Oriente盆地是南美安第斯山前的前陆盆地之一。L-I-Y油田位于Oriente盆地的15区块, 在构造上处于前陆盆地向前隆过渡的斜坡部位, 圈闭类型以低幅度构造和低幅度构造背景下的岩性圈闭为主, 主要储层为白垩系Hollin组、Napo组发育的砂岩。前人对Oriente盆地开展了多项研究工作, 但针对该盆地15区块的沉积相研究未见报道。针对Oriente盆地上白垩统地层沉积环境的研究一致认为, 白垩系地层是在海侵背景下沉积的, 但是对其沉积相的认识不统一, 目前主要有河流相^[1-2]、河控三角洲相^[3-4]和河口湾相^[5-8]三种观点, 也有学者提出了潮坪相^[9]。究其原因, 主要可能是受制于研究工区的局限性, 其次可能是对盆地多期构造运动控制沉积环境的认识不同。目前, L-I-Y油田储层发育程度受沉积微相控制明显, 经过多年勘探开发, 认为在精细落实低幅度构造圈闭的基础上, 对沉积模式和沉积微相的认识影响着储层地震识别的结果, 是制约寻找新区储量接替和老区剩余油挖潜、优化勘探开发井位部署的关键因素。为此, 本文综合利用岩心、录井、测井、古生物等资料, 总结了15区块L-I-Y油田产层的沉积相模式; 在相模式指导下, 结合正演模拟研究, 确定各沉积微相的地震响应特征; 在地质认识指导下, 通过地震属性优选, 精细刻画沉积微相平面展布特征, 为L-I-Y油田下一步勘探开发提供可靠依据。

Oriente盆地15区块位于盆地中北部, 地理上位于厄瓜多尔亚马逊平原区; 构造上处于盆地向前隆过渡的斜坡部位, 构造倾角平缓, 多小于2°。L-I-Y油田是15区块的一部分, 面积约246 km²(图 1)。

图 1(Fig. 1)

图 1 Oriente盆地15区块L-I-Y油田区域位置

Oriente盆地分前白垩系、白垩系和新生代3个构造层序^[8]。在侏罗世晚期, 海水自西向东侵入, 自下而上沉积了白垩系Hollin组、Napo组、Tena组地层^[1-6], 其中Hollin组、Napo组为L-I-Y油田主要勘探开发层系。根据目前钻井揭示的地层对比结果, L-I-Y油田Hollin组主要发育H段, Napo组发育T段、U段、M2段和M1段。其中Napo组T段的CL, BL亚段和Napo组U段的AL亚段为页岩、泥岩、泥灰岩发育段, 而Hollin组的H段、Napo组T段的TP和TS亚段、Napo组U段的UI, UM, US亚段为砂岩发育层段(图 2)。白垩纪末期, 安第斯造山运动导致Oriente盆地演化为西高东低的前陆盆地, 在Napo组上覆沉积的Tena组具有明显的前陆沉积楔特征, 由西向东厚度逐渐减薄, 其它地层均不明显。

图 2(Fig. 2)

图 2 L-I-Y油田Hollin组-Napo组综合柱状分析

根据岩心、测井、录井资料综合判定, 研究区Hollin组-Napo组沉积时共经历了5次海侵, 第一、第二和第三期海侵的中部、下部沉积石英砂岩, 顶部沉积页岩、泥灰岩、泥岩及少量灰岩, 第四、第五期海侵主要沉积泥灰岩、灰岩、泥岩和页岩(图 2), 具有碎屑岩—碳酸盐岩混合沉积特征。从Hollin组H段和Napo组T段、U段岩心观察看, 块状层理、大型交错层理、再作用面、斜层理、双黏土层、潮汐成因层理等沉积构造发育, 并可见瓣腮类生物碎屑, 发现海绿石(图 3), 说明处于浑水沉积相带的HP, HS, TP, TS, UI, UM, US亚段不具备河流、三角洲沉积特征, 属于受潮汐控制的潮坪沉积环境; 处于清水沉积相带的CL, BL, AL亚段和M2段、M1段为陆棚沉积环境。在上述沉积模式控制下, 根据岩性、沉积构造、古生物、测井等多种资料, 将潮坪相分为潮下带、潮间带、潮上带3个亚相, 进一步分为潮道、潮道侧积砂坪、潮道间、水下浅滩、滩间、混合坪、水上浅滩、泥坪共8种微相, 其中潮道、潮道侧积砂坪为最有利沉积微相; 陆棚相沉积环境发育局限台地亚相, 进一步分为砂坪、泥坪、泥灰岩坪、页岩坪和灰坪5种微相(表 1)。

图 3(Fig. 3)

图 3 岩心观察的沉积构造及古生物特征 a块状层理, 含海绿石, CNCA-001井U段9 370.0 ft; b大型交错层理, JVNC-004井H段9 766.0~9 770.0 ft; c再作用面、斜层理, JVNC-004井T段9 512.4 ft; d双黏土层, JVNB-003井T段9 570.0 ft; e瓣鳃类生物碎屑, CNCA-001井T段9 544.0 ft; f前积砂纹层理, JVNC-004井T段9 546.6 ft; g植物碎片, JVNB-003井U段9 365.0 ft; h前积砂纹层理、波状层理, JVNB-003井T段9 519.0 ft; i透镜状层理、生物钻孔, JVNA-001井U段9 296.2 ft; j透镜状层理JVNC-004井T段9 480.0 ft

表 1(Tab. 1)

表 1 Oriente盆地15区块L-I-Y油田沉积相类型

表 1 Oriente盆地15区块L-I-Y油田沉积相类型

潮道微相岩性为细砂岩、粉砂岩, 结构成熟度和成分成熟度高, 沉积厚度大, 发育块状层理、大型交错层理、再作用面、斜层理、双黏土层等沉积构造(图 3a~图 3d), 可见瓣腮类生物碎屑(图 3e)。GR曲线形态上呈箱形, 低值, 高幅度, 曲线光滑, 典型井为LMNH-008井, UI亚段砂岩厚度为63.9 ft(1 ft≈0.304 8 m, 下同)(表 2)。

表 2(Tab. 2)

表 2 测井相及地震相特征

表 2 测井相及地震相特征

潮道侧积砂坪岩性为细砂岩、粉砂岩, 成分成熟度与结构成熟度高, 发育斜层理、双向交错层理、前积砂纹层理(图 3f), 可见植物碎片(图 3g)。潮道侧积砂坪常在垂向上由几期海侵叠加形成, 以高值GR为界面, 为中—高幅度的微齿化钟形或箱形特征, 典型井为LMNG-043井, UI亚段砂岩厚度为47.2 ft(表 2)。

该微相岩性为差连续的薄层状粉砂岩, 分选磨圆好, 沉积物平面上厚度变化大, 纵向上与滩间泥岩呈互层状叠置, 可见小型前积砂纹层理(图 3h)。测井相上, GR曲线呈光滑齿状, 中—高幅度, 典型井为LMND-014井, UI亚段砂岩厚度为13.4 ft(表 2)。

该微相岩性为粉砂岩、泥岩, 二者呈不等厚薄互层, GR曲线表现为低—中幅度指状。混合坪发育在潮间带, 砂岩呈条带状分布。“泥包砂”时, 砂岩条带呈透镜状层理(图 3i~图 3j); 砂与泥分布较均匀时, 呈现波状层理(图 3h)。

这类微相岩性为页岩、泥岩, 属于低能环境。GR曲线为高值、低幅度(表 2)。

L-I-Y油田埋藏较深, 储层横向变化大, 据测井资料统计, Napo组UI亚段砂层厚度在2.2~87.7 ft之间, 平均埋深10 241 ft, TP亚段砂层厚度在5.1~107.0 ft、平均埋深10 484 ft; Hollin组H段埋藏更深, 砂层厚度在15.0~300.0 ft, 平均埋深在10 554 ft左右。尽管已发现油田钻井密度较大, 但其分布集中, 仅凭钻井资料难以精细描述老油田内部井间储层沉积微相变化关系, 老油田之间的无井区储层沉积微相分布特征更难以确定。本文在沉积模式和钻井信息等控制、约束下, 利用地震信息的空间变化特征对该区Hollin组和Napo组主要储层沉积微相展布特征进行了研究, 提高了沉积微相预测精度。

通过精细井震标定, 在地震资料上潮道微相表现为中振幅-较连续-平行、亚平行-席状地震相, 例如LMNA-001井TP, HP亚段(表 2)。潮道侧积砂坪在潮道边缘沉积形成, 该微相的振幅比潮道微相稍弱, 为中振幅-较连续-平行、亚平行-席状地震相, 例如ANNA-002井UI亚段(表 2)。浅滩微相横向上连续性差, 地震上多表现为弱—中振幅-差连续-平行、亚平行-席状地震相, 例如JVNA-007井UI亚段(表 2)。混合坪微相为砂泥薄互层沉积, 弱振幅-差连续-席状地震相。泥坪、滩间、潮道间等微相为宁静水体沉积物, 是弱振幅—空白地震相, 例如LMNH-016井UI亚段。CL, BL, AL亚段沉积的页岩、泥灰岩属于稳定的陆棚相沉积物, 为强振幅-连续-平行、亚平行-席状地震相。

前人关于地震属性应用的研究较多^[10-20], 已经总结出一套合理应用地震属性解决问题的思路、方法, 但是在实际工作中, 常因地震资料的“假象”或“陷阱”造成解释或预测结果错误。为进一步验证对不同微相地震反射特征的认识, 利用实际资料建立地质模型进行了正演模拟。

基于潮坪沉积模式, 以UM, UI, BL, TS, TP, CL, HS, HP的速度(10 662.73, 11 305.77, 10 387.14, 11 847.11, 12 352.36, 12 916.67, 13 887.80, 14 763.78 ft/s)作为层速度建立正演模型, 采用主频为30 Hz的雷克子波、二维声波方程进行正演模拟(图 4)。正演模型中, 不同砂体厚度代表不同的沉积微相:砂体厚度大于60 ft代表潮道微相, 砂体厚度为30~60 ft代表潮道侧积砂坪, 砂体厚度10~30 ft代表浅滩微相, 小于10 ft代表泥坪微相(图 4a)。从正演结果看(如UI亚段), 潮道微相具有强振幅、下切特征; 潮道侧积砂坪表现为中振幅且振幅向边缘逐渐减弱的地震特征; 浅滩微相为弱—中振幅-差连续地震相; 滩间等低能沉积环境表现为空白反射地震特征(图 4b)。正演结果与实际地震反射特征对比可见, 两者具有较好的对应关系(图 4c)。

图 4(Fig. 4)

图 4 潮道正演模型(a)、正演剖面(b)和实际地震剖面(c)对比

根据以上分析, 利用振幅和波形聚类等地震属性, 对H段、TP亚段和UI亚段地震相进行了归类分析(图 5)。从波形聚类图上看, 北西—南东向波形相似度高, 呈条带状展布, 其中Hollin组H段紫红色、天蓝色区域分布于东部和JVNG015—LMND014以北一带, 其余区域主要为蓝色、紫色(图 5a); Napo组的TP亚段紫色、黄色区域主要分布在东部, 其余区域主要为砖红色、紫红色(图 5c); Napo组的UI亚段紫红色、红色、黄绿色区域集中分布在东南部和西北部, 而紫色、天蓝色区域分布在中部(图 5e)。在地震属性分析的基础上, 结合砂地比及测井相资料落实了沉积微相平面展布特征:

图 5(Fig. 5)

图 5 厄瓜多尔15区块波形聚类与沉积微相分布对应关系 a Hollin组H段波形聚类平面图; b Hollin组H段沉积微相平面展布; c Napo组T段TP亚段波形聚类平面图; d Napo组T段TP亚段沉积微相平面展布; e Napo组U段UI亚段波形聚类平面图; f Napo组U段UI亚段沉积微相平面展布

1) Hollin组H段沉积时期, 平面上发育3个主体潮道, 其中东部主潮道发育规模较小, 潮道末端发育在潮间带; 中部主潮道规模大, 分支较少; 西部主潮道由一系列北西走向的小潮道组成, 横向迁移快(图 5b)。

2) Napo组TP亚段的岩相古地理基本继承了Hollin组H段的沉积格局, 但是潮道发育范围更广。东部主潮道向潮间带延伸距离更远, 中部主潮道变化不大, 西部小潮道已经相连变成了较大的潮道, 发育范围更广(图 5d)。

3) Napo组UI亚段沉积时期, 潮道萎缩。西部潮道最大, 主要发育在ANNA-002—LMNH-008以南; 中部潮道次之, 发育在JVNB-003—JVNC-004一带; 东部潮道狭小(图 5f)。整体上看, 海水从南部侵入工区, 潮上带不发育; 潮间带仅发育在东部, 面积小; 潮下带最发育, 在平面上分为3个主潮道, 走向主要为北西向。

从沉积微相描述与已钻井结果对比看, 平面上, 不同沉积微相具有不同的油层厚度、含油饱和度特征。潮道微相储层的平均渗透率为1 085.9×10^-3μm², 砂体厚度和油层厚度大, 物性好, 含油饱和度最高; 潮道侧积砂坪储层的平均渗透率为864.4×10^-3μm², 砂体厚度和油层厚度次之, 物性好, 含油饱和度较高; 浅滩微相储层的平均渗透率为690.7×10^-3μm², 砂体厚度和油层厚度最小, 物性较差, 含油饱和度较低(图 6)。

图 6(Fig. 6)

图 6 不同沉积微相与含油性关系

纵向上, 油主要分布在每期海侵早期的潮道砂内, 潮道侧积砂坪和水下浅滩次之。每期海侵的中期以水下浅滩和滩间泥为主, 油层零星分布。

HP段位于第一次海侵早期, 尽管Limonocha, Yanaquincha油田多数井于TP亚段底完井, 钻遇H段井较少, 但钻遇该段的井仍见到较好油气显示, 如YNEC-009S1井HP段油层厚度43.0 ft(图 7)。在Indillana油田钻遇H段的井较多, 平均油层厚度27.0 ft, 单井日产油1 700桶/d(JVNC-004井)。

图 7(Fig. 7)

图 7 有利沉积微相与油层关系

TP亚段位于第二期海侵早期, 主要发育潮道和潮道侧积砂坪, 油层厚度在1.0~85.4 ft之间, 平均油层厚度为30.2 ft, 其中YNEA-007井TP亚段油层厚度85.2 ft(图 7)。

UI亚段位于第三次海侵早期, 油层厚度在1.5~81.0 ft之间, 平均油层厚度为32.3 ft。

TS亚段和UM, US亚段分别处于第二期、第三期海侵的中期, 主要发育浅滩微相, 含油分布不均匀, 油层厚度小, 在平面上零星分布。

总体看, 沉积微相类型控制了储层发育程度与含油气性。

1) 研究区为碎屑岩—碳酸盐岩混合沉积模式, 处于浑水沉积相带的HP, HS, TP, TS, UI, UM, US亚段为缓坡型潮坪沉积环境, 处于清水沉积相带的CL, BL, AL亚段为陆棚相沉积环境。在潮坪沉积环境中, 工区不发育潮上带, 潮间带仅发育在工区东部狭小区域, 潮下带最发育; 潮道、潮道侧积砂坪为最有利沉积微相。

2) 有利沉积微相是控制油气富集程度和高产的主要因素之一。处于海侵早期的Hollin组H段、Napo组TP亚段和UI亚段主要发育潮道、潮道侧积砂坪微相, 为油气高产层段, 处于海侵中期的Napo组TS, US, UM亚段主要发育浅滩微相, 油层零星分布。

3) 已发现油田的Napo组TP亚段、UI亚段未钻井的有利相带为下一步挖潜方向, 钻至Hollin组H段的井较少, 具有较大的发展空间, 是下一步重点勘探开发层系。