馮 爍， 劉 倩， 彭子霄， 付 超， 李蘇磊， 劉明慷

( 中國地質(zhì)大學(xué)(北京) 能源學(xué)院，北京 100083 )

0 引言

近岸水下扇通常分布于陸相斷陷湖盆陡坡帶，在重力流作用下快速堆積形成砂礫巖扇體，典型特征為高地陸源碎屑物由季節(jié)性洪水?dāng)y帶直接進(jìn)入湖泊深水沉積區(qū)，扇體緊鄰斷層邊界發(fā)育[1-2]。物性較好的砂礫巖儲集體與湖相烴源巖直接匹配，成藏條件良好，近岸水下扇成為近年來油氣勘探開發(fā)重要的油氣儲集體之一[1,3-4]。人們對這種事件性沉積作用下特殊沉積體進(jìn)行研究，王星星等[5]、梁官忠等[6]、陳慶等[7]分析近岸水下扇的沉積特征(巖相、測井響應(yīng)、地震反射特征)；宋榮彩等[8]、劉家鐸等[9]認(rèn)為近岸水下扇的形成受構(gòu)造、物源、氣候和地形等因素共同控制；羅曦等[10]、隋風(fēng)貴等[4]探討近岸水下扇儲層的油氣成藏模式(沉積相、構(gòu)造形態(tài))；操應(yīng)長等[11]分析近岸水下扇儲層的物性特征。近岸水下扇具有沉積區(qū)近物源、沉積物粒度粗、扇體疊置多期次、內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜難識別、非均質(zhì)性強(qiáng)、巖性橫縱向變化快等特點(diǎn)，在油氣勘探中特別是在油氣開發(fā)中后期，面臨剩余油分布規(guī)律復(fù)雜、挖潛難度大、提高采收率困難等問題。

儲層構(gòu)型是儲層內(nèi)部不同級次構(gòu)成單元的形態(tài)、規(guī)模、方向及其疊置關(guān)系[12]。自MIALL A D提出“構(gòu)型”概念以來[13]，人們不斷拓展儲層構(gòu)型應(yīng)用范圍，在河流、三角洲、扇三角洲、沖積扇和深水沉積構(gòu)型研究中取得成果[14-20]。盧海嬌等[21]識別辮狀河砂體構(gòu)型的四類空間疊置模式；馮文杰等[22]建立斷陷湖盆長軸緩坡辮狀河三角洲前緣沉積構(gòu)型模式；李巖[23]認(rèn)為扇三角洲前緣構(gòu)型控制內(nèi)部的油水運(yùn)動；吳勝和等[24-25]認(rèn)為沖積扇構(gòu)型是影響儲集體非均質(zhì)性的主要因素；張磊夫等[26]、張文彪等[27]解剖深水濁積巖露頭，建立深海濁積朵葉體沉積構(gòu)型模式。由于內(nèi)部界面識別困難、延伸變化復(fù)雜，關(guān)于近岸水下扇構(gòu)型的研究相對較少。

以乍得Bongor盆地X油田下白堊統(tǒng)PI2厚油層為研究對象，基于巖心、測錄井、動態(tài)監(jiān)測等資料，采用層次分析、模式解析方法，對近岸水下扇儲層內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖，探討儲層構(gòu)型控制剩余油分布模式，為近岸水下扇復(fù)雜砂礫巖儲層開發(fā)后期剩余油挖潛提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

Bongor盆地位于乍得共和國西南部、中非剪切斷裂帶北側(cè)，是一個中新生代陸內(nèi)反轉(zhuǎn)裂谷盆地[28-30]，沉積巨厚的陸源湖相碎屑巖地層(見圖1(a))。盆地呈東偏南—西偏北走向，中部寬度大，兩端逐漸變窄，長度為280 km，寬度為40～80 km，面積約為1.8×104km2。根據(jù)構(gòu)造特征，將盆地劃分為南部坳陷、南部隆起、中央坳陷、北部斜坡4個構(gòu)造單元(見圖1(c))。X油田位于盆地北部斜坡帶北部，南部緊鄰斷層(見圖1(b))，開發(fā)目的層系為白堊系PI油組，主力產(chǎn)層為PI2厚油層(見圖1(d))，目前面臨開發(fā)中后期注水調(diào)整。近源近岸水下扇沉積發(fā)育，晚白堊世，受到強(qiáng)烈的構(gòu)造反轉(zhuǎn)和剝蝕作用共同影響，研究區(qū)扇體僅保留部分中扇和外扇亞相，主要發(fā)育多期疊置扇中分支水道砂體，水動力變化劇烈，巖性為含礫砂巖、粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和泥巖，巖性橫向、側(cè)向變化快。PI2厚油層沉積序列反映一個持續(xù)水退的沉積過程，物源自西部山區(qū)穩(wěn)定供給，近岸水下扇范圍逐漸擴(kuò)大，分支水道砂體側(cè)向相切，疊置延伸分布，厚度變化大，側(cè)向相變快，順物源方向連續(xù)性較好，具有快速堆積、高砂地比、多層厚砂體疊加的特征。

圖1 Bongor盆地位置、構(gòu)造單元、地層綜合柱狀圖和X油田沉積相Fig.1 Position, tectomic unit, comprehensive stratigraphic profile of Bongor Basin and sedimentary facies of X Oilfield

2 近岸水下扇構(gòu)型單元

2.1 界面識別

界面識別是構(gòu)型要素分析的基礎(chǔ)。單一構(gòu)型要素的界面是受各種地質(zhì)界面控制的不連續(xù)隔夾層，多為泥質(zhì)沉積，是造成地下砂體儲層非均質(zhì)性和流體滲流特征復(fù)雜的主要原因(見圖2(a-b))。識別構(gòu)型要素及其界面有助于進(jìn)一步認(rèn)識沉積體內(nèi)部流體的運(yùn)動規(guī)律[31]。

(1)泥質(zhì)沉積面。水動力強(qiáng)度由強(qiáng)逐漸減弱過程中，單一分支水道頂部通常沉積細(xì)粒沉積物，厚度取決于低水動力條件持續(xù)時間，以及下一期次的單一分支水道對前一期次的水道侵蝕作用的強(qiáng)弱，由于侵蝕作用具有差異性，通常厚度變化大。巖性主要為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖。測井曲線響應(yīng)特征為自然電位趨近泥巖基線，回返幅度明顯。泥質(zhì)沉積面是劃分三級及以下構(gòu)型單元的標(biāo)志，代表短期的沉積水動力條件波動，僅能通過巖心識別。

(2)沖刷/侵蝕面。近岸水下扇分支水道發(fā)育時，從上游位置搬運(yùn)粗粒物質(zhì)，對河道下伏細(xì)粒沉積物進(jìn)行持續(xù)沖刷和侵蝕，在河道底部、河床沖刷面上沉積形成不連續(xù)分布的砂礫體透鏡體，表現(xiàn)為具有一定厚度的底部滯留沉積，稱為河道沖刷面，粒度較粗，巖性主要為泥礫巖。在長期沉積物供給缺乏、水退作用下，出現(xiàn)持續(xù)下切侵蝕，具有典型的層序邊界特點(diǎn)。測井響應(yīng)特征為自然伽馬曲線突然向低值偏移，自然電位曲線回返不明顯。沖刷/侵蝕面通常代表四級及以上構(gòu)型單元的界面標(biāo)志。

圖2 研究區(qū)不同尺度的構(gòu)型界面劃分方案Fig.2 Architecture interface division schemes in different scales in study area

2.2 級次劃分

近岸水下扇沉積的內(nèi)部構(gòu)型[32-33]尚未形成統(tǒng)一的認(rèn)識。參考MIALL A D河流相構(gòu)型分級[13]，考慮研究區(qū)近岸水下扇砂體發(fā)育特點(diǎn)和沉積特征，提出近岸水下扇儲層內(nèi)部構(gòu)型的劃分方案，將近岸水下扇儲層構(gòu)型劃分為7個級次(見圖2和表1)。七級為近岸水下扇復(fù)合體，反映多期次近岸水下扇扇體持續(xù)疊置，頂?shù)撞繛榇筇追€(wěn)定分布的厚層泥巖，是油組的邊界，與中長期旋回層序界面對應(yīng)，反映水下扇總體發(fā)育特征；六級為多期分支水道復(fù)合沉積體，代表單期扇體朵體，頂?shù)撞繌V泛發(fā)育厚度變化大的泥巖段，與短期旋回一致；五級為同期復(fù)合分支水道，由多個單砂體疊置組成，反映持續(xù)水進(jìn)或水退的短期旋回，界面為側(cè)向延續(xù)性好的泥巖段；四級為單一分支水道，對應(yīng)儲層內(nèi)部夾層，底部為河道沖刷面；三級為單一分支水道增生體；二級為交錯層系組界面；一級為交錯層系界面。

一級和二級界面只能借助取心井巖心資料識別，且在以重力流成因?yàn)橹鞯慕端律润w系中發(fā)育較少。三級界面限于單砂體內(nèi)部，在水動力變化復(fù)雜的水下扇分支水道中分布不穩(wěn)定，劃分難度大，測井曲線識別困難。四級和五級界面對應(yīng)單一分支水道和復(fù)合分支水道單砂體和復(fù)合砂體，以沖刷面為主要邊界，兩類界面在近岸水下扇油層開發(fā)中是主要滲流屏障，對剩余油分布起重要控制作用，影響開發(fā)后期剩余油挖潛調(diào)整。六級界面為小層頂?shù)捉缑?，屬于短期旋回沉積轉(zhuǎn)換面。七級界面控制水下扇扇體展布，難以反映儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征。因此，近岸水下扇內(nèi)部剩余油的分布主要受單一砂體和復(fù)合砂體對應(yīng)的四、五級構(gòu)型單元及其界面影響，需要明確單一分支水道和復(fù)合分支水道結(jié)構(gòu)特征及其界面發(fā)育特點(diǎn)。

表1 近岸水下扇構(gòu)型級次及其特征

3 近岸水下扇構(gòu)型單元特征

3.1 基礎(chǔ)巖相劃分

根據(jù)沉積巖的巖性、粒度、顏色及沉積構(gòu)造，將沉積巖巖相劃分為不同的能量單元，反映沉積時不同水動力條件強(qiáng)弱及搬運(yùn)方式差異，巖相是分析碎屑巖沉積物形成過程的第一要素[34]。在河流巖相劃分基礎(chǔ)上[14]，對巖性、粒度、沉積構(gòu)造等特征進(jìn)行識別，可識別8種巖相類型，即塊狀層理礫巖相(Gm)、槽裝交錯層理砂巖相(St)、板狀交錯層理砂巖相(Sp)、塊狀砂巖相(Sm)、平行層理砂巖相(Sh)、流水沙紋層理粉砂巖相(Fr)、塊狀層理粉砂巖相(Fm)和塊狀層理泥巖相(Mm)(見圖3)。

3.2 河道砂體及界面識別

單砂體邊界劃分是識別構(gòu)型單元的基礎(chǔ)，也是四級、五級構(gòu)型單元研究過程中的關(guān)鍵?；谘芯繀^(qū)密井網(wǎng)，對單砂體橫向進(jìn)行精細(xì)對比，總結(jié)近岸水下扇單砂體邊界識別標(biāo)志并確定延伸范圍(見圖4)。

水道頂界面高程差異：同一沉積地層單元中，在等時地層界面選取準(zhǔn)確的情況下，受沉積時期差異性影響，不同時期形成的分支水道砂體頂界面通常具有一定高程差。另外，由于近岸水下扇發(fā)育地形起伏變化大，同一時期不同位置的分支水道也表現(xiàn)高程差(見圖4(a))。

水道砂體厚度差異：同河流、三角洲沉積體中的河道一樣，近岸水下扇的分支河道砂體具有由水道中心向兩側(cè)厚度變薄的特征，在同一時間單元，不同的分支水道形成側(cè)向上的拼接，剖面上的厚度連續(xù)表現(xiàn)為“厚—薄—厚”的變化特征，可識別分支水道砂體的邊界并確定大致延伸范圍。

水道間泥質(zhì)沉積：同時期不同分支水道之間發(fā)育不連續(xù)分布的泥質(zhì)沉積，如果空間上不接觸，則不同時期分支水道間可發(fā)育廣泛分布的泥巖段，泥質(zhì)沉積在縱向上是識別單一分支水道邊界的重要標(biāo)志。

水道砂體測井曲線響應(yīng)相似性：不同分支水道形成時的水動力條件存在差異，測井曲線的形態(tài)特征反映砂體沉積過程中水動力的變化，如自然伽馬、自然電位的形態(tài)和幅度差異反映分支水道的水動力特點(diǎn)(韻律性)。因此，同一分支水道通常具有相似的測井曲線特點(diǎn)，如箱形、鐘形等，內(nèi)部回返特征代表的夾層發(fā)育也保持一致，可識別復(fù)合砂體對應(yīng)的分支水道的界面(見圖4(b))。

3.3 構(gòu)型單元類型

研究區(qū)目的油層主要識別4種四級界面對應(yīng)的基礎(chǔ)構(gòu)型單元：分支水道、席狀砂、分支水道間和末端水道(見圖5)。

(1)分支水道。分支水道是研究區(qū)近岸水下扇主要的構(gòu)型單元，剖面上表現(xiàn)頂平底凸的透鏡狀，水道中心砂體厚度最大，向水道兩側(cè)邊緣逐漸減薄。完整的沉積序列在垂向上表現(xiàn)為Gm→St→Sp→Sh→Fr→Mm組合。巖性以含礫粗砂巖、中粗砂巖為主，細(xì)砂巖和細(xì)礫巖次之；垂向上為典型正韻律，發(fā)育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理等沉積構(gòu)造，可見泥巖撕裂屑，反映近物源、快速沉積和水動力較強(qiáng)等特征。測井曲線以高幅度不規(guī)則箱形和復(fù)合鐘形為特征，具有底突變、頂突變或漸變特征。粒度概率累積曲線為二段式，主要為滾動搬運(yùn)組分和懸浮搬運(yùn)組分。單一分支水道是四級構(gòu)型單元，可見多期水道在垂向上相互疊加，組成的復(fù)合分支水道屬于五級構(gòu)型單元。分支水道在水下扇沉積體中是優(yōu)勢連通方向，有利于內(nèi)部油水的整體運(yùn)動。

圖3 近岸水下扇巖相類型及沉積解釋Fig.3 Lithofacies types and sedimentary interpretation of nearshore subaqueous fan

圖4 分支水道砂體識別Fig.4 Sand body identification of distributary channels

圖5 研究區(qū)四級構(gòu)型單元類型Fig.5 Types of four level architectural units in study area

單一分支水道：單一分支水道是近岸水下扇構(gòu)型研究中最基礎(chǔ)、最重要的單元，對剩余油挖潛具有指導(dǎo)意義。根據(jù)單砂體邊界標(biāo)志，水道底部常見泥巖，可識別沖刷面，沖刷面之上發(fā)育不定向排列的滯留礫石。單一分支水道在研究區(qū)主要可見兩種分布形式：一種是孤立式單一分支水道，橫向延伸距離較短，垂向上被連續(xù)性較好的泥巖段分隔，呈條帶狀孤立分布，相互間不接觸，連通關(guān)系差。另一種是垂向切疊式單期分支水道，長期穩(wěn)定物源供給形成多條水道組合分布，形成復(fù)合水道，具有高砂地比特征。

復(fù)合分支水道：研究區(qū)主要的儲層單元為五級構(gòu)型單元，由多個單期分支水道垂向上相交或切割疊置組成，形成多期分支水道的復(fù)合砂體，表現(xiàn)為多套正粒序結(jié)構(gòu)的組合。砂體連片分布，河道頂?shù)撞渴沁B續(xù)性較好的泥巖沉積，內(nèi)部單一分支河道底部沖刷作用較強(qiáng)烈，細(xì)粒較少保留，發(fā)育不連續(xù)分布夾層。整個復(fù)合分支水道構(gòu)型單元連通性較好。

(2)席狀砂。席狀砂由分支水道中的細(xì)粒物質(zhì)沿河道邊緣沉積形成，受湖水改造影響，橫向延伸距離較遠(yuǎn)。巖性主要為細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，水動力條件較弱。巖相組合在垂向上表現(xiàn)為Sm→Sh→Fr→Fm→Mm，粒度相對分支水道較細(xì)，分選較差，發(fā)育平行層理、塊狀層理和流水沙紋層理等沉積構(gòu)造。測井曲線為中—高幅度漏斗形、高幅指形，具有頂部突變、底部漸變特征。粒度概率累積曲線為三段式，含有細(xì)粒懸浮成分。

(3)分支水道間。分支水道間由洪水期大量細(xì)粒碎屑物質(zhì)在水道兩岸緩慢懸浮沉降形成，巖相組合在垂向上表現(xiàn)為Fr→Fm→Mm。巖性主要為多套粉砂巖或薄層細(xì)砂巖與泥巖互層，發(fā)育流水沙紋層理、塊狀層理等沉積構(gòu)造，粉砂巖中偶爾可見流水沙紋層理。測井曲線呈中—低幅度指形、鋸齒形，整體幅度變化不大，富含泥質(zhì)成分。受多期性洪水影響，垂向上多表現(xiàn)為韻律性。粒度概率累積曲線為兩段式，主要包含跳躍和懸浮組分。

(4)末端水道。發(fā)育于水下扇扇體最外緣地形變緩位置，水道能量和物源供給逐漸衰弱，水動力條件趨于穩(wěn)定，具有低密度流特點(diǎn)。巖性為多套泥巖、薄砂巖和細(xì)砂巖互層。巖相組合在垂向上表現(xiàn)為St→Sm→Fr→Fm→Mm、向上變細(xì)的正旋回沉積，多為快速堆積過程形成的塊狀層理構(gòu)造，部分砂巖保存小型槽狀交錯層理、塊狀層理和流水沙紋層理。測井曲線為低幅度鋸齒形或平滑形。粒度概率累積曲線為一段式。

4 多級次構(gòu)型控油模式及剩余油分布

構(gòu)型單元對油氣分布，特別是剩余油分布具有控制作用[35-36]。單一儲層構(gòu)型組合導(dǎo)致儲層內(nèi)部形成滲流屏障和滲流差異，是造成注水驅(qū)替剩余油富集的主要原因。構(gòu)型研究可以表征儲層內(nèi)部滲透層與非滲透層的物理特性與空間分布，分析剩余油分布，合理調(diào)整部署開發(fā)井[37]。

4.1 夾層控油模式

泥巖沉積通常是構(gòu)型單元的界面，在儲層內(nèi)部作為夾層制約油氣開發(fā)。不同級別的夾層限制不同類型的構(gòu)型單元，夾層的發(fā)育直接影響不同構(gòu)型單元間流體的流動能力。

4.1.1 四級夾層

四級夾層與四級構(gòu)型單元單一分支水道對應(yīng)，為復(fù)合分支水道中單砂體間的泥巖段或河道底部滯留泥礫巖。通過密井網(wǎng)砂體對比，切物源方向延伸100.0～200.0 m，順物源方向延伸170.0～380.0 m，厚度多在0.3～0.9 m之間(見圖6)。同時期多個單一分支水道垂向上疊置形成復(fù)合砂體，內(nèi)部不穩(wěn)定分布泥質(zhì)沉積夾層；單一分支水道間部分砂體呈切疊相交，相互流通，部分被夾層分隔，成為滲流屏障。垂向上四級夾層對流體的阻礙作用相對較小，注水開發(fā)時，四級夾層通常不會成為主要的滲流屏障。只有當(dāng)復(fù)合砂體內(nèi)部夾層角度較大，單砂體呈側(cè)向拼接時，如A-21與A-1井底部油層，當(dāng)A-21井注水時，兩井之間夾層側(cè)向阻礙流體運(yùn)移，A-1和A-15井下部油層未受注入水波及影響，復(fù)合水道底部成為剩余油富集區(qū)域(見圖7)。

圖6 研究區(qū)不同級次的夾層和分支水道定量特征Fig.6 Quantitative characteristics of interlayer and distributary channels in different hierarchy in study area

圖7 研究區(qū)夾層、分支水道對剩余油分布的控制作用Fig.7 Control effect of interlayer and distributary channels on remaining oil distribution in study area

4.1.2 五級夾層

五級夾層是五級構(gòu)型單元界面，復(fù)合分支水道、孤立式單一分支水道頂?shù)撞康暮駥幽鄮r段平面分布范圍廣，抗壓性和阻滲能力較強(qiáng)。各個疊置分支河道復(fù)合砂體垂向上被穩(wěn)定分布的水道間漫溢沉積的泥質(zhì)夾層分開；單個復(fù)合分支水道內(nèi)部連通性較好，作為一個流動單元，而不同期次復(fù)合分支水道間的砂體被五級夾層穩(wěn)定分隔，相互之間流體難以流動。五級夾層切物源方向延伸200.0～420.0 m，順物源方向延伸280.0～570.0 m，厚度為0.9～2.4 m(見圖6)。A-21作為注水井，A-15井上部厚油層與A-21井油層屬于不同期次復(fù)合分支水道，二者之間存在穩(wěn)定分布的夾層，厚度超過1.2 m，A-21井注水驅(qū)替時，A-15井下部油層油水運(yùn)動不受影響，上部水道受夾層阻隔流體難以通過，容易形成局部剩余油富集(見圖7)。

4.2 分支水道控油模式

4.2.1 單一分支水道

砂體統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，單一分支水道切物源方向延伸220.0～360.0 m，順物源方向延伸260.0～610.0 m，厚度為1.4～3.2 m(見圖6)。分支水道垂向上底部粒度粗，物性較好，向上泥質(zhì)含量增加，粒度變細(xì)，物性變差，表現(xiàn)為典型的正韻律沉積。注水開發(fā)時，底部是主要滲流通道，上部容易形成剩余油富集區(qū)。孤立式單一分支水道多分布在中扇近外扇區(qū)域，與外扇砂泥巖互層接觸，形成零星的剩余油富集，如A-13井即使注水，也難以對A-16井孤立砂體內(nèi)驅(qū)替，分散類型剩余油后期開采價值不高(見圖7)。

4.2.2 復(fù)合分支水道

受五級夾層約束的復(fù)合分支水道在注水開發(fā)時作為主要的滲流單元，在同一條復(fù)合分支水道內(nèi)部呈有效砂體拼合板狀分布，具有良好的注采連通率。復(fù)合分支水道砂體切物源方向延伸360.0～570.0 m，順物源方向延伸570.0～890.0 m，厚度為3.4～9.5 m(見圖6)。順物源方向驅(qū)替程度高，與A-21井屬于同一個復(fù)合分支水道砂體的A-14井位上部油層注水容易通過，井間砂體屬于優(yōu)勢滲流通道，每個復(fù)合砂體屬于單獨(dú)的流通體，剩余油較少保存，沿扇體主要軸向的厚層砂體間是運(yùn)移效率最高的通道，很難存在富集的剩余油區(qū)域。相對而言，切物源方向上，在復(fù)合分支水道邊部，不同復(fù)合砂體之間在側(cè)向上隔層封堵，連通性極低，注入水波及程度較低，局部發(fā)育剩余油富集區(qū)(見圖7)，井網(wǎng)加密才是最有效的驅(qū)替方式。

4.3 構(gòu)型單元剩余油分布規(guī)律

基于近岸水下扇六級界面的限制，在多期復(fù)合分支水道構(gòu)成的朵體范圍內(nèi)，建立局部注采井網(wǎng)的砂體構(gòu)型柵狀圖(見圖8)，明確井網(wǎng)內(nèi)的構(gòu)型樣式及其分布。四級夾層在復(fù)合分支水道中發(fā)育頻率高，個別井如南部A-21井頂部油層可見三期四級夾層，對流體的阻礙作用相對較小，垂向上不影響單砂體間的油層連通；橫向上順物源方向延伸范圍相較砂體小，對流體流動制約作用較小。切物源方向延伸程度和水道寬度一致，可能影響連通體內(nèi)部油水的橫向滲流。五級夾層分布范圍較四級夾層的廣，特別是在扇體邊部區(qū)域，受靜水體作用影響，五級夾層具有很強(qiáng)的連續(xù)性及較大的厚度，垂向上容易阻礙復(fù)合水道砂體間的流體流動。

孤立式單一分支水道展布范圍相對復(fù)合分支水道的較小，扇體朵體邊緣的A-12、A-4井及其相鄰井之間是孤立單砂體剩余油富集區(qū)，形成零星分散狀剩余油分布，后期驅(qū)替難度大。復(fù)合分支水道是主要的連通體，相對四級夾層延伸距離更遠(yuǎn)，順物源方向連通程度較好，A-20—A-1—A-19—A-8井方向，厚油層主要發(fā)育于同一期復(fù)合分支水道砂體，A-8井注水時，油水沿優(yōu)勢滲流方向流動，A-20、A-8井之間高連通性導(dǎo)致剩余油驅(qū)替相對簡單。A-6—A-18—A-1—A-21井切物源方向，由于地形差異和水動力條件變化，分支水道頻繁改道形成多期接觸關(guān)系復(fù)雜的復(fù)合分支水道砂體，A-21注水井與采油井鉆遇不同復(fù)合分支水道砂體，兩井之間連通性較弱，注采關(guān)系差，剩余油在復(fù)合分支水道邊緣呈透鏡狀富集，若要加密，則南部是下一步主要的挖潛調(diào)整區(qū)域。由于復(fù)合分支水道延伸距離遠(yuǎn)，構(gòu)造高部位的A-20、A-14井西部無鉆采井，注入水難驅(qū)替，也可能形成剩余油富集區(qū)，向西部擴(kuò)邊也是有效方法之一。

后期對A-8、A-22井PI2油層針對性注水，由于五級構(gòu)型單元厚層復(fù)合分支水道有較好的橫向連通性，以及區(qū)域性五級夾層垂向封堵作用，有效驅(qū)動順物源方向連通井位之間水道砂體內(nèi)剩余油，內(nèi)部低角度小范圍的四級夾層未起到阻擋作用。構(gòu)造高部位的A-1、A-18井動態(tài)資料表明注水效果良好，長期持續(xù)注水形成高效率穩(wěn)產(chǎn)(見圖9)。在近岸水下扇體不同級次構(gòu)型控制的連通性下，注水對剩余油開采具有良好的效果。

圖8 研究區(qū)注采井組構(gòu)型分布柵狀圖Fig.8 Grid diagram of architecture distribution of injection-production well group in study area

圖9 A-1、A-18井PI2油層注水調(diào)整生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.9 Production performance curves of PI2 Oil Layer of well A-1 and A-18 adjusted by water injection

5 結(jié)論

(1)Bongor盆地X油田下白堊統(tǒng)PI油組發(fā)育近物源近岸水下扇沉積，識別泥質(zhì)沉積面和沖刷/侵蝕面，劃分8種巖相類型，即塊狀層理礫巖相(Gm)、槽裝交錯層理砂巖相(St)、板狀交錯層理砂巖相(Sp)、塊狀砂巖相(Sm)、平行層理砂巖相(Sh)、流水沙紋層理粉砂巖相(Fr)、塊狀層理粉砂巖相(Fm)和塊狀層理泥巖相(Mm)。識別分支水道、席狀砂、分支水道間、末端水道四級構(gòu)型單元，單一分支水道疊置的復(fù)合分支水道為主要的五級構(gòu)型單元，是提高剩余油采收率的主要對象。

(2)多級次構(gòu)型特征控制近岸水下扇內(nèi)部的剩余油分布規(guī)律，表現(xiàn)構(gòu)型界面垂向分隔控油和構(gòu)型單元橫向連通控油兩類模式。四級界面限制流體作用較小，高角度發(fā)育橫向具有一定阻隔作用，五級界面是主要的垂向滲流屏障，導(dǎo)致多期復(fù)合分支水道砂體間流體難以流通。四級構(gòu)型單元的孤立單一分支水道控制剩余油的零星分布，五級構(gòu)型單元復(fù)合分支水道邊緣形成富集的大量剩余油，是主要的潛在驅(qū)替目標(biāo)。

(3)對于近岸水下扇內(nèi)剩余油分散和富集兩類分布模式，提出后期避開四級構(gòu)型單元，加強(qiáng)五級構(gòu)型單元開發(fā)，切物源方向以加密為主，順物源方向針對性注水的剩余油開發(fā)思路。