（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

扇三角洲儲(chǔ)層作為一類重要的油氣儲(chǔ)層，其可動(dòng)剩余油儲(chǔ)量占我國(guó)碎屑巖儲(chǔ)層可動(dòng)剩余油儲(chǔ)量的17.4%[1]。由于該類儲(chǔ)層靠近物源區(qū)，且水下分流河道頻繁遷移和擺動(dòng)，往往造成厚儲(chǔ)層內(nèi)部多期河道相互切割疊置，導(dǎo)致內(nèi)部結(jié)構(gòu)強(qiáng)非均質(zhì)性，進(jìn)入開發(fā)后期，儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型單元之間發(fā)育的構(gòu)型界面以及不同構(gòu)型單元之間物性差異都對(duì)地下流體運(yùn)動(dòng)有顯著的阻隔和控制作用，是導(dǎo)致剩余油形成和富集的重要也是主要地質(zhì)原因。而傳統(tǒng)的以砂組或小層為基礎(chǔ)的研究已無(wú)法滿足研究精度要求，需要更精細(xì)的層次劃分。在此背景下，通過開展儲(chǔ)層構(gòu)型研究來(lái)厘清儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)及其非均質(zhì)性則成為行之有效的手段。近些年，國(guó)內(nèi)外很多學(xué)者對(duì)不同類型的沉積儲(chǔ)層構(gòu)型開展了較為深入的研究：吳勝和、岳大力等[2-4]提出了層次約束、模式擬合、多維互動(dòng)的構(gòu)型模式研究思路；林煜[5]總結(jié)了扇三角洲前緣復(fù)合砂體的平面分布組合樣式，以及統(tǒng)計(jì)分析了不同類型單砂體的寬度和厚度分布概率；李云海等[6]研究表明構(gòu)型界面分析是識(shí)別三角洲前緣河口壩儲(chǔ)層非均質(zhì)性的有效方法；范廷恩[7]等根據(jù)復(fù)合砂體的成因及結(jié)構(gòu)特征，總結(jié)了其內(nèi)部結(jié)構(gòu)的井震響應(yīng)特征。李巖、陳善斌等[8-9]對(duì)扇三角洲前緣構(gòu)型單元及其控油模式做了深入研究。

陸地油田整體開發(fā)井網(wǎng)較密，而海上油田開發(fā)受平臺(tái)、井槽數(shù)目的影響，往往研究到復(fù)合砂體級(jí)別，而對(duì)單砂體及其內(nèi)部的剩余油研究較少。文中以珠江口盆地B油田珠海組二段一油組（簡(jiǎn)稱“ZH2Ⅰ油組”）扇三角洲前緣為研究對(duì)象研究?jī)?chǔ)層構(gòu)型，海上油田含油氣儲(chǔ)集層精細(xì)表征的關(guān)鍵在于如何做好“井、震”結(jié)合，把海上油田開發(fā)尺度與地震可分辨尺度有機(jī)結(jié)合在一起，分析不同層次構(gòu)型界面及構(gòu)型單元，以及扇三角洲相儲(chǔ)層構(gòu)型與剩余油分布的關(guān)系，為扇三角洲相儲(chǔ)層剩余油分布挖潛、增加水驅(qū)可采儲(chǔ)量、提高油藏采收率提供參考。

1 油藏概況

文昌B油田位于南海北部大陸架珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部東側(cè)（圖1），珠三南大斷裂帶西側(cè)，油田所處海域水深約125 m。油田共包括3個(gè)區(qū)塊，其中ZH2Ⅰ油組是C區(qū)塊中的主力油組。ZH2Ⅰ油組屬于扇三角洲前緣沉積，扇三角洲前緣亞相，空間上多期水下分流河道遷移疊置，儲(chǔ)層垂厚超百米，油藏類型屬于受斷層遮擋的邊水油藏，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，邊水沿優(yōu)勢(shì)相帶順層驅(qū)替，厚儲(chǔ)層內(nèi)部出現(xiàn)明顯的不均勻水淹。

圖1 珠江口盆地西部構(gòu)造區(qū)劃圖及研究區(qū)位置（據(jù)文獻(xiàn)[10]）Fig.1 Local western structural map of the Pearl River Estuary and the location of the study area（according to the reference[10]）

2 儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)表征

2.1 巖相認(rèn)知及構(gòu)型單元識(shí)別

取心泥巖為灰色，反映淺水的沉積環(huán)境。巖性以砂礫巖、含礫粗砂巖、中細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖等為主，成分分類以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，成分成熟度中等偏低，表明為近源沉積。發(fā)育遞變層理、塊狀層理、槽狀交錯(cuò)層理、沖刷面等構(gòu)造，整體以正粒序?yàn)橹?。粒度概率曲線呈兩段或三段式，其中跳躍、懸浮總體占75%以上，水動(dòng)力較強(qiáng)。OP、RS段為主，其次為QR、PQ段，顯示為近源牽引流沉積。砂體形態(tài)平面呈朵狀，剖面上砂體呈現(xiàn)頂凸底平的特點(diǎn)，均符合扇三角洲前緣砂體沉積特征。

依據(jù)巖心觀察、巖石薄片鑒定、巖石粒度分析等方法對(duì)研究區(qū)取心井資料的分析表明，ZH2Ⅰ油組主要發(fā)育扇三角洲前緣水下分流河道主體、水下分流河道側(cè)緣、河口壩、席狀砂以及支流間灣等5種構(gòu)型單元（圖2）。

1）水下分流河道主體。水下分流河道主體巖性較粗，為細(xì)礫巖、含礫粗砂巖、中砂巖，具有槽狀交錯(cuò)層理、塊狀層理，發(fā)育下粗上細(xì)的正韻律，底部多發(fā)育沖刷面。砂體寬度約150～450 m，厚度1.5～6 m。測(cè)井曲線形態(tài)為小型中幅鋸齒狀鐘形，底部突變特征明顯，頂部則表現(xiàn)為漸變特征。

圖2 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組3-2-2單層構(gòu)型平面分布Fig.2 Planar distribution of 3-2-2 single layer configuration of ZH2Ⅰoil group in the study area

2）水下分流河道側(cè)緣。水下分流河道側(cè)緣位于河道主體兩側(cè)，屬于沉積厚度較小的分流河道砂體，其沉積特征與河道主體類似，單一河道砂體的沉積厚度一般小于2 m。

3）河口壩。河口壩是由中砂巖、細(xì)砂巖構(gòu)成，自下而上呈明顯的反韻律，發(fā)育塊狀層理、波狀交錯(cuò)層理，分選較好，含泥質(zhì)紋層。

4）前緣席狀砂。呈席狀或帶狀廣泛分布于河口處，分選好。由于取心井靠近物源，未鉆遇遠(yuǎn)端席狀砂，主要依據(jù)錄井及測(cè)井資料識(shí)別，巖性主要以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，單層厚度常小于1 m。在測(cè)井曲線上，席狀砂表現(xiàn)為低幅、細(xì)指狀、齒化、無(wú)明顯的韻律特征。

5）水下分流河道間。靜水沉積產(chǎn)物，巖性較細(xì)，常為粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖，在測(cè)井曲線上，水下分流河道間常表現(xiàn)為低幅的曲線突變或低幅鋸齒狀形態(tài)。

2.2 構(gòu)型界面分級(jí)系統(tǒng)及識(shí)別特征

Miall A D認(rèn)為地層是由連續(xù)沉積單元和沉積間隔的界面組成，連續(xù)的沉積單元即構(gòu)型單元，沉積間斷界面即構(gòu)型界面。參照Miall A D提出的河流相儲(chǔ)集層構(gòu)型界面分級(jí)[11-13]，并參考前人關(guān)于扇三角洲構(gòu)型分類方案研究成果[14-16]，綜合考慮研究區(qū)實(shí)際情況，結(jié)合巖心、測(cè)井、高分辨率三維地震、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，采用井震結(jié)合、模式約束、多維互動(dòng)的方法[2-3，17-18]，將目的層構(gòu)型界面按正序由大到小從七級(jí)劃分到三級(jí)構(gòu)型界面（表1、圖3）。

1）七級(jí)構(gòu)型單元為扇三角洲前緣復(fù)合朵葉體之間的界面，頂?shù)装l(fā)育由中期基準(zhǔn)面或轉(zhuǎn)換界面控制形成的厚層泥巖，地震剖面上為連續(xù)強(qiáng)反射特征。

2）六級(jí)界面為扇三角洲前緣朵葉體頂界面，為一個(gè)中期旋回內(nèi)部幾個(gè)復(fù)合水下分流河道的頂界面，其間被泥質(zhì)夾層隔開，該界面在地震上可識(shí)別，地震反射為中—強(qiáng)振幅、中—好連續(xù)波峰反射，與砂組的界面相對(duì)應(yīng)。

3）五級(jí)界面為多個(gè)水下分流河道垂向疊加與側(cè)向疊合形成的水下分流河道復(fù)合體的頂界面，限定的構(gòu)型單元為水下分流河道疊置體，其間為泥巖所圍限，與小層組的界面相對(duì)應(yīng)，在地震剖面上較難識(shí)別，主要依據(jù)測(cè)井曲線的旋回變化劃分。

4）四級(jí)界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，在單井上表現(xiàn)為泥巖夾層或者較大程度的曲線回返面，在巖心上對(duì)應(yīng)厚度較薄的砂泥過渡段，物性差，且延伸短。

表1 研究區(qū)扇三角洲前緣層次結(jié)構(gòu)劃分及研究方法Table1 Classification and research methods of fan delta frontier hierarchy in the study area

圖3 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組構(gòu)型模式Fig.3 Configuration area of the ZH2Ⅰoil group in the study area

5）三級(jí)界面指的是單一內(nèi)部河道內(nèi)頂部靜水沉積形成泥質(zhì)夾層或底部滯留沉積形成砂礫混雜物性差的夾層[19]，由于受到河道遷移擺動(dòng)相互切割，發(fā)育往往局限，表現(xiàn)為低滲條帶，對(duì)流體起局部遮擋及延緩流動(dòng)作用。

2.3 六級(jí)朵葉體級(jí)次構(gòu)型表征

ZH2Ⅰ油組儲(chǔ)層是發(fā)育在斷陷盆地?cái)鄬酉陆当P陡坡帶一側(cè)扇三角洲前緣沉積，縱向上多期水下分流河道疊置導(dǎo)致儲(chǔ)層厚度大，而井點(diǎn)均位于靠近斷層構(gòu)造高部位，遠(yuǎn)離物源區(qū)無(wú)井控制，為彌補(bǔ)井點(diǎn)資料不足的缺陷，依據(jù)三維高分辨率地震資料刻畫朵葉體發(fā)育期次。從地震反射特征看，三期朵葉體期次界面地震響應(yīng)特征較為明顯。從垂直于物源方向的地震剖面來(lái)看，三期朵葉砂體形態(tài)均呈頂平底凸，自下而上，砂體延伸范圍變小，表明隨著水體的加深，扇三角洲發(fā)育規(guī)模縮?。▓D4）。

進(jìn)一步通過井震結(jié)合，在ZH2Ⅰ油組確定出了三期復(fù)合朵葉體，對(duì)應(yīng)劃分為3個(gè)砂層組，早期砂體廣泛發(fā)育，規(guī)模大，后期隨著水體加深，砂體逐漸萎縮，頂部一期朵葉體規(guī)模較小。三期復(fù)合朵葉體均在B3-B7井區(qū)附近砂體最為發(fā)育，砂體厚度較大，而向南北兩翼，砂體厚度減?。▓D5）。

2.4 五級(jí)復(fù)合砂體構(gòu)型表征

在朵葉體內(nèi)部進(jìn)一步進(jìn)行復(fù)合砂體的劃分，該級(jí)別對(duì)應(yīng)的是開發(fā)單元中小層級(jí)別的劃分，針對(duì)目的層沉積特征，采用了“標(biāo)志層控制、旋回對(duì)比、模式指導(dǎo)”的方式完成地層細(xì)分工作。

通過2口鉆井巖心的觀察與描述、測(cè)井響應(yīng)特征等研究，在ZH2Ⅰ油組1小層中上部有一段高放射性砂巖段，由于含鈾、釷等放射性元素，伽馬值異常高值（171～272 API），厚度2.1～4.9 m，分布穩(wěn)定，可作為小層對(duì)比標(biāo)志層。在標(biāo)志層控制之下，利用各小層的沉積旋回特點(diǎn)進(jìn)行對(duì)比。在橫向上可存在巖層對(duì)巖層、界面對(duì)界面和界面對(duì)巖層的多種對(duì)比關(guān)系。從過典型井的連井剖面開始逐級(jí)對(duì)比，達(dá)到全區(qū)的三維閉合。最終將ZH2Ⅰ油組劃分為7個(gè)超短期正旋回，對(duì)應(yīng)劃分為7個(gè)小層，為單砂體刻畫奠定基礎(chǔ)（圖6）。

圖4 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組六級(jí)構(gòu)型界面地震反射特征（垂直物源方向）Fig.4 Seismic reflection characteristics of the ZH2Ⅰoil group in the study area（vertical source direction）

圖5 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組砂層組劃分對(duì)比圖（垂直物源方向）Fig.5 ZH2Ⅰoil group sand layer group division comparison in the study area（vertical source direction）

圖6 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組小層劃分對(duì)比圖（垂直物源方向）Fig.6 Comparison of small layer division of ZH2Ⅰoil group in the study area（vertical source direction）

2.5 四級(jí)單砂體構(gòu)型表征

復(fù)合砂體內(nèi)部進(jìn)一步細(xì)分單砂體，以單井構(gòu)型為基礎(chǔ)，選取多條骨干剖面，根據(jù)巖性變化、測(cè)井曲線形態(tài)、砂體厚度以及水淹情況等資料，采用垂向分期、側(cè)向劃界[20-22]的原則進(jìn)行單砂體的細(xì)分，識(shí)別出井點(diǎn)砂體期次和相鄰井點(diǎn)處的砂體結(jié)構(gòu)關(guān)系。

2.5.1 單砂體邊界的識(shí)別

1）不同期次構(gòu)型單元垂向疊置。垂向上，不同期次分流河道砂體往往發(fā)育底部沖刷面、頂部泥質(zhì)隔夾層及物性突變面等[23]。具體識(shí)別標(biāo)志主要體現(xiàn)在：一是每期河道沉積結(jié)束時(shí)由于水動(dòng)力強(qiáng)度變?nèi)跬练e漫流細(xì)粒物質(zhì)，由于巖性細(xì)泥質(zhì)含量高，表現(xiàn)為夾層特點(diǎn)；其二是由于水下分流河道的不斷遷移擺動(dòng)，造成后期砂體對(duì)前一期砂體切割后形成的物性差的砂巖過渡段，根據(jù)以上2種標(biāo)志可將垂向上不同單砂體進(jìn)行有效區(qū)分。

2）同期不同構(gòu)型單元側(cè)向拼接。在同一地質(zhì)時(shí)期，可能存在多個(gè)分流河道，同時(shí)分流河道也可能遷移改道，導(dǎo)致不同構(gòu)型單元側(cè)向上疊置拼接，主要的拼接關(guān)系有：河道主體-河道主體、河道主體-河道側(cè)緣、河道-河口壩、河道-溢岸砂、河道-席狀砂等類型。①河道主體-河道主體，2個(gè)河道主體的巖性和物性相似，自然伽馬曲線都表現(xiàn)為箱型或鐘形特征。因此，以此種方式拼接的單一河道之間的界限較難識(shí)別，識(shí)別標(biāo)志主要有2種：其一，在同一沉積微相條件下，當(dāng)一口井的測(cè)井曲線形態(tài)和鄰井差異較大，可作為判斷不同水下分流河道沉積的標(biāo)志；其二，同一條分流河道或河口壩，從沉積主體向邊緣砂體厚度逐漸減薄，因此在剖面上同一地層單元內(nèi)砂體具有薄-厚-薄特征，若井間存在厚度差異，則其間可能存在單一分流河道邊界。②河口壩-分流河道，河口壩為反韻律，水下分流河道為正韻律，由于這種韻律差異性，若鄰井間測(cè)井曲線呈現(xiàn)明顯的韻律差異，考慮為2個(gè)不同的單砂體沉積，其間可劃分單砂體界面位置。③水下分流河道-席狀砂或溢岸砂，區(qū)分這2種構(gòu)型單元的砂體邊界主要依據(jù)巖性的變化，由于席狀砂多為砂泥薄互層，而河道則以砂為主，鄰井之間若存在這種巖性差異面則為砂體發(fā)育的終止界面，可以作為橫向識(shí)別界面的標(biāo)志。

2.5.2 單砂體構(gòu)型解剖

構(gòu)型解剖成果表明ZH2Ⅰ油組沉積時(shí)期由于水下分流河道的不斷遷移擺動(dòng)，導(dǎo)致縱向上多期河道相互切割疊置，平面上連片分布的特征。在單一分流河道砂體劃分的基礎(chǔ)上，通過統(tǒng)計(jì)7個(gè)復(fù)合砂體內(nèi)部各單砂體沉積時(shí)期分流河道砂體規(guī)模（表2），單砂體寬度40～420 m，厚度1.1～8.5 m，寬厚比主要在40～80?；貧w砂體厚度與寬度的定量關(guān)系，具體公式為，y=3.033lnx-11.762，為井網(wǎng)調(diào)整及剩余油挖潛的措施部署提供指導(dǎo)。

表2 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組7個(gè)小層單一水下分流河道參數(shù)Table2 Single subaqueous distributary channel parameters of 7 layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

2.6 三級(jí)單砂體內(nèi)部夾層構(gòu)型表征

三級(jí)單砂體內(nèi)部夾層指的是水下分流河道內(nèi)部夾層[24-25]，分兩種：一種是河道底部的滯留沉積，巖性主要為砂礫巖，顆粒分選差，一般表現(xiàn)為物性?shī)A層特征：自然伽馬40～80 API，中子15%～35%，密度2.3～2.5 g/cm3，聲波70～90μs/ft，電阻率大于4Ω·m，孔隙度小于14%，滲透率小于1.7 mD；另一種是河道發(fā)育晚期頂部的靜水環(huán)境下沉積的細(xì)粒物質(zhì)，包括水下堤岸、漫溢等沉積，巖性細(xì)，主要為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖等，類似于河流相二元結(jié)構(gòu)頂部沉積，一般表現(xiàn)為泥質(zhì)夾層特征：自然伽馬110～150 API，中子25%～40%，密度2.1～2.3 g/cm3，聲波90～120μs/ft，電阻率大于1～3Ω·m，孔隙度小于14%，滲透率小于1.7 mD。

3 儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)剩余油分布的控制

儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)剩余油的控制主要體現(xiàn)在構(gòu)型界面即滲流屏障對(duì)流體流動(dòng)的阻隔作用，以及不同構(gòu)型單元拼接組合造成水驅(qū)差異導(dǎo)致的井間剩余油富集，分別形成“不滲透構(gòu)型界面控油模式”（全遮擋型夾層、半遮擋型夾層控制）、“差異滲流構(gòu)型單元控油模式”（不同構(gòu)型單元儲(chǔ)層質(zhì)量差異控制）。

3.1 不滲透構(gòu)型界面控油模式

不同構(gòu)型單元之間界面對(duì)油水運(yùn)移的遮擋作用受到諸多因素的影響，如構(gòu)型單元的滲流性能以及相互之間的接觸關(guān)系、構(gòu)型界面的延伸范圍、生產(chǎn)井射孔段等等，其中最主要的為夾層延伸范圍及射孔層段。通過構(gòu)型剖析結(jié)果表明，ZH2Ⅰ油組發(fā)育了2套穩(wěn)定的夾層，分別對(duì)應(yīng)五級(jí)構(gòu)型界面和四級(jí)構(gòu)型界面。五級(jí)構(gòu)型界面厚度大于1.5 m，四級(jí)構(gòu)型界面厚度大于1 m，在研究區(qū)分布均比較穩(wěn)定，而三級(jí)構(gòu)型界面一般較薄，大多小于1 m，橫向延伸范圍較小，一般不會(huì)超過一個(gè)井距，界面的產(chǎn)狀平行砂體的頂?shù)捉缑?，且以水平狀為主?/p>

依據(jù)夾層發(fā)育的類型，將夾層分為2種：全遮擋型夾層和半遮擋型夾層（圖7），全遮擋型夾層主要指的是穩(wěn)定分布的五級(jí)或四級(jí)界面，半遮擋型夾層主要指局部發(fā)育的三級(jí)界面。對(duì)于全遮擋型夾層發(fā)育區(qū)，射孔段直接影響水驅(qū)方向及剩余油分布，若在夾層上部射孔，因界面遮擋，邊水無(wú)法波及遮擋面之下；若射開夾層下部，則上部因受到界面屏蔽而剩余油全區(qū)富集。而無(wú)夾層遮擋發(fā)育區(qū)，驅(qū)替較干凈，剩余油存在可能性較小，而半遮擋型夾層發(fā)育區(qū)，則是在夾層發(fā)育的局部下部存在一定的剩余油，剩余油分布零散。

3.2 差異滲流構(gòu)型單元控油模式

圖7 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組1-1-2—1-2-1小層構(gòu)型界面樣式Fig.7 Configuration interface style of 1-1-2—1-2-1 small layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

由于扇三角洲各構(gòu)型單元沉積環(huán)境及沉積成因不同，使得砂體間和砂體內(nèi)部物性存在差異，看似連片分布的厚層砂體實(shí)際上是由水下分流河道主體、水下分流河道側(cè)緣、河口壩、席狀砂等不同的構(gòu)型單元拼接組合而成。邊水在驅(qū)替過程中受到儲(chǔ)層物性差異影響，選擇物性好的儲(chǔ)集層段推進(jìn)，容易形成水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，而物性差的儲(chǔ)層水驅(qū)程度弱，剩余油相對(duì)富集。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)河道主體、河口壩、河道側(cè)緣、溢岸砂方向，儲(chǔ)層物性依次減?。ū?）。

表3 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組構(gòu)型單元儲(chǔ)層質(zhì)量差異統(tǒng)計(jì)表Table3 Statistical table of reservoir quality differences of ZH2Ⅰoil group configuration units

3.2.1 水下分流河道主體與側(cè)緣

雖然水下分流河道主體與側(cè)緣緊鄰發(fā)育，但是當(dāng)其位于同一水驅(qū)系統(tǒng)時(shí)，由于河道主體為高滲單元，注入水容易波及，使得其動(dòng)用程度較高，而河道側(cè)緣因物性較河道主體差，受河道主體的干擾，注入水優(yōu)先沿著河道主體高滲帶突進(jìn)，導(dǎo)致河道側(cè)緣內(nèi)注入水很難波及，從而使河道側(cè)緣內(nèi)剩余油富集，例如B1井整個(gè)射孔段只有中部位置水淹程度弱（圖8）。

3.2.2 水下分流河道與席狀砂

河道側(cè)緣隔夾層厚度和數(shù)量會(huì)明顯增加，相變?yōu)樘烊坏?、席狀砂等，油水滲流受到阻礙[14]，因此也易形成剩余油富集。例如B5井射孔段處飽和度測(cè)井顯示未水淹，而對(duì)應(yīng)B6、B1井相同層段顯示為中、強(qiáng)水淹，差異原因在于B5井儲(chǔ)層為席狀砂沉積，巖性細(xì)，泥質(zhì)含量重，儲(chǔ)層物性差，邊水難以波及所致，而另外兩口井分別處于河道側(cè)緣和河道主體的位置，水淹程度強(qiáng)（圖9）。

圖8 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組2-1-2單層構(gòu)型樣式剖面圖Fig.8 Configuration style profile of 2-1-2 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

圖9 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組1-1-2單層構(gòu)型樣式剖面圖Fig.9 Configuration style profile of 1-1-2 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

3.2.3 不同水下分流河道

此類型又可進(jìn)一步分為平面同期不同支河道與縱向不同期河道2種情況。其中，兩期河道砂體垂向切疊是指后期河道砂體下部侵蝕切割前一期砂體，造成后期河道砂體與前期砂體直接接觸，兩期砂體之間沒有明顯的夾層。但不同期次的河道砂體垂向上的接觸部位存在物性差異，且不同期次砂體因沉積環(huán)境、成分、粒度等的不同造成物性存在差異，油水的運(yùn)移優(yōu)先在物性好的河道內(nèi)，而物性相對(duì)較差的河道則剩余油富集。對(duì)于同期不同支的河道，由于沉積位置、水動(dòng)力強(qiáng)度等的不同，造成平面不同河道物性有差異，油水運(yùn)移優(yōu)先在物性好的河道內(nèi)推進(jìn)，物性差的河道水淹程度相對(duì)弱一些，例如B7、B8井為同一期實(shí)施的2口調(diào)整井，鉆后證實(shí)在相同層段，水淹程度差異較大，主要原因2口井處于不同的河道，邊水驅(qū)替程度不同，導(dǎo)致水淹狀況不同（圖10）。

圖10 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組2-1-1單層構(gòu)型樣式剖面圖Fig.10 Configuration style profile of 2-1-1 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

4 應(yīng)用效果

應(yīng)用以上構(gòu)型研究成果指導(dǎo)了B3S1/B2 H2井井位部署及實(shí)施以及射孔方案優(yōu)化，效果顯著。

1）指導(dǎo)B3S1井井位部署及實(shí)施。

構(gòu)型成果研究表明，南塊儲(chǔ)層中部單砂體之間有一套穩(wěn)定的四級(jí)界面厚度大于1 m，生產(chǎn)井射孔段位于夾層上部，夾層下部由于被遮擋，構(gòu)造高部位剩余油富集，因此部署一口定向井B3S1井，該井實(shí)施后，初期日產(chǎn)油276 m3，不含水（圖11），預(yù)計(jì)當(dāng)年貢獻(xiàn)產(chǎn)量2×104m3，累產(chǎn)油5.8×104m3，可提高南斷塊局部采收率14個(gè)百分點(diǎn)。

圖11 研究區(qū)B3S1井鉆前鉆后累產(chǎn)油-含水對(duì)比圖Fig.11 Cumulative oil production vs.water cut before and after drilling Well B3S1 in the study area

2）指導(dǎo)B5/B6井下返補(bǔ)孔挖潛方案研究。

依據(jù)構(gòu)型成果，ZH2Ⅰ油組發(fā)育了2套穩(wěn)定的夾層，分別對(duì)應(yīng)5級(jí)界面和4級(jí)界面，B5/B6井射孔段位于夾層的上部，受夾層遮擋，下部剩余油富集，據(jù)此進(jìn)行下返補(bǔ)孔措施進(jìn)行挖潛，實(shí)施后效果顯著，累增油15.05×104m3，提高采收率1.5個(gè)百分點(diǎn)。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）文昌B油田ZH2Ⅰ油組扇三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型解剖認(rèn)為發(fā)育水下分流河道主體、分下分流河道側(cè)緣、河口壩、席狀砂以及支流間灣等5種構(gòu)型單元，以水下分流河道為主。構(gòu)型界面按正序由大到小從六級(jí)劃分到三級(jí)構(gòu)型界面，六級(jí)界面為扇三角洲前緣復(fù)合朵葉體頂界面，五級(jí)界面為多個(gè)水下分流河道復(fù)合體的頂界面，四級(jí)界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，三級(jí)界面指的是單一內(nèi)部河道內(nèi)部夾層。

2）儲(chǔ)層構(gòu)型對(duì)剩余油的控制分兩種模式：“不滲透構(gòu)型界面控油模式”、“差異滲流構(gòu)型單元控油模式”。對(duì)剩余油分布具有明顯控制作用的構(gòu)型界面有2套，分別對(duì)應(yīng)五級(jí)界面和四級(jí)界面，結(jié)合射孔段可以判斷夾層上部還是下部剩余油富集。儲(chǔ)層質(zhì)量差的構(gòu)型單元例如河道側(cè)緣、席狀砂及部分分支河道水驅(qū)波及程度弱，剩余油較富集。