童璐一，李标，王文涛，卢艳，李潇潇

(中海石油(中国)有限公司 湛江分公司，广东 湛江 524057)

1 存在问题

A油田东块位于琼海低凸起东部构造倾没端，西接琼海凹陷和海南隆起，东邻文昌B凹陷(见图1)。它是在渐新世之后盆地从早期张裂断陷转入稳定的凹陷阶段，即琼海低凸起形成以后接受的海相沉积[1]。A油田是受断层的逆牵引作用形成的，该构造被分为南部高点和北部高点两块，主要生产层位为ZJ1Ⅱ下油组，因此，明确该油组的沉积微相类型及其分布规律是油田挖潜的关键和前提。在过去的研究中普遍认为ZJ1Ⅱ下油组属于一套临滨砂坝沉积，A1井区为临滨砂坝主体，A2井区为临滨砂坝侧缘(见图2)。

图1 A油田东块地理位置 图2 A油田原砂体沉积

A油田于2013年6月投产，目前共有8口生产井，A1井区和A2井区各有4口生产井。经过近8年的生产，两个井区在生产动态特征上差异较大。整体上，A1井区为厚层断背斜、块状底水油藏，开发效果较好，生产动态特征表现为以下三个方面：(1)油藏物性好，单井产能高，生产压差小。(2)水体能量充足，压力保持程度高，地层水体能量充足，地层压力基本不变，目前地层压力系数为0.83。(3)油水黏度比较低，底水脊进缓慢，无水采油期长，开发效果好，A1井区储层内未见隔夹层分布，底水呈活塞式推进，无水采油期达25个月，无水采油期采出程度达30%。A2井区为背斜、层状边水油藏，各井表现出生产压差大、单井产能低的特点，隔夹层较为发育，地层能量不足，压力恢复缓慢，目前地层压力系数降至0.37。如果按照原先沉积模式认识，A1井区和A2井区同属于一套临滨砂坝沉积，则经过多年的生产，两井区生产井地层压力、含水率等应逐渐呈现出趋于一致的特征。但是从生产井的生产动态资料看来，两个井区的砂体并不连通，因此需要对该区的沉积相和砂体展布进行重新研究。

2 新沉积模式的提出及砂体展布规律

2.1 区域沉积演化规律

前人研究表明，珠江组一段沉积时期，神狐隆起和琼海低凸起已经全部沉没于水下，整个盆地沉积范围进一步扩大，水体逐渐加深，成为开阔的滨海、浅海环境。在珠江组一段早期发生了区域性的海侵，形成了广泛的海进泥岩，随后发生持续的海退，在下部地层发育海退砂岩；之后为持续的海进，在中部地层形成海侵砂岩，到珠江一段晚期海水进一步加深[2]。

2.2 古生物分析

通过对浮游有孔虫演化曲线的研究，发现珠江组一段上部地层(ZJ1Ⅰ～ ZJ1Ⅲ油组)的浮游有孔虫含量为60%～90%；同时，位于A油田西北方向的D2井定量有孔虫分析也表明珠江组一段上部的地层(ZJ1Ⅲ油组)沉积环境为浅海相沉积[3]。

2.3 FMI成像测井分析

珠江组一段上的底部(-1689.6～-1659.48 m)发育一套泥质粉砂岩，但是在A2井FMI图像和岩心上看到局部发育砾石，并且其磨圆和分选较差(见图3)，邻井A1井却无此现象，说明其分布比较有限，综合分析认为该现象为风暴作用所致。通过多井对比，根据岩心和录井等资料，发现在本段地层中浅海陆棚最特征的自生矿物为海绿石；在图像上可见亮白色的灰质条带，证明此段具有一定的灰质含量。在A2井的FMI图像和录井资料中均说明地层中有黄铁矿发育，其代表了一种还原性的沉积环境。在A1井的FMI图像上可观察到有生物介壳的存在，说明此段沉积时期，生物比较发育。在A油田东南方向的E1井FMI图像上看到生物扰动比较强烈，破坏了原生层理，在部分层段可见对称和不对称波痕(见图4)。综合各类特征，认为本段沉积时期环境为滨外陆棚沉积[4]。

2.4 沉积微相分析

滨外陆棚沉积进一步可以划分为滨外砂坝、滨外浅滩、滨外泥和风暴沉积4种微相。滨外砂坝岩性为灰色细砂岩、粉砂岩，以反旋回为主，砂岩层数少但厚度较大，往往与滨外浅滩相伴而生，可形成储层。滨外浅滩岩性为灰色泥质粉砂岩，以正旋回为主，分布范围较大，垂向剖面特征为砂岩和泥岩呈频繁的互层，砂岩层数多；自然电位与自然伽马曲线常呈指状，深侧向与浅侧向电阻率曲线幅度差，较砂坝主体小，原始孔隙度相对较低，与滨外砂坝相比，砂体略薄，可形成储层。滨外泥主要是灰色泥岩，水平层理发育，常常形成隔、夹层。风暴沉积中发育灰色含砾砂岩和灰色砂岩，以正旋回为主，分布范围有限，可见部分的生物扰动，风暴作用属事件性沉积，可以对沉积物进行再分配，在一定程度上会破坏储层[5](见表1)。

表1 滨外陆棚沉积微相划分标准

从测井资料上可以看到，A1井和N1井在ZJ1Ⅱ下油组均属于厚层箱状细砂岩，砂岩厚度达27 m，测井平均孔隙度为26.3%，渗透率为141.4 mD，属于高孔中渗储层；A2井和A1P井为薄层泥质粉砂岩夹泥岩，测井平均孔隙度为21.3%，渗透率为92.5 mD，属于中孔中渗储层。综合分析认为A1井区为滨外砂坝沉积，而A2井区在ZJ1Ⅱ下油组主要为滨外浅滩沉积。

3 滨外砂坝成因机理及展布规律

浅海陆棚环境包括近滨外侧至大陆坡内边缘这一宽阔的陆架或广海陆棚区。浅海通常指浪基面(10～20 m)以下至坡度突然变陡或200 m水深的区域。水动力条件较为复杂，其中包括有海流、正常的波浪和由风暴引起的波浪以及潮流等，它们可以单独或共同作用来控制和影响浅海陆棚沉积物的搬运和沉积[6]。滨外砂坝主要是因为波浪、风暴流或区域循环流等的搬运而形成的一种窄长砂体，其展布方向平行或近平行于海岸线方向，以北美the Western Interiar Seaway的白垩期的滨外砂坝为例，其长轴为几千米，短轴为几十千米，因此，砂体在平面上常呈不规则展布[7]。

3.1 物源供给

文昌凹陷存在两大主要的物源区，一个是位于凹陷南部的神狐隆起；一个是位于凹陷北部包括海南隆起、粤桂隆起及其相关河流体系组成的综合物源区。由于珠江组整体上经历了大规模的海侵，在珠江组一段上部沉积时期，相对文昌凹陷来说，南部隆起、海南隆起均失去了供源能力，仅A凹北坡接受了来自古珠江水系的物源，发育长源三角洲沉积[8]。因此认为该区在珠江组一段上部的沉积物质是由华南陆块经过珠江水系搬运进入盆地，然后经过波浪、风暴流或区域循环流等搬运而沉积的。

3.2 古构造和水动力环境

地层厚度从一定方面能反映当时的古地貌环境，利用上覆海侵泥岩时间厚度法确定古构造形态[9]。从地震剖面可以看出，在A2井区方向至A1井区方向，上覆泥岩厚度逐渐减薄，砂岩厚度逐渐增加，同时可见明显上超现象(见图5)。因此，在沉积时期，A1井区位于构造高部位而A2井区位于构造低部位，滨外砂坝砂体主要发育在凸起部位，远离凸起部位砂体变少。这种现象表明滨外砂坝的沉积明显受控于凸起,沉积时古隆起的背景对滨外砂坝具有较为重要的作用[10]。现代海底的水流研究表明，水下凸起表面的海水水流速度明显高于周围平原的流速，海底水流状态是改造和搬运沉积物的重要地质营力。由于凸起表面水流速度较快并不利于更细的沉积物沉积，这就使得古凸起的沉积物粒度略粗于周围的物质，这是滨外砂坝在这种构造较高部位发育的主要原因[11]。

图5 过A1P～A1井地震剖面 图6 A油田ZJ1Ⅱ下油组砂体沉积模式

3.3 砂体展布规律

结合地球物理、测井及岩心资料综合分析认为ZJ1Ⅱ下油组沉积早期，在构造相对凸起的部位沉积了一套岩性为细砂岩、分选磨圆较好的滨外砂坝，这套沉积物即为A1井区砂岩，而同一时期在构造低部位则沉积了岩性较细[12]，主要为偏泥岩、粉砂质泥岩的细粒沉积物。随着不断地“填平补齐”，并且在区域循环流等的水动力条件下，A2井区砂体超覆在A1井区砂体之上，形成一套滨外浅滩沉积(见图6)。因此，A1井区砂体与A2井区砂体为不同期次的沉积物，两套砂体之间并不连通。

4 结论

(1)结合区域沉积规律、古生物、测井及岩心资料综合分析认为，A油田ZJ1Ⅱ下油组沉积时期为浅海陆棚环境下的滨外滩坝沉积。其中A1井区为滨外砂坝沉积，A2井区为滨外滩砂沉积。

(2)滨外砂坝沿北北西向展布，砂体发育受古构造影响较大：构造高部位沉积砂体厚，低部位砂体薄，展布方向与构造脊方向一致，A1井区砂体与A2井区砂体为不同期次的沉积物，A2井区砂体超覆在A1井区砂体之上，两套砂体不连通。

(3)新的沉积模式合理解释了目前的生产动态特征：由于A1、A2井区两套砂体不连通，因此会出现生产动态特征差异大的特点。A1井区为砂坝主体沉积，砂岩厚度大，储层物性好，水体能量充足，因此单井产能高，开发效果好；A2井区为滨外滩砂沉积，砂体厚度薄，储层物性差，泥岩夹层发育，水体能量供给不足，单井产能低。

(4)为提高A2井区的开发效果，建议后续在该区部署注水井以补充地层能量。