立了3種剩余油分布模式,見圖5。

4.1 河壩全疊置型剩余油分布

剩余油僅在儲(chǔ)層頂部零星分布,剩余油分布少,采收率高,見圖5-a)。

由圖5-a)可見,對(duì)于該類型砂體,注入水在儲(chǔ)層內(nèi)驅(qū)替相對(duì)均衡,水淹厚度厚,注水驅(qū)替效果好。

4.2 河道-河壩局部疊置型剩余油分布

主要分布在儲(chǔ)層頂部及底部,剩余油分布較少,采收率較高,見圖5-b)。

由圖5-b)可見,對(duì)于該類型砂體,注入水主要沿儲(chǔ)層中部-中下部運(yùn)動(dòng),水淹厚度較厚,注水驅(qū)替效果較好。

4.3 河道型剩余油分布

頂部剩余油富集,采收率較低,見圖5-c)。

由圖5-c)可見,對(duì)于該類型砂體,注入水主要沿儲(chǔ)層底部高滲透通道運(yùn)動(dòng),水淹厚度較薄,注水驅(qū)替效果較差。

綜合來(lái)看,受不同旋回期儲(chǔ)層構(gòu)型差異特征影響,在基準(zhǔn)面上升早期,工區(qū)以河壩全疊置型為主,平面寬度大,連通性好,注水驅(qū)替效果好,剩余油分布少;隨著基準(zhǔn)面上升,儲(chǔ)集砂體過(guò)渡為河道-河壩局部疊置型及河道型,其儲(chǔ)層連通性及注水驅(qū)替效果均變差,剩余油相對(duì)富集,尤其是在基準(zhǔn)面上升半旋回頂部及下降半旋回底部的儲(chǔ)集砂體中。因此,建議在油田后期調(diào)整開發(fā)過(guò)程中重點(diǎn)動(dòng)用該部分剩余油。

c)河道型剩余油分布

5 結(jié)論

1)渤海C油田明下段為一個(gè)完整長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回,其中主力油層NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油組對(duì)應(yīng)長(zhǎng)期基準(zhǔn)面上升半旋回,內(nèi)部又可細(xì)分為2個(gè)中期基準(zhǔn)面旋回,5個(gè)短期基準(zhǔn)面旋回。

2)基準(zhǔn)面升降控制河壩砂體的發(fā)育規(guī)模及空間疊置。隨基準(zhǔn)面上升,河壩砂體發(fā)育規(guī)模變小,平面上由交織條帶狀、樹枝狀過(guò)渡為離散單條帶狀;且在側(cè)向上由河壩主體側(cè)向疊置和河壩側(cè)緣側(cè)向疊置過(guò)渡為河壩側(cè)緣交錯(cuò)及河壩側(cè)緣分離;而垂向上則由河壩疊合型和河壩切疊型過(guò)渡為河道分離型、河道與河壩疊合型,儲(chǔ)集砂體連通性變差。

3)建立了工區(qū)內(nèi)明下段3種剩余油分布模式,包括河壩全疊置型、河道-河壩局部疊置型、河道型,其中以河道型剩余油最為富集。結(jié)合不同旋回期儲(chǔ)層構(gòu)型差異特征,認(rèn)為在基準(zhǔn)面上升半旋回頂部及下降半旋回底部?jī)?chǔ)集砂體中剩余油富集。