陳 東

(勝利油田東勝精攻石油開發(fā)集團股份有限公司，山東東營 257061)

沙三中晚期沉積時期，博興洼陷主要受南部金家三角洲影響，隨物源推進，辮狀河三角洲推進范圍逐漸擴大，此時洼陷區(qū)為深水湖相沉積，三角洲前緣砂體在水進期發(fā)生大規(guī)模的滑塌，形成較大規(guī)模的空間上相互疊置、橫向連片的復合濁積扇體沉積[1]。受距物源距離、搬運次數等的影響，相同沉積背景下的滑塌濁積扇體表現出不同的巖性、物性、電性、含油氣性特征。因此，有必要深入開展滑塌濁積扇沉積模式研究，分析不同扇體的成因模式，為油田的下步勘探開發(fā)提供地質依據。

1 區(qū)域概況

大蘆湖油田位于東營凹陷西南部，高青—平南大斷層的下降盤(圖1)，處在博興洼陷的生油中心，成藏條件十分有利。至今已發(fā)現沙二、沙三上、沙三中、沙三下、沙四段等多套含油層系，至2015年底，已累計上報探明含油面積180.3 km2，石油地質儲量10 387.58×104t。大蘆湖油田主力含油層系為沙三中、沙三下亞段。沙三中、沙三下沉積時期，大蘆湖地區(qū)處于金家三角洲前緣地帶，發(fā)育多套滑塌濁積砂體?；鷿岱e巖巖性油藏為大蘆湖油田沙三段主要油氣藏類型。

圖1 大蘆湖油田區(qū)域位置Fig.1 The location of Daluhu oilfield

2 樊107塊及樊162塊開發(fā)特征對比

樊107塊位于大蘆湖油田西南部(圖1)，主力含油層系為沙三中7砂組及沙三下8砂組，油藏埋深為3 150 m，儲層巖性主要為中砂質細砂巖、粉砂質細砂巖與細砂質粉砂巖，局部夾不等粒砂巖，儲層平均孔隙度為15.1%，平均滲透率為8.7 mD；地面原油密度為0.86 g/cm3，地面黏度為9.2 mPa·s；主力含油層系沙三中77小層、沙三下8砂組地溫梯度為3.4 ℃/100 m，油藏壓力系數為1.1～1.3。樊107塊油藏類型整體為低孔低滲、異常高壓構造—巖性油藏。

樊162塊位于大蘆湖油田東北部(圖1)，主力含油層系為沙三中2砂組，油藏埋深為2 650 m，儲層巖性以含粉砂細砂巖為主，儲層平均孔隙度為14.9%，平均滲透率為1.1 mD；地面原油密度為0.869 8 g/cm3，地面黏度為15.1 mPa·s；地溫梯度為3.8 ℃/100 m，油藏壓力系數為1.2～1.3。樊162塊油藏類型整體為低孔特低滲、異常高壓構造—巖性油藏。

樊107塊與樊162塊同為滑塌濁積扇沉積背景下的低孔低滲、異常高壓構造—巖性油藏，二者在開發(fā)中表現出以下差異性及共性：①油層的產能差別較大，樊107塊油井初期日產油介于0.9～66 t之間，平均單井初期日產油為16.8 t，日產油大于10 t/d的井有36口，占油井總數的62.1%，折合該塊比采油指數介于0.402～1.348 t/(d·MPa·m)，平均為0.606 t/(d·MPa·m)；樊162塊油井初期日產油介于1.9～18.2 t之間，平均單井初期日產油為7.9 t，折合比采油指數介于0.094～0.134 t/(d·MPa·m)，平均為0.114 t/(d·MPa·m)。②油層有效厚度的下限標準不一致：樊107塊油層的電阻率下限為7 Ω·m，樊162塊油層的電阻率下限為3.5 Ω·m。③樊107塊發(fā)育同一小層構造高部位鉆遇水層而相對低部位鉆遇油層的地質現象：處于構造相對高部位的樊101-2井沙三中73小層試油為油層(初期日產液23.5 t，日產油18.9 t，含水20%，累產油17 056 t，累水8 176 m3)，處于構造中間部位的樊121-35井73小層試油為水層(日產液12.7 t，含水99%)，而構造相對低部位的樊121-24井為油層(初期日產液5.2 t，日產油4.5 t，含水13.2%，層段累產油5 476 t，累水45 m3)(圖2)。針對樊107塊及樊162塊開發(fā)中存在的上述問題，本次研究以期從沉積的角度對兩塊滑塌濁積砂體進行對比分析，探討導致兩塊開發(fā)特征不同的原因及油水關系矛盾的成因模式。

圖2 大蘆湖油田樊107塊沙三段7砂組近南北向油藏剖面(油水間互示意)Fig.2 The south-north reservoir profile of the 7th sand group of the 3rd member of Shahejie formation of Fan107 block in Daluhu oilfield

3 滑塌濁積扇沉積模式研究

3.1 物源分析

依據博興洼陷沙三段古地貌恢復結果(圖3)，博興洼陷沙三段沉積時期，洼陷內部發(fā)育多個坡折帶，大蘆湖油田位于北部坡折帶內。根據大蘆湖油田沙三段古地貌恢復結果(圖4)，樊107塊位于坡折帶的上部，而樊162塊位于坡折帶的下部相對低洼位置。

圖3 博興洼陷沙三段古地貌恢復圖Fig.3 The restored paleogeomorphology map of the 3rd member of Shahejie formation of Boxing sag

關于博興洼陷沙三段沉積時期的物源分析，蔣有錄、羅佳強等[2]通過對博興洼陷砂巖中碎屑組分及其含量變化的研究及地震剖面中所顯示的古水流方向的分析認為，沙三段沉積時期，博興洼陷的物源主要來自南部魯西隆起。沙三段沉積時期，來自魯西隆起的沉積物在金家南斜坡形成三角洲沉積，而大蘆湖油田處于這些三角洲的前緣地帶，發(fā)育多期三角洲前緣滑塌濁積砂體。

圖4 大蘆湖油田沙三段古地貌恢復圖Fig.4 The restored paleogeomorphology map of the 3rd member of Shahejie formation of Daluhu oilfield

3.2 巖石學特征

3.2.1 樊107塊巖石學特征

根據樊107取心井粒度資料統(tǒng)計，沙三中、沙三下儲層主要為中砂質細砂巖、粉砂質細砂巖與細砂質粉砂巖，局部夾不等粒砂巖。粒度中值為0.06～0.23 mm，一般為0.1～0.2 mm，平均為0.16 mm。磨圓度為次棱角狀，分選中等到好，分選系數平均為1.49。

根據儲層黏土礦物全巖和X衍射分析資料統(tǒng)計，樊107塊儲層黏土礦物含量為4%～19%，平均為9.1%。

3.2.2 樊162塊巖石學特征

據樊162塊取心井粒度資料分析，樊162塊沙三中2砂組砂巖以含粉砂細砂巖為主，分選差—中等，21層分選系數為1.66，粒度中值平均為0.23 mm，22層分選系數為1.51，粒度中值平均為0.17 mm。

據X衍射分析，樊162塊沙三中2砂組黏土礦物總含量為12%～14%，平均為13%。

樊162塊砂巖與樊107塊相比，粒度偏細，巖石分選相對較差，泥質含量相對較高。

3.3 結構及構造特征

3.3.1 樊107塊結構及構造特征

依據樊121-58井概率曲線可以看出，曲線以二段式為主，二段式主要由跳躍組分和懸浮組分組成，細截點一般在3～3.5 Ф之間(圖5)。懸浮次總體所占比例較大，反應以懸浮搬運為主。

樊107井C(1%粒徑)-M(粒度中值)圖(圖6)表明QR-RS段發(fā)育，說明以懸浮組分為主，即QR(遞變懸浮)和RS(均勻懸浮)段，其中主要為QR段，滾動組分不發(fā)育，反映牽引流特征[3]。

樊107塊沉積構造有平行層理、波狀層理、生物攪混構造，可見植物炭屑，上述沉積構造均表征了該塊牽引流的沉積特征(圖7)。

圖5 樊121-58井粒度概率累積曲線Fig.5 The probability cumulative grain size curve of well Fan121-58

圖6 樊107井C-M圖Fig.6 The C-M diagram of well Fan107

3.3.2 樊162塊結構及構造特征

樊162塊巖心樣品粒度概率曲線(圖8)呈寬緩上拱形，跳躍和滾動總體不發(fā)育， 懸浮總體占絕對優(yōu)勢，是重力流沉積的典型特點。

樊162-斜7井的巖心樣品C-M圖(圖9)顯示，樣品(C，M)點的連線平行于C=M基線，且分布范圍較大，表現出相當于重力流沉積的QR段，代表遞變懸浮沉積。這是由于濁流的流速很快，當流速降低時，使底部密度不斷增加，最終整體沉降造成的。

圖7 樊107塊沙三段沉積構造特征Fig.7 The sedimentary structures characteristics of the 3rd member of Shahejie formation of well Fan107

圖8 樊162塊井巖心樣品粒度概率曲線Fig.8 The probability cumulative grain size curve of the core samples from well Fan162

樊162塊沉積構造以塊狀層理為主，局部發(fā)育深灰色泥礫、泥巖撕裂片(圖10)。向邊部單層變薄，泥質夾層增多，泥巖撕裂片、砂泥混雜結構開始變得較發(fā)育，這些都說明濁積砂體來自已沉積的沉積物的再搬運[4]。

3.4 物性特征

樊107塊沙三中儲層孔隙度主要分布在12%～20.7%之間，平均值為15.1%；滲透率主要分布在0.1～41 mD之間，平均為8.7 mD(圖11)。

樊162塊沙三中儲層孔隙度介于2.5%～25%，平均為14.9%；滲透率介于0.01～8.1 mD，平均為1.1 mD(圖12)。樊162塊物性較樊107塊相對較差。

圖9 樊162-斜7井ES3中2砂組C-M圖Fig.9 The C-M diagram of the 2nd sand group of Es3 of well Fan162-X7

圖10 樊162塊沙三段巖心構造特征Fig.10 The core sedimentary structures characteristics of the 3rd member of Shahejie formation of Fan162 block

圖11 樊107塊孔隙度及滲透率直方圖Fig.11 The porosity and permeability histograms of Fan107 block

圖12 樊162塊孔隙度及滲透率直方圖Fig.12 The porosity and permeability histograms of Fan162 block

3.5 測井相特征

測井曲線能夠較好地反映沉積物的沉積結構、沉積序列和水動力條件，也是研究沉積環(huán)境的重要手段。

3.5.1 樊107塊測井相標志

從自然電位曲線特征(圖13a)分析，樊107井區(qū)沙三中測井相大致可分為3種類型，不同的曲線類型反映了不同的巖性組合、沉積序列及含油性。

圖13 測井相標志Fig.13 The log facies indicators

(1)厚層箱形自然電位曲線，巖性較粗，一般為細砂巖，含油性好，一般為油浸以上含油級別，多為厚層塊狀砂巖。

(2)自然電位曲線呈對稱型，主要由正反韻律組成的復合韻律。頂底巖性較細，含油性差，一般為油斑級別，中部巖性較粗，含油級別為油浸。

(3)鋸齒狀鐘形自然電位曲線，巖性下粗上細，一般下部含油級別為油浸，中上部為油斑、油跡。主要為具不完整的鮑馬序列正韻律薄層砂巖。

3.5.2 樊162塊測井相標志

依據自然電位曲線特征(圖13b)，樊162井區(qū)沙三中測井相大致可分為中低幅度鋸齒形、齒化漏斗形、中低幅度指形3種類型。

(1)中低幅度鋸齒形：自然電位曲線表現為中低幅度，巖性以粉砂巖為主，物性夾層較發(fā)育。

(2)齒化漏斗形：曲線上部突變，中—高幅。對應巖性主要為細砂巖和粉砂巖。此類形態(tài)的曲線反映砂體向上建造時水流能量加強、顆粒變粗、分選性變好的特點，表征砂體上部受水介質改造而泥質含量降低、砂質含量相對增加；此外也可代表砂體前積，反映了反粒序結構或水退層序。齒化漏斗形反映水動力條件穩(wěn)定、物源充沛的沉積環(huán)境逐漸過渡到水動力增強、物源供應增多的過程。

(3)中低幅度指形曲線代表較強能量環(huán)境中形成的均勻粗粒沉積。對應巖性以粉砂巖、泥質粉砂巖為主。

3.6 樊107塊油水層間互發(fā)育成因模式

針對樊107塊沙三中73小層所發(fā)育構造(圖14)較高部位為油層、中間部位為水層、相對較低部位為油層的油藏特征，如果認為是斷層遮擋導致，那么從其對應的地震剖面上看，斷距也應很小，不可能把如此厚的砂體斷開形成封堵；從砂體尖滅的角度分析，從地震上看相位是連續(xù)的，而且也不可能在較短的距離內兩砂體較快地尖滅[5]；從物性差異遮擋的角度看，相鄰多口井物性相當，未發(fā)現物性變差；從原油密度差異的角度分析，均為輕質低黏原油，不會因為原油密度大導致油水倒置[6-7]。

通過文獻調研及樊107塊古地貌分析認為，樊107塊油水間互發(fā)育為砂體在滑動時分裂成多塊砂體導致[8]，砂體間由泥巖充填。各砂體互不連通，都具有自己獨立的油水界面，高處砂體的低部位含水并不意味著低處另一個砂體的高部位不含油。

圖14 大蘆湖油田樊107塊沙三中73小層頂面構造(砂體裂開示意)Fig.14 The top structure map of the 73 sand of the middle 3rd member of Shahejie formation of Fan107 block in Daluhu oilfield

3.7 大蘆湖油田滑塌濁積扇沉積模式

綜合以上物源分析、古地貌特征分析及沉積相標志研究，并結合前人研究成果，分析得知沙三段沉積時期，魯西隆起為博興洼陷的主要物源體系，來自魯西隆起的沉積物在博興洼陷金家南斜坡沉積形成金家三角洲，金家三角洲已推進至大蘆湖油田西南部高21井區(qū)[9]。沙三中沉積時期，高21井區(qū)三角洲前緣向北推進時，由于湖盆不斷下沉，湖水相對上升，使得三角洲保持推而不進，造成前緣三角洲相砂體長期疊置，形成巨厚砂層。后期在重力或外部動力作用下，長期疊置的三角洲前緣砂體發(fā)生滑塌，而滑塌又分為塊體滑塌及濁流沉積兩種模式。其中塊體滑塌是指從博興湖盆南部的金家三角洲前緣砂體上整塊滑塌下來并整塊沉積在博興半深湖—深湖相的泥巖和灰質泥巖中形成塊體砂，其距離三角洲前緣砂體較近，塊體直接滑塌至洼陷坡折帶中未發(fā)生二次搬運，保存了原三角洲前緣砂體的物性(好)、水流性質(是牽引流而不是重力流)及構造特征(如原生層理、底部常出現蠕動構造及變形層理)，且砂巖塊體在滑動時分裂成多塊砂體，砂體間被砂泥巖充填，每塊砂體都有自己獨立的油水關系。濁積砂是三角洲前緣砂體或塊體砂在外力作用下經過二次搬運，在洼陷坡折帶中下部低洼區(qū)沉積下來，具有濁流沉積的特征，物性相對較差，泥質含量相對較高，物性隔夾層較發(fā)育。因沉積在坡折帶的相對地勢較平緩區(qū)，多套砂體疊合分布，相對塊體砂，展布范圍較大。依據上述分析，建立了大蘆湖油田滑塌濁積扇塊體砂及濁積砂三維及剖面沉積模式(圖15、圖16)。

4 滑塌濁積扇沉積模式研究意義

在滑塌濁積扇沉積背景下發(fā)育的巖性油藏多為低滲透油藏。深入認識低滲透油藏沉積模式及各沉積模式背景下的油水展布特征，對大蘆湖油田低滲透油藏的高效開發(fā)具有重要意義。

4.1 指導滑塌濁積巖巖性油藏的開發(fā)

塊體砂區(qū)域發(fā)育的巖性油藏，因每個砂體均具有獨立的油水系統(tǒng)，在開發(fā)中應分砂體進行井網部署。且因塊體砂保留了三角洲前緣砂體的物性特征，物性相對較好，開發(fā)中可考慮注水開發(fā)常規(guī)射孔方式投產或小規(guī)模壓裂投產；對處于砂體交界處靠近另一砂體水層的油井，若采用壓裂方式投產，應注意壓裂規(guī)模的優(yōu)化，避免壓開水層。

4.2 指導低阻油層挖潛

濁積砂區(qū)域的巖性油藏因儲層物性差、束縛水含量高、泥質含量高、油層電阻率相對較低[10]，易發(fā)育低阻油層。近年來，大蘆湖油田在樊28、樊9、樊112、樊2、樊22等多口廢棄老探井中成功試采沙三中2砂組低阻油層，平均單井初期日產油5.3 t，目前5口井累增油13 500 t，取得較好的效果。

圖15 大蘆湖油田滑塌濁積扇沉積模式Fig.15 The slumping turbidite fan sedimentary model of Daluhu oilfield

圖16 大蘆湖油田滑塌濁積扇沉積模式剖面Fig.16 The profile of the slumping turbidite fan sedimentary model of Daluhu oilfield

5 結論

(1)建立了大蘆湖油田滑塌濁積扇沉積模式，將其細分為塊體砂及濁積砂兩類。

(2)依據所建立的沉積模式，合理解釋了塊體砂區(qū)域及濁積砂區(qū)域油水關系矛盾的成因機理。

(3)該研究對于大蘆湖油田巖性油藏的開發(fā)井網部署、開發(fā)方式優(yōu)化及低阻油層挖潛等勘探開發(fā)工作具有重要的指導意義。