尼日爾三角洲盆地深水油田A海底扇儲層質量差異

林 煜，吳勝和，王 星，萬瓊華，張佳佳，張文彪(.中國石油大學 地球科學學院，北京 0229； 2.中國石油 東方地球物理公司 油藏地球物理研究中心，河北 涿州 072050； .中海油研究總院，北京 00027； .中國石化 石油勘探開發研究院，北京 0008)

尼日爾三角洲盆地深水油田A海底扇儲層質量差異

林 煜1,2，吳勝和1，王 星3，萬瓊華1，張佳佳1，張文彪4
(1.中國石油大學 地球科學學院，北京 102249； 2.中國石油 東方地球物理公司 油藏地球物理研究中心，河北 涿州 072050； 3.中海油研究總院，北京 100027； 4.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083)

深水海底扇沉積位置特殊、形成過程復雜，關于其儲層質量的研究明顯滯后于陸上和淺水沉積，研究成果尚不能有效指導儲層的油氣開發。為此，以西非尼日爾三角洲盆地某深水油田A為例，采用巖心觀察描述、測井交會分析、地震屬性切片等多種技術手段，深入分析了海底扇儲層的質量差異及主控因素。研究結果表明，研究區海底扇儲層的原生孔隙發育，所經歷的成巖作用較弱，儲層質量主要受控于沉積因素。依據巖性和沉積構造，可將研究區儲層的巖石相分為交錯層理細砂巖、平行層理中-細砂巖、塊狀中-細砂巖等6類。從微觀上看，巖石顆粒的分選和雜基含量分別控制著研究區海底扇儲層的儲集能力與滲流能力，而粒度中值對于儲層孔滲的影響則較小，這一特點導致不同巖石相、不同沉積相之間的儲層質量變化表現出特有的規律性；從宏觀上看，層序主要通過控制不同沉積相的時空分布以及同類沉積相內部的巖石相組合來影響儲層質量的空間差異。

海底扇；層序；儲層質量；尼日爾三角洲盆地；西非

20世紀90年代以來，深水海底扇儲層由于其巨大的油氣資源潛力，開始受到國內外學者的重點關注。目前，在南美的坎波斯盆地，西非的尼日爾三角洲盆地，北美的墨西哥灣盆地以及中國南海等地區，深水海底扇的油氣勘探與開發均有重大的突破[1-3]。但與陸地和淺水沉積相比，海底扇儲層的勘探開發具有作業成本高、施工難度大、技術要求高的特點，如何高效開發此類儲層是一個必須要解決的緊迫問題。

儲層質量是儲層儲集和滲流能力的表達，其空間差異性直接導致儲層內部油氣的不均勻分布[4]。目前，學者們針對不同地區儲層的質量特征及控制因素開展了大量研究[5-15]，但研究多集中于陸上和淺水環境(如碎屑巖沉積相中的河流和三角洲，碳酸鹽巖沉積相中的臺地和礁灘)，而對于深水環境中海底扇儲層研究還主要停留在特征描述階段[16-20]。此外，已有的研究主要關注的是不同類型沉積微相之間的儲層質量差異，而對于同類沉積微相在層序格架內部不同位置的質量差異研究尚不夠。

本文以尼日爾三角洲盆地某深水油田海底扇儲層為例，在對儲層基本特征進行分析的基礎上，開展了儲層質量差異的控制因素分析。這對于切實提高海底扇儲層的開發效率具有重要的實際意義，同時也可豐富相關的地質理論。

1 研究區概況

尼日爾三角洲盆地位于非洲西部的幾內亞灣，是世界上最大的海退型三角洲盆地之一。該盆地發育白堊系、古近系和新近系。自始新世以來，盆地進入大規模海退階段，淺水區的三角洲沉積體系大規模向海推進，于新近紀在深水區發育規模巨大的海底扇沉積體系。尼日爾三角洲擁有極其豐富的油氣資源，截止2006年底，尼日爾三角洲盆地累計完成鉆井7 661口，累計發現石油地質儲量290.36×108m3，天然氣地質儲量59 684.56×108m3[21-23]。

研究區位于尼日爾三角洲盆地南緣的深水區，區域構造上屬逆沖推覆構造帶，沉積環境上屬下陸坡-深海盆地，現今水深1 300～1 700 m(圖1)。研究區擁有各類鉆井40余口，系統取心近500 m，地震資料主頻近35 Hz，目的層段位于中新統，屬典型的深水海底扇沉積。

層序地層學的研究表明，研究區目的層段位于2個二級層序(SS1和SS2)內部，自上而下可劃分為5個三級層序，分別是SQ1(H油組—G油組)、SQ2(F油組)、SQ3(E油組—C油組)、SQ4(B油組)和SQ5(A油組—West油組)。SQ1—SQ4發育時期，全球海平面持續下降；SQ5發育時期，全球海平面轉而上升[23]。研究區每個三級層序都包含低位和海侵2個體系域，而在體系域內部，依據地層巖性或粒度的旋回性變化，地層可進一步細分為1～2個準層序組(與砂組規模相當)以及若干個準層序(與小層規模相當)(圖2)。

圖1 尼日爾三角洲盆地深水油田A地理和構造位置[24]Fig.1 Geographic and structural location of the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin[24]

2 儲層基本特征

2.1 儲層巖石學特征

研究區儲層粒度變化較大，從細砂巖到礫巖均有發育。巖石碎屑組分以石英為主(含量78%～96%，平均88.4%)，長石(含量介于3%～22%，平均9.8%)和巖屑次之(含量介于0～8%，平均1.8%，主要為泥巖和粉砂巖)，局部含有泥巖巖屑。巖石類型相對單一，主要為石英砂巖，其次為長石質石英砂巖。

2.2 儲層物性特征

研究區儲層孔隙類型以原生粒間孔為主(占總孔隙的95%以上)、還發育少量粒間溶孔、粒內溶孔、晶間微孔等，孔隙直徑主要介于50～300 μm；喉道類型以縮頸型和孔隙縮小型為主。

根據5口取心井284塊樣品的物性分析資料可知，儲層的孔隙度為12.1%～37.1%，平均24.1%；滲透率為0.1×10-3～8 683.2×10-3μm2，平均914.6×10-3μm2，屬中-高孔、高-特高滲儲層?？紫抖扰c滲透率的變化范圍均較大，且二者之間相關性較差，儲層質量差異明顯。

2.3 儲層成巖特征

研究區儲層的石英含量高、埋藏淺，并且處于超壓狀態(砂、泥和水的快速混雜堆積以及深部熱流體沿斷層上涌是導致超壓的主要原因)，導致其經歷的壓實作用較弱，顆粒之間多呈漂浮狀或點接觸。儲層內部的膠結物類型包括菱鐵礦、黃鐵礦和石英加大等，其絕對含量占巖石總體積的6.5%。儲層的溶蝕組分以長石為主，但由于長石相對貧乏，導致溶蝕作用具有局部發育、強度較低的特點，溶蝕次生孔隙僅占總孔隙的2.5%。因此，研究區儲層經歷的成巖作用較弱，成巖對儲層質量的影響十分有限。

圖2 尼日爾三角洲盆地深水油田A層序地層格架Fig.2 Sequence stratigraphic framework of the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin

3 儲層質量差異及其控制因素

研究區儲層在沉積和埋藏過程中，構造運動相對穩定，后期經歷的成巖改造也較弱，因此沉積因素才是造成其質量差異的主控因素。下面，筆者分別從沉積組構、巖石相、沉積相和層序幾個層次系統地分析沉積因素對儲層的影響。

3.1 沉積組構對儲層質量差異的控制

沉積組構直接控制著巖石的孔喉結構，是導致儲層質量差異的根本原因。統計分析表明，研究區海底扇儲層的孔隙度本質上受控于顆粒的分選，分選系數越小，孔隙度越高；滲透率本質上受控于雜基含量，雜基含量越低，滲透率越高(當泥質含量大于6.5%時，滲透率小于1×10-3μm2)。而粒度中值對于儲層孔滲的影響則較小，這主要與海底扇儲層復雜的形成機制有關(圖3)。前人研究認為，海底扇儲層主要為濁流和碎屑流沉積(碎屑流可向濁流轉化)，前者的支撐機制為湍流，沉積物以無阻礙的方式沉降；后者的支撐機制主要為基質強度(包括內聚強度和粘附強度)和摩擦強度(由顆粒碰撞所產生)，沉積物以整體凍結的方式沉降。

圖3 尼日爾三角洲盆地深水油田A海底扇儲層沉積組構與物性的關系Fig.3 Relationships between sedimentary fabric parameters and physical properties of submarine fan reservoirs in the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin

在粒度中值相同的情況下，相比濁流沉積，碎屑流沉積的強度更大、基質含量更高、并且大顆粒常直接漂浮于細粒物中，導致顆粒間的孔喉較小、孔滲較低[25-28]。

3.2 巖石相對儲層質量差異的控制

不同巖石相形成時的負載能力及持續性存在差異，因此其儲層質量存在差異。在對研究區7口取心井資料進行觀察描述的基礎上，根據巖石的粒度和沉積構造，將海底扇儲層的巖石相類型劃分為交錯層理細砂巖、平行層理中-細砂巖、塊狀中-細砂巖、塊狀中-粗砂巖、塊狀礫質粗砂巖和塊狀砂礫巖6種[24](圖4)。

分析表明：①不同類型巖石相的孔、滲值差異明顯?？紫抖鹊钠骄捣秶鸀?8.8%～29.8%，滲透率的平均值范圍為256.7×10-3～1 137.8×10-3μm2。②不同類型巖石相之間的孔、滲變化規律差異明顯。從儲集能力來看，層理發育、粒度較細的巖石相，其孔隙度明顯好于層理不發育、粒度較粗的巖石相。這主要是因為前者在形成時盡管流體負載能量較低，但由于能量持續性較好，因此分選程度好，儲集空間發育。6種巖石相中，交錯層理細砂巖分選最好、孔隙度最高(分選系數平均為1.54，孔隙度平均值為29.8%)；其次是平行層理中-細砂巖(分選系數平均為1.61，孔隙度平均值為26.4%)；而塊狀砂礫巖分選最差、孔隙度最低(分選系數平均值為2.57，孔隙度平均值僅為18.8%)。從滲流能力來看，以粗砂為主的巖石相滲透率明顯好于以細砂和礫石為主的巖石相。這主要是因為細砂巖在形成時，流體負載能量低、雜基含量高，導致滲透率較低；而礫巖在形成時，雖然流體負載能量高，但瞬時性強、持續性差，礫石與泥砂?；祀s堆積，使得其滲透率也較低。6種巖石相中，塊狀中-粗砂巖雜基含量最低、滲透率最好(雜基含量平均為1.63%，滲透率平均為1 231.0×10-3μm2)；其次為塊狀礫質粗砂巖(雜基含量平均為1.88%，滲透率平均為895.8×10-3μm2)；而交錯層理細砂巖雜基含量最高、滲透率最低(雜基含量平均為2.82%，滲透率平均為256.7×10-3μm2(表1)。

圖4 尼日爾三角洲盆地深水油田A海底扇儲層巖相類型[24]Fig.4 Lithofacies types of submarine fan reservoirs in the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin[24]a.交錯層理細砂巖,Ak-2井,3 308.3 m;b.平行層理中-細砂巖,Ak-3井,3 365.4 m;c.塊狀中-細砂巖,Ak-5G井,3 337.2 m;d.塊狀中-粗砂巖,Ak-5G井,3 339.3 m;e.塊狀礫質粗砂巖,Ak-2井,3 349.7 m;f.塊狀砂礫巖,Ak-5ST,3 212.1 m

3.3 沉積亞相(微相)對儲層質量差異的控制

研究區海底扇儲層發育水道沉積和朵葉沉積兩種亞相。前者包括水道主體、近岸天然堤兩種微相，后者包括朵葉主體、朵葉邊緣兩種微相。不同類型的沉積亞相(微相)形成于不同的沉積環境，其內部巖石相類型與組合的差異導致了儲層質量的差異。

物性資料分析表明：①在亞相級次，水道沉積的儲滲能力略好于朵葉沉積。前者平均孔隙度為26.6%，平均滲透率為1 052.9×10-3μm2；后者平均孔隙度為 24.3%，平均滲透率為905.4×10-3μm2。②在微相級次，主體微相(水道主體和朵葉主體)的儲集能力與非主體微相(近岸天然堤和朵葉邊緣)差異不大，其中水道主體孔隙度最高，平均為26.6%，朵葉邊緣孔隙度最低，平均為22.1%。而主體微相的滲流能力卻明顯好于非主體微相，其中水道主體滲透率最高，平均為1 052.9×10-3μm2，近岸天然堤滲透率最低，平均為215.3×10-3μm2(表2)。順物源方向，由水道主體到朵葉主體，切物源方向，由主體到邊緣，儲層的滲透率不斷變差。

表1 尼日爾三角洲盆地深水油田A不同類型巖石相的物性與組構特征Table 1 Physical properties and fabric characteristics of various Lithofacies in the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin

表2 尼日爾三角洲盆地深水油田A不同類型沉積微相的物性與巖石相組合Table 2 Physical properties and Lithofacies combinations of various sedimentary microfacies in the deep-water oilfield A，Niger Delta Basin

3.4 層序對儲層質量差異的控制

層序對研究區海底扇儲層質量的控制主要體現在兩方面：①二級層序通過控制其內部不同位置沉積亞相(微相)類型的變化，影響儲層質量差異；②三級層序通過控制其內部不同位置同類沉積微相的巖相組合變化，影響儲層質量差異。

3.4.1 二級層序對儲層質量差異的控制

二級層序形成于全球性的海平面變化二級周期，其內部不同位置的三級層序，由于發育的沉積亞相(微相)類型有異，導致儲層質量存在差異。研究區均方根振幅可以很好的反映深水沉積類型，故可利用均方根振幅屬性平面圖來研究不同三級層序的沉積亞相展布。研究表明：研究區三級層序SQ1—SQ3主要發育朵葉沉積亞相，SQ4—SQ5主要發育水道沉積亞相。相比朵葉沉積，水道沉積明顯發育于二級層序界面附近的三級層序中(圖5)。造成這一現象的原因在于：SQ1—SQ3沉積時，是相對海平面快速下降的時期(一方面是由于全球海平面的持續下降，另一方面是由于非洲板塊與Iberia板塊碰撞導致西非地區持續抬升以及西非洋殼熱沉降致使西非邊緣塊體向西掀斜)[19]，陸架邊緣成為最活躍的沉積物中轉站，此時陸架大面積暴露地表，大量碎屑顆粒通過深切谷和陸架頂端的峽谷被搬運到深海，在下陸坡和深海平原近端卸載形成朵葉沉積亞相。而SQ4—SQ5(位于二級層序界面附近)沉積時，相對海平面處于下降晚期—上升早期，深切谷的下侵趨于停止，碎屑顆粒優先充填于深切谷內，此時的 重力流沉積由于在一定程度上被稀釋，導致其搬運距離較遠，主要形成水道沉積亞相。

3.4.2 三級層序對儲層質量差異的控制

研究區三級層序包括低位和海侵兩個體系域。其中，低位體系域主要發育海底扇沉積，海侵體系域主要發育深海泥巖沉積。三級層序對儲層質量的影響主要就是其內部低位體系域對儲層質量的影響。本文以SQ5(其低位體系域主要發育水道沉積亞相，由下往上可進一步劃分為A1—A7七個準層序)為例，分析了三級層序對于同類微相質量差異的控制作用。

在SQ5的低位體系域中，準層序A1—A7均發育水道主體微相，但這些水道主體的物性差異顯著。從規律性來看，由下往上(從A1—A7)，不同期所形成的水道主體的孔隙度與滲透率整體表現出先增大后減小的變化趨勢，但孔隙度與滲透率變化趨勢的轉折位置卻并不相同，孔隙度最好的水道主體微相發育在A6，而滲透率最好的水道主體微相發育在A3(圖6)。造成這一結果的原因在于不同準層序中所發育的水道主體的巖相組合存在差異。為此，筆者采用測井曲線交會和多元逐步判別相結合的方法，對非取心井段的巖石相進行了解釋。進而，在巖石相解釋的基礎上，開展了相關的分析。

分析表明，在低位體系域發育的早期(A1—A2)，海平面位置較低，水道內部載荷物能量極強，水道以侵蝕作用為主，其底部發育大量碎屑流沉積(泥屑含量高，物性極差)，中部和頂部則為厚層的塊狀礫質粗砂巖，孔滲性能總體較差(圖7a)。低位體系域發育的中期(A3—A4)，海平面逐漸上升，水道內部載荷能量逐漸下降，流體類型以高密度砂質濁流為主，水道底部主要發育厚層塊狀中-粗砂巖，中部正韻律特征明顯，由下到上依次為塊狀中-粗砂巖、塊狀中-細砂巖和交錯層理細砂巖，頂部為泥質細粒沉積，孔滲性能得以改善(圖7b)。低位體系域發育的中-晚期(A5—A6)，海平面位置較高，水道內部載荷物進一步被海水稀釋，水道以沉積作用為主，其底部主要發育塊狀砂礫巖(滯留和滑塌成因)，中部為厚層塊狀中-細砂巖以及交錯層理細砂巖，頂部為泥質細粒沉積；水道內部載荷物密度的降低一方面使得砂體的分選變好，孔隙度繼續增大，另一方面，卻使得砂體內部泥質含量增加，喉道被大量堵塞，滲透率開始緩慢變小(圖7c)。低位體系域發育的晚期(A7)，海平面上升至最高位置，水道內部流體能量快速衰竭、泥質含量高，水道底部發育少量塊狀砂礫巖(滯留和滑塌成因)和塊狀中-細砂巖，中部為泥質細粒沉積夾薄層交錯層理細砂巖，頂部為泥巖披覆，孔、滲性能急劇變差(圖7d)。

圖5 尼日爾三角洲盆地深水油田A二級層序內部不同類型沉積亞相空間展布特征Fig.5 Spatial distribution characteristics of various subfaices in a second-order sequence of the deep-water oilfield A,Niger Delta Basin

圖6 尼日爾三角洲盆地深水油田A三級層序內部同類沉積微相之間垂向物性演化規律Fig.6 Vertical evolution rules of physical properties among the same type of microfaices in a third-order sequence of the deep-water oilfield A,Niger Delta Basin

圖7 尼日爾三角洲盆地深水油田A水道主體內部的巖石相組合差異Fig.7 Differences of Lithofacies combinations in channel bodies of the deep-water oilfield A,Niger Delta Basina.低位域早期發育的水道主體,Ak-27井;b.低位域中期發育的水道主體,Ak-5G井;c.低位域中-晚期發育的水道主體,Ak-5ST井;d.低位域晚期發育的水道主體,Ak-27井

4 結論

1) 研究區海底扇儲層的孔隙度和滲透率受控于不同的組構參數，前者主要受控于顆粒分選，后者主要受控于雜基含量。

2) 研究區海底扇儲層內部不同類型巖石相之間的孔隙度與滲透率表現出截然不同的變化規律。從孔隙度來看，粒度較細、層理較發育的巖石相孔隙度往往較高；從滲透率來看，塊狀中-粗砂巖的滲透率明顯好于其它巖石相，粒度變粗或變細，均會導致滲透率降低。

3) 研究區海底扇儲層發育水道主體、近岸天然堤、朵葉主體、朵葉邊緣4種沉積微相。不同微相的儲集性能相似，孔隙度均值都大于20%；而滲流能力則差異較大， 順物源方向由水道到朵葉、 切物源方向由主體到邊緣，滲透率逐漸變差。

4) 研究區二級層序通過控制其內部不同位置三級層序的沉積亞相(微相)類型變化，影響儲層質量差異；三級層序通過控制其內部不同位置準層序所發育的同類沉積微相的巖相組合變化，影響儲層質量差異。

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(編輯 張亞雄)

Reservoir quality differences of submarine fans in deep-water oilfield A in Niger Delta Basin,West Africa

Lin Yu1,2,Wu Shenghe1,Wang Xing3,Wan Qionghua1,Zhang Jiajia1,Zhang Wenbiao4

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.ResearchCentreofReservoirGeophysics,BGPInc.ofCNPC,Zhuozhou，Hebei072050,China;3.CNOOCResearchInstitute,Beijing100027,China;4.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

Deep-water submarine fans are characterized by large dimensions,special deposition positions and complex formation processes.Compared with terrestrial and shallow water deposits,reservoir quality of deep-water submarine fans are poorly studied,influencing the effective development of this kind of reservoirs.In this paper,taking deep-water oilfield A in the Niger Delta Basin in West Africa as an example,reservoir quality differences and controlling factors of submarine fans are researched based on core observations and descriptions,logging cross plot analyses and seismic attribute slicing.The results show that reservoir spaces of submarine fans are dominated by primary pores and the diagenesis is weak.Therefore,the reservoir quality is mainly controlled by sedimentary factors.According to lithology and sedimentary structures,these reservoirs could be divided into six types of rock facies,such as cross-laminated fine sandstones,parallel-la-minated medium to fine sandstones,massive medium to fine sandstones and so on.Microscopically,porosity and permeability of submarine fan reservoirs are controlled by sorting and matrix content respectively，but insignificantly influenced by median grain size,resulting in unique variation patterns of reservoir quality of different rock facies or sedimentary facies.Microscopically,spatial quality differences of submarine fan reservoirs are influenced by sequence,which controls spatial-temporal distributions of various sedimentary facies and rock facies combinations of the same type of sedimentary facies.

submarine fan,sequence,reservoir quality,Niger Delta Basin，West Africa

2014-02-27;

2014-06-20。

林煜(1985—)，男，博士研究生，精細油藏描述及開發地質學。E-mail:lin66yu@163.com。

國家科技重大專項(2011ZX05030-005),(2011ZX05009-003)；國家自然科學基金青年科學基金項目(40902035)。

0253-9985(2014)04-0494-09

10.11743/ogg201408

TE122.2

A