源外简单斜坡区砂体的连通性及其控油作用

2021-09-26张云峰刘宗堡

黑龙江科技大学学报 2021年5期

张云峰，刘宗堡

(1.辽宁石油化工大学石油与天然气工程学院，辽宁抚顺 113001； 2.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318)

0 引言

源外简单斜坡是指超出有效烃源岩区展布范围、距离生油凹陷一定距离，且整体平面呈斜板式，缺乏构造圈闭和断裂的斜坡[1-2]。随着源外斜坡区油气勘探的逐渐深入，砂体连通性评价已逐渐引起国内外学者的重视。国外学者侧重于“逾渗理论”模型下砂体连通性定量评价[3-5]，提出了地层砂地比是评价砂体连通性的重要指标，并明确了大区带尺度下砂地比0.2和0.5分别为河流相初始连通阈值(C0)和完全连通系数(C)。国内学者则在国外学者定量评价模型基础上，重点刻画油气在砂体内的优势运移路径，以此来明确油气有利区[6-7]。

前人关于砂体连通性的研究多集中在概念、表征和路径刻画等方面，研究对象以河流相储层为主，针对油气储量丰富的三角洲前缘亚相砂体在“逾渗理论”模型下C0和C数值的研究尚处于空白，同时未能明确源外简单斜坡区砂体连通性的控油机理，对油气分布规律的认识存在严重不足，制约了油气的进一步勘探。为解决这一问题，笔者选取典型源外简单斜坡区——松辽盆地齐家北地区高台子油层为研究对象，基于砂体发育特征定量化厘定三角洲前缘亚相砂体在“逾渗理论”模型下的初始连通阈值和完全连通系数，进而开展了各砂岩组连通性定量评价，基于评价结果，结合油水分布特征，对源外简单斜坡区砂体连通性对油气分布控制作用进行了分析，明确了油气分布规律，可指导下一步的油气勘探。

1 研究区概况

齐家北地区构造位于松辽盆地北部的中央凹陷区，西邻泰康隆起带，东靠大庆长垣，面积约1 500 km2(图1)。研究区在盆地演化中长期处于区域性大单斜状态，在明水组沉积末期基本定型后形成现今南部低缓、北部高的构造格局，地层倾角1°～2°，断裂不整合、不发育，为典型的简单斜坡构造。目的层段高Ⅲ组—高Ⅳ组顶面埋深1 700～1 900 m，地层厚度120～180 m，垂向可划分为4套砂岩组，分别为高Ⅲ上砂岩组、高Ⅲ下砂岩组、高Ⅳ上砂岩组和高Ⅳ下砂岩组。地层岩性主要为互层分布的黑灰色泥岩、浅灰色砂岩、粉砂岩和灰色粉砂质泥岩。

图1 松辽盆地齐家北地区高台子油层构造位置Fig. 1 Fectonic position of Gaotaizi oil layer of Qijiabei area, Songliao Basin

沉积物源主要来自北部的三角洲沉积体系，砂体微相类型主要包括三角洲水下分流河道、河口坝和席状砂。钻井资料显示，研究区油气来源于齐家—古龙凹陷青山口组深湖相泥岩，主成藏期发生在明水组末期，主要依靠三角洲前缘亚相砂体完成侧向运移，且现今油气分布范围与古成藏期油气范围变化不大[8]。

2 砂体发育特征

砂体作为油气良好的储存场所，其岩性、物性、厚度等发育特征均影响着油气的运移和分布[9-10]，只有明确砂体发育特征的各项参数特征，才能在此基础上建立相对正确的连通性评价模型。

2.1 物性特征

齐家北地区高台子油层孔隙度9.15%～15.00%，空气渗透率(0.17～15.00)×10-3μm2，不同砂岩组和平面不同区带之间差异较大。表1为研究区不同平面位置和砂岩组的孔渗特征，其中，d为砂体厚度，φ为孔隙度，k为渗透率，F为毛细管压力，h为临界油柱高度，h0为油藏油柱高度。可以看出，垂向从高Ⅲ组到高Ⅳ组砂体物性随埋深的增加逐渐变差，平面自南向北砂体物性逐渐变好。

表1 砂岩性能评价

2.2 岩性特征

齐家北地区高台子油层砂体岩性具有典型的分区分带特征，在研究区北部主要发育水下分河道带、河口坝和厚层席状砂，岩性以粉砂岩和粉细砂岩为主；研究区南部微相类型相对较为单一，仅席状砂发育，岩性为粉砂岩、含泥粉砂岩和含钙泥质粉砂岩。

2.3 厚度及展布特征

齐家北地区高台子油层各砂岩组自北向南砂体厚度整体均逐渐减薄(图2)。研究区北部砂体均有不同程度的叠覆且单砂体厚度大；研究区南部砂体较为孤立，单砂体厚度较薄。其中高Ⅲ上砂岩组砂体厚度0～32.9 m，平均厚度20.8 m；高Ⅲ下砂岩组砂体厚度0～33.1 m，平均厚度18.6 m；高Ⅳ上砂岩组砂体厚度0～31.2 m，平均厚度14.1 m；高Ⅳ下砂岩组砂体厚度0～28.7 m，平均厚度9.8 m。

图2 齐家北地区高台子油层典型油藏剖面Fig. 2 Typical reservoir section of Gaotaizi layer in Qijiabei area

3 砂体连通性评价

3.1 定量评价模型

砂体连通性评价方法主要包括静态评价法和动态评价法[11]。对于大区带尺度的油气宏观运聚规律研究，通常以基于静态资料的“逾渗理论”评价模型为主，由于不同沉积环境具有不同的砂体发育特征，进而导致“逾渗理论”模型下砂地比初始连通临界值C0和完全连通临界值C不尽相同[12]，而评价砂体连通性的关键，在于明确初始连通阈值和完全连通系数。

考虑到三角洲前缘亚相砂体在地层结构和分布上的特殊性，为减少维度因素对模型结果的影响，采用三维随机建模技术开展砂体连通性的研究。首先，对砂体所在地层进行空间网格化处理，将地层划分为一系列200 m×200 m×1 m的网格，这样研究区地层由近3×105个相同空间体积的三维网格紧密排列构成。其中砂岩连通体则由一系列点接触、线接触和面接触的同类网格构成，每一个独立的砂岩连通体由特定的代码表示，在建模结果中显示为不同的颜色。其输入数据为地层砂地比，代表砂体总体积与地层总体积之间的比值；其输出结果为砂体连通概率，计算公式为

(1)

式中：p——砂体连通概率；

Vmax——最大连通砂体的体积，m3；

Vs——砂体总体积，m3。

如此，只需最大连通砂体的体积和砂体总体积就可以定量计算砂体的连通概率。

3.2 定量表征

基于上述评价模型，采用三维随机地质建模技术开展砂体联通概率定量化输出。图3为不同地层砂地比条件下的贝叶斯序贯高斯建模结果。

图3 三角洲前缘亚相砂体连通性建模Fig. 3 Sandbody conectivity modeling of delta front

前人开展砂体连通性建模时主要采用模拟退火、分形随即域及序贯高斯算法等。考虑到三角洲前缘亚相砂体分布特征的特殊性，本次研究引入贝叶斯优化下的序贯高斯建模算法，其优势在于经过一次建模后再进行下一次建模时，仅需几次目标函数评估即可获取最优化模型，通过正态分布概率模型替代复杂目标函数，可在后续建模过程中采集函数。可以看出，随着地层砂地比的逐渐增加，砂体由分散逐渐开始连片，最终在一定数值时完全连通。

为厘定三角洲前缘亚相砂地比的初始连通阈值(C0)和完全连通系数(C)，笔者共开展103次随机建模，并统计输出结果。研究表明，地层砂地比r低于0.1时，砂体连通概率无明显变化，接近于0；地层砂地比大于0.45时，砂体连通概率接近于1；地层砂地比为0.1～0.45时，随着砂地比的增加，砂体连通概率呈‘S’型曲线增加。因此，可以认为砂地比0.1和0.45分别为三角洲前缘亚相砂体的初始连通阈值和完全连通系数(图4)。

图4 三角洲前缘亚相砂体连通性评价模型Fig. 4 Sandbody connectivity evaluation model of delta front

为定量化明确三角洲前缘亚相砂地比与砂体连通性之间的关系，笔者对上述建模数据进行整理，分别统计理想连通概率模型(p90)、保守连通概率模型(p10)和均值连通概率模型(p50)，并最终选取p50连通概率模型对研究区开展评价。对图3b中p50曲线采用高斯拟合来建立关键阈值与砂体连通性之间的关系，砂体连通概率公式为

(2)

式中，r——地层砂地比。

3.3 定量评价

利用上述评价模型对研究区高台子油层各砂岩组进行连通性评价，图5为齐家北地区高台子油层各砂岩组的砂地比平面分布和连通性变化。

图5 齐家北地区高台子油层砂岩组连通性平面分布Fig. 5 Connectivity plane distribution of sandstone group in Gaotaizi oil layer of Qijiabei area

从图5可以看出，整体上砂体连通性自北向南逐渐变差，其中高Ⅲ上和高Ⅲ下整体以连通区带为主，仅少量局部连通区带发育在南部；高Ⅳ上和高Ⅳ下以局部连通区带发育为主，仅小部分连通区带发育在最北端，其连通性评价结果与前文砂体展布特征描述相一致。

3.4 模型验证

油田生产数据是直接体现油藏开发特征的参数，对生产资料进行分析是研究砂体连通性的有效手段之一。由于研究区井距较大，传统注采、流体压力和试井分析等手段难以有效验证，为此，文中采用砂岩全烃气相色谱指纹技术开展上述评价模型的验证。

由于同一连通含油砂体中的气相色谱指纹特征往往具有高度的相似性，不同连通砂体之间受相变、生物降解、水洗作用以及烃类流体与岩石间相互作用而表现出一定的差异，因此，可根据砂岩全烃气相色谱指纹特征异同并结合其他动静态资料开展分析验证[6]。分别选取砂体完全连通区带为主的高Ⅲ上砂岩组和砂体局部连通区带为主的高Ⅳ下砂岩组开展验证。验证结果如图6所示。

图6 齐家北地区高台子油层气相色谱分析Fig. 6 Gas chromatographic analysis of Gaotaizi oil layer in Qijiabei area

由图6可知，高Ⅲ上砂岩组连通区带4口井气相色谱表现为高度的相似性，表明4口井之间相连通，与评价结果相一致；高Ⅳ下砂岩组共有6口井参与验证，其中金391井、杜205井和金37井全烃气相色谱指纹特征相近，表明3口井之间相连通，但与金392井、金27井和金43井之间不连通，表现为砂体之间概率性连通，验证结果与评价结果相一致，验证了评价模型的准确性。

4 控制作用

砂岩既可作为油气运移输导的通道，同时也是油气最终的储集场所，其对油气运聚的控制作用主要取决于砂体物性、连通性以及地层产状等因素[13]。前人关于砂体物性和地层产状方面对油气运聚控制作用研究较多，普遍认为地层产状决定了油气优势运移方向，砂岩渗透率和‘砂体脊’决定了油气在连通砂体内的优势运移通道，但关于砂体连通性对油气运聚控制作用的研究较为薄弱，且尚未得到足够的重视。

对于砂岩渗透率整体良好的大型源外简单斜坡，由于构造不整合、不发育，砂体作为唯一的输导通道，油气进入砂体内由斜坡低部位向高部位侧向运移时，首先在浮力作用下沿着相对较高渗透率的优势路径呈‘幂式’到达砂体顶部，当砂体顶部汇聚的油柱高度达到临界高度时，其浮力足以克服毛细管力沿着‘砂体脊’上倾方向运移。由于简单斜坡缺少构造遮挡条件，仅能依靠岩性侧向遮挡才能形成圈闭，即渗透率较差的泥岩或粉砂质泥岩构成了唯一的侧向遮挡条件，导致了砂体之间在三维空间内局部连通或不连通。因此，砂体连通性较差区带在简单斜坡背景下更易形成圈闭，通过砂体连通性评价可快速识别出油气藏位置。

齐家北地区高台子油层整体储层渗透较高(0.17～15.00)×10-3μm2，导致毛细管力整体较低(0.04～3.59 MPa)，油气自南向北运移过程中阻力逐渐减小，临界油柱高度逐渐变小(0.011～0.102 m)，其临界油柱高度均远低于砂体厚度，为油气运移提供了有利条件。表1展示了不同区带位置不同砂岩组在井点处的毛细管力、由经验公式[13]计算得到的临界油柱高度和实际油藏油柱高度，可以看出，研究区南部高Ⅲ组和北部高Ⅳ组实际油柱高度普遍远大于临界油柱高度，这意味着油气在研究区范围内经历了长距离运移。因此，在源外简单斜坡构造和良好储层物性的背景下，砂体连通性决定了能否形成圈闭条件。

油藏解剖表明，油气主要分布于高Ⅲ组南部和高Ⅳ组北部，具有明显的分层分带特征(图2)。这是由于油气在简单斜坡运移过程中高Ⅲ组南部砂体为局部连通且物性良好，一部分油气运移路径上受到岩性遮挡而聚集成藏；另一部分油气沿着连通路径进入北部的砂体完全连通区带，砂体完全连通区带因缺少岩性遮挡和较低的毛细管力无法形成圈闭和较高油柱，导致研究区北部以水层为主；高Ⅳ组以局部连通为主，其中南部砂体连通性和物性均相对较差，导致很难被油气充注，仅少部分良好物性和较高连通性砂体被油气充注，油气继续向北部运移时由于毛细管阻力相对较大易滞留一定厚度油柱，表现为差油层或干层，而北部砂体为局部连通且物性良好，其原理与高Ⅲ组南部相同。可见，砂体连通性控制了源外简单斜坡区油气的聚集部位，使油气主要富集在储层物性良好的局部连通区带。基于此，笔者建立了源外简单斜坡区的油气分布模式，如图7所示。

图7 源外简单斜坡区油气运聚模式Fig. 7 Oil and gas migration and accumulation modes of simple slope area outside source

在油源条件充足且砂体物性良好条件下：①地层砂地比大于C，砂体之间完全连通，由于缺少岩性遮挡条件，无法形成圈闭条件，以水层发育为主；②地层砂地比位于C0和C之间时，砂体之间局部连通，油气既具有一定的长距离运移条件，同时也具备一定的岩性圈闭条件，若油气运移路径经过该圈闭，可形成油气藏；③地层砂地比低于C0时，砂体之间不连通，因缺少油气来源，油藏普遍不发育。因此，针对大型源外简单斜坡区三角洲前缘亚相砂体，优选砂体局部连通区带(砂地比0.1～0.45)作为重点勘探目标。