基于GDC的滑塌濁積砂體構型表征

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)有限公司開發生產部, 北京 100010

0 前言

儲層構型,或儲層建筑結構,是1977年由Allen J R L針對河流相沉積砂體的內部組合特征提出的概念,后經過以Miall為代表的國內外專家學者多年研究,逐漸形成了針對不同沉積類型的儲層構型理論和研究方法[1-5]。

儲層構型單元識別是構型表征的核心[5]。對于地下儲層來說,以井點資料為主,一般通過篩選敏感測井系列曲線,在巖心識別和巖電標定的基礎上開展構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,構型界面易受構型界面尺度、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行重構研究[7-8],通過“差異放大”來識別低序級構型界面。針對如何重構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,構型界面的本質并非僅體現在巖性差異上,尤其是三級、四級等低序級構型界面,界面響應往往意味著巖性、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地層特征響應曲線GDC(以下簡稱GDC)，能夠較好適用于近源快速沉積類型儲層的構型單元識別，在構型表征中應用效果顯著。

1 研究區概況

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。恩平凹陷在古近紀時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古隆起帶。EN油田位于南部隆起斷裂構造帶中部,主要含油層段分布在新近系中新統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,凹陷北部發育大規模三角洲沉積。由于物源供給充足,沿緩坡帶發育形成形態完整的三角洲前緣沉積。在幕式構造沉降活動影響下,造成三角洲外前緣的細粒沉積物發生間斷性滑塌,經二次搬運重新堆積,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油田韓江組區域沉積模式圖Fig.1 Diagram of regional sedimentary mode of HanjiangFormation in EN Oilfield

2 構型特征及表征存在的問題

根據滑塌濁積扇及扇體內濁積水道的成因機制,濁積砂體內部往往形成形態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,形成復雜且難以識別對比的砂體構型界面和單元組合樣式。

EN油田韓江組沉積時期的滑塌濁積扇濁積水道復合體作為主要構型單元,其巖心特征表現為“三層結構”。下部單元發育水道主體沉積,巖性為細砂巖,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,但內部含油性差異表明單一水道邊界處具有泥質含量增高、物性變差的特征;中部單元發育水道側翼沉積,為砂泥巖過渡段,泥質團塊隨處可見,是由于砂質沉積物滑塌并與深湖—半深湖泥質層攪混而形成;上部單元發育分流河道漫溢沉積,以泥巖為主,砂質團塊或條帶占比少,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Fig.2 Core scan photo of Well A14 from 1 429.0 m to 1 430.0 m

根據區域沉積背景,EN油田韓江組沉積時期的滑塌濁積扇受區域構造活動、沉積環境及古地形等因素影響,當三角洲前緣沉積厚度和坡度增大到穩定休止角時,沉積物自身的重量超過下部泥巖的承受能力,導致沉積界面發生傾斜及強烈液化,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油田韓江組沉積時期的滑塌濁積扇砂體分布規律表現為,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,濁積砂體內部發育多期濁積水道,各期水道之間相互切疊、交叉貫通,使濁積扇內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,給濁積扇構型單元識別表征帶來困難。

3 基于GDC的構型單元識別和劃分

基于巖礦分析標定,通過優選敏感測井系列構建GDC,進一步增強電測資料對構型單元的識別能力。

3.1 GDC重構方法

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

表1 EN油田HJ2-21小層單砂體成因類型劃分表

根據巖礦資料標定情況,濁積扇砂體內低級次構型界面表現為為巖性、泥質含量及物性變化的綜合響應,因此,選取反映泥質含量的自然伽馬曲線和反映物性差異的密度曲線來構建GDC。表達式為:

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

(1)

G=eg_s

(2)

3.2 基于GDC的儲層分類及構型單元劃分

以取心井為標準井建立GDC,明確不同構型單元的特征響應值。其中,辮狀水道GDC響應值≥245;水道側翼GDC響應值在225～245之間;漫灘GDC響應值在165～225之間;水道間GDC響應值<165,見圖3。

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

根據巖心和測井響應特征,結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,將不同構型單元對應的砂體開展成因分類,落實優質儲層特征。

Ⅰ類儲層:對應辮狀水道構型單元,泥質含量<5%。

Ⅱ類儲層:對應水道側翼構型單元,5%≤泥質含量≤10%。根據鈣質含量可進一步劃分為兩類,分別是Ⅱ-1類儲層,鈣質含量﹤5%;Ⅱ-2類儲層,鈣質含量≥5%。

Ⅲ類儲層:對應水道漫灘構型單元,10%﹤泥質含量≤40%。

Ⅳ類非儲層:對應水道間構型單元,泥質含量>40%。

4 滑塌濁積扇砂體構型樣式

4.1 縱向構型樣式

基于GDC劃分結果,結合單井生產測試和干擾試井資料分析結果,將EN油田韓江組HJ2-21小層共劃分3期濁積扇砂體、17個單砂體,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。單砂體內完整的構型單元縱向組合為“辮狀水道—水道側翼—水道漫灘—水道間”。最常見的是“辮狀水道—水道側翼”下切型組合、“辮狀水道—辮狀水道”疊置型組合、“水道側翼—水道間”孤立型組合。

4.2 平面構型樣式

在縱向構型樣式分析基礎上,井震聯合進一步明確EN油田韓江組各小層單砂體展布規律[16-17]。

HJ2-21小層沉積時期,研究區整體處于半深湖相,由西向東相對穩定發育了三個呈近南北向分布的滑塌濁積體,分別以條帶狀、點狀和斑狀展布,見圖5。滑塌濁積體內部發育8期濁積水道,每期濁積水道細砂巖沿著溝道緩慢移動,形成中扇水道砂,滑塌濁積體外緣形成水道側翼砂和灘砂。

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部發育兩期水道單砂體,整體形態為條帶狀,前端分叉,單砂體疊加寬度達到850 m。第一期水道砂堆積主體相對靠南部,由于水道的側向擺動,主要沿斷棱附近分布。第二期水道砂向陸地方向退卻,主要分布在A15H井附近。同時在A20井區和1A井區形成了點狀堆積和斑狀堆積的兩個單砂體,2號砂體與3號砂體(一期)呈切疊接觸關系,在油田中部疊加連片。1號砂體呈斑狀孤立型發育,受北東向斷裂影響,形成長軸平行斷裂的餅狀扇體。

根據復合砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的關系,建立相關關系式,可進一步指導其他小層濁積砂體規模預測[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小層內砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的關系如下:

y=238.33x-391.44

(3)

擬合密井網條件下單砂體厚度和砂體平面展布寬度的關系如下:

y=176.99x+382.213

(4)

擬合小層和單砂體厚度與砂體寬度的關系如下:

y=4.820 2x2+141.06x+86.574

(5)

5 結論

1)滑塌濁積扇砂體由于內部發育多期濁積水道,各期水道之間相互切疊、交叉貫通,導致單層砂體巖性、電性特征差異小,給濁積扇構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,基于巖礦資料標定,選取反映泥質含量的自然伽馬曲線和反映物性差異的密度曲線來構建GDC,開展單砂體內構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型界面響應,反映出單砂體構型單元差異。

3)EN油田韓江組滑塌濁積扇單砂體內完整的構型單元縱向組合為“辮狀水道—水道側緣—漫灘—水道間”。最常見的是“辮狀水道—水道側緣”下切型組合、“辮狀水道—辮狀水道”疊置型組合、“水道側翼—水道間”孤立型組合。根據構型組合樣式,進一步建立復合單砂體疊加厚度和砂體平面展布寬度的相關關系式,可指導其他小層濁積砂體規模預測。