基于GDC的滑塌浊积砂体构型表征

王 正 张 鹏 寇子健

1. 北京斯堪帕维科技有限公司, 北京 100101;2. 中海石油(中国)有限公司开发生产部, 北京 100010

0 前言

储层构型,或储层建筑结构,是1977年由Allen J R L针对河流相沉积砂体的内部组合特征提出的概念,后经过以Miall为代表的国内外专家学者多年研究,逐渐形成了针对不同沉积类型的储层构型理论和研究方法[1-5]。

储层构型单元识别是构型表征的核心[5]。对于地下储层来说,以井点资料为主,一般通过筛选敏感测井系列曲线,在岩心识别和岩电标定的基础上开展构型单元及界面的单井识别[6]。对于具有近源快速堆积、岩性杂、砂体叠置变化快的沉积类型,如扇三角洲、水下冲积扇、浊积扇等,由于各期沉积在空间上相互切叠、交叉贯通,构型界面易受构型界面尺度、测井曲线采样间隔的影响,为了提高识别精度,往往对敏感测井曲线进行重构研究[7-8],通过“差异放大”来识别低序级构型界面。针对如何重构特征曲线来提高界面识别能力,前人研究普遍集中在如何提高测井曲线的分辨率[9-12],如反褶积法、分辨率匹配法、小波变换法等。然而,构型界面的本质并非仅体现在岩性差异上,尤其是三级、四级等低序级构型界面,界面响应往往意味着岩性、物性、含油气性的综合特征。本次以南海EN油田韩江组三角洲前缘滑塌浊积扇砂体为例,提出利用自然伽马曲线和密度曲线重叠法，以这两条曲线幅度差值重构地层特征响应曲线GDC(以下简称GDC)，能够较好适用于近源快速沉积类型储层的构型单元识别，在构型表征中应用效果显著。

1 研究区概况

南海EN油田位于珠江口盆地恩平凹陷。珠江口盆地主要发育始新世至渐新世的断陷充填和中新世至上新世的坳陷沉积。恩平凹陷在古近纪时期为北断南超的箕状断陷,北部受边界断层控制,向南为缓坡带,缓坡带末端受一系列北东走向南倾的基底断层控制形成了一个古隆起带。EN油田位于南部隆起断裂构造带中部,主要含油层段分布在新近系中新统韩江组下部四～六段地层。

韩江组沉积期处于恩平凹陷断坳过渡末期,受来自西北部古珠江三角洲物源和海平面变化的共同影响,凹陷北部发育大规模三角洲沉积。由于物源供给充足,沿缓坡带发育形成形态完整的三角洲前缘沉积。在幕式构造沉降活动影响下,造成三角洲外前缘的细粒沉积物发生间断性滑塌,经二次搬运重新堆积,受缓坡带末端的古隆起带地形遮挡,滑塌浊积扇砂体呈北东东向展布,见图1。

图1 EN油田韩江组区域沉积模式图Fig.1 Diagram of regional sedimentary mode of HanjiangFormation in EN Oilfield

2 构型特征及表征存在的问题

根据滑塌浊积扇及扇体内浊积水道的成因机制,浊积砂体内部往往形成形态类似低弯度曲流河的限制性分流河道[13-15],在不断迁移演化过程中,形成复杂且难以识别对比的砂体构型界面和单元组合样式。

EN油田韩江组沉积时期的滑塌浊积扇浊积水道复合体作为主要构型单元,其岩心特征表现为“三层结构”。下部单元发育水道主体沉积,岩性为细砂岩,厚度一般不大于1.5 m,底部与下伏地层呈冲刷或突变接触,见泥砾包裹体,层理特征不清晰,但内部含油性差异表明单一水道边界处具有泥质含量增高、物性变差的特征;中部单元发育水道侧翼沉积,为砂泥岩过渡段,泥质团块随处可见,是由于砂质沉积物滑塌并与深湖—半深湖泥质层搅混而形成;上部单元发育分流河道漫溢沉积,以泥岩为主,砂质团块或条带占比少,一般砂岩百分含量小于40%,见图2。

图2 A14井1 429.0～1 430.0 m井段岩心扫描照片Fig.2 Core scan photo of Well A14 from 1 429.0 m to 1 430.0 m

根据区域沉积背景,EN油田韩江组沉积时期的滑塌浊积扇受区域构造活动、沉积环境及古地形等因素影响,当三角洲前缘沉积厚度和坡度增大到稳定休止角时,沉积物自身的重量超过下部泥岩的承受能力,导致沉积界面发生倾斜及强烈液化,三角洲前缘沉积物滑塌并与水体混合形成高密度浊流,沿泥质沉积物表面沟槽滑移而形成扇状浊积体。

因此,EN油田韩江组沉积时期的滑塌浊积扇砂体分布规律表现为,沿近于垂直岸线的深水沟道呈透镜状、条带状展布且砂体厚度变化大。此外,韩江组各小层由纵向上厚度不同、横向展布范围大小不一、接触样式多变的多期浊积砂体堆积而成,浊积砂体内部发育多期浊积水道,各期水道之间相互切叠、交叉贯通,使浊积扇内部单层砂体厚度不一、连通性差,单层砂体岩性、电性特征差异小,给浊积扇构型单元识别表征带来困难。

3 基于GDC的构型单元识别和划分

基于岩矿分析标定,通过优选敏感测井系列构建GDC,进一步增强电测资料对构型单元的识别能力。

3.1 GDC重构方法

通过对EN油田韩江组主力HJ2-21小层岩石组分分析发现,杂基为泥质,含量最大可达53.5%,胶结物为钙质和黄铁矿,含量普遍小于20%,见表1。不同构型单元的填隙物组分特征差异显著,水道侧翼、水道间及水道漫滩等构型单元整体具有较高的杂基含量和钙质胶结物,辫状水道构型单元反之。然而,由于响应区间重叠,单纯依靠泥质含量或胶结物含量并不能准确地划分不同构型单元。

表1 EN油田HJ2-21小层单砂体成因类型划分表

根据岩矿资料标定情况,浊积扇砂体内低级次构型界面表现为为岩性、泥质含量及物性变化的综合响应,因此,选取反映泥质含量的自然伽马曲线和反映物性差异的密度曲线来构建GDC。表达式为:

g_s=((DEN-0.4)-(0.9-GR))/0.04

(1)

G=eg_s

(2)

3.2 基于GDC的储层分类及构型单元划分

以取心井为标准井建立GDC,明确不同构型单元的特征响应值。其中,辫状水道GDC响应值≥245;水道侧翼GDC响应值在225～245之间;漫滩GDC响应值在165～225之间;水道间GDC响应值<165,见图3。

图3 EN油田A14井HJ2-21小层沉积储层综合柱状图Fig.3 Comprehensive histogram of HJ2-21 in Well A14 of EN Oilfield

根据岩心和测井响应特征,结合滑塌浊积扇单砂层不同期次填隙物成分组成和纵向沉积演化特征,将不同构型单元对应的砂体开展成因分类,落实优质储层特征。

Ⅰ类储层:对应辫状水道构型单元,泥质含量<5%。

Ⅱ类储层:对应水道侧翼构型单元,5%≤泥质含量≤10%。根据钙质含量可进一步划分为两类,分别是Ⅱ-1类储层,钙质含量﹤5%;Ⅱ-2类储层,钙质含量≥5%。

Ⅲ类储层:对应水道漫滩构型单元,10%﹤泥质含量≤40%。

Ⅳ类非储层:对应水道间构型单元,泥质含量>40%。

4 滑塌浊积扇砂体构型样式

4.1 纵向构型样式

基于GDC划分结果,结合单井生产测试和干扰试井资料分析结果,将EN油田韩江组HJ2-21小层共划分3期浊积扇砂体、17个单砂体,见图4。单砂体厚度一般在1～3 m之间,垂直物源方向砂体延伸长度为200～570 m,形成不同样式的接触关系。

图4 EN油田HJ2-21小层单砂体纵向分布特征剖面图Fig.4 Profile of distribution characteristics of single sand body of HJ2-21 in EN Oilfield

研究区滑塌浊积扇每一期浊积砂体厚度为0.5～3 m。其中,水道砂体厚度为0.3～1.5 m;水道侧翼砂体厚度为0.1～1.0 m;水道漫滩砂体厚度为0.1～1.0 m。单砂体内完整的构型单元纵向组合为“辫状水道—水道侧翼—水道漫滩—水道间”。最常见的是“辫状水道—水道侧翼”下切型组合、“辫状水道—辫状水道”叠置型组合、“水道侧翼—水道间”孤立型组合。

4.2 平面构型样式

在纵向构型样式分析基础上,井震联合进一步明确EN油田韩江组各小层单砂体展布规律[16-17]。

HJ2-21小层沉积时期,研究区整体处于半深湖相,由西向东相对稳定发育了三个呈近南北向分布的滑塌浊积体,分别以条带状、点状和斑状展布,见图5。滑塌浊积体内部发育8期浊积水道,每期浊积水道细砂岩沿着沟道缓慢移动,形成中扇水道砂,滑塌浊积体外缘形成水道侧翼砂和滩砂。

图5 EN油田HJ2-21小层单砂体平面分布图Fig.5 Distribution of single sand body of HJ2-21 in EN Oilfield

西部浊积扇一砂组内部发育两期水道单砂体,整体形态为条带状,前端分叉,单砂体叠加宽度达到850 m。第一期水道砂堆积主体相对靠南部,由于水道的侧向摆动,主要沿断棱附近分布。第二期水道砂向陆地方向退却,主要分布在A15H井附近。同时在A20井区和1A井区形成了点状堆积和斑状堆积的两个单砂体,2号砂体与3号砂体(一期)呈切叠接触关系,在油田中部叠加连片。1号砂体呈斑状孤立型发育,受北东向断裂影响,形成长轴平行断裂的饼状扇体。

根据复合砂体叠加厚度和砂体平面展布宽度的关系,建立相关关系式,可进一步指导其他小层浊积砂体规模预测[18-20],见图6。

图6 EN油田韩江组单砂体及小层砂体厚度与宽度关系图Fig.6 Relationship between thickness and width of single sandbody and sub-layer sandstone in Hanjiang Formation of EN Oilfield

HJ2-21小层内砂体叠加厚度和砂体平面展布宽度的关系如下:

y=238.33x-391.44

(3)

拟合密井网条件下单砂体厚度和砂体平面展布宽度的关系如下:

y=176.99x+382.213

(4)

拟合小层和单砂体厚度与砂体宽度的关系如下:

y=4.820 2x2+141.06x+86.574

(5)

5 结论

1)滑塌浊积扇砂体由于内部发育多期浊积水道,各期水道之间相互切叠、交叉贯通,导致单层砂体岩性、电性特征差异小,给浊积扇构型单元识别及表征带来困难。

2)针对EN油田韩江组滑塌浊积扇沉积,基于岩矿资料标定,选取反映泥质含量的自然伽马曲线和反映物性差异的密度曲线来构建GDC,开展单砂体内构型单元的划分和对比。通过差异放大,特征曲线可以较好地突出构型界面响应,反映出单砂体构型单元差异。

3)EN油田韩江组滑塌浊积扇单砂体内完整的构型单元纵向组合为“辫状水道—水道侧缘—漫滩—水道间”。最常见的是“辫状水道—水道侧缘”下切型组合、“辫状水道—辫状水道”叠置型组合、“水道侧翼—水道间”孤立型组合。根据构型组合样式,进一步建立复合单砂体叠加厚度和砂体平面展布宽度的相关关系式,可指导其他小层浊积砂体规模预测。