印度河盆地Z探区砂坝储层沉积微相及沉积模式

董玉文, 欧荣生

(1.油气地球化学与环境湖北省重点实验室(长江大学), 武汉 430100； 2.青海油田公司勘探事业部， 敦煌 736202)

滨岸砂坝是含油气沉积盆地广泛分布的储层类型[1-3]，然而该储层内部存在较强的非均质性[4-9]，表现为储层物性变化快，横向连通性差，甚至出现油水关系矛盾的难题，这些制约了砂坝型油气藏的快速开发进程。因此需要采用多种技术手段开展滨岸砂坝内部微相沉积、微相变化及储层展布规律研究。近年来，砂坝储层精细研究方面取得一系列突破，姜在兴等[10]根据滨岸带水动力特征将滨岸砂坝划分了近岸坝、远岸坝和坝间滩等微相类型，从一定程度上解决了储集体平面定位与规模预测的难题。雷刚等[11]根据海岸带地形变化及成因模式，将沿岸砂质海滩划分为海岸叠置砂体沉积、滨外坝砂体连续沉积和浪控三角洲平原岸改造沉积等。商晓飞等[12]根据滨岸砂坝沉积砂泥空间配置关系，剖析了砂坝储集层内部结构，并分析了储层形成的主控因素。李伟等[13]将珠江口盆地珠江组浅海陆架砂体类型分为滨外砂坝、潮流沙脊和风暴砂，并指出了岩性圈闭广泛存在。胡勇等[14]根据数值模拟方法分析了指状砂坝储层非均质性特征及对剩余油分布的控制，预测出宽条带状或近连片状的叠置指状砂坝内部多发育稳定的泥质隔层。不难发现，目前在砂坝储层构型、内部地质结构和控制因素方面取得了一定认识，然而随着高分辨率地震勘探技术的进步，采用井、震结合验证的方法，即是利用钻井垂向分辨率高和地震横向分辨率高的优势，进行砂坝储层精细刻画及模式研究，必将为砂坝储层研究提供技术支撑。

印度河盆地Z探区下白垩统发育滨岸砂坝储层，是巴基斯坦国内油气勘探的主要储集目标[15-17]。20世纪90年代以来，中外学者对该区构造圈闭和油气成藏方面研究较多，而对储层方面研究较少[18-23]，从一定程度上制约了油气评价开发进程。近年来随着中国石油“一带一路”倡议深入进行，Z探区也加快了滚动勘探开发的步伐，这就需要技术人员对该探区的沉积微相及储层特征有更加深入的研究。

基于此，现综合取芯、测井、地震资料、分析化验和油气田生产动态资料，在丰富翔实的沉积相标志识别基础上，充分利用高分辨地震数据，通过井震密切结合的手段，开展砂坝微相沉积、储层分布规律及沉积模式研究，为砂坝储层精细刻画提供参考。

1 地质概况

印度河盆地地处南亚次大陆巴基斯坦境内，是在古生界结晶基底之上发育演化的中新生代盆地，面积近40万km2，地层厚度在3～6 km。盆地演化共产生3次重要构造运动，分别为侏罗纪裂陷阶段、白垩纪走滑拉张阶段和新近纪至今的喜马拉雅板块碰撞造山阶段[23-25]。现今盆地为后生的前陆盆地，表现为向西北倾斜的构造特征，共划分为苏来曼前陆造山带、西南部萨哈尔褶皱带、苏来曼前渊带、萨哈尔前渊带、塔尔斜坡、德信台地、玛里高地、盼遮普台地和塔尔斜坡9个二级构造单元[25-26]，如图1(a)所示。沉积地层自下而上依次为：侏罗系三角洲砂泥岩-碳酸盐岩台地沉积，白垩系海相三角洲-滨浅海碎屑岩沉积，顶部含少量火山岩夹层。古近系以来的陆相碎屑岩，为陆相河流三角洲及湖泊相沉积[21-22]，如图1(b)所示。

图1 盆地构造单元及地层综合柱状

盆地的油气勘探程度总体较低，油气资源发现集中在盆地南部的塔尔斜坡，此外在中部的玛里高地和海域有少量油气发现[23-24]。此次研究区位于塔尔斜坡南侧的Z探区，目前有一批构造油气藏相继被发现，目的层为白垩系滨岸砂坝砂岩储层[22-23]，其中下白垩统顶部的A砂层油气充满度高，油气产量客观，油气开发潜力较大[24]。

2 沉积微相

研究区白垩纪早期古构造轮廓是一宽阔的缓坡区，盆地演化过程中，东南部持续抬升隆起，水系十分发育，物源供给充足，西北部持续稳定沉降，海岸线宽广，形成了大面积的浅水区[22-24]。Z区块处于三角洲前缘末端—滨海相带，波浪、沿岸流和潮汐等水动力作用较强，形成一系列长条状的、平行于海岸线分布的砂坝复合体沉积。钻井揭示岩性为(浅)灰色砂岩和深色泥岩互层。

2.1 坝中微相

坝中微相在砂坝核部，钻井资料揭示单砂体厚度在3～6 m，累计厚度最大可达15 m，垂向上多为正韵律，构成优势储层。岩性成分表明，石英等稳定颗粒含量高达94%以上，砂岩颗粒以细—中粒为主，偶见粗粒砂岩，颗粒分选及磨圆度中等—好，接触方式为点、线型，成熟度较高。常见平行层理(局部含生物介壳夹层)、低角度交错层理和块状层理，取芯偶见贝壳碎片、植物茎化石或泥质条带，反映了滨岸浅水区高流态、强水动力条件的特征(图2)。

测井相和地震相特征规律性明显。测井曲线多为中、高幅钟型或箱型，曲线形态为微齿状或光滑，自然伽马(GR)值范围极低(与泥岩基线相比)，反映岩性较单一、砂质纯净的特点。坝中具有“低频强振幅”的地震反射特征，在地震剖面上易于识别、追踪(图2)。

图2 坝中微相的相标志

油井生产和动态分析资料也能为砂坝微相分析提供佐证(图3)。坝中原生孔隙发育，取芯孔隙度值在12%～30%，平均值约19.2%，渗透率值在50～800 mD，最高可达1 680 mD，为优质储层。此外，通过毛细管压力曲线分析发现坝中储层(W1井钻遇)原生孔隙发育，孔喉分选好，粗歪度，排驱压力低，油井生产动态数据对比也揭示该井持续稳产、累计产量较高。

2.2 坝缘微相

坝缘紧邻坝中，在其侧翼位置广泛分布，岩性为砂泥互层，单层砂厚小于2 m，垂向上为反韵律。与坝中相比，岩性变细，以细砂岩或(泥质)粉砂岩为主，成熟度中等。沉积构造以小型波状、压扁和透镜状层理为主，见生物扰动现象，指示水体动荡的沉积环境。坝缘测井相为微齿化漏斗状或指状，自然伽马(GR)值中等。地震反射特征为中等振幅、中高频率和亚平行组合特征(图4)。

RS为浅侧向电阻率；RD为深侧向电阻率

储层物性相对较好，孔隙范围为5%～20%，平均值10.3%，渗透率10～100 mD。此外，孔喉结构为较细歪度，排驱压力中等。与临近的W1井(坝中)相比，W2井(坝缘)储层的物性和产能均明显低于W1井(图3)。

2.3 坝间微相

坝间微相处在不同期次的砂坝之间。岩性偏细，由(泥质)粉砂岩和泥岩组成，单砂厚度约1 m，一般小于2 m。泥质成分高，颗粒分选差。粉砂岩主要发育波状、透镜状和水平层理，见生物孔穴和大量泥质条带，生物扰动现象强烈。测井相为中、低幅的漏斗形或指状。坝间微相地震反射振幅弱，能量低，同相轴常常出现错断现象(图5)。

RS为浅侧向电阻率；RD为深侧向电阻率

孔隙类型为微小孔隙，孔喉分选差，细歪度。孔隙度一般小于6%，渗透率小于10 mD。W3井(坝间)揭示泥质含量高，岩性相对致密，油气产量低，目前W3井已经关井停产(图3)。

图3 砂坝油井的动态曲线图

3 沉积相展布

3.1 剖面相

在垂直滨岸砂坝方向的连井地震及储层反演剖面上[图6(a)、图6(b)、图7]，由目的层顶(T2)、底面(T2a)限定的地震波阻反射单元内，可以预测砂坝储层的横向变化关系。W1、W4井钻遇坝中微相，地震相为“低频强振幅”反射特征，纵波阻抗为中高阻抗值(红黄暖色调)。W2、W5井钻遇坝缘微相，地震反射为中等振幅、亚平行反射，纵波阻抗为中等阻抗值(绿色调)。W3井钻遇坝间微相，地震反射特征发生骤然变化，同相轴连续性中断，振幅能量变弱，纵波阻抗变低(蓝色冷色调)。

从连井沉积相剖面[图6(c)]容易看出，虽然这些钻井均钻遇了砂坝相带，然而砂坝内部不同类型微相类型砂体叠置，降低了砂坝储层横向连通性，进一步影响了储层的含油气性。

3.2 平面相

研究区能量衰减属性与砂坝平面微相变化有较强的对应关系，图7(a)中红黄暖色调区(黑色虚线内部)，平面上呈平坦席状展布，大体上与海岸线方向平行，地质解释为砂坝有利储集相带。其内部仍可划分三个区带。红黄暖色调区域呈点状、条带状的分布特征，钻遇岩性为富砂沉积，单砂层厚度大(>3 m)，为坝中微相沉积。绿色调区域分布在红黄暖色调周边，条带状或席状分布，钻井钻遇为砂泥互层，单砂厚度小(<2 m)，为坝缘微相沉积。此外蓝色低值区多以泥岩夹薄层砂沉积，沉积环境处于滨岸砂坝内部相对低能区，为坝间微相。

图7 沉积微相平面分析图

4 沉积模式

砂坝沉积处于滨岸沉积环境，海侵作用强烈，由于海岸线迁移、沉积物源和海浪能量传递变化等因素的影响[3-8]，滨岸砂坝在空间上往返摆动、迁移，导致砂坝形态、规模及砂体叠置特征变得复杂。研究发现，滨岸砂坝不同微相类型砂体在空间上相互叠置，导致砂坝内部普遍存在岩性横向变化快和储层非均质性强的现象(图8)。坝中在砂坝的核部，砂岩储层厚度大，在砂坝内部为点状或条带状，构成优势储层。坝缘位于坝中侧翼，平面上席状分布，岩性为薄的砂泥互层。在滨岸砂坝内部相对低能区，发育坝间微相，岩性以泥质为主。由于砂坝内部微相变化快，尤其是坝间的偏细粒沉积在砂坝内部广泛分布，降低了储层内部连通性。

基于钻井和地震结合研究，建立“坝中—坝缘和坝间”的微相沉积模式，可以有效预测砂坝内部的砂岩和泥岩空间叠置关系，探讨砂坝储层横向变化“灰箱”，进一步指导储层精细评价(图8)。

图8 砂坝微相沉积模式

5 结论

(1)印度河盆地Z探区下白垩统沉积时期发育滨岸砂坝有利岩性相带，细分为坝中、坝缘和坝间3种微相类型。

(2)通过钻井和地震密切结合的方法分析，揭示砂坝内部微相变化快，不同的微相类型相互叠置，导致砂坝沉积结构关系复杂，储层横向变化快，增加了砂坝储层的非均质性。因此，开展井、震结合的沉积微相特征及模式研究，预测砂坝内部的砂泥配置关系和储层横向变化特点，有利于油气藏的评价开发。