渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法<br/>——以XX油田深层生屑云岩为例

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法
——以XX油田深层生屑云岩为例

2010-09-24张建民赵春明马奎前杨庆红柴世超

海洋石油 2010年4期

关键词：云岩陆源碎屑

张建民,赵春明,马奎前,杨庆红,柴世超

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452）

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法
——以XX油田深层生屑云岩为例

张建民,赵春明,马奎前,杨庆红,柴世超

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽 300452）

针对海上碳酸盐岩油田开发难点及面临的挑战,以XX油田深层碳酸盐岩油藏的ODP实施为例,提出了深层生屑云岩储层预测方法。通过古地貌及碳酸盐岩沉积模式综合研究,建立深层碳酸盐岩油藏、窄薄储层的配套研究技术,并在该技术的指导下成功完成对XX深层碳酸盐岩油田的储层预测。实践证明该研究方法可以很好地指导深层碳酸盐岩储层研究,对于类似油田的开发具有借鉴意义。

海上油田;湖湘碳酸盐岩;古地貌;开发技术

Abstract:Carbonate reservoir prediction method was proposed to solve difficulties and challenges in the offshore oil field development,and support research techniques on deep carbonate reservoir and narrow reservoir were established through the comprehensive study of palaeogeomorphology and carbonate sedimentary model.The method has been successfully applied to the development of XXoilfield of deep carbonate reservoir.Practice has proved that this method can guide deep carbonate reservoir research and the development of similar oil field.

Key words:offshore oil field;lacustrine carbonate rock;palaeogeomorphology;development technology

1 区域概况

湖相碳酸盐岩广泛发育于中国各陆相含油气盆地,受盆地升降、湖平面升降、沉积环境和生物发育状况等的变化影响,湖相碳酸盐岩地层普遍具有多旋回发育特征[1];同时湖相碳酸盐岩具有沉积范围小、沉积厚度薄、横向变化快、非均质性强的特点,难以准确地预测储层分布。

XX油田为典型的深层湖相碳酸盐岩沉积,油田位于沙东南构造带上,西南为沙南凹陷,东南紧邻渤海盆地最大的生油凹陷——渤中凹陷,该区已经发现了多个油田及含油气构造（图1）。XX油田基底由中生界火山岩、砂砾岩组成,古近系沙河街组的生屑云岩直接披覆在潜山风化壳上,沙一段中、上部及东营组三段、二段为大套泥岩,与生屑云岩形成良好的储盖组合。储量评价阶段完钻三口探井（图2）,井距3 km以上,油田的主力含油层段为沙一段生屑云岩储层,储层埋深3 900～4 100 m,纵向上分为两个小层,油层厚度9 m,生屑云岩溶蚀孔非常发育,呈蜂窝状,孔渗条件很好。

图1 XX油田区域位置Fig.1 Location of XX oilfield

图2 XX油田含油面积Fig.2 Oil area of XX oilfield

2 开发难点及研究意义

由于湖成碳酸盐岩储层受古地貌、古水深、风向、阳光、底质及物源等因素的控制,储层横向变化大,加上受油田探井井距大、储层埋藏深、厚度薄等因素的影响,储层在常规地震剖面上无法识别。如何准确进行储量计算,取准计算参数,客观核实地下物质基础,对指导开发井部署具有重要意义。而在XX油田储量计算参数中,最重要的影响因素是储层分布范围及厚度分布趋势,而深层碳酸盐岩窄薄储层研究工作是“世界级”的难题。XX油田的开发难点具体体现在以下几个方面:

（1）海上油田探井及开发井钻完井费用高,在储量评价阶段不可能布很多探井。XX油田探井井距超过3 km,如何克服探井井距大、油田探明程度低等挑战,保证开发井成功实施,是油田开发的关键之处。

（2）油层埋深超过4 000 m,而储层厚度不足10 m,该套储层在常规地震资料上没有响应。如何克服地球物理无法预测储层的瓶颈,找到预测储层展布的技术方法,保证开发井顺利实施,是油田开发面临的第二大挑战。

（3）油田储层为碳酸盐岩沉积,岩性混杂。如何建立碳酸盐岩沉积模式,找到各个有利相带指导开发井部署,是油田实施阶段的重大挑战。

通过大量文献调研表明,在国内无类似深层、薄层的生屑云岩油田开发技术方法及实施经验;本文通过油田基础资料分析,建立碳酸盐岩沉积模式,利用古地貌技术结合沉积微相的综合分析方法预测储层分布,形成一套深层碳酸盐岩储层预测技术;XX油田在该技术指导下完成了开发井部署,通过几口开发井的成功实施,证实了该套研究技术的正确性,对于类似深层碳酸盐岩油田的开发具有很好的指导意义。

3 生屑云岩沉积特征研究

3.1 储层特征

XX油田沙一段岩石类型主要有生屑云岩、云质砂砾岩、砂砾岩、泥灰岩,中生界以沉凝灰岩为主。岩石组分主要为生物碎屑、内碎屑、陆源碎屑和填隙物,陆源碎屑成分主要为中细砂岩及砂砾岩（图3）。3.1.1 生屑云岩特征

图3 XX油田目的层储层测井曲线响应Fig.3 Well log response in the target zone of XX oilfield

生屑云岩为油田的主要储集层,储层次生孔隙发育,主要储集空间为粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔两种类型,溶孔呈蜂窝状分布。矿物成分主要是白云石和少量陆源碎屑。其中白云石含量73%～98%,平均92%。岩石组分主要为生物碎屑、内碎屑、陆源碎屑和填隙物。其中,生物碎屑含量30%～82%,平均67.5%,主要为螺屑,多呈破碎状,并强烈重结晶,偶见介屑和藻类;内碎屑含量一般不超过5%,陆屑含量1%～35%;填隙物成分主要为重结晶白云石（图4、图5）。由于生屑云岩次生孔隙发育,该类储层具有良好的渗透性,为中高孔中渗储层。岩心分析孔隙度15.5%～37.7%,平均 28.6%,渗透率（7.9～992.8）×10-3μm2,平均 250 ×10-3μm2;其中 75%的样品孔隙度分布在25%～35%,渗透率分布在（100～500）×10-3μm2。

图4 XX-2井4 096.40～4 096.46 m岩心生屑云岩溶孔发育Fig.4 The lacustrine carbonate core of 4 096.40～4 096.46 m in XX-2 well

图5 XX-2井4 096.38m岩样铸体薄片显示次生溶孔发育（单偏光10×10）Fig.5 The casting thin section of 4 096.38 m in XX-2 well

生屑云岩电性特征明显,很容易在测井曲线上识别出来;其中伽马曲线数值很低,呈指状及箱型分布,储层电阻率较高,在11～96Ω·m之间,生屑云岩因孔隙发育,其岩石密度较低,为2.1～2.5 g/cm3,低于上覆泥岩及下部混积岩密度,很容易区分。

3.1.2 混积岩岩石特征

在中生界潜山与生屑云岩储层之间发育混积岩,储层厚度2～8 m,主要由螺屑与陆源碎屑、螺屑与火山岩碎屑混杂沉积形成。关于混积岩分类及成因,国内大量学者进行了深入研究。张锦泉等认为,混合沉积可以是由碳酸盐与陆源碎屑结构混合组成的混积物和“纯”碳酸盐岩与碎屑沉积物的互层、夹层及横向相变。杨朝青[2]、郭福生等将同一岩层内陆源碎屑与碳酸盐2种组分相互混杂的产物叫“混积岩”。混积岩可划分为狭义的混合沉积和广义的混合沉积;关于混合沉积的成因,Mount[3]曾着重对浅水陆棚环境中狭义的混合沉积作了全面论述,提出了4种混合沉积类型（过程）;王国忠[4]以涠洲岛珊瑚礁为例讨论了现代礁区生物碳酸盐碎屑与陆源碎屑的混合作用,将混合沉积作用分为3种类型;张雄华[5]在总结前人研究的基础上,结合湖南和江西古生代地层的有关资料,将陆源碎屑和碳酸盐的混合沉积作用归为5种类型:事件突变沉积混合、相缘渐变沉积混合、原地沉积混合、侵蚀再沉积混合和岩溶穿插沉积混合。董桂玉[6]等结合商河地区混合沉积特征将混合沉积作用分为3类:渐变式混合沉积、突变式混合沉积和复合式混合沉积。在XX油田主要存在两种混杂沉积形式:

（1）生屑云岩与砂砾岩交互沉积

此类沉积在XX油田分布广泛,主要分布在A1、A9及2井区,其特征体现为砂砾岩与生屑云岩互层沉积或者某种岩性零星分布在另一类型的岩石中。本区此类交互沉积主要是湖平面的升降导致沉积环境发生改变,在“浑水”期间发生陆源碎屑沉积,在“清水”期间发生碳酸盐沉积,两者过渡期间发生混合沉积;另外可能在斜坡带高部位未固结或弱固结的生物云岩在重力作用下沿坡向下滑动,与陆源碎屑混杂形成此类沉积（图6）。此类沉积总体物性较好,但纵向上表现出较强非均质性,同时由于受古地貌及近陆物源供给影响与控制,此类混杂沉积向古地貌偏低、距离物源较近的A9井区,储层表现出陆源碎屑偏多、物性变差的趋势。

图6 生屑云岩与砂砾岩混积Fig.6 The mixed sedimentation of bioclastic dolomite and glutenite

（2）生屑云岩与火成岩交互沉积

在XX油田局部区域存在生屑云岩与火山角砾岩交互沉积。此类储层物性较好,上部为生屑云岩沉积,下部为凝灰质岩屑及火山角砾岩岩屑（图7）。由于该类储层直接披覆于中生界顶面上,在沙一段沉积时期,由于研究区内局部古地貌高点出露水面遭受剥蚀,造成中生界火成岩岩屑与碳酸盐岩在斜坡发生混合沉积,后期湖水变深剥蚀区域被埋水下,斜坡带主要发生碳酸盐岩沉积。

图7 生屑云岩与火山岩混积Fig.7 The mixed sedimentation of bioclastic dolomite and volcanic rock

3.2 沉积微相研究

据孢粉分析资料,古近纪的气候属亚热带型,沙一段沉积时水域又逐步扩展达到最大范围,为温暖湿润的气候条件,这些都有利于碳酸盐岩的沉积。XX油田沙一段沉积时为湖盆中的水下高地,受陆源物质影响较小,湖相碳酸盐岩发育。油田生屑云岩主要发育在适合于大量生物繁殖的浅水环境中,水体清浅,阳光充足,能量较高,营养丰富,生物繁茂。当气候干燥且有陆源碎屑大量入湖时,水体浑浊,发生混杂沉积（图8）。

图8 XX油田沙一段底部沉积模式Fig.8 Sedimentary model of E3s1bottom in XX oilfield

XX油田属于碳酸盐岩斜坡相沉积,主要发育浅湖、半深湖、深湖亚湘。浅湖亚相可分为生物滩、湖湾、滩缘混积沉积微相。生屑云岩主要分布在浅湖亚相中的生物滩及滩缘微相中,3井区泥岩及泥灰岩分布在半深湖亚相中。各井区生物云岩沉积受古地貌与古水深控制,滨浅湖相中的生物滩与滩缘混积微相由于较深的波浪与湖流作用,水体搅动强烈,能量较高,加之水体清浅,阳光充足,适于生物生长,是最有利的储集相带。常见多种类型的螺屑云岩,有良好的粒间孔隙、粒内孔隙。湖湾微相位于湾岸或三角洲间的湖湾部位,水体清澈,环境相对安静,储层白云石化严重。

混积岩受古地貌及近陆物源供给影响与控制,位于正常浪基面与风暴浪基面之间,该区域随着湖水变深,生物数量减少,受陆源碎屑注入影响,湖水相对浑浊。

4 深层生屑云岩储层预测方法研究

4.1 储层预测方法研究

碳酸盐岩储层预测方法主要有:地球物理、岩相古地理分析、地质统计综合分析等。文献调研表明,这几类方法都需要大量钻井资料及高分辨率地球物理资料作为基础,仅对中浅层碳酸盐岩储层预测效果较好;对于类似XX油田的这种埋藏深、储层薄的生屑云岩没有系统的储层预测方法。本文在分析深层碳酸盐岩沉积的主控因素基础上,提出了“古地貌研究及沉积微相相结合”的分析方法。古地貌研究方法在很多油田储层研究过程中广泛运用[7-9],尤其对碎屑岩储层预测起到了关键作用。由于碳酸盐岩沉积无论是台地相还是斜坡相,储层分布受古地貌的控制作用更强,同时储层分布受沉积相带约束。“古地貌研究及沉积微相相结合”的分析方法可以很好的进行储层预测。该方法的研究思路是首先根据油田探井资料进行古地貌恢复,在古地貌恢复基础上对油田储层分布进行初步分析;然后结合油田沉积微相研究结果,找到有利沉积相带,指导井位部署。

古地貌恢复关键在于找到代表层序界面的古水平面[10-11],该沉积界面必须满足以下条件:（1）必须是全区范围内分布的等时界面,能够代表当时的海平面。（2）该沉积界面离风化壳面越近越好,因为越接近风化壳,受后期构造活动及古地貌的相对起伏的影响就越小,同时沉积界面与风化壳间的地层厚度就越能反映风化壳当时的起伏变化特征。（3）这个界面必须是易于识别,不论是在地震剖面还是测井曲线电性特征上都容易识别和对比。

XX油田东营组底部为区域不整合面,在地震剖面及测井曲线上响应特征明显,利用东营组底作为基本面,通过层拉平手段,采用厚度法完成了沙一段的古地貌图（图9、图10）。

图9 XX油田沙一段厚度Fig.9 E3s1formation thickness of XX oilfield

图10 XX油田地震剖面（沿沙一段顶拉平后）Fig.10 Seismic cross section of XX oilfield（flattening the E3s1top）

利用古地貌图及地震反射特征,平面上可以把油田范围分成三个区域:①古地貌高地:沙一段厚度在 0～60 m,但地层倾角大 ,在 4°～16°,局部地区未接受沉积;②古地貌平缓区:在两个局部高地中间发育地层厚度达60～120 m的平缓区,地势平坦,地层倾角在 0.9°～1.6°;③古地貌斜坡带:地层厚度在120～180 m之间,地层倾角在2°～3°。

依据三口探井沉积微相研究成果,生屑云岩储层在生物滩微相中最为发育,在滩缘微相中虽然有生屑云岩沉积,但随着水体变深,生物碎屑含量逐渐减少。混积岩储层受西北方向主物源控制,从西北向古地貌高点陆源碎屑逐渐减少,在古地貌低部位形成陆源碎屑为主的砂砾岩沉积,储层物性较差,在斜坡带陆源碎屑与生物碎屑发生混杂沉积。

4.2 钻前储层预测及实钻结果对比分析

利用本文提出的技术方法,综合本油田古地貌分布特征及沉积微相分析结果,油田生屑云岩分布的最有利区域为古地貌斜坡带,该区域为生物滩微相。根据前人研究成果,生物云岩沉积的有利地势为坡度2°左右,而XX油田古地貌斜坡带,坡度适中且远离陆源碎屑供给区。该区域生屑云岩厚度最厚,生屑云岩既有本地生物沉积,又有从斜坡滨岸带冲刷下来的生物碎屑,预测生屑云岩厚度与探井基本一致。同时在混积层沉积时由于生物碎屑含量高,储层物性较好。

斜坡带向上为斜坡滨岸带,由于该带临近剥蚀区,陆源碎屑较多,受水进水退影响明显,时而出露水面,时而没入水下,环境不稳定,不利于生物繁衍,同时滨岸带沉积的生物碎屑由于水体太浅容易被波浪冲刷到斜坡高能带沉积,所以该区域生屑云岩沉积厚度较薄。

斜坡带向下为生物滩缘沉积及砾石滩沉积,该区域随着湖水变深,生物数量减少,同时受西北方向物源影响变强,平面上预测其生屑云岩厚度向低部位逐渐变薄,物性逐渐变差;在混积岩沉积时由斜坡带向下储层段厚度可能会逐渐变厚,但由于陆源碎屑成分变多,逐渐由以生物碎屑为主的混积岩过渡到以砾石成分为主的砂砾岩,储层物性变差（图11、图12）。

图11 XX油田生屑云岩沉积微相分布Fig.11 The bioclastic dolomite microfacies distribution of XX oilfield

图12 XX油田混积层沉积微相分布Fig.12 The mixed sedimentation microfacies distribution of XX oilfield

XX油田实钻开发井证实储层分布受控于古地貌,各沉积相带储层岩性、厚度、物性差异较大,但与钻前综合分析法预测基本一致（图13）。实钻储层分布具有以下几方面特征:①生屑云岩在沙一段厚80～180 m的古地貌缓坡带及斜坡带均有分布;生屑云岩在斜坡高能带分布稳定,但储层物性向古地貌低处呈现变差趋势;从斜坡高能带向斜坡滨岸带,生屑云岩厚度逐渐变薄;高能带储层厚度较厚,约5 m,到滨岸带生屑云岩厚度不足1 m;②在混积层沉积时,古地貌高部位A5井区出露水面未接受沉积;同时受西北方向陆源碎屑主物源控制,储层段厚度从A9井向古地貌高部位逐渐减薄;③实钻开发井从A2s井区到A9井区混积层储层厚度变厚,物性变差,在A9井混积岩底部,由于陆源碎屑含量太高,基本为无渗透性的致密砂砾岩。

5 结论

（1）XX油田深层生屑云岩及其混积岩储层岩电特征明显,物性较好。

（2）通过钻前储层预测及开发井实施结果对比分析,证实本文提出的“古地貌控制、沉积相带约束”综合分析技术对于XX油田储层预测行之有效,是解决中深层碳酸盐岩储层预测的有效途径。

（3）生屑云岩沉积主要受古地貌控制,各沉积相带储层差异较大;斜坡高能带的生物滩为最有利储集相带,向古地貌低部位厚度逐渐变薄、物性变差。混积层沉积受陆源碎屑及生物碎屑双重控制,向古地貌低部位陆源碎屑含量变高,受压实作用影响物性变差。

图13 XX油田开发井储层对比Fig.13 Reservoir correlation of development wells in XX oilfield

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Research method of lacustrine carbonate rock in the Bohai Sea——taking bioclastic dolomite in XX oilfield as an example

Zhang Jianmin,Zhao Chunming,Ma Kuiqian,Yang Qinghong,Chai Sichao

（Exploration and Development Research Institute of Bohai Oilf ield,CNOOC Tianjin Company,Tianjin300452）

TE122.2+21