2016, Vol. 51
Allen(1977)提出“储层构型”定义之后, Miall(1985)和Jordan and Pryor(1992)分别提出了储层建筑构型要素和沉积界面序列分级分析方法, 在各种沉积环境的储层表征中得到了广泛应用, 亦称为储层建筑结构, 指不同级次储层构成单元的形态、规模、方向及其叠置关系(吴胜和等, 2008)。国内外专家学者对各种类型河流、三角洲砂体内部构型进行研究, 在曲流河砂体方面取得了诸多成果, 不断丰富发展储层构型研究理论和方法(白振强, 2010；王志章等, 2012；吴胜和等, 2012；周银邦, 2012)。
储集层构型层次分析方法(hierarchical reservoir architecture element analysis methodology)是分析复杂非均质储层的常用方法, 它将沉积旋回与层序地层分析、沉积体系、构型层次及要素分析融为一体, 应用Miall的构型要素分析与地质建模, 对非均质储层进行系统研究(李宇鹏等, 2013)。乌南油田是典型的咸化盆地滨浅湖滩坝砂体沉积储层类型, 具有强非均质性的储层三维分布特征, 通常多以砂泥薄互层为特征；目前注水开发效果差, 采出程度低。相关研究表明滨浅湖滩坝类型储层不但存在较多可动剩余油, 而且剩余油潜力较大(徐安娜, 1998), 为此, 本文以柴达木盆地西南部的乌南油田上新统下油砂山组(N21)滨浅湖储集层砂体为例, 应用Miall储层砂体构型思想, 探讨滨浅湖单成因沉积砂体储层构型、沉积砂体连通及叠置关系, 为今后油田挖潜上产、提高采收率提供指导。
1 地质概况乌南油田位于青海省柴达木盆地西南部柴西隆起区, 是盆地西部坳陷昆北断阶带亚区的乌南—绿草滩断鼻带上一个三级构造(陈世悦等, 2000；吴因业等, 2003, 2004；江波等, 2004；赵加凡等, 2004；罗群, 2008；杨剑萍等, 2008；付锁堂, 2010), 南为昆北油田, 西部与尕斯油田邻近(图 1), 为乌南斜坡一岩性油气藏。乌南油田钻遇7套地层, 即更新统七个泉组(Q1+2), 上新统狮子沟组(N23)、上油砂山组(N22)、下油砂山组(N21), 中新统上干柴沟组(N1), 渐新统下干柴沟组(E3), 古始新统路乐河组(E1+2), 除Q1+2 地层与N23地层为不整合接触外, 其余均为整合接触。自下而上粒度变化由粗—细—粗, 颜色变化为棕红—灰, 深灰—棕褐色—灰黄色。由于乌南油田地层沉积于西南低、东北高的古构造背景之上, 东南部因东柴山的隆起使N21以上地层不同程度遭受剥蚀, 其余大部分地区地层保存完好, 基本未遭受剥蚀(崔俊等, 2013)。
乌南油田含油层系主要为N21, 根据岩心、测井曲线、沉积相等将含油气层段划分为7套旋回, 相对应的是Ⅰ-Ⅶ油层组。油气层主要分布在Ⅰ-Ⅳ油组, 其余3个油组零星含油。储层岩性以粉砂岩和细砂岩为主, 发育波状、透镜状层理, 具有正韵律特征, 整体属于滨浅湖、滩坝微相砂体(付锁堂, 2010)；储层单层厚度薄, 横向变化大, 且与泥岩频繁互层。
2 储层构型界面特征不同沉积环境下, 沉积体储层构型界面具有不同的地质特征。研究区为典型的咸化湖盆滨浅湖滩坝砂体储层类型, 多以砂泥薄互层为特征, 单层厚度薄, 横向变化大, 分布较为复杂(赵加凡等, 2004；江波等, 2008；罗群, 2008；付锁堂, 2010)。滩坝常为滨浅湖沉积体系域中一个主要的沉积微相, 是滩砂和坝砂的总称。滩砂分布广, 厚度薄, 物性含油性较差；而坝砂分布范围有限, 厚度相对较厚且物性、含油性较好。为此, 本文将重点针对砂坝砂体进行探讨。
滨浅湖砂坝砂体的形成主要受控于湖水的改造及扰动作用, 常发育在湖泊边缘相对位置较高的台地。砂坝形成初期受湖浪作用大小的不同, 形成不同的水体扰动现象, 大的湖浪作用可将湖底泥掀起呈团块状包卷层理。岩心观察显示下油砂山组中砂坝底部一般为灰褐色或褐色泥岩(图 1、图 2), 说明砂坝形成初期湖水水体较浅。单一坝体沉积结束的标志是坝顶发育厚度约为1 cm的暗色泥岩, 与砂坝呈缝合线接触, 表明湖水的扰动作用逐渐变弱, 水体逐渐变深。砂体岩性主要以细砂岩、粉砂岩为主, 发育波状交错层理, 纹层厚度一般在1 cm以下, 分选好, 表明在砂坝发育过程中水动力规模不大, 但持续稳定(图 3)。
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图1 乌南油田位置及构造图 Fig.1 Location and tectonic of Wunan oilfield |
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图2 砂坝底部扰动包卷层理 Fig.2 Disturbance lapped bedding in sand bar bottom |
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图3 砂坝沉积特征 a. 坝顶为黑色泥岩缝合线, 之下为细砂岩；b. 坝体碎屑岩发育波状交错层理 Fig.3 Sedimentary characteristics of sand bar |
砂坝砂体的形成主要受控于湖水的扰动, 而古地貌、古地形相对高部位是砂坝形成的有利位置。砂坝砂体一般为近岸沉积, 重力流、河流三角洲为湖盆带来了充足物源。同时, 研究区存在湖流及风暴作用(图 4), 对带入湖盆的碎屑岩经反复淘洗、冲刷、再分配, 从而进一步利于形成砂坝砂体(杨剑萍等, 2008)。另外, 研究区整体为一套湖退进积体系, 表现为砂岩含量自下而上逐渐增多, 高频沉积旋回基准面的变化, 即湖退、湖侵期的交替频繁, 形成了多个具有全区稳定的高伽马泥岩对比标志, 而通过这一对比标志层, 可以古地貌开展相关研究。比如在乌9断块V油组, 其顶面发育一套分布稳定的高伽马泥岩对比标志层, 以此为湖泛面拉平, 对古地貌特征进行了分析, 结果显示古地貌存在一定的高度差, 在古地貌相对高部位, 坝体相对发育(特别是V-22+23小层), 显示高的古地貌背景有利于砂坝的形成(图 5)。
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图4 风暴岩及含砾不等粒砂岩重力流沉积特征 Fig.4 Sedimentary characteristics of tempestite and conglomeratic anisometric sandstone gravity flow |
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图5 乌9断块V油组古地貌与砂岩厚度图 Fig.5 Geomorphology of V oil group and thickness distribution of sandstone in W9 block |
砂体所处沉积部位不同, 水动力作用不同, 砂体形成的规模及其含油性、物性、岩性均有较大差异。根据岩心观察、测井响应分析, 滨浅湖砂体的内部构型发育坝主体和坝侧缘两种模式(图 6)。
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图6 滨浅湖沉积储层内部构型模式 Fig.6 Sedimentary reservoir architecture mode in shore-shallow lake |
(1) 坝主体
坝主体发育于滨浅湖相一个整体砂坝微相的主体部分, 整体为反粒序结构, 顶部岩性为细砂岩, 向下岩性逐渐变细。岩石组合特征为细砂岩—粉砂岩组合类型, 岩石组合厚度大于1 m。常发育波状交错层理, 纹层厚度一般在2～3 mm。测井曲线形态表现为倒钟型, 自然伽马曲线无明显跳跃, 为良好储层, 测井解释一般为油层、水层或油水同层(图 7)。
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图7 砂坝主体测井曲线特征 Fig.7 Characteristics of well logging of sand bar body |
(2) 坝侧缘
坝侧缘发育于滨浅湖相一个整体砂坝微相的边缘部分, 为反粒序结构, 顶部岩性以粉砂岩为主, 向下岩性逐渐含泥增多。岩石组合特征为粉砂岩—泥质粉砂岩组合类型, 岩石组合厚度大于1 m。坝体中下部为粉砂岩与泥质粉砂岩互层。测井曲线形态整体表现为倒钟型, 自然伽马曲线存在明显跳跃, 但自然电位负异常不明显, 测井解释为差储层, 一般为差油层或干层(图 8)。
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图8 砂坝侧缘测井曲线特征 Fig.8 Characteristics of well logging of sand bar margin |
通过生产动态分析, 对砂体的横向连通性开展了相关研究。如2007年10月18日～2009年9月19日连续702天对两个井组(乌1-03和乌2-1井组)进行了示踪剂监测, 井区共计2口注水井、15口监测井；示踪剂监测结果显示只有3口井见到示踪剂, 见示踪剂时间最短在435天, 最长在549天, 平均水驱速度为0.85 m/d。示踪剂监测结果表明, 砂体连通率低, 连通层注水见效慢, 同一注采井组内相邻井同一砂体看似连通, 通过示踪剂监测表明不连通, 实际各为独立砂体。通过小层对比研究, 砂坝砂体多呈孤立状分布, 少量砂体具有侧向叠积现象, 连通系数在0.4左右, 非均质性强(图 9)。综合来看, 基本上一个连续砂体只有一个砂坝主体, 最多的有2～3个砂坝主体。由于在沉积时物源充足、水动力较强, 砂坝主体相对较为发育, 可呈条带状分布, 但最大延伸长度也只有3个井距长(平均井距280 m), 一般为两个井距, 宽度一般在1～2个井距。
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图9 乌3-18井—乌1-20井连井剖面对比图 Fig.9 Well cross-section profile through well W3-18 to well W1-20 |
由于砂坝形成于湖浪、湖流的反复淘洗、扰动及风暴冲刷作用, 水动力较强, 砂坝具有底平上凸的外部储层构型特点。在研究区内建立横纵骨架剖面, 根据生产井动态分析, 对滨浅湖相沉积砂体进行综合研究, 确立了研究区砂体存在4种模式(图 10)：1)孤立模式, 是比较常见的一种模式, 砂体之间不连通；2)视连通模式, 坝体边缘是连通的, 主体是不连通的, 由于坝体边缘砂体物性较差, 在两个坝主体之间形成渗流屏障, 导致砂体不连通；3)左侧向叠置模式, 当湖岸线在左侧, 在湖侵过程中砂体向岸线迁移, 形成侧向叠积；4)右侧向叠置模式, 当湖岸线在左侧, 在湖退过程中砂体向远离湖岸线迁移, 形成侧向叠积。左侧向叠置模式和右侧向叠置模式中的两个砂体之间如果存在物性较差的渗流屏障, 仍然为不连通的两个砂体。因此, 研究区最有利的砂体——砂坝主体相对连续性差, 严重影响水驱储量动用程度。
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图10 砂坝砂体连通模式 Fig.10 Sand body connecting modes of sand bar |
高分辨率层序地层学分析(邓宏文等, 1997, 2000；岳大力等, 2007；周银邦等, 2008)表明, 研究区为一套湖退进积体系, 表现为砂岩含量自下而上逐渐增多, 由于高频沉积旋回基准面的变化, 纵向有效砂体发育程度差异, 形成较强的非均质性。比如在Ⅲ油组中存在6个中期旋回, 每期旋回厚度在15～25 m, 总体经历了3次湖退和3次湖侵, 在湖退末期及湖进初期水体变浅, 水动力增强, 有利于砂坝的形成, 因此, 形成了3段较集中的有利储层发育层段(图 11)。将它进一步细分为29个短期旋回, 发现砂坝主体均位于短期旋回的沉积转换面处, 即短期的湖退与湖侵转换处, 有效砂体厚度大小取决于一次短期旋回沉积基准面的长短(图 11)。
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图11 乌南油田Ⅲ油组层序地层综合柱状图 Fig.11 Sequence stratigraphic histogram of Ⅲ oil group in Wunan oilfield |
通过对储层剖面构型对比分析, 乌南油田存在两种砂坝发育模式：1)湖退(进积)模式, 在一个中期旋回期, 随着湖水面的萎缩, 水体渐浅, 水动力逐渐增强, 有效砂岩出现频率增多, 形成的砂体规模逐渐增大；2)湖进(退积)模式, 在一个中期旋回期, 随湖水面的扩张, 水体逐渐变深, 水动力逐渐减弱, 有效砂体出现的频率逐渐减少, 所形成的砂坝砂体规模逐渐变小(图 12)。
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图12 砂坝砂体分布模式 a. 湖进(退积)模式；b. 湖退(进积)模式 Fig.12 Distribution modes of sand bar |
通过对乌南油田储层构型研究, 对不同小层储层构型在平面上的分布特征进行了分析。从研究结果上看, 由于相临砂坝主体部分较为独立, 大部分不连片, 呈透镜状分布, 砂坝的连续性相对较差, 因此, 储层在平面上非均质性强(图 13)。沉积环境总体上控制了储层物性, 相邻两口井所处沉积部位不同, 水动力条件不同, 储层构型(微相)也不相同, 从而使得储层具有不同储层物性特征, 进而导致油层在平面分布上具有较强的非均质性特征, 如乌9断块乌10-10井和乌9-12井是相邻的两口井, 乌10-10井发育V油组22小层, 为坝主体, 有效储层厚度大, 物性好, 含油性好, 而乌9-12井相同层位为坝侧缘, 层薄, 储层物性变差, 构不成有效储层(图 14), 油藏明显受控于岩性。
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图13 乌南油田小层沉积相分布图 a. Ⅲ油层组17小层；b. Ⅳ油层组14小层 Fig.13 Sedimentary facies distribution of single layer in Wunan oilfield |
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图14 乌9断块V油组22小层沉积砂体连通剖面 Fig.14 Sand body connecting profile of the 22nd layer in V oil group of W9 block |
纵向上不同油组各小层基本都有油层分布, 但每个砂坝主体为一个独立的油水系统, 受构造因素影响, 单个砂体较高部位是油层, 低部位可能为油水同层或水层, 从而形成每个小层在平面上的油水间互；另外, 单个油层多为砂岩透镜体, 砂岩上倾尖灭或断层可构成有效遮挡(图 15)。总体上看, 高部位油层相对富集, 低部位油层少, 连通性较差, 油藏也受到断层、构造等因素控制, 属于构造—岩性复合型油藏。
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图15 乌南油田油藏剖面图 Fig.15 Reservoir profile map in Wunan oilfield |
乌南油田滨浅湖砂体内部构型主要发育坝主体和坝侧缘两种模式, 优质储层是坝主体, 岩石组合类型为细砂岩—粉砂岩—泥质粉砂岩, 具有反粒序岩石组合特征。外部构型特征具有底平顶凸的构型特征, 存在4种砂体连接模式, 砂体平面连续性较差, 非均质性强；湖退湖侵频繁交替, 短期基准面短, 导致纵向上层薄、分散, 从而形成纵向较强的非均质性。储层构型研究结果表明, 应在平面上坝主体分布面积大、纵向上有效砂体出现频率高的区域实施小井距加密井网, 实行精细分层注水, 以提高砂坝砂体的水驱动用程度。
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