渤海湾盆地秦皇岛32-X油田决口扇储层的沉积特征与区分标准

陈薪凯，陈 程，汪 虎,2

(1.中国地质大学(北京)，北京 100083；2.中国石油大港油田分公司，天津 300280)

0 引 言

决口扇作为曲流河储层的重要组成部分，有着极大的开发潜力[1-3]，但过去对河流相储层的研究主要集中在心滩或点坝[4-8]，仅少数学者对决口水道的沉积特征与决口扇储层的开发潜力做过单独研究[2-3,9]，大多将决口扇作为河流相储层当中的一种微相而简单带过[9]。近年来，国外的地质工作者加大了对决口扇沉积的研究力度：Smith[10]、Perez[11]、Donselaar[12]等通过对现代沉积的调研，简述了决口扇的沉积特征，并建立了决口扇的演化模式；Burns[13]、Gulliford[14]等通过对决口扇古代露头的精细描述与统计，建立了在野外定性识别决口扇沉积的初步标准；Toorenenburg等[1]基于决口扇露头的砂体叠置关系，建立了控制决口扇切割叠置的演化方式。这些研究[1-3,10-14]极大地丰富了决口扇理论，但其主要集中在现代沉积或古代露头，缺乏对油藏范围内决口扇沉积特征与储层物性的深入研究。在渤海湾盆地，周连德等[15]对渤中34-X油田北块的研究表明，该区域复合决口扇累计厚度可达10.0 m以上，具有极大的经济潜力与开发价值。此外，前人对渤海湾盆地储层物性的研究主要集中在古近系储层[16-17]，缺乏对明下段储层物性特征分析讨论。为深入调研这一研究较少但潜力极大的潜在储层，以渤海湾盆地秦皇岛32-X油田为例，利用岩心、薄片、测井、分析化验数据，主要研究内容如下：①对研究区决口扇的粒度、分选、磨圆、岩相、成因序列、三维展布等沉积特征进行分析比较，并建立定性识别与对比标准；②通过岩电图版建立决口扇的定量识别与对比标准；③对决口扇的储层物性进行统计，并与其他沉积微相进行对比讨论。

1 区域地质概况

秦皇岛32-X油田位于渤中凹陷石臼坨凸起中西部(图1)，被秦南、南堡、渤中三大凹陷环绕[18-20]，面积约为44 km2，含有丰富的油气资源[21]。钻井结果显示，地层由下至上依次为元古界、太古界、古生界、中生界，上覆新生界古近系东营组及新近系馆陶组、明化镇组以及第四系平原组[18]。其中，明化镇组为此次研究区的主要层段，前人认为该层段以曲流河沉积为主[21-22]，但前人的研究主要集中在点坝与废弃河道[21-22]，尚未对研究区决口扇储层进行详细探讨。

图1 秦皇岛32-X油田区域地质概况(据文献[19-20]有改动)Fig.1 Regional geological survey of QHD 32-X Oilfield (Modified from references[19-20])

2 决口扇的沉积特征与相标志

2.1 结构特征

2.1.1 高悬移质、低斜率的概率累积曲线

由于决口扇多形成于洪水事件，决口扇形成过程中流体携带大量泥沙从主河道溢出，泥沙混杂，且沉积物快速堆积，导致决口扇中颗粒的粒度与分选性要远差于河道内的点坝(图2)。与点坝相比，研究区决口扇的概率累积曲线具有以下特征：①决口扇多为“一跳一悬(跳跃-悬浮)”或“两跳一悬”式，且跳跃总体斜率较缓，而点坝多为“一跳一悬”式，且跳跃总体斜率较陡；②决口扇中悬移质含量为20%～50%，而点坝中悬移质含量为10%～30%；③决口扇沉积跳跃-悬浮截点的分布范围较广，在2 φ～5 φ皆有分布，多数位于3 φ～5 φ(部分厚度大、粒度粗的决口扇截点为2 φ～3 φ)，而点坝沉积的跳跃-悬浮截点大多为2 φ～3 φ。

图2 研究区决口扇与点坝概率累积曲线Fig.2 Cumulative probability curves of crevasse splay and point bar in the study area

2.1.2 分选磨圆较差的颗粒

薄片资料显示，决口扇分选差，颗粒大小不均，磨圆以棱角状—次棱角状为主，少数颗粒呈次圆状，点接触或游离接触，长石风化中等，部分颗粒绢云母化及泥化强烈。而点坝分选中等—差，磨圆以次圆状—次棱状为主，部分为棱角状，点接触或游离接触。

从4井98个粒度分析样本分选系数(标准偏差)的定量统计结果来看，决口扇样本分选系数的平均值要大于废弃河道与点坝(表1)。此外，决口扇大部分样本分选较差(占比为88%)，分选中等与较好的样本仅占8%，且分选中等与较好的样本占比要远低于废弃河道(28%)与点坝(33%)。统计结果表明，研究区砂质沉积的分选状况由好到差依次为点坝、废弃河道、决口扇。

表1 秦皇岛32-X油田4井各沉积微相分选系数统计Table 1 Statistics of sorting coefficients of various sedimentary microfacies of four well in QHD 32-X Oilfield

2.2 典型岩相与成因序列

2.2.1 主要岩相类型

根据研究区的岩心特征，可以将决口扇沉积划分为8种岩相类型(图3)，最为典型的岩相类型为块状层理细砂岩(Sm)、沙纹层理细砂岩/粉砂质细砂岩(Sr)、水平层理粉砂岩(Fl)。Sr在决口扇中广泛发育[11-14]，单一纹层厚度为0.2～2.0 cm，层系厚度为5.0～60.0 cm。Sr大多位于决口扇的底部或中下部，部分略微下切底部泛滥平原并与泛滥平原突变接触(Ser)，但大部分呈渐变接触。Sr中可见爬升沙纹层理，表明单向水流的逐渐增强。在厚度较大、储层物性较好的决口扇中普遍发育Sm，表明高含砂流体的快速堆积。研究区粗粒的决口扇中普遍发育Sm，与加拿大Cumberland Marshes地区的现代决口扇沉积相似，该岩相主要形成于决口扇近端靠近主河道一侧[11]。Fl主要为水平层理粉砂岩，局部具有极低角度的波纹，单一纹层厚度为0.1～1.5 cm，层系厚度为2.0～20.0 cm，研究区Fl主要发育于薄层细粒的决口扇当中，多形成于低流态下的平坦床沙与沙纹迁移。而前人认为Fl主要发育于决口扇外扇或远端[9,11,13]。

图3 决口扇主要岩相类型与成因解释Fig.3 Main lithofacies types and genetic interpretation of crevasse splays

2.2.2 主要成因序列

根据岩相组合特征，可以将决口扇划分为内扇、外扇、决口水道3种成因序列(图4)。

(1) 内扇序列(Sr—St—Sm)。内扇位于主河道近端，处于相对较强的水动力环境，且决口过程中粗粒沉积物优先在近缘堆积，导致内扇沉积物粒度较粗，以细砂岩为主，最大粒度为中-细砂岩。内扇厚度通常为1.0～2.0 m，最大可达3.0 m。概率累积曲线显示内扇粒度与点坝相近，但悬移质含量较大。

内扇由下至上主要为Sr—St—Sm(图4)，亦可见Sr—St—Sm—Sr或Sr—Sm—Sr。其中，Sr大多都位于内扇的底部，与泛滥平原呈渐变接触或突变接触，且以突变接触为主，局部侵蚀下覆地层，表明内扇形成初期水动力较强；St大多都发育在决口扇的中部或中下部，代表了沙丘的三维迁移；块状层理主要发育于内扇的上部或中上部，此时水动力增至最大，且沉积物快速堆积。部分近端决口扇储层含油性较好，岩心观察其含油性为饱含油。内扇当中Sm的广泛发育与Perez等[11]对加拿大Cumberland Marshes地区现代决口扇沉积的调研结果相近。

(2) 外扇序列(Fl—Sr)。外扇位于决口扇远离主河道一侧，或决口扇的末端与边缘地区。当越岸流体携带沉积物进入外扇区域时，粗粒沉积物含量下降，且水动力逐渐衰竭[13]。研究区外扇沉积以粉砂质细砂岩、粉-细砂岩、含细砂粉砂岩为主，厚度为0.2～1.0 m，最大粒度可达含粉砂细砂岩。概率累积曲线显示外扇粒度较细，悬移质含量在30%～50%。

在垂向序列上，外扇由下至上主要为Fl—Sr，亦可见Fl—Sr—Sh。垂向序列表明，外扇与内扇同样存在粒度向上变粗，水动力逐渐增强的特征。外扇普遍发育沙纹层理粉砂质细砂岩(Sr)，多位于外扇的中部或中下部，且普遍发育爬升沙纹层理，代表单向水流的逐渐增强；Fl广泛发育，多位于外扇底部，与泛滥平原呈渐变接触；部分样本可见Sh位于外扇的上部。Perez等[11]、高白水等[9]认为，外扇广泛发育水平层理，Burns等[13]认为外扇包含一系列的低角度平坦床沙，这些研究结果与研究区的外扇特征相似。

(3) 决口水道序列(Gm—St—Sr)。由于决口水道的厚度较薄，且其宽度较窄，研究区所钻遇决口水道的取心井较少。秦皇岛32-X油田A31井决口水道在垂向序列上依次为Gm—St—Sr(图4)。该段决口水道在中上部呈现多期沙纹层理细-粉砂岩与粉-细砂岩互层，表明决口水道在后续的过程中水动力逐渐减弱，且具有间歇性流体，导致该水道形成渐变充填。

图4 决口扇成因序列类型与分布位置Fig.4 Types and distribution positions of genetic sequences of crevasse splays

2.3 三维展布特征

根据井网所绘制的决口扇平面与剖面展布图(图5)当中可看出，决口扇与其相邻的点坝相比，具有紧邻点坝、厚度薄(大多小于3.0 m)、规模小(跨度大多小于600 m)的特点。在顺物源方向，靠近主河道一侧的决口扇，在测井曲线上可见伽马曲线回返，表明决口扇的内扇存在一定的冲刷现象(图5b)，此外，决口扇砂体延顺物源方向逐渐减薄直至尖灭(图5b)，而决口扇在垂直物源方向具有中间厚、两边尖灭的特点(图5c)。尽管决口扇规模不大，但具有一定的孔隙体积。以图5为例，该决口扇面积为16×104m2，平均厚度为1.6 m，按照研究区决口扇29.26%的平均孔隙度计算，该决口扇的孔隙体积为7.3×104m3，因此，仍可以作为潜在的次要储层。

图5 井网控制下的决口扇平面展布特征与剖面形态Fig.5 Plane distribution characteristics and profile shapes of crevasse splays controlled by well pattern

3 差异分析与区分标准

3.1 沉积特征差异作为定性区分指标

根据上述研究，结合研究区其他沉积微相特征，认为研究区决口扇具有粒度细(以细砂岩、粉-细砂岩为主)，厚度薄(单砂体厚度为0.2～3.0 m)，悬移质含量高(大多在20%～50%)，分选磨圆差(分选较差，磨圆棱角状—次棱角状)，岩相类型以Sm、Sr、Fl为主，成因序列以反韵律为主，砂体展布呈平面朵叶状、剖面楔状的特点(表2)，并可以此作为研究区识别决口扇的定性指标。

表2 研究区决口扇、点坝、废弃河道、泛滥平原的沉积特征Table 2 Sedimentary characteristics of crevasse splay,point bar,abandoned channel and flood plain in the study area

3.2 电性差异作为定量识别标准

通过对研究区内4、9、14、A31井取心段4种沉积微相的自然伽马与深双侧向电阻率(Rd)进行统计，结果表明，决口扇的深双侧向电阻率值为1.8～7.5 Ω·m，自然伽马为68～82 API(图6)。与其他沉积微相相比，决口扇具有与泛滥平原略高但近似的电阻率特征，但由于决口扇沉积当中泥质含量比泛滥平原明显降低，因此，自然伽马的区分度极为明显，82 API可以作为泛滥平原与决口扇的主要区分参数；决口扇具有比点坝或废弃河道略高却近似的自然伽马，但由于决口扇砂体普遍较薄，导致即便含油性较好的决口扇，也仅具有4.0～7.5 Ω·m的电阻率，因此，将7.5 Ω·m的深双侧向电阻率值作为区分点坝或废弃河道与决口扇的主要参数。需要注意的是，研究区饱含油或富含油的决口扇的深双侧向电阻率大多在4.0～7.5 Ω·m。

图6 不同沉积微相测井识别图版(样品数为53个)Fig.6 Logging identification plates for different sedimentary microfacies (53 samples)

3.3 储层物性差异与储层潜力

对4、A31井503个样本进行统计，统计结果表明，决口扇的孔隙度平均值为29.26%(15.44%～38.59%)，渗透率平均值为207.72 mD(1.69～3617.74 mD)。根据石油天然气储量计划规范(DZ/T 0217—2005)，属于高孔、中渗储层。

不同的沉积微相之间储层物性略有重叠，但差异明显(图7)：①点坝沉积无论在孔隙度还是渗透率上均要优于决口扇，即便个别点坝样本的孔隙度与决口扇相近，其渗透率也要远远高于相近孔隙度的决口扇样本。这是由于点坝当中每个侧积体形成于一次完整的洪水事件[7]，强水动力下的初始沉积环境导致研究区内点坝具有粒度大、泥质含量低、分选比其他微相好的特征。②决口扇与废弃河道在孔渗关系上有部分相近样本，这是由于渐弃型废弃河道的中上部大多被泥质充填，导致这部分样本的储层物性下降，但多数废弃河道的储层物性仍要优于决口扇。③由于决口扇外扇的部分样本与泛滥平原砂席部分样本的储层物性相近，且泛滥平原当中的泥质部分未曾取样分析，导致决口扇样本与泛滥平原样本具有部分重叠，但整体上决口扇样本的孔渗要远大于泛滥平原砂席。

图7 研究区不同沉积微相的储层物性特征与差异(样本数517个)Fig.7 Reservoir physical property characteristics and differences of various sedimentary microfacies in the study area (517 samples)

研究区决口扇能够保存良好的储层物性主要得益于两方面：①研究区决口扇在沉积时期沉积物粒度可观，普遍以细砂或粉-细砂岩为主，特别是内扇，最大粒度可达中-细砂岩；②研究区明下段埋深约为925～1 420 m，且形成于新近系中期，较浅的埋藏深度与较晚的形成时期导致该段储层的成岩作用较弱。一般认为，明下段储层处于早成岩阶段[23]。研究区储层孔隙类型主要为原生粒间孔，在孔隙当中占比85%以上；黏土矿物成分、颗粒与孔隙结构特征等均显示出早成岩阶段的特征。埋藏浅，形成晚，初始沉积粒度以细砂为主，后期机械压实作用弱是造成研究区内决口扇沉积体系在沉积与成岩过程当中能够保存良好储层物性的主要原因。

4 结论及建议

(1) 在沉积特征方面，决口扇粒度细，以细砂岩、粉-细砂岩为主，部分储层物性较好的层段，最粗可达到中-细砂岩；悬移质含量较高，通常为20%～50%，跳跃总体斜率较缓，跳跃-悬浮截点分布范围广且粒度细；分选磨圆较差，磨圆以棱角状—次棱角状为主，分选系数平均值为1.34，且分选较差的样本占比为88%；砂体厚度薄，决口扇内扇的砂体厚度通常为1.0～2.0 m，最大可达3.0 m；外扇厚度为0.2～1.0 m；以反韵律为主，内扇由下至上主要为Sr—St—Sm，外扇从下到上主要为Fl—Sr，测井曲线多呈漏斗形、箱形漏斗形，可以此作为识别决口扇的定性标志。

(2) 在定量识别方面，决口扇的深双侧向电阻率为1.8～7.5 Ω·m，自然伽马为68～82 API，研究区饱含油或富含油的决口扇的深双侧向电阻率大多为4.0～7.5 Ω·m。在后续的开发过程中可以此作为定量识别决口扇的初步依据。

(3) 研究区决口扇孔隙度平均值为29.26%，渗透率平均值为207.72 mD，属于高孔、中渗储层，为有利储层，但决口扇储层渗透率要远差于点坝与废弃河道。埋藏浅，形成晚，初始沉积粒度以细砂、粉-细砂为主，后期机械压实作用弱是造成研究区内决口扇沉积体系在沉积与成岩过程当中能够保存良好储层物性的主要原因。

(4) 对于含油性较好的决口扇储层，有必要通过测井二次解释对研究区内的薄层决口扇进一步识别划分。建议对部分产量衰竭的老井，通过对研究区决口扇储层进行补孔，从而在较低的成本下延长开采寿命。在后续挖潜增储的过程中，在成本可控的情况下，也可以对具有一定复合厚度的决口扇储层进行井位加密或钻水平井，从而提高油田的生产年限。