湖泊相濁積水道儲層構型特征及其對開發生產的影響
——以東營凹陷現河油區河146井區沙三中亞段為例

焦紅巖

( 中國石化勝利油田分公司 現河采油廠，山東 東營 257068 )

0 引言

隨著油田開發的不斷深入，開發單元逐步細化，儲層構型導致的儲層內部滲流屏障和滲流差異對地下儲層剩余油的控制作用越來越明顯。自Allen J R L等[1]和Miall A D[2]等提出儲層構型概念以來，人們基于露頭資料、現代沉積結構單元的沉積特征及幾何形態特征等，研究河流、三角洲沉積構型特征[3-7]；根據鉆井資料的密井網信息及地震信息，結合生產資料研究儲層構型。在研究曲流河點壩、三角洲河口壩和濱岸相儲層的構型單元空間幾何特征[8-9]，以及淺水三角洲、辮狀河等沉積體的構型特征[10-14]、內部具有成因聯系的滲流遮擋層等方面取得成果。

研究早期，主要利用巖心、測井等資料研究濁積體的沉積特征及沉積類型[15-20]，根據地震數據預測濁積體儲層[21-22]；研究后期，綜合利用巖心、鉆井、地震和分析測試等資料，以及地形地貌、氣候等數據，分析濁積體分布的控制因素[23]、濁積水道疊加樣式[24]等。根據野外露頭資料，人們劃分深水濁積儲層結構單元的組成，描述各結構單元的形態結構特征，推測濁積水道的遷移特征[25]。林煜等[26]、張文彪等[27]、趙曉明等[28]利用巖心、鉆井資料及較高分辨率的地震數據，研究海相深水厚層濁積水道構型層次、特征及分布；萬瓊華等[29]在濁積水道構型劃分的基礎上，研究單一濁積水道控制下的流動單元特征。

在有關濁積體的構型研究中，關于湖泊相厚度較小(單一成因砂體厚度小于8.0 m)的濁積水道構型研究相對較少，而湖泊相濁積體儲層構型研究能夠豐富深水儲層構型、指導儲層開發調整。以東營凹陷現河油區河146開發單元濁積水道儲層為例，利用巖心、鉆井、生產動態等資料，探討濁積水道構型半定量—定量表征方法，開展濁積體系構型研究，為提高湖泊相巖性油藏采收率提供指導。

1 地質背景

現河油區河146井區位于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起背斜帶西翼西北部、梁家樓—現河構造帶中部(見圖1)，整體上表現為“東高西低、南高北低”的構造特征。沙河街組三段中亞段(沙三中亞段)沉積時期，中央隆起帶物源主要來自東南部的魯西隆起，構造運動劇烈，盆地沉降速率大，物源供給充足，東營三角洲向盆地的沉積中心(向西)快速推進。由于東營三角洲迅速發育，形成陡傾的前緣砂體，液化的沉積物在重力作用下發生滑塌，不同期次形成的大量滑塌濁積巖在區內集中[30]。沙三中亞段為東營三角洲自東向西推進過程中、在湖盆前緣部分滑塌形成的濁積扇體，平面上呈朵葉狀，剖面上呈透鏡狀，以薄層、低孔、低滲砂巖為主，單一成因砂體厚度為2.0～8.0 m，疊合砂體厚度小于16.0 m。在現河油區，沙三中亞段為一套以暗色泥巖為主，并夾粉、細砂巖的沉積，主要為開闊的半深湖—深湖相沉積環境，埋藏深度為2 800.0～3 260.0 m，地層厚度約為400.0 m[31-32](見表1)。人們將沙三中亞段劃分為5個砂層組，其中第4砂層組在現河油區發育自南向北推進的扇體，扇體由單一水道分汊形成兩個水道，分別向北西和北東方向延伸[33-34]。

圖1 研究區構造位置Fig.1 Tectonic location of the study area

河146井區沙三中亞段儲層埋藏深度為2 850.0～3 200.0 m，目的層砂體厚度為3.0～12.0 m，孔隙度為16.9%～22.3%，空氣滲透率為(1～64)×10-3μm2，原始地層壓力為45.26 MPa，飽和壓力為10.58 MPa，屬于低滲透、低飽和、稀油、深埋藏、異常高壓的巖性油藏。研究區共有56口井，平均井距為280.0 m，局部井距為35.0～72.0 m，局部密井網區域的鉆井和生產動態資料有助于研究儲層構型特征。研究區油藏開發儲量為1.2×108t，綜合含水率為76.2%，采出程度為20.4%，已進入中高含水開發期。

2 濁積水道構型單元

有關濁積水道構型劃分方案及不同級次構型單元定義還沒有統一的標準。目前，比較有代表性的是Mutti E等[35]的五級劃分方案。Zhang Xuewei等[36]研究新近系基伍湖濁積水道沉積特征及古氣候特征，認為濁積水道的發育主要與古洪水事件相關。

Faruk O A等[25]、Lisa S等[37]、Jonathan E F等[38]研究海相濁積水道體系內部結構級次，提出研究區濁積水道構型七級劃分方案(見表2)。其中，一級構型單元為紋層組、層理；二級構型單元為沉積單元內部的某一韻律段，即層理組合；三級構型單元為單一濁積水道內部側積單元(類型A)或加積單元(類型B)；四級構型單元為單一濁積水道，是由洪水、地震等事件引起的一期單一水道沉積，其頂界面代表一期沉積事件的終止，水體環境處于相對平靜期；五級構型單元為濁積水道帶，是由斜坡水道底形的填平與遷移形成的，其頂界面記錄水道底形的填平和廢棄；六級構型單元為濁積水道復合體，由多個濁積水道帶在同一地層層位中側向遷移、垂向疊加而成，其界面記錄斜坡上大的負向底形的填平與廢棄；七級構型單元為濁積水道復合體組合，為多個濁積水道復合體疊置而成的成因單元，記錄斜坡帶上大的負向底形的遷移變化史。一級和二級構型單元主要為巖心級別，不做贅述。

表1東營凹陷地層簡況

Table1FormationsituationofDongyingdepression

表2 研究區濁積體系構型單元劃分方案

3 濁積水道構型特征

3.1 構型要素

根據取心井和鉆井資料，研究區發育深湖—半深湖濁積水道特征；采用層次界面分析法，將研究區濁積水道構型要素劃分為濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸)(見表2)。在一定的外界觸發條件或自身重力作用下，三角洲前緣砂體沿斜坡低洼處的溝槽向湖盆中心移動，形成由斜坡到湖盆深處的條帶狀濁積水道沉積。濁積水道附近泥巖發育變形構造(見圖2(a、e))；濁積水道砂體C—M圖平行于基線(見表3)。

濁積水道主體位置的碎屑顆粒磨圓較差，多呈次棱角—次圓狀：底部發育沖刷構造和泥巖撕裂屑(見圖2(b))，以粗砂巖為主，含泥礫；中下部為塊狀砂巖；下部偶見泥礫(見圖2(c))。向上粒度逐漸變細，上部多為粉砂巖、粉砂質泥巖，變形構造發育(見圖2(d))；沉積物粒度概率累積曲線由兩段式變為不明顯的三段式(見表3)。

圖2 研究區濁積水道構型要素巖性特征Fig.2 The lithologic characteristics of the configuration elements of turbidite channel in the study area

濁積水道堤岸(或溢岸)類似于濁積水道中上部，屬于低密度濁流沉積，波狀層理和變形層理發育，與下部泥巖呈突變接觸，變形構造較為發育；巖性為粉砂巖、泥質粉砂巖，粒度概率累積曲線呈一段式(見表3)。濁積水道中、下部孔隙度為18.0%～22.3%，空氣滲透率為(10～30)×10-3μm2。濁積水道上部及濁積水道兩側邊部巖性變細、物性變差，孔隙度為16.0%～20.0%，空氣滲透率小于10×10-3μm2。

研究區濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸)等濁積體儲層上下泥巖顏色以灰色、深灰色為主，反映沉積時水體環境由淺湖到半深湖—深湖的變化；灰色泥巖中偶見透鏡狀層理，發育變形構造。

3.2 構型界面

七級構型界面為沉積體系頂界面，為中期旋回控制形成的大套泥巖；六級構型界面為短期洪泛面，為短期洪泛厚層泥巖[25,38]。對油田開發起重要影響的是五級、四級和三級構型界面，其特征在鉆井資料上更易識別(見圖3)。五級構型界面是在相同物源、相似水動力和水下環境等條件下，由一系列時間上相互關聯的事件形成的成因單元間的界面，多發育泥巖；自然電位和自然伽馬曲線為基線。四級構型界面是由一期成因相同、時間上相互連續的誘發事件形成的重力流成因單元間界面，泥質含量相對較低；自然電位和自然伽馬曲線為基線到微弱回返，微電極曲線無幅度差或幅度差較小，物性較差，深淺電阻率曲線較明顯回返；自然電位和電導率隨砂質含量和粒度的增加而降低。三級構型界面多為單一成因砂體[39]內部界面，以粉砂質巖類為主；自然電位和自然伽馬曲線微弱回返，微電極曲線、深淺電阻率曲線弱回返，三級構型單元主體疊加位置界面不易識別。

表3研究區濁積體構型要素特征

Table3Characteristicsofluxoturbiditearchitectureelementsinthestudyarea

圖3 研究區濁積體構型界面特征Fig.3 The electrical characteristics of luxoturbidite configuration interface of the study area

3.3 構型單元

選取研究區分布范圍廣、井網控制程度好、生產資料豐富的濁積水道井組，作為構型單元分析的試驗井組(見圖4(a))。做試驗井組連井剖面，其中標準層拉平的濁積水道發育特征，可近似反映濁積水道沉積時剖面方向上的古地貌特征。

3.3.1 單一濁積水道構型特征

單一濁積水道是構成單砂體的主要構型單元，也是濁積水道構型研究的四級構型單元。研究區湖泊相單一濁積水道厚度較小，為2.0～8.0 m，沉積時的溝槽底形幅度較小，濁積水道側向遷移明顯。根據野外露頭資料，同期濁積水道頂面構造幅度相近，濁積水道側緣比濁積水道主體頂面構造形態略低[10]，后期水道主體下切部位的頂面構造幅度表現為較明顯差異。

圖4 研究區局部密井網試驗井組單一濁積水道構型特征Fig.4 Architecture characterization of single luxoturbidite channel using dense spacing well date of the study area

將垂直于水道延伸方向的H146-XN64—H146-X74井剖面(見圖4(b))上部標準層拉平并進行壓實校正，可近似反映濁積水道間的高程差異。結合濁積水道橫向形態變化特征，研究濁積水道構型特征。濁積水道由主體(H146-63井)向一側(H146-N63井)延伸減薄，直至尖滅，后期濁積水道(H146-64井)在上部疊加；濁積水道主體向另一側延伸，與H146-X74井中部的濁積水道側緣連通。同時，根據連井剖面可近似得到每期濁積水道底界面傾角，濁積水道底部傾角為0.9°～2.4°。

井間生產動態資料驗證剖面中單一濁積水道間的連通關系(見圖5)。其中水井(H146-63井)注水量高，油井(H146-64井)產液量低且總壓降超過30.00 MPa，表現為不受效特征(見圖5(a-b))，說明兩井間濁積水道不連通；H146-N63井注水后，H146-X74井動液面緩慢下降且產液量較高，表現為較明顯的受效特征(見圖5(c-d))。

根據研究區多個垂直濁積水道延伸方向上的剖面分析(見圖4)，得到多組單一濁積水道構型解析數據；根據井間同一單一濁積水道厚度變化與其對應的延伸距離的關系，得到單一濁積水道構型定量特征(見圖6)。

試驗井組濁積水道底部傾角為0.9°～2.4°，平均為1.5°。單一濁積水道橫剖面構型幾何參數線性擬合函數斜率對應的傾角為1.2°(見圖6(a))，與試驗井組濁積水道底部傾角均值差別較小，表明直線型函數斜率與單一濁積水道底部傾角大體一致。單一濁積水道橫剖面構型幾何參數指數模型(見圖6(b))，與大于70.0 m井距的數據點的變化趨勢更為吻合。將濁積水道帶底部規模小的單一水道特征值(圖4(b)的第1期濁積水道)去掉后，新模型相關因數大于0.800 0，即濁積水道帶中、上部的單一濁積水道用指數模型擬合和預測效果更好。

3.3.2 單一濁積水道構型模式

結合局部密井網和小井距剖面分析，以及生產動態驗證資料，確定研究區濁積水道砂體規模及結構形態參數，得到濁積水道的定量構型模式(見圖7)。研究區濁積水道發育在弱限制型的沉積底形上，單一濁積水道厚度為2.0～8.0 m，沉積時的溝槽底形幅度較小，濁積水道下切能力較弱，單一濁積水道底部傾角為0.9°～2.4°，水道寬度為120.0～450.0 m，側向遷移明顯。早期濁積水道充填古溝槽中的低洼地形，受地形限制，早期濁積水道的規模有限。第1期濁積水道沉積形成的次洼地形由第2期濁積水道充填，第2期濁積水道頂界面明顯高于第1期的。第2期濁積水道沉積后，古溝槽中新的低洼地帶被第3期濁積水道充填。第2、3期濁積水道沉積時的古地形對沉積物限制較小，加之水體能量較強，第2、3期濁積水道形成規模較大，第3期濁積水道的邊緣略高于第2期的，且兩期濁積水道邊緣疊加處保留部分深水泥巖。第4期濁積水道沉積時為古溝槽填充末期，水體能量弱，濁積水道規模小，沉積在新的相對低洼地形處。

圖5 河146-63井組注采動態曲線Fig.5 Injection and production performance curves of He146-63 well group

圖6 研究區單一濁積水道橫剖面構型幾何參數擬合關系Fig.6 The quantitative model of single luxoturbidite channel of the study area

圖7 研究區單一濁積水道構型模式Fig.7 The mode of single luxoturbidite channel architecture of the study area

3.3.3 單一濁積水道構型分布

根據單一濁積水道構型定量關系及橫剖面單一濁積水道構型分析，對河146-63試驗井組單一濁積水道空間形態進行細致刻畫(見圖8)。單一濁積水道空間演化特征為：研究區事件性濁積水道沉積遷移頻繁；早期濁積水道充填低洼地形，濁積水道規模較小，水道寬度為120.0～300.0 m(見圖8(a))；早期濁積水道沉積后形成的次洼地形由中期1濁積水道充填，中期1濁積水道邊緣位于早期濁積水道上部(見圖8(b))；中期1濁積水道沉積后，古溝槽中新的低洼地帶被中期2濁積水道充填(見圖8(c))；中期1、2濁積水道規模較大，中期2濁積水道的頂界面略高，且兩期濁積水道邊緣側向疊加；晚期濁積水道沉積時為古溝槽填充末期，水體能量弱，濁積水道規模小，沉積在新的相對低洼地形處(見圖8(d))。中期1、2濁積水道規模較大，水道寬度為300.0～450.0 m；晚期濁積水道規模小，水道寬度為120.0～280.0 m。晚期沉積的濁積水道沖刷充填新形成的次級低洼地形，沉積持續時間較短，表現為不連續的側向遷移。

4 對開發生產的影響

深水濁積體儲層具有低滲透特征，多埋藏較深；注采井網與濁積水道空間構型的匹配關系，影響低滲透巖性油藏的生產開發效果及剩余油分布。

研究區濁積水道寬度為120.0～450.0 m。由單一濁積水道構型定量關系推算，濁積水道中心向邊界延伸距離小于280.0 m。河146井區開發單元采用反九點式井網，生產井距較大(280.0 m左右)，在垂直、斜交水道延伸方向上，注水井與采油井多位于不同濁積水道。在近平行水道延伸方向上，注采井多位于同一水道，生產效果整體較好(見表4、圖9)。水道橫剖面投影距離越小，注采井在同一濁積水道內概率越大，油井生產效果越好，理想投影距離在120.0 m內；在濁積水道主體疊加區域，投影距離可以超過120.0 m(見圖10)。

研究區早期和晚期單一濁積水道分布范圍有限(見圖8)，內部可采儲量和剩余油少。單一濁積水道中期1內有較完善井網，注水波及范圍大，剩余油較少；單一濁積水道中期2內注水井位于水道側緣，物性較差，H146-N63井注入水主要進入物性較好的濁積水道中期1內(對應圖4(b)第2期濁積水道)。單一濁積水道中期2內注水有效波及范圍小，剩余油豐富，剩余可采儲量占總剩余可采儲量的54%(見表5)。

圖8 河146-63試驗井組濁積水道空間展布及演化Fig.8 Spatial distribution and evolution of turbidity channel of He146-63 well group

Table4CharacteristicsofproductionwellsinthedevelopmentunitofHe146anditsrelationtotheconfigurationofthechannel

油井最大產液量/(t·d-1)穩定期平均產液量/(t·d-1)累計產油量/104t注采井水道橫剖面投影距離/m注采井方向與水道延伸方向的關系H2-X632.10(合采)2.101.80240.0斜交H146-XN6412.84(合采)9.160.7576.0垂直H146-X7422.26(合采)12.890.89150.0斜交H146-X2315.51(合采)8.532.0270.0小角度斜交H14643.4713.652.4920.0平行H146-137.10(合采)13.242.20100.0小角度斜交H146-2860.002.001.00200.0斜交H146-4624.42(合采)6.000.77150.0小角度斜交H146-5321.35(合采)4.901.37160.0小角度斜交H146-X2735.5410.432.8630.0平行H146-X3534.6612.467.02140.0斜交H146-4532.3613.422.77100.0小角度斜交H146-7315.728.620.65180.0斜交H146-5518.0011.321.63120.0斜交H146-6428.721.000.15222.0垂直H146-7226.9714.672.7540.0平行H146-4725.4010.003.38180.0斜交

圖9 研究區注采井方向與油井生產情況關系Fig.9 Relationship between the direction of injection production well and the production of oil well of the study area

期次面積/km2有效厚度/m儲量 /104t采出量/104t極限可采儲量/104t剩余可采儲量/104t早期中期晚期10.111.71.730.480.730.2520.10 1.71.550.510.650.14 10.283.07.642.613.210.6020.352.78.431.803.541.74 10.102.22.040.600.860.2620.151.11.490.400.620.22

5 結論

(1)以東營凹陷現河油區河146井區沙三中亞段為研究對象，建立濁積水道七級構型單元劃分方案，從小到大為沉積層理、單元內部的某一韻律段(層理組)、單一水道內側積或加積單元、單一濁積水道、濁積水道帶、濁積水道復合體及其組合。

(2)利用巖心、測井及生產動態等資料，識別研究區濁積水道主要構型要素(濁積水道、濁積水道堤岸(或溢岸))。濁積水道主體自下而上發育礫巖、遞變層理粗—細砂巖、波狀—變形層理粉砂巖和泥質粉砂巖；濁積水道側緣自下而上發育塊狀—平行層理細砂巖，以及波狀—變形層理粉砂巖—粉砂質泥巖。

(3)單一濁積水道底部傾角為0.9°～2.4°，濁積水道寬度為120.0～450.0 m，濁積水道厚度變化與延伸距離具有較明顯的指數關系。

(4)研究區濁積水道沉積發育在弱限制型沉積底形上，下切能力較弱，平面上表現為不連續的側向遷移，沉積充填樣式以不連續地充填新的低洼底形為主要特征，時間上相鄰發育的兩期水道間的地層泥質含量較高。注采井在水道延伸方向投影的距離對單井生產效果具有明顯影響，吸水性較差的單一濁積水道內剩余油相對富集。