L油田巨厚層海相砂巖內隔夾層定量表征及開發意義

潘石堅，戴 宗，劉偉新，唐 輝，陳敏政，李 珙

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067）

隔夾層作為影響油田開發的關鍵地質因素之一,一直是開發地質研究的熱點和難點。隔夾層可在各類沉積環境中形成，如沖積扇、河流和三角洲相等，其成因類型主要包括沉積和成巖兩種[1-6]，沉積成因的隔夾層包括泥質和鈣質隔夾層，與沉積環境的變化密切相關，而成巖成因的夾層受到成巖轉化的控制[7]。目前隔夾層的識別和劃分主要基于巖心、露頭和測井等資料，豐富的露頭、巖心和井網資料可對隔夾層的幾何形態、規模及疊加樣式的研究提供充足的依據[8-15]。但由于深水油田井網和巖心資料的限制，隔夾層的研究仍處于定性描述階段，尚需進一步定量表征其分布特征和疊置模式。本文基于巖心、鑄體薄片、測井和地質統計學反演，針對稀井網條件，定量表征隔夾層分布，并探討其分布模式對后續開發的影響。

1 油田基本概況

L油田位于南中國海珠江口盆地番禺低隆起東部白云凹陷東部的北斜坡上，形成了受NWW走向的北掉斷層所控制的翹傾半背斜，所在海域水深為457 m（圖1）。該油田在珠江組下段鉆遇一個油藏，儲層砂體厚度約70 m，縱向上根據巖性和物性的差異劃分為ZJ420-I、ZJ420-II、ZJ430-I、ZJ430-II四個小層（圖1）。油田處于珠江三角洲和東沙濱岸三角洲兩個物源的交匯區，上部ZJ410層為碳酸鹽巖臺地沉積，主力儲層ZJ420和ZJ430發育三角洲前緣–濱岸碎屑巖沉積；巖性以長石石英砂巖和巖屑長石砂巖為主；儲集空間類型主要為孔隙型，孔隙結構以粒間孔為主，偶見粒內溶孔。儲層物性較好，平均孔隙度為15.8%，平均滲透率為424.9×10–3μ m2，總體屬于中孔、中高滲儲層。

由于處于陸架坡折帶附近，研究區形成了受區域構造沉降、地形地貌以及波浪潮汐多重控制的三角洲前緣和濱岸沉積。正是這種復雜水動力條件，為L油田群巨厚穩定砂巖儲層的形成提供了沉積環境。盡管厚砂體在區域上連續穩定分布，但砂體內部仍存在一些不穩定泥質和鈣質夾層。為進一步研究隔夾層的分布特征，本文采用多種方法對其進行綜合定量表征。

2 隔夾層類型及成因

圖1 珠江口盆地L油田位置及小層劃分

通過對L油田巖心觀察、薄片鑒定并結合測井曲線分析，將研究區厚層砂巖油藏內部隔夾層劃分為頂鈣、層內鈣、層內泥質夾層和物性夾層四類，不同類型隔夾層在縱向上無明顯分布規律，尤其是層內鈣質夾層，可出現在任何部位。

（1）頂鈣。厚度分布為2～2.9 m，自然伽馬低值，一般小于60 API，電阻率相對高于鄰近油層電阻率值（圖2）。

井壁取心顯示鈣質層為碳酸鹽巖與碎屑巖的混積巖，薄片分析表明其主要由方解石和碎屑組成，生物碎屑含量高，孔隙幾乎不發育，認為是受上部區域穩定發育生屑灰巖的影響，通過一定距離搬運、沉積形成（圖2）。

圖2 厚油層內部不同夾層類型

（2）層內鈣。巖性以鈣質細砂巖和鈣質粉砂巖為主，厚度較薄，約1 m，薄片內可見填隙物主要為碳酸鹽膠結物，以鐵方解石、鐵白云石居多，孔隙具有一定連通性。此類鈣質夾層主要是由于先期鈣質膠結或原地層中鈣質碎屑被埋藏后，受到有機質降解等作用形成的酸性物質影響，含鈣物質被溶蝕，孔隙水鈣質含量不斷上升，直至過飽和。之后在生物作用、地層水流動、硫酸鹽還原等因素影響下鈣質發生沉淀，生成膠結物，使儲層孔滲性變差，形成隔夾層。

（3）泥質夾層。巖性包括泥質粉砂巖、粉砂質泥巖和泥巖，厚度相對較薄，為0.8～5.0 m，GR高值，是厚油層內最常見且對油田開發影響最廣泛的夾層類型。泥質夾層受控于沉積作用，主要是由于暫時性海侵、洪水期與平水期交替、水下分流河道橫向遷移疊置等因素形成的泥質沉積。

（4）物性夾層。主要發育于ZJ430-I與ZJ430-II層之間，厚度約2 m。巖心觀察表明，此泥質層為砂泥間互沉積，表現為砂多泥少的特征，且生物潛穴大量發育，表明可能是由于洪水期與平水期交替形成的水下天然堤沉積。

該段測井響應雖然表現為高GR，但巖心中未見穩定泥巖層，且巖心熒光照片顯示其內部含油，表明具有一定的滲透性。

3 隔夾層定量表征

3.1 分布特征

夾層分布受成因控制，不同的沉積環境或成巖作用常常使厚油層內出現不同的夾層分布特征。選擇與南海東部地區已開發厚層砂巖油藏進行類比，綜合定量表征L油田隔夾層分布特征。其中頂鈣和F油田對比，層內鈣與P油田類比，內部泥質夾層參考X油田夾層分布規模（表1）。

表1 珠江口盆地厚層砂巖油藏隔夾層規模統計

與鄰近油田對比發現，ZJ420-II層頂部均有鈣質層發育，厚度一般為2.5 m，且表現為離鈣源越遠鈣質夾層越薄的特點。分析認為，其是上部碎屑灰巖通過一定距離搬運而沉積形成的，縱向發育有一定規律，平面分布連續、延伸范圍較大。統計F油田儲層頂部鈣質夾層分布規律表明，頂鈣的橫向分布較為連續，可全區分布，夾層寬厚比大于1 000，規模為500～2 000 m。綜合分析認為，研究區頂鈣平面分布規模較大，依據寬厚比反推出本區頂鈣橫向分布約2 000 m。

由后期成巖作用形成的層內鈣，厚度為1 m左右，統計P油田發現層內鈣質夾層橫向分布不穩定，無明顯規律性，寬厚比為40～2 000，規模平均約600 m。分析表明研究區層內鈣僅局部發育，各井縱向上發育無規律，橫向分布隨機性強，依據統計寬厚比計算確定其平面分布規模為100～700 m。

圖3總結了研究區鈣質夾層（頂鈣和層內鈣）的分布模式。

圖3 研究區夾層分布模式

內部泥質夾層的分布特征與層內鈣相似，厚度相對較薄，為0.8～5 m，各井上無明顯對比性， L油田與具有相同三角洲前緣沉積環境的已開發厚層砂巖油藏X油田相似，夾層厚度與分布規模呈現正相關性，其泥質夾層的橫向分布規模為160～640 m，寬厚比為100～500。因此，針對研究區泥質夾層，根據不同厚度和統計寬厚比，綜合確定其橫向分布規模為 500～1 200 m。

前述分析認為，發育于ZJ430-I與ZJ430-II層之間的泥質沉積，屬于有一定滲透性的砂泥間互的水下天然堤沉積，故將其定義為油田內廣泛分布的物性較差的低滲透夾層。表2為研究區珠江組下段不同類型夾層發育規模統計。

表2 研究區珠江組下段夾層發育規模

3.2 表征結果

針對上述地質認識尤其是隔夾層分布特征分析，采用高分辨率地質統計學反演以及高精度三維地質建模技術對儲層及隔夾層分布進行空間表征。

在儲層巖石物理分析的基礎上，首先進行約束稀疏脈沖反演，求取研究區內穩定的子波。由于約束稀疏脈沖反演結果無法精細刻畫儲層內部隔夾層特征，因此，基于稀疏脈沖反演開展了地質統計學反演，根據地質認識對參數進行反復調試，確定最佳地質統計學反演的輸入參數（阻抗的 PDF分布、巖性比例、變差函數以及地震權重等），并進行全三維的反演處理，最終得到符合地質認識的平均綜合波阻抗體（圖4a）。

以測井資料和地質統計學反演波阻抗體的結果為約束、地質模式為指導，利用地震協同序貫高斯模擬方法，建立了隔夾層空間分布精細三維地質模型，模型的結果與上述隔夾層分布特征吻合較好，其中頂鈣橫向規模約 2 000 m，層內鈣平面規模為100～700 m，泥質夾層橫向規模為500～1200 m，充分體現出地質模式與地質特征相符（圖4b）。

圖4 基于地質模式的隔夾層表征

4 隔夾層分布對開發方案制定的意義

根據地質模型中儲層及隔夾層分布特征，遵循海上油田“少井高產、高速高效”的開發原則，結合珠江口盆地油田的開發經驗，確定采用合理的開發井數與不同的開發井型開采主力油藏，油田共部署8口井，其中油藏中部采用4口定向井和2口大角度斜井開發，兩翼分別各采用1口水平井進行開發，從而較好地規避了油藏地質風險。

5 結論

（1）L油田主力層為珠江組厚層砂巖油藏，受區域構造沉降、地形地貌以及波浪潮汐多重控制，發育三角洲前緣和濱岸沉積。盡管厚砂體在區域上連續穩定分布，但砂體內部仍存在一些不穩定泥質和鈣質夾層。

（2）通過對L油田巖心觀察、薄片鑒定并結合測井曲線分析，將厚層砂巖油藏內部隔夾層劃分為頂鈣、層內鈣、層內泥質夾層和物性夾層4類，不同類型隔夾層在縱向上無明顯分布規律，特別是層內鈣質夾層，可出現在任何部位。

（3）頂鈣為混積沉積作用形成，橫向分布連續，約2 000 m；層內鈣為后期成巖作用形成，僅局部發育，橫向規模為100～700 m；層內泥質夾層主要為分流間灣沉積，根據不同厚度其橫向規模為 400～800 m；物性夾層為砂泥間互的水下天然堤沉積，為連續廣泛分布的低滲透夾層。

（4）以測井資料和地質統計學反演的結果為約束，利用地震協同序貫高斯模擬方法建立了精細地質模型，并指導油田開發方案的編制，油藏中部采用定向井和大角度斜井開發，邊部采用水平井開發，能有效規避相應的地質油藏風險。

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