王 正 張 鵬 寇子健

1. 北京斯堪帕維科技有限公司, 北京 100101;2. 中海石油(中國)有限公司開發(fā)生產(chǎn)部, 北京 100010

0 前言

儲(chǔ)層構(gòu)型,或儲(chǔ)層建筑結(jié)構(gòu),是1977年由Allen J R L針對河流相沉積砂體的內(nèi)部組合特征提出的概念,后經(jīng)過以Miall為代表的國內(nèi)外專家學(xué)者多年研究,逐漸形成了針對不同沉積類型的儲(chǔ)層構(gòu)型理論和研究方法[1-5]。

儲(chǔ)層構(gòu)型單元識別是構(gòu)型表征的核心[5]。對于地下儲(chǔ)層來說,以井點(diǎn)資料為主,一般通過篩選敏感測井系列曲線,在巖心識別和巖電標(biāo)定的基礎(chǔ)上開展構(gòu)型單元及界面的單井識別[6]。對于具有近源快速堆積、巖性雜、砂體疊置變化快的沉積類型,如扇三角洲、水下沖積扇、濁積扇等,由于各期沉積在空間上相互切疊、交叉貫通,構(gòu)型界面易受構(gòu)型界面尺度、測井曲線采樣間隔的影響,為了提高識別精度,往往對敏感測井曲線進(jìn)行重構(gòu)研究[7-8],通過“差異放大”來識別低序級構(gòu)型界面。針對如何重構(gòu)特征曲線來提高界面識別能力,前人研究普遍集中在如何提高測井曲線的分辨率[9-12],如反褶積法、分辨率匹配法、小波變換法等。然而,構(gòu)型界面的本質(zhì)并非僅體現(xiàn)在巖性差異上,尤其是三級、四級等低序級構(gòu)型界面,界面響應(yīng)往往意味著巖性、物性、含油氣性的綜合特征。本次以南海EN油田韓江組三角洲前緣滑塌濁積扇砂體為例,提出利用自然伽馬曲線和密度曲線重疊法，以這兩條曲線幅度差值重構(gòu)地層特征響應(yīng)曲線GDC(以下簡稱GDC)，能夠較好適用于近源快速沉積類型儲(chǔ)層的構(gòu)型單元識別，在構(gòu)型表征中應(yīng)用效果顯著。

1 研究區(qū)概況

南海EN油田位于珠江口盆地恩平凹陷。珠江口盆地主要發(fā)育始新世至漸新世的斷陷充填和中新世至上新世的坳陷沉積。恩平凹陷在古近紀(jì)時(shí)期為北斷南超的箕狀斷陷,北部受邊界斷層控制,向南為緩坡帶,緩坡帶末端受一系列北東走向南傾的基底斷層控制形成了一個(gè)古隆起帶。EN油田位于南部隆起斷裂構(gòu)造帶中部,主要含油層段分布在新近系中新統(tǒng)韓江組下部四～六段地層。

韓江組沉積期處于恩平凹陷斷坳過渡末期,受來自西北部古珠江三角洲物源和海平面變化的共同影響,凹陷北部發(fā)育大規(guī)模三角洲沉積。由于物源供給充足,沿緩坡帶發(fā)育形成形態(tài)完整的三角洲前緣沉積。在幕式構(gòu)造沉降活動(dòng)影響下,造成三角洲外前緣的細(xì)粒沉積物發(fā)生間斷性滑塌,經(jīng)二次搬運(yùn)重新堆積,受緩坡帶末端的古隆起帶地形遮擋,滑塌濁積扇砂體呈北東東向展布,見圖1。

圖1 EN油田韓江組區(qū)域沉積模式圖Fig.1 Diagram of regional sedimentary mode of HanjiangFormation in EN Oilfield

2 構(gòu)型特征及表征存在的問題

根據(jù)滑塌濁積扇及扇體內(nèi)濁積水道的成因機(jī)制,濁積砂體內(nèi)部往往形成形態(tài)類似低彎度曲流河的限制性分流河道[13-15],在不斷遷移演化過程中,形成復(fù)雜且難以識別對比的砂體構(gòu)型界面和單元組合樣式。

EN油田韓江組沉積時(shí)期的滑塌濁積扇濁積水道復(fù)合體作為主要構(gòu)型單元,其巖心特征表現(xiàn)為“三層結(jié)構(gòu)”。下部單元發(fā)育水道主體沉積,巖性為細(xì)砂巖,厚度一般不大于1.5 m,底部與下伏地層呈沖刷或突變接觸,見泥礫包裹體,層理特征不清晰,但內(nèi)部含油性差異表明單一水道邊界處具有泥質(zhì)含量增高、物性變差的特征;中部單元發(fā)育水道側(cè)翼沉積,為砂泥巖過渡段,泥質(zhì)團(tuán)塊隨處可見,是由于砂質(zhì)沉積物滑塌并與深湖—半深湖泥質(zhì)層攪混而形成;上部單元發(fā)育分流河道漫溢沉積,以泥巖為主,砂質(zhì)團(tuán)塊或條帶占比少,一般砂巖百分含量小于40%,見圖2。

圖2 A14井1 429.0～1 430.0 m井段巖心掃描照片F(xiàn)ig.2 Core scan photo of Well A14 from 1 429.0 m to 1 430.0 m

根據(jù)區(qū)域沉積背景,EN油田韓江組沉積時(shí)期的滑塌濁積扇受區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)、沉積環(huán)境及古地形等因素影響,當(dāng)三角洲前緣沉積厚度和坡度增大到穩(wěn)定休止角時(shí),沉積物自身的重量超過下部泥巖的承受能力,導(dǎo)致沉積界面發(fā)生傾斜及強(qiáng)烈液化,三角洲前緣沉積物滑塌并與水體混合形成高密度濁流,沿泥質(zhì)沉積物表面溝槽滑移而形成扇狀濁積體。

因此,EN油田韓江組沉積時(shí)期的滑塌濁積扇砂體分布規(guī)律表現(xiàn)為,沿近于垂直岸線的深水溝道呈透鏡狀、條帶狀展布且砂體厚度變化大。此外,韓江組各小層由縱向上厚度不同、橫向展布范圍大小不一、接觸樣式多變的多期濁積砂體堆積而成,濁積砂體內(nèi)部發(fā)育多期濁積水道,各期水道之間相互切疊、交叉貫通,使?jié)岱e扇內(nèi)部單層砂體厚度不一、連通性差,單層砂體巖性、電性特征差異小,給濁積扇構(gòu)型單元識別表征帶來困難。

3 基于GDC的構(gòu)型單元識別和劃分

基于巖礦分析標(biāo)定,通過優(yōu)選敏感測井系列構(gòu)建GDC,進(jìn)一步增強(qiáng)電測資料對構(gòu)型單元的識別能力。

3.1 GDC重構(gòu)方法

通過對EN油田韓江組主力HJ2-21小層巖石組分分析發(fā)現(xiàn),雜基為泥質(zhì),含量最大可達(dá)53.5%,膠結(jié)物為鈣質(zhì)和黃鐵礦,含量普遍小于20%,見表1。不同構(gòu)型單元的填隙物組分特征差異顯著,水道側(cè)翼、水道間及水道漫灘等構(gòu)型單元整體具有較高的雜基含量和鈣質(zhì)膠結(jié)物,辮狀水道構(gòu)型單元反之。然而,由于響應(yīng)區(qū)間重疊,單純依靠泥質(zhì)含量或膠結(jié)物含量并不能準(zhǔn)確地劃分不同構(gòu)型單元。

表1 EN油田HJ2-21小層單砂體成因類型劃分表

根據(jù)巖礦資料標(biāo)定情況,濁積扇砂體內(nèi)低級次構(gòu)型界面表現(xiàn)為為巖性、泥質(zhì)含量及物性變化的綜合響應(yīng),因此,選取反映泥質(zhì)含量的自然伽馬曲線和反映物性差異的密度曲線來構(gòu)建GDC。表達(dá)式為:

g_s=((DEN-0.4)-(0.9-GR))/0.04

(1)

G=eg_s

(2)

3.2 基于GDC的儲(chǔ)層分類及構(gòu)型單元?jiǎng)澐?/h3>

以取心井為標(biāo)準(zhǔn)井建立GDC,明確不同構(gòu)型單元的特征響應(yīng)值。其中,辮狀水道GDC響應(yīng)值≥245;水道側(cè)翼GDC響應(yīng)值在225～245之間;漫灘GDC響應(yīng)值在165～225之間;水道間GDC響應(yīng)值<165,見圖3。

圖3 EN油田A14井HJ2-21小層沉積儲(chǔ)層綜合柱狀圖Fig.3 Comprehensive histogram of HJ2-21 in Well A14 of EN Oilfield

根據(jù)巖心和測井響應(yīng)特征,結(jié)合滑塌濁積扇單砂層不同期次填隙物成分組成和縱向沉積演化特征,將不同構(gòu)型單元對應(yīng)的砂體開展成因分類,落實(shí)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層特征。

Ⅰ類儲(chǔ)層:對應(yīng)辮狀水道構(gòu)型單元,泥質(zhì)含量<5%。

Ⅱ類儲(chǔ)層:對應(yīng)水道側(cè)翼構(gòu)型單元,5%≤泥質(zhì)含量≤10%。根據(jù)鈣質(zhì)含量可進(jìn)一步劃分為兩類,分別是Ⅱ-1類儲(chǔ)層,鈣質(zhì)含量﹤5%;Ⅱ-2類儲(chǔ)層,鈣質(zhì)含量≥5%。

Ⅲ類儲(chǔ)層:對應(yīng)水道漫灘構(gòu)型單元,10%﹤泥質(zhì)含量≤40%。

Ⅳ類非儲(chǔ)層:對應(yīng)水道間構(gòu)型單元,泥質(zhì)含量>40%。

4 滑塌濁積扇砂體構(gòu)型樣式

4.1 縱向構(gòu)型樣式

基于GDC劃分結(jié)果,結(jié)合單井生產(chǎn)測試和干擾試井資料分析結(jié)果,將EN油田韓江組HJ2-21小層共劃分3期濁積扇砂體、17個(gè)單砂體,見圖4。單砂體厚度一般在1～3 m之間,垂直物源方向砂體延伸長度為200～570 m,形成不同樣式的接觸關(guān)系。

圖4 EN油田HJ2-21小層單砂體縱向分布特征剖面圖Fig.4 Profile of distribution characteristics of single sand body of HJ2-21 in EN Oilfield

研究區(qū)滑塌濁積扇每一期濁積砂體厚度為0.5～3 m。其中,水道砂體厚度為0.3～1.5 m;水道側(cè)翼砂體厚度為0.1～1.0 m;水道漫灘砂體厚度為0.1～1.0 m。單砂體內(nèi)完整的構(gòu)型單元縱向組合為“辮狀水道—水道側(cè)翼—水道漫灘—水道間”。最常見的是“辮狀水道—水道側(cè)翼”下切型組合、“辮狀水道—辮狀水道”疊置型組合、“水道側(cè)翼—水道間”孤立型組合。

4.2 平面構(gòu)型樣式

在縱向構(gòu)型樣式分析基礎(chǔ)上,井震聯(lián)合進(jìn)一步明確EN油田韓江組各小層單砂體展布規(guī)律[16-17]。

HJ2-21小層沉積時(shí)期,研究區(qū)整體處于半深湖相,由西向東相對穩(wěn)定發(fā)育了三個(gè)呈近南北向分布的滑塌濁積體,分別以條帶狀、點(diǎn)狀和斑狀展布,見圖5。滑塌濁積體內(nèi)部發(fā)育8期濁積水道,每期濁積水道細(xì)砂巖沿著溝道緩慢移動(dòng),形成中扇水道砂,滑塌濁積體外緣形成水道側(cè)翼砂和灘砂。

圖5 EN油田HJ2-21小層單砂體平面分布圖Fig.5 Distribution of single sand body of HJ2-21 in EN Oilfield

西部濁積扇一砂組內(nèi)部發(fā)育兩期水道單砂體,整體形態(tài)為條帶狀,前端分叉,單砂體疊加寬度達(dá)到850 m。第一期水道砂堆積主體相對靠南部,由于水道的側(cè)向擺動(dòng),主要沿?cái)嗬飧浇植?。第二期水道砂向陸地方向退卻,主要分布在A15H井附近。同時(shí)在A20井區(qū)和1A井區(qū)形成了點(diǎn)狀堆積和斑狀堆積的兩個(gè)單砂體,2號砂體與3號砂體(一期)呈切疊接觸關(guān)系,在油田中部疊加連片。1號砂體呈斑狀孤立型發(fā)育,受北東向斷裂影響,形成長軸平行斷裂的餅狀扇體。

根據(jù)復(fù)合砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的關(guān)系,建立相關(guān)關(guān)系式,可進(jìn)一步指導(dǎo)其他小層濁積砂體規(guī)模預(yù)測[18-20],見圖6。

圖6 EN油田韓江組單砂體及小層砂體厚度與寬度關(guān)系圖Fig.6 Relationship between thickness and width of single sandbody and sub-layer sandstone in Hanjiang Formation of EN Oilfield

HJ2-21小層內(nèi)砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的關(guān)系如下:

y=238.33x-391.44

(3)

擬合密井網(wǎng)條件下單砂體厚度和砂體平面展布寬度的關(guān)系如下:

y=176.99x+382.213

(4)

擬合小層和單砂體厚度與砂體寬度的關(guān)系如下:

y=4.820 2x2+141.06x+86.574

(5)

5 結(jié)論

1)滑塌濁積扇砂體由于內(nèi)部發(fā)育多期濁積水道,各期水道之間相互切疊、交叉貫通,導(dǎo)致單層砂體巖性、電性特征差異小,給濁積扇構(gòu)型單元識別及表征帶來困難。

2)針對EN油田韓江組滑塌濁積扇沉積,基于巖礦資料標(biāo)定,選取反映泥質(zhì)含量的自然伽馬曲線和反映物性差異的密度曲線來構(gòu)建GDC,開展單砂體內(nèi)構(gòu)型單元的劃分和對比。通過差異放大,特征曲線可以較好地突出構(gòu)型界面響應(yīng),反映出單砂體構(gòu)型單元差異。

3)EN油田韓江組滑塌濁積扇單砂體內(nèi)完整的構(gòu)型單元縱向組合為“辮狀水道—水道側(cè)緣—漫灘—水道間”。最常見的是“辮狀水道—水道側(cè)緣”下切型組合、“辮狀水道—辮狀水道”疊置型組合、“水道側(cè)翼—水道間”孤立型組合。根據(jù)構(gòu)型組合樣式,進(jìn)一步建立復(fù)合單砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的相關(guān)關(guān)系式,可指導(dǎo)其他小層濁積砂體規(guī)模預(yù)測。