2017, Vol. 39引用本文
徐雪丰, 胡林, 满勇, 等. 乌石凹陷东区走向斜坡控砂模式与勘探实践[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2017, 39(3): 77-84.
XU Xuefeng, HU Lin, MAN Yong, et al. Sand Control Model and Exploration Practice for East Wushi Sag Strike Slope[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2017, 39(3): 77-84.
乌石凹陷东区走向斜坡控砂模式与勘探实践 
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中海石油(中国)有限公司湛江分公司, 广东 湛江 524057
摘要: 针对乌石凹陷陆相断陷湖盆物源体系复杂、相变快，难以寻找、预测优质储层分布这一亟待解决的关键问题，开展了断裂演化期次、断层剖面平面活动差异性及沉积体系精细研究。采用海上陆相复杂断块断层精细识别解释、微地貌恢复及相控储层预测等关键技术，获得了研究区内3条北东向控沉积断裂差异性活动形成的走向斜坡具有控制砂体优势展布的重要认识，提出了源汇时空耦合的控砂模式，预测了F2断层下降盘发育优质储层。在此研究成果的指导下，新钻井获得重大发现，极大地推动了乌石油田群的勘探开发进程。
关键词:
乌石凹陷
走向斜坡
源汇时空耦合
优质储层
重大发现
Sand Control Model and Exploration Practice for East Wushi Sag Strike Slope
Zhanjiang Branch of CNOOC Co. Ltd., Zhanjiang, Guangdong 524057
Abstract: Considering the key problems of complex sediment provenance, rapid facies variation and difficulties in locating and predicting high-quality reservoirs in the Wushi Sag continental rift basin, we have carried out a detailed analysis on the fault evolution stage, plane activity variability along the fault cross-section, and sedimentation system. Using key techniques, such as fine identification and description of marine continental complex fault block/fault, micro landform restoration, and faciescontrolled reservoir prediction, we arrived to the conclusion that the dominant sand-body distribution could be determined from the strike slope formed by differential activity of three NE-direction sedimentary faults. We have also proposed a source-sink time-space coupling model for sand control, and predicted the development of a high-quality reservoir on the downthrown side of the F2 fault. Guided by these results, a new drilling was initiated, which led to the discovery of a major oil reservoir. This has greatly promoted the exploration and development of the Wushi Oilfield.
Key words:
Wushi Sag
strike slope
source-sink time-space coupling
high quality reservoir
major discoveries
引言
1.2 断裂剖面活动性分析
1.3 断裂平面活动差异性分析
1.4 走向斜坡与源-汇时空耦合控砂模式提出
2 勘探实践
3 结论
乌石凹陷位于北部湾盆地南部拗陷带的北部，为北东向展布的古近系陆相断陷盆地。该凹陷主要的油气发现集中在东区反转构造带上(图 1)，始新统流沙港组二段为主要含油层系。单层厚度大、物性好的优质储量较少，开发经济性低、风险大，落实优质储层发育规律、扩大优质储量规模是乌石凹陷油气勘探面临的核心问题。
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| 图1 乌石凹陷油田分布图 Fig. 1 The distribution Oilfields of Wushi Sag |
陆相断陷盆地构造极其复杂，控砂因素多样，沉积相带变窄、相变快，储层预测难度大[1]，如何确定砂体发育的主要控制因素、建立准确的砂体沉积模式及准确预测砂体的时空分布是油气勘探中储层预测的3个关键环节。
伸展构造体系中传递带(Transfer zone)的研究表明，大型三角洲或水下扇储层的发育普遍受传递带制约，其对物源的导入和三角洲向凹陷中心多级分散具有明显的控制作用[2-10]，目前研究认为，控砂作用的传递带主要包含两种类型：一种是发育于同一条控盆断裂活动减弱部位的同向型横向凸起传递带[11](图 2a)，如东濮凹陷西缘白庙横向传递带控制了沙河街组三段大型扇三角洲的发育，廊固凹陷大兴断层传递带控制了沙河街组三下亚段水下扇砾岩体[12]；另一种是盆缘侧列断层构成的同向叠覆型走向斜坡传递带(图 2b)，如东营凹陷滨南利津断裂和胜坨永北断裂构成的传递带及其控制的沙河街组四上亚段沙河街组三下亚段粗碎屑扇三角洲体[13]。
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| 图2 断陷盆地中两种典型的传递带及其控砂作用示意图 Fig. 2 The schematic diagrams of typical transmission belts in fault basin and its effect on the sand control |
笔者通过对断裂活动期次、平面活动差异性特征的研究，提出了乌石东区北东向断层差异性活动形成的走向斜坡控制砂体优势发育的沉积模式，并在此模式的指导下，预测了断裂活动下降盘为优质储层发育区。2015年钻探的A3井获得重大发现的同时，也验证了研究成果的准确性和前瞻性。
1 走向斜坡控砂模式建立 1.1 断裂活动期次与控沉积断裂古近纪是北部湾盆地的主要裂陷期[14]，可分为3期裂陷幕[15-16]。其中，第1裂陷幕为古新世，应力为北西-南东向，形成了北东走向的控盆断裂，如涠西南凹陷西侧的涠西南大断裂，此时乌石凹陷刚进入初始裂陷；第2裂陷幕为始新世，应力发生了顺时针旋转，主应力方向为北北西-南南东，形成了控制流沙港组沉积的北东东向断裂，如乌石凹陷7号断裂、涠西南凹陷的1号断裂(图 3a)；第3裂陷幕为渐新世，可进一步划分为早渐新世和中晚渐新世两个时期，其中，早渐新世哀牢山-红河断裂带作用较弱，主应力为印支板块向欧亚板块碰撞作用产生的南海扩张形成的南北向拉张应力，研究区内断裂走向为近东西向(图 3b)，而中晚渐新世哀牢山-红河断裂带作用开始增强，表现为左旋走滑，在凹陷中区形成了北西向的右旋走滑断裂(图 3c)。
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| 图3 乌石凹陷东区不同时期断裂分布平面图 Fig. 3 The distribution of faults at different periods in eastern Wushi Sag |
本文研究的主要层系为流沙港组二段，其对应的沉积时期为中始新世，对该时期砂体发育与展布起控制作用的为第2裂陷幕所形成的北东东走向断裂(图 4)。
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| 图4 乌石凹陷反转构造带中始新世断裂平面分布图 Fig. 4 The distribution of faults in the middle Eocene, inversion tectonic belt, Wushi Sag |
乌石东区反转构造带主要发育3条北东向断层，从北至南依次命名为F1、F2和F3。垂直于3条断层的南北向地震剖面显示：3条断层阶梯式南调，F1断层北面为乌石低凸起，南部为乌石凹陷，控制凹陷的沉积充填；F2、F3断层下降盘均比上升盘地层厚(图 5，剖面位置见图 4)，且从断层生长指数分析来看(图 6)，两条断层在流沙港组二段、三段均表现为同沉积断层特征，控沉积作用明显。
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| 图5 过F1、F2和F3断层地震剖面 Fig. 5 The seismic profile |
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| 图6 F2、F3断层生长指数柱状图 Fig. 6 The histogram of growth index of faults F2 and F3 |
流二期，乌石东区古地貌呈北高南低地势，且具有“三高三低”相间的微地貌格局(图 7)。研究认为，该地貌特征的形成主要受F2、F3断层差异性活动的控制。
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| 图7 乌石凹陷反转构造带中始新世古地貌图 Fig. 7 The palaeogeomorphic map in the middle Eocene, inversion tectonic belt, Wushi Sag |
F1断层古落差为70~400m，且存在活动强度突变，而这些由弱到强、再到弱的变化就会形成沟谷地貌，控制着物源的注入位置(图 8a)；F2断层古落差在2~165m，且具有自东向西活动逐渐增强的变化规律，在下降盘会形成东高西低的地势格局；F3断层古落差为10~300m，且具有自东向西活动逐渐减弱的变化规律，而这与F2断层活动规律恰好相反，因此，会在两条断层之间形成同向叠覆型走向斜坡(图 8b)；而F3下降盘表现为较低地势，在断层活动突变处会形成重力流沉积，已有钻井证实发育湖底扇沉积(图 8c)。
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| 图8 地层古落差图 Fig. 8 The ancient fall head of stratum |
F2、F3断层在平面上的差异性活动形成了自东向西地势逐渐降低的走向斜坡(图 9)，从而控制砂体沿斜坡优势发育，进而控制着优质储层的分布，为最有利的勘探区。同时，该走向斜坡与F1断层活动强度突变形成的物源注入位置及F3断层活动强度突变形成的重力流沉积，共同组成了乌石东区源-汇时空耦合控砂体系[17-22](图 10)，控制着乌石东区流沙港组二段沉积发育与优质储层分布。
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| 图9 断层差异性活动形成的3种地貌样式 Fig. 9 The three kinds of landscape style causes by differences of fault activity |
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| 图10 源-汇时空耦合控砂体系模式图 Fig. 10 The model of sand control system of source-sink coupling in time and |
2015年，在走向斜坡控砂模式指导下钻探的A3井获得重大油气发现，共钻遇油层约120 m，其中单层厚度大于15 m的油层集中段约80 m，大幅增加了优质储量规模，提高了油田开发经济性。经统计：流沙港组二段砂岩总厚度约175 m，砂地比约50%，测井曲线为箱形，岩性组合以细砂岩为主，为三角洲水下分流河道沉积微相。该井的储层发育与相带条件明显好于F2上升盘的A1井和F3断层下降盘的A2井(图 11，井位置见图 10)，从而证实了走向斜坡控砂模式的正确性。
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| 图11 A1、A2、A3井连井沉积相图 Fig. 11 The sedimentary facies map of A1, A2 and A3 well |
(1) 乌石凹陷东区北东向断层F2、F3差异性活动形成的走向斜坡控制着三角洲砂体自东向西的优势发育，并与F1、F3断层活动速率突变处形成的沟槽地貌共同构成了源-汇时空耦合控砂体系。
(2) 在走向斜坡控砂模式的指导下，提出了F2下降盘发育优质储层，并在此认识下钻探的A3井勘探获得重大发现，大幅增加了优质储量规模，降低了开发风险，极大地提高了开发经济性。
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