北部湾盆地涠西南凹陷WH油田沉积相研究及甜点预测

曾晓华，陈 建，孟 迪，骆逸婷，陈之贺，彭文丰

中海石油(中国)有限公司海南分公司，海南 海口 570312

0 引言

国内近年来新报导的大型岩性油气藏主要发现在近岸水下扇、湖底扇、滑塌浊积扇等深水重力流砂砾岩扇体中，砂砾岩扇体油气藏已成为中国断陷盆地岩性油气藏勘探的重点类型[1，2]，沉积相尤其是沉积微相研究在岩性油气藏勘探与开发过程中发挥的作用越来越重要[1-4]。通过开展沉积相划分，结合地震相分析和储层反演等新技术方法，进行储层精细刻画，指导油气藏的开发。

WH油田为涠西南凹陷位最近几年新勘探发现的油田，位于涠西南凹陷2号和3号断层之间，仅有6口探井，主力含油层段为流沙港组一段(流一段)。流一段砂体尤其是下部油组紧临流二段烃源岩，具有非常有利的下生上储的油气成藏条件，是岩性油气藏或构造—岩性油气藏的有利发育区[11-13]。涠西南凹陷的沉积学研究目前还限于大区域勘探方向的沉积体系研究或针对单个油田某个层组的初步研究；自探井发现工业油流后，尚缺乏深入的沉积微相划分和储层砂体精细刻画等综合研究工作。前期探井钻井显示流一段砂体厚度变化大，砂体尖灭变薄快，分布复杂，非均质性强，砂体展布范围不清，油田滚动勘探和后续开发工作受限。为弄清流一段沉积相特征，厘清砂体分布规律，为油田开发提供地质依据，通过6口探井测井资料和2口取芯井岩相与构造、单井相、剖面相和测井相分析，对油田流一段沉积微相进行了研究，提出了流一段有利储层目标区域并指导了实施开发，验证了主力油层砂体展布情况。

1 地质概况

北部湾盆地呈北东东向展布，是在下古近系基岩基础上发育起来并接受古近纪及新近纪沉积的断陷盆地。盆地可以划分为北部拗陷、企西隆起和南部拗陷3个次级构造单元[14-16](图1)。涠西南凹陷呈北东东—南西西向展布，经历了三次张裂和裂后沉降，古近系沉积地层主要有长流组、流沙港组和涠洲组[17，18]，研究区的主力储层主要位于流沙港组。流沙港组自下而上为流三段、流二段和流一段。流一段为本次研究的目的层段，属滨浅湖—半深湖环境下的缓坡型扇三角洲沉积[18，19]；流二段为大套的泥页岩为主，为主要的烃源岩发育层段；流三段上部为厚层泥岩和薄层砂岩，下部砂体发育，是良好的储集层[10]。WH油田位于涠西南凹陷的中南部斜坡区，处于2号和3号断裂带中间，含油层段主要为流沙港组一段(L1)。

图1 北部湾涠西南凹陷WH油田位置与构造样式图Fig.1 Location and tectonic style diagram of the WH oilfield in the Southwest Depression of the Beibu Gulf

流一段具有相对清晰的沉积旋回和稳定的泥岩标志层，从长期旋回总体来看属于水进体系。根据中短期旋回、岩性组合关系、油水分布、电性对比特征等将流一段划分为L1Ⅰ—L1Ⅴ 5个油组，其中L1Ⅰ、L1Ⅲ、L1Ⅴ油组储层最为发育，含油性好，本次重点对这3个主力油层进行沉积微相分析和储层预测研究。

2 沉积微相研究

对流一段钻井岩心的岩性及组合、沉积构造、剖面结构以及单井测井相和岩相特征研究表明，流一段岩性粗细混杂，分选较差，主要为含砾粗砂岩、砂砾岩、含砾细砂岩、细砂岩等，反映出近物源的重力流—牵引流过渡的较快沉积特征；垂向上自下而上显示为正韵律，见底部冲刷、顶部突变现象，呈现出突发性强水流沉积环境。研究区6井取芯段见有流水成因的交错层理、平行层理和沙纹层理以及各种冲刷面等丰富的沉积构造，反映了牵引流沉积物质搬运作用方式；同时，又多发育递变层理、块状层理等，说明沉积物质经历了快速沉积过程；另外，滑塌变形、揉皱等构造发育，以及与深色泥岩、页岩的互层关系，说明流一段沉积处于较深水三角洲前缘环境。分析表明，流一段为陡倾型扇三角洲沉积，主要发育扇三角洲前缘亚相，由于断层的活动，在局部形成陡倾，重力流沉积发育，主要包括前缘滑塌和水下碎屑流两种重力流沉积。结合岩心记录、测井相资料和力度概率等测试化验数据综合分析，进一步识别出扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝、席状砂、前缘滑塌、水下碎屑流、分流间湾6种沉积微相。

2.1 水下分流河道沉积微相

岩性主要由黄褐色和浅褐色，较粗粒度的砂砾岩和中粗砂岩、不等粒砂岩组成，局部夹有团块状、透镜状褐灰色粉砂质泥砾，纵向上多个砂体叠加切割呈正粒序型，且向上泥砾数目增多，个体变小。砂砾岩中递变层理较发育，中粗砂岩中可见“漂浮”状的细砾；发育平行和槽状交错层理，块状构造，底部发育冲刷面。粒度概率曲线呈为三段式特征，包含滚动、跳跃和少量悬浮组分，分选差，反映水动力强，具牵引流和重力流特征；自然伽马曲线(GR)形态呈箱形、钟形或复合形(图2a)。

(a)水下分流河道 (b)河口坝 (c)前缘席状砂 (d)前缘滑塌 (e)近端水下碎屑流 (f)远端水下碎屑流图2 WH油田流一段各类微相储层特征综合图Fig.3 Reservoir characteristics of various sedimentary microfacies of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

2.2 河口坝沉积微相

岩性为灰褐色细砂岩，夹灰色泥岩和灰白色粉砂岩薄层，粒度呈明显的反粒序、逆粒序或复合粒序型。发育波状层理、板状交错层理、平行层理或块状层理，局部夹有碳质纹层。粒度概率曲线为二段式特征，包含跳跃组分、悬浮组分，反映中等强度水流条件，同时受一定程度波浪作用影响。GR曲线形态呈漏斗形(图2b)。

2.3 席状砂沉积微相

席状砂为水下分流河道末端的细粒物质受到波浪作用改造而形成的薄层沉积物[12]。流一段席状砂为薄层灰色粉—细砂岩与泥岩的薄互层沉积，砂岩成分成熟度高。垂向上呈现下粗上细的正韵律层，正韵律层底部见弱冲刷和突变接触构造。粒度概率曲线呈细二段式特征，跳跃组分为主。沉积物被波浪冲刷改造，粒度分选好，主要发育浪成交错层理和波状层理，反映较强水流与波浪作用动力环境。GR曲线形态呈漏斗形(图2c)。

2.4 前缘滑塌沉积微相

前缘滑塌是由盆缘断裂、沉积物负载或地形等因素而形成水下滑塌沉积[20-25]，属重力流沉积。本区前缘滑塌沉积发育于湖相泥岩中，呈夹层出现，主要由灰色泥质粉砂岩组成，局部夹有煤层和灰白色块状泥质砂砾岩。薄层粉细砂岩见变形构造，而泥岩中见水平层理，部分层段可见粗砂岩与下伏层段泥岩交叉接触。粒度混杂，泥质含量高，见粗砂、细砾和不规则状泥砾，发育滑塌变形构造(图2d)。

2.5 水下碎屑流沉积流微相

碎屑流沉积为重力流沉积中的一种，以发育混杂块状构造，为砾石、基质的无序混杂堆积[10，20]。研究区水下碎屑流包括发育于水下分流河道的近端和远端的两种形式，分别形成近端和远端水下碎屑流沉积。

(1)近端水下碎屑流

近端水下碎屑流于洪水期，由陆上碎屑流直接入湖形成[15]。研究区近端水下碎屑流岩性主要由泥质含砾不等粒砂岩组成，粒度较粗，杂基支撑。多呈块状构造，几乎无粒序，有时纵向上具有由粗变细的正韵律特征，有截然的顶底接触面(底部冲刷面)；粒度概率曲线与浊流类似，主要呈一段式弧型特征，各类组分都有，分选和圆度很差，反映很强的水流条件，具重力流沉积特征。GR曲线形态呈齿状箱形(图2e)。

(2)远端水下碎屑流

由泥质含砾砂岩和砂质泥岩组成，处于水下分流河道末端，整体粒度细，泥质含量高，富泥基质支撑，大小不均的砾石、细砾、泥砾等“漂浮”在泥质不等粒砂岩中，单层厚度一般较小，发育递变层理和块状构造，顶部见波状层理，顶底呈突变接触。粒度概率曲线同样与浊流类似，呈现弧型特征，各类组分分选较差，反映较强的水流条件，具重力流沉积特征。GR曲线形态呈齿状箱形(图2f)。

2.6 分流间湾沉积微相

分流间湾沉积在纵向剖面上一般位于水下分流河道之间，因水下分流河道频繁改道和强冲刷力，河道间沉积物很容易受冲刷而变薄，或全被冲刷掉。水下分流河道之间泥岩沉积发育不稳定，主要为水平层理或块状的粉砂质泥岩，夹薄层或透镜状砂岩；其岩性组合的一个最重要特点是由粉砂质岩层与泥质岩层组成的薄互层状，单层厚度约数厘米至数十厘米。层理中等发育，常见各种沙纹层理、不规则的水平层理。GR曲线形态多为指状、齿状和齿化钟形。

3 沉积相展布及沉积模式

3.1 沉积物源方向

由砂岩岩相分布和地层对比分析认为，研究区WH油田5井为厚层的砂砾岩分布区，1井和3井为含砾砂岩和砂岩分布区，6井主要为砂岩、含砾砂岩分布区，而2井主要为细砂、粉砂岩分布区，显示自南而北砂岩粒级变细的特征。通过各井砂层对比及砂岩厚度和砂地比平面统计也显示，流一段砂岩厚度自南部的5井、1井向北部的2井、6井、3井有减薄的特征，最厚区分布于5井区。各油组的砂岩厚度分布趋势基本上类似，即自南而北厚度逐渐减薄。根据油组厚度变化、砂岩粒级等特征，结合神经网络多属性预测、常规反演等地震分析技术相结合的储反演反演结果(图3)，得出砂体自南部5井附近向北呈扇状展布的形态可判断流一段的沉积物源方向为自南而北。

图3 WH油田流一段井约束波阻抗反演综合图Fig.3 Well constrained wave impedance inversion of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

3.2 单井相分析

根据取心段岩性、沉积构造、沉积类型、矿物及生物构造等特征，并结合测井相和岩性组合剖面，识别出了扇三角洲河口坝、前缘水下分流河道、前缘滑塌、水下碎屑流、前缘席状砂、分流间湾6种沉积微相。根据各沉积微相特征，对非取心段的6口井进行了单井相划分，为连井剖面相划分提供了依据。

3.3 沉积相展布及演化规律

在岩心相、测井相、地震砂体追踪刻画和储层预测等研究基础上，进行单井相分析、剖面连井相和平面相分析，明确了流一段沉积相的纵向、横向变化规律。

3.3.1 沉积相剖面展布特征

结合区域沉积背景，分别在顺物源方向和垂直物源方向进行了连井沉积微相对比，通过沉积旋回、单井沉积微相划分、连井砂体对比、井震结合砂体追踪和储层反演结果对砂体展布进行精细刻画，厘清了WH油田各油组井间砂体连通性。

根据储层平面和剖面预测结果以及单井微相划分结果，进行了连井微相剖面相分析(图4)，分析认为流一段早期，总体表现为强物源供应时期，湖泊开始萎缩，湖水由深到浅逐渐演化。L1Ⅴ、L1Ⅲ油组储层砂体发育，5井区发育扇三角洲平原沉积，岩性为粗砾砂岩和砾岩，砂体厚度大；远端发育缓坡陡倾的扇三角洲前缘沉积，以3井和6井区为沉积中心，分流河道砂体向北部延伸，岩性为粗砂岩、中粗砂岩和细砂岩为主，厚度较大，砂体呈条带状向北延伸范围大，向东西向变薄。2井区已处于前缘边部，发育席状砂和前扇三角洲泥沉积。流一段晚期，至L1Ⅰ油组时，物源供给不足，发育远砂坝和席状砂微相沉积，并伴有大量的前缘滑塌和碎屑流沉积。仅1井区发育分流河道沉积，储层砂体发育。

图4 WH油田流一段各井间连井微相对比图Fig.4 Sedimentary microfacies comparison diagrams of connecting Wells of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

在纵向剖面上，L1Ⅴ到L1Ⅲ油组沉积相逐渐由扇三角洲平原、前缘亚相演化为滨浅湖亚相；到L1Ⅰ油组，沉积相演化为以河口坝、席状砂为主的扇三角洲亚前缘—前扇三角洲前缘亚相。

3.2.2 沉积相平面展布及演化规律

受海上作业平台空间和成本控制的制约，油田探井评价井较少，致使砂体范围内井点分布不均，大部分砂体无井控。本次结合属性分析、地震相分析、储层反演及神经网络多属性预测等分析成果结果[26-32](图3)，采用井震结合的方法对砂体进行精细刻画与追踪，刻画沉积体边界及连通性，明确了油田流一段3个主力含油层位L1Ⅴ、L1Ⅲ和L1Ⅰ油组沉积微平面展布特征和演化规律(图5)。总体上，流一段早期湖盆开始萎缩，湖水逐渐变浅。在边缘断层控制下的流一段底部由于强物源供应发育扇三角洲相沉积；到流一段晚期，湖盆的断陷活动暂时停止，湖盆处于平静期，物源供应匮乏，以稳定的滨浅湖沉积环境为主。位于断层下降盘近源区的5井区，主要发育三角洲平原和前缘沉积，向北水体逐渐变深。

图5 WH油田古近系流一段各主力油层沉积相平面图Fig.5 Sedimentary microfacies plane graphs of main oil reservoirs of the Member 1 of Liushagang Formation in WH oilfield

由岩心剖面、连井相、储层岩性预测和沉积相平面图(图5)可以看出，L1Ⅴ油组砂体发育，由南向北呈扇状展布，岩性以粗、中、细砂岩为主。扇三角洲前缘发育3个水道砂体，分别简称为A、B、C砂体，A砂体沿5井—3井方向延伸，岩性偏细，由南向北呈朵叶状展布，延伸远、规模中等，为水下分流河道沉积；B砂体位于3井和6井之间，岩性偏粗，由南向北呈条带状展布，延伸短和规模小，为另外的一支分流河道沉积；C砂体沿1井—4井—6井方向延伸，岩性偏粗，由南向北呈朵叶状展布，延伸最远、规模最大，为油组的主水下分流河道沉积区。而2井区的砂体欠发育，为河道间沉积(图5a)。

L1Ⅲ油组与L1Ⅴ油组类似，除2井区砂体欠发育外，同样发育3条分流河道砂体，呈朵扇状由南向北展布。A砂体为5井—3井方向砂体为水下分流河道沉积，砂体呈朵叶状展布，规模较小；B砂体3井和6井之间的砂体延伸距离远、规模大，为主河道沉积；C砂体为1井—4井—6井方向延伸的砂体呈条带状展布，中等规模，为另外的分流河道沉积(图5b)。

L1Ⅰ油组砂体岩性普遍偏细，以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，1井之南和6井区为岩性略好的区域，砂体规模相对L1Ⅲ和L1Ⅴ油组小，仅发育B和C两支砂体，砂体延伸距离短，属扇三角洲前缘萎缩期沉积(图5c)。

从沉积相平面图(图5)上看，5井区主要发育扇三角洲平原亚相，分流河道发育；3井、3井与6井之间和6井区主要发育扇三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口坝沉积；2井区主要为扇三角洲前缘亚相的远砂坝—席状砂和前扇三角洲泥质粉砂沉积。

3.4 沉积模式

依据沉积微相研究结果，建立了油田流沙港组流一段缓坡陡倾条件下的扇三角洲沉积模式，流一段沉积时期，来自南面物源的扇三角洲沉积注入湖盆，但坡度缓，因断层活动，局部形成陡倾，发育重力流沉积，在3井区和6井区所在的扇三角洲前缘及前扇三角洲至浅湖、半深湖环境发育各类前缘滑塌和水下碎屑流沉积。从半深湖至浅湖形成水下碎屑流、前缘滑塌、席状砂、河口坝、水下分流河道的扇三角洲前缘沉积体系。底负载为泥岩和细粒沉积，上部沉积物逐渐变粗，因水体深，远端易形成以滑塌体和碎屑流为主的重力流沉积。

4 沉积相结果的应用

4.1 甜点区域预测

通过对WH油田流一段砂体沉积微相研究，认为流一段储层的发育程度和物性的非均质性是制约砂体有效成藏的关键。沉积微相研究结果表明，L1Ⅴ油组发育3个有利区域(图5a)，分别位于西部3井区(A砂体)、中部3井和6井之间无井控区(B砂体)和东部6井区(C砂体)，以粗—中砂岩的水下分流河道沉积为主，为物性好的中高孔、中高渗储层，且3井和6井测试已获高产油气流；综合分析A和B砂体为滚动开发有利区域，无井控的中部砂体为挖潜增储有利区域。L1Ⅲ油组也发育A、B和C砂体3个有利目标(图5b)，以中—细砂岩的水下分流河道沉积为主，为物性较好的中孔、中渗储层，砂体内物性非均质性强，具有不同程度含油气响应特征，综合分析西部3井区A砂体为L1Ⅲ油组有利目标，中部无井控B砂体和东部C砂体次之。L1Ⅰ油组仅发育两个小砂体(图5c)，以低孔、低渗储层特征的粉细砂岩为主，砂体多为5米以下的薄层，储层预测难度大，在6井区C砂体较发育，但测井资料反映含油气性不佳，综合评价为较差区域。

4.2 开发实施效果

由于3井和6井测试已获工业油流，结合沉积相研究结果，在西部3井区和东部6井区以北的下倾方向，流一段砂体发育，储层物性好，具有较大的开发潜力。总体开发方案实施时，优先开发储层规模大，物性好的L1V油组。依据沉积相和目标评价结果，首先设计A6H水平采油井，水平段从中部无井控B砂体高部位进入后再穿至西部3井区A砂体(图6)。实施后，A6H井水平段在中部B砂体钻遇156 m油层，在3井区A砂体钻遇560 m油层，中间钻遇54 m泥岩段，证实了本次沉积相砂体刻画和储层预测结果可靠；根据A6H井成功实施经验，在3井的低部位部署A7H注水井同样穿过东部3井区A砂体和中部B两砂体，钻遇水层，落实了两砂体储量规模；在东部6井区C砂体和中部B砂体高部位部署A8H水平采油井，水平段同样钻遇46 m泥岩段，证实了砂体不连通性；在低部位部署A9注水井，A9井钻遇水层，落实了该砂体储量规模(图6)。开发井位的成功实施证实了L1V油组存在3个条带状水下分流河道砂体，高部位不连通，低部位连通，油水界面一致，储量规模得到落实，钻遇情况与沉积相研究结果吻合。依据L1V油组开发成功经验和沉积相研究结果，陆续成功实施L1Ⅲ和L1Ⅰ油组开发，整个油田经济效益良好。

图6 WH油田L1V油组砂体展布与井位开发部署图Fig.6 Sandbody distribution of L1V oil reservoir and deployment well location diagram in WH oilfield

5 结论

(1)分析得出，流一段为滨浅湖—半深湖的缓坡陡倾型的扇三角洲前缘亚相沉积，主要发育为水下分流河道、河口坝、席状砂、前缘滑塌、水下碎屑流和分流间湾微相。储层沉积特征分析认为，早期L1Ⅴ到L1Ⅲ油组沉积相演化由分流河道为主扇三角洲平原和三角洲前缘亚相逐渐演化为三角洲前缘—浅湖、半深湖亚相；晚期L1Ⅰ油组，以远砂坝—席状砂为主的扇三角洲前缘—前扇三角洲前缘相。

(2)沉积相砂体精细刻画得出，在L1Ⅴ和L1Ⅲ油组分别识别出3条水下分流河道砂体，在L1Ⅰ油组识别出2条水下分流河道砂体。5井区主要发育扇三角洲平原亚相的分流河道沉积；3井区、6井区发育扇三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口坝微相沉积；2井区为扇三角洲前缘亚相远砂坝—席状砂和前三角洲泥质粉砂沉积。

(3)根据沉积相研究成果，预测L1Ⅴ油组3井区、6井区砂体和L1Ⅲ油组3井区砂体为滚动开发有利区域；L1Ⅴ油组无井控的中部砂体为挖潜增储有利区域；L1Ⅲ油组中部和东部6井区砂体次之。部署的开发井实施情况与沉积相研究结果吻合，为油田现阶段增储上产和未来滚动勘探与开发提供了指导依据。