鄭淑平，李嬌娜，閆文琦，楊磊，孫明明

(1.東北石油大學， 黑龍江 大慶 163000； 2.河南油田分公司第一采油廠， 河南 南陽 474780)

0 引言

儲層構(gòu)型的概念最早由Miall(1985)提出，是指不同級次的儲層構(gòu)成單元的形態(tài)、規(guī)模、方向及其疊置關(guān)系。近年來，國內(nèi)學者(李易隆等，2018；王玨等，2019；周淋等，2019；蘇亞拉圖等，2020；張雷等，2020；孔省吾等，2021；王大成等，2021)針對河流相及三角洲相的儲層構(gòu)型進行了大量研究，在儲層構(gòu)型級次劃分、界面識別、空間展布及對油水運動和剩余油分布控制等方面取得了長足進步。而扇三角洲相儲層，特別是扇三角洲前緣儲層的研究甚少。目前，儲層構(gòu)型已經(jīng)成為控制剩余油分布的主要地質(zhì)因素，影響著砂體內(nèi)部的儲層物性特征和剩余油分布(劉海等，2018)。隨著油田不斷的深入開發(fā)，剩余油的挖潛變得越來越困難，尤其在高含水、特高含水時期，針對儲層構(gòu)型及其對剩余油分布的影響研究越來越重要。因此，本次以雙河油田437區(qū)塊核三段Ⅱ油組1、2層為研究對象，以儲層地質(zhì)學、沉積學及儲層層次分析理論為指導，綜合利用鉆井巖芯、測井及開發(fā)動態(tài)資料，對扇三角洲前緣儲層內(nèi)部構(gòu)型進行了精細的研究；并且在此基礎上，探討了儲層構(gòu)型對剩余油分布規(guī)律的影響，為指導研究區(qū)部署剩余油挖潛方案，以及類似沉積環(huán)境下的構(gòu)型解剖提供參考。

1 研究區(qū)概況

雙河油田處于泌陽凹陷南部斷裂構(gòu)造帶，緊鄰南部邊界斷層(圖1)。泌陽凹陷位于河南省南部唐河縣與泌陽縣之間，位于南襄盆地的東南部，是一個南深北淺的箕狀凹陷，構(gòu)造以鼻狀構(gòu)造為主，斷層發(fā)育，背斜構(gòu)造較少，形成了一套陡坡型扇三角洲沉積體系。

圖1 泌陽凹陷構(gòu)造位置圖(據(jù)張文昭，2014修改)

雙河油田主要含油層系為古近系核桃園組三段，前人根據(jù)核桃園組三段巖性組合、旋回性、電性等標志，將核三段細分為9個油組。本文研究的為雙437區(qū)塊核三段Ⅱ油組1、2砂組，油層埋深1385～1450 m，平均有效厚度22.2 m。儲層物性較好，孔隙度為10%～26%，平均孔隙度20.9%，平均滲透率0.636 μm2。目前雙河油田地質(zhì)儲量采出程度已達39.12%，綜合含水量高達92.14%，已進入特高含水后期開發(fā)階段，油層水淹水竄嚴重，剩余油分布零散復雜。而儲集砂體內(nèi)部構(gòu)型與剩余油的分布密切相關(guān)，為了進一步提高開發(fā)效率，掌控剩余油分布規(guī)律，對儲層構(gòu)型進行精細解剖，明確儲層構(gòu)型對剩余油分布的影響關(guān)系尤為重要。

2 儲層構(gòu)型研究

2.1 構(gòu)型界面分級系統(tǒng)

根據(jù)Miall(1985)提出的劃分標準，并且參考了前人(林煜等，2013；封從軍等，2015；袁靜等，2015；張雪芳等，2016；李巖，2017)的研究，在充分考慮扇三角洲前緣砂體形成條件和沉積規(guī)律的基礎上，結(jié)合研究區(qū)實際情況，將扇三角洲前緣儲層構(gòu)型劃分為7級。其中第7級為扇三角洲沉積體；第6級為多期辮狀水道與河口壩疊置體，即取芯井中辮流帶砂礫巖體和漫流帶細粒沉積；第5級為同期辮狀水道復合體(河口壩復合體、河口壩與水道復合體)，對應于微相級別；第4級為單一辮狀水道(河口壩、溢岸)，或單一的辮狀水道間，包括不同水道砂體之間的邊界面和水道與其他相帶之間的邊界面，是一定規(guī)模的侵蝕界面；第3級為單一辮狀水道(河口壩、溢岸)內(nèi)部增生體；第2級為交錯層系組；第1級為交錯層系。1～4級構(gòu)型單元對應于單一水道砂巖及以下級別，受扇三角洲前緣單一砂體內(nèi)部復雜性以及研究區(qū)實際資料所限，本次重點研究第4級、第5級構(gòu)型單元。

2.2 復合砂體級次構(gòu)型解剖

2.2.1 構(gòu)型單元分析

通過研究取芯井目的層段的構(gòu)型(張翔宇等，2018)，得出研究區(qū)扇三角洲前緣儲層主要發(fā)育4類構(gòu)型單元，即辮狀水道、溢岸、河口壩及辮狀水道間，其中辮狀水道最為發(fā)育(圖2)。

圖2 研究區(qū)構(gòu)型單元綜合分析(T2111井)SP—自然電位曲線；GR—自然伽馬曲線；RLML—微電極曲線；RNML—微梯度曲線；AC—聲波時差曲線

(1)辮狀水道：是研究區(qū)最主要的五級構(gòu)型單元類型。巖性以砂礫巖、礫狀砂巖、含礫砂巖、中—粗砂巖及中—細砂巖、不等粒砂巖為主，顆粒粒度粗，近物源處分選差—中等，遠物源的辮狀水道砂體分選中等—好。層理類型為交錯層理、波狀層理，屬于中孔、中—高滲儲層。測井曲線形態(tài)為箱型、微齒化箱型或微齒化鐘形，微電極系曲線呈高幅度值，幅度差較大。

(2)溢岸：位于辮狀水道間，主要發(fā)育在靠近物源區(qū)的大型辮狀水道側(cè)緣或水道間的薄層細粒沉積。發(fā)育細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖等巖性，分選中等—好，層理類型為波狀層理、平行層理，多為中孔、中滲儲層。測井曲線形態(tài)為指狀或齒化鐘形，微電極系曲線呈中—高幅度值，有較小的曲線幅度差。

(3)河口壩：雙437區(qū)塊目的層位扇三角洲前緣的河口壩不發(fā)育，只在H3Ⅱ2-2層東北部局部井區(qū)的辮狀水道前端出現(xiàn)。主要為不等粒砂巖、中砂巖、細砂巖、粉砂巖。垂向上多呈向上變粗的反韻律，粒度較辮狀水道細，分選中等—較好，多屬中孔、中高滲儲層。測井曲線形態(tài)為小規(guī)模箱型或漏斗型，微電極系曲線呈中—高幅度值，曲線幅度差較大。

(4)辮狀水道間：本區(qū)的辮狀水道間主要指水道間的細粒沉積、水道遠端前緣的席狀砂及重力流砂體。巖性主要為細砂巖、粉砂巖及泥巖的薄互層沉積，以細粒沉積為主，分選、磨圓中等—較好，發(fā)育平行層理、波狀層理。測井曲線形態(tài)多表現(xiàn)指狀尖峰或低平值，微電極系曲線呈低—中高幅度值，曲線幅度差較小。

2.2.2 復合砂體平面組合樣式

在沉積模式指導下，以單井構(gòu)型解剖為基礎，參考單層砂巖等厚圖、砂地比圖及沉積微相平面展布圖，對復合砂體分布進行研究分析。得出本區(qū)目的層段復合砂體存在4種平面分布組合樣式，分別為連片狀辮狀水道砂體、連片狀辮狀水道與溢岸砂組合、交織條帶狀辮狀水道與河口壩組合、窄條帶狀辮狀水道與水道間砂組合。

圖3 研究區(qū)復合砂體平面組合樣式a—雙437區(qū)塊H3Ⅱ2-1層復合砂體平面組合樣式；b—雙437區(qū)塊H3Ⅱ2-2層復合砂體平面組合樣式

(1)連片狀辮狀水道復合砂體：主要發(fā)育在雙437區(qū)塊H3Ⅱ1-1～H3Ⅱ2-1層(圖3a)的東部及中(西)部，為本區(qū)最主要的復合砂體形式。辮狀水道呈連片狀分布，水道間溢岸不發(fā)育，辮狀水道由東南向西及北延伸，一直達到工區(qū)北部邊界。這種組合樣式多發(fā)育在近物源區(qū)的扇三角洲前緣的扇體內(nèi)側(cè)，沉積物供給充足，是同一水道頻繁遷移或同期不同水道側(cè)向切疊所形成的產(chǎn)物。辮狀水道復合砂體的側(cè)向?qū)挾瓤蛇_1000 m。

(2)連片狀辮狀水道與溢岸砂組合：主要發(fā)育在雙437區(qū)塊東南部、南部及西南部的H3Ⅱ1-1～H3Ⅱ2-1層(圖3a)。辮狀水道呈連片狀分布，水道間為溢岸，但溢岸范圍較小，辮狀水道向西(北)部延伸到較遠的區(qū)域。這種組合樣式多發(fā)育在扇三角洲前緣的扇體內(nèi)側(cè)或外側(cè)，沉積物仍供給較為充足，但與第一種復合砂體相比明顯減少，與物源區(qū)距離較遠。辮狀水道復合砂體的側(cè)向?qū)挾榷啻笥?00 m。

(3)交織條帶狀辮狀水道與河口壩組合：主要發(fā)育在雙437區(qū)塊的H3Ⅱ2-2層(圖3b)，該層砂體分布范圍集中在東南—東北部。辮狀水道呈交織條帶狀分布，水道間發(fā)育少量溢岸沉積或廣泛發(fā)育水道間薄層砂泥巖互層，水道的側(cè)向連續(xù)性較差，相變快，水道末端發(fā)育連片或零散的河口壩，沉積時期水體較深，沉積物供給較前2種復合砂體明顯減少。辮狀水道復合砂體的側(cè)向?qū)挾燃s300 m。

(4)窄條帶狀辮狀水道與水道間砂組合：主要發(fā)育在雙437區(qū)塊的H3Ⅱ2-1層的西部及西北部(圖3a)、H3Ⅱ2-2層(圖3b)的中部。辮狀水道呈窄條帶狀孤立分布于水道間的泥巖及薄層砂巖之間，河口壩和溢岸砂體不發(fā)育。遠離物源，沉積物供給量較少，辮狀水道側(cè)向遷移擺動能力弱，水道砂體的側(cè)向連續(xù)性差。辮狀水道復合砂體的側(cè)向?qū)挾纫话阈∮?00 m。

2.3 單砂體級次構(gòu)型解剖

雙437區(qū)塊H3Ⅱ1、2層系中，扇三角洲前緣的辮狀水道是本區(qū)最重要的儲集類型。本次在總結(jié)測井曲線響應特征的基礎上，通過單一辮狀水道的識別及劃分，進行水道砂體的精細解剖。

2.3.1 單砂體邊界識別標志

(1)砂體頂面的高程差異：同一小層內(nèi)發(fā)育不同期次河道砂體，若形成條件及發(fā)育時間存在差異，則導致砂巖頂部距地層頂面的相對高程會存在差異(圖4a)。因此可通過砂體頂面的高程差異來進行單一砂體的識別(姜建偉等，2016)。

(2)厚—薄—厚的砂體橫向厚度變化特征：由于單一河道在同時期形成的砂體側(cè)向變化不大，所以厚度在剖面上變化程度較??；而從同期河道的中心位置到河道邊緣，砂體厚度呈逐漸減薄趨勢，即砂巖底面深度多逐漸變淺，將達到此河道砂體的邊界部位(圖4b)。兩期辮狀水道砂體側(cè)向拼接，則中間薄的部位即為某一砂體的邊部，利用厚—薄—厚的厚度變化來識別單砂體。

(3)辮狀水道間沉積：在大面積分布的辮狀水道砂體中局部出現(xiàn)的水道間細粒沉積是單一河道的自然邊界(方度等，2017)。在同一小層內(nèi)，2條河道之間若發(fā)現(xiàn)河道間泥或不連續(xù)分布的薄層河道間細粒砂沉積，如辮狀水道間泥(或前緣席狀砂)、溢岸，也可以作為單一河道砂體識別的標志(圖4c)。

圖4 研究區(qū)單一河道砂體邊界的識別標志a—頂面高程；b—厚—薄—厚的砂體橫向厚度變化；c—辮狀水道間沉積SP—自然電位曲線；GR—自然伽馬曲線；RLML—微電極曲線；RNML—微梯度曲線

2.3.2 單砂體垂向疊置樣式

在單砂體識別的基礎上，將不同方向剖面的單砂體進行解剖分析，根據(jù)單井砂體內(nèi)部夾層、韻律特征、測井曲線形態(tài)等標志，得出本區(qū)目的層位河道單砂體的3種垂向疊置模式疊置：切疊式、疊加式和獨立式。

(1)切疊式：是指河道已經(jīng)下切到另一期河道砂體的內(nèi)部，并且隨著下切程度逐漸變大，可以被垂向切割形成疊置的厚復合砂體，河道下切能力強，沉積物粒度較粗，砂體間滲透性較好；微電極系曲線主要為中—高幅厚箱形，微電極曲線間或呈指狀(圖5a)。

(2)疊加式：疊加式的兩期河道在垂向上已接觸(楊友運等，2015)，雖然兩期砂體疊置，但其間存在較明顯的儲層質(zhì)量差異，二者之間有細粒沉積，滲透率明顯較低。測井曲線有回返，微電極系曲線多為中高幅厚箱形或齒化中高幅厚箱形(圖5b)。

(3)獨立式：是指兩期河道砂體在垂向上獨立分布，不形成相互接觸關(guān)系，且河道之間具有一定厚度且穩(wěn)定的泥質(zhì)夾層或隔層，泥巖具有一定厚度，測井曲線回返明顯，獨立的一期砂體自然伽馬曲線呈箱型或漏斗型(圖5c)。

圖5 研究區(qū)單砂體垂向疊置樣式a—切疊式；b—疊加式；c—獨立式SP—自然電位曲線；GR—自然伽馬曲線；RLML—微電極曲線；RNML—微梯度曲線

3 儲層構(gòu)型對剩余油分布的影響

3.1 復合砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制

復合砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制作用主要表現(xiàn)為復合砂體的平面分布組合樣式。在水驅(qū)過程中，注入水總是沿高滲透帶突進，并且沿著高滲透通道注入生產(chǎn)井，低滲透帶較難波及到，從而造成低滲透帶剩余油的富集。

在研究區(qū)復合砂體的平面組合樣式中，連片狀辮狀水道和寬條帶狀厚辮狀水道復合砂體物性較好，滲透率較高，注入水水驅(qū)效果最好，因此處于連片狀辮狀水道復合砂體和寬條帶狀厚辮狀水道砂體的油井水淹快，形成強水淹區(qū)，水驅(qū)效果好，剩余油分布較少；窄條帶狀辮狀水道與水道間砂體組合較差的區(qū)域物性相對較差，導致水驅(qū)油效果不好。分布在窄條帶狀辮狀水道、辮狀水道與溢岸砂組合、窄條帶狀辮狀水道與水道間砂組合部位的油井，注入水推進較慢，水驅(qū)效果較差，從而使該類井區(qū)成為油田開發(fā)后期剩余油相對富集的有利部位。

以H3Ⅱ1-3層為例(圖6)，雙464井為注水井，周邊的雙1005井、雙J2108井、雙2105井、雙K1007井和雙J2113井為生產(chǎn)井，雙464井周邊驅(qū)油效果存在差異，與雙1005井、雙2105井間的驅(qū)油效果好于雙J2108、雙K1007井，與其分屬不同河道的雙J2113井之間的驅(qū)油效果較差；注水井雙440井與雙K1007、雙J2113、雙2105井屬于同一河道，且在河道的向北延伸方向上，總體上驅(qū)油效果較好，井間剩余油得到有效動用，在雙440井周邊其他方向剩余油較為富集。

圖6 研究區(qū)復合砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制a—雙464井區(qū)H3Ⅱ1-3層儲層構(gòu)型圖；b—雙464井區(qū)H3Ⅱ1-3層剩余油飽和度分布圖

3.2 單一砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制

對于研究區(qū)的單一砂體級次構(gòu)型而言，構(gòu)型單元內(nèi)部的韻律性和砂體疊置樣式的差異是造成剩余油富集的主要因素。

3.2.1 構(gòu)型單元內(nèi)部韻律性對剩余油分布的控制

通過對本區(qū)巖芯和測井資料的分析，滲透率韻律類型可分為正韻律、反韻律和復合正韻律，其中復合正韻律在本區(qū)最為常見。通過對研究區(qū)生產(chǎn)動態(tài)資料的分析比對，認為構(gòu)型單元內(nèi)部韻律變化與剩余油分布關(guān)系緊密(鄧猛等，2020)。

溢岸砂多為正韻律(圖7a)，儲層底部物性較好，在水驅(qū)過程中，注入水向下滲流，導致底部水驅(qū)效率高，水淹程度較強，從而使剩余油易在油層頂部富集。

河口壩一般為反韻律(圖7b)，注入水會先沿著砂體上部高滲帶突進，但因為受重力作用導致水淹程度較為均勻，在砂體下部會有少量剩余油富集。

辮狀水道多為復合正韻律(圖7c)，夾層將其分割成多個正韻律組合，水淹程度儲層底部最嚴重，砂體頂部因其物性較差水驅(qū)效率較低，因此剩余油在頂部較富集。如果存在不同期次砂體作為滲流界面時，砂體接觸處會因為物性變差而存在剩余油的富集。

圖7 研究區(qū)單一河道滲透率韻律類型a—正韻律，雙J2308井；b—反韻律，雙K4019井；c—復合正韻律，雙S2107井SP—自然電位曲線；GR—自然伽馬曲線；RLML—微電極曲線；RNML—微梯度曲線；AC—聲波時差曲線

3.2.2 單砂體垂向疊置樣式對剩余油分布的影響

研究區(qū)單砂體間垂向上多相互疊置，形成各種接觸樣式，砂體間的連通性及注采關(guān)系被改變，使剩余油分布研究更為復雜(尹艷樹和劉元，2017)。

切疊式接觸由于兩期河道砂體彼此連通，兩砂體接觸處難有剩余油分布；砂體主體比側(cè)緣物性好，河道側(cè)緣水淹程度較低，因此河道砂體側(cè)緣較易富集剩余油(圖8)。

疊加式接觸樣式的兩期砂體垂向有所接觸，但沒有明顯切割，彼此不連通或連通程度較弱，兩期砂體之間的接觸界面物性較差，造成“垂向滲流隔擋”，剩余油易在此處富集(圖8)。

獨立式疊置方式因為砂體間存在泥類沉積物，兩期砂體間不連通，合采合注的注采方式下，由于重力作用，通常下面滲透率高的砂體注水較快，注入水很少波及到頂部砂體，造成剩余油的富集(圖8)。

如圖9所示，Ⅱ1-3層構(gòu)型解剖顯示1005井發(fā)育3期單一河道砂體，第2、3期單砂體呈切疊樣式，均為強水淹；第1期單砂體與第2期單砂體之間發(fā)育分離式接觸樣式，兩期單砂體水淹級別不同，第2期為強水淹，第1期單砂體為弱水淹；464井為注水井，發(fā)育第2、3期河道砂體，且與1005井第2、3期單砂體連通。表明1005井第1期辮狀溝道砂體與第2期辮狀溝道砂體之間發(fā)育分離式接觸樣式，單砂體間流體不能自由流動，造成第1期單砂體剩余油富集。

圖8 研究區(qū)砂體疊置樣式對剩余油分布的控制

圖9 研究區(qū)Ⅱ1-3層切疊式和分離式對剩余油分布的控制SP—自然電位曲線；GR—自然伽馬曲線；RLML—微電極曲線；RNML—微梯度曲線

4 結(jié)論

(1)雙河油田437區(qū)塊核三段Ⅱ1、2層為一套扇三角洲前緣沉積，儲層內(nèi)部構(gòu)型劃分為7級，主要發(fā)育4類構(gòu)型單元，即辮狀水道、溢岸、河口壩及辮狀水道間。并且本區(qū)目的層段復合砂體存在4種平面分布組合樣式，分別為連片狀辮狀水道砂體、連片狀辮狀水道與溢岸砂組合、交織條帶狀辮狀水道與河口壩組合、窄條帶狀辮狀水道與水道間砂組合。

(2)將不同方向剖面單砂體解剖，得出本區(qū)目的層位單砂體在垂向上可表現(xiàn)為3種疊置模式：切疊式、疊加式和獨立式。

(3)復合砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制作用主要表現(xiàn)為復合砂體的平面分布組合樣式，在物性差的窄條帶狀辮狀水道和水道間砂體組合較差的區(qū)域剩余油富集程度高。

(4)單一砂體級次構(gòu)型對剩余油分布的控制作用主要表現(xiàn)以下兩個方面。第一個方面為河道內(nèi)部砂體的韻律性對剩余油的控制作用，溢岸砂物性韻律多為正韻律，剩余油易在油層頂部富集；河口壩物性韻律一般為反韻律，在下部砂體處有少量剩余油易富集；辮狀水道物性多為復合正韻律，剩余油在頂部較富集。第二個方面是河道砂體的相互疊置樣式對剩余油的控制作用，其中切疊式河道砂體側(cè)緣較易富集剩余油；疊加式接觸樣式在兩期砂體之間的接觸界面易富集剩余油；獨立式疊置剩余油則較易富集在砂體底部。