沙湾组底部稠油层层位归属 天天向上的开场白

关于春风油田的主力稠油层层位归属问题，一直存在很大争议，主要有两种观点：一种认为应归属于新近系沙湾组，另一种则认为应归属于白垩系。划归白垩系的主要依据为地层倾角测井资料显示的不整合面，即认为地层倾角杂乱模式的底部为新近系沙湾组底不整合面，此外，如果划归为新近系沙湾组，则追踪出的砂体内油水关系矛盾且界面不清；而划归新近系沙湾组的主要依据为合成地震记录标定及精细地层对比。

由于层位认识不一致，描述的圈闭类型具有很大的差异：若划归白垩系，则为地层削蚀型不整合圈闭，平面呈窄条状，规模都不大；若划归新近系沙湾组则为地层超覆型地层－岩性圈闭，平面呈带状分布，规模较大。不同的划分方案直接影响油藏类型及油藏地质模型的建立，进而影响滚动勘探和开发方案部署。

本书从以下几个方面进行探讨。

1.层位标定法

垂直地震剖面资料可以提供准确的时深关系，因此，必须充分利用研究区的垂直地震剖面资料进行地层层位精细标定，其他井则利用垂直地震剖面法的时深关系对声波测井资料反映的时深关系进行校正，以石炭系顶、塔西河组底等主要界面为标志层，从井旁地震道提取标志层子波，进行反复提取，使合成地震记录上的波组特征与井旁道波组特征相对应 （图3－3），标定结果均与垂直地震剖面法标定结果一致。从排601井标定结果看，油层段特殊的岩性组合使其顶底速度较高，中间速度较低，因此，油层顶为强波峰反射，油层底为强波谷反射。即油层底的强波谷反射与下伏白垩系呈角度不整合接触，油层位于不整合面之上，层位应归属于新近系沙湾组。

图3－3 排601井合成地震记录标定结果

2.层序地层分析法

根据区域地震大剖面和区域连井地层、储层对比图等反映的地层不整合面及其与之对应界面的级别和特征，在中、新生界可识别出5个主要等时层序界面 （图3－4）：Ⅰ级层序界面或构造层序界面包括石炭系顶界面 （SB_C）、下白垩统吐谷鲁群底界面 （SB_Ktg）和古近系安集海河组底界面 （SB_E）；Ⅱ级层序界面为新近系沙湾组底界面 （SB_N1S）；Ⅲ级层序界面为新近系沙湾组二段底界面 （SB_N1s²）。由于研究区大部分地区缺失古近系，因此，Ⅱ级层序界面SB_N1S为研究涉及的关键界面，地震剖面上明显表现为下削上超、中振幅中连续反射特征，新近系沙湾组下部砂岩、砂砾岩与下伏白垩系泥岩或粉砂岩等呈角度不整合接触，岩性界面明显。根据此界面划分出新近系沙湾组下部层序和白垩系吐谷鲁群层序，其特征分别为：①沙湾组下部层序由下部低位体系域的粗碎屑沉积和上部湖扩与高位体系域的细碎屑沉积的二元结构组成，沉积相以辫状河三角洲和扇三角洲相为主；自然电位和自然伽马曲线表现为微齿化的箱形、柱形和钟形组合，地震剖面上表现为相对中强振幅、较连续亚平行状反射特征。②白垩系吐谷鲁群层序为湖扩体系域与高位体系域的滨岸平原—滨岸滩坝—滨浅湖细碎屑沉积为主，以棕褐色泥岩、粉砂质泥岩夹灰绿色泥岩、黄灰色粉砂岩、灰色细砂岩互层为特征。

图3－4 春风油田 CQ1－x3—CQ1－8井层序界面划分及地层对比

根据构造演化及沉积特征、沉积旋回分析，结合区域层序地层划分原则，春风油田主力油层划归为沙湾组底部更符合层序地层发育特征。

3.测井资料对比法

根据测井曲线组合特征，砂层之上泥岩基线发生明显偏移，自然电位和自然伽马值偏低，说明沉积环境存在明显变化，变化点按照沉积旋回的一般方法应在砂层底部；根据方差原理，多条测井曲线重构一条综合分层曲线，曲线极小点表示该处上下地层综合特征差异最大。分析结果显示极小点应为主力油层底界，即沙湾组底。因此，根据P601－P1井地层倾角测井资料将主力油层划归为白垩系的观点并不充分。研究认为，在新近系沙湾组沉积时期，物源充足，泥岩沉积速率较快，从岩心观察所见沉积构造为块状结构，少见层理，以杂乱模式为特征；在白垩系沉积时期，物源相对匮乏，泥岩沉积速率相对较慢，多形成水平层理，以绿模式为主，而蓝模式的底才是真正的不整合面，反映出沉积物在新的沉积旋回控制下快速退积叠加的过程 （图3－5）。

图3－5 P601－P1井白垩系－沙湾组地层岩性剖面及地层倾角测井曲线

4.地层结构分析法

地层结构分析法是依据连井地层－储层对比剖面所反映的纵向和横向地层结构及对比关系而进行的地层划分与对比方法。从图3－4可见，主力油层在横向上具有很好的可比性，横向分布稳定，与上部新近系沙湾组几套标志层的地层界面平行，而与下伏白垩系界面存在明显的交角，产状不协调，中间存在明显的角度不整合。显然，这套存在层位争议的主力油层应是发育在不整合面之上的辫状河三角洲前缘分支河道砂体，从区域地层结构分析上应划归上部新近系沙湾组比较合理。

5.正演模型法

正演模型法是根据实钻地层剖面在纵向上所反映的岩性组合及速度结构进行模型正演，分析正演结果与层位标定及地震反射特征是否一致而进行的地层划分与对比方法。根据实钻地层剖面纵向速度结构，新近系沙湾组底不整合面附近速度具有4个特征：①新近系沙湾组泥岩速度略高于白垩系泥岩；②主力油层速度高于其上覆、下伏泥岩；③白垩系粉砂岩速度高于白垩系泥岩速度；④主力油层速度多数高于白垩系粉砂岩速度。据此进行模型正演，实钻与正演结果吻合程度极高，证实地层不整合面为波谷反射特征，为争议主力油层的底界 （图3－6）。

图3－6 春风油田新近系沙湾组底—白垩系不整合面岩性组合正演模型

6.钻井验证法

钻井验证法是根据钻井所揭露的地层发育特征与研究人员已建立的地层模型进行比较而提供的辅助地层划分与对比方法。按照油层层位归属白垩系的观点，P601－4井位于CQ1－X3和P601－P1井的下倾方向 （图3－4），地层应保留最多、最全，应在沙湾组一段稳定泥岩段之下钻遇3套对应的油层或3套对应的砂层，但实际仅钻遇1套，这与地质模型明显不符；并且根据钻遇储层视厚度和储层产状换算，在不整合面上的露头宽度应小于500m，砂体形态应呈长条状且相对比较规则，但目前已完钻的滚动井和开发井所揭示的储层在平面上的实际展布宽度最小为500m，最大达2000m，且形态不规则，也与地质模型矛盾。再次证明：主力油层在剖面上的唯一性和平面上的条带状不规则性，其与新近系沙湾组早期发育于西南物源方向的辫状河三角洲前缘分支河道砂体和发育于西北物源方向的扇三角洲砂体平面上叠置连片密切相关。

7.关于油水关系矛盾的解释

将油层归属于新近系沙湾组，解释的砂体确实存在油水倒置的矛盾，但该套油层为稠油层，属于源外成藏，成藏动力不足，对该地层－岩性圈闭中物性较差的储层中的地层水难以完全驱替，故而残留部分地层水。研究表明，储层物性的好坏直接控制含油饱和度和含水饱和度；加之油藏埋藏较浅，成藏期较晚，原油在充注圈闭的过程中遭受水洗生物降解作用很快稠化，成藏后油藏很难再进行重力分异调整形成一个统一的油水界面。春风油田主力油层为岩性、物性控藏，这就是目前在高部位注蒸汽热采反而效果较差、油藏含油高度较大且无明显油水界面的根本原因。通过多位专家 （陆永潮等）对车排子地区地层结构发育特点的研究成果来看，车排子地区白垩系与新近系地层沉积时期，都是在底部易发育低位域粗碎屑沉积，而中上部则主要为湖进体系域的滨浅湖相泥岩夹薄层粉砂岩沉积。研究区内白垩系及沙湾组岩性组合特征均符合该特征，也就是白垩系顶部不具备形成大套砂岩的基础。

综合以上分析，认为该套稠油层应归属于沙湾组一段1砂层组 （N_1s1¹）。

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