北部灣盆地潿西南凹陷WH油田沉積相研究及甜點預測

曾曉華，陳 建，孟 迪，駱逸婷，陳之賀，彭文豐

中海石油(中國)有限公司海南分公司，海南 海口 570312

0 引言

國內近年來新報導的大型巖性油氣藏主要發現在近岸水下扇、湖底扇、滑塌濁積扇等深水重力流砂礫巖扇體中，砂礫巖扇體油氣藏已成為中國斷陷盆地巖性油氣藏勘探的重點類型[1，2]，沉積相尤其是沉積微相研究在巖性油氣藏勘探與開發過程中發揮的作用越來越重要[1-4]。通過開展沉積相劃分，結合地震相分析和儲層反演等新技術方法，進行儲層精細刻畫，指導油氣藏的開發。

WH油田為潿西南凹陷位最近幾年新勘探發現的油田，位于潿西南凹陷2號和3號斷層之間，僅有6口探井，主力含油層段為流沙港組一段(流一段)。流一段砂體尤其是下部油組緊臨流二段烴源巖，具有非常有利的下生上儲的油氣成藏條件，是巖性油氣藏或構造—巖性油氣藏的有利發育區[11-13]。潿西南凹陷的沉積學研究目前還限于大區域勘探方向的沉積體系研究或針對單個油田某個層組的初步研究；自探井發現工業油流后，尚缺乏深入的沉積微相劃分和儲層砂體精細刻畫等綜合研究工作。前期探井鉆井顯示流一段砂體厚度變化大，砂體尖滅變薄快，分布復雜，非均質性強，砂體展布范圍不清，油田滾動勘探和后續開發工作受限。為弄清流一段沉積相特征，厘清砂體分布規律，為油田開發提供地質依據，通過6口探井測井資料和2口取芯井巖相與構造、單井相、剖面相和測井相分析，對油田流一段沉積微相進行了研究，提出了流一段有利儲層目標區域并指導了實施開發，驗證了主力油層砂體展布情況。

1 地質概況

北部灣盆地呈北東東向展布，是在下古近系基巖基礎上發育起來并接受古近紀及新近紀沉積的斷陷盆地。盆地可以劃分為北部拗陷、企西隆起和南部拗陷3個次級構造單元[14-16](圖1)。潿西南凹陷呈北東東—南西西向展布，經歷了三次張裂和裂后沉降，古近系沉積地層主要有長流組、流沙港組和潿洲組[17，18]，研究區的主力儲層主要位于流沙港組。流沙港組自下而上為流三段、流二段和流一段。流一段為本次研究的目的層段，屬濱淺湖—半深湖環境下的緩坡型扇三角洲沉積[18，19]；流二段為大套的泥頁巖為主，為主要的烴源巖發育層段；流三段上部為厚層泥巖和薄層砂巖，下部砂體發育，是良好的儲集層[10]。WH油田位于潿西南凹陷的中南部斜坡區，處于2號和3號斷裂帶中間，含油層段主要為流沙港組一段(L1)。

圖1 北部灣潿西南凹陷WH油田位置與構造樣式圖Fig.1 Location and tectonic style diagram of the WH oilfield in the Southwest Depression of the Beibu Gulf

流一段具有相對清晰的沉積旋回和穩定的泥巖標志層，從長期旋回總體來看屬于水進體系。根據中短期旋回、巖性組合關系、油水分布、電性對比特征等將流一段劃分為L1Ⅰ—L1Ⅴ 5個油組，其中L1Ⅰ、L1Ⅲ、L1Ⅴ油組儲層最為發育，含油性好，本次重點對這3個主力油層進行沉積微相分析和儲層預測研究。

2 沉積微相研究

對流一段鉆井巖心的巖性及組合、沉積構造、剖面結構以及單井測井相和巖相特征研究表明，流一段巖性粗細混雜，分選較差，主要為含礫粗砂巖、砂礫巖、含礫細砂巖、細砂巖等，反映出近物源的重力流—牽引流過渡的較快沉積特征；垂向上自下而上顯示為正韻律，見底部沖刷、頂部突變現象，呈現出突發性強水流沉積環境。研究區6井取芯段見有流水成因的交錯層理、平行層理和沙紋層理以及各種沖刷面等豐富的沉積構造，反映了牽引流沉積物質搬運作用方式；同時，又多發育遞變層理、塊狀層理等，說明沉積物質經歷了快速沉積過程；另外，滑塌變形、揉皺等構造發育，以及與深色泥巖、頁巖的互層關系，說明流一段沉積處于較深水三角洲前緣環境。分析表明，流一段為陡傾型扇三角洲沉積，主要發育扇三角洲前緣亞相，由于斷層的活動，在局部形成陡傾，重力流沉積發育，主要包括前緣滑塌和水下碎屑流兩種重力流沉積。結合巖心記錄、測井相資料和力度概率等測試化驗數據綜合分析，進一步識別出扇三角洲前緣水下分流河道、河口壩、席狀砂、前緣滑塌、水下碎屑流、分流間灣6種沉積微相。

2.1 水下分流河道沉積微相

巖性主要由黃褐色和淺褐色，較粗粒度的砂礫巖和中粗砂巖、不等粒砂巖組成，局部夾有團塊狀、透鏡狀褐灰色粉砂質泥礫，縱向上多個砂體疊加切割呈正粒序型，且向上泥礫數目增多，個體變小。砂礫巖中遞變層理較發育，中粗砂巖中可見“漂浮”狀的細礫；發育平行和槽狀交錯層理，塊狀構造，底部發育沖刷面。粒度概率曲線呈為三段式特征，包含滾動、跳躍和少量懸浮組分，分選差，反映水動力強，具牽引流和重力流特征；自然伽馬曲線(GR)形態呈箱形、鐘形或復合形(圖2a)。

(a)水下分流河道 (b)河口壩 (c)前緣席狀砂 (d)前緣滑塌 (e)近端水下碎屑流 (f)遠端水下碎屑流圖2 WH油田流一段各類微相儲層特征綜合圖Fig.3 Reservoir characteristics of various sedimentary microfacies of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

2.2 河口壩沉積微相

巖性為灰褐色細砂巖，夾灰色泥巖和灰白色粉砂巖薄層，粒度呈明顯的反粒序、逆粒序或復合粒序型。發育波狀層理、板狀交錯層理、平行層理或塊狀層理，局部夾有碳質紋層。粒度概率曲線為二段式特征，包含跳躍組分、懸浮組分，反映中等強度水流條件，同時受一定程度波浪作用影響。GR曲線形態呈漏斗形(圖2b)。

2.3 席狀砂沉積微相

席狀砂為水下分流河道末端的細粒物質受到波浪作用改造而形成的薄層沉積物[12]。流一段席狀砂為薄層灰色粉—細砂巖與泥巖的薄互層沉積，砂巖成分成熟度高。垂向上呈現下粗上細的正韻律層，正韻律層底部見弱沖刷和突變接觸構造。粒度概率曲線呈細二段式特征，跳躍組分為主。沉積物被波浪沖刷改造，粒度分選好，主要發育浪成交錯層理和波狀層理，反映較強水流與波浪作用動力環境。GR曲線形態呈漏斗形(圖2c)。

2.4 前緣滑塌沉積微相

前緣滑塌是由盆緣斷裂、沉積物負載或地形等因素而形成水下滑塌沉積[20-25]，屬重力流沉積。本區前緣滑塌沉積發育于湖相泥巖中，呈夾層出現，主要由灰色泥質粉砂巖組成，局部夾有煤層和灰白色塊狀泥質砂礫巖。薄層粉細砂巖見變形構造，而泥巖中見水平層理，部分層段可見粗砂巖與下伏層段泥巖交叉接觸。粒度混雜，泥質含量高，見粗砂、細礫和不規則狀泥礫，發育滑塌變形構造(圖2d)。

2.5 水下碎屑流沉積流微相

碎屑流沉積為重力流沉積中的一種，以發育混雜塊狀構造，為礫石、基質的無序混雜堆積[10，20]。研究區水下碎屑流包括發育于水下分流河道的近端和遠端的兩種形式，分別形成近端和遠端水下碎屑流沉積。

(1)近端水下碎屑流

近端水下碎屑流于洪水期，由陸上碎屑流直接入湖形成[15]。研究區近端水下碎屑流巖性主要由泥質含礫不等粒砂巖組成，粒度較粗，雜基支撐。多呈塊狀構造，幾乎無粒序，有時縱向上具有由粗變細的正韻律特征，有截然的頂底接觸面(底部沖刷面)；粒度概率曲線與濁流類似，主要呈一段式弧型特征，各類組分都有，分選和圓度很差，反映很強的水流條件，具重力流沉積特征。GR曲線形態呈齒狀箱形(圖2e)。

(2)遠端水下碎屑流

由泥質含礫砂巖和砂質泥巖組成，處于水下分流河道末端，整體粒度細，泥質含量高，富泥基質支撐，大小不均的礫石、細礫、泥礫等“漂浮”在泥質不等粒砂巖中，單層厚度一般較小，發育遞變層理和塊狀構造，頂部見波狀層理，頂底呈突變接觸。粒度概率曲線同樣與濁流類似，呈現弧型特征，各類組分分選較差，反映較強的水流條件，具重力流沉積特征。GR曲線形態呈齒狀箱形(圖2f)。

2.6 分流間灣沉積微相

分流間灣沉積在縱向剖面上一般位于水下分流河道之間，因水下分流河道頻繁改道和強沖刷力，河道間沉積物很容易受沖刷而變薄，或全被沖刷掉。水下分流河道之間泥巖沉積發育不穩定，主要為水平層理或塊狀的粉砂質泥巖，夾薄層或透鏡狀砂巖；其巖性組合的一個最重要特點是由粉砂質巖層與泥質巖層組成的薄互層狀，單層厚度約數厘米至數十厘米。層理中等發育，常見各種沙紋層理、不規則的水平層理。GR曲線形態多為指狀、齒狀和齒化鐘形。

3 沉積相展布及沉積模式

3.1 沉積物源方向

由砂巖巖相分布和地層對比分析認為，研究區WH油田5井為厚層的砂礫巖分布區，1井和3井為含礫砂巖和砂巖分布區，6井主要為砂巖、含礫砂巖分布區，而2井主要為細砂、粉砂巖分布區，顯示自南而北砂巖粒級變細的特征。通過各井砂層對比及砂巖厚度和砂地比平面統計也顯示，流一段砂巖厚度自南部的5井、1井向北部的2井、6井、3井有減薄的特征，最厚區分布于5井區。各油組的砂巖厚度分布趨勢基本上類似，即自南而北厚度逐漸減薄。根據油組厚度變化、砂巖粒級等特征，結合神經網絡多屬性預測、常規反演等地震分析技術相結合的儲反演反演結果(圖3)，得出砂體自南部5井附近向北呈扇狀展布的形態可判斷流一段的沉積物源方向為自南而北。

圖3 WH油田流一段井約束波阻抗反演綜合圖Fig.3 Well constrained wave impedance inversion of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

3.2 單井相分析

根據取心段巖性、沉積構造、沉積類型、礦物及生物構造等特征，并結合測井相和巖性組合剖面，識別出了扇三角洲河口壩、前緣水下分流河道、前緣滑塌、水下碎屑流、前緣席狀砂、分流間灣6種沉積微相。根據各沉積微相特征，對非取心段的6口井進行了單井相劃分，為連井剖面相劃分提供了依據。

3.3 沉積相展布及演化規律

在巖心相、測井相、地震砂體追蹤刻畫和儲層預測等研究基礎上，進行單井相分析、剖面連井相和平面相分析，明確了流一段沉積相的縱向、橫向變化規律。

3.3.1 沉積相剖面展布特征

結合區域沉積背景，分別在順物源方向和垂直物源方向進行了連井沉積微相對比，通過沉積旋回、單井沉積微相劃分、連井砂體對比、井震結合砂體追蹤和儲層反演結果對砂體展布進行精細刻畫，厘清了WH油田各油組井間砂體連通性。

根據儲層平面和剖面預測結果以及單井微相劃分結果，進行了連井微相剖面相分析(圖4)，分析認為流一段早期，總體表現為強物源供應時期，湖泊開始萎縮，湖水由深到淺逐漸演化。L1Ⅴ、L1Ⅲ油組儲層砂體發育，5井區發育扇三角洲平原沉積，巖性為粗礫砂巖和礫巖，砂體厚度大；遠端發育緩坡陡傾的扇三角洲前緣沉積，以3井和6井區為沉積中心，分流河道砂體向北部延伸，巖性為粗砂巖、中粗砂巖和細砂巖為主，厚度較大，砂體呈條帶狀向北延伸范圍大，向東西向變薄。2井區已處于前緣邊部，發育席狀砂和前扇三角洲泥沉積。流一段晚期，至L1Ⅰ油組時，物源供給不足，發育遠砂壩和席狀砂微相沉積，并伴有大量的前緣滑塌和碎屑流沉積。僅1井區發育分流河道沉積，儲層砂體發育。

圖4 WH油田流一段各井間連井微相對比圖Fig.4 Sedimentary microfacies comparison diagrams of connecting Wells of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

在縱向剖面上，L1Ⅴ到L1Ⅲ油組沉積相逐漸由扇三角洲平原、前緣亞相演化為濱淺湖亞相；到L1Ⅰ油組，沉積相演化為以河口壩、席狀砂為主的扇三角洲亞前緣—前扇三角洲前緣亞相。

3.2.2 沉積相平面展布及演化規律

受海上作業平臺空間和成本控制的制約，油田探井評價井較少，致使砂體范圍內井點分布不均，大部分砂體無井控。本次結合屬性分析、地震相分析、儲層反演及神經網絡多屬性預測等分析成果結果[26-32](圖3)，采用井震結合的方法對砂體進行精細刻畫與追蹤，刻畫沉積體邊界及連通性，明確了油田流一段3個主力含油層位L1Ⅴ、L1Ⅲ和L1Ⅰ油組沉積微平面展布特征和演化規律(圖5)。總體上，流一段早期湖盆開始萎縮，湖水逐漸變淺。在邊緣斷層控制下的流一段底部由于強物源供應發育扇三角洲相沉積；到流一段晚期，湖盆的斷陷活動暫時停止，湖盆處于平靜期，物源供應匱乏，以穩定的濱淺湖沉積環境為主。位于斷層下降盤近源區的5井區，主要發育三角洲平原和前緣沉積，向北水體逐漸變深。

圖5 WH油田古近系流一段各主力油層沉積相平面圖Fig.5 Sedimentary microfacies plane graphs of main oil reservoirs of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

由巖心剖面、連井相、儲層巖性預測和沉積相平面圖(圖5)可以看出，L1Ⅴ油組砂體發育，由南向北呈扇狀展布，巖性以粗、中、細砂巖為主。扇三角洲前緣發育3個水道砂體，分別簡稱為A、B、C砂體，A砂體沿5井—3井方向延伸，巖性偏細，由南向北呈朵葉狀展布，延伸遠、規模中等，為水下分流河道沉積；B砂體位于3井和6井之間，巖性偏粗，由南向北呈條帶狀展布，延伸短和規模小，為另外的一支分流河道沉積；C砂體沿1井—4井—6井方向延伸，巖性偏粗，由南向北呈朵葉狀展布，延伸最遠、規模最大，為油組的主水下分流河道沉積區。而2井區的砂體欠發育，為河道間沉積(圖5a)。

L1Ⅲ油組與L1Ⅴ油組類似，除2井區砂體欠發育外，同樣發育3條分流河道砂體，呈朵扇狀由南向北展布。A砂體為5井—3井方向砂體為水下分流河道沉積，砂體呈朵葉狀展布，規模較小；B砂體3井和6井之間的砂體延伸距離遠、規模大，為主河道沉積；C砂體為1井—4井—6井方向延伸的砂體呈條帶狀展布，中等規模，為另外的分流河道沉積(圖5b)。

L1Ⅰ油組砂體巖性普遍偏細，以粉砂巖、泥質粉砂巖為主，1井之南和6井區為巖性略好的區域，砂體規模相對L1Ⅲ和L1Ⅴ油組小，僅發育B和C兩支砂體，砂體延伸距離短，屬扇三角洲前緣萎縮期沉積(圖5c)。

從沉積相平面圖(圖5)上看，5井區主要發育扇三角洲平原亞相，分流河道發育；3井、3井與6井之間和6井區主要發育扇三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口壩沉積；2井區主要為扇三角洲前緣亞相的遠砂壩—席狀砂和前扇三角洲泥質粉砂沉積。

3.4 沉積模式

依據沉積微相研究結果，建立了油田流沙港組流一段緩坡陡傾條件下的扇三角洲沉積模式，流一段沉積時期，來自南面物源的扇三角洲沉積注入湖盆，但坡度緩，因斷層活動，局部形成陡傾，發育重力流沉積，在3井區和6井區所在的扇三角洲前緣及前扇三角洲至淺湖、半深湖環境發育各類前緣滑塌和水下碎屑流沉積。從半深湖至淺湖形成水下碎屑流、前緣滑塌、席狀砂、河口壩、水下分流河道的扇三角洲前緣沉積體系。底負載為泥巖和細粒沉積，上部沉積物逐漸變粗，因水體深，遠端易形成以滑塌體和碎屑流為主的重力流沉積。

4 沉積相結果的應用

4.1 甜點區域預測

通過對WH油田流一段砂體沉積微相研究，認為流一段儲層的發育程度和物性的非均質性是制約砂體有效成藏的關鍵。沉積微相研究結果表明，L1Ⅴ油組發育3個有利區域(圖5a)，分別位于西部3井區(A砂體)、中部3井和6井之間無井控區(B砂體)和東部6井區(C砂體)，以粗—中砂巖的水下分流河道沉積為主，為物性好的中高孔、中高滲儲層，且3井和6井測試已獲高產油氣流；綜合分析A和B砂體為滾動開發有利區域，無井控的中部砂體為挖潛增儲有利區域。L1Ⅲ油組也發育A、B和C砂體3個有利目標(圖5b)，以中—細砂巖的水下分流河道沉積為主，為物性較好的中孔、中滲儲層，砂體內物性非均質性強，具有不同程度含油氣響應特征，綜合分析西部3井區A砂體為L1Ⅲ油組有利目標，中部無井控B砂體和東部C砂體次之。L1Ⅰ油組僅發育兩個小砂體(圖5c)，以低孔、低滲儲層特征的粉細砂巖為主，砂體多為5米以下的薄層，儲層預測難度大，在6井區C砂體較發育，但測井資料反映含油氣性不佳，綜合評價為較差區域。

4.2 開發實施效果

由于3井和6井測試已獲工業油流，結合沉積相研究結果，在西部3井區和東部6井區以北的下傾方向，流一段砂體發育，儲層物性好，具有較大的開發潛力。總體開發方案實施時，優先開發儲層規模大，物性好的L1V油組。依據沉積相和目標評價結果，首先設計A6H水平采油井，水平段從中部無井控B砂體高部位進入后再穿至西部3井區A砂體(圖6)。實施后，A6H井水平段在中部B砂體鉆遇156 m油層，在3井區A砂體鉆遇560 m油層，中間鉆遇54 m泥巖段，證實了本次沉積相砂體刻畫和儲層預測結果可靠；根據A6H井成功實施經驗，在3井的低部位部署A7H注水井同樣穿過東部3井區A砂體和中部B兩砂體，鉆遇水層，落實了兩砂體儲量規模；在東部6井區C砂體和中部B砂體高部位部署A8H水平采油井，水平段同樣鉆遇46 m泥巖段，證實了砂體不連通性；在低部位部署A9注水井，A9井鉆遇水層，落實了該砂體儲量規模(圖6)。開發井位的成功實施證實了L1V油組存在3個條帶狀水下分流河道砂體，高部位不連通，低部位連通，油水界面一致，儲量規模得到落實，鉆遇情況與沉積相研究結果吻合。依據L1V油組開發成功經驗和沉積相研究結果，陸續成功實施L1Ⅲ和L1Ⅰ油組開發，整個油田經濟效益良好。

圖6 WH油田L1V油組砂體展布與井位開發部署圖Fig.6 Sandbody distribution of L1V oil reservoir and deployment well location diagram in WH oilfield

5 結論

(1)分析得出，流一段為濱淺湖—半深湖的緩坡陡傾型的扇三角洲前緣亞相沉積，主要發育為水下分流河道、河口壩、席狀砂、前緣滑塌、水下碎屑流和分流間灣微相。儲層沉積特征分析認為，早期L1Ⅴ到L1Ⅲ油組沉積相演化由分流河道為主扇三角洲平原和三角洲前緣亞相逐漸演化為三角洲前緣—淺湖、半深湖亞相；晚期L1Ⅰ油組，以遠砂壩—席狀砂為主的扇三角洲前緣—前扇三角洲前緣相。

(2)沉積相砂體精細刻畫得出，在L1Ⅴ和L1Ⅲ油組分別識別出3條水下分流河道砂體，在L1Ⅰ油組識別出2條水下分流河道砂體。5井區主要發育扇三角洲平原亞相的分流河道沉積；3井區、6井區發育扇三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口壩微相沉積；2井區為扇三角洲前緣亞相遠砂壩—席狀砂和前三角洲泥質粉砂沉積。

(3)根據沉積相研究成果，預測L1Ⅴ油組3井區、6井區砂體和L1Ⅲ油組3井區砂體為滾動開發有利區域；L1Ⅴ油組無井控的中部砂體為挖潛增儲有利區域；L1Ⅲ油組中部和東部6井區砂體次之。部署的開發井實施情況與沉積相研究結果吻合，為油田現階段增儲上產和未來滾動勘探與開發提供了指導依據。