引言

河口坝砂体是陆相油田的一种重要油气储集体，陆相油田约40%储量都富集于此类储层^[1]。随着中国石油工业的不断发展，早期投入生产的油田陆续进入开发中后期，层间、平面及层内矛盾逐渐暴露。基于精细剩余油分布认识及三维地质建模需求^[2-7]，迫切需要开展河口坝砂体内部结构解剖。

针对三角洲前缘砂体储层结构解剖，国内外学者开展了大量的研究工作，也取得了很多成果。Lowry T、何文祥、辛治国、焦翠华、吴胜和、徐立恒等通过野外露头、岩芯、地震、测井等资料，从多角度有效识别单一河口坝^[8-14]，其中，以吴胜和等提出的“层次分析、模式拟合、多维互动”构型方法应用最广。而对于单一河口坝内部增生体的识别研究，目前国内外研究较少，主要还是借鉴较为成熟的曲流河点坝内部侧积体构型研究方法^[15-20]，以密井网和岩芯资料开展河口坝内部增生体识别。然而，该类方法基本都以密井网为基础，对于海上油田，受特殊的地理位置、较高的开发成本等因素制约，井网密度往往难以达到研究要求，无法利用针对密井网区的多井模式拟合方法。基于开发后期精细剩余油认识及三位地质建模需求，迫切需要开展单一河口坝内部结构解剖，因此，大井距条件下单一河口坝内部增生体识别成为目前海上油田亟需解决的难点及重点。

针对海上油田井距大、解剖难度大，以渤海X油田为例，基于油田大量水平井资料，利用水平井直观显示井间储层分布的优势，通过统计研究区水平井横向钻遇增生体状况，为缺少小井距及岩芯资料的海上油田开发后期单一河口坝内部增生体识别提供依据，同时，为精细剩余油认识及三维地质建模提供参考。

1 油田概况

X油田位于辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的半背斜（图 1），主力层段为古近系东营组东二下亚段，发育典型的河控三角洲前缘河口坝储层，砂体展布受沉积作用主控，后期改造作用较小，沉积主体内部沉积期次较多，内部隔夹层发育。油田采用合注合采开发方式，经过多年的注水开发，储层非均质性导致油田注采不均衡、油层含水差异大，特别是由于油田砂体胶结疏松、层间差异大，导致注水沿优势层不断冲刷，形成优势渗流通道，大量注入水形成低效甚至无效循环的矛盾日益突出。

2 河口坝构型单元划分

依据Miall A D^[21-22]的构型界面定义，研究了河口坝的1~5级界面（表 1）。

1~2级界面为层系级次界面，仅在岩芯上可识别，在实际构型分析研究过程中不作为主要研究对象；3级界面为大型底型内的大规模增生面或前积增生面，限定的要素为单一河口坝内的韵律层；4级界面为大型底型的界面，多为单期河口坝顶部的冲刷面，限定的要素一般为单一河口坝；5级界面为大型砂席边界，河口坝叠置体的界面，限定要素为复合河口坝。

渤海X油田发育典型的河控三角洲前缘河口坝储层，依据开发后期生产需求，研究对象界定为3~5级构型单元，其中，5级构型单元大致对应油田生产单元中的小层，经过多年的生产验证调整，对该级次构型单元界面认识基本完善，因此，本文的主要研究对象为4级和3级构型单元。

3 基于水平井信息的单一河口坝内部增生体识别

低级次构型单元识别划分需要以上一个级次构型单元为约束，只有保证高级次构型划分准确性，才能开展低级次构型单元划分。因此，在划分单一河口坝内部增生体之前，需要进行4级构型单元（单一河口坝）划分。

3.1 单一河口坝识别

Lowry等通过大量的河口坝野外露头分析，获取了大量河口坝厚度、宽度与长度的相关数据，通过整理分析，发现河口坝的长度与厚度、长度与宽度均呈双对数线性关系^{[8, 10, 16]}

$ L=2.44{{h}^{0.34}}, \ \ \ {{R}^{2}}=0.740 $

(1)

$ L=2.14{{w}^{0.36}}, \ \ \ {{R}^{2}}=0.733 $

(2)

式中：L-河口坝的长度，km；

h-河口坝的厚度，km；

w-河口坝的宽度，km。

研究区单一河口坝主体砂体厚度普遍为3~8 m，据此可以推测，单一河口坝长度为3.5~4.9 km，宽度为1.2~2.4 km。X油田目前采用350 m排状注水井网，该井网能够有效控制单一河口坝分布。通过单一河口坝识别标志，在沉积模式指导下，结合相带平面组合关系进行模式拟合，有效识别了X油田单一河口坝井间接触关系^{[9-10, 16]}（图 2）。

3.2 单一河口坝内部增生体识别

大量野外露头及现代沉积证实^[23-25]，单一河口坝内部仍然发育多期次增生体（Miall的3级构型单元），这些沉积单元不断向湖海方向推进前积，形成单一河口坝。Lee K对美国怀俄明露头进行了分析（图 3），照片范围内单一河口坝内部发育5期次的增生体，并呈前积式叠置^[26]。

根据现代沉积和野外露头，可以识别河口坝内部增生体叠置样式，总结其沉积模式。然而，要将这些模式应用于地下储层结构认识，其前提是两种沉积模式的相似性很高，实际应用时难度很大。因此，一般情况下只能作为模式指导，地下储层结构的识别关键还在于大量的矿区资料，可以说，矿区资料的丰富程度直接影响储层结构的识别精度。

目前，能够应用于增生体识别的资料主要为单井资料，主要包括测井资料、取芯资料及少量生产测试资料。测井资料能够准确反映井眼处的砂泥关系，而难以反映井间储层接触关系，因此，利用多井资料进行储层构型的核心在于井间预测，如图 4所示。对于陆上油田，通过一次甚至二次井网加密使井距小于小级次储层分布规模，小级次储层变化情况通过井间对比能够有效识别，加之大量的检查井、水平井取芯资料和生产测试资料进行辅助验证，基于小井距和岩芯资料的方法识别增生体得到广泛推广应用^{[5-6, 8-12]}。由于特殊的地理位置限制导致资料稀缺，海上油田难以应用此类方法进行研究。近年来，通过增加泄油面积以提高采油速度的水平井随海上钻完井技术的不断发展，在海上油田得以普及，水平井因其横向钻进直接钻遇井间砂体，能够直观地反映出侧积增生体发育期次（图 4），在缺少小井距资料情况下，成为井间小尺度构型单元描述的重要依据。

3.2.1 侧积夹层倾向

从河口坝成因分析，河控三角洲河口坝内部泥质夹层形成于河口坝的多期次生长过程的间歇期-泥质披覆沉积期，单一泥质夹层的三维形态则受控于河口坝的顶面形态，在垂直物源和平行物源方向上表现为不同的样式^[27-28]：（1）单一泥质夹层形成过程主要受控于水下分流河道的发育过程，在水下分流河道侧向迁移作用较弱，向前“伸展”趋势较强的情况下，河口坝倾向于垂向加积，夹层位于河道两侧近对称分布，因而泥质夹层往往表现为上拱式；（2）沿物源方向上，受控于河道发育过程，单一期次河口坝不断规律性向前堆积，随河道不断向前推进，单一河口坝内部增生体呈前积式不断堆积，增生体间的泥质夹层也呈向湖盆方向前积的分布形式，河道向前伸展程度越大，前积夹层的倾角越大（图 5）。

3.2.2 侧积夹层分布规模

闫百泉等^[15]利用密井网及水平井岩芯资料统计高弯度曲流河点坝侧积体发育规模，进而推广应用于整个油区，而对于海上油田，基于小井距和岩芯的构型研究方法难以应用。

间歇期沉积的泥岩，如果下一期沉积水动力条件较弱，则能够得以保存（图 6中的模式1）；如果下一期沉积水动力条件较强，那么沉积间歇泥岩以及上一期沉积增生体都会被冲刷（图 6中的模式2~模式4），难以保存下来，形成两期砂体叠置面。当水平段从单一河口坝内部横向穿过，增生体间发育稳定的侧积夹层及叠置面在水平井测井曲线上能够识别，反之，根据水平井段钻遇的泥岩段及叠置面数量，则可以识别出水平段内钻遇的增生体分布期次。值得注意的是，统计过程中需要剔除钻井过程中钻穿顶底层的水平井，剔除方法主要依据水平段钻井轨迹，结合地震信息，将有钻穿顶底风险的水平段结合周围定向井对比分析进行综合判断。X油田水平井段目的层基本都是砂体顶部，垂向钻进深度一般小于6 m，各单层厚度基本在5~10 m，水平段基本都在顶部单砂体内部钻进，水平段直接钻遇夹层就是增生体间的侧积夹层。

应用上述识别方法，对N22H井实钻水平段分析，该井横向上钻遇多套旋回明显的反韵律河口坝沉积，每套沉积对应于一套3级构型单元韵律层。该井水平段总长301.0 m，钻遇储层224.2 m，发育5期次韵律层，各期次单一河口坝内部增生体横向平面分布规模在22.6~60.8 m，平均为44.8 m（图 7）。

影响水淹特征的因素有很多，如重力作用、注采对应关系、沉积相带等，而造成砂体垂向形成多段不均匀水淹的根本原因是夹层（物性和泥质夹层）的存在。当砂体水淹显示存在明显分段特征时，必然存在夹层，因此，可依据水平段水淹特征对已识别的侧积夹层或叠置界面进行验证。GR曲线显示，N22H井水平段末端钻遇两期沉积旋回明显叠置的砂体（图 8虚线上下）；水淹解释成果显示，上部砂体平均渗透率为835 mD、整段强水淹，而底部砂体平均渗透率为2 239 mD，电阻率值与上部砂体差异明显，测井解释结果为中低水淹。正是由于两期沉积存在叠置界面，注入水难以垂向运移，导致上部物性较差的砂体已经强水淹，而下部物性较好的砂体中低强度水淹，水淹特征很好地证实了两期砂体之间存在砂体沉积间歇面。

单井识别往往存在很多不确定因素，将多口水平井钻遇情况进行统计能有效减少这些不确定因素，因此，对全油田已钻水平井进行筛选统计。结果显示，全油田水平段在240~320 m，夹层3~6个，各期次增生体大部分宽度在20~100 m。夹层钻遇个数差异较大的直接原因是单期次增生体间分布规模差异较大，而单期次增生体间分布规模差异较大则主要受控于地层倾角、钻遇位置以及水平段与物源方向之间的夹角等因素，如钻遇砂体边部和砂体主体部分砂体厚度差异会较大。沿物源方向增生体侧积夹角一般比垂直物源方向大，水平段严格沿物源方向时，钻遇夹层个数相对最多，从而导致增生体横向分布规模差异较大，而造成这些差异的根本原因在于沉积过程中物源供应、沉积速率及可容性空间的差异导致储层的不均一性。目前，油田基础井网井距为350 m，因此推测，井间分布3~7期次增生体。利用水平井钻遇的侧积夹层统计成果，以沉积模式为指导，单井资料为约束，选取典型区域进行了识别（图 9）。

4 结语

（1）X油田水平井实钻水平段240~320 m，共钻遇侧积夹层及叠置面3~6个，为大井距条件下单一河口坝内部侧积体识别提供了指导。

（2）海上油田井距较大，取芯资料少，难以应用小井距与岩芯结合的方法开展河口坝内部增生体解剖，应用水平井钻遇侧积夹层资料，为大井距条件下河口坝内部增生体识别提供一种新的思路。

（3）基于水平井信息识别增生体期次性仍然存在很多不确定和不完善，如测井曲线识别标准不明显的厚段砂岩垂向期次难以识别、侧积夹层倾角难以确定等。