渤海D油田沉积模式研究及挖潜实践

2022-04-19刘玉娟瞿朝朝张倩萍

录井工程 2022年1期

郑彬刘玉娟张静瞿朝朝张倩萍

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引言

渤海油田中深层储层潜力巨大，但由于埋藏深、地震资料分辨率低，沉积相类型复杂，多为正常三角洲、扇三角洲、辫状河三角洲、湖底扇等，再加上海上油田井网稀、井距大，尤其是油田开发早期，井筒资料非常少，储层预测难度大。

针对这一难题，在地震沉积学理论指导下，结合辫状河三角洲沉积特征，通过地震分频处理技术[1-4]、地震相分析和地震属性优选等地球物理方法[5-9]，探索出一套基于地震资料分频处理的井震结合储层综合预测技术，刻画出渤海D油田砂体的分布范围和沉积模式，落实了油田的风险和潜力，为开发方案研究和开发评价井井位部署提供了可靠地质依据，降低了开发方案研究中不确定性和开发投资风险，具有较好的推广应用价值。

1 油田概况

D油田位于渤海辽东湾海域，构造上受辽西1号大断层和近东西向调节断层所夹持，整体上呈现西高东低的构造形态，内部被次生断层分割为多个断块。主要含油层系为古近系沙河街组一段(下文简称沙一段)，储层厚度大，但分布范围相对局限。该区块共有探井、评价井7口，钻井揭示的地层自上而下为第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组。目的层沙一段岩性组合为细砂岩、粉砂岩、泥岩互层，砂岩成分以石英为主，次为长石及少量暗色矿物，次棱角-次圆状，分选差，泥质胶结，疏松。

2 沉积模式研究

2.1 地层精细划分

综合层序地层学、古生物地层学、岩石地层学等地层划分方法[10]，利用区域7口探井、评价井资料，以全区稳定发育的馆陶组底砾岩为区域标志层约束，利用岩石组合特征划分大的沉积旋回，利用古生物分析落实不同沉积旋回的年龄归属，利用测井曲线组合特征明确短期沉积旋回，通过井震标定实现全区精细划分与对比。该方法有效地实现了对研究区精细划分。研究区古近系自下而上主要发育中生界潜山基底、沙河街组沙一段和东营组、馆陶组、明化镇组、第四系平原组。其中，目的层沙一段进一步划分为3个油组(图1)：Ⅲ油组以砂泥岩互层为主，储层较发育；Ⅱ油组储层厚度大、较为整装；Ⅰ油组储层厚度整体略薄，以砂泥岩互层为主。等时地层格架的建立为进一步开展沉积特征研究和有利区带分析奠定了基础。

2.2 古地貌研究

由于沉积期的古地貌直接或间接地控制沉积体的类型、规模及其分布特征[11-14]，可以通过古地貌研究还原沉积物沉积前的古构造格局，重塑古物源的系统，明确物源区、搬运通道、不同沉积微相区的相对分布位置，最终预测沉积演化及优质储层的分布。

研究区在沙一段沉积时期湖盆整体处于断陷期，湖盆水体面积相对较大，区域整体古水深变化不大，构造活动对沉积的控制作用较弱。壁心分析结果表明，目的层储层胶结疏松，晶体无变形，可见蠕虫状高岭石，颗粒之间以点状接触为主，孔隙以原生孔隙为主，含少量次生孔隙，说明储层受早成岩作用影响，压实作用、胶结作用、溶蚀作用等均较弱，并且研究区各井沙一段地层厚度整体较薄，压实量恢复对古地貌研究的影响较小，因此可以通过等时层拉平的方法对研究区古地貌进行恢复。利用地震资料、井震结合将沙一段顶面层拉平，结合以钻井厚度进行校正，并利用构造沉积模拟法消除断层对古地貌恢复的影响[15]，恢复了沙一段沉积时期的古地貌(图2)。古地貌整体呈现北西高、南东低的形态，西北部呈“凹-坡-凸”相间，凹处古沟谷发育，古地势较低，凸出古地势较高，使得部分地层沉积早期未接受沉积；西南区域斜坡发育，由西南向北东方向地势升高。

图1 D油田沙一段地层对比

图2 D油田沙一段沉积古地貌

2.3 沉积模式分析

综合利用岩心、测井和地球物理等资料，结合区域构造背景、物源供给、古地貌等综合分析，对区域沉积模式进行研究[16-20]。

研究区共有探井、评价井7口，西侧高部位3口井目的层沙一段多钻遇砂岩储层，在地震剖面上表现为强振幅响应特征，东侧4口井目的层沙一段钻遇泥岩及碳酸盐沉积，在地震剖面上表现为弱振幅响应特征(图3)。井震资料表明研究区优质储层主要发育于西侧构造高部位(图4)。

根据探井D 1井壁心资料分析，岩性以细砂岩为主，部分含砾，测井曲线组合特征多见漏斗形发育河口坝沉积，录井资料显示发育绿灰色泥岩，反映还原环境，综合研究结果表明，D油田沙一段高部位发育辫状河三角洲沉积。

结合周边探井资料分析，渤海D油田整体处于湖相碳酸盐岩和碎屑岩混合沉积发育的有利背景，发育受古地貌控制的辫状河三角洲-碳酸盐沉积模式(图5)，西北受西侧物源影响发育辫状河三角洲，东侧古地貌较高区域水体安静，发育碳酸盐岩沉积。沉积早期，储层受古地貌影响，以沟谷充填为主，发育较为局限，但厚度较大，以砂泥岩互层为主，物性为高孔、中高渗储层；沉积中期，随着沉积的进行，古地貌逐渐平缓，受物源供给影响优质砂体主要发育于D 1井区高部位，储层厚度大，物性好，发育高孔高渗储层；沉积晚期，古地貌相对平缓，基准面上升，可容纳空间增加，砂体分布范围较广，但整体厚度略薄，主要沉积中心位于A 7S1井区。

图3 D油田沙一段顺物源方向地震剖面

图4 D油田沙一段优势储层分布

图5 D油田沙一段沉积模式

3 储层定量预测

已钻井资料表明D 1井区和A 11d井区储层发育厚度差异较大，为了进一步精细预测储层展布及厚度，利用地震分频技术对地震资料进行分频处理，将原始地震数据体通过频谱分解，分解成不同频率的数据体。利用地震资料最佳识别储层厚度为λ/4这一特性，针对不同油组储层段厚度，优选不同频率地震资料。以沙一段Ⅱ油组为例，储层段厚度大约26 m，优选25 Hz地震分频数据体进行研究，对分频数据体进行地震属性优选，依次提取了相对波阻抗、瞬时频率、均方根振幅、甜点等地震属性，井震标定对比分析表明，在D油田相对波阻抗属性与井点储层对应关系最好，优选相对波阻抗开展储层预测。沙一段Ⅰ油组平均储层厚度约16 m，优选40 Hz地震分频数据体进行研究，通过对比分频波阻抗数据体和原始数据体，分频波阻抗数据体对储层边界的刻画更加清晰。在区域沉积模式指导下，结合相对波阻抗属性结果分析(图6)，D油田沙一段沉积具有继承性，平面上发育2个朵叶体，其中D 1井区为主力沉积区，储层厚度大于A 11d井区。

图6 D油田沙一段Ⅰ油组45 Hz波阻抗反演属性

基于储层展布规律认识，以井点实钻值为基础，以波阻抗平面属性作为趋势约束，利用Petrel软件定量刻画了各油组主力储层厚度及沙一段储层厚度(图7)。D 1井区储层厚度大于A 11d井区，其中A 7S1井区储层厚度超过70 m，结合流体界面分析，低部位仍存在一定潜力，是下一步重点评价目标；A 11d井区储层厚度达到50 m，A 11d井区北块储层厚度为40～50 m，具有一定潜力，是下一步重点评价目标；D 1井区南块位于沉积边缘，预测沙一段储层厚度30 m左右，结合流体界面分析，潜力相对较小，为次级评价目标。储层精细刻画为开发评价井的部署和开发方案实施提供了定量化的地质依据。