周連德，張建民，穆朋飛，朱建敏，崔龍濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

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渤海A油田東營組古地貌及薄層灘壩發(fā)育規(guī)律

周連德，張建民，穆朋飛，朱建敏，崔龍濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

古地貌是濱淺湖灘壩砂體形成的主控因素，通過去壓實校正恢復地層原始沉積厚度、通過“巖相分析+相序法”精細校正沉積時水深，對古地貌進行精細恢復，再通過預測浪基面深度確定灘壩沉積體邊界，刻畫出灘壩沉積范圍，并利用屬性分析和地層切片技術(shù)進行灘壩砂體厚度預測，確定渤海南部海域古地貌主控下灘壩發(fā)育的規(guī)律。

灘壩；古地貌；水動力；儲層預測；渤海油田

周連德，張建民，穆朋飛，等.渤海A油田東營組古地貌及薄層灘壩發(fā)育規(guī)律[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2016，31(6)：32-38.

ZHOU Liande,ZHANG Jianmin,MU Pengfei,et al.Geomorphology and thin beach-bar sandbody distribution law of Paleogene Dongying Formation in A Oilfield,Bohai Bay,China[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(6):32-38.

引 言

灘壩砂是渤海灣盆地渤海油田中深層常見的儲層類型之一，目前勘探程度低、分布面積廣，具有巨大的勘探開發(fā)潛力。相對淺層而言，其儲層預測存在諸多難題：①稀井網(wǎng)難以控制砂體展布：在海上開發(fā)成本高、鉆井平臺井槽有限等情況制約下，探井資料少、密度低，井網(wǎng)對砂體的控制程度較低。②儲層特征復雜：砂泥巖薄互層(單層厚度一般小于8 m)、埋藏深，儲層橫向變化大，主控因素尚不清楚。③現(xiàn)有資料品質(zhì)較差：受地震資料信噪比、分辨率(主頻15 Hz)等因素的影響，單一地球物理方法預測砂體分布范圍難度很大[1-5]。目前尚未見有效手段精細刻畫中深層灘壩邊界及砂體厚度等，因此，探索一套高效的中深層灘壩相儲層預測技術(shù)具有重要意義。

本文以渤海A油田東營組灘壩相J砂層為研究對象，提出了基于精細古地貌主控下的儲層定量刻畫技術(shù)，綜合古地貌恢復、古水動力等確定灘壩邊界范圍及發(fā)育特征,在邊界內(nèi)根據(jù)地震屬性精細刻畫砂體展布的方法，以解決常規(guī)地球物理情況下遇到的多解性難題，為中深層灘壩相儲層預測提供一種行之有效的方法。

1 工區(qū)概況

渤中A油田位于渤海南部海域，黃河口凹陷中部。油田總體構(gòu)造特征是一個北東向展布的斷裂背斜，內(nèi)部發(fā)育2組北東向和近東西向的斷裂，油藏類型主要為構(gòu)造層狀油藏(圖1(a))。目的層段東營組J砂層為A油田的主力油層，位于古近系東營組中段，由上下2套穩(wěn)定分布的灘壩相砂巖構(gòu)成,厚度在8 m以下(圖1(b))。普遍埋深在2 800 m以上，目前地震主頻為15 Hz，可分辨厚度在45 m左右，因此，單一依靠地震方法確定J砂層展布比較困難。本文針對J砂層灘壩相的沉積特點、主控因素等進行綜合研究，提出基于精細古地貌-地震屬性優(yōu)選的儲層定量刻畫技術(shù)，綜合古地貌恢復、水動力條帶等確定灘壩邊界“零線”及分布，利用地震屬性分析及地層切片技術(shù)精細刻畫砂體展布。

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置及J砂層地層對比Fig.1 Regional map of the studied area and stratigraphic correlation diagram of J sand layer

2 古地貌恢復

古地貌、古水動力、古物源等3種因素主要控制了灘壩的成因機理，其中對古地貌控砂模式的研究較多。前人研究認為古地貌對砂體展布影響較大，朱筱敏等[6-9]學者認為，原始沉積時期地貌形態(tài)與灘壩砂體的分布直接相關(guān)(圖2)，灘壩展布具有“灘砂成片，壩砂成帶”的特點。故此，精細古地貌恢復是平面上預測灘壩砂展布的前提。

圖2 湖盆碎屑灘壩沉積模式(據(jù)朱筱敏等，1994)Fig.2 Sedimentary mode of clastic beach and bar (according to Zhu Xiaomin et al,1994)

由于東營組J砂層沉積時期以灘壩環(huán)境為主，水體較淺，研究區(qū)A油田的古地貌恢復采用回剝法，即對地層進行精細解釋后，通過去壓實校正恢復地層原始沉積厚度，并提出“巖相分析+相序法”精細校正沉積時水深，最終恢復沉積時原始地貌的方法(圖3)。

圖3 精細古地貌恢復流程Fig.3 Fine ancient landform recovery process

2.1 地層壓實校正

地層壓實校正是古地貌恢復過程中關(guān)鍵的一

步。本研究根據(jù)工區(qū)砂-泥巖孔隙度與深度的關(guān)系，利用實測孔隙度數(shù)據(jù)擬合砂-泥巖的孔隙度(Φ)-埋深(H)曲線，得到適用于本工區(qū)的泥巖、砂巖Φ-H方程

泥巖：φ=0.594 7exp(-0.000 722×H),

砂巖：φ=0.491 6exp(-0.000 452×H)。

從錄井資料統(tǒng)計出地層不同巖性的含量，根據(jù)骨架積分方程模型恢復渤海A油田東營組20余口井地層原始厚度。經(jīng)統(tǒng)計分析上述研究結(jié)果，地層壓實率一般是1.8～2.0(表1)。

2.2 古水深恢復

地層厚度只作壓實校正來表征古地貌，是對地貌的定性描述，還需進行古水深校正后才可定量化研究地形坡度等。古水深定量恢復難度較大，由于工區(qū)以灘壩沉積為主， 本次研究提出古水深恢復新思路：即以常規(guī)巖相分析法確定水深大致范圍，采用特色的“相序法”精細標定水深。

巖相分析是根據(jù)顆粒粒度、巖石沉積構(gòu)造與地

表1 東營組地層去壓實校正Tab.1 Decompaction correction of Dongying Formation

化標志等來確定水深的大致范圍。從湖岸到湖心，砂礫巖沉積變少，泥質(zhì)含量增多，故分析巖石顆粒粒度變化可以反映原始沉積時的水深，如中粗砂及礫巖沉積發(fā)育時的水深一般是1～10 m，粉砂巖和細砂巖沉積發(fā)育時的水深約為5～20 m。湖盆水深以及水動力強弱也影響著沉積構(gòu)造類型的發(fā)育，如在水深5～20 m的環(huán)境下，波狀、平行層理發(fā)育較多。

相序法標定水深，即不同水動力條帶內(nèi)發(fā)育不同成因的灘壩，如近岸壩、遠岸壩和沿岸壩等，根據(jù)灘壩形成位置及厚度可推斷其成因， 每個條帶內(nèi)的單灘壩厚度近似于該處水體深度，即單期灘壩從發(fā)育開始到結(jié)束時的厚度為形成灘壩時的水深[10-11]。因此，根據(jù)恢復出的砂體厚度便可推斷出此處水深(圖4)。首先在巖心觀察中判定該時期形成水動力條帶的位置，之后對單砂巖厚度進行去壓實校正，最后計算出不同水動力帶的古水深。以3D井為例(圖5)，該取芯段的儲層頂?shù)着c紅色泥巖直接接觸，砂巖以粗礫為主，分選較差，定向排列，泥質(zhì)含量較高，滴鹽酸未見明顯的氣泡反應，確認該段處于水動力條件中等的暴露環(huán)境——沖浪帶，限定水深范圍1～6 m，形成沿岸壩砂體；由于沖浪帶中一個完整灘壩沉積時厚度近似于形成時的水深，砂巖厚度恢復后約3 m，即為此處古水深。

圖4 相序法古水深恢復示意圖Fig.4 Schematic diagram for recovery of ancient water depth by phase sequence

圖5 3D井取芯段描述及沉積構(gòu)造Fig.5 Core description of well 3D

2.3 古地貌展布特征

古地貌校正后，工區(qū)地貌分布特征見圖6。東營組早期，渤中A油田沉積時期地形平緩(坡度小于1°)，四周為濱淺湖環(huán)繞，局部發(fā)育深湖區(qū),東部、北部和西南部最深處約25 m。工區(qū)中部呈現(xiàn)明顯的條帶狀地貌隆起，東部地勢較低，坡度較大，北部地勢高于南部，總體呈現(xiàn)出“北高南低，東陡西緩，中部低洼”的古地貌形態(tài)，中部水下低洼處在四面古隆起遮擋下形成背浪帶，灘壩難以發(fā)育。

圖6 渤海A油田東營組沉積時期的古地貌Fig.6 Geomorphology of Bohai A oilfield in the sedimentary period of Dongying formation

3 灘壩砂體的展布規(guī)律

3.1 平面沉積范圍的確定

濱岸地區(qū)主要包括沖浪帶、破浪帶、碎浪帶。沖浪帶主要發(fā)育沿岸壩砂體，碎浪帶主要發(fā)育近岸壩砂體，破浪帶主要發(fā)育遠岸壩砂體(圖7)，如3D井主要發(fā)育沿岸壩砂體(圖5)。前人研究認為，浪基面以下水動力條件較弱，碎屑灘壩較不發(fā)育，故浪基面控制了灘壩儲層的發(fā)育范圍[12]。工區(qū)多口井鉆后研究也進一步證實，古地貌低點處或浪基面以下，灘壩儲層不發(fā)育或較薄(厚度<4 m)。

圖7 濱岸帶水動力分布圖Fig.7 Hydrodynamics distribution pattern in shore zone

本次灘壩展布范圍精細刻畫方法是建立渤海南部海域的水動力分布模型，通過預測浪基面深度確定灘壩沉積體邊界，進而在精細古地貌基礎(chǔ)上精細刻畫出灘壩沉積范圍，預測浪基面深度是刻畫灘壩沉積范圍的關(guān)鍵。

浪基面受古風力影響較大，浪基面水深約等于1/2波長。因此，要確定浪基面深度范圍，首先要得到不同風力下形成的波浪波長。本次研究借用臨近的東營凹陷5種風力計算方法，取平均值作為渤南海域的風級，確定最大波浪波長和浪基面深度的關(guān)系[13]。

結(jié)合碎浪帶波浪的幾何學參數(shù)，研究最大波長及其影響下近岸壩厚度的關(guān)系，根據(jù)巖心觀察確定近岸壩厚度H，從而反推形成時期最大波浪波長L。據(jù)Michell(1994)得到的近岸壩厚度H與最大波長L關(guān)系式：lim(H/L) =0.14，計算出碎浪帶中不同風級控制下的近岸壩厚度H和最大波長L，從而得出相應的浪基面深度值即L/2(表2)。通過巖心觀察確定研究區(qū)近岸壩厚度為4 m，即6級風條件下形成，最大波長28 m，此時近岸壩形成時的浪基面深度為-14 m左右，并在古地貌圖上刻畫出浪基面范圍，即灘壩沉積體邊界(圖8)。

結(jié)果表明，工區(qū)西南部水較深，處于浪基面之下(水深大于14 m)，一般不發(fā)育灘壩砂， 據(jù)此刻畫浪基面(即灘壩零線)分布范圍，即為研究區(qū)的沉積邊界，而研究區(qū)中部低洼處水體略深，發(fā)育灘壩砂體一般較薄，北部和南部處于浪基面之上，灘壩沉積體比較發(fā)育。

表2 渤南海域東營組時期風級與波浪波長、 浪基面、近岸壩厚度的關(guān)系Tab.2 Relationships between wind scale and wavelength, wave base depth,nearshore bar thickness in the sedimentary period of Dongying formation

3.2 地震屬性約束下砂體厚度的刻畫

古物源、古地貌和古水動力共同影響著砂體展布，物源影響灘壩發(fā)育期次，導致預測工作困難較大。通過古地貌刻畫砂體展布、預測分布范圍，同時還需要借助地球物理手段輔助研究。目的層段地震垂向分辨率為45 m，統(tǒng)計全區(qū)已鉆井鉆遇J砂層的砂體厚度均小于地震分辨率的1/4。正演實驗證實，目的層位的振幅類屬性隨砂體累計厚度的增大而增大，表明利用地球物理手段預測本工區(qū)砂體厚度是可行的(圖9)。

本次研究利用屬性分析和地層切片技術(shù)相結(jié)合進行砂厚預測。利用地層切片技術(shù)，去除泥巖冗雜信息，選取最能體現(xiàn)J砂層的層段提取信息。研究目的層東營組J砂層砂體厚度較薄，精確確定砂體縱向分布位置對于地震振幅屬性提取和地層切片標定十分關(guān)鍵。本研究利用GR曲線，標定單井J砂層砂體在地震剖面上的位置，為精確提取時窗內(nèi)振幅屬性做準備。統(tǒng)計了近20口井J砂層所在的切片位置，選擇最能展現(xiàn)J砂層展布的切片，結(jié)果表明，J砂層主要分布在切片S1—S5之間。由于振幅屬性能夠反映砂體厚度的變化，因此，在S1—S5之間進行砂體時窗類屬性精確提取，選擇振幅類的均方振幅屬性進行砂體分布刻畫(圖10)。

結(jié)果表明：研究區(qū)湖心處于工區(qū)北側(cè)，灘壩砂層主要發(fā)育在A油田北部迎浪岸，呈東南—西北向展布，其中東北部砂體最厚，一般大于10 m；工區(qū)中部地貌較低，處于浪基面之下，砂體較薄或不發(fā)育；工區(qū)南部發(fā)育部分儲層，呈近東西向展布，厚度一般6 m左右。

選取多口井作為盲井，檢驗“地層切片+屬性預測”技術(shù)在工區(qū)灘壩儲層預測中的應用效果。油田內(nèi)灘壩平均厚度約7 m，定義大于7 m為厚儲層，小于7 m為薄儲層。預測厚儲層為黃色強振幅反射，薄儲層呈綠色弱振幅反射。實際單井處的振幅強度與砂厚對應關(guān)系表明，在浪基面定義的沉積邊界內(nèi)，A油田處的吻合度近74%，反映振幅與砂厚對應關(guān)系較好(表3)。而在A油田南部，實際鉆井數(shù)據(jù)與預測厚度吻合度較差，這也證明單靠地震屬性預測砂厚分布不一定準確。

表3 渤海A油田砂厚與地震振幅強弱對比Tab.3 Comparison of sand thickness with strength of seismic amplitude of Bohai oilfield

3.3 灘壩發(fā)育規(guī)律

渤海A油田整體呈現(xiàn)寬緩的斜坡帶，發(fā)育大范圍的濱淺湖沉積，其中深湖區(qū)范圍較小，有利于灘壩砂體的形成和分布。中部呈現(xiàn)出明顯的條帶狀地貌高地，東西部地勢較低，且東部地貌較陡，北部地勢高于南部。其中地貌高點周緣附近灘壩砂體較發(fā)育，然而，最高點不一定是沉積最厚處；工區(qū)中部低洼處，處于浪基面之下，在四周阻擋下灘壩一般發(fā)育較薄或不發(fā)育；工區(qū)北部及東部，地勢較低，水較深，水動力較弱，一般不發(fā)育灘壩(圖11)。在建立古地貌主控下灘壩砂發(fā)育模式的基礎(chǔ)上，總結(jié)了灘壩砂發(fā)育特征：

圖11 渤海A油田古地貌主控的灘壩發(fā)育模式Fig.11 Sedimentary mode of beach and bar controlled by paleogeomorphology in Bohai A oilfield

(1)平坦的臺地背景下，灘壩整體發(fā)育；

(2)地貌高點周緣(2-P2，B4井)砂體較發(fā)育，而最高點并非沉積最厚的位置；

(3)凸起間的洼處(P11井)在四周阻擋下灘壩不發(fā)育；

(4)地貌浪基面下(4-3，3-1井)波浪難觸及，不發(fā)育灘壩。

研究區(qū)湖心處于工區(qū)北側(cè)，灘壩砂主要發(fā)育在工區(qū)北部的迎浪岸，在整體平坦地形下灘壩大范圍分布，呈東南—西北向展布。工區(qū)東部、北部及西南部水較深，處于浪基面之下(水深大于14 m)，水體能量較弱，一般不發(fā)育灘壩砂。東北部地區(qū)處于地貌高點，同時又位于迎浪岸，在波浪多次沖洗下沉積厚層砂體，厚度一般大于7 m，最厚處達10 m；然而地貌高點不一定為砂體最厚，物源供給、地貌組合特征及水動力變化均對砂體分布有重要影響。工區(qū)中部地貌較低且處于浪基面以下，受四周高點阻擋，水體能量較弱，發(fā)育較薄砂體(厚度小于4 m)或不發(fā)育。工區(qū)南部發(fā)育部分儲層，呈近東西向展布，厚度一般6 m左右。

4 研究意義

利用古地貌控砂模式和地層切片-屬性分析技術(shù)聯(lián)合預測渤中A油田的灘壩相砂體展布規(guī)律，解決了利用常規(guī)地球物理手段預測中深層灘壩相薄儲層時遇到的多解難題。研究發(fā)現(xiàn)，古地貌是灘壩沉積體發(fā)育的主控因素，浪基面水深為灘壩沉積體發(fā)育的邊界。在邊界約束下，利用地層切片技術(shù)提取屬性刻畫砂體厚度，結(jié)果表明，在研究區(qū)高點周緣吻合率較高。因此，通過古地貌高部位控制，已鉆井實鉆厚度的有效驗證，確定了研究區(qū)下一步的挖潛方向：工區(qū)西北部和南部處于地貌高部位，周緣無其他遮擋，在浪基面之上，振幅類屬性表明該區(qū)砂體較厚，儲層比較發(fā)育，均揭示工區(qū)西北部的古地貌高點周緣是下一步油氣挖潛的方向(圖12)。

為了有效指導下步鉆探，根據(jù)灘壩砂體發(fā)育規(guī)律將工區(qū)劃分為3個區(qū)帶，分別為鉆探有利區(qū)、次有利區(qū)和非有利區(qū)，其中有利區(qū)灘壩砂體發(fā)育，儲層厚度在4 m以上，最厚處達10 m，為鉆探優(yōu)先區(qū)；次有利區(qū)灘壩砂體較發(fā)育，儲層厚度在4 m以下，為鉆探接替區(qū)；非有利區(qū)在浪基面以下，灘壩砂體不發(fā)育，不建議進行鉆探。由于工區(qū)內(nèi)成藏條件較好，儲層是否發(fā)育是油氣成藏的關(guān)鍵因素，因此，鉆探有利區(qū)是下步開發(fā)的重點。針對鉆探有利區(qū)，目前新設(shè)計4口開發(fā)井。

圖12 J砂層鉆探有利區(qū)分布Fig.12 Distribution graph of drilling favorable area

5 結(jié) 論

(1)東營組早期，渤中A油田沉積時期地形平緩(坡度小于1°)，總體呈現(xiàn)“北高南低，東陡西緩，中部低洼”的地貌形態(tài)，東部、北部和西南部發(fā)育深湖區(qū)，最深處約25 m。

(2)工區(qū)范圍內(nèi)浪基面深度為14 m，為灘壩沉積體發(fā)育邊界，東部、北部和西南部水深超過14 m，局部水深超過25 m，一般不發(fā)育灘壩砂，古地貌高部位北側(cè)和南側(cè)砂體最厚，厚度一般大于7 m，最厚處達10 m，中部低洼處位于背浪帶，灘壩砂不發(fā)育。

(3)工區(qū)劃分為灘壩砂鉆探有利區(qū)、次有利區(qū)和非有利區(qū)3個區(qū)帶。

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責任編輯：王 輝

Geomorphology and Thin Beach-bar Sandbody Distribution Law of Paleogene Dongying Formation in A Oilfield,Bohai Bay,China

ZHOU Liande,ZHANG Jianmin,MU Pengfei,ZHU Jianmin,CUI Longtao

(Bohai Petroleum Research Institute,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300452,China)

Palaeogeomorphology is the main control factor in the formation of lacustrine beach and bar.The palaeogeomorphology of Bohai A oilfield in Dongying Formation period is restored:the original thickness of sedimentary strata is restored by decompaction correction,and a new method,and the paleowater depth is restored by "lithofacies analysis and sand genetic analysis".On the basis of palaeogeomorphology,the boundary of beach-bar sedimentation is determined by estimating the depth of wave base,and the thickness of the beach-bar sandbody is predicted by attribute analysis and stratal slicing technique.The beach and bar developing mode in the south of Bohai bay controlled by palaeogeomorphology is obtained.

beach-bar;paleogeomorphology;hydrodynamics;reservoir prediction;Bohai oilfield

2016-07-07

國家科技重大專項“渤海海域大中型油氣田地質(zhì)特征”(編號：2011ZX05023-006-002)

周連德(1982-)，男，碩士，主要從事石油開發(fā)地質(zhì)及儲層預測與評價研究。E-mail:zhould@cnooc.com.cn

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.06.005

TE122

1673-064X(2016)06-0032-07

A