老爷庙油田古近系东营组东一段沉积微相研究

老爷庙油田古近系东营组东一段沉积微相研究

1扇三角洲沉积微相的地质解释元当寺油田位于河北省唐海县老庙村，距唐海县城南约14公里。它是东亚油田的三大主要油田之一。古近系东营组东一段是油田的主要含油层系。前人研究认为老爷庙油田东一段为三角洲沉积(袁选俊等,1994)。笔者在2002年对该地区东一段高分辨率层序地层学的研究中,首次提出东一段为扇三角洲沉积环境(尹志军等,2002)。由于该文重点是研究层序地层格架,未对扇三角洲的形成环境、沉积相标志等进行详细阐述。本文拟通过各种沉积相标志的仔细分析,结合古构造及岩相古地理背景,对古近系东营组东一段扇三角洲沉积相确定的地质依据进行深入分析(邹元荣等,2001;左景勋,2002),并依据测井相和砂岩百分含量等定量参数划分沉积微相(Larsetal.,1998),研究各类微相的基本特征,实现沉积微相的平面分布,分析沉积微相的演化过程并确定有利的储集相带,从而达到准确预测储层砂体的分布规律的目的(付国民等,2003;李维锋等,2002)。油田应用论文研究成果对东一段油藏开发方案进行了相应的调整,注水剖面和产液剖面的分析表明,井间储层的连通关系更为明确,注水开发效果明显改善,取得了较好的经济效益。2老爷庙油田地质背景和沉积特征老爷庙油田构造位置属于渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷西北部。南堡凹陷位于华北地台东北部、燕山台褶带前缘,为渤海湾盆地北侧小型含油气凹陷。在凹陷内,多幕断陷构造演化控制了多旋回的沉积特征,形成了多种类型的油气聚集带。老爷庙油田处于南堡凹陷区域断层西南庄断层的下降盘,是一个受西南庄断层控制、继承性发育的滚动背斜构造,构造带面积150km2,是冀东油田的主力油田之一。图1为老爷庙油田构造位置图。老爷庙油田钻井揭示的地层自上而下有第四系平原组,新近系明化镇组、馆陶组,古近系东营组和沙河街组。地层层序及其基本特征如表1所示。其中东营组地层是油田最主要的含油层系,而在老爷庙油田,东三段、东二段缺少储层分布,东营组的油层主要集中在东一段,本文研究的目的层主要为东一段。东营组油藏于1997年底投入开发,目前共动用含油面积1.8km2,地质储量381万吨,可采储量70.866万吨。初期依靠弹性能量和溶解气驱,自喷时间短,产量下降快,后期实行注水开发,注水效果很差,层间矛盾突出。折算年采油速度仅0.6%,地质储量采出程度为2.12%,开发效果很差。3岩石特征3.1东一部分储层岩石成分特征东一段储层岩石以中、细砂岩为主,其次为粗砂岩、含砾不等粒砂岩、粗粉砂岩,如图4-1、-2、-3、-4所示。统计薄片观察的碎屑组分特征,石英含量介于42%～65%,平均45%,长石含量介于60%～75%,平均70%,岩屑含量22%～40%,平均25%,依据石油天然气地质勘探标准委员会1990颁布的石油系统常用砂岩分类方案,东一段储层岩石以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,少量长石岩屑砂岩,如图2所示。砂岩成分镜下特征如图3所示。岩石成分特征反映了沉积物搬运距离短、快速堆积的特征。较低的岩石成分成熟度是扇三角洲沉积的重要特征之一。3.2储层岩性粒度组成对岩石的粒度分析可以直观反映岩石的结构组分和分选程度。根据11口取心井的粒度分析资料,绘制了大量的粒度概率累计曲线,归纳起来有四种类型,如图3所示。A型上拱弧形的一段式(图3-A),粒径分布范围大,从-1～7Φ,多反应颗粒大小混杂,分选差的不等粒砂岩的特征,几乎全部为悬浮次总体,反映快速堆积的特征,这是东一段储层岩石最主要的粒度特征。B型上拱二段式(图3-B),由跳跃和悬浮两个次总体组成,岩性偏粗,分选较好。C型三段式(图3-C),由滚动、跳跃、悬浮三个次总体组成,并以跳跃组成为主。D型多段式(图3-D),以跳跃、滚动、悬浮三个次总体组成,其跳跃又分为两个更次一级的总体,多为分选极差的混合碎屑岩的粒度特征。粒度曲线的特征反映了东一段沉积时具有牵引流和重力流复合型水动力机制。从薄片镜下观察可知,储层分选中等到差,圆度一般为次棱到次圆状,部分呈棱角状到次棱状,颗粒接触以线接触或凹凸接触为主(如图4所示),部分为点接触,胶结类型以孔隙式为主,其次为接触-孔隙式、接触式及基底式。杂基以泥质为主,成分多为云母质,另见少量云泥质杂基,含量2%～16%。胶结物有白云石、方解石及自生粘土矿物,反映其结构成熟度中等偏低的特点。岩石的结构成熟度进一步证实了东一段沉积呈近岸快速堆积的特征。3.3牵引流和重力流沉积相沉积构造是沉积物在沉积时或沉积后由于物理、化学或生物作用形成的各种岩石不同组成部分的空间分布及排列方式。它反映了沉积介质的性质、流体的水动力条件、沉积物的搬运和沉积方式,是一种重要的指相标志。东一段的岩石中各类沉积构造较为发育。储层中主要发育块状层理(图4-7)、递变层理(图4-6)、冲刷充填构造(图4-5)、卵石质砾岩(图4-8)、泥砾、同生变形构造等反映重力流水动力机制的沉积构造,显示沉积物快速堆积的特征。这些沉积构造主要分布在扇三角洲的分流水道中,其形成主要是由于高密度流体呈悬浮搬运和快速沉积的结果,与浊流沉积相似,反映了较强的水动力特征。而在粉砂岩和泥质粉砂岩中,发育波状交错层理、斜波状交错层理、泥质纹层、水平层理等反映牵引流水动力机制的沉积构造。这说明老爷庙油田东一段时期水体变化十分剧烈,既有牵引流沉积,又有重力流沉积。沉积韵律以正韵律为主,局部井段见反韵律和复合韵律,韵律层的底部可见冲刷面,反映较强的水动力特征。3.4水上氧化环境沉积物的颜色尤其是泥岩自身色能很好地反映沉积环境。东一段泥岩颜色为灰白、浅灰、灰绿、灰褐、棕红及紫红等颜色,其中在东北部的M40井,西北部的M9、M101等井,泥岩颜色出现棕红、紫红等颜色,反映这些地区在当时为水上氧化环境的沉积特征,其余部位的井泥岩多为浅灰、灰绿色,反映过渡带及浅水的沉积环境。沉积物的这些颜色特征表明老爷庙油田东一段沉积时期主要为浅水沉积环境,在局部地区存在水上沉积特征,湖泊扇三角洲正是发育在这样的过渡带环境中。4沉积相类型和特征4.1岩石相类型的组合岩石相是以岩石结构特征为主来反映各类砂体在沉积过程中的古水动力条件(彭仕宓和黄述旺,1998)。它比单一的描述沉积构造或单一的划分岩性更能反映沉积时期的古水动力条件,是一种综合的指相标志。在本区东一段发育有多种岩石相类型。既有反映牵引流水动力机制的岩石相如波状交错层理粉砂岩相、波状交错层理细砂岩相、斜波状交错层理粉砂岩相、平行层理中—粗砂岩相、叠瓦状构造砾质砂岩相、水平层理泥岩相等,又有反映重力流水动力机制的岩石相包括块状层理中—粗砂岩相、滑塌变形粉砂岩相、韵律层理砾质砂岩相、卵石质砾岩相等,反映东一段沉积时期水动力条件十分复杂。4.2老爷庙油田东一部分沉积成岩年龄老爷庙油田以西南庄断层向北与西南庄和老王庄凸起相邻。西南庄凸起和老王庄凸起地区在东一段时期气候较为干燥,植被不发育,物理风化作用强烈,易形成大量的碎屑物质,向南迅速进入湖盆。由于西南庄断层的长期活动,致使古湖盆地形由北向南倾斜,坡度较陡,大大超过形成扇三角洲所具备的临界坡度角。老爷庙油田位于西南庄断层的下降盘(图1),东一段时期,湖盆处于抬升收缩期,水浅,物源充足,为扇三角洲的形成提供了有利的地质条件。依据上述沉积相标志,老爷庙油田的位置在东一段沉积时期处于西南庄断层下降盘倾斜的古地形背景,并靠近西南庄和老王庄凸起古物源的古地理位置,可以认为老爷庙油田东一段沉积符合扇三角洲的典型特征(毕玉泉,2002;冯增昭等,1994;贾爱林等,2000a;Jiaetal.,2000b;Chenetal.,2001),故将老爷庙油田东一段确定为近岸快速堆积、分选很差的扇三角洲沉积相,其沉积主体为扇三角洲前缘亚相。这与前人对东一段为湖泊三角洲的认识有很大区别(袁选俊等,1994)。4.3水下分流河道砂体及其储层物性的影响从图5可以看出,老爷庙油田东一段扇三角洲沉积以扇三角洲前缘为主体,主要发育分流河道和支流间湾沉积微相。在层序的底部,发育前扇三角洲和河口坝沉积。图6为东一段沉积期沉积相分布图。下部(图6-A)、中部(图6-B)和上部(图6-C)沉积微相具有一定的继承性,河道的走向由下端的北西南东向向北东南西向转变,反映了古地理的演化与变迁。在东一段的下部,河道呈北西-南东向展布,较为狭窄,河道中心的砂岩百分含量为0.6%～0.8%;东一段中部,河道近于南北走向,在工区的中部河道合并,平面上多条河道砂体相互叠置,形成规模较大的连片砂体;到了东一段上部,河道走向演变为北东-南西向,河道逐渐加宽,在工区的南端发育一小规模的河口坝沉积,岩性以细砂岩为主。对储层物性研究表明,水下分流河道砂体孔隙度为15%～24%,渗透率为150×10-3～500×10-3μm2,物性较好,是老爷庙油田东一段油藏最主要的储层微相。水下分流河道的游走摆动、沉积物的快速堆积、储层较低的分选性和强烈的非均质性是导致老爷庙油田东一段油藏开发效果差的根本原因。通过东一段沉积微相的划分,可以预测优质储层的分布规律,为油田开发方案的调整提供地质依据。5东一年岩相古地理1)在分析沉积物岩石成分及结构特征、沉积物颜色、沉积构造、粒度和岩相组合特征等沉积相标志的基础上,将老爷庙油田古近系东一段划分为扇三角洲沉积相,确定了主要的沉积微相类型并表征了各类沉积微相的基本特征。2)综合相标志,应用砂岩百分含量,恢复了东一段不同时期沉积微相的平面分布并对其演化进行了分析。东一段时期主要发育水下分流河道和支流间湾沉积微相,局部发育河口坝。各时期岩相