海上油田薄储层沉积期次解剖及开发意义——以惠州油田L油藏为例

邓永辉，戴建文，王 华，衡立群，杨 娇，潘雪徵

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518000)

惠州油田位于中国南海珠江口盆地东沙隆起西北斜坡，靠近惠州凹陷南侧，是南海珠江口盆地首个投入开发的以构造-岩性油藏为主的中型油田。主力层L油藏位于珠江组，为薄层岩性油藏，储量占油田总地质储量的86%，该油藏的开发效果直接决定了整个油田的开发效益。

L油藏储层岩性为细-粗粒长石岩屑砂岩，分选差，磨圆度为次棱-次圆状。钻井结果显示，该油藏最大储层厚度约13 m，最小厚度仅2 m，平均厚度不到8 m，储层厚度薄、横向变化快、内部非均质性强。近年来，随着该油藏开发程度的不断提高，出现了老井生产含水率不断上升、油藏压力迅速下降、注水井注水受效范围难以精细控制等一系列生产问题，现有的储层地质认识已经无法满足油藏生产的需求。因此，在前人对惠州凹陷珠江组区域地质研究的基础上，通过分析L油藏储层沉积物源、水动力特征及沉积微相类型，进而基于井震结合的研究方法，对储层沉积期次进行精细解剖，明确储层沉积演化规律，落实油藏内部储层砂体结构特征，为油藏后续的注水开发调整提供地质依据。

1 储层沉积特征

珠江组沉积时期惠州凹陷南侧处于古珠江三角洲前缘-东沙隆起滨岸物源体系沉积环境，沉积物源主要来自于西北部古珠江三角洲沉积体系，局部受东南部东沙隆起滨岸物源沉积影响[1-2]。L油藏储层厚度薄、分布面积广、钻井资料有限，截止目前，从未开展过精细沉积物源及沉积微相研究，对于古珠江三角洲物源与东沙隆起滨岸物源体系在该区域的沉积贡献差异认识较少。文中从储层岩石学、岩石粒度结构、岩心及测井特征入手，对L油藏沉积物源、水动力及沉积微相进行全面梳理，以期提升对该油藏储层沉积特征认识的深度与精度。

1.1 储层岩石学特征

惠州油田西部、中部、东部及南部5口井14个样品岩石组分分析数据结果显示，不同区域储层岩石组分具有一定的差异性(图1)：油藏中部1、2井主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，2井发育少量长石石英砂岩及岩屑石英砂岩；南部P1井样品中石英矿物含量普遍超过75%，较北部1、2井明显增加，主要为长石石英砂岩；西北部P2井则主要为长石砂岩，石英及岩屑含量较中部区域明显减少；东部4井与其他井岩石组分特征差异较大，石英矿物含量超过80%，全部为石英砂岩。

平面上不同位置岩石组分存在差异，说明油藏西部、中部及东部储层形成于不同沉积期次的三角洲朵体。矿物组成的差异，主要由不同期次三角洲朵体的沉积规模、水动力条件及物源搬运距离造成。4井样品矿物组成与油田主区截然不同，表现为石英含量高，杂基含量少的特征，与滨岸物源沉积体系成分成熟度高的组分特征一致[3]，推测其为东沙隆起滨岸沉积物源的北部分支。据此认为，L油藏主区物源主要来自北部古珠江三角洲沉积体系，东部4井区物源来自于东沙隆起滨岸沉积体系。

1.2 岩石粒度结构特征

沿顺物源方向选取相距约2 500 m的两口井岩石粒度分析数据绘制岩石粒度概率图，分析平面上不同位置沉积水动力特征。靠近古珠江三角洲物源区的P2井样品粒度概率曲线为两段式(图2a)，主要发育悬浮次总体和跳跃次总体，缺乏滚动次总体，代表三角洲前缘水下分流河道水动力特征。东南部远离古珠江三角洲物源的P1井样品岩石粒度概率曲线则以跳跃次总体为主，缺乏悬浮次总体，发育少量滚动次总体(图2b)，代表一种相对的强水动力环境，说明其沉积受海洋水动力影响较大，波浪潮汐作用明显加强。L油藏处于河流、波浪与潮汐交互作用的沉积环境，沉积水动力条件的复杂多变性导致储层横向快速相变。波浪潮汐作用的强烈改造使得油藏内部储层横向连续性优于常规的以河流水动力为主的三角洲前缘沉积体[4]。

图2 L油藏岩石粒度概率曲线

1.3 岩心微相特征

岩心观察是认识地下储层沉积特征的最直接手段。为了落实L油藏发育的沉积微相类型及平面变化规律，本次研究分别选取油藏中部、南部及东部三口井钻井取心进行对比分析。

L油藏储层岩心发育了丰富的沉积构造，包括发育于河道底部的冲刷面、正粒序结构、层理等多种沉积构造类型(图3)。北部2井岩心可见多期正韵律沉积构造叠置发育，代表了多期水下分流河道沉积；南部P1井岩心则发育明显的反粒序结构，为典型的河口坝沉积特征；东部4井岩心可见大量石英颗粒，岩石粒度整体偏粗，胶结较差，比中部2井岩性疏松，层理不明显，表现出与主区截然不同的沉积特征。岩心对比分析表明，L油藏在平面上存在明显的沉积相变，油田主区主要受古珠江三角洲河流水动力控制，发育三角洲前缘水下分流河道沉积微相；南部远离物源，同时静水顶托效应明显加强，主要发育以河口坝为主的三角洲前缘末端沉积；东部4井区储层在岩石组分、岩石粒度与主区截然不同，属于东沙滨岸沉积体系物源向北延伸的远端分支。

图3 L油藏岩心照片

2 储层沉积期次解剖及演化规律

沉积期次解剖是利用岩心、测井及地震等资料，在沉积学与层序地层学指导下，根据沉积体形成的时空关系对其进行分期次刻画，再现其沉积演化过程[5-7]。开展储层沉积期次解剖，可以在以平面刻画为主的沉积微相二维表征基础上，进一步落实沉积体在空间不同位置的叠置关系，进行沉积特征三维刻画，更真实地重现沉积演化过程，提升油藏内部储层结构特征的研究精度[8-9]。国内学者对碎屑岩沉积期次划分的研究主要聚焦于深水重力流、扇三角洲砂砾岩体等厚层快速堆积沉积体，而针对三角洲前缘薄储层的沉积期次解剖研究较少。借鉴国内学者对厚层沉积体沉积期次研究的方法思路，在沉积水动力、沉积微相研究基础上，针对L油藏开展井震结合的储层沉积期次三维刻画[10-11]。

2.1 沉积期次

通过单井沉积微相分析，以三角洲前缘沉积模式为指导，基于钻井等时地层对比原理，将L油藏划分为四个沉积期次。西部及中部的三期沉积体主要来源于古珠江三角洲物源，沉积厚度相对大，平均厚度约8 m，东部4井区为东沙滨岸沉积体向北延伸的远端分支，厚度薄，平均厚度仅2 m左右。

纵向上，L油藏储层多为两期砂体叠置发育，叠置砂体间发育薄层分流间湾泥岩沉积，或者不发育间湾泥，直接与下一期河道砂叠置。不同区域沉积体厚度也有明显的差异，西部及中部沉积体整体厚度较大，由多期河道砂体叠置发育而成，东部4井区则发育厚度较薄的小规模河道砂体，沉积样式与主体区域明显不同。

平面上，顺物源方向，单期沉积体内部砂体具有明显的前积特征，自北向南发育从三角洲前缘水下分流河道、三角洲前缘末端河口坝到前三角洲泥岩的完整沉积相序。垂直物源方向，自西向东整体上表现为基准面不断下降的三角洲朵体侧向迁移演化规律。

2.2 复合砂体沉积演化规律

常规薄储层沉积演化规律分析主要依靠密井网数据，通过钻井砂体对比、解剖，从而刻画沉积体的空间展布规律。海上油田由于钻井数量有限，且受井位的非均匀分布限制，仅依靠钻井资料无法达到精细解剖沉积体空间分布关系的目的，必须借助地震资料进行井间砂体分布预测，确定不同沉积期次砂体叠置关系[12-13]。

目前，国内外主要运用地质统计学反演技术进行薄储层的地震预测，该技术基于地质统计和随机模拟的算法，综合测井垂向分辨率高和地震横向分辨率高的优势，从而提高储层预测的精度[14-15]。然而，地质统计学反演方法是基于变差函数约束的随机模拟，反演结果随机性强，不确定性大，难以保证储层预测结果的可靠性[16-17]。

本次研究综合考虑油田地质特征及地震资料分辨率，采用地震波形指示反演方法对目标储层进行反演预测。该技术利用地震波形的相似性作为指示因子，驱动井间宽频测井曲线模拟[11]，其理论基础是：相似的沉积环境往往形成相似的岩性组合体，地震波形的横向变化是对不同岩性组合体的综合响应，而相似的岩性组合体的地震波形响应特征往往具有可类比性。

利用油藏内测井资料齐全、岩性认识清晰的9口井资料，建立L油藏岩性、测井响应及地震波形的关系，以此进行全油田地震波形指示反演，通过剩余井检验反演结果的可靠性。结果表明，地震波形指示反演储层预测结果与钻井吻合率超过80%。

通过连井沉积对比剖面与地震反演结果对比发现，波形指示反演数据体中，地震同向轴的连续性与钻井划分的四期沉积体具有良好的对应关系。因此，采用井震结合、平剖互动的方式，对钻井识别的四期复合沉积体界面进行三维追踪识别，在此基础上，以追踪得到的沉积体界面为约束，从波形指示反演数据体中提取各期沉积砂体的均方根振幅属性，从而精细刻画各期次复合砂体的空间分布范围及叠置关系(图4)。

图4 基于井震结合的沉积期次解剖

L油藏沉积早期，古珠江三角洲物源规模较小，三角洲朵叶发育范围较为局限，主要分布于油藏西部，向海方向延伸约2.0 km，横向宽度约1.5 km，此时河流水动力较强，发育的微相类型主要为三角洲前缘水下分流河道，未发育河口坝沉积；第二期三角洲朵体沉积中心向东迁移，与第一期沉积叠置范围较小，仅部分砂体接触连通，由于物源供应量明显增加，三角洲横向延伸规模明显增大，覆盖整个油田中心区域，顺物源方向延伸规模约5.0 km，横向规模最大约3.0 km，主要沉积微相类型为水下分流河道，分流间湾不发育，南部区域远离物源，随着河流水动力的减弱，开始出现河口坝沉积；第三期三角洲朵体沉积中心进一步东移，并且与第二期三角洲朵体大范围叠置，物源供应量与第二期接近，主要沉积微相类型仍以水下分流河道为主，远端发育大量河口坝沉积；第四期朵体沉积主要来自东南部发育的东沙隆起三角洲物源体系，由于远离物源，这一期次三角洲沉积规模小、厚度薄，且与第三期沉积体未发生大规模叠置，故无法准确判断二者形成的先后关系(图5)。

图5 L油藏沉积演化

钻井、地震及分析化验资料综合分析表明，广泛发育的水下分流河道叠置砂体是L油藏优势储集相带类型，受波浪、潮汐作用的强烈改造，使原本相对独立分布的水下分流河道砂体横向连片发育，奠定了油藏内部砂体总体连通的地质基础。南部三角洲前缘末端发育的河口坝砂体，是次一级的优势储集相带类型，可作为油藏后期扩边、挖潜的目标。

3 砂体沉积期次解剖对油田开发的意义

L油藏储层厚度薄，横向非均质性强，目前已有开发井主要分布在被探井及评价井证实的储层发育区，油田的后期挖潜及注水井井位设计难度极大，通过精细的沉积微相及沉积期次刻画，进一步落实油层内部不同区域的储层发育规律和砂体连通性，提升了油藏内部储层非均质性的认识程度。基于前述研究认为，东部第四期沉积砂体是油田开发后期的重点挖潜目标，可以择机设计1～2口水平井进行开发。此外，进行油田注水开发方案设计时，应重视不同期次砂体的连通性，优先选择在同一沉积期次的砂体内部设计注采井网，提高油藏注水能量补充效果。

4 结论

(1)通过岩石组分、粒度结构及岩心沉积微相分析，首次在L油藏薄层沉积体中识别出东沙滨岸三角洲物源体系，L油藏的储层是以古珠江三角洲物源为主、东沙滨岸物源为辅的双物源沉积砂体组成的。

(2)以钻井沉积对比模式为指导，结合高分辨率地震储层预测成果，在L油藏内部识别刻画出四期三角洲朵体沉积，各期沉积体侧向叠置发育，奠定了整个油藏内部连通的地质基础。

(3)油田注水开发过程中，应该优先考虑在单期沉积体内部设计注采井网，避免跨不同沉积期次砂体注水开发。

(4)南部广泛发育的河口坝砂体及东南部东沙滨岸物源三角洲沉积体是L油藏开发后期挖潜的有利目标。