渤海C油田明下段河壩砂體構型演化規律分析

鄧 猛 金寶強 廖 輝 謝 京 潘 杰

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

淺水三角洲砂體為我國主要含油氣盆地內重要的油氣儲集層類型之一[1-3],針對淺水三角洲沉積,國內外學者做了大量工作,探討了淺水三角洲發育主控因素、沉積背景、動力機制等特征[4-5]，并利用現代沉積、地下地質資料、地震資料及數值模擬等方法,分析了儲層構型特征及儲層非均質性對剩余油分布的影響[6-9],但這一研究主要集中在朵狀或連片狀分布的三角洲中,對于鳥足狀淺水三角洲研究較少。

近年來研究表明,鳥足狀淺水三角洲儲集砂體結構復雜、類型多樣,各類型砂體縱向頻繁切疊,橫向快速變化,空間上河道砂體與河口壩砂體發育及保存程度不一,儲層構型復雜,非均質性強[10-12]。渤海C油田明下段為典型鳥足狀淺水三角洲沉積,其儲集砂體以河壩砂體為主,河道砂體次之。該油田經過十多年注水開發,雖然取得良好效果,但隨著進入中高含水階段,其縱向、平面注采矛盾日益凸顯。而這一矛盾主要是由單砂體構型及儲層內部物性非均質性等因素所致。考慮到儲層內部剩余油分布與儲層構型及儲層構型隨基準面變化的演化規律關系密切,因此有必要對研究區開展基準面旋回內的砂體構型演化規律研究[13]。

本文以渤海C油田南塊明下段為例,利用豐富高品質的地震資料及巖心、測井、生產動態等資料,運用高分辨率層序地層學理論和構型研究方法,深入探討了基準面旋回背景下河壩砂體構型特征及演化規律,以期為該油田開發后期的剩余油分布預測和綜合調整研究提供指導。

1 研究背景

渤海C油田位于渤海南部海域,西南距塘沽 150 km,東南距龍口127 km。構造上位于南界構造大斷層下降盤,渤中凹陷與黃河口凹陷分界處。東鄰渤南低凸起、西接埕北低凸起,北靠渤中生油凹陷,為油氣聚集的有利場所[14-15]。研究區北東-北東東向雁行式斷層與北東東-近東西向斷層發育,平面上構成“Z”字型網格狀構造,區域上劃分為北塊、中塊和南塊3個區塊，見圖1。

研究表明,研究區主要含油層段為明化鎮組下段,自上而下劃分為6個油組:NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ、NmⅥ,其中主力油組為NmⅣ和NmⅤ。區域沉積相分析認為,該區明下段主要為淺水三角洲前緣沉積,巖性以灰色泥巖和淺灰色細砂巖、粉砂巖為主。層序地層劃分表明,明下段為一個三級層序,內部由自粗變細的上升半旋回和自細變粗的下降半旋回組成。

圖1 研究區區域構造及區內井位分布圖

2 基準面旋回特征

對于基準面旋回級次劃分,前人做了大量工作[16-17]。本次研究基于鉆測井、地震資料等,運用高分辨層序地層學理論,建立了渤海C油田明下段高分辨率層序地層格架。

2.1 長期基準面旋回

研究區明下段發育一個完整長期基準面旋回,其中主力油層NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油組對應長期基準面的上升半旋回,反映沉積水體變深、可容納空間增大的過程。

2.2 中期基準面旋回

在長期基準面旋回內,主力油層識別出2個完整型中期基準面旋回(MSC 1和MSC 2),且為上升半旋回為主的不對稱型。根據垂向巖性變化及在長期旋回中所處位置,不同旋回期沉積特征差異明顯:MSC 1旋回期發育NmⅥ油組和NmⅤ油組下部沉積,砂體發育,泥巖隔夾層少;MSC 2旋回期發育NmⅣ油組和NmⅤ油組上部沉積,旋回底部砂體發育,向上泥巖增多,砂地比低。

2.3 短期基準面旋回

在中期基準面旋回內,主力油層識別出5個短期旋回(SSC 1～SSC 5),其中Ⅴ油組對應短期旋回SSC 2～SSC 3,Ⅳ油組對應SSC 4～SSC 5。根據垂向巖性變化及在中期旋回中所處位置,不同旋回期沉積特征差異明顯:SSC 2～SSC 3旋回期砂體較SSC 4～SSC 5旋回期更為發育,且主要分布在短期旋回上升半旋回底部及下降半旋回頂部,反映較低基準面條件下較強水動力沉積特征。

3 基準面旋回內沉積砂體構型演化

儲層構型是控制地下水運動及剩余油分布的主要地質因素,開展儲集砂體構型研究對剩余油分布預測及油田挖潛意義重大[18-19]。此次研究以超短期基準面旋回(小層)為作圖單元,應用豐富的鉆測井及巖心資料,探討了中期基準面旋回控制下的河壩砂體構型演化規律,以主力油層Ⅳ油組和Ⅴ油組為例。

3.1 基準面旋回內平面形態演化

旋回劃分結果表明,Ⅴ油組和Ⅳ油組由中期旋回MSC 1和MSC 2部分沉積組成,內部又可劃分為4個短期旋回(SSC 2、SSC 3、SSC 4和SSC 5),其中Ⅴ6.2～Ⅴ4小層及Ⅴ3.2～Ⅴ1小層對應SSC 2和SSC 3旋回,Ⅳ8.2～Ⅳ4.2小層及Ⅳ4.1～Ⅳ1小層對應SSC 4和SSC 5旋回,見圖2。

a)短期基準面旋回內(SSC 2時期)沉積砂體平面展布

b)短期基準面旋回內(SSC 3時期)沉積砂體平面展布

c)短期基準面旋回內(SSC 4時期)沉積砂體平面展布

d)短期基準面旋回內(SSC 5時期)沉積砂體平面展布

由圖2可見,不同旋回期河壩砂體發育規模及形態展布差異明顯。其中,Ⅴ油組河壩砂體較發育,且一般在短期旋回SSC 2和SSC 3上升半旋回底部及下降半旋回頂部,砂體厚度較厚,普遍在7～10 m之間,寬度較大,寬度在600 m以上,寬厚比70～100,平面上以樹枝狀、交織條帶狀為主。反之在上升半旋回頂部及下降半旋回底部河壩砂體厚度變薄,寬度變小,平面上呈離散單支條帶、樹枝狀展布，見圖2-a)、b)。

反觀Ⅳ油組河壩砂體發育規模變小,僅在SSC 4旋回底部砂體寬度、厚度較大,寬度一般在400 m以上,厚度7～10 m,寬厚比40～60,平面上呈交織條帶狀、樹枝狀,后期隨著基準面上升,河壩砂體寬度、厚度變小,寬度200～300 m,厚度4～6 m,寬厚比30～40;SSC 5旋回期河壩砂體寬度、厚度進一步變小,寬度100～200 m,厚度4～5 m,寬厚比25～40,平面上呈離散單條帶狀、樹枝狀展布,見圖2-c)、d)。

3.2 基準面旋回內側向拼接樣式

基準面升降影響砂體的沉積發育及空間疊置[20],依據河壩砂體側向接觸類型,研究區識別出4種側向拼接樣式:河壩主體側向疊置、河壩側緣側向疊置、河壩側緣相互交錯和河壩側緣分離。研究表明,不同旋回階段河壩砂體側向拼接樣式差異明顯,以中期旋回MSC 2控制下的砂體接觸關系為例,見圖3。

圖3 基準面旋回內沉積砂體側向拼接樣式

中期基準面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),研究區同期砂體以河壩主體側向疊置和河壩側緣側向疊置為主。連井剖面分析表明,短期旋回SSC 3底部Ⅴ3.2和Ⅴ3.1小層多套河壩砂體發育,其中以Ⅴ3.2小層厚度更大。結合測井曲線形態及空間組合關系,分析認為Ⅴ3.2小層單期砂體間以河壩主體側向疊置拼接樣式為主;而 Ⅴ3.1 小層單期砂體間以河壩側緣側向疊置為主,同期河壩砂體之間側向連通性好,見圖3-a)。

中期基準面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),研究區同期砂體間以河壩側緣側向疊置和河壩側緣交錯為主。連井剖面分析表明,短期旋回SSC 4底部Ⅳ8.1和Ⅳ8.2小層鉆遇較厚河壩砂體。結合測井曲線形態及空間組合關系,分析認為Ⅳ8.2小層單期砂體間以河壩側緣側向疊置為主;而Ⅳ8.1小層單期砂體間以河壩側緣交錯為主,同期河壩砂體間側向連通性中等,見圖3-b)。

中期基準面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究區河壩砂體發育局限,同期砂體間以河壩側緣交錯、河壩側緣分離為主,同期河壩間側向連通性較差,見圖3-c)。

3.3 基準面旋回內垂向疊置樣式

受控于不同階段基準面旋回,不同期砂體間垂向疊置差異明顯,一般隨著基準面旋回的上升與下降呈規律性變化。以中期旋回MSC 2控制下的砂體接觸關系為例,見圖4。

圖4 基準面旋回內沉積砂體垂向疊加樣式

中期基準面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),短期旋回SSC 3底部(Ⅴ3.2、Ⅴ3.1小層)砂體發育,垂向上以河壩砂體疊合型和切疊型為主,小層內部厚層砂體間泥巖夾層不發育,垂向連通性好,見圖4-a)。

中期基準面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),短期旋回SSC 4底部(Ⅳ8.2、Ⅳ8.1小層)砂體發育,垂向上以河道分離型、河道與河壩疊合型、河壩疊合型、河壩分離型為主,小層內部不同期砂體間發育薄泥巖夾層,區域分布不穩定,部分區域砂體垂向相互接觸,具有一定連通性,見圖4-b)。

中期基準面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究區砂體較不發育,垂向上以河道分離型、河道與河壩分離型為主,局部見河道與河壩疊合型,小層內部不同期砂體間發育較厚泥巖夾層,垂向連通性差,見圖4-c)。

4 剩余油分布模式

注水開發實踐表明,不同單砂體類型及空間疊置樣式油水運動規律差異明顯。本次研究在工區內建立了3種剩余油分布模式,見圖5。

4.1 河壩全疊置型剩余油分布

剩余油僅在儲層頂部零星分布,剩余油分布少,采收率高,見圖5-a)。

由圖5-a)可見,對于該類型砂體,注入水在儲層內驅替相對均衡,水淹厚度厚,注水驅替效果好。

4.2 河道-河壩局部疊置型剩余油分布

主要分布在儲層頂部及底部,剩余油分布較少,采收率較高,見圖5-b)。

由圖5-b)可見,對于該類型砂體,注入水主要沿儲層中部-中下部運動,水淹厚度較厚,注水驅替效果較好。

4.3 河道型剩余油分布

頂部剩余油富集,采收率較低,見圖5-c)。

由圖5-c)可見,對于該類型砂體,注入水主要沿儲層底部高滲透通道運動,水淹厚度較薄,注水驅替效果較差。

綜合來看,受不同旋回期儲層構型差異特征影響,在基準面上升早期,工區以河壩全疊置型為主,平面寬度大,連通性好,注水驅替效果好,剩余油分布少;隨著基準面上升,儲集砂體過渡為河道-河壩局部疊置型及河道型,其儲層連通性及注水驅替效果均變差,剩余油相對富集,尤其是在基準面上升半旋回頂部及下降半旋回底部的儲集砂體中。因此,建議在油田后期調整開發過程中重點動用該部分剩余油。

c)河道型剩余油分布

5 結論

1)渤海C油田明下段為一個完整長期基準面旋回,其中主力油層NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油組對應長期基準面上升半旋回,內部又可細分為2個中期基準面旋回,5個短期基準面旋回。

2)基準面升降控制河壩砂體的發育規模及空間疊置。隨基準面上升,河壩砂體發育規模變小,平面上由交織條帶狀、樹枝狀過渡為離散單條帶狀;且在側向上由河壩主體側向疊置和河壩側緣側向疊置過渡為河壩側緣交錯及河壩側緣分離;而垂向上則由河壩疊合型和河壩切疊型過渡為河道分離型、河道與河壩疊合型,儲集砂體連通性變差。

3)建立了工區內明下段3種剩余油分布模式,包括河壩全疊置型、河道-河壩局部疊置型、河道型,其中以河道型剩余油最為富集。結合不同旋回期儲層構型差異特征,認為在基準面上升半旋回頂部及下降半旋回底部儲集砂體中剩余油富集。