大慶油田杏八區(qū)西薩爾圖油層沉積微相研究

胡東旭，馬世忠，張靈芝，趙 紅，宮新婷，李永春

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163000； 2.大慶有限責(zé)任公司 第五采油廠，黑龍江 大慶 163000)

經(jīng)過60年的勘探開發(fā)，大慶油田中大量的油氣已被勘探開采，但仍有相當(dāng)數(shù)量的油氣滯留于地下。20世紀(jì)70年代開發(fā)的主力油層薩爾圖油層、葡萄花油層、高臺(tái)子油層等，大部分油層已經(jīng)進(jìn)入高—特高含水的中后期開采階段及產(chǎn)量遞減階段，油藏的采收率較低，長(zhǎng)期注水后，大多數(shù)剩余油以不同的規(guī)模、不同的形式分布，分散且相對(duì)集中在油藏中[1-3]。杏八區(qū)西是水驅(qū)精細(xì)挖潛示范區(qū)，通過連續(xù)的精細(xì)挖潛，動(dòng)用厚度較高，比精細(xì)挖潛前明顯提高。但從不同厚度油層動(dòng)用狀況來看，雖然薄差油層動(dòng)用厚度得到較大幅度提高，但動(dòng)用厚度依然較低。

與已經(jīng)開發(fā)程度高的河道砂相比，研究區(qū)的薩爾圖油層大部分薄層砂仍處于原始狀態(tài)，砂體厚度薄，鉆遇率低，水淹程度差，是目前在油田生產(chǎn)研究系統(tǒng)中重要儲(chǔ)藏油氣類型之一，也是目前重點(diǎn)開發(fā)的部位。對(duì)于不同成因類型的薄層砂，利用對(duì)取芯井及測(cè)井等資料的研究，結(jié)合油田開發(fā)情況的分析，對(duì)平面上和垂向上的分布規(guī)律有所認(rèn)識(shí)，為后期尋找和挖掘剩余油提供了極強(qiáng)的理論支持。因此，以高分辨率層序地層學(xué)理論、精細(xì)沉積學(xué)理論為指導(dǎo)的指導(dǎo)下，對(duì)該研究區(qū)進(jìn)行精細(xì)的小層劃分與對(duì)比，進(jìn)而研究不同組合類型薄層砂沉積微相平面展布特征，對(duì)進(jìn)一步挖潛層內(nèi)非均質(zhì)性影響嚴(yán)重而分布復(fù)雜的剩余油具有重要的意義。

1 研究區(qū)概況

杏八區(qū)西部位于松遼盆地中央凹陷區(qū)大慶長(zhǎng)垣杏樹崗背斜構(gòu)造南部，位于杏南開發(fā)區(qū)的中部、杏七區(qū)與杏十區(qū)之間，開采層系主要為薩爾圖油層和葡萄花油層。油藏類型為背斜構(gòu)造油藏[4]。研究區(qū)共有431口井，面積約為7.4 km2，鉆遇6條斷層，斷層走向多為北西向，斷層傾角40°～60°，斷層延伸長(zhǎng)度最短0.2 km左右，最長(zhǎng)可達(dá)7.2 km，斷距一般為30 m左右。

2 高精度層序地層劃分與沉積微相特征

2.1 沉積時(shí)間單元?jiǎng)澐峙c對(duì)比

研究區(qū)目的層為SⅡ油層組，采用井網(wǎng)對(duì)比的方法進(jìn)行對(duì)比，對(duì)全區(qū)的封閉骨架剖面進(jìn)行逐級(jí)精細(xì)對(duì)比、逐級(jí)閉合驗(yàn)證，即按照垂源和順源的方式進(jìn)行開展對(duì)比，優(yōu)先選擇貫穿于密井區(qū)的封閉骨架剖面，再由密井區(qū)向外擴(kuò)展到兩側(cè)的橫縱剖面，進(jìn)而控制全區(qū)小層的對(duì)比。以高分辨率層序地層學(xué)理論、精細(xì)沉積學(xué)理論為指導(dǎo)，逐級(jí)精細(xì)對(duì)比、逐級(jí)閉合驗(yàn)證[5-12]。對(duì)研究區(qū)內(nèi)不同批次井網(wǎng)共431口井進(jìn)行精細(xì)劃分對(duì)比，使其達(dá)到單砂體沉積時(shí)間單元級(jí)別，以X8-3-523井為分層標(biāo)準(zhǔn)井，按垂源和順源優(yōu)選5橫8縱封閉骨架剖面，將原有的3個(gè)小層細(xì)分為6個(gè)沉積時(shí)間單元。其中SⅡ2細(xì)分為SⅡ2a和SⅡ2b兩個(gè)沉積時(shí)間單元；SⅡ5a細(xì)分為SⅡ5a1和SⅡ5a2兩個(gè)沉積時(shí)間單元；SⅡ16細(xì)分為SⅡ16a和SⅡ16b兩個(gè)沉積時(shí)間單元，為后續(xù)沉積微相的識(shí)別及平面相圖的繪制打下基礎(chǔ)。

2.2 測(cè)井微相模式建立

根據(jù)區(qū)域沉積背景、研究區(qū)取芯井巖芯、區(qū)內(nèi)測(cè)井曲線特征、微相組合等資料，建立了不同沉積微相的測(cè)井相模式。最終在該研究區(qū)建立了三角洲前緣亞相16種測(cè)井微相模式(圖1)。

圖1 沉積微相測(cè)井相模式Fig.1 Logging facies model of sedimentary microfacies

(1)水下分流河道。向上粒度變細(xì)，具正韻律；微電極、微電位具高幅度，高幅差，自然電位負(fù)異常明顯；底部突變，頂部漸變，具正旋回。將水下分流河道微相細(xì)分成3種類型：水下分流河道主體、水下分流河道常體和水下分流河道邊緣。①水下分流河道主體有效砂巖厚度一般大于等于1.5 m，物性較好，曲線形態(tài)多為扁鐘形、薄箱形，底部突變明顯。②水下分流河道常體有效砂巖厚度大于等于1.0 m，小于1.5 m，微電極、微電位幅度差明顯。③水下分流河道邊緣有效砂巖厚度大于等于0.8 m，小于1.0 m，具有測(cè)井相典型河道特征。

(2)水下分流間薄層砂(簡(jiǎn)稱薄層砂)。呈條帶狀廣泛分布于三角洲前緣，微電極、微電位曲線和自然電位曲線普遍具有正旋回和復(fù)合旋回特征。根據(jù)測(cè)井曲線形態(tài)、巖石物性、砂體發(fā)育程度以及砂巖厚度，將薄層砂微相分為主體薄層砂、非主體薄層砂、薄層砂內(nèi)緣、薄層砂外緣4種類型。①主體薄層砂有效砂巖厚度大于等于0.5 m，總體曲線形態(tài)為中幅、單指狀或指狀互層，物性較好。②非主體薄層砂有效砂巖厚度0～0.5 m，曲線具指狀，自然電位起伏較小，微電極、微電位曲線幅度差較小，物性一般。③薄層砂內(nèi)緣無有效砂巖解釋，一類砂巖厚度大于0 m，微電極、微電位曲線幾乎沒有幅度差，物性較差。④薄層砂外緣砂巖無有效砂巖和一類砂巖解釋，二類砂巖厚度大于0 m。

(3)分流間泥。分流間泥無砂巖解釋，測(cè)井曲線近于平直，無起伏。

(4)席狀砂。席狀砂呈席狀、塊狀廣泛分布于三角洲前緣，微電極、微電位曲線和自然電位曲線普遍具有反旋回和復(fù)合旋回特征。根據(jù)測(cè)井曲線形態(tài)、巖石物性、砂體發(fā)育程度以及砂巖厚度，將席狀砂微相分為主體席狀砂、非主體席狀砂、席狀砂內(nèi)緣、席狀砂外緣4種類型。①主體席狀砂有效砂巖厚度大于等于0.5 m，總體曲線形態(tài)為指狀，物性較好。②非主體席狀砂有效砂巖厚度0～0.5 m，曲線具指狀，自然電位起伏較小，微電極、微電位曲線幅度差較小，物性一般。③席狀砂內(nèi)緣無有效砂巖解釋，一類砂巖厚度大于0 m，微電極、微電位曲線幾乎沒有幅度差，物性較差。④席狀砂外緣砂巖無有效砂巖和一類砂巖解釋，有二類砂巖解釋。

(5)席間泥。曲線形態(tài)為低平直線，無起伏，微電極、微電位之間無幅度差，無砂巖解釋。

(6)遠(yuǎn)砂壩。曲線形態(tài)呈漏斗形，具典型的反韻律，微電極、微電位曲線和自然電位曲線中高幅，反旋回，具有頂突變，底漸變的特征。將遠(yuǎn)砂壩微相細(xì)分至4種類型：主體遠(yuǎn)砂壩、非主體遠(yuǎn)砂壩、遠(yuǎn)砂壩內(nèi)緣、遠(yuǎn)砂壩外緣。①主體遠(yuǎn)砂壩有效砂巖厚度大于等于1.5 m，物性極好，頂部突變明顯。②非主體遠(yuǎn)砂壩有效砂巖厚度1.0～1.5 m，厚度中等，物性較好。③遠(yuǎn)砂壩內(nèi)緣有效砂巖厚度小于1.0 m。④遠(yuǎn)砂壩外緣無有效砂巖解釋，一類砂巖厚度大于0 m。

2.3 沉積微相及單砂體空間分布特征

在對(duì)小層精細(xì)的細(xì)分對(duì)比、沉積微相類型及測(cè)井微相模式建立的基礎(chǔ)上，與研究區(qū)的沉積背景相結(jié)合，對(duì)每口井的沉積微相特點(diǎn)進(jìn)行判別分析，并通過平面上沉積微相的組合，編制了平面沉積微相圖6張(圖2)[13-20]。杏八區(qū)薩爾圖油層Ⅱ砂組為北部物源，屬于三角洲前緣沉積體系。以下對(duì)研究區(qū)幾個(gè)重點(diǎn)小層進(jìn)行描述。

圖2 各小層沉積微相展布特征Fig.2 Distribution characteristics of sedimentary microfacies in each small layer

(1)SⅡ2a沉積時(shí)間單元。該單元屬于三角洲前緣亞相內(nèi)—外前緣帶過渡區(qū)。區(qū)內(nèi)砂巖較為發(fā)育，受河流作用控制，河道分流情況明顯，共識(shí)別出1條連續(xù)性水下分流河道及4個(gè)小分支，河道呈窄帶狀、北東—北南向展布，河道寬度為100～150 m，總體上的分布為：水下河道主體—水下河道常體—主體薄層砂—非主體薄層砂—薄層砂內(nèi)緣—薄層砂外緣，該類型大面積分布非主體薄層砂；還會(huì)有薄層砂外緣存在。

(2)SⅡ5a2沉積時(shí)間單元。該單元屬于三角洲前緣亞相外前緣帶中端區(qū)。工區(qū)內(nèi)砂巖發(fā)育，以席狀砂沉積為主，主體席狀砂核部呈近東西向垂源展布，總體上主體—非主體席狀砂—席狀砂內(nèi)緣近東西向分布，測(cè)井曲線呈反韻律，大量主體席狀砂和非主體席狀砂連續(xù)分布，砂厚較厚，多數(shù)大于1.0 m，具明顯的浪控特征。該類型大面積分布反韻律的主體席狀砂，波浪的反復(fù)作用致使席狀砂呈坨狀斜交于物源方向分布，為典型浪控席狀砂。

(3)SⅡ16b沉積時(shí)間單元。該單元屬于三角洲前緣亞相外前緣帶中遠(yuǎn)端區(qū)。SⅡ16b中主體遠(yuǎn)砂壩呈近東西向垂源展布，總體上主體—非主體遠(yuǎn)砂壩近東西向分布，非主體遠(yuǎn)砂壩向源北部消失，測(cè)井曲線多呈反韻律，遠(yuǎn)砂壩的砂巖有效厚度多大于1.0 m，大面積垂源帶狀展布。由遠(yuǎn)砂壩中心向四周依次為主體遠(yuǎn)砂壩—非主體遠(yuǎn)砂壩—遠(yuǎn)砂壩內(nèi)緣—遠(yuǎn)砂壩外緣，具有明顯的浪控特征，為典型遠(yuǎn)砂壩型。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)將杏八區(qū)西薩爾圖油層原有的3個(gè)小層細(xì)分為6個(gè)沉積時(shí)間單元，并對(duì)研究區(qū)431口井6個(gè)沉積時(shí)間單元進(jìn)行了約2 500井層的精細(xì)劃分與對(duì)比，遵循對(duì)照標(biāo)志層、封閉骨架剖面下逐級(jí)精細(xì)對(duì)比，逐級(jí)閉合驗(yàn)證的原則，建立了研究區(qū)目的層的高精度層序地層格架。

(2)根據(jù)區(qū)域沉積背景、研究區(qū)取芯井巖芯、區(qū)內(nèi)測(cè)井曲線特征、微相組合等資料，建立了不同沉積微相的測(cè)井相模式。最終在該研究區(qū)建立了三角洲前緣亞相16種測(cè)井微相模式，并解剖了6個(gè)沉積時(shí)間單元的沉積微相圖。SⅡ2a主要發(fā)育水下分流河道、水下分流間薄層砂和分流間泥，砂體較厚，河道較寬，其中SⅡ16a、SⅡ16b兩個(gè)沉積時(shí)間單元的儲(chǔ)層較好，可為后期的油氣田開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

(3)杏八區(qū)西薩爾圖油層中的SⅡ2a、SⅡ5a2、SⅡ16b沉積時(shí)間單元，其中SⅡ2a為三角洲前緣亞相內(nèi)—外前緣帶過渡沉積；SⅡ5a2為三角洲前緣亞相外前緣帶中端沉積；SⅡ16b為三角洲前緣亞相外前緣帶中遠(yuǎn)端沉積。