梁旭，劉暢，解超，高玉飛，高云峰

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室， 北京 100028； 2.中海油研究總院有限責任公司， 北京 100028)

0 引言

前人針對B油田尚未做過相關“甜點”預測的研究工作。本文以渤海海域B油田沙一、沙二段辮狀河三角洲儲層為例，充分利用錄井、測井、巖芯、微觀分析及地震信息，從低滲儲層影響因素分析出發(fā)，結合相對高滲儲層滲透率界限，提出了適應油田實際的低滲儲層“甜點”成因類型劃分方案，并建立了“甜點”分布模式，對“甜點”分布預測，提高低滲油田注氣采收率等起到了有效的指導作用。

1 地質(zhì)概況

B油田位于渤海南部海域，西距塘沽約180 km，南距龍口80 km。構造位置上位于渤南潛山帶南側，受主控斷層郯廬斷裂右旋張扭活動的影響，斷裂活動強烈，斷裂系統(tǒng)復雜(周海燕等，2005；周立業(yè)等，2019)。目的層段為古近系沙河街組沙一、二段。

B油田沙河街組巖石成分成熟度較低，巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。砂巖粒徑范圍變化較大(粉砂、細砂、中砂、粗砂和不等粒結構均有)，分選中等、磨圓以次棱、次棱—次圓為主。該區(qū)塊的孔隙類型多樣，主要發(fā)育粒間孔、顆粒內(nèi)孔(包括溶蝕孔、晶間孔)。溶蝕作用強烈，主要是長石溶蝕、巖屑溶蝕和碳酸鹽等不穩(wěn)定礦物經(jīng)過碳酸和有機酸溶蝕作用改善物理性質(zhì)，形成次生孔隙(圖1)。研究區(qū)目的層儲層主要以點狀喉為主，局部可見片狀喉、管狀喉等。壓汞資料分析結果，目的層喉道(孔喉)半徑屬于細喉，喉道分析系數(shù)為1.19，喉道分選系數(shù)中等?？傮w來看B油田沙一、二段儲層具有中低孔、中低滲特征，且不同區(qū)塊間儲層物性有差異。其中B2區(qū)塊平均滲透率為24 mD。

圖1 BZ2-4D井低滲儲層特征

2 低滲儲層發(fā)育主控因素

低滲儲層的發(fā)育往往由原始沉積條件和成巖改造共同控制，其中沉積條件包括儲層沉積相帶和砂巖成分、結構等，成巖改造條件包括壓實、膠結、溶解等成巖作用以及構造活動形成的裂縫，兩方面的作用共同控制著平面上不同區(qū)塊、垂向上不同層位儲層的質(zhì)量差異(楊玉卿等,2010；劉麗園等，2019；汪鑫和柳成志，2019；高玉飛等，2019)。

2.1 原始沉積條件對儲層的控制

沉積相分析表明沙一、二段發(fā)育受西南方向物源控制的辮狀河三角洲沉積(圖2)，從巖芯觀察的結果來看，由西南向東北方向儲層的碎屑粒徑逐漸變細，分選變好，巖屑組分中石英含量逐漸增高，巖屑和長石降低，成分成熟度逐漸增加(圖3)。因此在原始沉積條件的控制下，沙一段和沙二段儲層的物性整體表現(xiàn)為西南向東北變好的趨勢(丁曉琪等，2013；梁旭等，2020)。

圖2 B油田沙二段沉積相分布特征

圖3 B油田沙河街儲層沿物源方向分選特征

2.2 成巖改造對儲層的控制

成巖改造作用主要包括壓實、膠結及溶解作用，其中壓實和膠結作用為破壞性成巖作用，溶解作用為建設性成巖作用(彭志春等，2017；韓華峰等，2019；胡勇等，2019；曾曉華等，2021)。根據(jù)巖石類型、成巖作用類型、顆粒接觸關系、膠結類型等將成巖相劃分為五種主要類型，即強溶蝕相、中溶蝕弱膠結相、弱溶蝕中膠結相、鈣質(zhì)強膠結相和強壓實相(表1)，形成的儲層物性依次變差。

陽翰笙聽后并不氣惱，仍執(zhí)意請茅盾作序。于是茅盾就在序中不客氣地寫道：“《地泉》在描寫人物時用了臉譜主義手法，在結構和故事情節(jié)上出現(xiàn)了公式化現(xiàn)象；在語氣上用標語口號式的言詞來表達感情。因此，從整個作品來講，《地泉》是很不成功的，甚至是失敗的。”

表1 B油田沙河街儲層成巖相劃分

(1)強溶蝕相：此類成巖相主要分布于積水動力強、粒度較粗的微相當中，包括分流河道和河口壩的主體部分，沉積物的結構、成分成熟度也最高，早期有碳酸鹽巖膠結，但沒有形成致密膠結，殘存的原始孔隙為后期的溶蝕作用提供了便利通道，使得大量碳酸鹽巖、長石溶蝕，形成粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。

(2)中溶蝕弱膠結相：主要分布在分選較好、泥質(zhì)含量低的沉積微相。粒度較分流河道和壩主體細，且含有少量的泥質(zhì)，影響了流體的滲濾，造成了中等的溶蝕作用。

(3)弱溶蝕中膠結相：主要分布在粒度較細但分選好、泥質(zhì)含量低的壩緣和席狀砂微相中。弱溶蝕中膠結成巖相與中溶蝕弱膠結成巖相沉積特征相似，所不同的是，由于水動力的影響，沉積砂體粒度更細，泥質(zhì)含量增加。

(4)鈣質(zhì)強膠結相：沉積邊緣微相中，由于邊緣沉積主要是壩主體外緣向席狀砂過渡沉積形成的結構成熟度相對較高的砂泥互層，砂泥巖壓實過程中的孔隙流體壓差，在流體從壓力較高的灘向壓力較低的壩主體滲濾時，壩側緣是必經(jīng)之路，從而容易持續(xù)形成致密膠結。

(5)強壓實相：該類成巖相主要分布在席狀砂和湖相泥微相中，沉積物粒度較細，以泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖、頁巖為主，由于泥質(zhì)含量較高，機械壓實是最主要的成巖特征，孔隙度和滲透率都很低，儲層物性差。

從成巖相的劃分以及特征來看，好的沉積相帶更有利于接受好的成巖作用改造進而發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層。因此在低滲儲層中尋找“甜點”儲層，其主控因素主要是沉積作用。

3 低滲儲層中“甜點”分布模式

低滲儲層中尋找“甜點”，首先需要建立“甜點”的劃分標準。B油田2區(qū)塊北中塊目的層平均滲透率約60 mD，屬于相對中滲儲層區(qū)塊，南塊P10井和4D井整體滲透率較小，為低滲儲層。因此，本次在明確“甜點”儲層界限標準基礎上，重點分析其發(fā)育規(guī)律及分布模式。

3.1 “甜點”儲層分類方案

“甜點”即相對高滲透條帶，是指儲集體內(nèi)滲透率值明顯高于儲層平均滲透率值的巖層，既包括由沉積、成巖等作用形成的原生高滲透率巖層，也包含開發(fā)過程中由于注入介質(zhì)、高速開采等因素影響形成的次生高滲透巖層。高滲透條帶研究技術，指的是充分利用動靜態(tài)資料來定量刻畫高滲透條帶在三維空間展布特征的精細描述技術，對注氣開發(fā)中的驅替效率、評價注氣開發(fā)效果具有重要意義(郭長春，2014)。

根據(jù)B油田沙河街組巖芯滲透率數(shù)據(jù)分析結果，南塊低滲儲層平均滲透率基本均小于15 mD，北中塊高滲儲層平均滲透率普遍大于10 mD(圖4)。結合高滲、低滲純巖芯孔、滲交會分析結果，并參考碎屑巖儲層劃分標準，認為10 mD可作為低滲儲層與相對高滲條帶間的滲透率界限值。

圖4 B油田巖芯孔滲分布圖

根據(jù)B油田沙二段各小層砂體滲透率分布圖與沉積相圖疊合對比分析結果，河道及河口壩砂體為主要砂體類型，物性較好，并且河道砂體物性略優(yōu)于河口壩砂體。以2區(qū)塊沙二段不同微相類型砂體為研究對象，根據(jù)滲透率大于10 mD的相對高滲儲層厚度(h)所占該套砂體總厚度(H)比例的差異，結合2區(qū)塊南塊各儲量單元相對高滲儲層發(fā)育規(guī)律，將2區(qū)塊低滲儲層中相對高滲條帶細分為3大類。

研究結果表明，低滲儲層中相對高滲條帶的發(fā)育主要受沉積微相的影響，包括河口壩、席狀砂體，河道、河口壩砂體及河道主體砂3大類(表2)。其中，河口壩、席狀砂體的相對高滲條帶占比(h/H)分布范圍為0～20%，河道、河口壩砂體相對高滲條帶占比(h/H)分布范圍為20%～60%，河道主體砂相對高滲條帶占比(h/H)分布范圍為60%～100%。

表2 B油田低滲儲層相對高滲條帶分類表

(1)河道型相對高滲條帶：河道型相對高滲條帶主要包括以下三方面特征：①發(fā)育典型河道砂體，厚度較大，下部滲透率較上部更大；②平面分布方面，相對高滲條帶發(fā)育于主河道中間部位，滲透率相對較高；③雜基普遍充填，上部泥質(zhì)含量相對較高，GR曲線具齒化特征。

(2)河口壩型相對高滲條帶：河口壩型相對高滲條帶主要包括以下兩方面特征：①發(fā)育河口壩砂體，測井相型呈漏斗形，厚度較大，巖性整體下細上粗，相比河道型砂體，泥質(zhì)含量相對較高；②相對高滲儲層位于砂體上部，滲透率較大，下部滲透率相對較小。

(3)席狀砂型相對高滲條帶：席狀砂型相對高滲條帶主要包括以下兩方面特征：①發(fā)育席狀砂體，巖性整體較細，泥質(zhì)含量相對較高，厚度相對較小，測井相型多呈指狀；②相對高滲儲層位于砂體中部，與頂?shù)咨绑w相比滲透率相對較大。

3.2 “甜點”儲層分布模式

以相對高滲條帶成因類型劃分為基礎，結合辮狀河三角洲不同微相砂體縱向疊置與平面展布規(guī)律及地球物理響應特征，建立了不同類型相對高滲條帶空間分布模式，為B油田2區(qū)塊相對高滲條帶分布預測奠定了基礎。

根據(jù)井點砂體的縱向發(fā)育特征，劃分出三大類、五小類相對高滲儲層單井分布模式。首先，根據(jù)一套低滲儲層中相對高滲儲層發(fā)育的數(shù)量，劃分為單層型、雙層型、多層型三大類；再根據(jù)相對高滲砂體的發(fā)育位置，將單層型進一步細分為底部型、中部型和頂部型3類，分別對應河道型、席狀砂型、頂部型相對高滲條帶。

根據(jù)相對高滲條帶厚度的差異，雙層型分布模式也可細分為薄層型和厚層型兩種，主要受不同微相砂體與不同成因類型相對高滲條帶的縱向疊置程度的影響。類似地，多層型分布模式包括三層型、四層型等多種類型(圖5)。

圖5 B油田低滲儲層相對高滲條帶分布模式綜合圖

(1)單層頂部型(模式一)：井點發(fā)育一層相對高滲儲層，位于一套低滲砂層的頂部，結合微相組合關系及平面展布規(guī)律，該類型相對高滲條帶主要發(fā)育在辮狀河三角洲前緣河口壩砂體頂部。

(2)單層中部型(模式二)：井點發(fā)育一層相對高滲儲層，位于一套低滲砂層的中部，結合微相組合關系及平面展布規(guī)律，當在一支分流河道與另一支河道前緣河口壩側向疊置，并且疊置程度較低時，相對高滲條帶發(fā)育于大套低滲砂層中部。

(3)單層底部型(模式三)：井點發(fā)育一套相對高滲儲層，位于一套低滲砂層的底部，結合微相組合關系及平面展布規(guī)律，該類型相對高滲條帶主要發(fā)育在辮狀河三角洲前緣前端的分流河道砂體底部。

(4)雙層型(模式四)：井點發(fā)育兩套相對高滲儲層，結合微相組合關系及平面展布規(guī)律，該類型高滲條帶主要是由于分流河道側向疊置形成，主要發(fā)育于靠近三角洲前緣根部的位置，距離物源相對較近。

(5)多層型(模式五)：井點發(fā)育三套(及以上)相對高滲儲層，結合微相組合關系及平面展布規(guī)律，當在一支分流河道與另一支河道前緣河口壩側向疊置，并且疊置程度較高時，縱向上會發(fā)育多層疊置的相對高滲條帶。

4 “甜點”儲層分布預測

為更準確地表征并預測沙二段相對高滲條帶的分布范圍，開展基于相模式的振幅、波形聚類分析(井涌泉等，2014；黃鳳祥等，2016；胡光義等，2018)。通過分析相對高滲儲層厚度與不同地震屬性的相關性，RMS振幅、平均瞬時振幅、波形面積、波形平均彎度對相對高滲條帶較敏感。因此，采用多屬性量化預測方法，以振幅類屬性為主要自變量，并以平面沉積微相展布為約束，圈定了南塊低滲儲層中相對高滲條帶的分布范圍(圖6)。分析表明沙二段相對高滲儲層占比一般小于80%，屬于模式三、模式四、模式五，其中，4D井屬于雙層型相對高滲條帶(模式四)；P10井屬于單層底部(模式三)或雙層相對高滲條帶(模式四)。

圖6 B油田不同儲量單元相對高滲條帶分布預測圖

依據(jù)地震預測“甜點”部署了1注3采注氣井組，其中B20井為注氣井，部署在高部位；B18井為采油井，與B20井之間有雙層型高滲條帶分布(模式四)，為避免氣竄需要拉大注采井距至500 m；B19井和2-P10井為采油井，主要為單層底部型高滲條帶(模式三)，可適當縮小井距至300 m。

5 結論

(1)以沉積相、物性、微觀儲層分析為基礎，明確了B油田2區(qū)塊低滲儲層發(fā)育分別受原始條件和后天成巖改造的影響，但原始沉積相對于“甜點”儲層的分布起到?jīng)Q定性作用。

(2)以巖芯分析滲透率統(tǒng)計結果，確定B油田2區(qū)塊低滲儲層中相對高滲儲層滲透率界限為10 mD。低滲儲層中相對高滲條帶的發(fā)育主要受沉積微相的影響，包括河口壩、席狀砂體，河道、河口壩砂體及河道主體砂3大類，并根據(jù)相對高滲儲層厚度占比的差異，細分為5小類。

(3)B油田2區(qū)塊低滲儲層中相對高滲條帶分布模式主要包括3大類5小類，其中，單層頂部型主要發(fā)育在河口壩砂體頂部，單層底部型主要發(fā)育在三角洲前緣前端的分流河道砂體底部，雙層型主要發(fā)育再分流河道側向疊置位置，單層中部型和多層型主要發(fā)育在分流河道與河口壩側向疊置位置。

(4)采用多屬性量化預測方法，圈定了2區(qū)塊南塊沙二段低滲儲層中相對高滲條帶的分布范圍；其中4D井屬于河道、河口壩砂體相對高滲條帶，P10井屬于河口壩、席狀砂體相對高滲條帶。