曹妃甸A 油田沙二段緩坡微古地貌對沉積砂體 的控制作用

劉洪洲，程 奇，宋洪亮，王欣然，孟智強

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

近年來，在渤海已開發油田周圍滾動擴邊，新發現了一系列中深層小油田，早期評價為儲量品質低、測試產能高的邊際油田，落實儲層與儲量是此類油田開發前期論證開發可行性研究的關鍵[1-3]。但海上油田鉆井資料少、目的層埋藏深、地震分辨率低等條件的制約給儲層預測帶來極大困難。本文以曹妃甸A 油田沙二段為例，通過油田微古地貌恢復，結合鉆井、測井、地震波組等分析，對沉積相和砂體的展布特征開展研究，分析微古地貌對沉積（微）相和砂體分布的控制作用，以期為油田的前期開發方案提供資料。

1 區域地質概況

曹妃甸A 油田位于沙南凹陷中央背斜構造帶西端，西鄰歧南斷階帶。區域構造演化表明，有利圈閉構造形成時間早，沙河街組的儲蓋組合配置良好，且位于沙南凹陷與歧口凹陷之間，油源豐富（圖1）。

圖1 曹妃甸A 油田區域構造位置

2 沉積相特征

曹妃甸A 油田沙河街組二段是該油田的主要含油層系，區域研究表明，沉積期物源主要來自南部的埕子口凸起；鉆井取心顯示，油層段主要以灰綠色泥巖和淺灰色細-粉砂巖為主，夾生物碎屑灰巖，可見水平層理、小形交錯層理、滑塌變形以及生物擾動等沉積構造；綜合測井曲線與孔滲特征，判斷該段為三角洲前緣亞相沉積，發育水下分流河道、分流間灣、河口壩、遠砂壩等沉積微相（圖2）。水下分流河道主要以灰色細砂巖為主，巖心上可見小形交錯層理，底部見泥粒；測井曲線表現為自然伽馬（GR）低值、自然電位（SP）高值，曲線形態成微齒化鐘形或箱形，儲層物性較好。分流間灣主要以灰綠色泥巖-灰色粉砂巖或粉砂質泥巖為主；測井曲線表現為SP 低值，GR 高值，曲線形態呈直線-齒狀，儲層物性差。河口壩主要以深灰色細-粉砂巖為主，測井曲線形態呈漏斗形，儲層物性較好。遠砂壩與河口壩共生，主要以深灰色粉砂巖為主，巖心上可見小形交錯層理與滑塌變形構造，SP 曲線近直線狀，GR 曲線為齒狀，儲層物性較差。對研究區探井沙二段沉積微相及測井解釋數據統計表明，CFD-A-1 井優勢相為水下分流河道，CFD-A-3井為分流間灣；其中，水下分流河道物性最好，平均孔隙度為28.2%，平均滲透率達312.6×10-3μm2。

圖2 曹妃甸A 油田CFD-A-1 井綜合柱狀圖

3 微古地貌恢復

古地貌研究主要是揭示物源區、搬運通道、沉積低勢區三者之間的時空關系，不同的古地貌單元對砂體分布的控制作用不同，只有在時空上耦合，才能重建物源的輸導、分配及堆積[4-5]。通過古地貌恢復及沉積過程分析可以預測富砂沉積體系的分布、發育類型及沉積充填序列，成為預測有利儲集砂體展布的有效途徑。目前常用的古地貌恢復方法有殘留厚度和補償厚度印模法、回剝和填平補齊法、沉積學分析法、層拉平恢復法及層序地層學恢復法等，每一種恢復方法都有各自的優缺點及適用性[6-8]。本文采用“層拉平”技術對油田范圍內的微古地貌進行恢復。首先，已鉆3 口探井揭示沙二段油層頂部為大套泥巖，沙二段及沙三段之間為區域不整合面，三維地震上為全區分布穩定、連續的同相軸（圖3），通過全區的追蹤閉合，獲取沙二段油層頂底解釋界面的時間域數據，利用速度場完成時深轉換，獲得深度域界面。其次，在Petrel 軟件中對深度域層面數據進行網格化處理，選取統一基準面，利用深度域界面距基準面的差值，完成“層拉平”恢復。最后，對于靠近邊界斷層一側，地震資料品質差造成解釋不清的界面，則采用趨勢面插值法進行恢復。

圖3 過CFD-A-3 井—CFD-A-1 井三維地震剖面

古地貌恢復結果顯示，研究區古地貌地勢整體表現為“南高北低”，與整體的緩坡背景具有較好的繼承性；靠近物源的南側為沉積近端，古地貌表現為“脊凹相間”的特征，CFD-A-3 井附近發育一個明顯的“微凸起”，其構造幅度與西側的低凹槽呈突變接觸，向東側的低緩坡漸變過渡。

4 微古地貌控砂作用

4.1 古地貌控制沉積過程分析

渤海海域古近系沙河街組受構造演化作用影響，沉積砂體展布明顯受控于沉積期古地貌，但控砂規律還要建立起沉積扇體的屬性與古地貌形態之間的配置關系，進而指導有利砂體預測。通過古水流分析與地震屬性結合的方式，可以開展研究區目的層古地貌控制下的沉積過程分析。

地層傾角測井可以研究沉積構造中層理的傾向和傾角，進而揭示沉積過程中的古水流方向，通過統計目的層段內所有藍模式矢量的方向，水流層理和順流加積常表現為藍模式，即傾向大體一致，傾角隨深度增加而逐漸減小的一組矢量。通過識別多套紋層組內部的古水流方向的，利用全方位頻率統計獲取古水流的主要方向。本次共搜集了CFD-A-1 井和CFD-A-3 井兩口井的地層傾角沉積處理成果圖進行分析統計，結果表明：CFD-A-3 井古水方向為北東向與低凹槽向低部位展布方向一致，CFD-A-1 井古水流方向為北西向與低緩坡向沉積遠端的延伸方向一致；兩口井統計的古水流方向平面上與沉積近端“微凸起”的外沿形態匹配關系較好，指示了“微凸起”對古水流起“分流作用”。 研究區沙二段油層的地層平均厚度為52.5 m，單層平均厚度為8.4 m，最大為15.2 m，而目的層段地震分辨率為42.5 m，但油層段的砂地比縱向對比明顯偏高，為典形的“泥包砂”結構。因此，可以用整套油組的地震波組特征、地震屬性表示油層段的儲層橫向變化。利用井震結合與波組對比，并提取了均方根振幅屬性，刻畫了沉積扇體地震屬性的平面分布（圖4），結果表明強屬性在凹槽、低斜坡區連片分布，在“微凸起”分流區地震屬性較弱，且屬性帶的延展與古水流指示方向耦合關系較好，說明古凹槽、低緩坡及“微凸起”等微古地貌單元聯合控制了沉積扇體向沉積低勢區推進的方向，進而控制 了砂體的展布。

4.2 有利砂體的分配模式

圖4 曹妃甸A 油田沙二段地震均方根振幅屬性

通過以上研究，建立了曹妃甸A 油田沙二段的沉積相模式（圖5），表現為由古地貌南部的高部位向北部遠端推進的三角洲前緣沉積。三角洲前緣近端主要以水下分流河道為主，遠端發育河口壩和遠砂壩等沉積微相；沉積近端 “脊凹相間”的地貌形態對沉積物具有“分流作用”。其中CFD-A-3 井附近的微凸起為該區沉積的主要相變帶，微凸起范圍內發育分流間灣泥巖，周邊低勢區為沉積砂體的輸導通道，是有利砂體的富集帶。

該認識應用于油田開發前期的可行性論證，使得CFD-A-3 井附近的儲層風險得以落實，取消了原方案的3 口開發井，并提出古地貌低緩坡與低凹槽區、沿古水流延展方向是潛力區。

圖5 曹妃甸A 油田沙二段沉積相平面特征

5 結論

（1）曹妃甸A 油田沙二段主要是三角洲相前緣沉積，發育水下分流河道、分流間灣、河口壩及遠砂壩等沉積微相，水下分流河道物性較好。

（2）利用“層拉平”技術恢復了曹妃甸A 油田范圍內的微古地貌，整體上表現為“南高北低”的形態，與緩坡背景具有較好的繼承性，靠近物源的南側為沉積近端，古地貌表現為“脊凹相間”的特征，局部發育“微凸起”。

（3）古地貌發育特征與古水流、扇體邊界的配置較好，沉積近端的“微凸起”對三角洲前緣扇體沉積起分流作用，微凸起范圍內發育分流間灣泥巖，周邊低勢區為沉積砂體的輸導通道，是有利砂體的富集帶。