曹妃甸A 油田沙二段缓坡微古地貌对沉积砂体 的控制作用

刘洪洲，程 奇，宋洪亮，王欣然，孟智强

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

近年来，在渤海已开发油田周围滚动扩边，新发现了一系列中深层小油田，早期评价为储量品质低、测试产能高的边际油田，落实储层与储量是此类油田开发前期论证开发可行性研究的关键[1-3]。但海上油田钻井资料少、目的层埋藏深、地震分辨率低等条件的制约给储层预测带来极大困难。本文以曹妃甸A 油田沙二段为例，通过油田微古地貌恢复，结合钻井、测井、地震波组等分析，对沉积相和砂体的展布特征开展研究，分析微古地貌对沉积（微）相和砂体分布的控制作用，以期为油田的前期开发方案提供资料。

1 区域地质概况

曹妃甸A 油田位于沙南凹陷中央背斜构造带西端，西邻歧南断阶带。区域构造演化表明，有利圈闭构造形成时间早，沙河街组的储盖组合配置良好，且位于沙南凹陷与歧口凹陷之间，油源丰富（图1）。

图1 曹妃甸A 油田区域构造位置

2 沉积相特征

曹妃甸A 油田沙河街组二段是该油田的主要含油层系，区域研究表明，沉积期物源主要来自南部的埕子口凸起；钻井取心显示，油层段主要以灰绿色泥岩和浅灰色细-粉砂岩为主，夹生物碎屑灰岩，可见水平层理、小形交错层理、滑塌变形以及生物扰动等沉积构造；综合测井曲线与孔渗特征，判断该段为三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝等沉积微相（图2）。水下分流河道主要以灰色细砂岩为主，岩心上可见小形交错层理，底部见泥粒；测井曲线表现为自然伽马（GR）低值、自然电位（SP）高值，曲线形态成微齿化钟形或箱形，储层物性较好。分流间湾主要以灰绿色泥岩-灰色粉砂岩或粉砂质泥岩为主；测井曲线表现为SP 低值，GR 高值，曲线形态呈直线-齿状，储层物性差。河口坝主要以深灰色细-粉砂岩为主，测井曲线形态呈漏斗形，储层物性较好。远砂坝与河口坝共生，主要以深灰色粉砂岩为主，岩心上可见小形交错层理与滑塌变形构造，SP 曲线近直线状，GR 曲线为齿状，储层物性较差。对研究区探井沙二段沉积微相及测井解释数据统计表明，CFD-A-1 井优势相为水下分流河道，CFD-A-3井为分流间湾；其中，水下分流河道物性最好，平均孔隙度为28.2%，平均渗透率达312.6×10-3μm2。

图2 曹妃甸A 油田CFD-A-1 井综合柱状图

3 微古地貌恢复

古地貌研究主要是揭示物源区、搬运通道、沉积低势区三者之间的时空关系，不同的古地貌单元对砂体分布的控制作用不同，只有在时空上耦合，才能重建物源的输导、分配及堆积[4-5]。通过古地貌恢复及沉积过程分析可以预测富砂沉积体系的分布、发育类型及沉积充填序列，成为预测有利储集砂体展布的有效途径。目前常用的古地貌恢复方法有残留厚度和补偿厚度印模法、回剥和填平补齐法、沉积学分析法、层拉平恢复法及层序地层学恢复法等，每一种恢复方法都有各自的优缺点及适用性[6-8]。本文采用“层拉平”技术对油田范围内的微古地貌进行恢复。首先，已钻3 口探井揭示沙二段油层顶部为大套泥岩，沙二段及沙三段之间为区域不整合面，三维地震上为全区分布稳定、连续的同相轴（图3），通过全区的追踪闭合，获取沙二段油层顶底解释界面的时间域数据，利用速度场完成时深转换，获得深度域界面。其次，在Petrel 软件中对深度域层面数据进行网格化处理，选取统一基准面，利用深度域界面距基准面的差值，完成“层拉平”恢复。最后，对于靠近边界断层一侧，地震资料品质差造成解释不清的界面，则采用趋势面插值法进行恢复。

图3 过CFD-A-3 井—CFD-A-1 井三维地震剖面

古地貌恢复结果显示，研究区古地貌地势整体表现为“南高北低”，与整体的缓坡背景具有较好的继承性；靠近物源的南侧为沉积近端，古地貌表现为“脊凹相间”的特征，CFD-A-3 井附近发育一个明显的“微凸起”，其构造幅度与西侧的低凹槽呈突变接触，向东侧的低缓坡渐变过渡。

4 微古地貌控砂作用

4.1 古地貌控制沉积过程分析

渤海海域古近系沙河街组受构造演化作用影响，沉积砂体展布明显受控于沉积期古地貌，但控砂规律还要建立起沉积扇体的属性与古地貌形态之间的配置关系，进而指导有利砂体预测。通过古水流分析与地震属性结合的方式，可以开展研究区目的层古地貌控制下的沉积过程分析。

地层倾角测井可以研究沉积构造中层理的倾向和倾角，进而揭示沉积过程中的古水流方向，通过统计目的层段内所有蓝模式矢量的方向，水流层理和顺流加积常表现为蓝模式，即倾向大体一致，倾角随深度增加而逐渐减小的一组矢量。通过识别多套纹层组内部的古水流方向的，利用全方位频率统计获取古水流的主要方向。本次共搜集了CFD-A-1 井和CFD-A-3 井两口井的地层倾角沉积处理成果图进行分析统计，结果表明：CFD-A-3 井古水方向为北东向与低凹槽向低部位展布方向一致，CFD-A-1 井古水流方向为北西向与低缓坡向沉积远端的延伸方向一致；两口井统计的古水流方向平面上与沉积近端“微凸起”的外沿形态匹配关系较好，指示了“微凸起”对古水流起“分流作用”。 研究区沙二段油层的地层平均厚度为52.5 m，单层平均厚度为8.4 m，最大为15.2 m，而目的层段地震分辨率为42.5 m，但油层段的砂地比纵向对比明显偏高，为典形的“泥包砂”结构。因此，可以用整套油组的地震波组特征、地震属性表示油层段的储层横向变化。利用井震结合与波组对比，并提取了均方根振幅属性，刻画了沉积扇体地震属性的平面分布（图4），结果表明强属性在凹槽、低斜坡区连片分布，在“微凸起”分流区地震属性较弱，且属性带的延展与古水流指示方向耦合关系较好，说明古凹槽、低缓坡及“微凸起”等微古地貌单元联合控制了沉积扇体向沉积低势区推进的方向，进而控制 了砂体的展布。

4.2 有利砂体的分配模式

图4 曹妃甸A 油田沙二段地震均方根振幅属性

通过以上研究，建立了曹妃甸A 油田沙二段的沉积相模式（图5），表现为由古地貌南部的高部位向北部远端推进的三角洲前缘沉积。三角洲前缘近端主要以水下分流河道为主，远端发育河口坝和远砂坝等沉积微相；沉积近端 “脊凹相间”的地貌形态对沉积物具有“分流作用”。其中CFD-A-3 井附近的微凸起为该区沉积的主要相变带，微凸起范围内发育分流间湾泥岩，周边低势区为沉积砂体的输导通道，是有利砂体的富集带。

该认识应用于油田开发前期的可行性论证，使得CFD-A-3 井附近的储层风险得以落实，取消了原方案的3 口开发井，并提出古地貌低缓坡与低凹槽区、沿古水流延展方向是潜力区。

图5 曹妃甸A 油田沙二段沉积相平面特征

5 结论

（1）曹妃甸A 油田沙二段主要是三角洲相前缘沉积，发育水下分流河道、分流间湾、河口坝及远砂坝等沉积微相，水下分流河道物性较好。

（2）利用“层拉平”技术恢复了曹妃甸A 油田范围内的微古地貌，整体上表现为“南高北低”的形态，与缓坡背景具有较好的继承性，靠近物源的南侧为沉积近端，古地貌表现为“脊凹相间”的特征，局部发育“微凸起”。

（3）古地貌发育特征与古水流、扇体边界的配置较好，沉积近端的“微凸起”对三角洲前缘扇体沉积起分流作用，微凸起范围内发育分流间湾泥岩，周边低势区为沉积砂体的输导通道，是有利砂体的富集带。