大庆外围三肇凹陷沉积体系及其对储层质量的控制作用研究

王秀娟,许建红,李恒双 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆1 6371 2)

储层质量与沉积体系有着密切的联系[1～3]。沉积微相的几何和物理特征决定了储层的轮廓尺寸和渗流特征,其所表现出的储集层孔隙度、渗透率及含油气饱和度是估算储量、划分开发层系和制定布井方案的直接依据。对于陆相油藏,有利的沉积相带是油气聚集和成藏的先决条件,沉积微相好坏也预示着油田的潜在产能的高低[4,5]。大庆外围三肇地区多年来的勘探开发实践表明,该区沉积体系和成藏系统有着密切联系[6～8],沉积微相既控制着储层岩性,又控制着储层的原始质量,而且对储层后期的成岩作用还有一定的影响。为此,笔者在确定不同层系沉积在平面、垂向上岩相演变序列模式基础上,对沉积微相进行了精细描述,进而论证了沉积体系对储层质量的控制作用,为下一步的勘探开发提供参考。

图1 三肇地区平面位置图

1 区域地质特征

三肇地区处于2个沉积体系的交汇部位,为三肇凹陷沉降中心的升西向斜区 (见图1)。主要目的层为葡萄花油层和扶杨油层,其沉积环境以河流相、滨浅湖相和三角洲相为主,条带状的河道砂岩、滨浅湖相及三角洲前缘的透镜状砂和席状砂构成该区的主要储集体,同时也是东部三肇凹陷烃源岩生成的油气向西部斜坡运移的主要载体。三肇凹陷是松辽盆地主要生油凹陷,也是油气富集区,葡萄花油层和扶杨油层的油源来自青山口组,为一套厚约400m的稳定分布的互相暗色泥岩夹薄层泥质粉砂岩、粉砂岩的岩性组合。葡萄花油层为下生上储式组合模式,扶杨油层为上生下储垂向运聚模式。

2 外围油田沉积微相特征

三肇地区为低渗透油田,其储层属于不同类型,一种类型是受沉积环境 (相)制约、厚度薄、砂体窄小、泥质含量高的三角洲内外前缘相的低渗透储层,以葡萄花油层为代表;另一种类型是受成岩作用影响以河流相沉积为主的低、特低渗透储层,以扶杨油层为代表。前者虽然油层厚度较薄,但一般自然产能具有工业价值。后者为埋藏较深的季节性河流沉积,砂岩厚度虽然较大,但由于属于中成岩作用晚期,孔隙结构发生了复杂性变化,既有大孔隙与小孔隙的匹配,又有小孔隙与微孔隙的匹配,造成单井剖面油层、差油层、干层间互,平面上忽油忽干,含油连续性较差,即使抓住了储层,也不一定抓住油层[7,8]。因此,笔者对这2类不同性质的储层采用了不同的微相组合方法。

2.1 以河流相为主的扶杨油层微相类型

在区域沉积背景分析基础上,通过对徐家围子油田某区块 (简称A井区)及其附近9口探井岩心进行观察,对沉积特征 (如泥岩颜色、岩性、结构特征、沉积构造、古生物化石及含有物垂向特征)进行分析,可识别和划分出3种大相、6种亚相和18种微相(见表1)。其河流相的相关内容具体分析如下:

表1 A井区扶杨油层沉积相及其划分指标参数表

1)高能量河流相 属于干燥气候条件下季节性河流沉积,河流携砂能力强,沉积补偿速度快,致使河道在平面上侧蚀、改道形成复合曲流带砂体,呈典型正旋回二元结构,但在一个稳定的正旋回内发育的砂体,多由2～4个单元迭加而成。多层段的滞留层 (泥砾为主)及分段河流相层理递变序列 (高角度直线斜层理、槽状交错层理、微细交错层理)重复出现。由于河流携砂能力强,沉积补偿速度快,致使河道在平面上侧蚀、改道形成复合曲流带砂体。

2)低能量河流相 属于干旱气候条件下低能小型河流沿途渗滤蒸发、以细粒和悬浮淤积为特点的沉积。其特点是旋回底部突变、河床单元薄、粒度细、分选差和河漫单元厚度大,为淤积红色泥岩,钙积物、铁、锰结核发育。河床单元与河漫单元多呈废弃河道特征。扶杨油层主要为河道砂、点砂坝和决口扇砂岩,砂体多呈南北向、个别砂体为北东-南西展布。具有砂岩单层厚度大、砂岩发育层数多、单井累计砂岩厚度大但砂地比小的特点。

2.2 以三角洲相为主的葡萄花油层微相类型

依据三肇地区葡萄花油层岩心剖面组合特征,结合层理结构、泥岩颜色和单砂岩厚度分析其组合关系,可以将葡萄花油层沉积单元划分5种类型 (正旋回、反旋回、复合旋回、砂泥岩互层、泥岩均质层)。按各沉积单元的环境标志和演变关系,依据岩心剖面结构、电性特征和砂体特征,将三肇地区葡一组油层按岩相划分标准,分为2种大相、4种亚相和16种沉积微相,如表2所示。其三角洲相的相关内容具体分析如下:

1)三角洲分流平原亚相 其包括的微相主要有分流河道砂、分流间主体和非主体薄层砂、分流间洼地泥,是厚层、薄层粉-细砂岩与灰绿色、杂色泥岩组合,以正旋回为主,少见复合旋回及过渡旋回。砂岩多具有交错层理、微细交错层理。泥岩中见炭屑、根系、钙质团块、菱铁矿团块。此类相带主要发育于北部沉积体系东部侧缘位置,即卫星-升平油田北部以北地区。

表2 宋芳屯油田葡萄花油层沉积微相划分结果与特征综合表

2)三角洲内前缘亚相 其包括的微相主要有水下分流河道砂、水下分流间主体和非主体席状砂、水下分流间泥。是薄层、厚层粉-细砂岩、杂质泥质组成的正旋回、复合旋回及过渡旋回,砂岩具有微细交错层理和断续斜层理,泥岩多具水平层理、搅混构造和滑动变形层理。此类相带主要发育于宋芳屯油田-升平油田南部-徐家围子油田中部地区。

3)三角洲外前缘亚相 其包括的微相主要有主体厚层席状砂、主体薄层和非主体席状砂、泥坪,为灰绿、灰、灰黑色泥质岩 (升平-徐家围子油田以西地区),紫红色泥岩与薄层、薄互层粉砂岩组成的复合旋回及过渡旋回,多见虫孔及介形虫化石 (葡Ⅰ1～葡Ⅰ2),具有水平层理、滑动变形层理及生物搅动构造。

葡萄花油层沉积早、晚期以片状席状砂沉积为主,砂体分布连续,单砂体厚度薄,葡萄花油层沉积中期以分流河道砂体沉积为主,砂体连通性差、相变快,南北方向砂体连通性好,东西方向砂体连通性差,这表明沉积物源来自北部。

3 砂体类型与测井曲线形态

测井曲线形态能够反映砂体的沉积类型。由于河流沉积的复杂性,导致部分井点的曲线形态歧变,微相确定具有多解性,因此,要在平面上进行多井组合来判断、调整微相。

针对徐家围子油田储层特点,依据测井曲线所反映的形态特征,可以将3类砂体划分为3种类型:①点砂坝、河道砂和滨湖砂坝,为正旋回、复合旋回和反旋回,微电极、自然伽玛曲线形态呈箱状,自然电位曲线为钟形。②相对较薄的砂体,主要包括天然堤、决口扇、分流间薄层砂等,为复合旋回或互层旋回,微电极、自然伽玛曲线形态呈齿状,自然电位曲线呈低幅度。③河间淤积、分流间泥、湖沼泥等沉积,为简单旋回,微电极无幅度差、自然伽玛为微齿状,自然电位曲线平直。

根据测井曲线形态及旋回性等,对徐家围子油田A井区开发井的沉积砂体类型进行了划分,具体划分指标参数如表1所示。

4 沉积微相对储层质量的控制

4.1 沉积微相对储层物性的影响

储层发育主要受沉积相、成岩作用和构造改造的影响,沉积相既控制着储层岩性,又控制着储层的原始质量,而且对储层后期的成岩作用也有一定影响。

首先,沉积微相控制着储层结构和砂体形态,从宋芳屯北部葡萄花油层看,三角洲前缘相砂体以小于1.0m薄层为主,呈小片状或薄厚不一的透镜体分布;三角洲分流平原相的分流河道砂厚度多为大于1.5m,呈断续条带砂分布;滨湖浅水相的主要砂体为平行湖岸线 (地层缺失线)的砂坝,以大于2m厚层呈透镜状分布,粒度粗、分选好、物性好。

其次,沉积微相控制着砂体的连通性,位于三角洲前缘相的水下分流河道砂、主体厚层砂等,都是在同一三角洲前缘相水下环境沉积而成的,只是由于所处水域位置、水流强度和携砂量的差异造成厚度的变化,在砂岩粒度、沉积构造和渗透率等方面均属连续渐变关系,实属同一沉积砂体的不同部分,所以这些砂体之间实际上都应相互连通。

再者,沉积微相类型控制着砂体的储层原始质量,因为不同沉积微相类型具有不同的粒度、分选及杂质含量组合,其影响着砂体的孔渗性。据三肇地区探井、评价井葡萄花油层不同相带砂岩骨架及物性统计,分流河道、水下分流河道砂、滨湖砂坝的粒度粗,其物性好,为中高渗透层,其他为中低渗透层。

A井区不同沉积微相渗透率分布频率图如图2所示。从图2中可以看出:①点坝砂、分流河道砂体的60%以上渗透率大于1×10-3μ m2,其砂体粒度粗、物性好,砂体发育规模大,含油连续性好,是主要储油砂体,也是今后挖潜的主要对象;②天然堤、决口扇及薄层砂的50%以上渗透率小于1×10-3μ m2,其粒度细、物性差,泥质含量多,含油连续性差,一般为干层。

通过对B井区 (宋芳屯油田某区块)的216块岩心进行分析,结果表明,葡萄花油层平均有效孔隙度为22.1%,平均空气渗透率为126.6×10-3μ m2。其中葡萄花油层上砂岩组平均空气渗透率为108.9×10-3μ m2,葡萄花油层下砂岩组平均空气渗透率为144.6×10-3μ m2,上下砂岩组渗透性差异不大。该井区渗透率最高的单层为葡Ⅰ52层 (305.2×10-3μ m2),最低的单层为葡Ⅰ21层 (29.7×10-3μ m2),造成层间差异较大的主要原因是优势微相不同。

B井区不同沉积微相渗透率分布频率图如图3所示。从图3中可以看出,砂坝及河道砂微相中50%以上的渗透率集中于100～500×10-3μ m2,而非主体砂微相中90%的渗透率小于50×10-3μ m2。其中,砂坝及河道砂岩石粒度粗、物性好,含油连续性好,是主要储油砂体;而非主体砂及薄层砂粒度细、物性差,泥质含量多,含油连续性差,一般为差油层或同层。

图2 A井区区块不同沉积微相渗透率分布频率图

图3 B井区不同沉积微相渗透率分布频率

对葡萄花油层来讲,存在厚层、薄层,同时存在未划储层 (含泥砂岩-电阻、自然电位、自然伽玛均具砂岩显示),非主体席状砂基本上为油斑、油迹,虽产油能力较差,但吸水能力不差 (据某区块350×350m井网条件下,17口井平均射开未划砂岩1.2m,平均吸水强度为3.8m3/(d·m)),其与厚层砂、薄层砂实际也是连通的。因此,把表外储层与厚层、薄层组合在一起,砂体规模表示得更加连续和完整,基本上反映出原始的砂体形态,为井网加密和完善注采关系提供了依据。

对于扶杨油层而言,由于河道砂及点坝与非河道砂体内部孔隙骨架不同,厚层河道砂基本是含油的,是开发的主力层,而非河道砂体基本上为干层。所以,在微相组合上只须区别河道砂、点坝与非河道砂即可满足开发调整的需要。

4.2 沉积体系与储层空间展布的关系

葡萄花油层的沉积物源方向来自于北部,为河控浅水三角洲沉积相,各亚相带发育齐备,从北向南依次为三角洲分流平原,三角洲内前缘、三角洲外前缘,且三角洲前缘亚相带十分宽广。三肇凹陷葡萄花油层沉积模式图如图4所示,由图4可知,河流沉积区主要沉积河床砂,分流河道间沉积区主要沉积分流河床砂及间泥,上述沉积区的油层有效厚度大,一般在 3m以上,储层较宽,在1000～2000m之间。水下分流河道、间沉积区主要沉积水下分流河道砂、间粉砂、泥,油层有效厚度在2m左右,宽度小于1000m。水下分流河道末端沉积区主要沉积透镜砂和薄层砂、泥,席状砂沉积区主要沉积三角洲泥和湖泊泥等砂质泥岩,油层有效厚度(小于2m)及宽度 (小于500m)都较小。

图4 三肇凹陷葡萄花油层沉积模式图

扶杨油层的沉积物源方向来自于西北,沉积环境主要为河流相及三角洲相。三角洲相以分流河道砂和分流间薄层砂为主;河流相以河道砂和河间淤积沉积为主,分流河道砂体厚度较河间淤积砂体薄,河道砂体总体发育状况较差,油层有效厚度一般为5～12m,平均为7.4m。

5 结 论

1)大庆外围三肇地区储层主要为河流三角洲沉积体系,砂体主要呈条带状,河道规模小,砂体薄,相带变化快。储层质量明显受沉积体系的控制,油气富集受岩性、构造等的控制。

2)同一相带内储层的岩性、物性类似,油气水运动规律相同。有利的沉积相带,其储层厚度大,砂体连续性好,渗流能力和储集能力也强,这样在水驱开发过程中,水线波及均匀,水驱效率高,其油井产能往往也较高;不利的沉积相带其物性也较差,非均质性强,砂体和油层厚度较小,储量丰度低,多分布在砂体边部,其产能通常较低。

3)不同沉积相带位置砂体宽度不同,因此,在开发过程中需要设计与砂体展布特征、储层物性等相适应的开发井网及开发方案,这将有助于大幅度提高开发效益。

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