2015, Vol. 37
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2. 中国石化胜利油田分公司, 山东 东营 257062;
3. 中国石化江苏油田分公司, 江苏 扬州 225012
2. Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying, Shandong 257062, China;
3. Jiangsu Oilfield Company, SINOPEC, Yangzhou, Jiangsu 225012, China
三角洲前缘砂体是中国油气资源重要的储层类型，其内部结构复杂，非均质性强，剩余油潜力较大。传统的储层描述已经不能满足剩余油挖潜的需要，储层构型研究为其提供了新的研究思路。储层构型是指不同级次储集单元与隔夹层的形态、规模、方向及其空间叠置关系[1-2]。储层构型研究就是基于沉积成因，采用层次分析的方法对地下沉积体在三维空间上详细解剖，明确沉积体内部结构以及非均质性[3]。在成熟探区密集井网的条件下，由粗到细逐级解剖砂体几何形态和内部建筑结构，对储层非均质性的认识及剩余油分布规律具有极大帮助[4-5]。
目前，国内外学者对储层构型的研究十分重视。中国东部成熟探区内的大部分油田已经进入开发中后期，在这种背景下，精细的储层地质研究因其为特高含水期油田的剩余油挖潜工作提供依据而显得尤为重要。1985年，加拿大学者Miall在Allen研究思想的基础上，首次提出储层构型分析方法，对河流相的建筑结构进行了详细解剖[6-8]。此后，国内外众多学者针对储层构型开展了大量工作，研究内容从河流[9-14]扩展到了洪积扇[15]、三角洲[16]、浊积水道[17]等沉积相中，研究对象也由野外露头扩展到地下沉积体。其中，三角洲储层构型研究的成果相对较少。在国外，主要通过大型野外露头开展三角洲构型的研究[18-21]。在国内，胜坨地区沙二段8砂组三角洲前缘构型的研究是比较典型的实例[22-25]，此外，也有学者对鄂尔多斯盆地东缘谭家河剖面的三角洲前缘露头[26]和大庆油田三角洲水下分流河道等[27]进行了研究。
本文以高邮凹陷赤岸油田韦5断块阜一段一砂组为例，对三角洲前缘砂体进行了细致的储层构型研究。在此基础上，对研究区内层内剩余油展布规律与储层构型的关系进行了讨论。
1 地质概况赤岸油田韦5断块位于江苏省仪征县朱桥乡境内，区域上位于高邮凹陷北斜坡西部大仪集构造。高邮凹陷古近系是在区域右旋张扭应力作用下形成并发展起来的，其北斜坡西部发育一系列走向与斜坡倾向一致的南掉断层，形成多个南抬北倾的断鼻断块群，韦5断块即是其中一个(图 1)。
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| 图1 赤岸油田韦5断块区域位置图 Fig. 1 Location of the Wei 5 Fault Block in Chi'an Oilfield |
古近系阜宁组一段一砂组(E1f11)为韦5断块的主要含油层段之一。该段主要岩性为浅灰色、浅棕色不等粒砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层，属三角洲前缘亚相沉积，主要微相类型为水下分流河道和河口坝，物源来自北部斜坡。受古地形影响，水下分流河道砂体主要发育于断块中东部，断块西部以河口坝砂体叠合连片为特征。E1f11厚度40 m左右，主要钻遇13个油砂体，隔夹层类型多样，厚度不稳定。韦5断块油藏于1996年开始投入开发，连续13年保持稳产上产态势，目前进入中高含水期开发阶段。针对主力产油层进行精细的储层构型分析，揭示剩余油分布规律既是该油田的当务之急，也对同类三角洲前缘砂体高含水期的开发具有借鉴意义。
2 层次界面类型与分级采用沉积旋回-岩性厚度对比法，在建立闭合剖面的基础上，将韦5断块E1f11三角洲沉积砂体划分为7个小层，其中1、2、4小层砂厚相对较大，储量较为丰富。1、2小层以正旋回为主，尤以2小层厚度较大；4小层正、反旋回均有发育。
在小层对比的基础上，将工区E1f11构型界面分为6级：六级界面为砂层组界面；五级界面对应小层界面，代表复合成因砂体边界；四级界面一般为小层内部单砂体界面，界面上下通常发生相变；三级界面是厚层单砂体内部韵律层界面，在岩芯上表现为短暂的沉积间隔形成的泥质披覆层或钙质夹层，界面上下不会发生相变；二级界面是交错层系边界，界面上下是不同的岩石相类型，一级界面是交错层纹层界面(图 2)。其中，三、四、五级界面处低渗透岩石是主要的隔夹层，对剩余油分布具有重要影响，因此，重点对其详细研究。
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| 图2 古近系阜宁组一段一砂组韦44井构型界面级次、类型及构型单元(地层中数值代表地层编号) Fig. 2 Architectural analysis of the bounding surface levels，types and architectural elements in Well Wei 44，E1f11 |
研究区E1f11五级界面定为小层界面，一般为泥岩隔层，隔层厚度大于0.5 m，为多个单一成因砂体垂向与侧向叠加形成的砂体复合体界面，是主要的侵蚀或洪泛面，界面上下有明显相变(图 2)。五级界面厚度较大，连续性好，是流体渗流主要的隔挡层。
研究区E1f11四级界面相对稳定，单井中识别的四级界面及其上方隔夹层发育的特点是几厘米至几十厘米厚的泥质岩或细粉砂岩夹层，有时可出现冲刷成因的泥砾层。其界定的构型单元为单一成因砂体。四级界面上下往往发生微相相变，岩相特征和地层压力有变化(图 3)。SP曲线有明显回返，微电极曲线幅度差中等。四级界面为渗流屏障，可以作为独立流动单元的界面。
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| 图3 韦5-44井4小层7号单砂体构型细分剖面图 Fig. 3 Architectural analysis of the 7th sand in Well Wei 5-44 |
研究区E1f11三级界面通常以几厘米厚的泥质夹层或薄的含泥砾的小冲刷面、粒度突变或纹层状夹层等形式出现。其界定的构型单元为单一成因砂体内部的增生体，界面上下一般不会发生相变，孔隙度、渗透率和含油饱和度都有明显差异(图 4)。SP曲线轻微回返，微电极曲线幅度差小。三级界面对流体渗流具有遮挡和缓冲作用[25]。
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| 图4 韦5-30井2小层构型细分剖面图 Fig. 4 Architectural analysis of the second sand package in Well Wei 5-30 |
根据取芯井岩芯分析、测井曲线分析和油层物性资料，并结合剖面沉积相、平面沉积相分析，将工区内主力砂体划分为水下分流河道主体、水下分流河道侧缘、河口坝主体、河口坝侧缘、席状砂、远砂坝、水下天然堤、分流间湾8种构型单元。
3.1 水下分流河道主体水下分流河道是三角洲平原河道在水下的延伸部分。岩性多为褐(灰)色粉细砂岩、细砂岩和粉砂岩。常发育槽状交错层理，水平层理等反映水动力较强的沉积构造，垂向上常为向上变细的正韵律。各韵律层底部常具有冲刷面，含泥砾。砂体平均厚度约为4~6 m。自然电位曲线为负异常幅度较大的钟形或箱形，通常为底部突变，微电极和微梯度曲线的幅度差较大(图 3)。
3.2 水下分流河道侧缘水下分流河道侧缘主要是指主流线两侧沉积厚度较小的分流河道砂体，沉积特征与分流河道主体砂体类似，单一河道砂体(由四级界面界定)的沉积厚度一般小于2 m。
3.3 河口坝主体河口坝主体(图 5)是三角洲前缘砂体重要的组成部分，砂体厚度大，在波浪的来回筛洗改造之下，分选磨圆较好，砂质纯净，因此储层物性好。岩性以粉、细砂岩为主，常具有平行层理、波状层理，交错层理等沉积构造，垂向上以向上变粗的反韵律为特征。其测井曲线特征为：自然电位曲线较光滑，呈漏斗形或箱形，通常为顶部突变；微电位与微梯度曲线幅度差大，砂体厚度大，层内的泥质夹层与钙质夹层数量少。单一韵律层厚度一般厚4~6 m。叠加砂体的厚度最厚可达十几米。
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| 图5 韦5-44井2小层构型分析 Fig. 5 Architectural analysis of the second sand package in Well Wei 5-44 |
河口坝侧缘(图 5)单层厚度较薄，因水动力强度较弱，常与泥质粉砂岩等互层，可见小型交错层理、波状层理、透镜状层理和脉状层理，砂体内常发育泥质夹层。在垂向剖面上，坝侧缘常与其他不同期次的河口坝相叠加。
3.5 席状砂席状砂以细粉砂岩与粉砂质泥岩互层沉积为特征，分选好，常发育浪成砂纹交错层理。电性曲线表现为齿形起伏或尖刀状。单层厚度常小于1 m(图 2)。在单井上，席状砂与河口坝侧缘较难区分。但是在连井剖面或者是平面上，河口坝侧缘与厚层的河口坝伴生，横向追踪可以找到河口坝主体；而席状砂则为连片薄层砂。
3.6 远砂坝远砂坝通常位于河口坝的前方，砂体厚度较薄，水动力强度减弱，岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩沉积为主。可见小型交错层理、波状层理，生物扰动构造特别发育。自然电位曲线为漏斗形或复合形，幅度小于坝主体，砂体厚度多为1~4 m(图 5)。
3.7 水下天然堤水下天然堤垂向上为下粗上细的较薄层正旋回，自然电位曲线表现为中低幅钟形或齿形，微电极曲线为尖刀状，幅度差不大。
3.8 分流间湾分流间湾岩性以泥岩为主，主要是指各种成因砂体之间的泥质隔夹层或粉砂质泥岩隔夹层。自然电位曲线一般为泥岩基线，当层较薄时表现为曲线的轻微回返。微电极曲线之间一般没有幅度差。
4 井间构型的分布规律与特征构型界面的井间对比以及构型单元在井间的连续性、垂向叠置、侧向迁移等均为构型研究的重要内容。笔者结合测井曲线特征、沉积相分析、油层解释和吸水剖面等生产资料，针对单砂体油层厚度较大、油水关系复杂的7号砂体，分别选取的一条南北向剖面(顺物源方向)和两条东西向剖面(垂直物源方向)对储层构型进行细致分析(图 6~图 9)。
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| 图6 7号砂体沉积微相平面展布 Fig. 6 Microfacies of the 7th sand body |
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| 图7 韦5-41井-韦5-44井-韦5-19井南北向剖面 Fig. 7 Section of architectural characteristics of Well Wei5-41- Wei5-44-Wei5-19 |
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| 图8 韦5-41井-韦5-9井-韦5-28井-韦5-27井-韦5-26井东西向剖面 Fig. 8 Section of architectural characteristics of Well Wei5-41 - Wei5-9-Wei5-28-Wei5-27-Wei5-26 |
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| 图9 韦5-35井-韦5-32井-韦5-31井-韦5-30井-韦5-20井-韦5-19井东西向剖面 Fig. 9 Section of architectural characteristics of Well Wei5-35- Wei5-32-Wei5-31-Wei5-30-Wei5-20- Wei5-19 |
(1) 韦5-41井-韦5-44井-韦5-19井南北向剖面
该剖面位于研究区的西部，自韦5-41井至韦5-19井由北向南。由图 7可知，研究区北部以水下分流河道沉积为主，水下分流河道前方发育河口坝。北部的韦5-41井7号砂体由3个由四级界面隔开的水下分流河道砂体组成，中部的韦5-44井中下部为2个水下分流河道砂体，顶部有1薄层河口坝砂体，而韦5-19井则发育2个河口坝单砂体，下薄上厚。表明7号砂体沉积时处于水进时期，水下分流河道砂体和河口坝向岸方向退积。
(2) 韦5-41井-韦5-9井-韦5-28井-韦5-27井-韦5-26井东西向剖面
该剖面位于研究区中部，靠近物源区且垂直物源方向，主要由水下分流河道主体和侧缘构型单元组成。由图 8可知，水下分流河道发生侧向摆动，早期的主流线位于韦5-27井附近，韦5-9井为河道侧缘；晚期主流线移至韦5-9井附近，韦5-28井附近为河道侧缘。
(3) 韦5-35井-韦5-32井-韦5-31井-韦5-30井-韦5-20井-韦5-19井东西向剖面
该剖面位于研究区西部远离物源一侧，垂直物源方向展布。由图 9可知，受上游水下分流河道摆动影响，河口坝发生迁移：早期主体位于韦5-32井-韦5-31井区附近，侧缘位于韦5-35井-韦5-19井区附近。后期主体位于韦5-30井-韦5-19井区附近，侧缘位于韦5-32井-韦5-31井区附近。
上述分析表明，油田开发中解释为同期的砂体，实属不同的构型单元。同时，对构型单元的识别与划分很好地解释了看似复杂和矛盾的井间油水关系。
在单砂体沉积相分析的基础上，结合多井测井分析，对研究区7号砂体的平面构型单元分布建模(图 10)，可以很好地表征砂体内部构型单元的三维空间展布特征，为描述剩余油分布提供解释基础。
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| 图10 7号砂体构型单元分布模型 Fig. 10 Architectural elements distribution model of the 7th sand body |
对研究区内取芯井不同构型单元的孔隙度和渗透率进行了统计。结果表明，8个构型单元中以河口坝主体和水下分流河道主体物性最好，其次是河口坝侧缘和水下分流河道侧缘。结合生产动态，认为三、四级界面分隔的构型单元物性韵律控制着剩余油的分布规律。
5.1.1 河口坝河口坝主体粒度和物性韵律通常为均质、均质-正复合韵律或反-均质复合韵律(图 4)。均质韵律在SP曲线上显示箱形特征，均质-正复合韵律为上部钟形下部箱形的组合形态，而反-均质复合韵律则为上部箱型底部漏斗形的组合形态。储层为均质或者均质-正复合韵律时，注入水在扩散过程中会在重力作用下向下渗流，致使远离注水井方向储层顶部受不到注入水波及，因此剩余油易在油层顶部富集。储层为反-均质复合韵律时，向下渗流变差，注入水在渗流阻力、重力、毛细管力的作用下驱替更为均匀，剩余油相对较少。
河口坝侧缘物性一般为下低上高的反韵律，注入水沿上部的高渗条带突进，中下部储层动用差，水洗程度低，剩余油富集[25]；若储层顶底渗透率差别不大，则在重力作用下能促使储层上下驱替相对均匀。
5.1.2 水下分流河道水下分流河道主体砂体厚度大，其粒度和物性韵律以正韵律和均质为主，其测井曲线呈钟形或漏斗形。注入水易在重力作用下向下渗流，并沿着储层底部的高渗通道流动，储层顶部不易被波及，因此储层顶部剩余油富集。
水下分流河道侧缘砂体厚度小，层间非均质性更强，不易被注入水波及，剩余油较为富集。
5.2 构型单元间渗流差异对剩余油的控制 5.2.1 构型单元与产能关系构型单元之间因存在渗流差异，导致在开发过程中油水易沿着优势通道最先排出，而在储层物性较差的地方出现剩余油区。三角洲前缘储层产液的主要贡献者是三角洲前缘河口坝与水下分流河道。本文对其产能与渗透率的关系进行了重点分析。
从渗透率与日产液以及日产油关系图(图 11，图 12)可以看出：(1) 渗透率与产能存在明显的正相关关系，渗透率越高，产能越好；(2) 水下分流河道日产液量与日产油量相差较大，日产液量在1~14 t，日产油量则小于8 t；而河口坝的日产液量与日产油量基本相当。分析其原因认为：水下分流河道中注入水易沿储层底部渗流通道形成水窜，含水上升快；而河口坝储层中注入水驱替相对均匀，含水上升慢。因此水下分流河道的综合含水率要高于河口坝，致其产液量与产油量差别较大。
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| 图11 赤岸油田韦5断块阜一段三角洲前缘水下分流河道及河口坝产液量与渗透率关系图 Fig. 11 Relations between productivity and permeability of underwater distributary channel and mouth bar in the 1st Member of Funing Formation of the Wei-5 Fault Block，Chi'an Oilfield |
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| 图12 赤岸油田韦5断块阜一段三角洲前缘水下分流河道及河口坝产油量与渗透率关系图 Fig. 12 Relations between oil productivity and permeability of underwater distributary channel and mouth bar in the 1st Member of Funing Formation of the Wei-5 Fault Block，Chi'an Oilfield |
根据剩余油富集情况，可将研究区内剩余油富集区划分为边缘型剩余油富集区和孤立型剩余油富集区两大类。
边缘型剩余油富集区主要分布于分流河道的末梢或侧缘、河口坝侧缘，以及与河口坝、水下分流河道邻接的天然堤、席状砂和远砂坝(图 10)。虽然水下分流河道主体和侧缘、河口坝主体与侧缘分别紧邻发育，但是当其位于同一个注采系统时，注入水主要沿河道主体或河口坝主体推进，河道侧缘和河口坝侧缘剩余油富集。同时，河口坝侧缘与水下分流河道侧缘隔夹层厚度和数量明显增加，相变为天然堤、席状砂、远砂坝等，油水渗流受到阻碍，因此也易于富集剩余油。例如，韦5-3-韦5-17主力砂体基本上属于河口坝侧缘或者是席状砂沉积；韦5-2井区主力砂体属于水下分流河道侧缘，剩余油相对富集(图 10，图 13)。
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| 图13 赤岸油田韦5断块阜一段一砂组剩余油丰度分布图 Fig. 13 Remained oil abundance distribution in the first sand group of the 1st Member of Funing Formation of the Wei-5 Fault Block，Chi'an Oilfield |
孤立型剩余油富集区主要在透镜状的河口坝、远砂坝。例如图 7中，韦5-19井的7号单砂体内剩余油富集，原因是该砂体为河口坝构型单元，而与其对应的注水井为水下分流河道构型单元，两者之间因为相变而不连通，因此注入水很难波及到韦5-19井，导致该井区附近剩余油富集程度较高(图 10，图 13)。
6 结 论(1) 以精细岩芯描述为主要手段，在储层构型理论的指导下，以旋回对比为基础，划分出6级构型界面。六级界面为砂层组界面，五级界面对应小层界面，四级界面为小层内部单砂体界面，三级界面是厚层单砂体内部韵律层界面，二级界面是交错层系边界，一级界面是交错层纹层界面。其中，三、四、五级界面对剩余油分布具有重要影响。在沉积微相分析基础上识别出8种构型单元。
(2) 运用测井资料对主力砂体进行了井间精细追踪与对比，确定了砂体内部构型和井间变化，揭示了不同构型单元砂体关系，解释了油水层内、层间矛盾。
(3) 构型单元内部砂体韵律与构型单元之间的渗流差异影响剩余油富集。剩余油主要分布在主力构型单元的边缘部位以及孤立成因砂体内部。
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