引言

自20世纪80年代引入国内以来，储层构型分析方法已成为油藏地质研究的热点，在河流相储层研究中取得了长足的发展，更加精细刻画了储层内部的结构特征^[1-5]。三角洲前缘地层不同于河流相地层，在沉积古地形、沉积环境、砂体空间分布等方面都存在较大差异^[6-10]。河口坝是三角洲前缘储层中最典型的砂体类型，砂体内部发育反旋回垂向层序和多级沉积界面，结构特征复杂。油田开发实践表明，特高含水后期剩余油的形成与分布主要受控于储层内部结构。当前，对河口坝储层内部结构的研究程度相对较低，关于砂体内部沉积界面、结构单元的空间分布还没有形成广泛认同的规律性认识，对构型要素的产状、延伸范围及组合方式仍存在争议^[11-13]，这种对储层内部结构认识的不确定性严重影响了特高含水后期剩余油描述的准确性，并导致水驱开发对策缺乏针对性。

本文以胜坨油田沙河街组二段8砂组发育的河口坝储层为研究对象，利用丰富的取芯井资料、开发动态资料、密井网测井资料，通过开展储层构型分析，系统揭示了三角洲前缘河口坝砂体内部不同层次界面和沉积结构单元的特征及分布规律，详细阐述了储层内部结构对水驱开发及剩余油分布的控制作用。

1 地质概况

胜坨油田是渤海湾盆地最早投入开发的整装大油田，位于东营凹陷北部，北临陈家庄凸起，东临青坨子凸起(图 1)，主要含油气层段为古近系。

古近纪沙二下亚期，区域沉积古地形为洼陷湖盆，局部发育小幅隆起，湖盆周边水系发育，来自陈家庄凸起、青坨子凸起及东南部轴向发育的三角洲物源连续不断地注入湖盆，逐渐形成了较大规模的三角洲沉积体系^[14]。按照薛良清提出的三角洲体系分类谱系，胜坨油田发育的三角洲类型可以确定为多物源的河控复合三角洲体系，其中，沙二下亚段8砂组是沉积特征最明显、沉积序列最完整的三角洲前缘地层，其河口坝沉积砂体尤为典型。

2 河口坝储层内部结构 2.1 储层的级次化体系

胜坨油田发育的河口坝储层多为复合砂体。图 2中沙二段$8^1$层是较为典型的河口坝复合体，由3期单一成因砂体纵向叠置而成，每一期单一成因砂体的沉积环境不同，砂体沉积特征、成因类型也有所不同。根据储层构型理论，将储层内部的沉积界面和沉积结构单元分为1~5级(图 2)。

第5级界面为河口坝复合体的顶、底界面，是中期基准面转换期形成的沉积界面，包括洪泛面和沉积作用转换面两种类型，其岩性主要为分布稳定、延伸广泛的泥岩。被第5级界面限定的河口坝复合体砂体厚度大，内部发育次级界面，整体具有典型的反粒序特征。

第4级界面为河口坝复合体内部单一河口坝之间的界面，具有明显的岩性、电性特征。根据界面成因环境的差异，可将第4级界面分为两种类型：第1种为泥质界面，岩性以泥岩、泥质粉砂岩为主，由三角洲朵叶体废弃后的间湾沉积形成；第2种为钙质界面，岩性为钙质胶结粉砂岩，螺化石丰富，代表着单一河口坝沉积末期的浅水沉积环境。第4级界面限定的单一河口坝是由水下分流河道携带陆源碎屑在湖盆内部低洼处卸载形成的，其分布规模与河流水动力条件有关，河口坝长度、宽度、厚度存在一定的比例关系^[15]。根据单一河口坝沉积位置的差异可将其分为两种类型：第1种为坝主体，是单一河口坝的主体部分，岩性以粉细砂岩、细砂岩为主，厚度大，分选较好，具有典型的反旋回特征；第2种为坝缘，包括坝前缘和坝侧缘，是单一河口坝的边缘部分，垂向上常位于坝主体之下，岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩为主，粒度较坝主体细，砂体厚度较薄，也具反旋回特征。不同类型的单一河口坝之间第4级界面的类型也不同，其中，坝主体之间主要以钙质界面分隔，而坝主体与坝缘之间则主要以泥质界面分隔。

第3级界面为单一河口坝内部增生体的界面，在岩芯上表现为薄的泥质夹层，厚度小，界面本身的电性特征并不明显，主要根据测井曲线的旋回性变化及回返特征识别。第3级界面反映了河水流量、河流负载以及湖水季节性涨缩等河口沉积作用的短周期变化。第3级界面的级别较低，限定的增生体规模也较小，但每一个增生体的物性参数，特别是渗透率分布都具有相对独立的反旋回特征。

第2级界面、第1级界面分别为增生体中层系组和交错层系的界面，反映了流动条件的变化。由于尺度小，只可在岩芯中识别，本文不做讨论。

2.2 储层内部结构特征 2.2.1 沉积界面分布特征

河口坝储层中各级沉积界面的形成具有成因上的联系和时空上的连续性，低级别界面的产状逐级控制着高级别界面的产状。但从界面识别的难易程度看，级别越高、规模越大的沉积界面越容易识别并实现井间预测。级别低、规模小的沉积界面则识别难度较大，井间预测难度更大。对沉积界面的井间预测，本文采取了由高级别至低级别逐级识别和分布趋势逐级借鉴的原则，先利用第5级界面岩电特征明显、分布稳定的特点，明确其井间分布规律，在此基础上，第4级界面的井间对比借鉴第5级界面的产状特征，第3级界面的井间对比则借鉴第4级界面的产状特征，最终完成河口坝储层中界面体系的井间预测，建立沉积界面井间对比格架。

如图 3所示，河口坝复合体中，第5级界面为区域上稳定分布的泥岩，但其顶、底产状不同。第5级底界呈S形产状，反映了湖盆充填前不平坦的古地貌特征，从湖盆边缘至湖底平原存在坡折带过渡区。第5级顶界则呈水平产状，反映了湖盆充填结束后近水平分布的三角洲平原古地貌特征。第4级界面的产状与第5级底界的产状具有较高的相似性，在坡折带附近呈倾斜产状，而在湖底平原区域则呈近水平产状。第3级界面具有与第4级界面平行和斜交两种产状，反映了湖盆充填方式的复杂性和多样性。

总体上看，河口坝储层中各级沉积界面的产状主要受沉积古地形控制，在湖盆内部坡折带以倾斜状为主，在湖底平原则以近水平状为主。

2.2.2 结构单元分布特征

不同级次沉积界面将河口坝复合体分隔为不同级次的结构单元，结构单元的分布特征可以通过沉积界面的分布特征来反映。如图 3所示，第5级界面限定的河口坝复合体由湖盆边缘向湖盆内部厚度逐渐增大，反映了三角洲前缘河口坝储层在较大尺度下的前积特征。

第4级界面限定的单一河口坝的分布特征能够反映河口坝复合体的形成过程，纵向上可清晰识别出呈S型前积的3期单一河口坝。前积结构主要受沉积古地形影响，在坡折带前积倾角较大、倾向湖盆，在湖底平原主要呈低角度前积。单一河口坝在剖面上的延伸范围广、连续性好，但同一沉积期，不同方向的物源注入可形成不同规模、相对独立的单一河口坝，单一河口坝之间存在坝侧缘或坝间沉积，这种同一沉积期多个单一河口坝拼接分布的现象称为“同期不同体”，是单一河口坝结构单元的重要分布特征。

第3级界面限定的增生体的分布特征能够进一步反映单一河口坝的形成过程。图 3中，$8^{1-3}$期主要为坝前缘沉积，是在三角洲形成初期物源供应不充足的条件下形成的三角洲前缘末端沉积体。储层由4个增生体组成，具有S型前积结构，自下而上向湖盆内部的延伸范围逐渐增大，砂体成因类型由湖盆边缘的坝主体逐渐相变为湖底平原的坝前缘。$8^{1-2}$期主要为坝主体沉积，砂体厚度较大，是在三角洲形成中期，物源供应相对充足的条件下形成的三角洲前缘中段沉积体。储层由2个增生体组成，受坡折带影响，主要发育S型前积结构。$8^{1-1}$期也为坝主体沉积，该时期三角洲前缘水下分流河道已前积至坡折带附近，物源供应十分充足。储层由3个增生体组成，水下分流河道砂体与河口坝砂体的对应关系明确。其中，最下部的增生体具有斜交型前积结构，反映沉积初期河流能量相对较弱，上部的增生体具有S型前积结构，增生体厚度向湖盆内部迅速增大，反映河流能量不断增强。

3 储层结构特征对水驱开发的影响 3.1 特高含水后期剩余油分布类型

三角洲前缘河口坝储层长期以来被认为是大面积分布、连通性好的储层类型，具有较为完善的注采关系。而在实际油藏开发中，受河口坝储层内部结构影响，储层连通状况和注采对应状况也比较复杂，由此影响并控制着水驱开发效果以及剩余油分布状况。以胜坨油田为例，该油田已水驱开发50 a，其河口坝主力油层综合含水高达96.8%，处于特高含水后期。利用剩余油饱和度测井监测发现，在长期水驱开发后，河口坝储层剩余油分布逐渐演化为均匀分布、差异分布和整体富集等几种类型(图 4)。

3.1.1 剩余油均匀分布

砂体内部剩余油饱和度与原始含油饱和度相比存在较大幅度下降，但剩余油分布相对均匀。由于砂体上部原始含油饱和度高，均匀分布的剩余油反映砂体上部含油饱和度下降幅度更大，水淹程度更高。根据胜坨油田沙二段$8^1$层剩余油饱和度测井监测结果统计，均匀分布剩余油分布类型所占比例约为39.4%。

3.1.2 剩余油差异分布

砂体内部剩余油分布差异明显，按照剩余油的相对富集位置可分为顶部富集和底部富集两种类型。顶部富集是指砂体顶部水淹程度较低，剩余油饱和度较高，砂体下部水淹程度较高，剩余油饱和度最低；底部富集是指砂体底部水淹程度较低，剩余油饱和度相对较高。差异分布剩余油分布类型所占比例约为49.0%(顶部富集40.2%，底部富集8.8%)。

3.1.3 剩余油整体富集

砂体内部剩余油饱和度高，反映砂体水淹程度整体较低，剩余油在井区内相对富集。整体富集剩余油分布类型所占比例约为11.6%，数量相对较少，不是特高含水后期剩余油分布的主要类型。

3.2 储层内部结构与剩余油分布的关系

胜坨油田三角洲前缘油藏经过多年水驱开发，传统的以构造高部位、边缘相带、断层遮挡为代表的剩余油富集区在经历了多次强化挖潜和注采调整措施后，剩余油优势已不明显。特高含水后期剩余油的形成与分布主要受储层内部结构影响和控制(图 5)。

3.2.1 S型前积结构与剩余油均匀分布

单一河口坝及增生体内部的S型前积结构是河口坝储层中普遍存在的结构类型，其本质是将储层细分为若干近似平行的结构单元。在水驱开发中，S型前积结构对注入水的运移不存在侧向遮挡，水驱路径通畅。水驱过程主要受渗透率级差及流体重力的综合影响，其中，反粒序级差使得注入水在储层上部运移阻力最小，而流体重力作用有利于注入水向储层下部运移，二者叠加形成了较为均匀的水驱流场，驱替效率相对较高，不论在油水井间还是油井端，剩余油趋向于低饱和度下的均匀分布(图 5a)。

3.2.2 斜交型前积结构与剩余油差异分布

单一河口坝中的斜交型前积结构是河口坝储层中局部分布的结构类型，由于第3级界面的斜交对注入水的运移存在侧向遮挡和导引作用，使得砂体内部的连通性更为复杂，形成了不均匀的水驱流场。局部井区由于斜交型增生体的侧向遮挡，砂体下部水驱路径相对闭塞，水驱程度较低，剩余油饱和度相对较高。而在越过斜交增生体后，受区域高角度第3级界面的导引作用，砂体下部的水驱程度高于上部，砂体顶部剩余油饱和度相对较高(图 5b)。

3.2.3 同期不同体与剩余油整体富集

单一河口坝平面上的“同期不同体”现象是河口坝储层中非常重要的结构特征。大面积分布的河口坝储层是由不同单一河口坝平面拼接而成的，坝间沉积能够对注入水的运移形成侧向遮挡。水驱开发中，单一河口坝的“同期不同体”会导致局部的注采对应状况变差，在坝缘或坝间沉积附近形成剩余油整体富集区(图 5c)。

4 结论

(1) 胜坨油田沙二段8砂组河口坝储层中的沉积界面可分为5级，自高而低对河口坝复合体、单一河口坝、增生体、层系组和交错层系形成限定。

(2) 明确了河口坝储层中各级沉积界面及结构单元的空间分布特征。S型前积结构、斜交型前积结构和“同期不同体”现象是河口坝储层中最重要的3种结构特征。

(3) 河口坝储层中普遍分布的S型前积结构主导形成了较为均匀的水驱流场，驱替效率高，剩余油趋向于低饱和度均匀分布；局部分布的斜交型前积结构可导致水驱不均匀，剩余油趋向于差异分布；单一河口坝的“同期不同体”现象导致局部注采不对应，坝间沉积附近剩余油整体富集。