張建民,趙春明,馬奎前,楊慶紅,柴世超

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院,天津塘沽 300452）

渤海海域湖相碳酸鹽巖儲層研究方法
——以XX油田深層生屑云巖為例

張建民,趙春明,馬奎前,楊慶紅,柴世超

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院,天津塘沽 300452）

針對海上碳酸鹽巖油田開發(fā)難點(diǎn)及面臨的挑戰(zhàn),以XX油田深層碳酸鹽巖油藏的ODP實施為例,提出了深層生屑云巖儲層預(yù)測方法。通過古地貌及碳酸鹽巖沉積模式綜合研究,建立深層碳酸鹽巖油藏、窄薄儲層的配套研究技術(shù),并在該技術(shù)的指導(dǎo)下成功完成對XX深層碳酸鹽巖油田的儲層預(yù)測。實踐證明該研究方法可以很好地指導(dǎo)深層碳酸鹽巖儲層研究,對于類似油田的開發(fā)具有借鑒意義。

海上油田;湖湘碳酸鹽巖;古地貌;開發(fā)技術(shù)

Abstract:Carbonate reservoir prediction method was proposed to solve difficulties and challenges in the offshore oil field development,and support research techniques on deep carbonate reservoir and narrow reservoir were established through the comprehensive study of palaeogeomorphology and carbonate sedimentary model.The method has been successfully applied to the development of XXoilfield of deep carbonate reservoir.Practice has proved that this method can guide deep carbonate reservoir research and the development of similar oil field.

Key words:offshore oil field;lacustrine carbonate rock;palaeogeomorphology;development technology

1 區(qū)域概況

湖相碳酸鹽巖廣泛發(fā)育于中國各陸相含油氣盆地,受盆地升降、湖平面升降、沉積環(huán)境和生物發(fā)育狀況等的變化影響,湖相碳酸鹽巖地層普遍具有多旋回發(fā)育特征[1];同時湖相碳酸鹽巖具有沉積范圍小、沉積厚度薄、橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn),難以準(zhǔn)確地預(yù)測儲層分布。

XX油田為典型的深層湖相碳酸鹽巖沉積,油田位于沙東南構(gòu)造帶上,西南為沙南凹陷,東南緊鄰渤海盆地最大的生油凹陷——渤中凹陷,該區(qū)已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了多個油田及含油氣構(gòu)造（圖1）。XX油田基底由中生界火山巖、砂礫巖組成,古近系沙河街組的生屑云巖直接披覆在潛山風(fēng)化殼上,沙一段中、上部及東營組三段、二段為大套泥巖,與生屑云巖形成良好的儲蓋組合。儲量評價階段完鉆三口探井（圖2）,井距3 km以上,油田的主力含油層段為沙一段生屑云巖儲層,儲層埋深3 900～4 100 m,縱向上分為兩個小層,油層厚度9 m,生屑云巖溶蝕孔非常發(fā)育,呈蜂窩狀,孔滲條件很好。

圖1 XX油田區(qū)域位置Fig.1 Location of XX oilfield

圖2 XX油田含油面積Fig.2 Oil area of XX oilfield

2 開發(fā)難點(diǎn)及研究意義

由于湖成碳酸鹽巖儲層受古地貌、古水深、風(fēng)向、陽光、底質(zhì)及物源等因素的控制,儲層橫向變化大,加上受油田探井井距大、儲層埋藏深、厚度薄等因素的影響,儲層在常規(guī)地震剖面上無法識別。如何準(zhǔn)確進(jìn)行儲量計算,取準(zhǔn)計算參數(shù),客觀核實地下物質(zhì)基礎(chǔ),對指導(dǎo)開發(fā)井部署具有重要意義。而在XX油田儲量計算參數(shù)中,最重要的影響因素是儲層分布范圍及厚度分布趨勢,而深層碳酸鹽巖窄薄儲層研究工作是“世界級”的難題。XX油田的開發(fā)難點(diǎn)具體體現(xiàn)在以下幾個方面:

（1）海上油田探井及開發(fā)井鉆完井費(fèi)用高,在儲量評價階段不可能布很多探井。XX油田探井井距超過3 km,如何克服探井井距大、油田探明程度低等挑戰(zhàn),保證開發(fā)井成功實施,是油田開發(fā)的關(guān)鍵之處。

（2）油層埋深超過4 000 m,而儲層厚度不足10 m,該套儲層在常規(guī)地震資料上沒有響應(yīng)。如何克服地球物理無法預(yù)測儲層的瓶頸,找到預(yù)測儲層展布的技術(shù)方法,保證開發(fā)井順利實施,是油田開發(fā)面臨的第二大挑戰(zhàn)。

（3）油田儲層為碳酸鹽巖沉積,巖性混雜。如何建立碳酸鹽巖沉積模式,找到各個有利相帶指導(dǎo)開發(fā)井部署,是油田實施階段的重大挑戰(zhàn)。

通過大量文獻(xiàn)調(diào)研表明,在國內(nèi)無類似深層、薄層的生屑云巖油田開發(fā)技術(shù)方法及實施經(jīng)驗;本文通過油田基礎(chǔ)資料分析,建立碳酸鹽巖沉積模式,利用古地貌技術(shù)結(jié)合沉積微相的綜合分析方法預(yù)測儲層分布,形成一套深層碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù);XX油田在該技術(shù)指導(dǎo)下完成了開發(fā)井部署,通過幾口開發(fā)井的成功實施,證實了該套研究技術(shù)的正確性,對于類似深層碳酸鹽巖油田的開發(fā)具有很好的指導(dǎo)意義。

3 生屑云巖沉積特征研究

3.1 儲層特征

XX油田沙一段巖石類型主要有生屑云巖、云質(zhì)砂礫巖、砂礫巖、泥灰?guī)r,中生界以沉凝灰?guī)r為主。巖石組分主要為生物碎屑、內(nèi)碎屑、陸源碎屑和填隙物,陸源碎屑成分主要為中細(xì)砂巖及砂礫巖（圖3）。3.1.1 生屑云巖特征

圖3 XX油田目的層儲層測井曲線響應(yīng)Fig.3 Well log response in the target zone of XX oilfield

生屑云巖為油田的主要儲集層,儲層次生孔隙發(fā)育,主要儲集空間為粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔兩種類型,溶孔呈蜂窩狀分布。礦物成分主要是白云石和少量陸源碎屑。其中白云石含量73%～98%,平均92%。巖石組分主要為生物碎屑、內(nèi)碎屑、陸源碎屑和填隙物。其中,生物碎屑含量30%～82%,平均67.5%,主要為螺屑,多呈破碎狀,并強(qiáng)烈重結(jié)晶,偶見介屑和藻類;內(nèi)碎屑含量一般不超過5%,陸屑含量1%～35%;填隙物成分主要為重結(jié)晶白云石（圖4、圖5）。由于生屑云巖次生孔隙發(fā)育,該類儲層具有良好的滲透性,為中高孔中滲儲層。巖心分析孔隙度15.5%～37.7%,平均 28.6%,滲透率（7.9～992.8）×10-3μm2,平均 250 ×10-3μm2;其中 75%的樣品孔隙度分布在25%～35%,滲透率分布在（100～500）×10-3μm2。

圖4 XX-2井4 096.40～4 096.46 m巖心生屑云巖溶孔發(fā)育Fig.4 The lacustrine carbonate core of 4 096.40～4 096.46 m in XX-2 well

圖5 XX-2井4 096.38m巖樣鑄體薄片顯示次生溶孔發(fā)育（單偏光10×10）Fig.5 The casting thin section of 4 096.38 m in XX-2 well

生屑云巖電性特征明顯,很容易在測井曲線上識別出來;其中伽馬曲線數(shù)值很低,呈指狀及箱型分布,儲層電阻率較高,在11～96Ω·m之間,生屑云巖因孔隙發(fā)育,其巖石密度較低,為2.1～2.5 g/cm3,低于上覆泥巖及下部混積巖密度,很容易區(qū)分。

3.1.2 混積巖巖石特征

在中生界潛山與生屑云巖儲層之間發(fā)育混積巖,儲層厚度2～8 m,主要由螺屑與陸源碎屑、螺屑與火山巖碎屑混雜沉積形成。關(guān)于混積巖分類及成因,國內(nèi)大量學(xué)者進(jìn)行了深入研究。張錦泉等認(rèn)為,混合沉積可以是由碳酸鹽與陸源碎屑結(jié)構(gòu)混合組成的混積物和“純”碳酸鹽巖與碎屑沉積物的互層、夾層及橫向相變。楊朝青[2]、郭福生等將同一巖層內(nèi)陸源碎屑與碳酸鹽2種組分相互混雜的產(chǎn)物叫“混積巖”?；旆e巖可劃分為狹義的混合沉積和廣義的混合沉積;關(guān)于混合沉積的成因,Mount[3]曾著重對淺水陸棚環(huán)境中狹義的混合沉積作了全面論述,提出了4種混合沉積類型（過程）;王國忠[4]以潿洲島珊瑚礁為例討論了現(xiàn)代礁區(qū)生物碳酸鹽碎屑與陸源碎屑的混合作用,將混合沉積作用分為3種類型;張雄華[5]在總結(jié)前人研究的基礎(chǔ)上,結(jié)合湖南和江西古生代地層的有關(guān)資料,將陸源碎屑和碳酸鹽的混合沉積作用歸為5種類型:事件突變沉積混合、相緣漸變沉積混合、原地沉積混合、侵蝕再沉積混合和巖溶穿插沉積混合。董桂玉[6]等結(jié)合商河地區(qū)混合沉積特征將混合沉積作用分為3類:漸變式混合沉積、突變式混合沉積和復(fù)合式混合沉積。在XX油田主要存在兩種混雜沉積形式:

（1）生屑云巖與砂礫巖交互沉積

此類沉積在XX油田分布廣泛,主要分布在A1、A9及2井區(qū),其特征體現(xiàn)為砂礫巖與生屑云巖互層沉積或者某種巖性零星分布在另一類型的巖石中。本區(qū)此類交互沉積主要是湖平面的升降導(dǎo)致沉積環(huán)境發(fā)生改變,在“渾水”期間發(fā)生陸源碎屑沉積,在“清水”期間發(fā)生碳酸鹽沉積,兩者過渡期間發(fā)生混合沉積;另外可能在斜坡帶高部位未固結(jié)或弱固結(jié)的生物云巖在重力作用下沿坡向下滑動,與陸源碎屑混雜形成此類沉積（圖6）。此類沉積總體物性較好,但縱向上表現(xiàn)出較強(qiáng)非均質(zhì)性,同時由于受古地貌及近陸物源供給影響與控制,此類混雜沉積向古地貌偏低、距離物源較近的A9井區(qū),儲層表現(xiàn)出陸源碎屑偏多、物性變差的趨勢。

圖6 生屑云巖與砂礫巖混積Fig.6 The mixed sedimentation of bioclastic dolomite and glutenite

（2）生屑云巖與火成巖交互沉積

在XX油田局部區(qū)域存在生屑云巖與火山角礫巖交互沉積。此類儲層物性較好,上部為生屑云巖沉積,下部為凝灰質(zhì)巖屑及火山角礫巖巖屑（圖7）。由于該類儲層直接披覆于中生界頂面上,在沙一段沉積時期,由于研究區(qū)內(nèi)局部古地貌高點(diǎn)出露水面遭受剝蝕,造成中生界火成巖巖屑與碳酸鹽巖在斜坡發(fā)生混合沉積,后期湖水變深剝蝕區(qū)域被埋水下,斜坡帶主要發(fā)生碳酸鹽巖沉積。

圖7 生屑云巖與火山巖混積Fig.7 The mixed sedimentation of bioclastic dolomite and volcanic rock

3.2 沉積微相研究

據(jù)孢粉分析資料,古近紀(jì)的氣候?qū)賮啛釒?沙一段沉積時水域又逐步擴(kuò)展達(dá)到最大范圍,為溫暖濕潤的氣候條件,這些都有利于碳酸鹽巖的沉積。XX油田沙一段沉積時為湖盆中的水下高地,受陸源物質(zhì)影響較小,湖相碳酸鹽巖發(fā)育。油田生屑云巖主要發(fā)育在適合于大量生物繁殖的淺水環(huán)境中,水體清淺,陽光充足,能量較高,營養(yǎng)豐富,生物繁茂。當(dāng)氣候干燥且有陸源碎屑大量入湖時,水體渾濁,發(fā)生混雜沉積（圖8）。

圖8 XX油田沙一段底部沉積模式Fig.8 Sedimentary model of E3s1bottom in XX oilfield

XX油田屬于碳酸鹽巖斜坡相沉積,主要發(fā)育淺湖、半深湖、深湖亞湘。淺湖亞相可分為生物灘、湖灣、灘緣混積沉積微相。生屑云巖主要分布在淺湖亞相中的生物灘及灘緣微相中,3井區(qū)泥巖及泥灰?guī)r分布在半深湖亞相中。各井區(qū)生物云巖沉積受古地貌與古水深控制,濱淺湖相中的生物灘與灘緣混積微相由于較深的波浪與湖流作用,水體攪動強(qiáng)烈,能量較高,加之水體清淺,陽光充足,適于生物生長,是最有利的儲集相帶。常見多種類型的螺屑云巖,有良好的粒間孔隙、粒內(nèi)孔隙。湖灣微相位于灣岸或三角洲間的湖灣部位,水體清澈,環(huán)境相對安靜,儲層白云石化嚴(yán)重。

混積巖受古地貌及近陸物源供給影響與控制,位于正常浪基面與風(fēng)暴浪基面之間,該區(qū)域隨著湖水變深,生物數(shù)量減少,受陸源碎屑注入影響,湖水相對渾濁。

4 深層生屑云巖儲層預(yù)測方法研究

4.1 儲層預(yù)測方法研究

碳酸鹽巖儲層預(yù)測方法主要有:地球物理、巖相古地理分析、地質(zhì)統(tǒng)計綜合分析等。文獻(xiàn)調(diào)研表明,這幾類方法都需要大量鉆井資料及高分辨率地球物理資料作為基礎(chǔ),僅對中淺層碳酸鹽巖儲層預(yù)測效果較好;對于類似XX油田的這種埋藏深、儲層薄的生屑云巖沒有系統(tǒng)的儲層預(yù)測方法。本文在分析深層碳酸鹽巖沉積的主控因素基礎(chǔ)上,提出了“古地貌研究及沉積微相相結(jié)合”的分析方法。古地貌研究方法在很多油田儲層研究過程中廣泛運(yùn)用[7-9],尤其對碎屑巖儲層預(yù)測起到了關(guān)鍵作用。由于碳酸鹽巖沉積無論是臺地相還是斜坡相,儲層分布受古地貌的控制作用更強(qiáng),同時儲層分布受沉積相帶約束。“古地貌研究及沉積微相相結(jié)合”的分析方法可以很好的進(jìn)行儲層預(yù)測。該方法的研究思路是首先根據(jù)油田探井資料進(jìn)行古地貌恢復(fù),在古地貌恢復(fù)基礎(chǔ)上對油田儲層分布進(jìn)行初步分析;然后結(jié)合油田沉積微相研究結(jié)果,找到有利沉積相帶,指導(dǎo)井位部署。

古地貌恢復(fù)關(guān)鍵在于找到代表層序界面的古水平面[10-11],該沉積界面必須滿足以下條件:（1）必須是全區(qū)范圍內(nèi)分布的等時界面,能夠代表當(dāng)時的海平面。（2）該沉積界面離風(fēng)化殼面越近越好,因為越接近風(fēng)化殼,受后期構(gòu)造活動及古地貌的相對起伏的影響就越小,同時沉積界面與風(fēng)化殼間的地層厚度就越能反映風(fēng)化殼當(dāng)時的起伏變化特征。（3）這個界面必須是易于識別,不論是在地震剖面還是測井曲線電性特征上都容易識別和對比。

XX油田東營組底部為區(qū)域不整合面,在地震剖面及測井曲線上響應(yīng)特征明顯,利用東營組底作為基本面,通過層拉平手段,采用厚度法完成了沙一段的古地貌圖（圖9、圖10）。

圖9 XX油田沙一段厚度Fig.9 E3s1formation thickness of XX oilfield

圖10 XX油田地震剖面（沿沙一段頂拉平后）Fig.10 Seismic cross section of XX oilfield（flattening the E3s1top）

利用古地貌圖及地震反射特征,平面上可以把油田范圍分成三個區(qū)域:①古地貌高地:沙一段厚度在 0～60 m,但地層傾角大 ,在 4°～16°,局部地區(qū)未接受沉積;②古地貌平緩區(qū):在兩個局部高地中間發(fā)育地層厚度達(dá)60～120 m的平緩區(qū),地勢平坦,地層傾角在 0.9°～1.6°;③古地貌斜坡帶:地層厚度在120～180 m之間,地層傾角在2°～3°。

依據(jù)三口探井沉積微相研究成果,生屑云巖儲層在生物灘微相中最為發(fā)育,在灘緣微相中雖然有生屑云巖沉積,但隨著水體變深,生物碎屑含量逐漸減少?；旆e巖儲層受西北方向主物源控制,從西北向古地貌高點(diǎn)陸源碎屑逐漸減少,在古地貌低部位形成陸源碎屑為主的砂礫巖沉積,儲層物性較差,在斜坡帶陸源碎屑與生物碎屑發(fā)生混雜沉積。

4.2 鉆前儲層預(yù)測及實鉆結(jié)果對比分析

利用本文提出的技術(shù)方法,綜合本油田古地貌分布特征及沉積微相分析結(jié)果,油田生屑云巖分布的最有利區(qū)域為古地貌斜坡帶,該區(qū)域為生物灘微相。根據(jù)前人研究成果,生物云巖沉積的有利地勢為坡度2°左右,而XX油田古地貌斜坡帶,坡度適中且遠(yuǎn)離陸源碎屑供給區(qū)。該區(qū)域生屑云巖厚度最厚,生屑云巖既有本地生物沉積,又有從斜坡濱岸帶沖刷下來的生物碎屑,預(yù)測生屑云巖厚度與探井基本一致。同時在混積層沉積時由于生物碎屑含量高,儲層物性較好。

斜坡帶向上為斜坡濱岸帶,由于該帶臨近剝蝕區(qū),陸源碎屑較多,受水進(jìn)水退影響明顯,時而出露水面,時而沒入水下,環(huán)境不穩(wěn)定,不利于生物繁衍,同時濱岸帶沉積的生物碎屑由于水體太淺容易被波浪沖刷到斜坡高能帶沉積,所以該區(qū)域生屑云巖沉積厚度較薄。

斜坡帶向下為生物灘緣沉積及礫石灘沉積,該區(qū)域隨著湖水變深,生物數(shù)量減少,同時受西北方向物源影響變強(qiáng),平面上預(yù)測其生屑云巖厚度向低部位逐漸變薄,物性逐漸變差;在混積巖沉積時由斜坡帶向下儲層段厚度可能會逐漸變厚,但由于陸源碎屑成分變多,逐漸由以生物碎屑為主的混積巖過渡到以礫石成分為主的砂礫巖,儲層物性變差（圖11、圖12）。

圖11 XX油田生屑云巖沉積微相分布Fig.11 The bioclastic dolomite microfacies distribution of XX oilfield

圖12 XX油田混積層沉積微相分布Fig.12 The mixed sedimentation microfacies distribution of XX oilfield

XX油田實鉆開發(fā)井證實儲層分布受控于古地貌,各沉積相帶儲層巖性、厚度、物性差異較大,但與鉆前綜合分析法預(yù)測基本一致（圖13）。實鉆儲層分布具有以下幾方面特征:①生屑云巖在沙一段厚80～180 m的古地貌緩坡帶及斜坡帶均有分布;生屑云巖在斜坡高能帶分布穩(wěn)定,但儲層物性向古地貌低處呈現(xiàn)變差趨勢;從斜坡高能帶向斜坡濱岸帶,生屑云巖厚度逐漸變薄;高能帶儲層厚度較厚,約5 m,到濱岸帶生屑云巖厚度不足1 m;②在混積層沉積時,古地貌高部位A5井區(qū)出露水面未接受沉積;同時受西北方向陸源碎屑主物源控制,儲層段厚度從A9井向古地貌高部位逐漸減薄;③實鉆開發(fā)井從A2s井區(qū)到A9井區(qū)混積層儲層厚度變厚,物性變差,在A9井混積巖底部,由于陸源碎屑含量太高,基本為無滲透性的致密砂礫巖。

5 結(jié)論

（1）XX油田深層生屑云巖及其混積巖儲層巖電特征明顯,物性較好。

（2）通過鉆前儲層預(yù)測及開發(fā)井實施結(jié)果對比分析,證實本文提出的“古地貌控制、沉積相帶約束”綜合分析技術(shù)對于XX油田儲層預(yù)測行之有效,是解決中深層碳酸鹽巖儲層預(yù)測的有效途徑。

（3）生屑云巖沉積主要受古地貌控制,各沉積相帶儲層差異較大;斜坡高能帶的生物灘為最有利儲集相帶,向古地貌低部位厚度逐漸變薄、物性變差?；旆e層沉積受陸源碎屑及生物碎屑雙重控制,向古地貌低部位陸源碎屑含量變高,受壓實作用影響物性變差。

圖13 XX油田開發(fā)井儲層對比Fig.13 Reservoir correlation of development wells in XX oilfield

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Research method of lacustrine carbonate rock in the Bohai Sea——taking bioclastic dolomite in XX oilfield as an example

Zhang Jianmin,Zhao Chunming,Ma Kuiqian,Yang Qinghong,Chai Sichao

（Exploration and Development Research Institute of Bohai Oilf ield,CNOOC Tianjin Company,Tianjin300452）

TE122.2+21

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.032

1008-2336（2010）04-0032-07

2010-07-15;改回日期:2010-08-04

張建民,男,1980年生,碩士,工程師,2002年畢業(yè)于西南石油學(xué)院,主要從事油田地質(zhì)及油氣藏開發(fā)研究。E-mail:zhangjm2@cnooc.com.cn。