三角洲沉积储层是当今世界油气勘探开发的重点^[1-3]，苏北盆地古近系阜宁组三角洲储层具有层薄、连片、细粒沉积等特点^[4-6]，储层非均质性强，渗流规律复杂，油藏注水开发效果差，剩余油分布认识不清，制约了油藏高效开发。南湖油田E₁f₃⁴油藏在油藏开发中存在以下问题：(1)未进行单砂体级别划分对比，渗流屏障分布特征不清；(2)流动单元类型认识不足，渗流差异界面分布不明确；(3)部分层位注采不受效，采收率难以提高。为此，采用基于储层构型的流动单元划分思路，开展了渗流屏障的识别和渗流界面的分析，并结合动态资料总结了注采开发中存在的问题，指明了剩余油分布的方向。这不仅对该油田提高采收率具有重要的指导作用，对其他类似区块流动单元及注采效果研究也具有一定的借鉴意义。

1 研究区概况

南湖油田位于金湖凹陷西斜坡，为一个呈扁平状长条形的断鼻构造（图 1)，地层平缓，倾角4 °~7 °。研究区自下而上发育白垩系泰州组(Kt)、古近系阜宁组(Ef)、戴南组(Ed)、三垛组(Es)、新近系盐城组二段（N_y2)和第四系东台组(Qd)。其中，阜三段E₁f₃⁴亚段和阜二段E₁f₂³亚段是研究区的主要含油层段。

研究区E₁f₃⁴亚段发育三角洲前缘沉积，纵向上发育9个油砂体，单层平均厚度较小，为0.5~3.0 m，砂体钻遇率72.4 %，主力砂体多为薄互层，单砂层厚度为1.0~3.0 m，平均孔隙度27.1 %，平均渗透率102 mD，属于中高孔—中低渗型储层。

2 渗流屏障及其对开发的影响

储层内部渗流屏障的存在是导致储层渗流特征复杂并最终制约油藏开发的关键所在。渗流屏障界面为确定的物理界面，在研究区主要为泥岩屏障、封闭性断层屏障等，储层构型单元作为储层沉积成因单元，对储层渗流屏障的形成和分布有重要的影响，故本研究以储层构型单元解剖为手段，探究渗流屏障的分布规律及其对油藏开发的影响。

2.1 基于储层构型的渗流屏障分析

研究区发育三角洲前缘沉积，主要的微相类型包括河口坝主体、河口坝侧缘和席状砂，它们构成了研究区E₁f₃⁴亚段的主要砂体骨架，而分流间湾泥岩则构成了砂体间的渗流屏障。不同微相类型储集性能和电性特征差异大；河口坝主体渗透性较好，自然电位测井曲线幅度较大，泥质含量较低，自然伽马值一般小于60 API，厚度一般大于1.0 m，岩性呈现反韵律特征；河口坝侧缘渗透性较差，自然电位测井曲线幅度较小，泥质含量较高，自然伽马值一般大于70 API，厚度一般小于1.0 m，岩性呈反韵律或无韵律特征；前缘席状砂一般为反韵律特征，沉积厚度一般小于1.8 m，渗透性较差，自然电位测井曲线幅度较小或无幅度，泥质含量较高，自然伽马值一般为90 API左右；分流间湾泥主要特征为自然伽马值较高，一般大于110 API。

依据上述沉积特征，从不同沉积微相的沉积成因及空间配置关系入手，开展储层构型单元解剖，完成对单砂体和泥岩渗流屏障的识别与划分。储层构型解剖流程可概括为垂向分期和侧向划界两步，垂向分期主要依据小层内部韵律的变化以及夹层的测井识别，而坝砂体的侧向厚度变化规律、相邻坝砂测井曲线形态差异等^[7-10]是侧向划界的主要依据。

构型解剖结果表明，研究区E₁f₃⁴亚段内部泥岩渗流屏障和砂体建筑结构在不同沉积时期存在明显的差异。就渗流屏障而言，垂向分异性显著，上部的E₁f₃⁴⁻¹单层至E₁f₃⁴⁻⁴单层内泥岩渗流屏障厚度较大，为1.0~4.0 m，且分布稳定，横向连续性好，而E₁f₃⁴⁻⁵单层至E₁f₃⁴⁻⁹单层内部泥岩渗流屏障厚度较小，为0.1~1.0 m，泥岩夹杂在砂岩之间，横向分布不稳定。就砂体建筑结构而言，可分为条带状和连片状2类：条带状砂体仅分布于少数层位，表现为条带状的河口坝及坝缘镶嵌于支流间湾泥岩中，砂体被坝间泥岩渗流屏障分隔，砂体在垂直物源方向上连续性差，E₁f₃⁴⁻⁴单层是研究区典型的条带状砂体；连片状储层为主要的砂体结构类型，平面上由多个河口坝砂体侧向连接，虽单一砂体规模不大，但侧向叠置形成了宽广砂体，因而砂体连续性好，平面上呈连片状，E₁f₃⁴⁻⁸单层即为这种类型（图 2)。

2.2 渗流屏障对开发的影响

渗流屏障对开发的影响体现在纵向和横向两个方面。在纵向上，油藏上部的E₁f₃⁴⁻⁴~E₁f₃⁴⁻¹单层，由于泥岩渗流屏障厚度较大，空间分布稳定，保证了注入水在同一单砂体内部流动，提高了波及效率和油层动用程度；相反，油藏下部的E₁f₃⁴⁻⁹~E₁f₃⁴⁻⁵单层，泥岩渗流屏障厚度小，空间分布稳定性差，注入水可能出现穿层流动的现象，使得油层动用程度低。在横向（平面)上，在研究区单层级别上发育的两种储层结构中，条带状砂体受横向泥岩渗流屏障遮挡的影响，具有更强的平面非均质性，对注入水的平面波及效率影响较大。以图 2所示的N14井为例，N14井的E₁f₃⁴⁻⁴单层内砂体为河口坝坝砂，而对应的注水井N15井该单砂层处于支流间湾泥岩中，注采井分别处于砂体和泥岩中，使得无注入水补充能量，形成有采无注的对应方式，造成剩余油在砂体内富集无法采出。

基于储层构型的渗流屏障分析在层次上由小层细化单层，较好的刻画了单砂体间的空间连通性，为油田高效开发提供了连通体格架。但需要指出的是，单砂体内部由于储层质量差异，相对均质段之间渗流能力不同，从而形成渗流差异界面，造成看似连通的同一单砂体可能并不连通或连通性较差，使得单砂体级别貌似完善的注采对应关系（如图 2a所示，除E₁f₃⁴⁻⁴和E₁f₃⁴⁻⁹单层外，注采井均位于同一单砂体)，实际并不对应。因此，需在单层划分的基础上，更进一步刻画单砂体（连通体)内部的渗流能力差异，从而确定渗流差异界面对开发的影响。

3 流动单元划分及其对开发的影响

本研究采用流动单元表征上述储层内部渗流的差异性。流动单元是在垂向及侧向上连续、具有相似岩石学特征和渗流特征的储集体^[10-13]，不同类型流动单元间以渗流屏障和渗流差异界面相分隔。应用聚类分析和逐步判别方法，利用优选的参数建立了研究区流动单元分类模型，划分不同类型流动单元，进而识别渗流差异界面。

3.1 流动单元的划分 3.1.1 渗流参数的优选

本研究从反映储层微观孔隙结构和储层宏观物性特征的参数以及开发动态参数中进行参数优选。

(1) 流动层指数(F_ZI)

1993年由Amaefule提出的用F_ZI方法具有定量识别和划分流动单元的特点^[14]，其划分流动单元公式如下

$ {F_{{\rm{ZI}}}} = \frac{{1-\phi }}{\phi }\sqrt {\frac{K}{\phi }} $

(1)

其中：ϕ—孔隙度，%；K—渗透率，mD。

该值反映了岩石结构特征和流体渗流能力，具有相同F_ZI值的样品具有大致相同的孔喉特征，因而渗流特征也相同，为同一流动单元^[15]。

(2) 油藏品质指数(R_QI)

$ {R_{{\rm{QI}}}} = \sqrt {\frac{K}{\phi }} $

(2)

该值为孔隙体积与颗粒体积之比，其值越大表示储层渗流条件越好^[16]。

(3) R₃₅

为压汞曲线上进汞达35 %时的孔喉半径，在有岩芯样品压汞分析的情况下，可以直接采用压汞曲线求得R₃₅；在没有压汞曲线的情况下，可采用Winland方程计算

$ {R_{35}} = {10^{0.732 + 0.599\lg K-0.964\lg \phi }} $

(3)

该值对流体渗透性有直接反映，同类流动单元R₃₅值分布较均匀，具有相似的岩石物理性质^[17]。

在累积概率分布曲线中，具有相同斜率的F_ZI/R_QI值反映了具有相似平均孔喉半径的储层^[18]，而具相同斜率的R₃₅值的岩石为均匀分布的、具有相似的孔隙几何形状的储集层段^[19]。如图 3a~图 3c，上述3个参数在研究区呈现出良好的规律性，不同斜率直线的交点反映出不同类型流动单元的界限，可作为划分流动单元的参数。

反映储层宏观物性的参数选择了渗透率。动态参数则优选了与孔渗分布有较好相关性的吸水强度，如图 3d所示，随着孔渗值变高，吸水强度增大，可清晰反映出不同渗流能力的储层段。

3.1.2 分类模型的建立

流动单元的划分方法包括微观孔隙结构法、物性特征法和生产动态资料法等^[20]。由于流动单元的形成受控于沉积相、储层岩石物理特征及微观孔隙结构等，单一方法难以准确划分。因此，本次利用优选的多种参数，采用聚类分析和逐步判别的方法，建立流动单元解释模型，进行流动单元划分。利用聚类分析的方法，对孔隙结构、物性和生产动态等数据进行分析，可以得到反映亲疏关系的聚类谱系图。在聚类分析开始时，假设每个数据点自成一类，然后将相关系数最近的合并，直到所有的样品合为一类为止。通过聚类分析将研究区取芯井段的岩芯分析数据分为5类（图 4)，每类代表一种流动单元类型，不同类型流动单元参数特征存在差异（表 1)。

在此基础上，以聚类分析的结果作为学习样本，采用逐步判别的数学方法，优选研究区465个数据点通过数理统计分析和计算，建立各类流动单元的判别函数，从而实现非取芯井的流动单元定量判别划分。

建立的5类流动单元判别函数为

Ⅰ类：f₁=95.147 lg K + 5.636F_ZI − 30.609R_QI − 1.362R₃₅ − 106.438

Ⅱ类：f₂=98.311 lg K + 4.391F_ZI − 124.676R_QI − 6.242R₃₅ − 82.940

Ⅲ类：f₃=87.060 lg K + 2.756F_ZI − 151.156R_QI − 9.046R₃₅ − 56.534

Ⅳ类：f₄=62.544 lg K + 2.145F_ZI − 118.361R_QI − 7.215R₃₅ − 28.888

Ⅴ类：f₅=14.844 lg K + 4.062F_ZI − 11.617R_QI − 2.436R₃₅ − 5.972

将每个深度点的测井解释值分别带入上述五类流动单元的判别函数，哪个类别的计算结果数值最大，则该点即为该类型的流动单元。通过对判别结果进行检验表明，Ⅰ~Ⅴ类流动单元的逐步判别分析结果正确率均大于80 %（图 5)，证明判别公式相对准确可靠，可用于流动单元类型的判别。据此开展了研究区的单井流动单元识别，结果表明，南湖油田E₁f₃⁴亚段以Ⅱ~Ⅲ类流动单元为主，累积厚度为450 m左右，其次为Ⅰ类流动单元，累积厚度100 m左右。

3.2 连通性分析

同一砂体内部不同流动单元之间的界面可以形成储层渗流差异界面，该界面对砂体内部连通性有很大影响。结合产吸剖面资料进行综合分析表明，Ⅰ类~Ⅰ类流动单元接触, 连通性为极好；其次是Ⅰ类~Ⅱ类、Ⅱ类~Ⅱ类流动单元接触，连通性为好；再次为Ⅰ类~Ⅲ类和Ⅱ类~Ⅲ类流动单元接触，连通性为较好；而Ⅲ类~Ⅲ类、Ⅰ类~Ⅳ类、Ⅱ类~Ⅳ类和Ⅲ类~Ⅳ类流动单元接触的连通性关系差；Ⅳ类~Ⅳ类、Ⅰ类~Ⅴ类、Ⅱ类~Ⅴ类、Ⅲ类~Ⅴ类和Ⅳ类~Ⅴ类流动单元接触的连通性极差。

需要说明的是，研究区多数开发井为合采合注，当储层中存在不同级别的流动单元接触关系时，受层间干扰的影响，次一等级流动单元注采对应关系则相对较差。以采油井N14与注水井N15为例（图 6)，N15井对N14井注水，受效为E₁f₃⁴⁻¹、E₁f₃⁴⁻³、E₁f₃⁴⁻⁶单层内的砂体。其中，E₁f₃⁴⁻⁶单层内河口坝砂体井间的接触关系为Ⅰ类~Ⅰ类流动单元，吸水量为30 %左右，为该井最高吸水层，连通关系为极好，连通性未受合采合注影响；E₁f₃⁴⁻³单层内两井为Ⅱ类~Ⅱ类接触关系，连通性本应为好，但受E₁f₃⁴⁻⁶单层内较高等级连通关系的影响，其相对连通性降低，为相对较差，呈现出弱连通；E₁f₃⁴⁻¹单层内亦是如此，为弱连通。

因此，在具体分析不同类型流动单元接触的连通性时，要结合其他层位的流动单元对应关系，以作出正确的判断。

3.3 渗流差异对开发的影响

在同一单砂体（连通体)内部，受不同类型流动单元接触连通性的差异和层间干扰的影响，虽然注采井间看似砂体对应关系良好，但渗流差异却导致注采不受效，因此极易赋存大量剩余油。

以位于同一注采井组的N15井（注水井)和N14井（采油井)为例，两口井的E₁f₃⁴⁻⁷、E₁f₃⁴⁻⁸、E₁f₃⁴⁻⁹单层内的砂体对应关系良好（均属于同一单砂体)，貌似注采对应关系良好，但N15井不同时期所测吸水剖面证实注水效果并不理想（图 6)。造成这一现象的主要因素在于井间渗流差异：这3个砂体对应的流动单元类型分别为Ⅲ类~Ⅱ类、Ⅰ类~Ⅲ类和Ⅲ类~Ⅴ类接触，根据前述连通性分析结果，受自身接触类型和层间干扰的影响，连通关系分别为弱连通、较弱连通和不连通，使得注入水的波及范围大大降低，造成N14采油井在上述3个单砂体内部存在大量未动用或动用程度低的剩余油，其厚度约占本井油层总厚的42%。可见，流动单元间的渗流差异界面对注采开发产生较大影响，这也是该类油藏在开发中后期应重点关注的研究对象。

4 结论

(1) 研究区单砂层级别的储层构型单元具有连片状和条带状2类，在条带状储层结构中，因注采井分别处于河口坝坝砂和分流间湾渗流屏障中而产生注水不受效，使剩余油在局部富集。

(2) 应用反映储层微观孔隙结构的参数(F_ZI、R_QI和R₃₅)、储层宏观物性的参数（渗透率)和储层动态特征参数（吸水强度)，采用聚类分析和逐步判别的方法，可以对流动单元进行分类。

(3) 研究区发育5类流动单元，以Ⅱ~Ⅲ类为主。不同类型流动单元间的接触关系影响砂岩的连通性。不同流动单元接触关系并存的情况下，较好的流动单元类型因多层合采受层间干扰影响，在连通砂体内形成弱连通或差连通关系，影响注水开发，造成剩余油大量富集。