陳薪凱，陳 程，汪 虎,2

(1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)，北京 100083；2.中國(guó)石油大港油田分公司，天津 300280)

0 引 言

決口扇作為曲流河儲(chǔ)層的重要組成部分，有著極大的開發(fā)潛力[1-3]，但過(guò)去對(duì)河流相儲(chǔ)層的研究主要集中在心灘或點(diǎn)壩[4-8]，僅少數(shù)學(xué)者對(duì)決口水道的沉積特征與決口扇儲(chǔ)層的開發(fā)潛力做過(guò)單獨(dú)研究[2-3,9]，大多將決口扇作為河流相儲(chǔ)層當(dāng)中的一種微相而簡(jiǎn)單帶過(guò)[9]。近年來(lái)，國(guó)外的地質(zhì)工作者加大了對(duì)決口扇沉積的研究力度：Smith[10]、Perez[11]、Donselaar[12]等通過(guò)對(duì)現(xiàn)代沉積的調(diào)研，簡(jiǎn)述了決口扇的沉積特征，并建立了決口扇的演化模式；Burns[13]、Gulliford[14]等通過(guò)對(duì)決口扇古代露頭的精細(xì)描述與統(tǒng)計(jì)，建立了在野外定性識(shí)別決口扇沉積的初步標(biāo)準(zhǔn)；Toorenenburg等[1]基于決口扇露頭的砂體疊置關(guān)系，建立了控制決口扇切割疊置的演化方式。這些研究[1-3,10-14]極大地豐富了決口扇理論，但其主要集中在現(xiàn)代沉積或古代露頭，缺乏對(duì)油藏范圍內(nèi)決口扇沉積特征與儲(chǔ)層物性的深入研究。在渤海灣盆地，周連德等[15]對(duì)渤中34-X油田北塊的研究表明，該區(qū)域復(fù)合決口扇累計(jì)厚度可達(dá)10.0 m以上，具有極大的經(jīng)濟(jì)潛力與開發(fā)價(jià)值。此外，前人對(duì)渤海灣盆地儲(chǔ)層物性的研究主要集中在古近系儲(chǔ)層[16-17]，缺乏對(duì)明下段儲(chǔ)層物性特征分析討論。為深入調(diào)研這一研究較少但潛力極大的潛在儲(chǔ)層，以渤海灣盆地秦皇島32-X油田為例，利用巖心、薄片、測(cè)井、分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)，主要研究?jī)?nèi)容如下：①對(duì)研究區(qū)決口扇的粒度、分選、磨圓、巖相、成因序列、三維展布等沉積特征進(jìn)行分析比較，并建立定性識(shí)別與對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)；②通過(guò)巖電圖版建立決口扇的定量識(shí)別與對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)；③對(duì)決口扇的儲(chǔ)層物性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，并與其他沉積微相進(jìn)行對(duì)比討論。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

秦皇島32-X油田位于渤中凹陷石臼坨凸起中西部(圖1)，被秦南、南堡、渤中三大凹陷環(huán)繞[18-20]，面積約為44 km2，含有豐富的油氣資源[21]。鉆井結(jié)果顯示，地層由下至上依次為元古界、太古界、古生界、中生界，上覆新生界古近系東營(yíng)組及新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組[18]。其中，明化鎮(zhèn)組為此次研究區(qū)的主要層段，前人認(rèn)為該層段以曲流河沉積為主[21-22]，但前人的研究主要集中在點(diǎn)壩與廢棄河道[21-22]，尚未對(duì)研究區(qū)決口扇儲(chǔ)層進(jìn)行詳細(xì)探討。

圖1 秦皇島32-X油田區(qū)域地質(zhì)概況(據(jù)文獻(xiàn)[19-20]有改動(dòng))Fig.1 Regional geological survey of QHD 32-X Oilfield (Modified from references[19-20])

2 決口扇的沉積特征與相標(biāo)志

2.1 結(jié)構(gòu)特征

2.1.1 高懸移質(zhì)、低斜率的概率累積曲線

由于決口扇多形成于洪水事件，決口扇形成過(guò)程中流體攜帶大量泥沙從主河道溢出，泥沙混雜，且沉積物快速堆積，導(dǎo)致決口扇中顆粒的粒度與分選性要遠(yuǎn)差于河道內(nèi)的點(diǎn)壩(圖2)。與點(diǎn)壩相比，研究區(qū)決口扇的概率累積曲線具有以下特征：①?zèng)Q口扇多為“一跳一懸(跳躍-懸浮)”或“兩跳一懸”式，且跳躍總體斜率較緩，而點(diǎn)壩多為“一跳一懸”式，且跳躍總體斜率較陡；②決口扇中懸移質(zhì)含量為20%～50%，而點(diǎn)壩中懸移質(zhì)含量為10%～30%；③決口扇沉積跳躍-懸浮截點(diǎn)的分布范圍較廣，在2 φ～5 φ皆有分布，多數(shù)位于3 φ～5 φ(部分厚度大、粒度粗的決口扇截點(diǎn)為2 φ～3 φ)，而點(diǎn)壩沉積的跳躍-懸浮截點(diǎn)大多為2 φ～3 φ。

圖2 研究區(qū)決口扇與點(diǎn)壩概率累積曲線Fig.2 Cumulative probability curves of crevasse splay and point bar in the study area

2.1.2 分選磨圓較差的顆粒

薄片資料顯示，決口扇分選差，顆粒大小不均，磨圓以棱角狀—次棱角狀為主，少數(shù)顆粒呈次圓狀，點(diǎn)接觸或游離接觸，長(zhǎng)石風(fēng)化中等，部分顆粒絹云母化及泥化強(qiáng)烈。而點(diǎn)壩分選中等—差，磨圓以次圓狀—次棱狀為主，部分為棱角狀，點(diǎn)接觸或游離接觸。

從4井98個(gè)粒度分析樣本分選系數(shù)(標(biāo)準(zhǔn)偏差)的定量統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看，決口扇樣本分選系數(shù)的平均值要大于廢棄河道與點(diǎn)壩(表1)。此外，決口扇大部分樣本分選較差(占比為88%)，分選中等與較好的樣本僅占8%，且分選中等與較好的樣本占比要遠(yuǎn)低于廢棄河道(28%)與點(diǎn)壩(33%)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，研究區(qū)砂質(zhì)沉積的分選狀況由好到差依次為點(diǎn)壩、廢棄河道、決口扇。

表1 秦皇島32-X油田4井各沉積微相分選系數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of sorting coefficients of various sedimentary microfacies of four well in QHD 32-X Oilfield

2.2 典型巖相與成因序列

2.2.1 主要巖相類型

根據(jù)研究區(qū)的巖心特征，可以將決口扇沉積劃分為8種巖相類型(圖3)，最為典型的巖相類型為塊狀層理細(xì)砂巖(Sm)、沙紋層理細(xì)砂巖/粉砂質(zhì)細(xì)砂巖(Sr)、水平層理粉砂巖(Fl)。Sr在決口扇中廣泛發(fā)育[11-14]，單一紋層厚度為0.2～2.0 cm，層系厚度為5.0～60.0 cm。Sr大多位于決口扇的底部或中下部，部分略微下切底部泛濫平原并與泛濫平原突變接觸(Ser)，但大部分呈漸變接觸。Sr中可見爬升沙紋層理，表明單向水流的逐漸增強(qiáng)。在厚度較大、儲(chǔ)層物性較好的決口扇中普遍發(fā)育Sm，表明高含砂流體的快速堆積。研究區(qū)粗粒的決口扇中普遍發(fā)育Sm，與加拿大Cumberland Marshes地區(qū)的現(xiàn)代決口扇沉積相似，該巖相主要形成于決口扇近端靠近主河道一側(cè)[11]。Fl主要為水平層理粉砂巖，局部具有極低角度的波紋，單一紋層厚度為0.1～1.5 cm，層系厚度為2.0～20.0 cm，研究區(qū)Fl主要發(fā)育于薄層細(xì)粒的決口扇當(dāng)中，多形成于低流態(tài)下的平坦床沙與沙紋遷移。而前人認(rèn)為Fl主要發(fā)育于決口扇外扇或遠(yuǎn)端[9,11,13]。

圖3 決口扇主要巖相類型與成因解釋Fig.3 Main lithofacies types and genetic interpretation of crevasse splays

2.2.2 主要成因序列

根據(jù)巖相組合特征，可以將決口扇劃分為內(nèi)扇、外扇、決口水道3種成因序列(圖4)。

(1) 內(nèi)扇序列(Sr—St—Sm)。內(nèi)扇位于主河道近端，處于相對(duì)較強(qiáng)的水動(dòng)力環(huán)境，且決口過(guò)程中粗粒沉積物優(yōu)先在近緣堆積，導(dǎo)致內(nèi)扇沉積物粒度較粗，以細(xì)砂巖為主，最大粒度為中-細(xì)砂巖。內(nèi)扇厚度通常為1.0～2.0 m，最大可達(dá)3.0 m。概率累積曲線顯示內(nèi)扇粒度與點(diǎn)壩相近，但懸移質(zhì)含量較大。

內(nèi)扇由下至上主要為Sr—St—Sm(圖4)，亦可見Sr—St—Sm—Sr或Sr—Sm—Sr。其中，Sr大多都位于內(nèi)扇的底部，與泛濫平原呈漸變接觸或突變接觸，且以突變接觸為主，局部侵蝕下覆地層，表明內(nèi)扇形成初期水動(dòng)力較強(qiáng)；St大多都發(fā)育在決口扇的中部或中下部，代表了沙丘的三維遷移；塊狀層理主要發(fā)育于內(nèi)扇的上部或中上部，此時(shí)水動(dòng)力增至最大，且沉積物快速堆積。部分近端決口扇儲(chǔ)層含油性較好，巖心觀察其含油性為飽含油。內(nèi)扇當(dāng)中Sm的廣泛發(fā)育與Perez等[11]對(duì)加拿大Cumberland Marshes地區(qū)現(xiàn)代決口扇沉積的調(diào)研結(jié)果相近。

(2) 外扇序列(Fl—Sr)。外扇位于決口扇遠(yuǎn)離主河道一側(cè)，或決口扇的末端與邊緣地區(qū)。當(dāng)越岸流體攜帶沉積物進(jìn)入外扇區(qū)域時(shí)，粗粒沉積物含量下降，且水動(dòng)力逐漸衰竭[13]。研究區(qū)外扇沉積以粉砂質(zhì)細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖、含細(xì)砂粉砂巖為主，厚度為0.2～1.0 m，最大粒度可達(dá)含粉砂細(xì)砂巖。概率累積曲線顯示外扇粒度較細(xì)，懸移質(zhì)含量在30%～50%。

在垂向序列上，外扇由下至上主要為Fl—Sr，亦可見Fl—Sr—Sh。垂向序列表明，外扇與內(nèi)扇同樣存在粒度向上變粗，水動(dòng)力逐漸增強(qiáng)的特征。外扇普遍發(fā)育沙紋層理粉砂質(zhì)細(xì)砂巖(Sr)，多位于外扇的中部或中下部，且普遍發(fā)育爬升沙紋層理，代表單向水流的逐漸增強(qiáng)；Fl廣泛發(fā)育，多位于外扇底部，與泛濫平原呈漸變接觸；部分樣本可見Sh位于外扇的上部。Perez等[11]、高白水等[9]認(rèn)為，外扇廣泛發(fā)育水平層理，Burns等[13]認(rèn)為外扇包含一系列的低角度平坦床沙，這些研究結(jié)果與研究區(qū)的外扇特征相似。

(3) 決口水道序列(Gm—St—Sr)。由于決口水道的厚度較薄，且其寬度較窄，研究區(qū)所鉆遇決口水道的取心井較少。秦皇島32-X油田A31井決口水道在垂向序列上依次為Gm—St—Sr(圖4)。該段決口水道在中上部呈現(xiàn)多期沙紋層理細(xì)-粉砂巖與粉-細(xì)砂巖互層，表明決口水道在后續(xù)的過(guò)程中水動(dòng)力逐漸減弱，且具有間歇性流體，導(dǎo)致該水道形成漸變充填。

圖4 決口扇成因序列類型與分布位置Fig.4 Types and distribution positions of genetic sequences of crevasse splays

2.3 三維展布特征

根據(jù)井網(wǎng)所繪制的決口扇平面與剖面展布圖(圖5)當(dāng)中可看出，決口扇與其相鄰的點(diǎn)壩相比，具有緊鄰點(diǎn)壩、厚度薄(大多小于3.0 m)、規(guī)模小(跨度大多小于600 m)的特點(diǎn)。在順物源方向，靠近主河道一側(cè)的決口扇，在測(cè)井曲線上可見伽馬曲線回返，表明決口扇的內(nèi)扇存在一定的沖刷現(xiàn)象(圖5b)，此外，決口扇砂體延順物源方向逐漸減薄直至尖滅(圖5b)，而決口扇在垂直物源方向具有中間厚、兩邊尖滅的特點(diǎn)(圖5c)。盡管決口扇規(guī)模不大，但具有一定的孔隙體積。以圖5為例，該決口扇面積為16×104m2，平均厚度為1.6 m，按照研究區(qū)決口扇29.26%的平均孔隙度計(jì)算，該決口扇的孔隙體積為7.3×104m3，因此，仍可以作為潛在的次要儲(chǔ)層。

圖5 井網(wǎng)控制下的決口扇平面展布特征與剖面形態(tài)Fig.5 Plane distribution characteristics and profile shapes of crevasse splays controlled by well pattern

3 差異分析與區(qū)分標(biāo)準(zhǔn)

3.1 沉積特征差異作為定性區(qū)分指標(biāo)

根據(jù)上述研究，結(jié)合研究區(qū)其他沉積微相特征，認(rèn)為研究區(qū)決口扇具有粒度細(xì)(以細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖為主)，厚度薄(單砂體厚度為0.2～3.0 m)，懸移質(zhì)含量高(大多在20%～50%)，分選磨圓差(分選較差，磨圓棱角狀—次棱角狀)，巖相類型以Sm、Sr、Fl為主，成因序列以反韻律為主，砂體展布呈平面朵葉狀、剖面楔狀的特點(diǎn)(表2)，并可以此作為研究區(qū)識(shí)別決口扇的定性指標(biāo)。

表2 研究區(qū)決口扇、點(diǎn)壩、廢棄河道、泛濫平原的沉積特征Table 2 Sedimentary characteristics of crevasse splay,point bar,abandoned channel and flood plain in the study area

3.2 電性差異作為定量識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

通過(guò)對(duì)研究區(qū)內(nèi)4、9、14、A31井取心段4種沉積微相的自然伽馬與深雙側(cè)向電阻率(Rd)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果表明，決口扇的深雙側(cè)向電阻率值為1.8～7.5 Ω·m，自然伽馬為68～82 API(圖6)。與其他沉積微相相比，決口扇具有與泛濫平原略高但近似的電阻率特征，但由于決口扇沉積當(dāng)中泥質(zhì)含量比泛濫平原明顯降低，因此，自然伽馬的區(qū)分度極為明顯，82 API可以作為泛濫平原與決口扇的主要區(qū)分參數(shù)；決口扇具有比點(diǎn)壩或廢棄河道略高卻近似的自然伽馬，但由于決口扇砂體普遍較薄，導(dǎo)致即便含油性較好的決口扇，也僅具有4.0～7.5 Ω·m的電阻率，因此，將7.5 Ω·m的深雙側(cè)向電阻率值作為區(qū)分點(diǎn)壩或廢棄河道與決口扇的主要參數(shù)。需要注意的是，研究區(qū)飽含油或富含油的決口扇的深雙側(cè)向電阻率大多在4.0～7.5 Ω·m。

圖6 不同沉積微相測(cè)井識(shí)別圖版(樣品數(shù)為53個(gè))Fig.6 Logging identification plates for different sedimentary microfacies (53 samples)

3.3 儲(chǔ)層物性差異與儲(chǔ)層潛力

對(duì)4、A31井503個(gè)樣本進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，決口扇的孔隙度平均值為29.26%(15.44%～38.59%)，滲透率平均值為207.72 mD(1.69～3617.74 mD)。根據(jù)石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)劃規(guī)范(DZ/T 0217—2005)，屬于高孔、中滲儲(chǔ)層。

不同的沉積微相之間儲(chǔ)層物性略有重疊，但差異明顯(圖7)：①點(diǎn)壩沉積無(wú)論在孔隙度還是滲透率上均要優(yōu)于決口扇，即便個(gè)別點(diǎn)壩樣本的孔隙度與決口扇相近，其滲透率也要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于相近孔隙度的決口扇樣本。這是由于點(diǎn)壩當(dāng)中每個(gè)側(cè)積體形成于一次完整的洪水事件[7]，強(qiáng)水動(dòng)力下的初始沉積環(huán)境導(dǎo)致研究區(qū)內(nèi)點(diǎn)壩具有粒度大、泥質(zhì)含量低、分選比其他微相好的特征。②決口扇與廢棄河道在孔滲關(guān)系上有部分相近樣本，這是由于漸棄型廢棄河道的中上部大多被泥質(zhì)充填，導(dǎo)致這部分樣本的儲(chǔ)層物性下降，但多數(shù)廢棄河道的儲(chǔ)層物性仍要優(yōu)于決口扇。③由于決口扇外扇的部分樣本與泛濫平原砂席部分樣本的儲(chǔ)層物性相近，且泛濫平原當(dāng)中的泥質(zhì)部分未曾取樣分析，導(dǎo)致決口扇樣本與泛濫平原樣本具有部分重疊，但整體上決口扇樣本的孔滲要遠(yuǎn)大于泛濫平原砂席。

圖7 研究區(qū)不同沉積微相的儲(chǔ)層物性特征與差異(樣本數(shù)517個(gè))Fig.7 Reservoir physical property characteristics and differences of various sedimentary microfacies in the study area (517 samples)

研究區(qū)決口扇能夠保存良好的儲(chǔ)層物性主要得益于兩方面：①研究區(qū)決口扇在沉積時(shí)期沉積物粒度可觀，普遍以細(xì)砂或粉-細(xì)砂巖為主，特別是內(nèi)扇，最大粒度可達(dá)中-細(xì)砂巖；②研究區(qū)明下段埋深約為925～1 420 m，且形成于新近系中期，較淺的埋藏深度與較晚的形成時(shí)期導(dǎo)致該段儲(chǔ)層的成巖作用較弱。一般認(rèn)為，明下段儲(chǔ)層處于早成巖階段[23]。研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類型主要為原生粒間孔，在孔隙當(dāng)中占比85%以上；黏土礦物成分、顆粒與孔隙結(jié)構(gòu)特征等均顯示出早成巖階段的特征。埋藏淺，形成晚，初始沉積粒度以細(xì)砂為主，后期機(jī)械壓實(shí)作用弱是造成研究區(qū)內(nèi)決口扇沉積體系在沉積與成巖過(guò)程當(dāng)中能夠保存良好儲(chǔ)層物性的主要原因。

4 結(jié)論及建議

(1) 在沉積特征方面，決口扇粒度細(xì)，以細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖為主，部分儲(chǔ)層物性較好的層段，最粗可達(dá)到中-細(xì)砂巖；懸移質(zhì)含量較高，通常為20%～50%，跳躍總體斜率較緩，跳躍-懸浮截點(diǎn)分布范圍廣且粒度細(xì)；分選磨圓較差，磨圓以棱角狀—次棱角狀為主，分選系數(shù)平均值為1.34，且分選較差的樣本占比為88%；砂體厚度薄，決口扇內(nèi)扇的砂體厚度通常為1.0～2.0 m，最大可達(dá)3.0 m；外扇厚度為0.2～1.0 m；以反韻律為主，內(nèi)扇由下至上主要為Sr—St—Sm，外扇從下到上主要為Fl—Sr，測(cè)井曲線多呈漏斗形、箱形漏斗形，可以此作為識(shí)別決口扇的定性標(biāo)志。

(2) 在定量識(shí)別方面，決口扇的深雙側(cè)向電阻率為1.8～7.5 Ω·m，自然伽馬為68～82 API，研究區(qū)飽含油或富含油的決口扇的深雙側(cè)向電阻率大多為4.0～7.5 Ω·m。在后續(xù)的開發(fā)過(guò)程中可以此作為定量識(shí)別決口扇的初步依據(jù)。

(3) 研究區(qū)決口扇孔隙度平均值為29.26%，滲透率平均值為207.72 mD，屬于高孔、中滲儲(chǔ)層，為有利儲(chǔ)層，但決口扇儲(chǔ)層滲透率要遠(yuǎn)差于點(diǎn)壩與廢棄河道。埋藏淺，形成晚，初始沉積粒度以細(xì)砂、粉-細(xì)砂為主，后期機(jī)械壓實(shí)作用弱是造成研究區(qū)內(nèi)決口扇沉積體系在沉積與成巖過(guò)程當(dāng)中能夠保存良好儲(chǔ)層物性的主要原因。

(4) 對(duì)于含油性較好的決口扇儲(chǔ)層，有必要通過(guò)測(cè)井二次解釋對(duì)研究區(qū)內(nèi)的薄層決口扇進(jìn)一步識(shí)別劃分。建議對(duì)部分產(chǎn)量衰竭的老井，通過(guò)對(duì)研究區(qū)決口扇儲(chǔ)層進(jìn)行補(bǔ)孔，從而在較低的成本下延長(zhǎng)開采壽命。在后續(xù)挖潛增儲(chǔ)的過(guò)程中，在成本可控的情況下，也可以對(duì)具有一定復(fù)合厚度的決口扇儲(chǔ)層進(jìn)行井位加密或鉆水平井，從而提高油田的生產(chǎn)年限。