大芦湖油田滑塌浊积扇沉积模式初探

陈 东

(胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东东营 257061)

沙三中晚期沉积时期，博兴洼陷主要受南部金家三角洲影响，随物源推进，辫状河三角洲推进范围逐渐扩大，此时洼陷区为深水湖相沉积，三角洲前缘砂体在水进期发生大规模的滑塌，形成较大规模的空间上相互叠置、横向连片的复合浊积扇体沉积[1]。受距物源距离、搬运次数等的影响，相同沉积背景下的滑塌浊积扇体表现出不同的岩性、物性、电性、含油气性特征。因此，有必要深入开展滑塌浊积扇沉积模式研究，分析不同扇体的成因模式，为油田的下步勘探开发提供地质依据。

1 区域概况

大芦湖油田位于东营凹陷西南部，高青—平南大断层的下降盘(图1)，处在博兴洼陷的生油中心，成藏条件十分有利。至今已发现沙二、沙三上、沙三中、沙三下、沙四段等多套含油层系，至2015年底，已累计上报探明含油面积180.3 km2，石油地质储量10 387.58×104t。大芦湖油田主力含油层系为沙三中、沙三下亚段。沙三中、沙三下沉积时期，大芦湖地区处于金家三角洲前缘地带，发育多套滑塌浊积砂体。滑塌浊积岩岩性油藏为大芦湖油田沙三段主要油气藏类型。

图1 大芦湖油田区域位置Fig.1 The location of Daluhu oilfield

2 樊107块及樊162块开发特征对比

樊107块位于大芦湖油田西南部(图1)，主力含油层系为沙三中7砂组及沙三下8砂组，油藏埋深为3 150 m，储层岩性主要为中砂质细砂岩、粉砂质细砂岩与细砂质粉砂岩，局部夹不等粒砂岩，储层平均孔隙度为15.1%，平均渗透率为8.7 mD；地面原油密度为0.86 g/cm3，地面黏度为9.2 mPa·s；主力含油层系沙三中77小层、沙三下8砂组地温梯度为3.4 ℃/100 m，油藏压力系数为1.1～1.3。樊107块油藏类型整体为低孔低渗、异常高压构造—岩性油藏。

樊162块位于大芦湖油田东北部(图1)，主力含油层系为沙三中2砂组，油藏埋深为2 650 m，储层岩性以含粉砂细砂岩为主，储层平均孔隙度为14.9%，平均渗透率为1.1 mD；地面原油密度为0.869 8 g/cm3，地面黏度为15.1 mPa·s；地温梯度为3.8 ℃/100 m，油藏压力系数为1.2～1.3。樊162块油藏类型整体为低孔特低渗、异常高压构造—岩性油藏。

樊107块与樊162块同为滑塌浊积扇沉积背景下的低孔低渗、异常高压构造—岩性油藏，二者在开发中表现出以下差异性及共性：①油层的产能差别较大，樊107块油井初期日产油介于0.9～66 t之间，平均单井初期日产油为16.8 t，日产油大于10 t/d的井有36口，占油井总数的62.1%，折合该块比采油指数介于0.402～1.348 t/(d·MPa·m)，平均为0.606 t/(d·MPa·m)；樊162块油井初期日产油介于1.9～18.2 t之间，平均单井初期日产油为7.9 t，折合比采油指数介于0.094～0.134 t/(d·MPa·m)，平均为0.114 t/(d·MPa·m)。②油层有效厚度的下限标准不一致：樊107块油层的电阻率下限为7 Ω·m，樊162块油层的电阻率下限为3.5 Ω·m。③樊107块发育同一小层构造高部位钻遇水层而相对低部位钻遇油层的地质现象：处于构造相对高部位的樊101-2井沙三中73小层试油为油层(初期日产液23.5 t，日产油18.9 t，含水20%，累产油17 056 t，累水8 176 m3)，处于构造中间部位的樊121-35井73小层试油为水层(日产液12.7 t，含水99%)，而构造相对低部位的樊121-24井为油层(初期日产液5.2 t，日产油4.5 t，含水13.2%，层段累产油5 476 t，累水45 m3)(图2)。针对樊107块及樊162块开发中存在的上述问题，本次研究以期从沉积的角度对两块滑塌浊积砂体进行对比分析，探讨导致两块开发特征不同的原因及油水关系矛盾的成因模式。

图2 大芦湖油田樊107块沙三段7砂组近南北向油藏剖面(油水间互示意)Fig.2 The south-north reservoir profile of the 7th sand group of the 3rd member of Shahejie formation of Fan107 block in Daluhu oilfield

3 滑塌浊积扇沉积模式研究

3.1 物源分析

依据博兴洼陷沙三段古地貌恢复结果(图3)，博兴洼陷沙三段沉积时期，洼陷内部发育多个坡折带，大芦湖油田位于北部坡折带内。根据大芦湖油田沙三段古地貌恢复结果(图4)，樊107块位于坡折带的上部，而樊162块位于坡折带的下部相对低洼位置。

图3 博兴洼陷沙三段古地貌恢复图Fig.3 The restored paleogeomorphology map of the 3rd member of Shahejie formation of Boxing sag

关于博兴洼陷沙三段沉积时期的物源分析，蒋有录、罗佳强等[2]通过对博兴洼陷砂岩中碎屑组分及其含量变化的研究及地震剖面中所显示的古水流方向的分析认为，沙三段沉积时期，博兴洼陷的物源主要来自南部鲁西隆起。沙三段沉积时期，来自鲁西隆起的沉积物在金家南斜坡形成三角洲沉积，而大芦湖油田处于这些三角洲的前缘地带，发育多期三角洲前缘滑塌浊积砂体。

图4 大芦湖油田沙三段古地貌恢复图Fig.4 The restored paleogeomorphology map of the 3rd member of Shahejie formation of Daluhu oilfield

3.2 岩石学特征

3.2.1 樊107块岩石学特征

根据樊107取心井粒度资料统计，沙三中、沙三下储层主要为中砂质细砂岩、粉砂质细砂岩与细砂质粉砂岩，局部夹不等粒砂岩。粒度中值为0.06～0.23 mm，一般为0.1～0.2 mm，平均为0.16 mm。磨圆度为次棱角状，分选中等到好，分选系数平均为1.49。

根据储层黏土矿物全岩和X衍射分析资料统计，樊107块储层黏土矿物含量为4%～19%，平均为9.1%。

3.2.2 樊162块岩石学特征

据樊162块取心井粒度资料分析，樊162块沙三中2砂组砂岩以含粉砂细砂岩为主，分选差—中等，21层分选系数为1.66，粒度中值平均为0.23 mm，22层分选系数为1.51，粒度中值平均为0.17 mm。

据X衍射分析，樊162块沙三中2砂组黏土矿物总含量为12%～14%，平均为13%。

樊162块砂岩与樊107块相比，粒度偏细，岩石分选相对较差，泥质含量相对较高。

3.3 结构及构造特征

3.3.1 樊107块结构及构造特征

依据樊121-58井概率曲线可以看出，曲线以二段式为主，二段式主要由跳跃组分和悬浮组分组成，细截点一般在3～3.5 Ф之间(图5)。悬浮次总体所占比例较大，反应以悬浮搬运为主。

樊107井C(1%粒径)-M(粒度中值)图(图6)表明QR-RS段发育，说明以悬浮组分为主，即QR(递变悬浮)和RS(均匀悬浮)段，其中主要为QR段，滚动组分不发育，反映牵引流特征[3]。

樊107块沉积构造有平行层理、波状层理、生物搅混构造，可见植物炭屑，上述沉积构造均表征了该块牵引流的沉积特征(图7)。

图5 樊121-58井粒度概率累积曲线Fig.5 The probability cumulative grain size curve of well Fan121-58

图6 樊107井C-M图Fig.6 The C-M diagram of well Fan107

3.3.2 樊162块结构及构造特征

樊162块岩心样品粒度概率曲线(图8)呈宽缓上拱形，跳跃和滚动总体不发育， 悬浮总体占绝对优势，是重力流沉积的典型特点。

樊162-斜7井的岩心样品C-M图(图9)显示，样品(C，M)点的连线平行于C=M基线，且分布范围较大，表现出相当于重力流沉积的QR段，代表递变悬浮沉积。这是由于浊流的流速很快，当流速降低时，使底部密度不断增加，最终整体沉降造成的。

图7 樊107块沙三段沉积构造特征Fig.7 The sedimentary structures characteristics of the 3rd member of Shahejie formation of well Fan107

图8 樊162块井岩心样品粒度概率曲线Fig.8 The probability cumulative grain size curve of the core samples from well Fan162

樊162块沉积构造以块状层理为主，局部发育深灰色泥砾、泥岩撕裂片(图10)。向边部单层变薄，泥质夹层增多，泥岩撕裂片、砂泥混杂结构开始变得较发育，这些都说明浊积砂体来自已沉积的沉积物的再搬运[4]。

3.4 物性特征

樊107块沙三中储层孔隙度主要分布在12%～20.7%之间，平均值为15.1%；渗透率主要分布在0.1～41 mD之间，平均为8.7 mD(图11)。

樊162块沙三中储层孔隙度介于2.5%～25%，平均为14.9%；渗透率介于0.01～8.1 mD，平均为1.1 mD(图12)。樊162块物性较樊107块相对较差。

图9 樊162-斜7井ES3中2砂组C-M图Fig.9 The C-M diagram of the 2nd sand group of Es3 of well Fan162-X7

图10 樊162块沙三段岩心构造特征Fig.10 The core sedimentary structures characteristics of the 3rd member of Shahejie formation of Fan162 block

图11 樊107块孔隙度及渗透率直方图Fig.11 The porosity and permeability histograms of Fan107 block

图12 樊162块孔隙度及渗透率直方图Fig.12 The porosity and permeability histograms of Fan162 block

3.5 测井相特征

测井曲线能够较好地反映沉积物的沉积结构、沉积序列和水动力条件，也是研究沉积环境的重要手段。

3.5.1 樊107块测井相标志

从自然电位曲线特征(图13a)分析，樊107井区沙三中测井相大致可分为3种类型，不同的曲线类型反映了不同的岩性组合、沉积序列及含油性。

图13 测井相标志Fig.13 The log facies indicators

(1)厚层箱形自然电位曲线，岩性较粗，一般为细砂岩，含油性好，一般为油浸以上含油级别，多为厚层块状砂岩。

(2)自然电位曲线呈对称型，主要由正反韵律组成的复合韵律。顶底岩性较细，含油性差，一般为油斑级别，中部岩性较粗，含油级别为油浸。

(3)锯齿状钟形自然电位曲线，岩性下粗上细，一般下部含油级别为油浸，中上部为油斑、油迹。主要为具不完整的鲍马序列正韵律薄层砂岩。

3.5.2 樊162块测井相标志

依据自然电位曲线特征(图13b)，樊162井区沙三中测井相大致可分为中低幅度锯齿形、齿化漏斗形、中低幅度指形3种类型。

(1)中低幅度锯齿形：自然电位曲线表现为中低幅度，岩性以粉砂岩为主，物性夹层较发育。

(2)齿化漏斗形：曲线上部突变，中—高幅。对应岩性主要为细砂岩和粉砂岩。此类形态的曲线反映砂体向上建造时水流能量加强、颗粒变粗、分选性变好的特点，表征砂体上部受水介质改造而泥质含量降低、砂质含量相对增加；此外也可代表砂体前积，反映了反粒序结构或水退层序。齿化漏斗形反映水动力条件稳定、物源充沛的沉积环境逐渐过渡到水动力增强、物源供应增多的过程。

(3)中低幅度指形曲线代表较强能量环境中形成的均匀粗粒沉积。对应岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主。

3.6 樊107块油水层间互发育成因模式

针对樊107块沙三中73小层所发育构造(图14)较高部位为油层、中间部位为水层、相对较低部位为油层的油藏特征，如果认为是断层遮挡导致，那么从其对应的地震剖面上看，断距也应很小，不可能把如此厚的砂体断开形成封堵；从砂体尖灭的角度分析，从地震上看相位是连续的，而且也不可能在较短的距离内两砂体较快地尖灭[5]；从物性差异遮挡的角度看，相邻多口井物性相当，未发现物性变差；从原油密度差异的角度分析，均为轻质低黏原油，不会因为原油密度大导致油水倒置[6-7]。

通过文献调研及樊107块古地貌分析认为，樊107块油水间互发育为砂体在滑动时分裂成多块砂体导致[8]，砂体间由泥岩充填。各砂体互不连通，都具有自己独立的油水界面，高处砂体的低部位含水并不意味着低处另一个砂体的高部位不含油。

图14 大芦湖油田樊107块沙三中73小层顶面构造(砂体裂开示意)Fig.14 The top structure map of the 73 sand of the middle 3rd member of Shahejie formation of Fan107 block in Daluhu oilfield

3.7 大芦湖油田滑塌浊积扇沉积模式

综合以上物源分析、古地貌特征分析及沉积相标志研究，并结合前人研究成果，分析得知沙三段沉积时期，鲁西隆起为博兴洼陷的主要物源体系，来自鲁西隆起的沉积物在博兴洼陷金家南斜坡沉积形成金家三角洲，金家三角洲已推进至大芦湖油田西南部高21井区[9]。沙三中沉积时期，高21井区三角洲前缘向北推进时，由于湖盆不断下沉，湖水相对上升，使得三角洲保持推而不进，造成前缘三角洲相砂体长期叠置，形成巨厚砂层。后期在重力或外部动力作用下，长期叠置的三角洲前缘砂体发生滑塌，而滑塌又分为块体滑塌及浊流沉积两种模式。其中块体滑塌是指从博兴湖盆南部的金家三角洲前缘砂体上整块滑塌下来并整块沉积在博兴半深湖—深湖相的泥岩和灰质泥岩中形成块体砂，其距离三角洲前缘砂体较近，块体直接滑塌至洼陷坡折带中未发生二次搬运，保存了原三角洲前缘砂体的物性(好)、水流性质(是牵引流而不是重力流)及构造特征(如原生层理、底部常出现蠕动构造及变形层理)，且砂岩块体在滑动时分裂成多块砂体，砂体间被砂泥岩充填，每块砂体都有自己独立的油水关系。浊积砂是三角洲前缘砂体或块体砂在外力作用下经过二次搬运，在洼陷坡折带中下部低洼区沉积下来，具有浊流沉积的特征，物性相对较差，泥质含量相对较高，物性隔夹层较发育。因沉积在坡折带的相对地势较平缓区，多套砂体叠合分布，相对块体砂，展布范围较大。依据上述分析，建立了大芦湖油田滑塌浊积扇块体砂及浊积砂三维及剖面沉积模式(图15、图16)。

4 滑塌浊积扇沉积模式研究意义

在滑塌浊积扇沉积背景下发育的岩性油藏多为低渗透油藏。深入认识低渗透油藏沉积模式及各沉积模式背景下的油水展布特征，对大芦湖油田低渗透油藏的高效开发具有重要意义。

4.1 指导滑塌浊积岩岩性油藏的开发

块体砂区域发育的岩性油藏，因每个砂体均具有独立的油水系统，在开发中应分砂体进行井网部署。且因块体砂保留了三角洲前缘砂体的物性特征，物性相对较好，开发中可考虑注水开发常规射孔方式投产或小规模压裂投产；对处于砂体交界处靠近另一砂体水层的油井，若采用压裂方式投产，应注意压裂规模的优化，避免压开水层。

4.2 指导低阻油层挖潜

浊积砂区域的岩性油藏因储层物性差、束缚水含量高、泥质含量高、油层电阻率相对较低[10]，易发育低阻油层。近年来，大芦湖油田在樊28、樊9、樊112、樊2、樊22等多口废弃老探井中成功试采沙三中2砂组低阻油层，平均单井初期日产油5.3 t，目前5口井累增油13 500 t，取得较好的效果。

图15 大芦湖油田滑塌浊积扇沉积模式Fig.15 The slumping turbidite fan sedimentary model of Daluhu oilfield

图16 大芦湖油田滑塌浊积扇沉积模式剖面Fig.16 The profile of the slumping turbidite fan sedimentary model of Daluhu oilfield

5 结论

(1)建立了大芦湖油田滑塌浊积扇沉积模式，将其细分为块体砂及浊积砂两类。

(2)依据所建立的沉积模式，合理解释了块体砂区域及浊积砂区域油水关系矛盾的成因机理。

(3)该研究对于大芦湖油田岩性油藏的开发井网部署、开发方式优化及低阻油层挖潜等勘探开发工作具有重要的指导意义。