童璐一，李標(biāo)，王文濤，盧艷，李瀟瀟

(中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057)

1 存在問題

A油田東塊位于瓊海低凸起東部構(gòu)造傾沒端，西接瓊海凹陷和海南隆起，東鄰文昌B凹陷(見圖1)。它是在漸新世之后盆地從早期張裂斷陷轉(zhuǎn)入穩(wěn)定的凹陷階段，即瓊海低凸起形成以后接受的海相沉積[1]。A油田是受斷層的逆牽引作用形成的，該構(gòu)造被分為南部高點(diǎn)和北部高點(diǎn)兩塊，主要生產(chǎn)層位為ZJ1Ⅱ下油組，因此，明確該油組的沉積微相類型及其分布規(guī)律是油田挖潛的關(guān)鍵和前提。在過去的研究中普遍認(rèn)為ZJ1Ⅱ下油組屬于一套臨濱砂壩沉積，A1井區(qū)為臨濱砂壩主體，A2井區(qū)為臨濱砂壩側(cè)緣(見圖2)。

圖1 A油田東塊地理位置 圖2 A油田原砂體沉積

A油田于2013年6月投產(chǎn)，目前共有8口生產(chǎn)井，A1井區(qū)和A2井區(qū)各有4口生產(chǎn)井。經(jīng)過近8年的生產(chǎn)，兩個井區(qū)在生產(chǎn)動態(tài)特征上差異較大。整體上，A1井區(qū)為厚層斷背斜、塊狀底水油藏，開發(fā)效果較好，生產(chǎn)動態(tài)特征表現(xiàn)為以下三個方面：(1)油藏物性好，單井產(chǎn)能高，生產(chǎn)壓差小。(2)水體能量充足，壓力保持程度高，地層水體能量充足，地層壓力基本不變，目前地層壓力系數(shù)為0.83。(3)油水黏度比較低，底水脊進(jìn)緩慢，無水采油期長，開發(fā)效果好，A1井區(qū)儲層內(nèi)未見隔夾層分布，底水呈活塞式推進(jìn)，無水采油期達(dá)25個月，無水采油期采出程度達(dá)30%。A2井區(qū)為背斜、層狀邊水油藏，各井表現(xiàn)出生產(chǎn)壓差大、單井產(chǎn)能低的特點(diǎn)，隔夾層較為發(fā)育，地層能量不足，壓力恢復(fù)緩慢，目前地層壓力系數(shù)降至0.37。如果按照原先沉積模式認(rèn)識，A1井區(qū)和A2井區(qū)同屬于一套臨濱砂壩沉積，則經(jīng)過多年的生產(chǎn)，兩井區(qū)生產(chǎn)井地層壓力、含水率等應(yīng)逐漸呈現(xiàn)出趨于一致的特征。但是從生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)資料看來，兩個井區(qū)的砂體并不連通，因此需要對該區(qū)的沉積相和砂體展布進(jìn)行重新研究。

2 新沉積模式的提出及砂體展布規(guī)律

2.1 區(qū)域沉積演化規(guī)律

前人研究表明，珠江組一段沉積時期，神狐隆起和瓊海低凸起已經(jīng)全部沉沒于水下，整個盆地沉積范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，水體逐漸加深，成為開闊的濱海、淺海環(huán)境。在珠江組一段早期發(fā)生了區(qū)域性的海侵，形成了廣泛的海進(jìn)泥巖，隨后發(fā)生持續(xù)的海退，在下部地層發(fā)育海退砂巖；之后為持續(xù)的海進(jìn)，在中部地層形成海侵砂巖，到珠江一段晚期海水進(jìn)一步加深[2]。

2.2 古生物分析

通過對浮游有孔蟲演化曲線的研究，發(fā)現(xiàn)珠江組一段上部地層(ZJ1Ⅰ～ ZJ1Ⅲ油組)的浮游有孔蟲含量為60%～90%；同時，位于A油田西北方向的D2井定量有孔蟲分析也表明珠江組一段上部的地層(ZJ1Ⅲ油組)沉積環(huán)境為淺海相沉積[3]。

2.3 FMI成像測井分析

珠江組一段上的底部(-1689.6～-1659.48 m)發(fā)育一套泥質(zhì)粉砂巖，但是在A2井FMI圖像和巖心上看到局部發(fā)育礫石，并且其磨圓和分選較差(見圖3)，鄰井A1井卻無此現(xiàn)象，說明其分布比較有限，綜合分析認(rèn)為該現(xiàn)象為風(fēng)暴作用所致。通過多井對比，根據(jù)巖心和錄井等資料，發(fā)現(xiàn)在本段地層中淺海陸棚最特征的自生礦物為海綠石；在圖像上可見亮白色的灰質(zhì)條帶，證明此段具有一定的灰質(zhì)含量。在A2井的FMI圖像和錄井資料中均說明地層中有黃鐵礦發(fā)育，其代表了一種還原性的沉積環(huán)境。在A1井的FMI圖像上可觀察到有生物介殼的存在，說明此段沉積時期，生物比較發(fā)育。在A油田東南方向的E1井FMI圖像上看到生物擾動比較強(qiáng)烈，破壞了原生層理，在部分層段可見對稱和不對稱波痕(見圖4)。綜合各類特征，認(rèn)為本段沉積時期環(huán)境為濱外陸棚沉積[4]。

2.4 沉積微相分析

濱外陸棚沉積進(jìn)一步可以劃分為濱外砂壩、濱外淺灘、濱外泥和風(fēng)暴沉積4種微相。濱外砂壩巖性為灰色細(xì)砂巖、粉砂巖，以反旋回為主，砂巖層數(shù)少但厚度較大，往往與濱外淺灘相伴而生，可形成儲層。濱外淺灘巖性為灰色泥質(zhì)粉砂巖，以正旋回為主，分布范圍較大，垂向剖面特征為砂巖和泥巖呈頻繁的互層，砂巖層數(shù)多；自然電位與自然伽馬曲線常呈指狀，深側(cè)向與淺側(cè)向電阻率曲線幅度差，較砂壩主體小，原始孔隙度相對較低，與濱外砂壩相比，砂體略薄，可形成儲層。濱外泥主要是灰色泥巖，水平層理發(fā)育，常常形成隔、夾層。風(fēng)暴沉積中發(fā)育灰色含礫砂巖和灰色砂巖，以正旋回為主，分布范圍有限，可見部分的生物擾動，風(fēng)暴作用屬事件性沉積，可以對沉積物進(jìn)行再分配，在一定程度上會破壞儲層[5](見表1)。

表1 濱外陸棚沉積微相劃分標(biāo)準(zhǔn)

從測井資料上可以看到，A1井和N1井在ZJ1Ⅱ下油組均屬于厚層箱狀細(xì)砂巖，砂巖厚度達(dá)27 m，測井平均孔隙度為26.3%，滲透率為141.4 mD，屬于高孔中滲儲層；A2井和A1P井為薄層泥質(zhì)粉砂巖夾泥巖，測井平均孔隙度為21.3%，滲透率為92.5 mD，屬于中孔中滲儲層。綜合分析認(rèn)為A1井區(qū)為濱外砂壩沉積，而A2井區(qū)在ZJ1Ⅱ下油組主要為濱外淺灘沉積。

3 濱外砂壩成因機(jī)理及展布規(guī)律

淺海陸棚環(huán)境包括近濱外側(cè)至大陸坡內(nèi)邊緣這一寬闊的陸架或廣海陸棚區(qū)。淺海通常指浪基面(10～20 m)以下至坡度突然變陡或200 m水深的區(qū)域。水動力條件較為復(fù)雜，其中包括有海流、正常的波浪和由風(fēng)暴引起的波浪以及潮流等，它們可以單獨(dú)或共同作用來控制和影響淺海陸棚沉積物的搬運(yùn)和沉積[6]。濱外砂壩主要是因為波浪、風(fēng)暴流或區(qū)域循環(huán)流等的搬運(yùn)而形成的一種窄長砂體，其展布方向平行或近平行于海岸線方向，以北美the Western Interiar Seaway的白堊期的濱外砂壩為例，其長軸為幾千米，短軸為幾十千米，因此，砂體在平面上常呈不規(guī)則展布[7]。

3.1 物源供給

文昌凹陷存在兩大主要的物源區(qū)，一個是位于凹陷南部的神狐隆起；一個是位于凹陷北部包括海南隆起、粵桂隆起及其相關(guān)河流體系組成的綜合物源區(qū)。由于珠江組整體上經(jīng)歷了大規(guī)模的海侵，在珠江組一段上部沉積時期，相對文昌凹陷來說，南部隆起、海南隆起均失去了供源能力，僅A凹北坡接受了來自古珠江水系的物源，發(fā)育長源三角洲沉積[8]。因此認(rèn)為該區(qū)在珠江組一段上部的沉積物質(zhì)是由華南陸塊經(jīng)過珠江水系搬運(yùn)進(jìn)入盆地，然后經(jīng)過波浪、風(fēng)暴流或區(qū)域循環(huán)流等搬運(yùn)而沉積的。

3.2 古構(gòu)造和水動力環(huán)境

地層厚度從一定方面能反映當(dāng)時的古地貌環(huán)境，利用上覆海侵泥巖時間厚度法確定古構(gòu)造形態(tài)[9]。從地震剖面可以看出，在A2井區(qū)方向至A1井區(qū)方向，上覆泥巖厚度逐漸減薄，砂巖厚度逐漸增加，同時可見明顯上超現(xiàn)象(見圖5)。因此，在沉積時期，A1井區(qū)位于構(gòu)造高部位而A2井區(qū)位于構(gòu)造低部位，濱外砂壩砂體主要發(fā)育在凸起部位，遠(yuǎn)離凸起部位砂體變少。這種現(xiàn)象表明濱外砂壩的沉積明顯受控于凸起,沉積時古隆起的背景對濱外砂壩具有較為重要的作用[10]?，F(xiàn)代海底的水流研究表明，水下凸起表面的海水水流速度明顯高于周圍平原的流速，海底水流狀態(tài)是改造和搬運(yùn)沉積物的重要地質(zhì)營力。由于凸起表面水流速度較快并不利于更細(xì)的沉積物沉積，這就使得古凸起的沉積物粒度略粗于周圍的物質(zhì)，這是濱外砂壩在這種構(gòu)造較高部位發(fā)育的主要原因[11]。

圖5 過A1P～A1井地震剖面 圖6 A油田ZJ1Ⅱ下油組砂體沉積模式

3.3 砂體展布規(guī)律

結(jié)合地球物理、測井及巖心資料綜合分析認(rèn)為ZJ1Ⅱ下油組沉積早期，在構(gòu)造相對凸起的部位沉積了一套巖性為細(xì)砂巖、分選磨圓較好的濱外砂壩，這套沉積物即為A1井區(qū)砂巖，而同一時期在構(gòu)造低部位則沉積了巖性較細(xì)[12]，主要為偏泥巖、粉砂質(zhì)泥巖的細(xì)粒沉積物。隨著不斷地“填平補(bǔ)齊”，并且在區(qū)域循環(huán)流等的水動力條件下，A2井區(qū)砂體超覆在A1井區(qū)砂體之上，形成一套濱外淺灘沉積(見圖6)。因此，A1井區(qū)砂體與A2井區(qū)砂體為不同期次的沉積物，兩套砂體之間并不連通。

4 結(jié)論

(1)結(jié)合區(qū)域沉積規(guī)律、古生物、測井及巖心資料綜合分析認(rèn)為，A油田ZJ1Ⅱ下油組沉積時期為淺海陸棚環(huán)境下的濱外灘壩沉積。其中A1井區(qū)為濱外砂壩沉積，A2井區(qū)為濱外灘砂沉積。

(2)濱外砂壩沿北北西向展布，砂體發(fā)育受古構(gòu)造影響較大：構(gòu)造高部位沉積砂體厚，低部位砂體薄，展布方向與構(gòu)造脊方向一致，A1井區(qū)砂體與A2井區(qū)砂體為不同期次的沉積物，A2井區(qū)砂體超覆在A1井區(qū)砂體之上，兩套砂體不連通。

(3)新的沉積模式合理解釋了目前的生產(chǎn)動態(tài)特征：由于A1、A2井區(qū)兩套砂體不連通，因此會出現(xiàn)生產(chǎn)動態(tài)特征差異大的特點(diǎn)。A1井區(qū)為砂壩主體沉積，砂巖厚度大，儲層物性好，水體能量充足，因此單井產(chǎn)能高，開發(fā)效果好；A2井區(qū)為濱外灘砂沉積，砂體厚度薄，儲層物性差，泥巖夾層發(fā)育，水體能量供給不足，單井產(chǎn)能低。

(4)為提高A2井區(qū)的開發(fā)效果，建議后續(xù)在該區(qū)部署注水井以補(bǔ)充地層能量。