琼东南盆地梅山组浊积扇储层主控因素及其有效性分析.pdf
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1、琼东南盆地中新统梅山组浊积扇是该地区天然气最主要的贡献者之一,其沉积机理、储层主控因素分析及储层预测方法技术的提高直接影响着该区天然气增储上产。本文根据大量的岩心及井壁取心等实测资料,对该区钻井揭示的海底扇储层进行了系统分析。研究表明,琼东南盆地梅山组浊积扇类型及其内部组成、底流改造是影响和制约储层预测成功率的关键,其中断控陡坡根部盆底扇、深洼盆底扇和峡谷切割深洼盆底扇是储层相对发育的浊积扇类型,底流改造对处于敞流环境的中扇、外扇储层品质改善至关重要。对于深水环境的浊积扇储层而言,沉积因素,如岩性侧封、储层上倾尖灭构成这类岩性圈闭有效性的主要原因,对于峡谷切割型深洼盆底扇需要重点考虑岩性侧封,
2、对于深洼盆底扇需要重点考虑上倾尖灭。研究成果可广泛应用于深水浊积扇储层预测。关键词:浊积体;储层;主控因素;储层有效性;梅山组;琼东南盆地中图分类号:P736文献标识码:ADOI:10.16562/ki.0256-1492.2022090602Controlling factors on the effectiveness of turbidite fan reservoir of the Meishan Formation,Qiongdongnan BasinLIJianping1,XUWei1,YANZhuoyu2,ZHANGCheng3,XIONGLianqiao11.CNOOC Res
3、earch Institute Co.,Ltd.,Beijing 100028,China2.CNOOC Enerteck-Drilling&Production Co.,Zhangjiang 524057,China3.Hubei Key Laboratory of Marine Geology Resources,China University of Geosciences,Wuhan 430074,ChinaAbstract:TheturbiditefanofMioceneMeishanFormationinQiongdongnanBasinisoneofthemaincont
4、ributorsofnaturalgasinthearea.Toincreasethenaturalgasreserveandproductioninthisarea,thesedimentarymechanism,thecontrollingfactorsandpredictionmethodswerestudied.AccordingtoalargenumberofDST,geologicalfluidsampling,coreandrotarysidewallcoringmeasureddata,andrelevantenterprisestandards,theturbiditefan
5、reservoirofthecouldbedividedintofourlevelsofgrade:high-quality,good,effective,andtight.Thefourlevelscorrespondtohighproduction,commercialproductioncapacity,merelyproductivecapacity,anddrylayer.Resultsshowthatthetypeofturbiditefansanditsinternalcomposition,bottomcurrentreformation,andreservoireffecti
6、venessarekeyfactorsonreservoirpredictionsuccess.Fault-terracebasinfloorfans,basinfloorfanscutbycanyon,andintegralbasinfloorfansarethreetypesofrelativelygoodreservoirs;andbottomcurrentreworkingisimportanttoimprovethereservoirofmiddlefanandouterfaninopenflowenvironment.Forthebasinfloorfancutbycanyon,t
7、helithologicalsidesealneedstobefocusedinthefuture.Fortheintegralbasinfloorfans,thereservoirpinchoutshallbeconsideredtoo.Atpresent,therateofreservoirpredictionoftheMeishanturbiditefansinthisareaisverylow.Themethodsdevelopedinthisstudyshallbeofgreatvaluetoimprovethesuccessrateofreservoirprediction.Key
8、 words:turbiditefan;reservoir;maincontrollingfactors;reservoireffectiveness;MeishanFormation;QiongdongnanBasin琼东南盆地是中国近海最重要的天然气勘探领域,中新统浊积体是其主要的勘探开发目标,探明储量主要集中在黄流组中央峡谷浊积砂体,而梅山组和三亚组浊积扇研究薄弱、勘探程度低1-3。已有研究表明,琼东南盆地梅山组亦广泛发育浊积扇,截至目前,已有 20 余口探井钻遇浊积扇,且钻探发现有逐年增加的趋势,显示了良好的勘探潜力。然而,梅山组浊积扇存在储层致密、泥质含量资助项目:中海石油(中国)有
9、限公司科研项目“琼东南盆地梅山组有效浊积储集体主控因素及储层预测技术”(YXKY-ZX032021)作者简介:李建平(1964),男,硕士,正高级工程师,主要从事沉积储层方向的研究,E-mail:收稿日期:2022-09-06;改回日期:2022-11-15.张现荣编辑ISSN0256-1492海洋地质与第四纪地质第43卷第3期CN37-1117/PMARINEGEOLOGY&QUATERNARYGEOLOGYVol.43,No.3高、砂层薄、顶油底水、油藏封闭性差等问题,储层预测成功率低,储层品质及有效性成为制约其勘探成功的瓶颈问题。本文综合利用钻遇梅山组浊积扇探井的岩芯、井壁取芯及
10、镜下薄片、压汞等资料,分析了梅山组浊积扇储层主控因素,并从岩性侧封、扇体上倾尖灭角度分析了储层成藏有效性。研究成果对梅山组浊积扇进一步勘探具有重要的指导意义,对三亚组浊积扇勘探亦具有重要参考价值。1梅山组浊积扇储层特征琼东南盆地在中中新世梅山组沉积期处于裂后热沉降演化阶段,沉积背景总体以滨浅海-半深海为特点,发育了 2 个三级层序(图 1)。研究认为每个三级层序的不同体系域均沉积了一系列规模不同、类型多样的海底浊积扇体2,4-8,诸如在斜坡脚和盆底深洼区发育的各类盆底扇,斜坡上堆积的斜坡扇和高位期陆棚边缘发育的陆棚扇等9-12。综合海底地形地貌、断裂活动、海平面变化等因素,李建平等认为盆底扇可
11、划分为断控缓坡根部盆底扇、断控陡坡根部盆底扇、深洼盆底扇、峡谷切割深洼盆底扇等 4 种类型3,13。钻井资料揭示,这些海底扇沉积物粒度总体较细,以细-粉砂岩为主,泥质粉砂岩次之,少量为中-粗砂岩,局部可见砾岩;埋深总体较大,绝大部分超过了 3000m,胶结程度较高,构成了琼东南盆地中新统重要的油气储层2,8。梅山组浊积扇储层岩石类型以长石岩屑砂岩、长石岩屑石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,砂岩中偶见砾石颗粒,砾石最大可达 5cm 以上。砾石成分复杂,可见花岗岩、灰岩、火山岩、碎屑岩。砂岩沉积结构特征显示,靠近盆地西北段的A-7、A-12 井区距离物源区近,沉积物粒度粗(砾石),分选差,磨圆
12、度变化大。靠近盆地东北段的 A-1、A-5 井区距离物源区相对远,沉积物磨圆度变好,由棱角向圆状过渡(图 2)。琼东南盆地梅山组已钻遇海底扇储层物性资料表明,整体上随埋深增加,孔隙度和渗透率降低,局部分布异常高孔、高渗段。孔隙度主要分布在10%20%,平均值为 12.4%,渗透率主要为(0.05100)103m2,平均值为 12.6103m2,以低孔-中渗储层为主(图 3),孔隙度和渗透率相关性差,孔渗测试数据离散,说明影响孔渗的因素多而复杂(图 4)。琼东南盆地梅山组浊积扇以产出天然气为主,本次研究参考莺琼盆地天然气储层分类标准,从生产实际出发(海上石油天然气储量估算规范,2020),提出了
13、梅山组浊积体天然气储层分类方案,结合中国近海海域天然气单井日产量下限、产能分类,分高产(15104m3/d)、具有商业产能(2.5104m3/d)、有一定产能、见地层流体、见泥浆滤液,分别对应于优质、好、有效、致密储层(表 1)。2储层主控因素分析琼东南盆地不同凹陷梅山组浊积扇埋深有较大差异,其浊积扇储层物性除受到埋深影响外,还受到物源、海平面变化、扇体类型及内部构成以及底流改造的影响。A-5A-1A-7A-12A-14A-11A-2A-21深海半深海滨浅海补给水道三角洲海底扇台缘斜坡碳酸岩台地海 南 岛NE20 km沉积相段地层剖面莺歌海组热沉降浅|深海相滨浅海相-半深海相滨浅海盆地演化降升
14、海平面变化系 统 组乐东组黄流组上新统中新统梅山组三亚组陵水组渐新统一二一二一二一二三级层序地层单元T20T27T30T31T40T41T51T50T52T60重要界面SqN2y1第四系更新统新近系古近系加速沉降裂陷SqN2y2SqN1h1SqN1h2SqN1m2SqN1m1SqN1s1aSqN1s1bSqN1s2细砂岩粉砂岩粉砂质泥岩泥岩含砾砂岩钙质砂岩111E1101091817N图1琼东南盆地梅山组浊积扇平面分布及新近系综合地层柱状图Fig.1DistributionofsubmarinefanoftheMeishanFormationandstratigraphicsequenceof
15、theNeogeneintheQiongdongnanBasin158海洋地质与第四纪地质2023年6月 2.1 沉积物来源沉积物源对储层发育特征的影响主要体现在不同来源沉积物其碎屑成分、矿物组合等可能存在较大差异,进而导致其储层物性存在一定差异14-16。琼东南盆地梅山组沉积期发育北部海南岛物源、西部越南物源以及东部神狐物源,利用岩屑成分、重矿物资料以及沉积相平面图可识别出物源差异。岩屑成分特征显示,A-2 井和 A-11 井岩屑包括了岩浆岩、变质岩、沉积岩。A-2 井区岩屑含量呈跳跃分布,A-11 井岩屑含量相对稳定,其中喷出岩岩屑较多。反映前者物源环境有不稳定性。A-2 井、A-14 井
16、和 A-11 井花岗岩、变质岩和沉积岩屑分布与 A-7 井有一定相似性,说明可能受同一物源影响(图 5)。重矿物资料显示,琼东南盆地梅山组沉积期不同构造带的源-汇供给存在差异。A-7 井区及以西区域,重矿物组合以锆石+电气石+白钛矿为主,ZTR 指数值高,表明 A-7 井区远离物源,不仅受海南岛物源控制,还受红河物源注入的影响。A-12 井区和 A-1 井区及西南和松东凹陷东南向区域,重矿物组合以锆石+电气石+白钛矿为主,白钛矿含量占据绝对优势。靠近海南隆起区域 ZTR 数值较 A-1 井区高,相对靠近物源,与海南岛河流砂岩重矿物特征一致。A-5 井区重矿物组合以锆石+电气石+白钛矿为主,ZT
17、R 数值占据绝对优势,应属于海南岛物源独立分支,且远离海南岛母岩物源方向(图 6)。岩石薄片、岩矿组分和轻重矿物组合特征,以及宏观构造演化和河道发育分析结果表明,A-7 井区是海南岛、越南中部和红河多物源供给,沿红河断裂带 1 号和 13 号断裂和多期河道,NW 至 SE 向搬运和沉积。A-12 和 A-1 井区是海南岛物源供给,经 5 号、3 号和 2 号断裂和多期河道,NNW 至 SSEA-7井A-12井A-5井A-1井图2琼东南盆地梅山组浊积体储层岩石薄片照片Fig.2Picturesofturbiditethin-sectionsintheMeishanFormation,Qiongd
18、ongnanBasin孔隙度/%深度/m深度/m0.0010.010.11101001000250030003500400045005000250030003500400045005000051015202530A-9A-8A-1A-4A-10A-2A-11A-12A-7A-13A-9A-8A-1A-4A-10A-2A-11A-12A-7A-13渗透率/(10-3 m2)图3琼东南盆地梅山组浊积体储层物性与埋深关系图Fig.3RelationshipbetweenreservoirphysicalpropertiesandburialdepthofturbiditeintheMeishanFo
19、rmation,QiongdongnanBasin第43卷第3期李建平,等:琼东南盆地梅山组浊积扇储层主控因素及其有效性分析159向搬运和沉积。A-5 井区为海南岛不同分支物源,经 5 号、6 号和 2 号断裂和多期河道,NE 至 SW 向搬运和沉积(图 6)。琼东南盆地梅山组沉积物总体受海南岛物源的绝对控制,表现为海南岛、红河和越南中部等多物源供给格局、沿继承性活动断裂和多期发育的河道汇聚、沉积在深洼中央。物源条件决定了储层的原始碎屑成分及其分选情况,进而从根本上影响和控制储层物性特征。孔隙度/%1001010.10.01051015202530渗透率/(10-3 m2)图4琼东南盆地梅山组
20、浊积体岩心、旋转井壁取心孔渗交会图Fig.4CrossplotofporosityandpermeabilityofturbiditesandstonesfromcoreandrotarysidewallcoringholeoftheMeishanFormationintheQiongdongnanBasin多晶石英/%长石/%花岗岩屑/%喷出岩屑/%变质岩屑/%沉积岩屑/%0 10 20 30 40 500 10 20 30 400 10 20 30 40 50 0 10 20 30 400 5 10 15 20 25 300 5 10 15 20 25 30多晶石英/%长石/%花岗岩屑/%
21、喷出岩屑/%变质岩屑/%沉积岩屑/%A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11A-7A-12A-1A-5A-2A-14A-11300035004000450050003300350037003900410043004500深度/m深度/m0 10 20 30010203040 500369 12 1502468 100369 12 150102030图5琼东南盆地梅山组岩石碎屑成分分布图Fig.5D
22、istributionofrockclasticcompositionoftheMeishanFormation,QiongdongnanBasin表 1 琼东南盆地梅山组天然气储层分类标准Table1ClassificationstandardofnaturalgasreservoirintheMeishanFormationoftheQiongdongnanBasin中石油分类本次研究分类储层分类孔隙度/%渗透率/(103m2)评价分类评价I201000最好优质储层高产II15201001000好III101510100较好IV510110较差好储层商业产能V50.11差有效储层少量地层流
23、体0.1致密层泥浆滤液160海洋地质与第四纪地质2023年6月总体上,海南岛物源供给的浊积扇储层的碎屑成分成熟度和结构成熟度都均高于西部越南物源为主供给的浊积扇储层;砂岩中值粒径方面,海南岛物源供给浊积扇储层低于西部越南物源供给浊积扇储层。物源条件决定了梅山组浊积扇储层原始成分和结构的差异,进而影响其物性特征的差异。2.2 海平面变化海平面变化对储层发育特征的影响主要反映在海平面变化不同阶段发育的海底扇其储层物性特征存在较大差异。A-7 井连续超 180m 的取芯段上,以正常深海泥岩为界,可识别出 3 期海底扇浊积体,钻遇的梅山组海底扇为高位体系域沉积,黄流组海底扇为低位体系域沉积(图 7)。
24、浊积体碎屑颗粒组成复杂,岩性从中细砂岩到砾岩,砾石最大可达 5cm 以上;砾石成分上,花岗岩、灰岩、火山岩、碎屑岩均可见,且分选磨圆都很差;间夹异重流沉积、见有片状泥砾、假团块。这些沉积特点增强了储层内部非均质性,是储层变差的重要因素。颗粒粗使其保存有一定数量的大孔隙,因此仍有好储层存在,但储层物性变化很大。其中异重流沉积属于洪水事件重力流沉积,一次性搬运,分选磨圆差。从图 7 可以看出,低位体系域海底扇储层物性明显优于高位体系域。低水位晚期,陆坡浊积沟道会有溢岸沉积,颗粒细,泥质含量高,斜坡扇好-优质储层仅占 7%;高水位时期,陆架三角洲前端可能发育陆棚扇。由于可能夹有洪水期的异重流沉积,分
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