渤海C油田明下段河坝砂体构型演化规律分析

邓 猛 金宝强 廖 辉 谢 京 潘 杰

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

浅水三角洲砂体为我国主要含油气盆地内重要的油气储集层类型之一[1-3],针对浅水三角洲沉积,国内外学者做了大量工作,探讨了浅水三角洲发育主控因素、沉积背景、动力机制等特征[4-5]，并利用现代沉积、地下地质资料、地震资料及数值模拟等方法,分析了储层构型特征及储层非均质性对剩余油分布的影响[6-9],但这一研究主要集中在朵状或连片状分布的三角洲中,对于鸟足状浅水三角洲研究较少。

近年来研究表明,鸟足状浅水三角洲储集砂体结构复杂、类型多样,各类型砂体纵向频繁切叠,横向快速变化,空间上河道砂体与河口坝砂体发育及保存程度不一,储层构型复杂,非均质性强[10-12]。渤海C油田明下段为典型鸟足状浅水三角洲沉积,其储集砂体以河坝砂体为主,河道砂体次之。该油田经过十多年注水开发,虽然取得良好效果,但随着进入中高含水阶段,其纵向、平面注采矛盾日益凸显。而这一矛盾主要是由单砂体构型及储层内部物性非均质性等因素所致。考虑到储层内部剩余油分布与储层构型及储层构型随基准面变化的演化规律关系密切,因此有必要对研究区开展基准面旋回内的砂体构型演化规律研究[13]。

本文以渤海C油田南块明下段为例,利用丰富高品质的地震资料及岩心、测井、生产动态等资料,运用高分辨率层序地层学理论和构型研究方法,深入探讨了基准面旋回背景下河坝砂体构型特征及演化规律,以期为该油田开发后期的剩余油分布预测和综合调整研究提供指导。

1 研究背景

渤海C油田位于渤海南部海域,西南距塘沽 150 km,东南距龙口127 km。构造上位于南界构造大断层下降盘,渤中凹陷与黄河口凹陷分界处。东邻渤南低凸起、西接埕北低凸起,北靠渤中生油凹陷,为油气聚集的有利场所[14-15]。研究区北东-北东东向雁行式断层与北东东-近东西向断层发育,平面上构成“Z”字型网格状构造,区域上划分为北块、中块和南块3个区块，见图1。

研究表明,研究区主要含油层段为明化镇组下段,自上而下划分为6个油组:NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ、NmⅥ,其中主力油组为NmⅣ和NmⅤ。区域沉积相分析认为,该区明下段主要为浅水三角洲前缘沉积,岩性以灰色泥岩和浅灰色细砂岩、粉砂岩为主。层序地层划分表明,明下段为一个三级层序,内部由自粗变细的上升半旋回和自细变粗的下降半旋回组成。

图1 研究区区域构造及区内井位分布图

2 基准面旋回特征

对于基准面旋回级次划分,前人做了大量工作[16-17]。本次研究基于钻测井、地震资料等,运用高分辨层序地层学理论,建立了渤海C油田明下段高分辨率层序地层格架。

2.1 长期基准面旋回

研究区明下段发育一个完整长期基准面旋回,其中主力油层NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油组对应长期基准面的上升半旋回,反映沉积水体变深、可容纳空间增大的过程。

2.2 中期基准面旋回

在长期基准面旋回内,主力油层识别出2个完整型中期基准面旋回(MSC 1和MSC 2),且为上升半旋回为主的不对称型。根据垂向岩性变化及在长期旋回中所处位置,不同旋回期沉积特征差异明显:MSC 1旋回期发育NmⅥ油组和NmⅤ油组下部沉积,砂体发育,泥岩隔夹层少;MSC 2旋回期发育NmⅣ油组和NmⅤ油组上部沉积,旋回底部砂体发育,向上泥岩增多,砂地比低。

2.3 短期基准面旋回

在中期基准面旋回内,主力油层识别出5个短期旋回(SSC 1～SSC 5),其中Ⅴ油组对应短期旋回SSC 2～SSC 3,Ⅳ油组对应SSC 4～SSC 5。根据垂向岩性变化及在中期旋回中所处位置,不同旋回期沉积特征差异明显:SSC 2～SSC 3旋回期砂体较SSC 4～SSC 5旋回期更为发育,且主要分布在短期旋回上升半旋回底部及下降半旋回顶部,反映较低基准面条件下较强水动力沉积特征。

3 基准面旋回内沉积砂体构型演化

储层构型是控制地下水运动及剩余油分布的主要地质因素,开展储集砂体构型研究对剩余油分布预测及油田挖潜意义重大[18-19]。此次研究以超短期基准面旋回(小层)为作图单元,应用丰富的钻测井及岩心资料,探讨了中期基准面旋回控制下的河坝砂体构型演化规律,以主力油层Ⅳ油组和Ⅴ油组为例。

3.1 基准面旋回内平面形态演化

旋回划分结果表明,Ⅴ油组和Ⅳ油组由中期旋回MSC 1和MSC 2部分沉积组成,内部又可划分为4个短期旋回(SSC 2、SSC 3、SSC 4和SSC 5),其中Ⅴ6.2～Ⅴ4小层及Ⅴ3.2～Ⅴ1小层对应SSC 2和SSC 3旋回,Ⅳ8.2～Ⅳ4.2小层及Ⅳ4.1～Ⅳ1小层对应SSC 4和SSC 5旋回,见图2。

a)短期基准面旋回内(SSC 2时期)沉积砂体平面展布

b)短期基准面旋回内(SSC 3时期)沉积砂体平面展布

c)短期基准面旋回内(SSC 4时期)沉积砂体平面展布

d)短期基准面旋回内(SSC 5时期)沉积砂体平面展布

由图2可见,不同旋回期河坝砂体发育规模及形态展布差异明显。其中,Ⅴ油组河坝砂体较发育,且一般在短期旋回SSC 2和SSC 3上升半旋回底部及下降半旋回顶部,砂体厚度较厚,普遍在7～10 m之间,宽度较大,宽度在600 m以上,宽厚比70～100,平面上以树枝状、交织条带状为主。反之在上升半旋回顶部及下降半旋回底部河坝砂体厚度变薄,宽度变小,平面上呈离散单支条带、树枝状展布，见图2-a)、b)。

反观Ⅳ油组河坝砂体发育规模变小,仅在SSC 4旋回底部砂体宽度、厚度较大,宽度一般在400 m以上,厚度7～10 m,宽厚比40～60,平面上呈交织条带状、树枝状,后期随着基准面上升,河坝砂体宽度、厚度变小,宽度200～300 m,厚度4～6 m,宽厚比30～40;SSC 5旋回期河坝砂体宽度、厚度进一步变小,宽度100～200 m,厚度4～5 m,宽厚比25～40,平面上呈离散单条带状、树枝状展布,见图2-c)、d)。

3.2 基准面旋回内侧向拼接样式

基准面升降影响砂体的沉积发育及空间叠置[20],依据河坝砂体侧向接触类型,研究区识别出4种侧向拼接样式:河坝主体侧向叠置、河坝侧缘侧向叠置、河坝侧缘相互交错和河坝侧缘分离。研究表明,不同旋回阶段河坝砂体侧向拼接样式差异明显,以中期旋回MSC 2控制下的砂体接触关系为例,见图3。

图3 基准面旋回内沉积砂体侧向拼接样式

中期基准面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),研究区同期砂体以河坝主体侧向叠置和河坝侧缘侧向叠置为主。连井剖面分析表明,短期旋回SSC 3底部Ⅴ3.2和Ⅴ3.1小层多套河坝砂体发育,其中以Ⅴ3.2小层厚度更大。结合测井曲线形态及空间组合关系,分析认为Ⅴ3.2小层单期砂体间以河坝主体侧向叠置拼接样式为主;而 Ⅴ3.1 小层单期砂体间以河坝侧缘侧向叠置为主,同期河坝砂体之间侧向连通性好,见图3-a)。

中期基准面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),研究区同期砂体间以河坝侧缘侧向叠置和河坝侧缘交错为主。连井剖面分析表明,短期旋回SSC 4底部Ⅳ8.1和Ⅳ8.2小层钻遇较厚河坝砂体。结合测井曲线形态及空间组合关系,分析认为Ⅳ8.2小层单期砂体间以河坝侧缘侧向叠置为主;而Ⅳ8.1小层单期砂体间以河坝侧缘交错为主,同期河坝砂体间侧向连通性中等,见图3-b)。

中期基准面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究区河坝砂体发育局限,同期砂体间以河坝侧缘交错、河坝侧缘分离为主,同期河坝间侧向连通性较差,见图3-c)。

3.3 基准面旋回内垂向叠置样式

受控于不同阶段基准面旋回,不同期砂体间垂向叠置差异明显,一般随着基准面旋回的上升与下降呈规律性变化。以中期旋回MSC 2控制下的砂体接触关系为例,见图4。

图4 基准面旋回内沉积砂体垂向叠加样式

中期基准面上升早期(即Ⅴ3.2～Ⅴ1),短期旋回SSC 3底部(Ⅴ3.2、Ⅴ3.1小层)砂体发育,垂向上以河坝砂体叠合型和切叠型为主,小层内部厚层砂体间泥岩夹层不发育,垂向连通性好,见图4-a)。

中期基准面上升中期(即Ⅳ8.2～Ⅳ4.2),短期旋回SSC 4底部(Ⅳ8.2、Ⅳ8.1小层)砂体发育,垂向上以河道分离型、河道与河坝叠合型、河坝叠合型、河坝分离型为主,小层内部不同期砂体间发育薄泥岩夹层,区域分布不稳定,部分区域砂体垂向相互接触,具有一定连通性,见图4-b)。

中期基准面上升晚期及下降期(即Ⅳ4.2～Ⅳ1.1),研究区砂体较不发育,垂向上以河道分离型、河道与河坝分离型为主,局部见河道与河坝叠合型,小层内部不同期砂体间发育较厚泥岩夹层,垂向连通性差,见图4-c)。

4 剩余油分布模式

注水开发实践表明,不同单砂体类型及空间叠置样式油水运动规律差异明显。本次研究在工区内建立了3种剩余油分布模式,见图5。

4.1 河坝全叠置型剩余油分布

剩余油仅在储层顶部零星分布,剩余油分布少,采收率高,见图5-a)。

由图5-a)可见,对于该类型砂体,注入水在储层内驱替相对均衡,水淹厚度厚,注水驱替效果好。

4.2 河道-河坝局部叠置型剩余油分布

主要分布在储层顶部及底部,剩余油分布较少,采收率较高,见图5-b)。

由图5-b)可见,对于该类型砂体,注入水主要沿储层中部-中下部运动,水淹厚度较厚,注水驱替效果较好。

4.3 河道型剩余油分布

顶部剩余油富集,采收率较低,见图5-c)。

由图5-c)可见,对于该类型砂体,注入水主要沿储层底部高渗透通道运动,水淹厚度较薄,注水驱替效果较差。

综合来看,受不同旋回期储层构型差异特征影响,在基准面上升早期,工区以河坝全叠置型为主,平面宽度大,连通性好,注水驱替效果好,剩余油分布少;随着基准面上升,储集砂体过渡为河道-河坝局部叠置型及河道型,其储层连通性及注水驱替效果均变差,剩余油相对富集,尤其是在基准面上升半旋回顶部及下降半旋回底部的储集砂体中。因此,建议在油田后期调整开发过程中重点动用该部分剩余油。

c)河道型剩余油分布

5 结论

1)渤海C油田明下段为一个完整长期基准面旋回,其中主力油层NmⅣ、NmⅤ和NmⅥ油组对应长期基准面上升半旋回,内部又可细分为2个中期基准面旋回,5个短期基准面旋回。

2)基准面升降控制河坝砂体的发育规模及空间叠置。随基准面上升,河坝砂体发育规模变小,平面上由交织条带状、树枝状过渡为离散单条带状;且在侧向上由河坝主体侧向叠置和河坝侧缘侧向叠置过渡为河坝侧缘交错及河坝侧缘分离;而垂向上则由河坝叠合型和河坝切叠型过渡为河道分离型、河道与河坝叠合型,储集砂体连通性变差。

3)建立了工区内明下段3种剩余油分布模式,包括河坝全叠置型、河道-河坝局部叠置型、河道型,其中以河道型剩余油最为富集。结合不同旋回期储层构型差异特征,认为在基准面上升半旋回顶部及下降半旋回底部储集砂体中剩余油富集。