濱淺湖緩坡帶碳酸鹽巖發育模式及油藏開發對策
——以金家油田沙一段為例

路言秋，陳麗華，李偉忠

（中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015）

湖相碳酸鹽巖在國內多個盆地均比較發育，很多學者對碳酸鹽巖發育的主控因素、發育模式等方面進行了大量研究，對湖相碳酸鹽巖的發育特點進行了系統總結[1–5]。由于湖相碳酸鹽巖的巖類組合和巖性變化較大，為滿足油藏開發的需要，碳酸鹽巖沉積模式的研究需要在宏觀認識的基礎上進一步精細化。為此，本次以具有濱淺湖緩坡帶為背景的金家油田沙一段碳酸鹽巖為例，對巖性組合及沉積成因上進行了分析，厘清了碳酸鹽巖的分布規律，明確其發育模式，為油藏開發提供借鑒。

1 地質概況

金家油田位于山東省桓臺縣，構造上位于東營凹陷次級構造博興洼陷南部金家–樊家鼻狀構造西南邊緣斜坡帶。金家油田沙一段構造形態為南高北低的單斜構造，埋深較淺，深度760～1 100 m，南部為魯西隆起。由于構造抬升，沙一段地層由北向南逐層遭受剝蝕，與上覆館陶組呈不整合接觸關系[6]；油藏類型為高孔、中低滲巖性–地層普通稠油油藏。金家油田沙一段巖性復雜，垂向上自下而上巖性主要發育礫巖類、砂巖類和碳酸鹽巖，其中砂、礫巖等陸源碎屑沉積的物源主要來自于南部的魯西隆起。早期沉積的砂體經過湖浪改造之后，在博興洼陷南部的斜坡帶上形成大面積的灘壩砂，碳酸鹽巖主要發育在湖侵晚期[7]，在灘壩之上呈局部發育，并且具有隨水體深度增加向岸進積的特點，主要分布在金家油田金10塊—通38–10井區。碳酸鹽巖總體上層薄、與砂巖互層發育，非均質性強，分布范圍較小。金家油田碳酸鹽巖油藏目前已經投入開發，但由于儲層展布不落實、儲層膠結疏松油井出砂等問題，開發效果較差。

2 巖性識別

金家油田沙一段儲層巖性復雜，發育玄武質礫巖、粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖、火成巖等。其中碳酸鹽巖主要分為灰巖和生物灰巖兩類，灰巖中的顆粒成分主要為螺、介形蟲、內碎屑等，生物灰巖主要為螺灰巖，螺殼保存相對比較完整，具有原地堆積的特點。灰巖和生物灰巖在測井上都具有高阻、極低伽馬、低聲波時差值、微電極曲線幅度高且有明顯的高尖、微電位和微梯度幅度差較小等特點。灰巖聲波時差主要為220～330 μs/m，電阻率主要為4～20 Ω·m。生物灰巖主要為螺灰巖，體腔含油，聲波時差一般高于灰巖，主要為290～350 μs/m，電阻率主要為10～50 Ω·m。砂巖具有中高阻、低伽馬、中高聲波時差等特點；火成巖以玄武質為主，具有高伽馬、高阻、低聲波時差等特點。碳酸鹽巖、砂巖和火成巖在測井響應上差別明顯，易于識別區分（圖1）。

圖1 金家油田沙一段巖性識別圖版

3 碳酸鹽巖分布

3.1 碳酸鹽巖垂向分布及類型

金家油田沙一段碳酸鹽巖垂向巖性組合有四種類型：第一種類型為單層生物灰巖+泥巖（泥質粉砂巖）組合，該組合生物灰巖厚度較小，一般分布在向湖方向水體較深部位，水深較大不利于螺的生存，制約了生物灰巖的發育和厚度的增加。第二種類型為多層生物灰巖+粉砂巖組合，垂向上表現為生物灰巖與粉砂巖互層，主要是由于生物灰巖的發育具有生物化學沉積特征，受陸源碎屑影響，二者呈消長關系；該類組合一般具有混積巖特點，發育在生物灰巖與陸源碎屑頻繁接觸的部位，在薄片中可見復鮞、負鮞等，鮞心為砂屑、生物碎片和破碎鮞等，沉積水動力條件較強。第三種類型為厚層生物灰巖+粉砂巖組合，該類組合中生物灰巖厚度大，巖性單一，主要發育在離陸源碎屑影響較小且靠近碳酸鹽巖發育區中心部位，生物灰巖隨水體穩定變化能夠穩定發育。第四種類型為厚層灰巖類，灰巖厚度較大，偶見完整螺殼，螺豐度明顯較小，灰巖中可見少量鮞粒，水動力明顯弱于第二種巖性組合，灰巖底部可見薄層生物灰巖；該類巖性（組合）主要位于碳酸鹽巖發育區的中心部位，表現為生物化學成因，基本不受陸源碎屑影響。

從近垂直構造走向的南北向巖性組合剖面上可以看出，北部深水區向南部淺水區由第一種巖性組合類型逐漸過渡到第四種巖性組合類型，在灰巖區發育一套以玄武質為主的火成巖（圖2a）。從近平行于構造走向的東西向巖性組合剖面上可以看出，西部受陸源碎屑影響，發育第二種巖性組合類型，向東逐漸過渡到第三種、第四種巖性組合（圖2b）。碳酸鹽巖厚度則表現為中間厚，向東西和南北兩側減薄至尖滅。

圖2 金家油田沙一段碳酸鹽巖取心井剖面

3.2 碳酸鹽巖平面分布

金家油田沙一段多口探井的巖性速度統計分析顯示，碳酸鹽巖的速度為3 000～3 600 m/s，砂巖類速度為2 400～3 200 m/s，泥巖速度為1 700～2 480 m/s。碳酸鹽巖速度明顯高于砂巖，波阻抗反演對于識別碳酸鹽巖效果較好，實際反演結果與測井巖性識別結果具有很好的對應關系，在此基礎上對碳酸鹽巖邊界及展布進行刻畫。金家油田沙一段濱湖緩坡帶碳酸鹽巖具有局部發育特點，受陸源碎屑影響，生物灰巖與粉、細砂巖組成的混積巖主要分布在西部外側；生物灰巖和灰巖呈環帶狀分布，生物灰巖分布范圍廣，主要分布在外側；灰巖主要分布在內側，周圍被生物灰巖區包圍，中心部位發育一套火成巖（圖3）。

圖3 金家油田沙一段碳酸鹽巖平面分布

4 碳酸鹽巖發育模式

濱淺湖碳酸鹽巖多為生物成因，其沉積受古氣候、物源、構造、陸源碎屑等因素影響[1–2]。金家油田沙一段碳酸鹽巖僅在局部穩定發育；除上述因素外，還主要受到火山活動、古生物、古水深的影響。受西部陸源碎屑影響以及螺對適宜水深的生物性要求，決定了金家油田沙一段碳酸鹽巖具有局部發育的特點。火山噴發為湖盆生物生長發育提供所需要的的營養物質[8–9]，利于螺等水生生物圍繞火山附近生存繁衍，決定了沙一段碳酸鹽巖成因類型為圍繞火山活動區發育的、呈環帶狀分布的生物灘。生物大量繁殖及死亡形成生物灰巖壩體，對沿岸流攜帶的陸源碎屑起到阻擋作用，有利于封隔內側水體的蒸發濃縮形成灰巖沉積，決定了生物灰巖在外和灰巖在內的分布格局。另外，巖心觀察發現，碳酸鹽巖下伏和內部夾有的砂巖含油性較好，裂縫溝通砂巖及碳酸鹽巖溶蝕孔洞、生物體腔及內部裂縫，油氣經過砂巖和裂縫區發生側向和垂向運移，在碳酸鹽巖儲集空間內聚集；而對于孔洞、裂縫均不發育的致密碳酸鹽巖則基本不含油（圖4）。

5 碳酸鹽巖稠油油藏開發對策

圖4 金家油田沙一段濱淺湖緩坡帶碳酸鹽巖發育模式及含油模式

濱淺湖緩坡帶碳酸鹽巖的發育受很多因素影響，具有分布局限、與砂巖互層發育、強非均質性等特點。在落實碳酸鹽巖儲層展布的基礎上，開發工藝上要解決油稠、非均質性強、出砂等問題。

金家油田沙一段碳酸鹽巖稠油油藏油層條件下原油黏度為352 mPa·s～2 027 mPa·s，黏度較大，但原油對溫度有較強的敏感性，油層溫度每上升10 ℃，原油黏度下降約 1/2；當溫度為 100 ℃時，脫氣原油黏度小于100 mPa.s，因此，注蒸汽熱采可有效降低原油黏度。對于碳酸鹽巖儲層內部強非均質性、碳酸鹽巖與砂巖互層發育以及油井出砂堵塞近井地帶導致供液不足等問題，可以采用壓裂防砂開發，壓裂產生的裂縫一是可以溝通碳酸鹽巖儲層內部的孔洞和裂縫，增加泄油半徑；其次是可以減少單位面積的流體滲流速度，較好控制顆粒運移對儲層的傷害；最后是可以解除近井地帶污染，變徑向流動為雙線性流動，有效改善近井地帶滲流條件。

金家油田 J10–x6井碳酸鹽巖儲層采用熱采注氣開發，峰值產油量達6.8 t/d。2006年9月至2010年12月累積產油量1 794 t，平均日產油1.2 t/d。后期由于供液不足、開發效果差而關井。采用壓裂防砂熱采后，該井峰值日產油8.2 t/d，累計生產145天，產油435 t，平均日產油3 t/d。壓裂防砂有效改善近井堵塞，明顯改善了開發效果。通38–201井于2012年6月對碳酸鹽巖儲層進行管外壓裂充填防砂后注汽熱采，峰值日產油9.5 t/d，累計生產123天，累積產油592 t，累積產液1 137 t/d，平均日產油4.8 t/d。壓裂防砂后熱采開發碳酸鹽巖稠油油藏取得較好效果。

6 結論

（1）金家油田沙一段碳酸鹽巖垂向巖性組合具有四種類型：單層生物灰巖+泥巖（泥質粉砂巖）組合分布在向湖心方向水體較深部位；多層生物灰巖+粉砂巖組合發育在生物灰巖與陸源碎屑頻繁接觸部位；厚層生物灰巖+粉砂巖組合,主要發育在離陸源碎屑影響較小且靠近碳酸鹽巖發育區中心部位；厚層灰巖類主要位于碳酸鹽巖發育區的中心部位。

（2）金家油田沙一段濱淺湖緩坡帶碳酸鹽巖成因類型為圍繞火山活動區發育的、呈環帶狀分布的生物灘，其發育受火山活動控制，西部受陸源碎屑影響，北部受水深影響。

（3）壓裂防砂后熱采開發技術解決了金家油田沙一段與砂巖互層發育的碳酸鹽巖油藏油稠、出砂、非均質性強等問題，開發效果得到改善。

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