松辽盆地西部斜坡区稠油油藏目标评价研究

1松辽盆地西部斜坡区稠油油藏评价研究云海富毛立全张雪艳(大庆油田有限责任公司第九采油厂)摘要：本论文针对西部斜坡区稠油油藏的地质特征和勘探难点，引入了风险评价区和目标评价区的理念，开展分层次评价。目标评价区，地质特征较为落实，部署正常开发首钻井，落实探明储量，为编制开发方案服务；风险评价区，有一定地质认识，但地质特征待进一步落实的区域，部署风险评价首钻井，寻找有利布井区块。通过稠油油藏成藏主控因素分析，区域沉积相和局部沉积微相分析，疏松薄互储层预测，精细砂体解剖等研究，搞清了西部稠油油藏地质特征及规律。确定了西部斜坡区的成藏主控因素为不整合面运移，断层输导，缓坡控油，复合控藏，有效地指导稠油资源的总体评价，初步落实了西部斜坡区稠油潜力。在此基础上，通过室内实验、现场试验和数值模拟，初步确定了稠油油藏经济有效开采方式，并论证出合理的井网井距方式，寻找出一条有特色的评价开发之路。关键词：稠油油藏评价优选油藏类型储层预测前言西部斜坡区为松辽盆地的一级构造单元，有利勘探面积约17000km2。开发层位为萨尔图和高台子油层，储层具有“埋藏浅、厚度薄、孔隙度高、渗透率高”的特点，原油具有一定的流动性,属普通稠油。该区的勘探工作始于60年代初期，进入80年代开始进行大规模评价勘探，在1995年到2003年发现了一些岩性和小幅度构造油气藏，2004年以来根据稠油勘探开发的实际需要，开展重新评价研究。由于该区稠油油藏类型多样，油藏油水分布复杂，砂体展布方向、范围变化大，砂岩厚度和砂岩含量变化迅速，导致稠油的成因不清、稠油的资源潜力不清，稠油开发的可行性不清，勘探成效不高，一直未取得突破性进展。因此，通过西部斜坡区成藏控制因素和沉积相研究，结合二维地震连片处理解释成果，开展综合地质研究，优选有利布井区，实施控制井方案，开展精细储层描述，并进行井网井距论证，编制开发井布井方案（见图1-1）。图1-1大庆西部稠油潜力评价动用研究框图1成藏控制因素研究成藏控制因素研究沉积相研究地震处理解释确定成藏模式确定有利相带寻找构造有利区寻找储层发育区开展区块综合评价研究编制开发布井方案新区产能建设开发方式论证室内、矿场试验21.1稠油油源分析松辽盆地中浅层主要烃源岩为青一段和嫩一段地层。由东向西分齐家-古龙凹陷、西部斜坡两个区域统计有机碳含量和镜质体反射率，（表1）。可以看出齐家古龙凹陷有机碳丰度平均为1.51%，而西部斜坡区的有机碳丰度平均为1.46%，两个地区的有机质丰度均比较高，用常规标准划分，都为好生油岩[1]。不同地区的生油岩成熟度相比差异很大，主要表现为齐家古龙凹陷的镜质体反射率平均为1.31%，达到了1.0%以上，成熟度较高，正处于生油高峰期。西部斜坡区的镜质体反射率平均为0.47%，均未超过0.6%，处于未成熟阶段，只能生成少量的未熟-低熟油［2-3］。另外,甾烷异构化指标表明，西部斜坡原油以成熟油为主，与齐家古龙凹陷原油成熟度基本一致。饱和烃气相色谱图表明，从齐家古龙凹陷到西部斜坡区，原油降解程度逐渐加剧。初步认为油气是由齐家古龙凹陷运移到西部斜坡区。1.2稠油运移分析流体输导体系大致分为三种类型［4］：一是有一定孔渗条件的岩体；二是具有渗透能力的断裂或裂隙体系；三是可作为流体运移通道的不整合面。油气由齐家古龙凹陷需要经过100km的长途运移，才能在西部斜坡区成藏，松辽盆地不存在如此连片的岩体，也没有横向上沟通距离如此远的断裂体系，分析认为姚家组底部的区域不整合面是油气横向运移的主要通道。1.3稠油成藏模式分析从青二三段～嫩一段，西部斜坡区形成三角洲与湖泊之间的沉积坡折带，发现一些地层—岩性圈闭。同时由于稠油粘度高、流动性差，对圈闭要求不是非常严格，从西部斜坡区探井、控制井见油气位置统计表明，缓坡带的见油气显示井的比例占见油气显示总井比例的70.18%，而未见显示井的比例仅未见显示总井数的29.03%。同时，目前已被证实具有一定产能规模的江55和江37等区块均位于构造的缓坡带位置，阿拉新油田主要是背斜构造为主。表明构造缓坡对油气聚集具有控制作用。油藏类型以构造岩性和岩性油藏为主，构造缓坡、断层输导、岩性圈闭共同控制油气的聚集成藏。综上所述，初步确定了西部斜坡区稠油油藏成藏模式为：不整合面运移、断层输导、缓坡聚油、复合控藏。2稠油油藏资源潜力评价在区域成藏认识的基础上，综合利用地质、测井、地震和岩心资料，以地质—地球物理综合分析为基础，把点（单井）、线（剖面）、面（平面）的研究有机结合起来，弄清研究区萨、葡、高油层沉积亚相、微相的岩、电特征及其在三维空间的变化规律；分析沉积微相与油气分布的关系；结合已知油藏的解剖，进行有利目标区块的评价、预测（图2-1）。地区井号有机碳%镜质体%齐家古龙凹陷古111.2521.71古122.07551.44古182.5231.42古240.86730.84古6011.2291.19金390.6671.39金661.9821.19平均值1.5141.311西部斜坡区杜221.040.52杜241.5890.49杜4030.9830.41杜4112.3840.45江281.2960.48平均值1.45840.47表1盆地西部青山口组烃源岩参数比较表32.1区域沉积相特征西部斜坡区沉积主要受北部齐齐哈尔物源、南部英台物源和西部短物源控制。萨尔图砂岩组总体是松辽盆地在姚家组、嫩江组基准面上升、湖面扩张、岸线后退的背景下沉积的。萨二、三砂组沉积相继承了高台子的分布格局，可划分为西北部三角洲朵叶体、北部三角洲朵叶体、西南三角洲朵叶体。西北部三角洲朵叶、北部三角洲朵叶体受控于齐齐哈尔物源，三角洲前缘亚相的水下分流河道、水下分流间湾微相发育，局部发育河口坝等。图2-1沉积特征综合研究流程图2.1.1高台子油层沉积特征高台子油层发育于青二三段，是盆地阶段性整体抬升、基准面下降而形成的一套砂岩。从高一油层组沉积相分布图（图2-2）上可以看出沉积物供给主要有三个物源，即北部齐齐哈尔物源、南部英台物源，西部局部存在短轴近物源。其中齐齐哈尔物源占主导优势，主要分布在汤池-阿拉新-二站地区；英台物源主要分布在平洋地区；西部短轴物源在从高三油层组影响至萨二三油层组，最远到江40-江28一线。三支物源存在较大的叠置区。高一组砂岩比较发育，岩性较粗，为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩，以中砂岩和细砂岩为主。主要微相依然是三角洲前缘的水下分流河道、水下分流间湾，以及滨浅湖相的砂坝。油层组砂岩厚度平均10.3m；砂岩百分含量平均47.41%。砂体较厚，砂岩含量较高。砂岩主要分布在斜坡区的东北部和南部，呈舌状或朵状分布。水体能量较强，主要发育波状层理、小型交错层理、波状交错层理。录井、岩心、地震与测井等地质与地球物理及分析化验资料井震统一的层序地层学格架沉积相单井相联井相地震相岩心相录井相测井相地震属性波形分类等时切片三维可视化地震反演沉积微相生储盖评价，重点是复合砂体的发育和分布成岩作用体系域、准层序砂层组的发育和分布（含生储盖评价）小层（单砂体）发育和分布高孔渗砂体录井、岩心、地震与测井等地质与地球物理及分析化验资料井震统一的层序地层学格架沉积相单井相联井相地震相岩心相录井相测井相地震属性波形分类等时切片三维可视化地震反演沉积微相生储盖评价，重点是复合砂体的发育和分布成岩作用体系域、准层序砂层组的发育和分布（含生储盖评价）小层（单砂体）发育和分布高孔渗砂体42.1.2萨尔图油层组沉积特征萨尔图油层组是松辽盆地在姚家组、嫩江组基准面上升、湖面扩张、岸线后退的背景下沉积的一套砂岩。在区内与下部青Ⅱ+Ⅲ段地层呈局部不整合接触。纵向上，从萨二三组到萨零组沉积泥岩颜色逐渐加深，水体能量逐渐减弱。地层抬升剥蚀后，物源具有一定的继承性，萨二三组油层沉积时期西部短轴物源有所退缩，齐齐哈尔物源仍占主导。从萨二三组油层沉积相分布图（图2-3）上可以看出沉积相类型与高台子油层组基本相近，只是三角洲发育的面积有所萎缩，砂岩厚度变薄，砂岩百分含量降低，。全区砂岩厚度平均8.0m；砂岩百分含量平均39.6%。总体上，砂岩分布在研究区的东北部和南部，北部和西部砂岩厚度和含量变化较快。萨一组油层沉积时期，盆地北部物源边缘侧支从斜坡区北东方向进入该区，从萨一组油层沉积相分布图（图2-4）上可以看出在东北部形成三角洲前缘的外扇末端沉积。主要发育滨浅湖、半深湖两个亚相。砂岩厚度平均3.7m；砂岩百分含量平均13.6%。砂体较薄，砂岩含量较低。总体上，砂岩集中分布在斜坡东部，尤其是东南部，西部地区砂岩薄且含量低。基准面在萨零组时期继续抬升，湖深加深。半深湖面积加大（图2-5），滨浅湖退缩。砂坝23.4m；砂岩百分含量平均12.4%，最高61.68%。砂体较薄，砂岩含量较低。总体上，砂岩分布在研究区的北部、东部和中部，呈点状分布。通过对该地区各油层组沉积相分析，萨尔图、高台子各油层组发育三角洲前缘和滨浅湖相，砂体分布范围较广，是寻找稠油油藏的目标区域。结合区域完钻井试油情况和成藏主控因素分析，高台子层仅在上部高一油层组含油，由于砂体连片分布，砂岩厚度大，连通性好，仅在江37井区受断层控制的构造圈闭中存在油层，其余均以水层为主；萨尔图层以下部萨二三油层组为主力油层，在西部斜坡区各个区块均有分布，其含油性受构造圈闭、储层等多图2-2高一组沉积相分布图（樊太亮等，2005）图2-3萨二三组沉积相分布图（樊太亮等，2005）5图2-4萨一组沉积相分布图（樊太亮等，2005）图2-5萨零组沉积相分布图（樊太亮等，2005）种因素综合控制；萨一油层组在阿拉新地区大面积发育，受构造控制，形成上气、中油、下水的流体分布格局，萨零油层组上部在平洋地区来64井区发育一些三角洲前缘的小片席状砂和点砂坝。因此，我们把江桥、平洋和二站-阿拉新区块作为主要的潜力区块。2.2区块沉积相特征把沉积相研究由砂岩组细化到小层。首先根据区域沉积相研究成果，建立砂体规模和展布方向的地质模式；其次在地质模式的指导下，绘制砂岩等厚图；最后，根据取心、测井资料确定单井相，参考砂岩等厚图，搞好相带的平面组合，明确单层沉积微相特征。通过对阿拉新油气田探井和控制井的岩相特征进行分析，认为本区萨尔图油层的沉积微相类型主要是滨浅湖亚相和三角洲前缘背景下的砂坝、水下分流河道微相、滨浅湖微相和席状砂微相。SⅡ+Ⅲ组沉积时期：继承了高一油层组的沉积格架，齐齐哈尔物源、西南部的英台物源和西部短轴物源等三支物源在该期仍然发育。SⅡ+Ⅲ组细分为4个小层，各小层以席状砂为优势相。该组沉积时期，从SⅡ+Ⅲ4到SⅡ+Ⅲ1，阿拉新油气田的砂坝和席状砂发育规模逐渐变大，而二站砂坝和席状砂微相规模发育规模变小。SⅠ、S0组沉积时期：阿拉新-二站油气田处于齐齐哈尔物源末端,方向由原来南北向转为东北向。SⅠ组细分为2个小层，二站油气田以水下分流河道为优势相，阿拉新油气田以砂坝为优势相，且SⅠ1比SⅠ2优势相的发育规模大。S0组细分为四个小层，各小层均以席状砂为优势相，S03阿拉新-二站席状砂发育规模最大，S02基本不发育。总之，全区以砂坝和席状砂微相为主，仅二站油气田SI组沉积时期发育水下分流河道微相。SⅠ1层沉积的砂坝与水下分流河道发育规模最大。2.3储层预测研究6针对稠油储层胶结疏松、砂泥岩速度差异不明显的特点，利用多种技术开展储层预测试验，在江桥、平洋和二站-阿拉新等区块优选了13条测线开展波阻抗、对自然电位、伽玛、电阻率等四种反演方法优选，同时提取了10种以上的属性，利用MDI软件开展属性分析。通过地震地质结合，在试验线的基础上，最终优选了本区反应油水特征较为明显的电阻率反演进行有效厚度预测，反应砂泥岩变化明显的伽玛反演进行砂岩厚度预测，根据以往的经验，稠油区块的频率属性较能反应砂泥岩的变化，优选了瞬时频率和均方根振幅等属性开展属性分析。目前已完成江桥等4个区块的S2+3、G1等6个层面的储层预测图。从储层预测结果上看，和沉积相研究的认识基本一致，和原来的地质认识也基本吻合。江桥地区主要目的层S2+3油层组主要发育北部物源的水下分流河道砂和河