渤海海域A油田物源体系新认识

刘喜林，李云鹏，刘宗宾，李红英，刘斌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

渤海海域A油田是一个海上大中型油田，构造上位于辽西凹陷中段，东侧紧邻辽西低凸起，是辽西1号大断层下降盘上的一个断块构造［1］，发育由辽西1号大断层派生的次级断层。前期研究认为，A油田物源为西北方向单一物源，受北部燕山古隆起影响。随着油田开发生产进入中后期，日益突出的生产矛盾显示前期的物源认识存在较大局限，一定程度制约了油田开发。

本文通过重矿物特征、古地貌、均方根属性的静态分析，创新运用地层水化学特征分析双物源的模式，动静结合，进一步明确了A油田的物源体系，为油田中后期开发提供有效指导。

1 物源分析

随着开发阶段不断深入，地震资料重新处理，测井资料、取心资料等不断丰富，A油田积累了较为丰富的重矿物和地层水分析化验资料，同时也具备了古地貌和地震属性分析的基础条件，保障了A油田物源体系研究的有效开展。

1.1 重矿物特征

碎屑岩中密度大于2.86 g/cm3的矿物称为重矿物，它们在岩石中的量很少，一般不超过1%［2］。重矿物能够较多地保留其母岩的特征，对物源方向的研究可以提供有效支撑［3-6］。根据重矿物的稳定性可以将其划分为5类（见表1）。

表1 碎屑重矿物稳定性

ZTR指数（锆石＋电气石＋金红石在重矿物中的质量分数）代表重矿物的成熟度，可以指示物源方向及古地理特征的变化［7］。

通过重矿物ZTR指数分析，结合区域沉积背景，发现研究区存在2个ZTR相对高值区（见图1）：一个为油田北部A1，A6，A7井区，另一个为油田南部A5井区。综合推断，油田北部ZTR相对高值区物源来自于西北方向燕山古隆起，油田南部A5井ZTR高值区以西部方向古长滩河为主，西北方向燕山古隆起次之。

图1 渤海A油田东营组ZTR指数分布

1.2 古地貌

古地貌单元可简单地概括为古凸起（隆起）、古坡折带、古沟谷、古断层和古凹陷等［8］。在断陷盆地内，洼陷的面积较小，地貌复杂，具多方向物源，沉积体系发育和分布更明显受到地形和物源的控制［9］。A油田东侧紧邻辽西凸起南段，在东二上段沉积期，古燕山隆起及古长滩河共同控制着研究区的沉积体系。

一般认为，现今地层沉积厚度较大区域在古沉积期地貌较低，因此沉积厚度法可以很好地反映古地貌。A油田内部存在西北、西部2个方向地层沉积厚度高值区（见图2）。在古沉积期，一方面，来自于西北方向燕山古隆起的物源携带沉积物，沿着古地貌较低区域进入A油田北部；另一方面，来自西部方向古长滩河的物源携带沉积物，沿着古地貌较低区域进入A油田南部。因此，通过地层沉积厚度分析法，认为A油田存在西北、西部2个方向的物源体系。

图2 渤海A油田古地貌展布

1.3 地震属性

地震属性是研究储层的重要手段［10］。振幅能量类属性主要反映岩性变化、储层物性变化、砂体展布及砂层厚度变化等。

对研究区东二段6个油组进行了均方根属性研究，振幅大的区域代表砂体发育区，反映在图上为黄色和红色区域（见图3）。从图3可以看出：来自西北方向物源区的沉积物一部分直接进入到研究区，另一部分则沿着辽西1号断层向北东方向延伸，进入A油田北部的沉积中心；来自西部方向物源的沉积物，则直接从油田南部进入，与来自西北方向物源区的沉积物交会。

图3 渤海A油田东二段均方根属性

1.4 地层水化学特征

含油气盆地中主要的流体为地层水、石油，地层水占据地下流体的95%以上［11］。地层水中特定的离子组合可以在一定程度上反映水成因环境特征，不同的水成因环境与油气保存条件有很大的关联［12］。因此可以用变质系数、脱硫酸系数、氯镁系数、溴离子质量浓度等地层水特征系数表征其成因环境。

1）变质系数也称为钠氯系数，可以推测地层水的成因环境及相应的油气保存条件［13-14］。油田北部2口井的变质系数均大于南部（见图4a），说明北部保存条件差于南部。

2）氯镁系数是反映地层水浓缩变质作用强弱的重要化学参数。氯镁系数大，地层水封闭性好，浓缩变质作用强，反之则浓缩变质作用弱，地层封闭性差［15］。由图4b可以看出，油田南部5口井的氯镁系数明显大于北部，说明南部浓缩变质作用强于北部，地层封闭性也好于北部。

3）脱硫酸作用在缺氧环境中进行，脱硫系数越小，揭示其地层保存条件越好，故脱硫系数可作为一种还原环境指示，对判别油气保存条件具有一定意义［16］。油田北部2口化验井脱硫酸系数要大于油田南部5口井（见图4c），因此，南部地层封闭性要好于北部。

4）溴离子质量浓度受沉积环境和蒸发浓缩控制，随地层变老、蒸发浓缩作用的增强有增大的趋势［17］。北部地层水溴离子质量浓度明显小于南部（见图4d），因此，北部蒸发浓缩作用差，受浅层水渗入影响导致溴离子质量浓度低，而南部蒸发浓缩作用强，溴离子质量浓度高。

北部受辽西1号大断层影响，易受浅层水影响，地表水、浅层水可通过大断层渗入，导致矿化度降低；南部保存环境则相对较好，蒸发浓缩作用较大。因此，地层水化学特性系数很好地反映了油田北部和南部存在2套沉积体系。

2 储层沉积模式及在生产中的应用

综合重矿物组合特征、古地貌、均方根属性及地层水化学特征，刻画了渤海A油田物源体系，确定了油田物源为西北方向燕山古隆起及西部方向古长滩河双物源模式。通过沉积模式分析，油田发育南、北区2个辫状河三角洲沉积的朵叶体，朵叶体之间发育不交会、弱交会、叠置3种模式（见图5）。

东二下段Ⅲ油组沉积期，北部物源的朵叶体规模较小，与南部朵叶体弱交会；东二下段Ⅱ油组沉积期，北部物源的朵叶体发育规模较大，南部物源的朵叶体发育规模萎缩，2个朵叶体不交会；东二下段Ⅰ油组沉积期，北部与南部的朵叶体发育规模均变大，2个朵叶体弱交会；东二上段Ⅲ油组沉积期，南部物源的朵叶体发育规模较大、延伸距离较远，与来自北部物源的朵叶体在南部叠置；东二上段Ⅱ油组沉积期，北部物源的朵叶体萎缩，南部发育规模变大，2个朵叶体不交会；东二上段Ⅰ油组沉积期，油田北部物源的朵叶体发育规模变大，与油田南部物源的朵叶体在油田南部叠置。

图4 渤海A油田东二上段Ⅲ油组地层水特征系数与矿化度关系

图5 渤海A油田东二段沉积模式

在新的沉积模式指导下，A油田的调剖见到了良好效果。 A22 井为注水井， 周边 A15，A24，A26，B10，A27及A23井为采油井，生产层位均位于东二上段Ⅲ油组。A15井调剖前产油量25 m3/d，含水率89.0%；A24井调剖前产油量39 m3/d，含水率90.0%。2017年6月，通过A22井调剖，A15，A24井受效明显。A15井含水率降低4.0%，日增油10 m3；A24井含水率降低2.0%，日增油8 m3，实现了降水增油。

通过新的沉积模式可以看出（见图6）：A22，A15及A24井位于同一沉积朵叶体的分流河道上，因此在调剖时取得良好的效果；而A26，B10，A27和A23井位于油田南部、北部2套物源方向的分流河道叠置处，且主要生产油层来自于南部物源方向的河道砂体，因此调剖并没有见效。

图6 渤海A油田东营组东二上段Ⅲ油组沉积微相

3 结论

1）渤海A油田进入开发中后期，通过对油田重矿物特征、古地貌及均方根属性的静态分析，创新运用地层水化学特征分析双物源模式，明确了A油田存在西北、西部2个方向的物源，北区主要受燕山古隆起控制，南区主要受古长滩河控制。

2）油田发育2个辫状河三角洲朵叶体，其在不同沉积期发育规模、延伸方向不断变化，并且存在不交会、弱交会、叠置3种沉积模式。应用该沉积模式指导调剖，解决了油田开发生产中不断加剧的矛盾，取得了良好的开发效果，对海上大中型油田甚至陆上大中型油田中后期的深度挖潜，均有重要的指导意义。

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