海拉爾油田貝14區(qū)塊興Ⅰ組儲(chǔ)層的沉積特征

文慧儉， 劉思琪

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318； 2.大慶油田博士后科研工作站， 黑龍江 大慶 163458)

海拉爾油田貝14區(qū)塊興Ⅰ組儲(chǔ)層的沉積特征

文慧儉1,2， 劉思琪1

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318； 2.大慶油田博士后科研工作站， 黑龍江 大慶 163458)

為解決海拉爾油田中特低滲透儲(chǔ)量比例大、注水開(kāi)發(fā)矛盾突出的問(wèn)題，利用巖芯、測(cè)井、錄井等資料，探討海拉爾油田貝14區(qū)塊興Ⅰ組儲(chǔ)層的顏色及巖石類(lèi)型、構(gòu)造特征，分析儲(chǔ)層的巖相特征，明確儲(chǔ)層的沉積環(huán)境。利用測(cè)井資料建立沉積微相測(cè)井相模式，利用地震反演進(jìn)行井間砂體預(yù)測(cè)，實(shí)現(xiàn)了井震結(jié)合沉積微相精細(xì)刻畫(huà)，探究砂體的分布規(guī)律。結(jié)果表明：貝14區(qū)塊興Ⅰ組儲(chǔ)層為扇三角洲前緣亞相沉積；微相類(lèi)型分為水下分流河道、河口壩、席狀砂等五種類(lèi)型；興Ⅰ組儲(chǔ)層的砂體以水下分流河道砂體為主，砂體分布具有明顯規(guī)律性和方向性，水下分流河道砂體寬度較大，由南東向至北西方向呈枝狀展布。該研究可為海拉爾油田進(jìn)一步的勘探評(píng)價(jià)提供一定的理論指導(dǎo)。

海拉爾油田； 沉積特征； 興I組； 扇三角洲

針對(duì)海拉爾油田目前已探明儲(chǔ)量中特低滲透儲(chǔ)量比例大、油田注水開(kāi)發(fā)矛盾突出、強(qiáng)水敏性?xún)?chǔ)層注水開(kāi)發(fā)成本高的實(shí)際[1-2]，開(kāi)展海拉爾油田貝14區(qū)塊CO2驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)，為進(jìn)一步深化地質(zhì)認(rèn)識(shí)，需開(kāi)展貝14區(qū)塊試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特征精細(xì)研究，弄清砂體的展布規(guī)律，以便為CO2驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)建模及數(shù)模工作奠定良好的地質(zhì)基礎(chǔ)。諸多學(xué)者對(duì)海拉爾油田貝14區(qū)塊興安嶺油層的沉積特征進(jìn)行了大量研究和探討[3-5]，總體上認(rèn)為其為扇三角洲的沉積環(huán)境，但對(duì)興安嶺油層砂體的方向存在爭(zhēng)議，部分學(xué)者認(rèn)為砂體是南東向至北西方向展布，部分學(xué)者認(rèn)為截然相反，砂體由北西向南東方向展布。文中在分析大量巖心資料的基礎(chǔ)上，對(duì)興安嶺油層成因進(jìn)行了深入細(xì)致地研究，通過(guò)沉積環(huán)境的識(shí)別標(biāo)志，測(cè)井資料沉積微相精細(xì)識(shí)別與井震結(jié)合平面沉積微相預(yù)測(cè)，以期弄清興安嶺油層砂體的分布特征及規(guī)律。

1 地質(zhì)概況

海拉爾油田貝爾凹陷位于蘇德?tīng)柼貥?gòu)造帶上，該構(gòu)造帶呈北東向展布，是在布達(dá)特油組古隆起基礎(chǔ)上發(fā)育的繼承性“凹中隆”構(gòu)造。蘇德?tīng)柼貥?gòu)造帶上1997年首次發(fā)現(xiàn)了興安嶺油層低產(chǎn)油流井，從而開(kāi)始了興安嶺油層的勘探與開(kāi)發(fā)，蘇德?tīng)柼赜吞锱d安嶺油層截止至2007年底，已累計(jì)提交石油探明地質(zhì)儲(chǔ)量3 498.54×104t，含油面積14.17 km2，其中貝14區(qū)塊動(dòng)用含油面積5.05 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 364.90×104t。貝14區(qū)塊興安嶺油層是蘇德?tīng)柼赜吞锱d安嶺層的主要產(chǎn)油層之一，興安嶺油組的地層厚度為100.0～590.0 m，平均284.1 m，地層厚度變化很大。地層巖性組合特征為：灰綠及灰色泥巖、灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細(xì)砂巖、含礫細(xì)砂巖、粗砂巖、含礫粗砂巖，雜色砂質(zhì)礫巖呈不等厚互層。貝14區(qū)塊興安嶺群缺失，銅缽廟組大部分地區(qū)缺失，研究層段主要以興安嶺油層的南屯組南一段和布達(dá)特群為主，其儲(chǔ)集層為扇三角洲前緣砂體[6]。

2 沉積環(huán)境

2.1 泥巖顏色

通過(guò)貝14區(qū)塊2口長(zhǎng)井段取芯井B14-X55-50和B14-X56-54的巖心分析認(rèn)為，泥巖顏色分析進(jìn)行沉積環(huán)境的識(shí)別，貝14區(qū)塊興安嶺油層泥巖的顏色以灰綠色為主，少量灰色泥巖，灰黑色泥巖，極少見(jiàn)灰綠雜紫紅色泥巖，所以興安嶺油層的沉積環(huán)境為弱氧化弱還原的淺水沉積環(huán)境，在極短時(shí)間出現(xiàn)過(guò)不穩(wěn)定的氧化環(huán)境。

2.2 沉積構(gòu)造特征

由圖1可見(jiàn)，取芯井興安嶺油層發(fā)育的構(gòu)造類(lèi)型為平行層理、斜層理、交錯(cuò)層理、明顯河道沖刷面、發(fā)育的泥礫，表明較強(qiáng)的水動(dòng)力條件；明顯多個(gè)巖性突變面表明水動(dòng)力變化快速、頻繁。透鏡層理、波狀層理、脈狀層理、明顯河道沖刷面，表明水下沉積環(huán)境及較強(qiáng)的水動(dòng)力條件。貝14區(qū)塊塊狀層理最發(fā)育，表明快速的沉積環(huán)境。圖1a為波狀層理(B14-X56-54,1 774.60～1 774.74 m)、b為透鏡狀層理(B14-X56-54,1 769.95～1 770.08 m)、c為變形層理(B14-X56-54,769.80～1 769.92 m)、d為交錯(cuò)層理(B14-X56-54,1 772.08～1 772.23 m)、e為槽狀交錯(cuò)層理(B14-X55-50,1 777.30～1 677.48 m)、f為平行層理(B14-X55-50,1 676.13～1 676.28 m)、g為塊狀層理(B14-X55-50,1 656.93～1 657.11 m)、h為大量碳屑(B14-X56-54,1 805.38～1 805.52 m)、i為巖性突變面(B14-X56-54,1 783.96～1 784.14 m)、j為巖性突變面(B14-X56-54,1 789.72～1 789.85 m)。

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Fig. 1 Development characteristics of rock bedding types of XI group in B14 block

2.3 巖相類(lèi)型

根據(jù)巖心分析，認(rèn)為貝14區(qū)塊興安嶺層發(fā)育的巖相類(lèi)型為塊狀層理砂巖相、粗砂巖相、砂礫巖相、平行層理砂巖相、交錯(cuò)層理砂巖相和雜基支撐砂礫巖相，巖性特征表明較強(qiáng)的水動(dòng)力條件；雜基支撐砂礫巖表明存在重力流的水流性質(zhì)。圖2為貝14區(qū)塊興安嶺層巖相類(lèi)型。其中，圖2a為塊狀層理泥巖相(B14-X55-51，718.97～1 719.18 m)、b為水平層理泥巖相(B14-X55-50，1 714.15～1 714.25 m)、c為波狀層理砂巖相(B14-X56-54，1 774.60～1 774.74 m)、d為塊狀層理砂巖相(B14-X55-50，1 656.93～1 657.11 m)、e為平行層理砂巖相(B14-X55-50，1 676.13～1 676.28 m)、f為交錯(cuò)層理砂巖相(B14-X55-50，1 777.30～1 677.48 m)、g為滑塌層理礫巖相(B14-X55-50，1 679.18～1 679.36 m)、h為塊狀層理粗砂巖相(B14-X56-54，1 793.87～1 794.02 m)、i為雜基支撐砂礫巖相(B14-X56-54，1 782.58～1 782.71 m)、j為雜基支撐砂礫巖相(B14-X56-54，1 782.28～1 782.39 m)。

綜上所述，通過(guò)巖心分析得知泥巖的顏色、發(fā)育的層理類(lèi)型及巖相特征表明，貝14區(qū)塊為扇三角洲前緣的沉積環(huán)境。

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3 沉積亞相、微相類(lèi)型及特征

通過(guò)綜合區(qū)域沉積背景、巖心資料、測(cè)井資料分析，確定研究區(qū)內(nèi)目的層主要發(fā)育扇三角洲前緣亞相[7]。主要識(shí)別的沉積微相類(lèi)型為水下分流河道、河口壩、席狀砂、水下分流河道末端和水下分流間灣微相(圖3)。

圖3 扇三角洲前緣亞相測(cè)井相模式

(1)水下分流河道微相。在整個(gè)扇三角洲沉積中，水下分流河道占有相當(dāng)重要的地位，具底部沖刷或突變面、底部滯留、正韻律及河道垂向?qū)有虻群拥捞卣鳌?/p>

(2)河口砂壩微相。扇三角洲河口砂壩的沉積范圍和規(guī)模較小，但含砂量高。粒度以分選較好的粉砂—中砂為主；沉積粒序主要顯示反韻律。常伴有季節(jié)性泥質(zhì)夾層。

(3)席狀砂微相。其粒度較細(xì)，成熟度較高；反韻律粒序，表現(xiàn)為砂泥間互層；見(jiàn)波狀層理、變形層理。

(4)水下分流河道間沉積。其由互層的灰色、淺灰色細(xì)砂、粉砂及灰綠色泥巖組成。發(fā)育水平層理、波狀層理、透鏡狀層理。在反韻律的單層中，由下而上分選變好。

4 平面沉積微相分布

4.1 地震反演井間沉積微相預(yù)測(cè)

反演是根據(jù)地震和測(cè)井信息綜合進(jìn)行河道等巖性體的識(shí)別，通過(guò)地表觀(guān)測(cè)的地震資料，以鉆井測(cè)井資料為約束，反映多期河道的影像特征?？梢栽诤暧^(guān)上知道河道的幾何形態(tài)、輪廓、物源方向等信息。利用反演切片可對(duì)河道邊界進(jìn)行修正，相比于測(cè)井相帶圖更能刻畫(huà)河道邊界及走向等細(xì)節(jié)。

針對(duì)最終的反演結(jié)果，從縱向上的反演精度進(jìn)行了分析評(píng)價(jià)。從圖4地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)縱向的反演剖面看，井點(diǎn)處地震與測(cè)井完全吻合，雖然受地震層位起伏影響，但井間砂體連續(xù)性還是達(dá)到了預(yù)期的效果。

圖4 地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演剖面

利用層間反演體時(shí)間切片來(lái)制作反演平面圖對(duì)研究區(qū)小層砂體進(jìn)行描述，根據(jù)反演切片突變邊界來(lái)描述河道邊界，對(duì)河道寬度變化異常的，從反演剖面分析河道寬度[8-11]。對(duì)井點(diǎn)微相與反演切片匹配較差的區(qū)域，不考慮反演切片，而采用井資料模式繪圖法進(jìn)行河道砂描述。圖5為興Ⅰ組重點(diǎn)單元反演屬性與測(cè)井相疊合圖。由圖5可見(jiàn)，地震反演切片在研究區(qū)南部出現(xiàn)連續(xù)分布的高振幅響應(yīng)與測(cè)井沉積相帶圖符合率較高，物源方向自南向北。通過(guò)反演屬性結(jié)合測(cè)井信息，對(duì)測(cè)井沉積相帶圖進(jìn)行了河道邊界和組合的校正。

圖5 興Ⅰ組重點(diǎn)單元反演屬性與測(cè)井相疊合圖

Fig. 5 Congruent map of inversion properties of key units in XI group and well logging facies

4.2 井資料沉積微相平面分布

在地震沉積微相井間預(yù)測(cè)的指導(dǎo)下,進(jìn)行井震結(jié)合平面沉積微相預(yù)測(cè)，興Ⅰ組重點(diǎn)單元沉積微相平面分布見(jiàn)圖6。研究區(qū)總體為三角洲前緣水下分流河道沉積。由圖6可見(jiàn)，微相類(lèi)型包括水下分流河道、河道間、河口壩、前緣席狀砂、湖相，明顯以分流河道為主。微相分布規(guī)律呈河道兩側(cè)分別發(fā)育水下分流河道，在河道兩側(cè)和前端發(fā)育席狀砂以及河口壩。

圖6 興Ⅰ組重點(diǎn)單元沉積微相平面分布

5 結(jié) 論

(1)貝14區(qū)塊興安嶺油層泥巖的顏色以灰綠色為主，少量灰色泥巖、灰黑色泥巖，沉積構(gòu)造以平行層理、交錯(cuò)層理、河道沖刷面、透鏡層理、波狀層理等強(qiáng)水流及水下沉積的構(gòu)造類(lèi)型為主，發(fā)育塊狀層理、平行層理砂巖相、交錯(cuò)層理砂巖相、雜基支撐砂礫巖相，綜合特征表明了扇三角洲前緣的沉積環(huán)境。

(2)通過(guò)綜合區(qū)域沉積背景、巖心資料、測(cè)井資料分析，確定扇三角洲前緣亞相發(fā)育水下分流河道、河口壩、席狀砂、水下分流河道末端和水下分流澗灣微相。

(3)井震結(jié)合認(rèn)為，貝14區(qū)塊興安嶺油層砂體以大中型水下分流河道為主，砂體發(fā)育較好，具有良好的開(kāi)發(fā)潛能。

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(編校 王 冬)

Reservoir depositional characteristics of XⅠ group in B14 block of Hailar Oilfield

WenHuijian1,2，LiuSiqi1

(1.College of Earth Science, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Post Doctoral Work Station Daqing Oilfield, Daqing 163458, China)

This paper is directed at addressing the larger proportion of low permeability reserves and the prominent contradiction of water injection in Hailar Oilfield, an attempt to use the material of cores, and well logging data to analyze the lithofacies characteristics of reservoir, rock color and structural characteristics of XⅠ group in the B14 block of Hailar Oilfield and thereby investigate the depositional environment of the reservoir. The study involves establishing sedimentary microfacies model and predicting the sand body among different well using well logging data and seismic inversion; realizing the combination of well seismic and sedimentary microfacies and ultimately revealing the law behind the distribution of sand body. The results demonstrate that the there are five types of microfacies: underwater channel, mouth bar, sheet sand and so on; the main sand type is underwater channel; the distribution of sand body is marked by regularity and directionality; and underwater distributary channel is of a larger width, distributing from southeast to northwest. This research may provide some theoretical guidance for further exploration and evaluation in Hailar Oilfield.

Hailaer Oilfield； depositional characteristic； XⅠ group； fan delta

2016-12-14

東北石油大學(xué)培育基金項(xiàng)目(NEPUPY-1-02)

文慧儉(1972-)，女，遼寧省北鎮(zhèn)人，教授，博士，研究方向:沉積學(xué)、油氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)，E-mail:whjdqpi@163.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2017.01.011

TE122; P618.13

2095-7262(2017)01-0051-04

A