A study of the sedimentary reservoir in the middle sub-member of the first member of the Liushagang Formation in the Weizhou-11A Oilfield, Beibu Gulf Basin
-
摘要:
北部湾盆地涠西南凹陷涠洲11A油田流沙港组一段中亚段沉积岩性复杂,储层纵横向变化快,分布规模和连通性难以预测,严重影响油田开采效果。通过岩心观察描述、三维地震解析、岩石粒度、岩相、测井相、现代沉积类比分析研究认为,流一中亚段沉积流体作用控制着砂体及储层类型,其中辫状溪流底负载沉积(槽状交错层理砂岩相St、板状交错层理砂岩相Sp、沙纹层理砂岩相Sr)、砂质碎屑流沉积(块状层理颗粒支撑砾岩相Gmg、正粒序砂砾岩相Gn)与浊流沉积(正粒序水平层理粉砂岩相Fhn)可形成有利储层,主要分布于扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝、河口坝和席状砂微相中;探讨了油田流一中亚段4个中期旋回沉积微相空间展布规律和几何形态;提出扇三角洲前缘5类8种砂体叠置模式、连通特征和成因机制,建立了储层概念模型和主力沉积微相宽度、厚度和宽厚比经验值,为油田后续开发井网部署提供科学依据。
Abstract:The sedimentary lithology is complex in the middle sub-member of the first member of the Liushagang Formation(L1-M) of the Weizhou-11A oilfield in the southwest Weizhou depression of the Beibu Gulf Basin. The reservoir changes rapidly in both vertical and horizontal directions, and the distribution scale and connectivity are challenging to predict, which seriously affects the oilfield development effect. Through core observation and description, 3D-seismic analysis, rock grain size, lithofacies, logging facies, and modern deposit analogy analysis, it is believed that the depositional fluids control the sand bodies and reservoir types. Braided stream bottom-load deposits (St, Sp, Sr), sandy debris flow deposits (Gmg, Gn), and turbidity deposits (Fhn) can form favorable reservoirs, which are mainly distributed in the braided channel, braided flow bar, mouth bar and sheet sand microfacies of fan delta front. We discussed the spatial distribution law and geometric shape of sedimentary microfacies in four middle-term cycles and proposed five types and eight kinds of sand-body stack types and connectivity characteristics of the fan delta front. The reservoir model and the empirical values of width, thickness, and the width-to-thickness ratio of main sedimentary microfacies are established, which provide a scientific basis for the oilfield development.
-
0. 引言
自1965年Holmes提出“扇三角洲”的概念,国内外学者开始广泛关注,并对其沉积流体作用和沉积规模进行了深入研究(Holmes, 1965;Walker, 1978;Bourquin et al., 1998;Kim and Chough, 2000;Hoy and Ridgway, 2003;McConnico and Bassett, 2007;Tamrakar et al., 2009)。目前普遍认为扇三角洲是冲积扇作为物源直接推进稳定蓄水盆地中沉积的粗粒沉积体系,作为中国陆相断陷盆地重要的油气储层,许多地质工作者对其沉积特征和沉积模式进行了深入研究(陈景山等,2007;蒋庆平等,2020;马永平等,2021;杨帆等,2022;徐长贵等,2022a)。涠西南凹陷经过40多年的勘探,在凹陷古潜山与古近系长流组、流沙港组、涠洲组和新近系下洋组、角尾组等均有油气发现,油气藏类型多样,为一已证实的富含油凹陷,油气藏具有“纵向叠置、横向连片、满凹含油”的特征(孙文钊等,2007;徐新德等,2012)。研究区涠洲11A油田于2003年发现,在流沙港组一段中亚段(简称流一中亚段)和流沙港组一段上亚段钻遇含油层组,前者为该油田主要开发层系。
近些年,多名学者对涠西南凹陷构造特征、断裂体系发育特征、圈闭及油气成藏特征进行研究,明确了流沙港组隐蔽油气藏类型及勘探方向(肖军等,2003;孙文钊等,2007;董贵能和李俊良,2010;王健等,2012;颜世永等,2020;胡德胜等,2022),同时不少学者对涠西南凹陷流沙港组三角洲前缘滑塌浊积岩分布规律、扇三角洲与湖底扇控制因素、基底灰岩潜山储层特征等方面进行了研究(王健等,2010;李茂等,2013;裴健翔等,2016;张辉等,2017;徐守立等,2020;邓孝亮等,2021;曾晓华等,2021),探讨了流沙港组湖相烃源岩及页岩油地质特征和勘探潜力(李友川等,2019;高岗等,2020;于水等,2020;徐长贵等,2022b)。随着开发生产的不断精细化,宏观的地质构造和油气成藏研究已不能满足油气田的后期开发生产需要,特别是涠洲11A油田流一中亚段含油层段,由于岩石类型复杂、纵横向变化快、非均质性强,严重影响储层连通性和能量供给,导致油田开发效率较低,因此文章通过地震、岩性、测井、岩石粒度等资料对该油田流一中亚段沉积及砂体成因进行探讨,确定有利储层形成机制和分布规律;同时建立合理的储层地质模型,对指导油田后期开发具有重要意义。
1. 区域地质概况
涠西南凹陷位于中国南海北部陆缘北部湾盆地的北部,是南海北部重要油气富集区,面积约3800 km2,总体呈近北东向展布,受涠西南断裂、1号和3号断裂带控制,属典型的“北断南超、下断上拗”的箕状断陷(张辉等,2017),北为粤桂隆起,东为乐民凹陷,东南及南部被企西隆起相隔与乌石凹陷相望,东以涠西南低凸起相隔与海中凹陷相望(裴健翔等,2016;图 1)。涠西南凹陷经历了3期裂陷和裂后热沉降阶段,古新世第1次裂陷期沉积了长流组;始新世第2次裂陷期,受差异性拉伸作用区内先后形成近北东向1号断裂带和2号断裂带,控制着流沙港组陆相-湖泊沉积,流二段是重要的湖相烃源岩;渐新世以来进入第3次裂陷期,西南部3号断裂带活动增强,控制着涠洲组巨厚层河流-三角洲沉积;新近纪区域进入裂后热沉降阶段,发育新近纪下洋组、角尾组、登楼岗组等海相沉积(秦春雨等,2020)。研究区涠洲11A油田位于1号和2号断裂带之间,区内流沙港组发育齐全,从下而上可分为流三段、流二段和流一段,流一段又可划分为流一下亚段、流一中亚段和流一上亚段,其中流一中亚段为一长期基准面上升半旋回,从下到上发育L1中Ⅳ、L1中Ⅲ、L1中Ⅱ和L1中Ⅰ4个中期旋回和L1中Ⅳ-3、L1中Ⅳ-2、L1中Ⅳ-1、L1中Ⅲ-2、L1中Ⅲ-1、L1中Ⅱ-2、L1中Ⅱ-1和L1中Ⅰ-1共8个短期旋回(李茂,2013),主要沉积砾岩、砂砾岩、粗—中粗砂岩等粗碎屑沉积,是该油田主要的开发层系。
2. 扇三角沉积识别
扇三角洲是从邻近高地前积到海洋、湖泊等稳定水体中,一般发育在特定的古地理、古构造背景下,紧靠山地前缘或活动正向断裂下降盘,也可认为是冲积扇直接入湖或海的沉积体(李茂等,2013)。由于扇三角洲通常受古地貌、构造活动、沉积物供给、流体活动及类型等影响,属于间歇性幕式沉积体,通常洪水期以碎屑流或泥石流沉积为主,平水期以牵引流沉积为主,枯水期间断不沉积,这也是与正常河流-三角洲沉积的主要区别(陈景山等,2007;康海亮等,2021)。此次研究通过岩相及相组合-测井相-地震相分析,综合识别研究区扇三角洲沉积及其微相特征。
2.1 地震相特征
对涠洲11A油田及周缘三维地震资料解析,流一段具有典型的3层结构,其中流一段下亚段为向北减薄的楔形地层结构,地震相为平行-强连续性特征,反映为深湖—半深湖水动力稳定的泥岩沉积;流一中亚段南东向(顺物源方向)呈逐渐减薄的地层结构,地震相为斜交形前积-中等连续性特征,反映水动力较强、物源供给充足,小型叠瓦状前积反射结构,为多期扇体叠置及向水体推进的沉积响应;垂直物源方向表现为向北西和南东双向减薄的地层结构,地震相为丘状-双向下超-中等到弱连续(图 2),反映了流一中亚段扇体的主体形态、分布和规模特征;流一上亚段为大型叠瓦状前积反射结构,为进积型三角洲沉积。
2.2 岩相特征
岩相是特定水动力条件下形成的岩石特征总和,主要是岩性、结构和沉积构造的组合,可反映各成因砂体单元沉积作用过程的水动力条件强弱与搬运方式的差异,是重建沉积环境及沉积微相的基本研究内容(Bourquin et al., 1998;Hoy and Ridgway, 2003;Tamrakar et al., 2009)。通过对涠洲11A油田5口井共121.25 m岩心进行精细观察与描述,共识别出12种主要岩相(图 3)。
(1) 块状层理颗粒支撑砾岩相(Gmg):主要为浅灰色细砾岩、砂砾岩,颗粒支撑,偶见中砾,基质多为泥和粉砂级碎屑,发育块状层理,分选较差,次圆—次棱角状,一般发育在砂体底部,与下伏地层呈突变或冲刷接触,底部偶见几厘米厚的反粒序层,反映了强水动力条件,较陡的地形梯度下高密度片流或砂质碎屑流沉积,可作为优质储层。
(2) 块状层理杂基支撑砾岩相(Gmm):主要为浅灰色细砾岩,杂基支撑,发育块状层理,分选差,磨圆为次棱角状,一般发育在靠近泥岩部位,与上下地层呈突变接触,厚度较小,通常厚度10~20 cm,反映了高黏性、高密度的塑性碎屑流沉积,这类砂砾岩往往赋存于水道底部,渗透率差,不易作优质储层。
(3) 正粒序砂砾岩相(Gn):主要为浅灰色砂砾岩,颗粒支撑,基质多为泥和粉砂级碎屑,发育正粒序层理,分选磨圆较差,一般发育在砂体中下部,常与块状砾岩或块状泥岩共生,厚度较大,反映了强水动力条件,且向上逐渐减弱的高密度片流或砂质碎屑流沉积,可作为优质储层。
(4) 泥岩碎屑砾岩相(Gm):主要为浅灰色、灰色泥质砾岩,杂基支撑,呈块状或弱正粒序,上部可见呈剪切状的暗色泥岩碎屑,分选磨圆差,泥岩碎屑往往是侵蚀堤岸所致,且在剪切层流中沉积,单层厚度为10~40 cm,反映了高黏性、高密度塑性碎屑流沉积,不易作优质储层。
(5) 槽状交错层理砂岩相(St):主要为含砾砂岩、粗砂岩和中粗砂岩,颗粒支撑,发育槽状交错层理,底部偶见薄层反粒序层,向上变为正粒序,分选中等,次圆—次棱角状,反映了强水动力条件,河道下切且稳定的高流态沙波底形迁移,向上能量逐渐减弱的牵引流沉积,可作为优质储层。
(6) 板状交错层理砂岩相(Sp):主要为含砾砂岩、粗砂岩和中粗砂岩,颗粒支撑,分选中等,次圆—次棱角状,发育单组低角度下截型板状交错层理,略呈反粒序,呈中厚层出现,砾石定向排列,并与槽状交错层理和沙纹层理或泥岩水平层理共生,反映了强水动力条件下沙波底形迁移,向上能量逐渐增强的水浅流急的牵引流顺流加积的产物,可作为优质储层。
(7) 沙纹层理砂岩相(Sr):主要为浅灰色粉砂岩或泥质粉砂岩,分选磨圆较好,发育沙纹交错层理,沙纹一般出现在粉细砂岩的上部或单独以薄层状出现,纹层面可见灰色或深灰色炭质纹层,并与泥岩或粉—细砂岩水平纹层以及揉动变形构造伴生,反映了水动力较弱的浅水环境,并受河流与湖浪等牵引流共同影响,层薄但可作为优质储层。
(8) 水平层理粉砂岩相(Fh):主要为灰色—浅灰色粉砂岩,发育水平层理,略显正粒序,纹层细而平直,且与层面平行,研究区的水平层理层面普遍含有泥质条带、炭屑和菱铁矿条带,反映了水动力条件弱的低流态溪流沉积或向上突然衰弱的低密度浊流沉积,总体为低能、静水、还原的沉积环境。
(9) 变形层理粉砂岩相(Fd):主要为灰色—浅灰色泥质粉砂岩,发育的变形层理是由于重力差异压实及砂岩在泥岩中塑性流动,导致薄层(几厘米厚)的砂泥岩互层发生的弱变形并伴随有轻微的负载构造,反映了水体较深,水动力条件较弱的沉积环境。
(10) 正粒序水平层理粉砂岩相(Fhn):主要为灰色—浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩,发育正粒序、水平层理,多呈粉砂岩到泥岩的薄层(2~4 cm)相序特征,反映了水动力条件弱且频繁波动的,向上逐渐衰弱的低密度浊流沉积,总体为低能、静水的沉积环境。
(11) 含漂砾泥岩相(Mf):主要为灰色—浅灰色泥岩、含砾泥岩,总体呈块状,间发育分选磨圆差且不规则的砾石、砂质团块和泥岩碎屑富集区,多与沙纹层理粉砂岩相伴生,前两者是由于黏土与砾石均以悬浮层状搬运没有来得及重力分异,直接沉积形成的。后者泥岩碎屑(泥岩撕裂屑)是由于在碎屑流或少数混合流体(碎屑流与牵引流)的沉积过程中,在一次洪水初始期(水动力强时),侵蚀堤岸泥岩或粉砂质泥岩,并受到层状剪切作用形成的泥岩撕裂屑,反映了突然变化且不稳定的水动力条件,为高密度、高黏度碎屑流冻结作用的产物。
(12) 灰色泥岩相(M):主要为灰色—深灰色泥岩,发育块状层理与水平层理,局部页理发育,反映了很弱的水动力条件,为低能、还原的沉积环境。
2.3 水动力条件特征
对研究区流一中亚段57个样品进行粒度概率累计曲线分析,总体表现为平缓直线式(上拱型)和过渡型两段式。过渡型两段式主要为跳跃和悬浮次主体,且跳跃次主体又可分为两段,即过渡带明显,跳跃组分约占50%,悬浮组分约50%,其S截点(悬浮组分和跳跃组分的交截点)的范围在1~2.5Ф之间,反映了牵引流水动力条件较强的两段式沉积,过渡带说明该时期沉积期受湖浪影响作用较大,主要发育于L1中Ⅰ旋回,在下部3个中期旋回基准面上升晚期也有分布,该类曲线对应St、Sp和Sr岩相(图 4空心样点)。平缓直线型(上拱型),悬浮与跳跃次主体形成近似直线型的两段式,悬浮组分占40%~60%,且斜率很小,反映该层段颗粒组分大小混杂,粒度在-1~0Ф之间,多为高密度碎屑流沉积作用,主要发育在L1中Ⅳ、L1中Ⅲ、L1中Ⅱ旋回,对应Gmg、Gn和Gmm岩相(图 4实心样点)。
2.4 测井相特征
研究区流一中亚段主要呈现5种测井相特征,中高幅微齿或锯齿状箱形,底部突变,顶部突变,反映水动力条件向上逐渐增强,为辫流坝沉积;中高幅微齿状钟形,底部突变,顶部渐变,为辫状水道沉积,往往与水道间和(或)辫流坝接触;中低幅微齿漏斗形,顶部突变,底部渐变,呈反韵律,为河口坝沉积;低幅微齿指形,无明显韵律,呈现泥包砂的特征,为席状砂沉积;低幅微齿线形,GR曲线值与泥岩基线附近,以泥岩为主,局部可见砂质条带,为水道间和前扇三角洲泥沉积(图 5)。
2.5 沉积微相类型
通过岩心观察与精细描述、岩相、相序组合、沉积旋回、测井相及地震反射特征等研究,研究区流一中亚段为扇三角洲-湖泊沉积体系,共发育扇三角洲前缘、前扇三角洲2种亚相,辫状水道、辫流坝、河口坝、席状砂、水道间、前三角洲泥6种微相(表 1)。其中,辫状水道与辫流坝在研究区最为发育,也是该油田的主力储层和油层。辫状水道表现为多个Gn-St或Gmg-St岩相组合,反映多期水道叠置复合体;辫流坝常位于辫状水道之间受流水冲刷作用,形成菱形或舌形沉积体,且受基准面的变化,上下与辫状水道、水道间接触,岩相组合为Gn-Fd-Sm-Sp-Sh-Fr或Fr-Sh-Sm-Sp-Sr-M等,反映不同沉积流体之间的转换作用。
段 相 亚相 微相 沉积特征 流一中亚段 扇三角洲 扇三角洲前缘 辫状水道 以砂砾岩、中粗砂岩为主,发育槽状交错层理、块状层理和正粒序层理,沉积厚度较大,多为多期水道叠置,正序列,岩相组合为Gmg-St或Gn-Sm/St,测井相为中高幅微齿钟形或箱形 辫流坝 以砂砾岩、中粗砂岩为主,发育块状为主(下部略呈反粒序),板状交错层理、块状层理,沉积厚度大,岩相组合为Gn-Fd-Sm-Sp-Sh-Fr或Fr-Sh-Sm-Sp-Sr-M;测井相为中高幅微齿或锯齿状箱形 河口坝 以粉砂岩、粉—细砂岩为主,反序列,岩相组合为M-Fh-Fr;测井相为中低幅微齿漏斗形,在研究区发育较少 席状砂 以分选好的粉砂岩或泥质粉砂岩为主,垂向上表现为泥包砂的特征,发育水平层理,岩相组合为M-Fh,测井相为低幅微齿指形 水道间 浅灰、浅灰色—灰绿色泥岩为主,偶夹薄层砂岩,岩相为M,测井相为低幅微齿线形,其厚度及上下岩性组合是与前扇三角洲泥的主要区别,通常为砂体或储层间夹层 前扇三角洲 前扇三角洲泥 灰色—深灰色泥岩为主,泥质较纯,无明显韵律,岩相为M,测井相为低幅微齿线形,厚度规模大,大于10 m,通常为储层的隔层 3. 沉积微相空间展布规律
在上述沉积微相识别的基础上,对研究区30余口钻孔单井沉积微相划分和6条纵横向沉积微相对比,并结合砂岩厚度、含砂率、地震属性等,对沉积微相空间发育规律进行了研究。
3.1 沉积微相纵横向发育特征
根据A9—2—A3—A13—A2—3井沉积微相剖面(图 6,位置见图 1b),流一中亚段以砂砾岩、粗砂岩和泥岩为主,发育扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝和水道间沉积,横向上砂岩中间厚两端薄,反映辫状水道和辫流坝向扇体两侧不发育(A9、A2和3井区),逐渐演变为水道间、席状砂和小型辫状水道,导致向两侧砂体规模变小、厚度减薄、层数增多及泥岩增厚,可作为良好的隔层;垂向上在中下部(L1中Ⅳ、L1中Ⅲ、L1中Ⅱ旋回)为“砂包泥”的特征,主要为辫状水道和辫流坝沉积,横向切割叠置显著,扇三角洲前缘主体在油田区发育,上部(L1中Ⅰ旋回)为“泥包砂”特征,局部可见辫状水道和河口坝砂岩沉积,水道以横向迁移为主,垂向叠置不明显。其中,中期旋回Ⅳ在A9、2和3井区发育辫流坝和小型辫状水道,A13和A2井区主要为小型辫状水道、河口坝与水道间沉积;中期旋回Ⅲ在2、A3、A13和A2井区发育辫流坝和水道间沉积微相,砂体厚度大,A9和3井区主要发育小型辫状水道和辫流坝,砂体规模较小;中期旋回Ⅱ在2、A3井区发育辫流坝和水道间,砂体厚度大,A3、A9、A2和3井区发育辫状水道、小型辫流坝和水道间沉积微相,单层砂体厚度较小,且向上顺物源方向砂体规模逐渐变小;中期旋回Ⅰ辫状水道、水道间、河口坝和席状砂沉积微相横向分布相对集中,上下均为厚层湖相泥岩沉积,在2、A3、A13和A2井区发育辫状水道,3井区下部发育河口坝。
3.2 平面展布规律
研究区流一中亚段为湖相沉积背景下的扇三角洲沉积,且具有继承性,向湖盆方向呈放射状减薄,其沉积演化主要受控于1号断裂带的构造活动和湖平面变化,在油田区发育扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝、河口坝、席状砂、水道间以及浅湖相沉积,水道呈放射条带状,坝体呈近菱形(图 7)。L1中Ⅳ、L1中Ⅲ、L1中Ⅱ和L1中Ⅰ 4个中期旋回,整体表现为4期水退—水进型扇三角洲的特征,垂向上为席状砂-河口坝-辫流坝-辫状水道-水道间的微相组合。每个中期旋回砂体规模呈逐渐减小或先增大后减小的趋势,反映了进积到退积特征,且泥岩厚度向上增大,滑塌变形现象增多,反映了基准面上升水体逐渐加深的过程。平面上扇体呈放射状,中期旋回Ⅳ扇主体沿南东向分布(A16—A10—4—W4井区),位于油田中部—东南部,Ⅳ-2扇三角洲规模较Ⅳ-3和Ⅳ-1规模大,反映了水退到水进的过程,湖水从西南和东部侵入;中期旋回Ⅲ扇主体沿南北向分布(A16—A3—A2—A1井区),位于油田中西部;中期旋回Ⅱ扇主体沿北西向分布,该期扇体面积最大,整个油田均发育(A10—4—W4井区、A9p—A9—A13井区和A12—A7h井区);中期旋回Ⅰ由于湖平面上升,湖水控制作用大于沉积物供给,辫状水道呈条状,以侧向迁移为主,垂向叠置减弱,油田区主要发育小型辫状水道和水道间沉积,向南发育辫状水道和河口坝沉积,受湖水改造作用影响该时期储集砂体分选磨圆好,物性好,但砂体规模较小,横向连通性受水道间泥岩影响,为扇三角洲晚期特征。
总之,湖泛面控制了研究区4期扇体,向上基准面上升,扇体逐渐萎缩,而每期扇体又呈现扩张—萎缩的过程,且有继承性和平面迁移摆动性,具体表现为扇体垂向叠置、扇上有扇,侧向摆动,扇外有扇的特征。辫状水道与辫流坝切割和侧向叠置直接影响砂体及储层的规模,不同中期旋回砂体规模、分布以及隔夹层发育规模在中期旋回内主要受控于湖平面升降,短期旋回主要受控于沉积体系自旋回作用,如突发洪水频率、规模以及流体作用导致的冲裂、决口、朵体摆动。
4. 优质储层成因分析
研究区扇三角洲沉积体岩性复杂,砂岩、砂砾岩混杂多呈厚层箱状透镜体,储层横向变化快,单砂体规模差异大,连通性差,非均质强。在生产实践中,由于储层规模和连通性不清,导致油田注水开发效果较差。根据各沉积微相识别与砂体成因分析、各成因砂体几何形态、相同成因砂体可对比性或叠置性、不同成因砂体相变特征、各成因砂体延伸长度等方面研究,建立研究区储层概念模型及对连通性进行分析。
4.1 储层概念模型
砂体叠置模式的建立是基于对成因砂体的确定与对比。结合研究区岩相、单井、连井沉积微相分析,流一中亚段主要发育扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝、河口坝和席状砂等4类砂体,结合各沉积微相砂体成因、几何形态和空间展布特征,确定各类砂体的接触关系,并总结出辫状水道与辫状水道、辫状水道与辫流坝、辫流坝与辫流坝、辫状水道与席状砂、辫状水道与河口坝5大类8小类不同成因砂体叠置模式(图 8)。
(1) 辫状水道与辫状水道:受洪流影响,水道横向迁移与下切作用强,平面上摆动频繁,主水道方向决定扇的主体和规模,受辫状水道沉积流体作用的响应,常常被下一期水道冲刷、切割和改造,几何形态为顶平底凹,且不易沉积及完整保存下来,记录的单期辫状水道厚度不大,水道与水道叠置类型可分为垂向切割叠置型和横向相切型2小类,前者在扇三角洲早中期发育,也是该油田最常见的叠置类型,后者在晚期发育,如L1中Ⅰ-1短期旋回A10井与A4井之间的叠置。
(2) 辫状水道与辫流坝:在扇三角洲早中期二者相伴生、切割叠置显著,根据接触类型可分为横向相切型和垂向切割叠置型2小类,典型代表分别为L1中Ⅱ-1短期旋回A10井与4井和L1中Ⅳ-2短期旋回4井。
(3) 辫流坝与辫流坝:是扇三角洲前缘大型床沙底形迁移形成,洪泛期顺流加积,平流期多被辫状水道切割改造,平面上呈菱形或近菱形,垂向底平顶凸,坝与坝之间以垂向切割叠置型为主,也是研究区最主要的砂体叠置类型,典型代表为L1中Ⅲ旋回A10井与4井。
(4) 辫状水道与河口坝:扇三角洲晚期发育的一种砂体叠置模式,多期河口坝呈排状分布于小型辫状水道之间,该时期水道和河口坝砂体规模不大,从单一沉积相序上来讲往往位于水道下部,可分为横向相切型和垂向切割叠置型,如L1中Ⅰ-1短期旋回A1井与A2井之间的相变和A2井垂向相变。
(5) 辫状水道与席状砂:在扇体靠湖盆边缘,小型辫状水道可与席状砂横向相接,席状砂呈薄层片状分布,如L1中Ⅰ-1短期旋回A9井与2井之间的相变。
4.2 储层连通性分析
储层连通程度直接影响开发井网部署与注水方式,特别是在海上油田,由于井距较大,钻孔之间的砂体是否连通、如何连通往往是生产面临的问题(李茂,2010)。对恒山扇三角洲现代沉积5期扇体(图 8)测量分析和大庆某密井网油田扇三角洲砂体定量类比研究的基础上,统计了研究区458点辫状水道、辫流坝、河口坝等微相的宽度、厚度,得出辫状水道厚度主要集中在2~6 m,平均3.6 m,宽度主要集中在450~900 m,平均646 m,宽厚比主要集中在80~300区间,平均223;辫流坝厚度主要集中在2~8 m,平均4.3 m,宽度主要集中在600~1000 m,平均783 m,宽厚比主要集中在80~320,平均242;河口坝厚度主要集中在1~4 m,平均2.7 m,宽度主要集中在400~1100 m,平均684 m,宽厚比主要集中在160~360,平均306。结合不同成因储层概念模型和沉积微相宽厚比,提出辫状水道、辫流坝、河口坝砂体在640~800 m范围内横向连通性良好,不同成因砂体连通性与其叠置接触关系和水道间泥岩是否发育有关,通常应在同一成因砂体内布署注水井,即辫状水道砂体井距在450~650 m,辫流坝砂体井距在600~800 m,河口坝砂体井距在400~700 m,考虑到垂向上不同成因砂体合采的因素,可将注采井距控制在400~800 m。开发实践表明,A17 h井前期因地层天然能量不足,日采油量快速下降,该井油层为L1中Ⅱ辫流坝砂体,在砂体内距A17 h井510 m处布署A18 h注水井,日产油量快速上升,后期流压趋于稳定,注水效果显著(曾晓华等,2021),也证明从成因角度分析沉积微相、储层概念模型和连通性对后续开发生产具有重要指导意义。
4.3 储层成因探讨
扇三角洲发育于近源、陡坡带且与稳定水体相邻地带,研究区古新世以来经历了多次裂陷活动,涠西南凹陷1号断裂带持续活动,西北部物源供给充足,在其下降盘一侧发育一系列受古沟谷控制的扇三角洲和湖底扇沉积,即边界断裂带与古沟谷(古地貌)活动及发育是扇三角洲形成的必要条件。同时,扇三角洲沉积体也受基准面旋回影响,往往扇三角洲发育于中期基准面上升旋回,下降旋回期表现为过路不沉积或沉积后难以保存,研究区4个中期基准面旋回控制着4大期进积到退积扇三角洲,每期扇体受微地形和主水流影响平面摆动频繁,垂向上早期高密度砂质碎屑流储层为主,晚期牵引流储层为主。扇三角洲沉积储层类型和叠置模式,主要受自旋回即沉积作用过程流体控制,扇三角洲早期发育高密度砂质碎屑流、泥石流、高黏性碎屑流,在扇三角洲平原快速沉积形成混杂堆积体;随着高密度碎屑流动能的减弱,在扇三角洲前缘形成Gmg、Gn,是辫状水道和辫流坝的主体,可作为优质储层。在突发性洪水期,高黏性、高密度塑性碎屑流形成Gmm、Gm和Mf,呈薄层状或透镜状赋存于辫状水道或辫流坝复合体内,是不易识别的夹层;平水期,扇三角洲前缘沉积重力流作用减弱,以河流和湖泊牵引流为主,主要形成Sp、St、Sr优质储层。在扇三角洲边缘,局部受低密度浊流影响形成Fhn,粒度较细,储层质量相对较差。总之,扇三角洲的规模与分布主要受构造活动和基准面旋回控制,其沉积储层类型、储集物性与叠置模式主要受扇三角洲沉积流体作用即自旋回控制。
5. 结论
(1) 从成因角度分析,研究区流一中亚段可见牵引流与沉积重力流,发育12种岩相和5类测井相,主要形成扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝、河口坝、水道间和前扇三角洲沉积微相。
(2) 研究区流一中亚段为水进型扇三角洲前缘沉积,对4个中期旋回和8个短期旋回内沉积微相纵横向演化和空间展布规律进行分析,整体为受湖泛面控制的4期扇体,向上湖平面上升,扇体规模整体萎缩;每期扇体又呈现扩张—萎缩的过程,有一定继承性,表现为扇体垂向叠置、扇上有扇、侧向摆动、扇外有扇的特征。
(3) 提出研究区扇三角洲前缘5大类8小类砂体叠置模式及连通特征,建立储层概念模型,对储层成因机制与概念模型进行讨论,建立辫状水道、辫流坝、河口坝等主力储集砂体的宽度、厚度及宽厚比经验值,有效指导了油田开发生产实践。
责任编辑:范二平 -
图 1 北部湾盆地涠西南凹陷涠洲11A油田构造与钻孔位置图(据裴健翔等,2016修改)
a—涠西南凹陷构造简图;b—涠洲11A油田钻孔位置图
Figure 1. Tectonic pattern and location of the Weizhou-11A Oilfield in the Weixi′nan depression, Beibu Gulf Basin(modified from Pei et al., 2016)
(a)Tectonic outline map of Weixi′nan depression; (b)Well distribution map of the Weizhou-11A Oilfield
图 2 流一段地震相特征(剖面位置见图 1)
Figure 2. The seismic facies characteristics of the first member of the Liushagang Formation
表 1 涠洲11A油田流一段中亚段沉积微相类型
Table 1. The sedimentary types of the Weizhou-11A Oilfield in the L1-M
段 相 亚相 微相 沉积特征 流一中亚段 扇三角洲 扇三角洲前缘 辫状水道 以砂砾岩、中粗砂岩为主,发育槽状交错层理、块状层理和正粒序层理,沉积厚度较大,多为多期水道叠置,正序列,岩相组合为Gmg-St或Gn-Sm/St,测井相为中高幅微齿钟形或箱形 辫流坝 以砂砾岩、中粗砂岩为主,发育块状为主(下部略呈反粒序),板状交错层理、块状层理,沉积厚度大,岩相组合为Gn-Fd-Sm-Sp-Sh-Fr或Fr-Sh-Sm-Sp-Sr-M;测井相为中高幅微齿或锯齿状箱形 河口坝 以粉砂岩、粉—细砂岩为主,反序列,岩相组合为M-Fh-Fr;测井相为中低幅微齿漏斗形,在研究区发育较少 席状砂 以分选好的粉砂岩或泥质粉砂岩为主,垂向上表现为泥包砂的特征,发育水平层理,岩相组合为M-Fh,测井相为低幅微齿指形 水道间 浅灰、浅灰色—灰绿色泥岩为主,偶夹薄层砂岩,岩相为M,测井相为低幅微齿线形,其厚度及上下岩性组合是与前扇三角洲泥的主要区别,通常为砂体或储层间夹层 前扇三角洲 前扇三角洲泥 灰色—深灰色泥岩为主,泥质较纯,无明显韵律,岩相为M,测井相为低幅微齿线形,厚度规模大,大于10 m,通常为储层的隔层 -
BOURQUIN S, RIGOLLET C, BOURGES P, 1998. High-resolution sequence stratigraphy of an alluvial fan-fan delta environment: stratigraphic and geodynamic implications: an example from the Keuper Chaunoy Sandstones, Paris Basin[J]. Sedimentary Geology, 121(3-4): 207-237. doi: 10.1016/S0037-0738(98)00081-5 CHEN J S, TANG Q S, DAI Z Y, et al., 2007. Recognition and correlation of two distinct types of fan delta facies[J]. Journal of Southwest Petroleum University, 29(4): 1-6. (in Chinese with English abstract) doi: 10.3863/j.issn.1674-5086.2007.04.001 DENG X L, YANG X B, YOU L, et al., 2021. Characteristics and constrains of low-permeability reservoirs in the first member of Eocene Liushagang formation, Weixinan sag, Beibuwan basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 43(4): 628-637. (in Chinese with English abstract) DONG G N, LI J L, 2010. Subtle hydrocarbon reservoirs in liu-1 member of the Weixi'nan sag, Beibuwan basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 37(5): 552-560. (in Chinese with English abstract) GAO G, XU X D, LIU S J, et al., 2020. Organic geochemistry identification of high-quality source rocks in the 2nd member of Liushagang Fm and its controls on petroleum occurrence in the Weixi'nan sag, Beibuwan basin[J]. Oil & Gas Geology, 41(2): 339-347. (in Chinese with English abstract) HOLMES A, 1965. Principles of physical geology[M]. London: Nelson: 18-26. HOY R G, RIDGWAY K D, 2003. Sedimentology and sequence stratigraphy of fan-delta and river-delta deposystems, Pennsylvanian Minturn Formation, Colorado[J]. AAPG Bulletin, 87(7): 1169-1191. doi: 10.1306/03110300127 HU D S, GONG L Y, MAN X, et al., 2022. Development pattern of en echelon fault transition zone in Weixi′nan Sag, Beibu Gulf Basin and its control on hydrocarbon accumulation: a case study of gravity flow deposits in the Palaeogene Liu 1 member[J]. Oil & Gas Geology, 43(6): 1359-1369. (in Chinese with English abstract) JIANG Q P, KONG C X, LI W F, et al., 2020. Sedimentary characteristics and evolution law of a lacustrine large-scale fan delta: a case study from the Triassic Baikouquan Formation on the west slope of Mahu Sag[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 38(5): 923-932. (in Chinese with English abstract) KANG H L, LIN C S, NIU C M, 2021. Ancient landform of the Dongying formation in the Shadongnan structural zone, western Bohai Sea area and its control on the sedimentation[J]. Journal of Geomechanics, 27(1): 19-30. (in Chinese with English abstract) KIM J M, CHOUGH S K, 2000. A gravel lobe deposit in the prodelta of the Doumsan fan delta (Miocene), SE Korea[J]. Sedimentary Geology, 130(3-4): 183-203. doi: 10.1016/S0037-0738(99)00111-6 LI M, 2010. Evaluation and development tactics of strong heterogeneity reservoir in L1 Segment of Weizhou 11-4N oil field[D]. Qingdao: China University of Petroleum: 1-8. (in Chinese with English abstract) LI M, LI S L, JIANG P, et al., 2013. Sedimentary characteristics of fan deltas and the dominated factors in W11 Area of 1st member of Liushagang Formation in Weixinan Depression, Beibuwan Basin[J]. Geoscience, 27(4): 915-924. (in Chinese with English abstract) doi: 10.3969/j.issn.1000-8527.2013.04.018 LI Y C, LAN L, WANG K, et al., 2019. Differences in lacustrine source rocks of Liushagang formation in the Beibuwan basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 40(12): 1451-1459. (in Chinese with English abstract) doi: 10.7623/syxb201912004 MA Y P, ZHANG X W, ZHU K, et al., 2021. Sedimentary characteristics and controlling factors of fan-delta of the upper Urho formation of Permian in Mahu Sag[J]. Lithologic Reservoirs, 33(1): 57-70. (in Chinese with English abstract) MCCONNICO T S, BASSETT K N, 2007. Gravelly Gilbert-type fan delta on the Conway Coast, New Zealand: foreset depositional processes and clast imbrications[J]. Sedimentary Geology, 198(3-4): 147-166. doi: 10.1016/j.sedgeo.2006.05.026 PEI J X, DONG G N, ZHU Q, 2016. Characteristics and petroleum geological significance of lacustrine forced regressive deposits in the 1st member of Liushagang Formation in Weixi'nan Sag, Beibuwan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 37(4): 520-527. (in Chinese with English abstract) QIN C Y, WANG H, JIANG P, et al., 2020. Spacial distribution and evolution of axial deltaic system in continental rift basin: a case study of Weixinan sag, Beibuwan basin[J]. Journal of China University of Mining & Technology, 49(3): 542-551. (in Chinese with English abstract) SUN W Z, WANG C L, YANG X B, 2007. Types and favorable exploration areas of Eocene subtle traps in Weixinan Sag, Bbw basin[J]. Natural Gas Geoscience, 18(1): 84-88. (in Chinese with English abstract) doi: 10.3969/j.issn.1672-1926.2007.01.015 TAMRAKAR N K, SHRESTHA P, MAHARJAN S, 2009. Facies association and depositional environment of fan-delta sequence in southwest Kathmandu basin, Nepal[J]. Bulletin of the Department of Geology, 12: 1-16. WALKER R G, 1978. Deep-water sandstone facies and ancient submarine fans: models for exploration for stratigraphic traps[J]. AAPG Bulletin, 62(6): 932-966. WANG J, CAO Y C, LI J L, 2012. Sequence structure and non-structural traps of the Paleogene in the Weixi'nan Sag, Beibuwan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 39(3): 304-312. (in Chinese with English abstract) WANG J, CAO Y C, LIU M Q, et al., 2010. Fluxoturbidite distribution for Paleogene Liu-1 Interval West delta front, Wei South-west Depression[J]. Oil Geophysical Prospecting, 45(6): 879-884, 936, 789. (in Chinese with English abstract) XIAO J, WANG H, MA L J et al., 2003. Characteristics of buried hill pool of W61 area in Weixinan Depression, Beibu Guif Basin[J]. Xinjiang Oil & Gas, , 15(4): 30-33, 37. (in Chinese with English abstract) doi: 10.3969/j.issn.1673-2677.2003.04.008 XU C G, DENG Y, FAN C W, et al., 2022a. Geological characteristics and resource potential of shale oil in Weixinan sag of Beibu gulf basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 34(5): 1-12. (in Chinese with English abstract) XU C G, DU X F, PANG X J, et al., 2022b. The source-sink system and its control on large-area lithologic reservoirs of the lower Minghuazhen Formation in the southern Bohai Sea[J]. Journal of Geomechanics, 28(5): 728-742. (in Chinese with English abstract) XU S L, YOU L, DAI L, et al., 2020. Characteristics of limestone buried-hills and their distribution in the Weixinan Depression of the Beibu Gulf Basin[J]. Marine Geology & Quaternary Geology, 40(1): 94-103. (in Chinese with English abstract) XU X D, WANG B W, LI X H, et al., 2012. Oil sources of concealed reservoirs in Liushagang formation of the Weixinan sag and accumulation feature, Beibuwan basin[J]. Natural Gas Geoscience, 23(1): 92-98. (in Chinese with English abstract) YAN S Y, LI Y, WU Z P, et al., 2020. Structure characteristics and genetic mechanism of Haizhong sag and Weixinan sag in Beibu gulf basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 41(6): 711-722. (in Chinese with English abstract) YANG F, BIAN B L, LIU H Y, et al., 2022. Sedimentary characteristics of fan delta in restricted lacustrine basin of Permian Xiazijie Formation in Mahu Sag[J]. Lithologic Reservoirs, 34(5): 63-72. (in Chinese with English abstract) YU S, DENG Y H, LI H Y, et al., 2020. Forming conditions and distribution controlling factors of oil shale in Liu 2 member of Beibuwan basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 32(2): 24-33. (in Chinese with English abstract) ZENG X H, ZHOU W, XIAO D W, et al., 2021. Establishment and application of fan delta sedimentary reservoir geological database: a case study of the Liushagang formation in Southwest Weizhou depression, Beibu gulf basin[J]. Fault-block Oil & Gas Field, 28(3): 352-358. (in Chinese with English abstract) ZHANG H, ZENG X M, HUANG D M, et al., 2017. Differences of sedimentary characteristics of sublacustrine fans between Conglomerate-rich and sand-rich types in the Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 39(5): 633-639. (in Chinese with English abstract) 陈景山, 唐青松, 代宗仰, 等, 2007. 特征不同的两种扇三角洲相识别与对比[J]. 西南石油大学学报, 29(4): 1-6. doi: 10.3863/j.issn.1674-5086.2007.04.001 邓孝亮, 杨希冰, 尤丽, 等, 2021. 北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组一段低渗储层特征及控制因素[J]. 石油实验地质, 43(4): 628-637. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYSD202104009.htm 董贵能, 李俊良, 2010. 北部湾盆地涠西南凹陷流一段非构造油气藏[J]. 石油勘探与开发, 37(5): 552-560. 高岗, 徐新德, 刘诗局, 等, 2020. 涠西南凹陷流沙港组二段优质烃源岩判别及其控油作用[J]. 石油与天然气地质, 41(2): 339-347. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYYT202002011.htm 胡德胜, 宫立园, 满晓, 等, 2022. 北部湾盆地涠西南凹陷雁列断层变换带发育特征及其控储作用: 以古近系流沙港组一段重力流沉积为例[J]. 石油与天然气地质, 43(6): 1359-1369. 蒋庆平, 孔垂显, 李维锋, 等, 2020. 陆相湖盆大型扇三角洲沉积特征与演化规律: 以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组为例[J]. 沉积学报, 38(5): 923-932. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-CJXB202005003.htm 康海亮, 林畅松, 牛成民, 2021. 渤海西部沙东南构造带东营组古地貌特征及对沉积的控制作用[J]. 地质力学学报, 27(1): 19-30. doi: 10.12090/j.issn.1006-6616.2021.27.01.003 李茂, 2010. 涠洲11-4N油田流一段强非均质储层评价及开发策略[D]. 青岛: 中国石油大学: 1-8. 李茂, 李胜利, 姜平, 等, 2013. 北部湾盆地涠西南凹陷涠11区流一段扇三角洲沉积特征及控制因素[J]. 现代地质, 27(4): 915-924. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-XDDZ201304020.htm 李友川, 兰蕾, 王柯, 等, 2019. 北部湾盆地流沙港组湖相烃源岩的差异[J]. 石油学报, 40(12): 1451-1459. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYXB201912003.htm 马永平, 张献文, 朱卡, 等, 2021. 玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组扇三角洲沉积特征及控制因素[J]. 岩性油气藏, 33(1): 57-70. 裴健翔, 董贵能, 朱其, 2016. 北部湾盆地涠西南凹陷流一段强制湖退沉积体的特征及其油气地质意义[J]. 石油与天然气地质, 37(4): 520-527. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYYT201604009.htm 秦春雨, 王华, 姜平, 等, 2020. 断陷盆地轴向沉积体系空间展布及演化特征: 以北部湾盆地涠西南凹陷为例[J]. 中国矿业大学学报, 49(3): 542-551. 孙文钊, 王传雷, 杨希滨, 2007. 北部湾盆地涠西南凹陷始新统隐蔽油气藏类型及勘探方向[J]. 天然气地球科学, 18(1): 84-88. 王健, 操应长, 刘明全, 等, 2010. 涠西南凹陷西部古近系流一段三角洲前缘滑塌浊积岩分布规律[J]. 石油地球物理勘探, 45(6): 879-884. 王健, 操应长, 李俊良, 2012. 北部湾盆地涠西南凹陷古近系层序结构与非构造圈闭[J]. 石油勘探与开发, 39(3): 304-312. 肖军, 王华, 马丽娟, 等, 2003. 北部湾盆地涠西南凹陷W61潜山油气成藏条件分析[J]. 新疆石油学院学报, 15(4): 30-33, 37. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-XJSY200304007.htm 徐长贵, 邓勇, 范彩伟, 等, 2022a. 北部湾盆地涠西南凹陷页岩油地质特征与资源潜力[J]. 中国海上油气, 34(5): 1-12. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-ZHSD202205001.htm 徐长贵, 杜晓峰, 庞小军, 等, 2022b. 渤海南部明化镇组下段源-汇体系及其对大面积岩性油气藏的控制作用[J]. 地质力学学报, 28(5): 728-742. doi: 10.12090/j.issn.1006-6616.20222813 徐守立, 尤丽, 代龙, 等, 2020. 北部湾盆地涠西南凹陷灰岩潜山储层特征及分布规律[J]. 海洋地质与第四纪地质, 40(1): 94-103. 徐新德, 王碧维, 李旭红, 等, 2012. 北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组隐蔽油气藏油源及成藏特征[J]. 天然气地球科学, 23(1): 92-98. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TDKX201201015.htm 颜世永, 李月, 吴智平, 等, 2020. 北部湾盆地海中凹陷与涠西南凹陷构造特征及成因机制[J]. 石油学报, 41(6): 711-722. 杨帆, 卞保力, 刘慧颖, 等, 2022. 玛湖凹陷二叠系夏子街组限制性湖盆扇三角洲沉积特征[J]. 岩性油气藏, 34(5): 63-72. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YANX202205005.htm 于水, 邓运华, 李宏义, 等, 2020. 北部湾盆地流二段油页岩形成条件与分布控制因素[J]. 中国海上油气, 32(2): 24-33. 曾晓华, 周伟, 肖大伟, 等, 2021. 扇三角洲沉积储层地质知识库的建立及应用: 以北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组为例[J]. 断块油气田, 28(3): 352-358. https://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-DKYT202103013.htm 张辉, 曾小明, 黄冬梅, 等, 2017. 北部湾盆地涠西南凹陷富砾型和富砂型湖底扇沉积特征差异分析[J]. 石油实验地质, 39(5): 633-639. 期刊类型引用(3)
1. 王光. 海上油田生产动态分析及优化水驱开发政策研究. 中国石油和化工标准与质量. 2024(06): 24-26+29 . 百度学术 2. 刘洪洲,黄琴,李俊飞,李振鹏,张振杰. 渤海LD油田砂砾岩沉积特征及储层展布规律. 石油地质与工程. 2024(02): 40-45+52 . 百度学术 3. 王路. 涠西南凹陷涠洲油田涠三段储层特征及影响因素. 海洋石油. 2024(03): 25-30+43 . 百度学术 其他类型引用(0)