近年来，深水沉积已成为全球油气储量和产量的重要接替储层，深水沉积体系也成为当前石油地质研究的热点和前沿领域^[1-2]，复合水道和复合朵体是深水碎屑岩沉积体系的两大基本单元。深水复合水道主要发育于限制性—半限制性的沉积环境，宽厚比小，几何形态特征鲜明，平面上呈蛇曲状，剖面上呈顶平底凸状，利用高分辨率地震资料即可识别和描述。目前，有关深水复合水道的研究已较为深入，对于深水复合水道的演化机制、沉积特征、叠置模式、构型表征等已形成了系统的认识^[3-7]。与深水复合水道不同，深水复合朵体主要形成于非限制性沉积环境，横向展布范围广、沉积厚度小、宽厚比大是其典型标志。以往的研究结果表明，深水复合朵体沉积演化过程复杂，内部由多期次级朵叶单元复合叠置而成，并被分支水道改造，形成复杂沉积结构^[8-11]。世界上已发现的深水复合朵体油气藏多位于西非、墨西哥湾、孟加拉湾等深海地区。受制于深海高昂的钻井成本，现有针对深水复合朵体的研究手段多依赖于地震资料，辅以有限的钻井、岩心和露头等资料，研究成果多侧重于宏观尺度的沉积演化和沉积模式分析，而对深水复合朵体内部沉积结构的研究仍较为薄弱。基于钻井资料，研究深水复合朵体内部沉积结构，揭示不同沉积结构的储层品质和连通性，可对现有深水复合朵体研究形成良好补充，对深水复合朵体油气藏开发也更具现实意义。

以西非尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组为例，利用测井、岩心和地震等资料，对深水复合朵体沉积单元构成及演化进行研究，解剖深水复合朵体沉积微相特征、沉积演化模式和储层叠置模式，建立深水复合朵体沉积结构与储层品质、储层连通性的对应关系，以期为深水复合朵体油气藏高效开发提供借鉴。

Akpo油田位于西非尼日利亚西南海域的尼日尔三角洲盆地，区域水深超过1.5 km，该盆地自北向南(由陆至海)可划分为后缘拉张伸展构造区、底辟过渡构造区和前缘挤压变形构造区等3个构造带^[12-13]，Akpo油田位于底辟过渡构造区(图 1)。尼日尔三角洲盆地的沉积物主要来自于尼日尔-贝努埃水系，自始新世起，尼日尔-贝努埃水系携带的大量陆源碎屑在西非大陆架—上陆坡部位持续卸载，形成了厚度为9~12 km的三角洲沉积建造^[14]。尼日尔三角洲是一个典型的进积型海相三角洲，自下而上发育Akata组海相泥岩、Agbada组海相三角洲砂岩和Benin组陆相冲积砂岩等3套穿时岩性地层单元^[11]。Akpo油田主要含油层系为下中新统—上中新统的Agbada组海相三角洲砂岩，自上而下划分为A，B，D，E，F，G共6个油组，其中D油组处于下陆坡位置，形成于整个进积期的中晚期，砂体呈席状展布，横向延伸距离超过10 km，储层厚度约15 m，宽厚比大于600，为典型的深水复合朵体沉积。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 尼日尔三角洲盆地Akpo油田区域地质概况(据文献[15]修改) Fig. 1 Regional geological settings of Akpo oilfield, Niger Delta Basin

深水朵叶沉积体系是多期沉积的综合产物^[16]，内部沉积结构复杂，由多期次一级沉积单元复合叠置而成。张佳佳等^[10]提出可将深水朵叶沉积体系划分为朵叶复合体组合、朵叶复合体、单一朵叶、朵叶单元、朵叶层、单一岩相等6个级次；李磊等^[11]根据分支水道的发育情况，将深水复合朵体划分为近端复合朵体和远端复合朵体。从沉积级次看，D油组为朵叶复合体级别(简称复合朵体)，内部包含多个次级单一朵叶，同时D油组发育数期分支水道，为水道化的近端复合朵体。

尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组埋深超过3 km，平均储层厚度仅为15 m。研究区三维地震资料主频为32 Hz，分辨率可满足D油组顶包络面构造形态解释，但无法满足对D油组内部沉积结构进行细分刻画。该区D油组钻井资料丰富，现有16口钻井录取了自然伽马、电阻率、中子、密度、声波等测井资料，其中AK-3井全直径取心26.6 m (图 2a)，并开展了试验分析，包括物性测试43项、粒度分析38项、X-衍射42项以及少量铸体薄片等。就深水区而言，D油组钻井资料较为丰富，且已投产多年，动态认识较为深入，为深水复合朵体内部沉积结构及叠置模式研究提供了必要支撑。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 尼日尔三角洲盆地Akpo油田AK-3井中新统D油组深水复合朵体储层特征 Fig. 2 Reservoir characteristics of deep-water lobe complex of Miocene zone D of well AK-3 in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

对于单一期次的深水沉积过程而言，其沉积物源供给应是连续无间断的，沉积物组成应是相对均质的，通过分析单砂体的沉积期次和储层特征，可以反推其沉积演化过程。测井资料显示，AK-3井D油组发育3期单砂体(砂体a、砂体b、砂体c)，其中早期沉积的砂体a、砂体b位于取心段内，试验分析表明，2套砂体在岩性、物性和微观结构等方面存在明显差异。

(1) 岩性特征。砂体a有效厚度为2.4 m(图 2a)，岩性以中—细砂岩为主(图 2b)，细砂的体积分数超过70%，中砂的体积分数约15%，粗砂的体积分数仅为3%；砂体b的有效厚度为10.2 m，以中—细砂岩为主，底部可见不等粒砂岩(图 2c)，细砂的体积分数平均约47%，中砂的体积分数约31%，粗砂的体积分数约17%，从粒度构成看，砂体b粒度相较砂体a更大。

(2) 物性特征。砂体a的平均总孔隙度为29%，平均空气渗透率为1 198 mD(图 2a)；砂体b的平均总孔隙度为25%，平均空气渗透率为1 733 mD。砂体a的总孔隙度高于砂体b，而渗透率低于砂体b，这是因为砂体a粒度更小，以小孔喉为主(图 2b)，而砂体b的粒度更大，大孔喉发育(图 2c)。

(3) 微观结构特征。砂体a与砂体b的磨圆均较差，总体呈棱角—次棱角状，颗粒以点接触为主，砂体a的分选系数与均质系数更接近于1，其分选性相对更好(图 2b)。

基于上述分析，AK-3井D油组砂体a与砂体b在岩性、物性、微观结构特征等方面均存在不同程度的差异，且砂体之间夹有薄层泥岩，应是由不同深水沉积过程形成的2期单一朵叶。依此类推，根据测井响应特征，以反映沉积间断的高泥质含量段为界，可将AK-3井D油组深水复合朵体细分为3期单一朵叶，分别对应砂体a、砂体b和砂体c。

为进一步将深水复合朵体细分方案由取心井推广至非取心井，利用测井资料建立了D油组深水复合朵体内部单一朵叶的界限标志，同时，利用地震资料建立D油组深水复合朵体内部分支水道的界限标志。

(1) 单一朵叶底：以测井曲线在砂体底部发生突变为典型标志，表现为GR曲线箱形的底界，为一次连续完整的深水沉积过程所形成的冲刷面(图 3a)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组深水复合朵体单一朵叶界限测井响应特征 Fig. 3 Log response characteristics of single lobe interface within deep-water lobe complex of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

(2) 单一朵叶间：为2期深水沉积过程的间歇期，也可能为一次独立的泥质碎屑流事件，岩性构成为深海半远洋泥或陆源泥质碎屑，以垂向上2套块状砂体的薄层泥质段为典型标志，伽马和电阻率曲线突变位置与泥岩基线重合(图 3b)。

(3) 分支水道：为自上游延伸而来的补给水道或在朵体之上局部发育的分流水道，沿物源方向呈条带状展布。地震属性及钻井资料分析显示，D油组发育3条分支水道(图 4a)，其中西侧水道被AK-4井和AK-9井钻遇(图 4b，4c)，中部水道被水平井AK-14H井钻遇(图 4d)，东侧水道被AK-2井钻遇。西侧水道和中部水道地震属性响应相对明显，东侧水道处于朵叶复合体边缘，且属于油水过渡带，地震属性响应较弱，水道平面几何形态相对不明显。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组分支水道地震属性及剖面识别标志 Fig. 4 Identification marks of branch channels with seismic attributes and profiles of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

根据单一朵叶和分支水道界限标志，对研究区16口井的单井沉积单元进行了划分，在此基础上，通过搭建多条连井剖面(图 5a，5b)，对单井沉积单元进行全区闭合对比，确定了单一朵叶和分支水道的平面展布范围(图 5c)。结果表明，D油组深水复合朵体由4期单一朵叶叠置而成，同时发育3条分支水道。分支水道延伸方向控制单一朵叶展布，并侵蚀改造下伏朵叶单元，水道发育部位砂地比降低、砂体厚度减小、GR曲线齿化特征增强。单一朵叶a分布于D油组东部，受东侧水道控制；单一朵叶b发育规模最大，在D油组全区均稳定分布，受中部水道控制；单一朵叶c和单一朵叶d发育规模较小，均叠覆于单一朵叶b之上，分别位于D油组中东部和西部，并分别受控于东侧水道和西侧水道。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组深水复合朵体沉积单元划分与连井剖面 Fig. 5 Division and correlation of deep-water lobe complex of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

在深水复合朵体沉积单元细分基础上，进一步对沉积单元内部沉积微相进行了分析。研究结果表明，单一朵叶沉积微相可划分为朵叶主体和朵叶边缘，其中朵叶主体形成于沉积卸载的中心轴部，砂地比高，储层厚度大；朵叶边缘位于边部，沉积卸载强度明显减弱，砂地比较低，储层相对较薄^{[14, 17-18]}。对于分支水道，根据其活动性质可划分为2类：当水道由活动状态转为静止或废弃状态时，原水道的负地貌形态可接受晚期沉积物充填，形成沉积性水道；当水道长期处于活动状态时，水道主要作为沉积物输送通道，以侵蚀或者沉积过路为主，形成侵蚀性水道^{[7, 19]}。此外，考虑作为背景沉积的半远洋泥，可将深水复合朵体沉积微相划分为朵叶主体、朵叶边缘、沉积性水道、侵蚀性水道和半远洋泥共5种类型。

朵叶主体位于朵叶的中轴部，GR曲线呈箱形或微齿化箱形(图 6a)，正-反粒序组合，砂地比高，平均为0.87，砂体厚度大，平均为8.4 m。岩性以黄色细—中粒石英砂岩为主，粒径中值为0.25 mm，粒度累积概率曲线为低斜率直线或微凸弧线(图 6b)，以递变悬浮次总体为主，粒度分布范围广，平均分选系数为1.6，分选性中等；发育块状层理、平行层理及正粒序层理，底部可见明显冲刷面(图 6c)，少见植物化石。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 尼日尔三角洲盆地Akpo油田AK-3井中新统D油组深水复合朵体沉积微相特征 Fig. 6 Sedimentary microfacies characteristics of deep-water lobe complex of Miocene zone D of well AK-3 in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

朵叶边缘GR曲线呈指形或低幅箱形(图 6a)，反-正粒序组合，砂地比稍小，平均为0.63，单层厚度小，平均为1.7 m；岩性以黄色极细粒—细粒石英砂岩为主，粒径中值为0.15 mm，细粒石英砂岩的体积分数相对朵叶主体大，粒度概率曲线为两段式(图 6d)，除递变悬浮次总体外，可见少量跳跃总体，平均分选系数为1.4，分选性比朵叶主体好；少见平行层理及流痕构造，植物化石富集。

在研究区内半远洋泥为背景沉积，GR曲线突变位置靠近泥岩基线(图 6a)，反映深水砂质物源供给发生间断；岩性以灰色及浅绿色泥岩、粉砂质泥岩为主，黏土矿物的体积分数大于60%，菱铁矿的体积分数最大可达27%；含有少量砂岩透镜体或纹层状砂质条带(图 6e)，可见植物化石及高管虫属，以及少量生物潜穴构造。

沉积性水道处于静止或废弃状态，作为沉积场所接受陆源碎屑或半远洋泥的混合沉积，研究区内不同部位沉积充填性质存在一定差异。例如，AK-4井与AK-9井钻遇同一条水道，AK-4井测井响应为GR曲线薄层低幅指形(图 7a)，整体为正韵律，而AK-9井则为GR曲线低幅漏斗形(图 7b)，指示反韵律，揭示水道充填性质的复杂性。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组沉积性水道及侵蚀性水道测井响应特征 Fig. 7 Logging response characteristics of depositional channel and erosive channel of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

该类型水道长期处于活动状态，主要作为向下陆坡—盆底输送物源的通道，以侵蚀作用为主，基本不发生沉积作用，废弃后被半远洋泥所充填，测井曲线突变位置与泥岩基线重合(图 7c)，这种现象与陆相湖盆斜坡发育的重力流废弃河道充填特征类似^[20]。侵蚀性水道会对下伏朵叶形成不同程度的侵蚀，进而影响储层侧向连通性。

整体看，研究区D油组以朵叶主体微相为主，砂体厚度较大，横向分布稳定；从朵叶主体至朵叶边缘，砂体呈现明显减薄直至尖灭趋势。受沉积补偿效应控制^{[11, 13]}，侵蚀性水道和沉积性水道与早期朵叶沉积位置密切相关，新生分支水道往往分布在早期朵叶边缘，并控制晚期朵叶形成和展布；2期单一朵叶之间发育半远洋泥，主体部位受后期朵叶冲刷难以保留，朵叶边缘处半远洋泥保存相对较好(图 8a，8b)。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 尼日尔三角洲盆地中新统D油组深水复合朵体沉积微相连井对比（剖面位置见图 5c） Fig. 8 Correlation profile of sedimentary microfacies of deep-water lobe complex of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

单一朵叶和分支水道相互作用形成沉积补偿效应，对于深水复合朵体形成和生长具有重要影响。一方面，分支水道延展方向控制朵叶形成及展布，另一方面，朵叶沉积生长导致分支水道向朵叶边缘迁移，进而产生新的朵叶叠置于早期朵叶之上，周而复始，形成具有复杂沉积结构的深水复合朵体。

研究区D油组沉积初期，分支水道在东侧活动，陆架—上陆坡垮塌的陆源碎屑沉积物通过东侧分支水道搬运卸载，沉积形成朵叶a(图 9a)；初次深水沉积过程结束后，背景沉积占据主导，沉积薄层半远洋泥，东侧分支水道废弃并被半远洋泥充填；短暂间歇后，深水沉积过程重新触发，受沉积补偿效应控制，在朵叶a西侧边缘形成了新的分支水道(图 9b)，该轮沉积强度更大、物源更为充足，形成了在全区稳定分布的朵叶b；再次短暂间歇后，位于朵叶b东缘的分支水道重新活动(图 9c)，控制了朵叶c的形成，垂向加积于朵叶b之上；此后，深水沉积活动再次中断，重启后在朵叶b和朵叶c的西侧边缘形成了新的分支水道(图 9d)，并控制了朵叶d的沉积过程，最终形成了D油组深水复合朵体(图 9e)。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组深水复合朵体沉积模式 Fig. 9 Sedimentary model of deep-water lobe complex of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

多期单一朵叶单元迁移叠置，形成了具有复杂内部沉积结构的深水复合朵体，并进一步控制了不同部位的储层品质及储层连通性。根据深水复合朵体沉积演化模式，按照朵叶微相单元空间配置关系，将研究区深水复合朵体内部沉积结构总结为4种储层叠置模式(图 10)。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组深水复合朵体内部沉积微相单元叠置模式（a）和测井响应（b） Fig. 10 Internal stacking patterns(a)and logging response(b)of sedimentary microfacies units within deep-water lobe complex of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

(1) 边缘-边缘叠置：位于深水复合朵体边部，由晚期朵叶边缘叠置于早期朵叶边缘之上形成，多为细粒薄层沉积，GR曲线呈低幅薄层指形，储层品质及连通性较差。

(2) 主体-主体叠置：位于深水复合朵体轴部，由多期朵叶主体垂向加积而成，GR曲线呈高幅箱形，储层厚度大，储层连通性较好。

(3) 上主体-下边缘叠置：受沉积补偿效应控制，后期朵叶往往叠置于先期朵叶两侧边缘，在后期朵叶主体部位即可形成上主体-下边缘的沉积序列，表现为顶厚底薄，顶部储层品质及连通性较好，底部储层品质及连通性较差。

(4) 上边缘-下主体叠置：当后期朵叶规模较小，未能完全覆盖先期朵叶时，在后期朵叶边缘部位便会形成上边缘-下主体的沉积序列，储层品质及连通特征与“上主体-下边缘”叠置模式正好相反，即底部储层品质及连通性较好，而顶部储层品质及连通性较差。

此外，分支水道充填性质也是影响储层侧向连通性的重要因素。分支水道充填性质与其活动强度、废弃后物源类型、水道垮塌作用、底流改造作用等多种因素相关^[20-21]，即便是同一条分支水道的不同部位，其充填特征也不尽相同。当分支水道为砂质充填时，对下伏沉积体侧向连通性的影响有限；当分支水道为泥质充填时，将对下伏沉积体形成侧向渗流屏障。为此，需要综合钻井、地震、动态等多种资料对分支水道沉积特征加以准确判断，进而针对性地制定开发对策。

尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组为挥发性油藏，采用“边部采油、顶部注气”的方式进行开发，2009年投产，现有4口水平采油井，2口水平注气井。基于D油组沉积单元划分及储层叠置模式的认识，结合断层封堵性分析，将D油组细分为8个开发单元(图 11)，根据单元内注采井部署情况及生产动态，指导生产制度优化及调整井位部署。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组开发单元细分示意图 Fig. 11 Development units subdivision of Miocene zone D in Akpo oilfield, Niger Delta Basin

南部注气井AK-22井与采油井AK-14H井指端之间为强连通区，以朵叶主体-主体叠置为主，砂体厚度大，侧向连通性好，为此根据采油井气油比变化采取适时调减AK-22井注气量的策略，有效规避了气窜；北部注气井AK-23井与采油井AK-17井之间储层叠置关系复杂，从注气井所在的朵叶主体-主体叠置强连通区向采油井所在的以单期朵体和上边缘-下主体叠置为主的中连通区过渡，且中间发育分支水道，侧向连通性整体偏弱，为此根据AK-17井压力及气油比变化采取适时调增AK-23井注气量的策略，避免边水突破。通过上述措施，有效防止D油组气窜和边水突破情况的发生，油田连续生产10 a未见水，气油比上升速度得到有效控制，实现油藏的整体均衡高效开发。

研究区D油组东部区域为以朵叶边缘-边缘叠置为主的弱连通区，储层品质较差，由于开发初期井网主要动用厚储层区域，导致该区域储量动用状况差，剩余油富集；同时东部强连通区单元G与中部强连通单元F之间发育1条侵蚀性水道，侧向连通性受到影响。基于上述认识，2014年在东部单元G和弱连通区单元H结合部位实施了1口水平加密采油井AK-49井，该井投产后初期日产量达到1 500 m³，取得良好挖潜效果。此外，北部单元B和单元C虽位于朵叶主体-主体叠置的强连通区，但由于井网不完善导致“只注不采”，为此，在该区域提出加密采油井建议(AK-P5井)，初步预测可采增量为60×10⁴m³，可有效改善该区域的开发效果。

(1) 尼日尔三角洲盆地Akpo油田中新统D油组深水复合朵体共发育4期单一朵叶及3条分支水道，可识别出朵叶主体、朵叶边缘、沉积性水道、侵蚀性水道、半远洋泥等5种沉积微相。

(2) 单一朵叶和分支水道相互作用，控制深水复合朵体的形成和生长，分支水道走向影响单一朵叶的展布，单一朵叶生长反过来影响分支水道的侧向迁移，最终形成具有复杂沉积结构的深水复合朵体。

(3) 深水复合朵体内部沉积结构可划分为4种储层叠置模式，不同叠置模式具有不同的储层品质及连通特征，分支水道充填性质影响储层侧向连通性，建议开发过程中予以关注。