Oriente盆地L-I-Y油田Hollin组与Napo组沉积微相研究

刘忠亮,张成富,张 渊,李勤英,李清辰,刘 军,李宁朝,崔庆峰

(1.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司物探研究院,河南濮阳457001;2.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司濮东采油厂,河南濮阳457001)

Oriente盆地L-I-Y油田Hollin组与Napo组沉积微相研究

刘忠亮1,张成富1,张 渊1,李勤英1,李清辰1,刘 军1,李宁朝1,崔庆峰2

(1.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司物探研究院,河南濮阳457001;2.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司濮东采油厂,河南濮阳457001)

白垩系Hollin组与Napo组是Oriente盆地L-I-Y油田(Limonocha,Indillana,Yanaquincha油田)主要勘探开发层系,多年勘探开发实践证明,其沉积微相是决定勘探井与开发调整井成功与否的关键因素之一,并影响着单井产能与开发效益。为此,将地质与地震相结合,在利用岩心、测井、录井等资料精细识别和划分不同沉积微相特征的基础上,通过井震精细标定和正演模拟,明确了不同沉积微相地震响应特征,运用波形聚类等地震属性,精细描述了主要目的层段沉积微相平面展布。研究认为:Hollin组HP,HS亚段和Napo组TP,TS,UI,UM,US亚段为潮坪沉积环境,Napo组CL,BL,AL亚段为陆棚沉积环境,进一步分为4种亚相、13种微相;在潮坪沉积环境中,潮下带最发育,其次为潮间带,潮上带不发育,潮道、潮道侧积砂坪为最有利沉积微相,控制着优质储层发育区带和油气富集;Hollin组H段有利沉积微相发育,目前钻井相对较少,具有较大的勘探开发潜力,是下一步重点勘探开发层系。

Oriente 盆地;L-I-Y油田;Hollin组;Napo组;潮道;地震属性;波形聚类

Oriente盆地是南美安第斯山前的前陆盆地之一。L-I-Y油田位于Oriente盆地的15区块,在构造上处于前陆盆地向前隆过渡的斜坡部位,圈闭类型以低幅度构造和低幅度构造背景下的岩性圈闭为主,主要储层为白垩系Hollin组、Napo组发育的砂岩。前人对Oriente盆地开展了多项研究工作,但针对该盆地15区块的沉积相研究未见报道。针对Oriente盆地上白垩统地层沉积环境的研究一致认为,白垩系地层是在海侵背景下沉积的,但是对其沉积相的认识不统一,目前主要有河流相[1-2]、河控三角洲相[3-4]和河口湾相[5-8]三种观点,也有学者提出了潮坪相[9]。究其原因,主要可能是受制于研究工区的局限性,其次可能是对盆地多期构造运动控制沉积环境的认识不同。目前,L-I-Y油田储层发育程度受沉积微相控制明显,经过多年勘探开发,认为在精细落实低幅度构造圈闭的基础上,对沉积模式和沉积微相的认识影响着储层地震识别的结果,是制约寻找新区储量接替和老区剩余油挖潜、优化勘探开发井位部署的关键因素。为此,本文综合利用岩心、录井、测井、古生物等资料,总结了15区块L-I-Y油田产层的沉积相模式;在相模式指导下,结合正演模拟研究,确定各沉积微相的地震响应特征;在地质认识指导下,通过地震属性优选,精细刻画沉积微相平面展布特征,为L-I-Y油田下一步勘探开发提供可靠依据。

1 工区概况

Oriente盆地15区块位于盆地中北部,地理上位于厄瓜多尔亚马逊平原区;构造上处于盆地向前隆过渡的斜坡部位,构造倾角平缓,多小于2°。L-I-Y油田是15区块的一部分,面积约246km2(图1)。

Oriente盆地分前白垩系、白垩系和新生代3个构造层序[8]。在侏罗世晚期,海水自西向东侵入,自下而上沉积了白垩系Hollin组、Napo组、Tena组地层[1-6],其中Hollin组、Napo组为L-I-Y油田主要勘探开发层系。根据目前钻井揭示的地层对比结果,L-I-Y油田Hollin组主要发育H段,Napo组发育T段、U段、M2段和M1段。其中Napo组T段的CL,BL亚段和Napo组U段的AL亚段为页岩、泥岩、泥灰岩发育段,而Hollin组的H段、Napo组T段的TP和TS亚段、Napo组U段的UI,UM,US亚段为砂岩发育层段(图2)。白垩纪末期,安第斯造山运动导致Oriente盆地演化为西高东低的前陆盆地,在Napo组上覆沉积的Tena组具有明显的前陆沉积楔特征,由西向东厚度逐渐减薄,其它地层均不明显。

图1 Oriente盆地15区块L-I-Y油田区域位置

图2 L-I-Y油田Hollin组-Napo组综合柱状分析

2 沉积相类型及沉积特征

2.1 沉积相类型

根据岩心、测井、录井资料综合判定,研究区Hollin组-Napo组沉积时共经历了5次海侵,第一、第二和第三期海侵的中部、下部沉积石英砂岩,顶部沉积页岩、泥灰岩、泥岩及少量灰岩,第四、第五期海侵主要沉积泥灰岩、灰岩、泥岩和页岩(图2),具有碎屑岩—碳酸盐岩混合沉积特征。从Hollin组H段和Napo组T段、U段岩心观察看,块状层理、大型交错层理、再作用面、斜层理、双黏土层、潮汐成因层理等沉积构造发育,并可见瓣腮类生物碎屑,发现海绿石(图3),说明处于浑水沉积相带的HP,HS,TP,TS,UI,UM,US亚段不具备河流、三角洲沉积特征,属于受潮汐控制的潮坪沉积环境;处于清水沉积相带的CL,BL,AL亚段和M2段、M1段为陆棚沉积环境。在上述沉积模式控制下,根据岩性、沉积构造、古生物、测井等多种资料,将潮坪相分为潮下带、潮间带、潮上带3个亚相,进一步分为潮道、潮道侧积砂坪、潮道间、水下浅滩、滩间、混合坪、水上浅滩、泥坪共8种微相,其中潮道、潮道侧积砂坪为最有利沉积微相;陆棚相沉积环境发育局限台地亚相,进一步分为砂坪、泥坪、泥灰岩坪、页岩坪和灰坪5种微相(表1)。

2.2 沉积微相特征

2.2.1 潮道

潮道微相岩性为细砂岩、粉砂岩,结构成熟度和成分成熟度高,沉积厚度大,发育块状层理、大型交错层理、再作用面、斜层理、双黏土层等沉积构造(图3a～图3d),可见瓣腮类生物碎屑(图3e)。GR曲线形态上呈箱形,低值,高幅度,曲线光滑,典型井为LMNH-008井,UI亚段砂岩厚度为63.9ft(1ft≈0.3048m,下同)(表2)。

表1 Oriente盆地15区块L-I-Y油田沉积相类型

图3 岩心观察的沉积构造及古生物特征a 块状层理,含海绿石,CNCA-001井U段9370.0ft; b 大型交错层理,JVNC-004井H段9766.0～9770.0ft; c 再作用面、斜层理,JVNC-004井T段9512.4ft; d 双黏土层,JVNB-003井T段9570.0ft; e 瓣鳃类生物碎屑,CNCA-001井T段9544.0ft; f 前积砂纹层理,JVNC-004井T段9546.6ft; g 植物碎片,JVNB-003井U段9365.0ft; h 前积砂纹层理、波状层理,JVNB-003井T段9519.0ft; i 透镜状层理、生物钻孔,JVNA-001井U段9296.2ft; j 透镜状层理JVNC-004井T段9480.0ft

2.2.2 潮道侧积砂坪

潮道侧积砂坪岩性为细砂岩、粉砂岩,成分成熟度与结构成熟度高,发育斜层理、双向交错层理、前积砂纹层理(图3f),可见植物碎片(图3g)。潮道侧积砂坪常在垂向上由几期海侵叠加形成,以高值GR为界面,为中—高幅度的微齿化钟形或箱形特征,典型井为LMNG-043井,UI亚段砂岩厚度为47.2ft(表2)。

2.2.3 水上(下)浅滩

该微相岩性为差连续的薄层状粉砂岩,分选磨圆好,沉积物平面上厚度变化大,纵向上与滩间泥岩呈互层状叠置,可见小型前积砂纹层理(图3h)。测井相上,GR曲线呈光滑齿状,中—高幅度,典型井为LMND-014井,UI亚段砂岩厚度为13.4ft(表2)。

2.2.4 混合坪

该微相岩性为粉砂岩、泥岩,二者呈不等厚薄互层,GR曲线表现为低—中幅度指状。混合坪发育在潮间带,砂岩呈条带状分布。“泥包砂”时,砂岩条带呈透镜状层理(图3i～图3j);砂与泥分布较均匀时,呈现波状层理(图3h)。

2.2.5 泥坪、潮道间与滩间

这类微相岩性为页岩、泥岩,属于低能环境。GR曲线为高值、低幅度(表2)。

表2 测井相及地震相特征

3 基于地震资料的沉积微相研究

L-I-Y油田埋藏较深,储层横向变化大,据测井资料统计,Napo组UI亚段砂层厚度在2.2～87.7ft之间,平均埋深10241ft,TP亚段砂层厚度在5.1～107.0ft、平均埋深10484ft;Hollin组H段埋藏更深,砂层厚度在15.0～300.0ft,平均埋深在10554ft左右。尽管已发现油田钻井密度较大,但其分布集中,仅凭钻井资料难以精细描述老油田内部井间储层沉积微相变化关系,老油田之间的无井区储层沉积微相分布特征更难以确定。本文在沉积模式和钻井信息等控制、约束下,利用地震信息的空间变化特征对该区Hollin组和Napo组主要储层沉积微相展布特征进行了研究,提高了沉积微相预测精度。

3.1 沉积微相地震识别

通过精细井震标定,在地震资料上潮道微相表现为中振幅-较连续-平行、亚平行-席状地震相,例如LMNA-001井TP,HP亚段(表2)。潮道侧积砂坪在潮道边缘沉积形成,该微相的振幅比潮道微相稍弱,为中振幅-较连续-平行、亚平行-席状地震相,例如ANNA-002井UI亚段(表2)。浅滩微相横向上连续性差,地震上多表现为弱—中振幅-差连续-平行、亚平行-席状地震相,例如JVNA-007井UI亚段(表2)。混合坪微相为砂泥薄互层沉积,弱振幅-差连续-席状地震相。泥坪、滩间、潮道间等微相为宁静水体沉积物,是弱振幅—空白地震相,例如LMNH-016井UI亚段。CL,BL,AL亚段沉积的页岩、泥灰岩属于稳定的陆棚相沉积物,为强振幅-连续-平行、亚平行-席状地震相。

3.2 正演模拟

前人关于地震属性应用的研究较多[10-20],已经总结出一套合理应用地震属性解决问题的思路、方法,但是在实际工作中,常因地震资料的“假象”或“陷阱”造成解释或预测结果错误。为进一步验证对不同微相地震反射特征的认识,利用实际资料建立地质模型进行了正演模拟。

基于潮坪沉积模式,以UM,UI,BL,TS,TP,CL,HS,HP的速度(10662.73,11305.77,10387.14,11847.11,12352.36,12916.67,13887.80,14763.78ft/s)作为层速度建立正演模型,采用主频为30Hz的雷克子波、二维声波方程进行正演模拟(图4)。正演模型中,不同砂体厚度代表不同的沉积微相:砂体厚度大于60ft代表潮道微相,砂体厚度为30～60ft代表潮道侧积砂坪,砂体厚度10～30ft代表浅滩微相,小于10ft代表泥坪微相(图4a)。从正演结果看(如UI亚段),潮道微相具有强振幅、下切特征;潮道侧积砂坪表现为中振幅且振幅向边缘逐渐减弱的地震特征;浅滩微相为弱—中振幅-差连续地震相;滩间等低能沉积环境表现为空白反射地震特征(图4b)。正演结果与实际地震反射特征对比可见,两者具有较好的对应关系(图4c)。

图4 潮道正演模型(a)、正演剖面(b)和实际地震剖面(c)对比

3.3 沉积微相平面展布特征

根据以上分析,利用振幅和波形聚类等地震属性,对H段、TP亚段和UI亚段地震相进行了归类分析(图5)。从波形聚类图上看,北西—南东向波形相似度高,呈条带状展布,其中Hollin组H段紫红色、天蓝色区域分布于东部和JVNG015—LMND014以北一带,其余区域主要为蓝色、紫色(图5a);Napo组的TP亚段紫色、黄色区域主要分布在东部,其余区域主要为砖红色、紫红色(图5c);Napo组的UI亚段紫红色、红色、黄绿色区域集中分布在东南部和西北部,而紫色、天蓝色区域分布在中部(图5e)。在地震属性分析的基础上,结合砂地比及测井相资料落实了沉积微相平面展布特征:

1) Hollin组H段沉积时期,平面上发育3个主体潮道,其中东部主潮道发育规模较小,潮道末端发育在潮间带;中部主潮道规模大,分支较少;西部主潮道由一系列北西走向的小潮道组成,横向迁移快(图5b)。

2) Napo组TP亚段的岩相古地理基本继承了Hollin组H段的沉积格局,但是潮道发育范围更广。东部主潮道向潮间带延伸距离更远,中部主潮道变化不大,西部小潮道已经相连变成了较大的潮道,发育范围更广(图5d)。

3) Napo组UI亚段沉积时期,潮道萎缩。西部潮道最大,主要发育在ANNA-002—LMNH-008以南;中部潮道次之,发育在JVNB-003—JVNC-004一带;东部潮道狭小(图5f)。整体上看,海水从南部侵入工区,潮上带不发育;潮间带仅发育在东部,面积小;潮下带最发育,在平面上分为3个主潮道,走向主要为北西向。

图5 厄瓜多尔15区块波形聚类与沉积微相分布对应关系a Hollin组H段波形聚类平面图; b Hollin组H段沉积微相平面展布; c Napo组T段TP亚段波形聚类平面图; d Napo组T段TP亚段沉积微相平面展布; e Napo组U段UI亚段波形聚类平面图; f Napo组U段UI亚段沉积微相平面展布

4 有利沉积微相与含油性

从沉积微相描述与已钻井结果对比看,平面上,不同沉积微相具有不同的油层厚度、含油饱和度特征。潮道微相储层的平均渗透率为1085.9×10-3μm2,砂体厚度和油层厚度大,物性好,含油饱和度最高;潮道侧积砂坪储层的平均渗透率为864.4×10-3μm2,砂体厚度和油层厚度次之,物性好,含油饱和度较高;浅滩微相储层的平均渗透率为690.7×10-3μm2,砂体厚度和油层厚度最小,物性较差,含油饱和度较低(图6)。

图6 不同沉积微相与含油性关系

纵向上,油主要分布在每期海侵早期的潮道砂内,潮道侧积砂坪和水下浅滩次之。每期海侵的中期以水下浅滩和滩间泥为主,油层零星分布。

HP段位于第一次海侵早期,尽管Limonocha,Yanaquincha油田多数井于TP亚段底完井,钻遇H段井较少,但钻遇该段的井仍见到较好油气显示,如YNEC-009S1井HP段油层厚度43.0ft(图7)。在Indillana油田钻遇H段的井较多,平均油层厚度27.0ft,单井日产油1700桶/d(JVNC-004井)。

TP亚段位于第二期海侵早期,主要发育潮道和潮道侧积砂坪,油层厚度在1.0～85.4ft之间,平均油层厚度为30.2ft,其中YNEA-007井TP亚段油层厚度85.2ft(图7)。

图7 有利沉积微相与油层关系

UI亚段位于第三次海侵早期,油层厚度在1.5～81.0ft之间,平均油层厚度为32.3ft。

TS亚段和UM,US亚段分别处于第二期、第三期海侵的中期,主要发育浅滩微相,含油分布不均匀,油层厚度小,在平面上零星分布。

总体看,沉积微相类型控制了储层发育程度与含油气性。

5 结论

1) 研究区为碎屑岩—碳酸盐岩混合沉积模式,处于浑水沉积相带的HP,HS,TP,TS,UI,UM,US亚段为缓坡型潮坪沉积环境,处于清水沉积相带的CL,BL,AL亚段为陆棚相沉积环境。在潮坪沉积环境中,工区不发育潮上带,潮间带仅发育在工区东部狭小区域,潮下带最发育;潮道、潮道侧积砂坪为最有利沉积微相。

2) 有利沉积微相是控制油气富集程度和高产的主要因素之一。处于海侵早期的Hollin组H段、Napo组TP亚段和UI亚段主要发育潮道、潮道侧积砂坪微相,为油气高产层段,处于海侵中期的Napo组TS,US,UM亚段主要发育浅滩微相,油层零星分布。

3) 已发现油田的Napo组TP亚段、UI亚段未钻井的有利相带为下一步挖潜方向,钻至Hollin组H段的井较少,具有较大的发展空间,是下一步重点勘探开发层系。

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(编辑：戴春秋)

Sedimentary microfacies of the Hollin and Napo formation in the L-I-Y Oilfields,Oriente Basin

LIU Zhongliang1,ZHANG Chengfu1,ZHANG Yuan1,LI Qinying1,LI Qingcheng1,LIU Jun1,LI Ningchao1, CUI Qingfeng2

(1.SinopecGeophysicalResearchInstituteofZhongyuanOilfield,Puyang457001,china;2.SinopecPudongOilProductionPlantofZhongyuanOilfield,Puyang457001,china)

The Cretaceous Hollin and Napo formations are the main layers for exploration and development in the L-I-Y Oilfields (Limonocha,Indillana,and Yanaquincha Oilfields).It has been proven that sedimentary microfacies are key not only for controlling the fulfillment of exploration and development adjustment wells but also for controlling single well productivity and exploitation benefit.Based on core,well logging,and mud logging data,different types of sedimentary microfacies are identified in our study.Using seismic attributes such as waveform clustering,the seismic response of different types of sedimentary microfacies and their plane distribution characteristics are further discussed in this study.The HP and HS subsections of the Hollin formation and the TP,TS,UI,UM,and US subsections of the Napo formation are primarily deposited under a tidal flat environment,while the CL,BL,and AL subsections of the Napo Formation are primarily deposited under a shallow shelf environment.These two environments can be further divided into four subfacies and thirteen microfacies.The subtidal zone dominates the tidal flat environment,followed by the intertidal zone,and the supratidal zone,which is undeveloped.Tidal channels and sand flats are the most favorable microfacies for oil and gas accumulation and high-quality reservoir development.A favorable sedimentary microfacies well developed in the H section of Hollin formation,where only a small number of wells have been encountered so far,which makes it a significant target for future exploration.

Oriente Basin,L-I-Y Oilfield,Hollin formation,Napo formation,tidal channel,seismic attribution,waveform clustering

2016-08-26;改回日期：2017-02-21。

刘忠亮(1964—),男,高级工程师,主要从事油气勘探开发研究工作。

张成富(1986—),男,硕士,工程师,主要从事沉积、成藏研究工作。

P631

A

1000-1441(2017)04-0581-08

10.3969/j.issn.1000-1441.2017.04.015