引言

东河砂岩是塔里木盆地的主力产油层系。20世纪90年代，塔里木盆地东河1井在石炭系钻遇了254 m的连续海相石英砂岩，并获得高产油流后便拉开了东河砂岩油藏勘探开发的序幕。随着勘探开发资料的不断丰富，通过对东河砂岩的形成时代、层序地层以及沉积储层等方面的综合研究，中国学者较一致地认为该套石英砂岩为海侵背景下的滨岸砂岩^[1-8]，尔后相继在哈拉哈塘、草湖凹陷、满加尔凹陷、塔中和塔西南地区均发现了沉积背景一致的大型东河砂岩油藏。目前对于塔中地区东河砂岩的时代归属存在较大争议，一部分学者研究认为塔中东河砂岩属于早石炭世^{[5, 7-10]}，另一种观点认为塔中东河砂岩属于晚泥盆世^{[1-2, 4, 11-12]}。塔中16东河砂岩底部发育大规模的区域不整合，其沉积储层特征、古地貌特征、油气成藏条件等与下部泥盆系差异显著，结合前人的研究成果，笔者更倾向于认为塔中东河砂岩为早石炭世的沉积产物。随着东河砂岩油藏开发进程的推进，一系列制约油田开发效果的地质问题逐渐显现出来。以塔中16东河砂岩油藏含砾砂岩段为例，从1999年全面投产以来，经过近20年的开发，开发效果持续变差，油田目前已进入高含水期，隔夹层类型、特征及分布认识不清，储层砂体空间接触关系复杂。同一产层的小井距（300~600 m）水平井常表现出差异很大的生产特征，在含水率、产液量方面截然不同。在滨岸砂岩大面积分布的背景下，砂体的分布具有很强的非均质性，砂体之间常连接而不连通。水驱效果差，局部剩余油富集。因此，迫切需要利用岩芯、录井及测井资料来划分隔夹层类型、预测夹层的空间展布、剖析其对剩余油形成的关系，从而为油田后期开发方案的调整提供有力的地质依据。

1 工区概况

塔中16油田位于塔里木盆地塔克拉玛干大沙漠腹地新疆维吾尔自治区且末县境内，构造位置处于塔里木盆地塔中隆起中央断裂背斜构造带的东端，与塔中4号构造平行，东接塔中24油田（图 1），是在前石炭系剥蚀面上形成的、大小不同、形态各异的披覆背斜之一。塔中16油田主要含油层段为石炭系东河砂岩的含砾砂岩段，该区该岩性段厚度在25 m左右，目前被划分成2个砂组，5个小层。油藏顶面是一个简单的长轴背斜，构造幅度低，沉积相主要为滨岸相的前滨亚相，微相主要发育滨岸砂坝、滨岸洼槽以及泥滩3种类型^[10]。

1994年6月，TZ16井在石炭系Ⅲ油组试油获得工业油流，含油面积36.1 km²，上报地质储量1 270×10⁴ t，最高年产量曾接近50×10⁴ t。目前，该油田有各类井57口（包括了塔中24井区），综合含水已高达95.7%，产量年递减率大于20%，采油速度仅0.42%，地质储量采出程度为31.4%，产量处于快速递减阶段。因此，亟需对小层之间及小层内部可能存在的夹层进行研究，分析夹层成因及空间分布特征，结合岩芯取样实验分析结果对夹层的渗流能力进行评价，分析夹层对油水运动规律的影响，从而为剩余油的开发提供地质依据。

2 含砾砂岩段隔夹层类型及识别标准

隔层是指储层中阻止流体渗流的非渗透层，具有分布面积大，井间可对比等特点，一般位于砂组和砂组或者小层和小层之间。而夹层往往指的是小层内部影响流体在局部地区流动的非渗透层，厚度一般为几十厘米到几十米不等，分布范围一般都小于一个注采井距，而延伸达一个井距以上的夹层，其作用已经相当于隔层^[13-15]。在实际生产过程中，由于隔层、夹层的成因难以区分，油田往往是根据非渗透层的横向分布范围以及阻止流体渗流能力大小来对隔、夹层进行区分。隔夹层的空间分布是影响厚油层注水开发效果的的主要因素，正确认识隔夹层的类型、预测其分布可有效指导油藏的开发效果，提高油田产量和采收率^[16-17]。

东河砂岩滨岸相的有利沉积储层为滨岸砂坝，在本次研究中发现，阻碍不同期次沙坝间的渗流屏障主要为：泥质隔夹层、钙质隔夹层和低渗透泥质砂岩夹层3类（本文中的低渗透泥质砂岩夹层指的是沉积物粒度细，泥质含量高的粉细砂岩夹层）。对这3类渗流屏障主要是依靠岩芯、录井以及测井的定性及半定量的识别。其相应的岩芯及测井响应特征如下。

2.1 隔夹层的岩芯特征

泥质隔夹层是由于水动力减弱细粒悬浮物质沉积而形成的，研究区泥质夹层主要包括泥岩、粉砂质泥岩等岩相类型，多呈灰色、灰绿色、浅绿色、灰黑色，反映了海陆过渡的弱还原环境。如图 2a中的塔中16 H18井在3 829.92 m处的岩芯资料所示，该块岩芯资料主要为灰绿色，位于4小层顶部，分布范围较广，属于隔层的范畴。目前生产过程中各小层的压力参数证实，该套隔层将含砾砂岩段分割成2套压力系统。而图 2a中的塔中16 6井在3 815.38 m处的岩芯资料主要为灰色泥岩，垂向上位于塔中16-6井的3小层顶部，横向延伸范围多达3个井距，也属于隔层的范围，该套隔层严重影响了流体的垂向渗流能力。图 2a中塔中163井在3 805.20 m处的灰绿色泥岩，厚度较薄约为0.5 m左右，但是该套泥岩分布范围较广，在其北西向的TZ16-15井以及TZ16-11井均有分布，对下部流体的封闭效果较好。

低渗透泥质砂岩夹层往往是一段砂岩储层内部出现一段渗透率较低的岩性段，该岩性段上下流体不能进行垂向渗流。这主要是在成岩过程中，由于上覆岩层的差异压实以及构造应力作用，使得砂岩储层的物性被改造、破坏，从而形成低渗透或者不渗透的砂岩。如图 2c塔中16井在3 814.50 m处的岩芯所示，该块岩芯为灰绿色致密粉砂岩，垂向分布于2小层顶部。

钙质夹层是指沉积物在成岩过程中因钙质胶结而变得致密的砂岩、砾岩层。这主要是为厚层砂体内部具有分散胶结的钙质团块，在成岩过程中，来自泥岩、钙质团块和上下砂岩层中的各种离子在发生胶结、交代和重结晶作用后形成的低渗透或者非渗透层。钙质夹层也是储层非均质研究的重要内容，它阻止了储层内部流体的垂向渗流，在一定程度上制约了油田的开发效果。研究区钙质夹层以灰白色钙质细砂岩为主（见图 2c），在塔中16块3 830.50 m处岩芯块的顶、底面可见闪闪发光的碳酸盐矿物晶体，在切割的剖面上滴盐酸剧烈起泡。在图 2c中塔中16 H18井的岩芯照片中，钙质砂岩特征更为明显，钙质夹层和上部储层岩性一致，但该块岩芯上下部位的含油特征差异显著，下部钙质夹层因物性较差不含油，而上部层位储层含油级别较高，为饱含油级别，且油层和非渗透层界面特别明显。研究区含砾砂岩段钙质夹层主要分布在5小层底部，将含砾砂岩段的油层与下部东河砂岩的水层明显地分隔开来，从而形成了TZ16的典型层状砂岩油藏。

2.2 隔夹层的测井曲线综合响应特征

泥质隔夹层是由粒度较细的悬浮物质沉积、成岩形成的，研究区最为常见的是粉砂质泥岩以及质地较纯的灰绿色泥岩。测井曲线响应特征表现为电阻率呈低值，自然伽马呈高值，声波时差呈高值，在厚层泥岩发育层段井径曲线明显扩径。实际研究过程中，凡深电阻率下降为邻层的50%以上，自然电位曲线回返到基线或接近基线者均属此类隔夹层（图 3）。

钙质隔夹层的形成与砂岩中的碳酸盐胶结物发生胶结作用、溶解作用等成岩作用不均匀有关，分布随机性强。该类隔夹层主要为钙质胶结砂岩，具有岩性致密、密度大、导电性差、渗透率低等特点。测井曲线响应特征表现为井径无扩径值，钻时值高但变化率小、电阻率和密度为高值、中子明显低值、声波时差明显低值（图 3）。

低渗透泥质砂岩夹层岩性以细砂、粉砂为主，有一定的孔隙度和渗透率，但未达到有效厚度物性下限，有沉积作用和成岩作用两种成因。测井曲线响应特征上，三孔隙度曲线显示低孔隙度特征，自然伽马和自然电位曲线显示砂岩特征（图 3）。由于低渗透泥质砂岩夹层上下岩性特征差异明显，其孔隙度、渗透率以及含油饱和度明显低于泥质隔夹层上下储层的物性条件。

2.3 隔夹层的识别标准

取芯井资料是识别隔夹层的第一手且最可靠的资料，但在实际的开发生产过程中，取芯资料毕竟有限。因此，要开展无取芯层段的隔夹层识别更多的需要录井及测井资料。通过对研究区取芯井的岩芯、录井及测井资料的综合研究，总结了3类隔夹层的测井相特征（表 1）。

泥质隔夹层测井曲线形态主要表现为低阻高声波的特征，岩性主要为泥质粉砂、粉砂质泥岩、泥岩等。泥岩段顶、底位置位于自然电位曲线异常回返的1/2处，即半幅点。孔隙度、渗透率几乎接近0。钙质隔夹层岩性主要为致密的细砂岩、粉砂岩，由于钙质胶结作用，该岩性段储层物性较差。通过取芯井资料的岩芯测试分析，其孔隙度往往小于5%，渗透率小于10 mD。测井曲线形态表现为电阻率呈尖峰状增大，声波时差小，密度值增大。

低渗透泥质砂岩夹层岩性主要为细砂岩、粉砂岩。也同样具有一定的物性条件，但还达不到有效储层的标准。测井曲线表现为自然电位曲线异常回返，一般在1/4~3/4，自然伽马值相应增加。主要分布在不同期形成的砂坝之间。

3 隔夹层的分布特征

东河砂岩含砾砂岩段两套砂坝微相界面之间的细粒沉积物成岩后即为隔夹层，对砂体之间流体的流动起阻挡作用。隔夹层的剖面分布不仅直接反映隔夹层的剖面延伸情况，而且影响到区分多口井上相似位置的同种类型的隔夹层是否属于同一个隔夹层范围的研究。因此隔夹层的剖面分析是不可或缺的重要研究步骤。

3.1 隔夹层的纵向参数分布

一般来说，隔夹层的厚度越大，其在单井上的测井响应特征越是明显，越容易被识别出来，同时，厚度越大的隔夹层在剖面上的稳定性也比较好，其侧向延伸也会比较远；本次研究将塔中16油田所有井的隔夹层分类型对厚度、频数、密度做了统计（见表 2）。隔夹层的频数指平均每一米岩层中所包含的隔夹层层数，隔夹层的密度指所统计的地层中隔夹层的厚度与砂体厚度之比，隔夹层的频数与密度越大，说明储层的层内非均质性越强，油层开采效果一般就越差。综合分析发现：目的层位以泥质隔夹层为主，其次是钙质隔夹层，最后是低渗透泥质砂岩夹层。其中，泥质隔夹层主要分布在3、4两个小层之间，形成稳定分布的隔层，出现频率较高，厚度比较大，尤其在塔中16-5井和塔中16 13井导眼段中更为明显，但在塔中16-9井导眼段、塔中16-10井导眼段、塔中16-17H井导眼段和塔中242井中缺失，这些参数说明了泥质隔夹层在局部分布比较稳定，连续性比较好。钙质隔夹层基本集中在第5小层中，且每一口井都有钻遇，厚度相对不大但分布稳定，钙质隔夹层的相关参数说明了该套隔夹层在第5小层的侧向连续性极好，且形成了封隔性极好的隔层。低渗透泥质砂岩夹层在各小层中都有零星分布，但厚度普遍很小，虽然频数不低，但是密度小，这些参数说明低渗透泥质砂岩夹层的稳定性比较差，即侧向连续性比较差。

3.2 隔夹层的纵向分布特征

在隔夹层研究中，最重要是研究储层内隔夹层空间分布特征，它是剩余油挖潜的重要研究内容。通过隔夹层的空间展布预测研究，可剖析剩余油的富集部位以及流体的运动方向，明确生产过程中开发方案的调整方式。因此，在大量单井的隔夹层识别基础上，通过邻井隔夹层的对比分析，预测了隔夹层的空间分布（图 4），研究发现：3小层与4小层的界面处都有比较厚而稳定的泥质隔层存在，偶尔钻遇平均厚度约0.60 m左右的钙质隔夹层。3小层与4小层之间的泥质隔层平均厚度约0.80 m，构造高部位上各井都有钻遇，因此推测该泥质隔夹层基本覆盖了整个构造高部位，封隔性好。第5小层主要钻遇两套钙质隔夹层，厚度大，平均厚度分别约1.20 m和1.00 m，上面一套钙质隔层虽然平均厚度更大，但是连续性不如下面的一套钙质隔层，在某些井上并未钻遇，5小层底部的一套钙质隔层则分布于全区，连续性极好，且物性差，封隔能力强，有效地将含砾砂岩段与其下部的均质砂岩段分隔开来。在其他位置的钙质夹层连续性相对较差，一般延伸2~3个井距，呈零散状分布于各小层内。低渗透泥质砂岩夹层分布较零星，其厚度一般很薄，平均为0.30 m，连续性极差，在注水开发过程中易形成小范围的剩余油聚集区。

4 隔夹层对流体分布的影响 4.1 夹层对剩余油分布的影响

隔夹层是控制剩余油分布的主要地质因素之一，它改变了油藏渗流场的分布特征，进而影响了层间和层内的剩余油分布^[18]。研究区含砾砂岩段层内剩余油分布主要受控于隔夹层分布。如图 5所示，塔中16-H18井3小层砂体存在0.50 m左右的低渗透泥质砂岩夹层，夹层上部储层的物性条件比夹层下部的砂体物性条件差，PNN检测其上部剩余油饱和度为60%，而夹层下部剩余油饱和度则为30%，注入水明显沿夹层下部的高渗透砂体渗流，致使夹层上部剩余油富集。4小层底部的一套较薄的泥质夹层将4、5小层看似连通的砂体给分隔开来，通过实验室的分析测试发现，5小层顶部砂体平均渗透率达165.5 mD，而上部4小层的岩样测试渗透率在50~65 mD。注水开发以后，4、5小层之间呈现明显的水窜现象，泥岩夹层下部的高渗透层PNN测试结果显示，其剩余油饱和度只有18%，而泥质夹层上部的4小层剩余油则高达60%。同时，5小层中部的钙质夹层也在一定程度上造成了剩余油的富集，PNN检侧显示，该钙质夹层下部砂体的剩余油饱和度达25%，水驱效果较钙质夹层上部砂体差。通过对研究区50多口井的夹层研究发现，塔中16-7井、塔中16-12井、塔中16-13井、塔中16-14H井、塔中16-H18井夹层相对发育，储层非均质性比较强，剩余油的富集潜力比较大。

4.2 隔层对流体分布的影响

通过对全区57口井的单井隔夹层统计分析发现，含砾砂岩段有2套主要的隔层（图 6），5小层底部的钙质砂岩，分布稳定，封隔好，该套钙质夹层将含砾砂岩段与下伏均质砂岩段分割为两个不同的水动力单元。从油藏剖面图可看出，由于钙质隔层的分隔，使得含砾砂岩段油藏为一层状砂岩油藏，断层右侧的油层只受钙质隔层分布的影响，与油水界面高低无关。3~4小层之间的泥质隔层分布范围广，厚度不等，平均厚度在0.80 m左右，该套泥岩隔层将含砾砂岩段分割为两个压力单元。已有的生产动态资料证实，塔中16井、塔中16-13井、塔中168井、塔中16-7井、塔中16-9井、塔中16-5井、塔中161井以及16-7井等井4小层的静压均在43 MPa左右，而上部3小层的静压在32 MPa左右，进一步论证了含砾砂岩段存在2个压力系统。由于该套泥质隔层上下物性差异较大，1到3小层物性差，孔隙度在4%~11%，砂体薄，静压偏低，而4、5小层储层砂体厚，物性好，孔隙度在11%~20%，静压较高。生产证实，4、5小层吸水能力强，合注合采过程中存在明显的层间干扰现象，致使4、5小层水淹严重，而1到3小层储层物性差，吸水能力弱，水驱效果弱，有大量的剩余油富集，是油田下一步挖潜的有利目标。

4.3 隔夹层质量评价

隔夹层的空间分布特征是直接影响剩余油分布和开发方案调整的重要地质因素之一，不同类型隔夹层对油气封隔的能力也不同。因此，准确地评价隔夹层质量，对油田的开发具有重要的指导意义。在前人研究成果的基础上，结合开发动态特征对隔夹层进行评价。研究区泥质隔夹层主要分布在2、3小层以及3、4小层之间，尤其在3、4小层为广泛分布的隔层，平均厚度为0.80 m，最厚处达到了1.25 m以上，将上下两套油水系统分隔开来，而钙质隔夹层主要在5小层底部广泛分布，平均厚度为1.00 m，最厚处可达1.20 m，并以塔中169井、塔中16-H15井、塔中16-13井、和塔中16-19H井为椭圆中心向周围变薄，对流体封隔能力强。对于这两类隔夹层封隔的流体可分层系开发。低渗透泥质砂岩夹层则零星分布于各小层内，横向延伸范围小于一个井距，平均厚度为0.44 m，对油气封隔能力弱。在生产动态资料的基础之上，通过全区各井垂向泥质夹层、钙质夹层以及低渗透泥质砂岩夹层对剩余油的封隔能力统计发现（如图 6所示），对油水气封隔作用所需的厚度分别为0.50 m、0.80 m以及1.20 m。

5 结论

（1）含砾砂岩段隔夹层可划分为泥质、钙质和低渗透泥质砂岩3类，其中以泥质和钙质隔夹为主，并给出了隔夹层的识别标准。泥质夹层主要分布在1到3小层，尤其在3小层底部，广泛分布着一套厚度稳定的泥岩隔层，而钙质隔夹层主要发育在5小层底部，由于其分布范围广，将含砾砂岩段的油层与下部东河砂岩的水层给明显分隔开来，而低渗透泥质砂岩夹层则主要呈零星分布。

（2）夹层是造成剩余油形成的主要地质因素之一，研究区的3类夹层均在不同程度上制约了流体的垂向渗透方式，在同一小层内部的夹层造成了明显的指进现象，高渗部位水洗严重，低渗部位水驱效果差，剩余油富集，而层间夹层造成了严重的层间干扰现象，致使含砾砂岩段物性条件好的4、5小层油层动用层度高，而1到3小层物性条件差，吸水能力差，剩余油富集。同时，由于3小层底部的泥岩隔层和5小层底部的钙质隔层分布范围广，厚度稳定，将含砾砂岩段分割成了两套油水系统。