红岗油田H 113井区萨尔图含油层系河口坝储集层构型

0 引 言

河口坝砂体是我国油田三角洲前缘重要的储集层类型,陆相油田约40%储量都富集于此类储集层。近年来,随着各大油田普遍进入了开发中后期,层间、平面及层内矛盾出现多样性,剩余油挖潜难度增大^[1,2],迫切需要开展河口坝储集层构型研究。针对三角洲前缘河口坝砂体储集层构型解剖,国内外学者开展了大量的研究工作,也取得了许多成果,丰富并加深了对陆相三角洲相储集层的研究,他们通过野外露头、岩心、地震及测井等资料,从多角度对单一河口坝进行了有效识别^{[3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]},而对于单一河口坝内部前积体的识别研究较少。

本文以红岗油田H 113井区萨尔图含油层系为例,以储集层构型理论和模式为指导,对单一河口坝内部复杂的构型模式进行探讨,为研究区下一步的方案调整提供可靠的地质依据,从而提高油田的开发效率与效益。

1 概 况

红岗油田位于松辽盆地中央坳陷区西部龙虎泡-红岗阶地南端的红岗构造,H 113井区位于红岗油田东北部,其构造相对完整,面积约0.56 km²,平均有效厚度12.9 m,地质储量可达93×10⁴ t,属三角洲前缘亚相沉积环境,主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝和席状砂等微相。目前井区总井数34口,其中注入井9口,采油井6口,井距200~400 m。红岗油田萨尔图含油层系顶面构造形态为西陡东缓的长轴背斜,构造较完整,构造上发育3个小高点,断层小且少,对油气水分布影响很小;西部发育的红岗逆断层为下正上逆,走向近北东向,与构造轴方向基本平行,控制了构造的西部边界,断层延伸长度近50 km,垂直断距250~350 m。

目前,油田开发进入双高开发阶段(高含水和高采出程度),油藏储采比下降,油田稳产面临着严峻的形势。同时,由于油层分布与发育程度受单砂体控制,注入剂驱油及剩余油形成与单砂体非均质性密切相关,加之目前油田扩边、剩余油分析、开发调整及对油田开发过程中许多问题的认识,都要求对地下储集层类型、成因、展布、非均质性等有一个更清晰的认识,而从储集层构型分析角度出发进行研究是解决这一问题的有效方法。

2 河口坝构型分级

为了进一步揭示沉积体内部的沉积层次,本文在Miall^[13]提出的构型分级基础上,从沉积成因的角度,按复合河口坝(5级)、单一河口坝(4级)、河口坝内部前积体(3级)3个层次(表1),对萨尔图含油层系三角洲前缘河口坝沉积的层次界面进行了划分^[13]。

5级界面为复合河口坝构型单元分界面,是该区三角洲前缘沉积体系中识别出来的最高级别的沉积界面,由多个单一河口坝垂向及侧向叠合而成,构型单元间主要被分布广泛的水下分流间湾泥岩所分隔;4级界面为单一河口坝构型单元限定的分界面,由多个河口坝内部前积体叠合形成单一河口坝的顶底界面,为目的层三角洲前缘河口坝沉积的各韵律层分界面,构型单元之间多为泥质或钙质夹层,位于河口坝的顶部和底部;3级界面为单一河口坝内部前积体构型单元顶底界面,其上分布着短暂间洪期沉积的薄层泥质夹层,夹层向前积方向延伸,保存不完整,反映了河口沉积作用的短暂变化^[12]。

3 单一河口坝构型解析

3.1 单一河口坝的识别与划分

河口坝是三角洲前缘的主体,是有利的富砂带,也是内部结构最为复杂的成因单元。从构型角度来说,单一河口坝对应于Miall^[13]提出的4级界面所限定的构型单元,其识别与划分是三角洲相储集层构型分析的重点及难点,也是单一河口坝内部解剖的前提。针对H 113井区萨尔图含油层系的实际情况,首先需要建立单一河口坝砂体在空间的分布模式、定量规模以及相互的组合关系,并进一步确定单一微相界限的识别标志,然后在现代沉积与露头的指导下,从多角度对连井剖面进行观察和分析,以此来划分识别单砂体边界。

3.1.1 单一河口坝定量模式

Lowry^[3]在对美国犹他州、肯塔基州河控三角洲河口坝露头分析的基础上,对河口坝的厚度、宽度、长度的相关关系进行了分析,表明长度与厚度及长度与宽度均呈双对数线性关系:

L=2.44H^0.34r²=0.71

L=2.14W^0.96r²=0.733

式中: L为长度,km;H为厚度,m;W为宽度,km。

该区单一河口坝砂体厚度介于1.5~5 m之间,根据Lowry提出的河口坝经验公式,可推算出单一河口坝的长度规模介于2 800~4 200 m,宽度规模介于1 300~2 000 m。

3.1.2 单一河口坝识别标志

单一河口坝边界的准确识别是划分单一河口坝的关键。在前人研究的基础上,结合单一河口坝两种空间的分布模式(同层不同期和同期不同位)分别确定了红岗油田H 113井区萨尔图含油层系单一河口坝边界的识别标志。

(1)同层不同期识别标志

单一河口坝砂体顶面层位高程差异:在盆地的沉降速度和水流条件等多种因素的影响下,小层内部不同的单一河口坝微相发育形成的时间不同。其在平面上表现为连片状的复合河口坝砂体,但是在垂向或者侧向上则表现为不同单一河口坝的叠置。由于不同期次单一河口坝发育的时间不同,单一河口坝顶面相对于地层界面或标志层的距离有差异。在实际研究中,高程的差异需要综合考虑测井曲线响应差异以及单一河口坝砂体的规模、大小等因素进行分析。

两期单一河口坝侧向叠置:在小层内部,后期沉积的单一河口坝对前期形成的河口坝侧向切割,区域上出现此特征,可认为是两期单一河口坝的侧向叠置。

(2)同期不同位识别标志

根据各种单一微相的组合关系,可以将不同单一微相侧向拼接形成的同期连片状复合砂体分为3种模式:河口坝-河口坝拼接,河口坝-水下分流河道拼接,水下分流河道-水下分流河道拼接(图1)。

河口坝-河口坝拼接模式:河口坝位于水下分流河道的前缘以及侧缘。在河流入湖的河口区,水流展宽和湖泊的顶托作用使流速骤减,河流底负载下沉而堆积成水下浅滩。浅滩淤高、增大,露出水面,形成新月形河口坝^[14]。水流从坝顶顶端分成两股,形成两个水下分流河道。水下分流河道向前发展,在原来形成的河口坝旁边又形成新的河口坝。这些河口坝侧向相互叠置,相互之间存在多种单一微相组合关系,主要表现为:坝主体-坝主体叠置,坝主体-坝缘-坝主体叠置,河口坝-坝间泥-河口坝叠置。

河口坝-分流河道拼接模式:分流河道在湖底下延伸至远岸,在河流进积和湖浪破坏双重作用下形成河口坝,因此分流河道发育在河口坝内部,形成河在坝上走的形态(密西西比河三角洲现代沉积中这种模式十分常见)。分流河道测井曲线的响应主要为自然电位、自然伽马以钟形为主,而河口坝砂体的自然电位、自然伽马测井曲线的响应主要为以漏斗形或箱形为主,因此,测井曲线的形态差异可以作为识别水下分流河道和河口坝的标志。

分流河道-分流河道拼接模式:随着基准面的不断下降,分流河道向湖盆推进,可容空间减小,分流河道开始侧向迁移或者分叉,平面上形成了连片的复合分流河道砂体^[15]。

根据以上单一河口坝识别标志,在平面和剖面进行边界点的识别,并将其投影到复合微相平面图上,再在单砂体定量规模的约束下,将相邻的同种类型识别标志作为同一个边界连接起来进行合理组合,最终完成了该区单一河口坝划分。

3.2 单一河口坝内部构型精细解析

在单一河口坝识别的基础上,对单一河口坝内部的前积体和泥质夹层的分布进行分析,这是河口坝砂体构型分析的最细一级层次,也是油田中后期地下储集层构型分析和指导剩余油挖潜的重要环节。

3.2.1 单一河口坝内部夹层分布模式

在河口坝进积方向的前端,泥质夹层较为发育。在垂直于砂体前进方向上,主要发育钙质夹层,且横向上极不稳定。河口坝的不同位置,夹层的岩石类型、成因类型、厚度及分布稳定性不同^[16,17]。H 113井区萨尔图含油层系坝主体夹层厚度较小,以过渡性夹层、钙质夹层为主,有局部的封隔、遮挡能力;坝顶夹层数目较少,厚度变化不定;坝缘和坝侧翼夹层厚度较大、相对较稳定,以泥质夹层为主。

该区夹层(前积层)大体成空间连续分布,其延伸范围基本与河口坝范围一致,其规模大小主要取决于河口坝规模的大小,但同时也会受到水动力变化、气候变化和后期保存程度的影响,故应该综合考虑其连续性。

3.2.2 单一河口坝内部夹层的识别

由于河口三角洲分流河道能量较强,河口坝砂体在向湖推进过程中不断前积而形成单一河口坝内部多个沉积单元,即前积体,单元之间发育斜交层面的泥质夹层,界面向湖方向倾斜,对应Miall提出的3级构型界面,界面处发育的泥质或钙质夹层对剩余油分布起控制作用(图2)。河口坝内部构型解剖的实质是在单井上识别前积体和夹层的基础上,对井间前积体(层)进行组合,构建河口坝内部构型模型。

对取心井(H 9井)进行岩电标定,分析研究前积体和前积层的测井响应。每个前积体均表现为粒度反韵律,厚度为0.6 m左右;夹层(前积层)厚度较薄,一般在0.2~0.6 m之间,岩性主要为泥质粉砂岩、含泥粉砂岩和部分物性夹层。岩电特征上,自然伽马曲线见回返,自然电位曲线回返不明显或轻微回返,微电极曲线回返明显,幅度差减小。根据以上特征,可以识别出单井上单一河口坝内部夹层并进行单井、多井剖面的解释。

3.2.3 单一河口坝夹层倾角的确定

一般来说,单一河口坝内部夹层在横切古水流方向近水平展布,而在顺物源方向,由于三角洲整体的前积作用,夹层则向湖方向倾斜,呈现一定的倾角。

本文利用井区内的密井网资料,来确定河口坝内部夹层的倾角(图3)。单一河口坝内部夹层倾角的计算公式为:

tanθ=(h₁-h₂)/ΔL

式中:ΔL为同一夹层上2口井之间的水平距离;h₁、h₂为2口井夹层顶面与最近旋回顶面的距离。

H 1井、H 4井、H 7井和H 10井同属于一个大型河口坝的内部,分别对其井距(ΔL)、夹层高程差(Δh=h₁-h₂)进行统计(表2),同时考虑到沉积压实等多种因素的影响,据上式可以计算出夹层间的平均夹角为0.3°左右,且夹层总是向沉积推进的方向倾斜。

3.2.4 河口坝内部构型模型

河口坝内部解剖的难点在于识别夹层,本文结合研究经验,首先在单井上识别出夹层,然后以河口坝内部夹层分布模式为指导,对剖面上的隔夹层进行组合并预测其井间连续性,最终建立河口坝内部夹层和前积体的分布模型(图4)。研究表明,河口坝内部单一前积体厚度为0.6 m,其间泥质夹层厚度平均为0.4 m,依据井距及区内三角洲发育模式,估算泥质夹层宽度约为120~300 m。

利用密井网小井距分析,夹层在不同方向上三维的空间分布样式存在差异。顺物源方向,泥质夹层分布呈不连续水平状;垂直物源方向,泥质夹层分布相对稳定且侧向呈叠置状。

3.2.5 河口坝内部构型差异性分析

为了进一步说明河口坝内部夹层分布样式的差异性,本文将H 113井区与胜二区沙二段8砂层组、东营凹陷梁11断块进行分析比较。其中,胜二区沙二段8砂层组为厚度较大的三角洲前缘河口坝砂体,学者吴胜和、李云海以高分辨率层序地层学和储集层构型理论为指导,采用层次分析方法,对胜二区沙二段8砂层组单一河口坝内部夹层进行定量表征,得出前积层的倾角为4°左右^[13];梁11断块沙二下7、8砂层组以三角洲前缘的河口坝及分流河道沉积为主,岩性主要为粉细砂岩,单砂层厚度较大,一般为5~15 m,国景星结合岩心、测井资料及综合解释成果,对其夹层的结构层次、岩石类型、成因等进行系统研究和分类,分析了河口坝环境中不同位置、不同类型夹层的分布规律,认为坝主体夹层倾角一般小于1.5°,坝缘和坝侧翼夹层倾角小于1.0°^[16];而本文通过对H 113井区萨尔图含油层系河口坝的构型解剖得出夹层(前积层)的倾角为0.3°左右。三者比较存在很大差异,研究认为导致倾角差异的影响因素主要有坡度、水动力、沉积相等因素(表3)。

从区域地质上看,东营凹陷盆地古地形东高西低,盆地长轴走向为北东-南西向, 物源来自东部,三角洲自东向西进积。胜坨油田位于东营凹陷的北部,位于陡坡带,沙二段8砂层组是典型的三角洲前缘沉积,主要特征是发育厚层的河口坝;梁11断块位于东营凹陷中央隆起带西倾部位,位于缓坡带;而本文H 113井区属于浅水湖盆三角洲,粒度很细,受湖浪的作用比较大。

湖侵期,盆地内生成了大量三角洲,但这些三角洲随着湖侵的扩展而向后退去,最后被湖水淹没。如果沉积物较快覆盖在老的三角洲之上,那么三角洲遭受湖水改造的时间将缩短;反之,如果补偿不及时,则沉入水的三角洲将遭受湖水较强的改造作用,尤其是裸露的前缘部位。因此,三角洲退去的快慢,反映出它经历改造时间的长短。以红河油田H 113井区为例,湖侵强烈,在湖浪的作用下,部分河口坝被荡平为席状砂。但在某些场合,比如盆地短轴方向,湖侵时,三角洲快速堆积,可较快地下降到浪基面以下,因而缩短了湖浪对河口坝的改造作用。胜二区前积层倾角大(4°左右),该区河控作用强烈,粒度较粗,河口坝厚度大;梁11断块地区受到河流和湖浪的双重作用,河口坝前积层倾角变缓(1°左右);H 113井区,湖浪作用强烈,而且属于浅水湖盆,形成的河口坝内部前积层倾角相对更缓(小于1°)。

4 结 论

(1)在“层次分析、模式拟合、多维互动”思路指导下,对红岗油田H 113井区萨尔图含油层系三角洲前缘河口坝砂体进行了精细构型分析,确定了单一河口坝边界识别标志。在此基础上,结合前人研究的单一河口坝厚、宽、长定量关系,推算出单一河口坝长度规模为2 800~4 200 m,宽度规模为1 300~2 000 m。

(2)在单一河口坝内部夹层分布模式的指导下,对密井网区单一河口坝砂体进行解剖,确定了河口坝内部的前积层和前积体,前积层夹角在0.3°左右,水平间距在227 m左右,并最终建立了河口坝构型模型。

(3)在三角洲前缘储集层的一个等时沉积单元内,自陆地向湖盆顺物源方向,存在砂岩-钙质砂岩-钙质泥岩-泥岩的演化模式,这种岩性演化规律受沉积相、坡度、水动力等因素综合控制,从而影响了河口坝内部夹层的类型及分布。H 113井区属于浅水湖盆三角洲,粒度很细,夹层类型以泥质、钙质为主,局部发育过渡性夹层,同时由于受湖浪的作用比较大,形成的河口坝内部夹层倾角较缓。

The authors have declared that no competing interests exist.

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参考文献

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