张宇焜，杨 烁，郭 晓，王 帅，王 晖，宋来明

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.中国海洋石油国际有限公司，北京 100028)

0 引 言

目前东西伯利亚地台已发现70多个油气田，是俄罗斯重要的含油气远景区[1]。东西伯利亚地台受文德纪初期贝加尔运动影响发生广泛的海侵，文德纪早期的海陆过渡相陆源碎屑岩和晚期的碳酸盐岩在地台古隆起超覆沉积，形成主要储集层。前人对该区域的研究多集中在探勘潜力分析，现阶段已投入正式开发的油气田较少，该类储层的开发特征研究更是鲜有涉及[2-4]。但该地区地质特征复杂，储层年代久远，成岩作用发育，油气勘探开发难度大。为此，以东西伯利亚台地东南部涅帕-鲍图奥巴隆起A油田为例，通过下文德统涅帕组碎屑岩储层岩性特征和沉积相类型分析，建立了该套地层的沉积演化模式，构建下文德统沉积相平面展布特征。在此基础上，结合油田试采情况和室内物理模拟实验开展开发潜力分析，明确开发优势相和储层渗透性改善措施，为海陆过渡相碎屑岩储层的勘探与开发提供地质资料和理论依据。

1 区域地质背景

研究区位于东西伯利亚地台东南部涅帕-鲍图奥巴隆起(图1)。东西伯利亚地台基底由太古界和下元古界的片麻岩、花岗岩和少量岩浆岩构成，构造演化主要经历了元古代里菲纪—文德纪早期坳拉谷、文德纪晚期—寒武纪—奥陶纪地台2个发育阶段，多期构造运动叠加改造形成了现今的地台区隆坳相间、盆缘发育前陆坳陷的构造格局[5]。

图1 俄罗斯东西伯利亚地台构造分区(据文献[5]修改)Fig.1 Tectonic division of east Siberian Platform in Russia (Modified from reference [5])

里菲纪富含有机质泥岩、泥质碳酸盐岩，为东西伯利亚地台的主要烃源岩。早文德纪海侵逐渐扩大，涅帕-鲍图奥巴隆起被底部砂岩超覆，并逐渐向以碳酸盐岩为主夹砂泥岩的沉积层序过渡，底部超覆砂岩成为主要的含油气地层。文德纪晚期海侵范围最大，海水覆盖涅帕-鲍图奥巴隆起，但海水不深且分隔明显，为陆源碎屑陆棚沉积向碳酸盐岩局限台地转换的过程[5]，该时期以碳酸盐岩和盐岩发育为主，形成良好的白云岩储层。寒武纪初期继承了晚文德纪的沉积条件，涅帕-鲍图奥巴隆起成为较闭塞的蒸发盆地，沉积厚度近1 500 m的膏盐岩和白云岩交互地层，是东西伯利亚地台的区域性盖层，且对下伏里菲系烃源岩生成的油气形成逐级封堵，使油气得以保存。总体来看，文德纪—寒武纪是一个完整的海进海退旋回。

涅帕组自下而上可划分为B13和B10两段，均为油气富集段。下部B13段分布于涅帕-鲍图奥巴隆起东南翼的大部分地区，向西北逐渐尖灭。在西北部构造位置最高隆起区，B13段直接覆盖于结晶基底或古风化壳之上，埋深为1 400～1 700 m，在斜坡区可达2 000 m。

2 岩相类型及特征

2.1 岩石学特征

东西伯利亚地台下文德统涅帕组B13段主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩，长石石英砂岩和长石岩屑砂岩含量较低。骨架颗粒磨圆呈次棱角状、次圆状，分选为中等。长石主要为酸性斜长石和钾长石，含量较高，岩屑含量低，粒间发育硬石膏胶结物(图2)。

图2 研究区涅帕组B13段砂岩镜下特征Fig.2 Microscopic characteristics of sandstone in B13 member of Nepa Formation in the study area

图3为研究区涅帕组B10段砂岩镜下特征。研究区下文德统涅帕组B10段主要发育长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，长石石英砂岩发育较少。骨架颗粒磨圆呈次棱角状、次圆状，分选较差。长石含量较B13段大幅降低，岩屑含量略有增加，粒间可见碳酸盐岩胶结物(图3)。

图3 研究区涅帕组B10段砂岩镜下特征Fig.3 Microscopic characteristics of sandstone in B10 member of Nepa Formation in the study area

2.2 标志性岩石相

结合岩心资料分析，研究区下文德统涅帕组储层可划分为8类岩石相(图4)，分别表示不同的沉积特征。

岩相1为灰褐色细-粗砂岩(图4a)，基质中可见石英砾及棱角状岩屑，底部发育少量块状粉砂岩，分选较差；沉积构造为具有旋回性的砂泥互层，交错层理发育，呈薄层状压实在纹层中。岩相2为泥质细砂岩夹粗粉砂岩(图4b)，极少见厚度为2～3 cm的粗砂岩夹层，分选为中等—好，发育水平层理、低角度波状层理、透镜状层理及波痕构造；该岩相与岩相1组合构成一个正粒序沉积旋回，底部发育粗砂岩，向上粒度逐渐变细，顶部发育薄层状粉砂岩。岩相3为浅灰色粉砂岩(图4c)，分选较好，无杂质，局部发育波状层理和水平层理。岩相4为棕灰色细砂岩与绿色粉砂岩互层(图4d)，分选中等，发育薄水平层理和低角度交错层理，可见水下滑塌成因的微褶皱变形。岩相5为砂质粉砂岩过渡至粉砂质泥岩，深灰色或黑色泥岩夹层中可见砂质透镜体(图4e)，发育波状层理、水平层理和包卷层理。岩相6为粉-细砂岩(图4f)，发育有少量厚度为2～3 cm的中-粗砂岩夹层，分选较好，可见炭质。其中，厚度小于1 mm的绿色泥岩薄夹层造成沉积构造的不连续。岩相7为细砂岩和泥岩互层(图4g)，互层界面较为模糊，砂质夹层炭化，底部砂质颗粒含量逐渐减少，泥质夹层逐渐增多，发育近水平的波状层理。岩相8为灰色砂质灰岩(图4 h)，可见粒径约为1 mm的圆形石英颗粒。地层上部的砂泥岩基质中发育硬石膏和直径约为2 cm的黄白色碳酸盐岩斑块，与下部地层的接触界面清晰且不平整。

图4 研究区涅帕组典型岩石相岩心照片Fig.4 Core photos of typical lithofacies of Nepa Formation in the study area

3 沉积特征

文德纪早期，西伯利亚大陆受到由东向南的巨大海侵，研究区所处的涅帕-鲍图奥巴隆起沿岸平原受到周期性海侵。纵向上，B13、B10段均由3套海侵单元组成，全区不同位置发育暂时性的冲积扇和障壁海岸沉积[6-8]。平面上，研究区障壁海岸沉积由西向东依次发育沼泽、潮坪、潟湖、障壁岛、临滨沉积双相。

3.1 沉积相类型及特征

3.1.1 冲积扇

研究区下文德统涅帕组沉积时期，地表环境简单，突发山洪形成的沉积物由高处向下覆盖于斜坡之上并延伸至平原地区，形成范围广泛的冲积扇。顶部扇根处沉积物粒度最粗，顺斜坡向下沉积物逐渐变细。

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研究区内冲积扇整体为中-粗砂岩沉积(图4a)，由斜坡向下变为细砂岩和发育泥质隔夹层的粗粉砂岩(图4b)，粒度逐渐变细，这是由于越来越多的细粒物质造成水流能量减弱而形成的。由于斜坡角度变缓影响流体的速度和黏度，沉积物分选极差，细粒砂质基质中紧密排列棱角状的碎屑颗粒，沉积物磨圆程度也很低。粗粒砂岩沉积于扇根，发育巨大的倾斜隔夹层，在水动力减弱处沉积悬浮的细粒碎屑。冲积扇内部发育径流水道沉积，表现为分选好的细砂岩和粉砂岩互层，砂质隔夹层的厚度约为10～15 cm(图4c)，径流水道流经处还会发育一些漫洪砂体。径流水道沉积发育薄水平层理、交错层理和波状层理，分选较好，表明沉积时水动力较弱，同时可见由于水下滑动形成的微褶皱。随着冲积扇推进，入海后流速减弱，分选较好的砂质沉积形成片流沉积。片流沉积由分选较好的细砂岩组成，发育平缓的波状层理和水平层理(图4d)，厚度一般小于1 m。

3.1.2 潮坪

主要发育薄层泥质、黏土碎屑和砂质透镜体，波状层理与薄水平层理交互发育，水动力较弱(图4e)。由于潮汐作用和临时性水道漫溢，地表植被覆盖于沿海平原上。

3.1.3 障壁岛

由分选好的细-粉砂岩组成，厚度较薄(图4f)。通常由厚度为1～3 mm的砂泥岩层均匀叠合而成，成层性显著，由于滨岸地带海浪作用的影响，单层厚度为2～3 cm。岩心表现为分选好的灰色、深灰色、浅褐灰色的细-粉砂岩沉积，含圆形石英颗粒，并发育大量平缓的交错层理，偶见不连续的爬升波痕，是滨岸过渡地区的显著特征，底部细粒基质中常见圆形的淤泥碎片，是滨岸波浪改造的结果。

3.1.4 低盐度潟湖

由于滨岸带海侵作用形成孤立的浅水盆地沉积，充填粉砂质泥岩，发育薄水平层理和角度较缓的交错层理(图4g)，多发育在滨岸斜坡带的过渡区。B13段沉积时期，蒸发量相对较低，形成低盐度潟湖沉积。

3.1.5 高盐度潟湖

研究区多数井在B10段上部钻遇石膏化、发育白云岩隔夹层的砂质-黏土质岩层(图4h)，厚度不超过2 m，局部可见黄铁矿包裹体。此类沉积物发育在沿海孤立的池塘中，由于海水渗透和蒸发后沉积，且该时期蒸发量很大，潟湖水体浓缩，形成高盐度潟湖沉积，类似陆源萨布哈沉积。

3.2 沉积演化模式

研究区下文德统涅帕组B13段可分为3个沉积阶段，B10段分为2个沉积阶段。B13段1小层沉积时期，海洋盆地位于研究区东部，受潮汐作用影响，滨岸被暂时性淹没，主要发育潮坪和障壁岛沉积(图5a)。北部发育由突发性山洪形成的陆源碎屑冲积扇，并由于重复性事件造成冲积扇垂向叠加。冲积扇被河流切割，大量碎屑物质漫溢出河道向周边溢流，随着流速降低，细粒砂泥岩开始广泛沉积。B13段2小层沉积环境相同，东部为障壁岛沉积，沿海洋盆地分布，向西发育被动水动力条件下形成的泥质潟湖沉积(图5b)。由于持续海侵作用，海岸线向西迁移，B13段3小层开始发育临滨相沉积，以泥质为主的潟湖在东部砂质沉积上发育(图5c)。

A-15井在B13段钻遇冲积扇，岩心分析发现，扇体沉积物粒度分级明显，磨圆程度更高，基本不发育粗粒碎屑，反映了长距离搬运形成的特征[9-11]。地震解释和岩心描述发现，研究区北部和东北部(A-6、A-16井等地区)虽然与A-15井均为冲积扇沉积，但并不发育储层，这表明冲积扇体经过后期改造影响了储集物性。

B10段为海退阶段在海岸斜坡形成的砂质沉积体。在早期的1小层沉积期内，研究区大部分区域沉积砂质、粉砂质和黏土的混合沉积物，北部发育由突发性洪水形成的小型冲积扇(图5d)。由于海退作用，海岸线持续向东部深海方向迁移。在2小层沉积期内，研究区内孤立的水塘、河道中残留的海水持续蒸发，同时与砂泥物质沉积形成蒸发岩(硬石膏和盐岩)，表现白云岩化特征及发育碳酸盐岩碎屑，这种相类型被称为陆源萨布哈，其发育于含盐的泥泞低部位[12-14]。研究区大部分区域被这种黏土和砂质混合的沉积物覆盖(图5e)。B10段形成后，由于持续海侵作用，黏土层在研究区广泛沉积，成为优质盖层。整体来看，研究区下文德统涅帕组发育由冲积扇过渡至障壁海岸的海陆过渡相沉积模式。

图5 研究区涅帕组各沉积阶段沉积相平面分布Fig.5 Plane distribution of sedimentary facies of each sedimentary stage of Nepa Formation in the study area

4 开发潜力分析

4.1 储层品质特征

沉积特征直接决定了储层物性。钻井揭示B13段和B10段储层平均有效厚度分别为7.9、2.7 m，平均净毛比分别为30.3%、17.3%，平均孔隙度均为10.6%，平均渗透率分别为12、22 mD，储层厚度薄、净毛比低，且低孔低渗。试采情况表明，通过泵抽或自喷方式，B13段单井日产油量为1.8～108.0 m3/d，平均为33.2 m3/d；B10段单井日产油量为1.8～18.2 m3/d，平均仅为6.5 m3/d。储层物性和油井产能平面上由西北部和北部向东南部逐渐降低，试采高产井主要分布在冲积扇和障壁岛内，纵向上B13段优于B10段。同时，研究区部分试采井通过压裂，可有效提高产能约7～11倍。

由典型井特征(表1)可知，钻井揭示不同沉积相中的有效厚度、物性变化迅速。其中，A-5井测试压差为4.8 MPa，日产油为104.9 m3/d；延长测试阶段第1次关井前测试压差为1.4 MPa，日产油为30.5 m3/d；第2次关井前测试压差为2.2 MPa，日产油为59.8 m3/d；第3次关井前测试压差为4.8 MPa，日产油为143.4 m3/d，采油指数随时间呈增加的趋势。而相邻仅5.4 km的A-13井在同层位测试日产油仅为5.0 m3/d。这表明受控于沉积相带的平面快速变化，储层连续性差，厚度薄且变化大。

表1 研究区涅帕组典型井储层物性与产量特征Table 1 Reservoir physical properties and production characteristics of typical wells of Nepa Formation in the study area

4.2 开发策略

研究区储层物性差、厚度薄、非均质性强，但是该类冲积扇过渡至障壁海岸的海陆过渡相沉积环境，储层展布范围广，评价认为储量规模可观。因此，结合储层品质和试采认识，研究区适合以多级压裂水平井结合注水的模式进行开发。针对压裂增产能力，结合郎兆新水平井产能公式[15]，考虑压裂级数，计算出研究区高品质储层采用10级压裂(研究区计划采用压裂级数)。水平井单井日产油增幅可达2.8倍，该研究为油田合理配产提供了依据。为降低风险，在开发过程中需要针对水平井多级压裂和注水效果分期开展先导试验，在储量动用方面需要优先开发储层品质高的井区，分阶段推进储层落实程度，提升油田开发效果。

这类海陆过渡相碎屑岩储层内部普遍含盐，含盐量直接影响储层物性特征(图6)。通过物理模拟实验发现，储层岩心进行高矿化度地层水驱替，岩心渗透率不发生变化；约驱替1.5倍孔隙体积高矿压度水后，继续采用低矿化度水进行驱替实验，所有岩心渗透率均有不同程度的提高(图7)。这是由于低矿化度注水使孔隙中的盐类微粒发生运移和离子溶解，导致孔隙喉道变大，渗透率提高。实验表明：研究区采用低矿化度水驱能有效增加储层孔隙体积，提升储层渗透性，提高注水井的注入能力，并有效降低油井井筒石膏沉积风险[16-17]。

图6 基于岩心分析结果的储层物性与含盐量的关系Fig.6 Relationship between reservoir physical properties and salt content based on core analysis results

图7 不同渗透率的岩心物理模拟实验结果Fig.7 Experimental results of core physical simulation with different permeability values

5 结 论

(1) 结合区域地质研究和岩石相分析，将涅帕组划分为受周期性海侵作用形成的3套海侵地层单元和2套海退地层单元；在此基础上确定各沉积期内沉积相的平面展布特征和沉积变化规律，并建立了由冲积扇过渡至障壁海岸的海陆过渡相沉积模式。

(2) 确定沉积特征和储层品质的关系，在油田试采和岩心分析基础上，明确海陆过渡相碎屑岩储层含盐量直接影响储集物性，通过低矿化度水驱替的方式可以使盐类微粒发生运移和溶解，从而提升储层渗透性。以此为基础制订了以多级压裂水平井结合注水的开发模式，分批开展先导试验，优先开发储层品质高的井区，逐阶段推进储层落实程度的开发策略。