渤海K油田浅水三角洲复合砂体成因刻画

郭诚

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300459

引 言

自“浅水三角洲”的概念被提出以来，国内外学者对浅水三角洲的研究逐步深入，涉及主控因素、时空演化规律、沉积特征、砂体内部结构、沉积模式及成藏特征、油气勘探意义等多个方面[1-10]。关于浅水三角洲的沉积相带划分，有学者选取了与深水三角洲一致的方案，即三角洲平原、三角洲前缘及前三角洲等3部分[4，9]。也有学者把三角洲前缘进一步划分为内前缘和外前缘[11-12]。第三种划分方案则是上三角洲平原（简称上平原）、下三角洲平原（简称下平原）、三角洲前缘、前三角洲[13-15]。

勘探界已证实浅水三角洲沉积在中国中新生代发育广泛且油气赋存量巨大[16]。目前，在渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地、准噶尔盆地和焉耆盆地等，都发现了不同类型的浅水三角洲[17]。K油田位于渤海湾盆地黄河口凹陷南部斜坡带，处于渤中34中央构造脊南缘，南邻莱北低凸起。上新统明下段IV油组是主要储集层，受浅水三角洲沉积反复迁移和冲刷、叠置的影响，复合砂体发育，砂体纵向叠置、侧向加积，砂体内部结构复杂。油田开发实践表明，对复合砂体认识不清，会导致井位部署不合理、储量动用程度差[18-20]。因此，认识复合砂体的内部结构，进行复合砂体内部成因分析与刻画，是一项亟待解决的问题。

1 K油田A砂体概况

K油田新近系明下段（N2mL）由灰色粉砂岩、细砂岩和红褐色、黄褐色及部分绿灰色泥岩不等厚互层组成，为一个完整的三级层序，可进一步划分为低位域、湖侵域和高位域（图1）。

图1 K–3井明下段层序地层图Fig.1 Sequence stratigraphy figure of Lower Minghuazhen Formation of Well K–3

低位体系域湖平面从下降转变为上升，测井曲线整体呈尖锐锯齿状，GR基值明显抬高，具有典型的退积序列，沉积微相类型主要为上平原分流河道和分流间湾。湖侵体系域基准面总体上升，可容纳空间增大，砂体以分流河道或决口扇为特征，测井曲线整体为平直低幅度指状，准层序表现为退积式序列，反映水体逐渐加深。高位体系域时期基准面缓慢下降，可容纳空间变小，河道砂体表现为强烈席状化特征，测井曲线整体为低幅锯齿状，准层序表现为早期加积、晚期进积式的序列特征。

A砂体沉积于湖侵体系域早期，是K油田明下段IV油组的主力含油砂体，为发育小气顶的块状边水油气藏（图2）。该砂体发育浅水三角洲沉积，13口井钻遇，平均地层厚度为15.8 m，平均储层厚度为11.5 m，平均砂地比为76.1%，纵向上发育夹层。砂体采用2注5采的不规则井网开发，2014年1月投产至2016年8月，采出程度为15.9%，综合含水率32.8%，生产过程中出现动静态储量矛盾、井间不连通等问题。由于复合砂体的内部结构会影响砂体连通性，有必要对砂体内部开展成因分析与刻画研究。

图2 K油田A砂体含油面积图及油藏剖面图Fig.2 Oil area and reservoir section of A Sand Body of K Oilfield

2 复合砂体内部成因分析

目前，多数学者采用沉积微相识别和细分的方法进行单砂体成因研究[21]。本文采取第三种浅水三角洲沉积相带划分方案，认为A砂体发育下三角洲平原沉积，发育微相类型包括分流河道、天然堤、末端决口扇和分流间湾等[6]。

A砂体发育于湖侵体系域早期，通过岩芯观察可见，该时期泥岩颜色为灰绿色和红褐色不等厚互层（图3a～图3d）。录井资料也揭示，A砂体内部泥岩夹层发育绿灰色、红褐色、黄褐色等颜色。泥岩颜色反映了氧化和还原环境的交替，证明A砂体为下三角洲平原沉积，位于平均高水位到平均低水位之间，每年湖泊枯水期暴露，洪水期淹没[13]。岩芯上可见垂向正韵律叠置，发育丰富的强水动力构造（图3e～图3h）。测井相以钟形、箱形为主，见小幅指形（图4a～图4c）。反映沉积微相类型以分流河道为主，发育天然堤。

图3 岩芯相Fig.3 Core facies

图4 测井相Fig.4 Log facies

A18井钻遇砂体西部，地层厚度7.8 m，K油田钻遇A砂体的13口井中，仅该井垂向上为若干小幅漏斗形的叠加，且单个反韵律的厚度小于2.0 m（图4d）。录井显示，A18井A砂体底部为绿灰色泥岩，顶部为黄褐色泥岩，反映其受到了河道洪水决口的影响，砂体底部为还原环境的分流间湾沉积，顶部则为氧化环境的泛滥平原沉积。古地貌恢复显示，A砂体中心向西部方向，沉积地势逐渐降低，通过现代沉积类比（图5）[22-25]，综合分析认为，A18井A砂体成因类型为末端决口扇。

图5 末端决口扇沉积类比Fig.5 Terminal crevasse splay sedimentation analogy

A砂体是纵向上多期河道或多个不同沉积成因类型的单砂体叠置而成。从单井测井曲线上来看，个别井的复合砂体内部泥岩夹层明显，以多个箱形或钟形自然伽马曲线的组合为显著特征（图6a）。受地震资料品质的影响，在K油田开发方案设计阶段，将它们描述为一个复合砂体。后期通过叠后地震资料谱反演，提高垂向地震分辨率，发现在复合砂体内存在3期砂体的不连续现象，反映A砂体包括3个成因期次（图6b）。

1号砂体是复合砂体中的第一期砂体，位置最低；2号砂体为第二期砂体；3号砂体为第三期砂体，位置最高。三期砂体依次向西迁移，除1号砂体的局部部位被2号砂体切割外，三者整体上叠置程度低，连通性差，应分别布井开发。

图6 A砂体成因期次划分Fig.6 Genetic period division of A Sand Body

3 复合砂体内部成因刻画

由于河道分叉或不同成因类型单砂体的侧向接触，A砂体的每期沉积（1至3号砂体）内部还可以进行结构的细分。通过建立反映不同成因类型接触模式的测井相-地震相模板，在沉积模式指导下，识别3个成因期次内部分流河道、末端决口扇等成因类型的展布特征。

3.1 测井相-地震相模板建立

A砂体内部的成因类型包括分流河道、天然堤、末端决口扇、分流间湾等。分流河道以粉砂岩及细粒砂岩为主；天然堤微相为粉砂质泥岩与泥质粉砂岩的互层；末端决口扇的物性仅次于分流河道，主要由细砂、粉砂、泥质粉砂岩组成；分流间湾则以黏土为主[6]。通过沉积微相正演可知，对应不同的岩性组合，具有不同的地球物理响应特征。分流河道在自然电位曲线上表现为箱形、齿化箱形和钟形，地震反射特征为强能量、同相轴连续；天然堤自然电位曲线呈低幅指形，地震反射特征为中弱能量；末端决口扇在电阻率、自然伽马曲线上表现为漏斗形，地震反射特征为中强能量、同相轴较连续；分流间湾自然电位曲线平直，自然伽马曲线有齿形跳动，同相轴不连续、弱能量[26-27]。

结合地震剖面与测井资料，建立不同沉积微相的接触关系模板（图7），主要有4种。

（1）分流河道侧切。为同时期沉积的两条分流河道，横向距离近，边界不清晰，存在横向侧切，河道间沉积不发育。

（2）河间天然堤沉积。同期发育的两条河道互不影响，中间发育天然堤沉积。

（3）河间分流间湾沉积。同期发育的两条河道互不影响，中间为分流间湾沉积。

（4）分流河道-末端决口扇接触。洪水期，洪水冲决天然堤向河道外扩散，形成决口扇体系，末端决口扇比分流河道沉积地势低，二者由决口水道连通。

图7 不同沉积微相接触样式的地震相特征Fig.7 Seismic facies for contact patterns of different microfacies

3.2 沉积微相空间展布刻画

应用测井曲线特征及地震反射特征确定成因类型，利用叠后谱反演地震剖面变化点确定边界及接触关系，在沉积模式的指导下，通过地震资料刻画沉积微相边界，平剖结合确定各成因类型的空间展布规律（图8）。

图8 A砂体内部成因分期刻画Fig.8 Progressive depiction of internal genesis of A Sand Body

A砂体第一期沉积平面上有两条主河道，局部地区两条分流河道侧切，局部地区为河间天然堤或分流间湾沉积。第二期沉积相对于第一期沉积向西迁移，一条主河道向北分叉形成三条分流河道，并向西决口，在A18井附近形成末端决口扇；第二期沉积的前端，受湖浪作用的影响，分散成席状，物性变差，地震反射变弱。第三期沉积继续向西迁移，为一条主河道向北分叉形成两条分流河道，北部也受湖浪作用的改造，分散成席状，物性变差（图9）。

3.3 复合砂体内部成因分析与刻画的意义

在油田的早期生产阶段，解剖复合砂体的最终目的是为井位调整以及开发方案的调整提供依据。

对于K油田A砂体，第二期沉积的末端决口扇与主河道由决口水道连通，目前已在末端决口扇内部部署一口生产井A18井，分析认为，可增加一口注水井，完善注采井网。第二期沉积的西北部，为分流河道沉积，储层较发育，目前井网控制程度较低，为提高储量动用程度，可增加一口开发井。

图9 A砂体单河道分布特征Fig.9 The distribution characteristics of single channel of A Sand Body

4 结 论

（1）渤海K油田A砂体发育于湖侵体系域早期，属于下三角洲平原沉积，内部成因类型包括分流河道、天然堤、末端决口扇、分流间湾等。

（2）A砂体包括3个成因期次，第一期和第三期沉积为一条主河道向北分叉，第二期沉积为一条主河道向北分叉并向西决口形成末端决口扇。三期沉积依次向上叠加，向西迁移。

（3）通过复合砂体内部成因分析与刻画，针对第二期沉积砂体进行了井位调整，可增加一口注水井和开发井，完善井网，提高储量动用程度。

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