李偉強，尹太舉，趙 倫，李 峰，謝鵬飛，陽 成，嚴少懷

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083; 2.長江大學 地球科學學院，湖北 武漢 430100；3.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034; 4.中國石油 青海油田采油一廠，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油 大慶頭臺油田開發(fā)有限責任公司，黑龍江 大慶 166512)

0 引 言

分流河道砂體主要發(fā)育于三角洲分流平原地區(qū)，是大慶油田的重要儲集砂體[1]，其復(fù)雜的儲層構(gòu)型特征對剩余油具有較強的控制作用，尤其是油田進入高含水開發(fā)之后，開展儲層構(gòu)型研究能夠準確定位剩余油的分布，可進一步提高采收率2%以上[2-3]，十分可觀，對于高含水期油田穩(wěn)產(chǎn)意義重大[4-5]。分流河道砂體又可以進一步細分為高彎度分流河道砂體和低彎度分流河道砂體，其中前者的河流水動力、河道規(guī)模以及河道彎曲度均(強)大于后者，具有不同的沉積模式和構(gòu)型特征。自著名河流沉積學家MIALL于1985年提出儲層建筑結(jié)構(gòu)要素分析法后[6]，國內(nèi)外眾多學者對高彎度分流河道儲層構(gòu)型和剩余油分布進行了大量研究[7-15]，主要包括根據(jù)儲層構(gòu)型理論和沉積模式，采用層次分析、模式擬合和動態(tài)驗證的方法[16-18]，建立高彎度分流河道構(gòu)型模式和三維構(gòu)型模型[10, 19-20]，確定剩余油的分布規(guī)律，但并沒有分析不同彎曲度分流河道的儲層構(gòu)型，即對于低彎曲度分流河道儲層構(gòu)型的分析較少，而實際上低彎度分流河道砂體為大慶油田薩葡油層的重要成因砂體，占比可達25.7%[1]，剩余油也十分富集[21-22]；再者，各學者都對河道內(nèi)部或點壩內(nèi)部的剩余油較為關(guān)注，而對于非河道席狀砂內(nèi)部的剩余油分布分析較少，而事實上這一部分儲層同樣具有較大的剩余油潛力，并且大慶油田表外獨立開發(fā)試驗區(qū)已經(jīng)針對表外等薄差層展開了獨立開發(fā)，平均單井日產(chǎn)油量可達3.7 t[23]，效果顯著。因此，開展低彎度分流河道內(nèi)部和非河道席狀砂儲層構(gòu)型以及剩余油分布研究，對于滿足油田目前開發(fā)需要具有重要意義。

本文以杏北油田S23—S24-1層段為研究對象，在前人研究的基礎(chǔ)上，通過對地質(zhì)過程再認識和測井響應(yīng)特征分析后，認為該段發(fā)育低彎度分流河道沉積?；诿芫W(wǎng)巖心、測井和生產(chǎn)動態(tài)資料，在儲層構(gòu)型理論和沉積模式指導(dǎo)下，構(gòu)建了低彎度分流河道儲層構(gòu)型模式和三維構(gòu)型模型；結(jié)合密閉取心井、水淹層測井解釋資料和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)分析了不同時期水淹特征和剩余油分布，并開展基于三維構(gòu)型模型的油藏數(shù)值模擬對剩余油分布模式進行驗證，最終總結(jié)出低彎度分流河道儲層構(gòu)型控制下的剩余油分布模式。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)位于大慶長垣中部、杏樹崗油田北部的杏北油田內(nèi)，構(gòu)造平緩，共發(fā)育薩爾圖、葡萄花和高臺子三套油層，油藏埋深700～1 200 m，沉積了一套具有“多旋回性、巖性變化快、砂泥頻繁交互”特征的河流—三角洲儲層，非均質(zhì)性很強，屬于受構(gòu)造控制的塊狀油氣藏。油田從1966年開發(fā)至今，根據(jù)不同階段開發(fā)調(diào)整的需要，共進行了5次重大井網(wǎng)調(diào)整，目前已進入高含水開發(fā)后期，剩余油分布特征復(fù)雜，調(diào)整難度加大，尤其是剩余油潛力巨大的低彎度分流河道儲層，亟需深入研究其儲層構(gòu)型和剩余油分布模式，為油田進一步挖潛和提高采收率提供地質(zhì)依據(jù)。

2 儲層構(gòu)型特征

2.1 儲層特征

不同河型的分流河道砂體具有不同的沉積模式和構(gòu)型特征[1, 22, 24]。高彎度分流河道與曲流河沉積特征類似，其點壩較為發(fā)育，多期次的側(cè)積夾層和廢棄河道等低滲屏障造成其嚴重的非均質(zhì)性。而低彎度分流河道則表現(xiàn)為沉積能量較弱、河道規(guī)模和彎曲度較小、點壩通常不發(fā)育，因此其改道和遷移能力也較弱，砂體橫向連續(xù)性較差，平面上常呈離散的窄條帶狀分布，空間上展現(xiàn)出多個局限的窄河道砂體充填單元相互疊加的分布樣式。洪水期時，在河道間的洪泛區(qū)，高彎度分流河道通常有大量的決口沉積，但低彎度分流河道由于有較充分的可容納空間，洪水多直接漫流形成片狀漫流溢岸砂體，這些溢岸砂體將相對較為局限的窄河道砂體連接，形成面積相對較大的砂體，因此造就了低彎度分流河道的迷宮式儲層結(jié)構(gòu)特征，不同砂體之間的連通情況非常復(fù)雜，常有孤立窄小的砂體未被鉆遇[25]，但研究區(qū)豐富的密井網(wǎng)動靜態(tài)資料為儲層構(gòu)型的精細刻畫提供了可能。

2.2 解剖方法

圖1 高彎度分流河道與低彎度分流河道的復(fù)合河道測井響應(yīng)特征(兩側(cè)為比例尺，單位m)Fig.1 Log response of amalgamated channel between high and low sinuosity distributary channel

儲層構(gòu)型是指不同級次等時界面分隔開的不同級次儲層構(gòu)型單元的形態(tài)、規(guī)模、方向及其疊置關(guān)系[4, 20]。高彎度分流河道儲層點壩較為發(fā)育，學者們基本都是在層次分析和模式指導(dǎo)下，分復(fù)合河道、復(fù)合河道內(nèi)部單期河道、點壩和點壩內(nèi)部側(cè)積夾層4個層次進行解剖，其中側(cè)積夾層和廢棄河道的構(gòu)型特征是高彎度分流河道儲層剩余油形成與分布的主控因素；而低彎度分流河道由于點壩通常不發(fā)育，不同期次河道之間的接觸關(guān)系、河間溢岸砂體的物性以及溢岸砂體與河道較差的連通質(zhì)量是控制儲層剩余油形成與分布的主控因素。由于以上兩類儲層特征和剩余油成因控制因素存在明顯差異，因此低彎度分流河道儲層構(gòu)型的解剖方法不同于高彎度分流河道儲層，其重點在于依次識別出復(fù)合河道和河道間溢岸砂體，并確定單期河道及其相互接觸關(guān)系，進而完成儲層構(gòu)型的表征。

2.2.1 復(fù)合河道和溢岸砂體識別

圖2 研究區(qū)S23-1沉積單元小層微相平面圖Fig.2 Plan view of sedimentary micro facies of S23-1 layer in study area

圖3 單期河道接觸關(guān)系Fig.3 Contact relationships of single channel

解剖的第一個層次是識別復(fù)合河道，相當于MIALL構(gòu)型要素理論的5級界面[6, 26]，等同于沉積微相研究層次。復(fù)合河道是由多期寬度較窄、分布較為局限的單河道疊置而成的大面積連續(xù)分布的河道帶。為確定河道帶的分布，首先進行單井相分析，確定河道帶的測井響應(yīng)特征:河道帶的自然電位(SP)曲線具有箱形、鐘形、圓頭形特征，部分曲線有明顯齒化，與高彎度分流河道相比，圓頭形所占的比例較大，自然伽馬(GR)曲線值增高，微電位(RMN)和微梯度(RMG)曲線值降低，幅度差減小，砂體厚度減薄，整體代表了一種水動力能量低于高彎度分流河道的沉積特征(圖1)。

然后對研究區(qū)的溢岸砂體進行識別，單井相分析發(fā)現(xiàn)，溢岸砂體SP曲線特征主要有指狀、鋸齒化指狀和復(fù)合鋸齒狀，相比河道沉積而言，其GR曲線值增高，RMN和RMG曲線值降低，幅度差很小或者基本重合，沉積厚度也較薄，代表了水動力能量降低、物性變差的趨勢。溢岸砂體又可進一步細分為表內(nèi)溢岸砂和表外儲層，其中表外儲層是在大型河流-三角洲沉積體系內(nèi)低能環(huán)境下的沉積物，可作為河道砂體、表內(nèi)溢岸砂體的自然延續(xù)[27]，巖性以泥質(zhì)粉砂巖為主，含油產(chǎn)狀主要為油斑、油浸，分布于河道砂體等高能環(huán)境下形成的沉積儲層的頂、底、內(nèi)部和周邊等部位，通常不能被劃為有效厚度界限以內(nèi)，未被列入儲量表內(nèi)，其與表內(nèi)溢岸砂體區(qū)分主要依據(jù)油田的相解釋，輔助以其略低于表內(nèi)溢岸砂體的RMN和RMG曲線值與幅度差來判定，但并不絕對。

最后綜合前人的物源方向、區(qū)域河流流向分析和測井相研究成果，確定復(fù)合河道和溢岸砂體的平面分布(圖2)。

2.2.2 確定單期河道及其相互接觸關(guān)系

復(fù)合河道內(nèi)部由多期單一河道互相切割和疊置而成，每期單一河道即為一個單砂體，是由一期沉積事件形成和保存的成因砂體，而復(fù)合河道即為各期次成因砂體的復(fù)合體。高彎度分流河道的單一河道以側(cè)向加積為主，形成的點壩側(cè)積夾層是造成儲層非均質(zhì)性的主要原因；與之不同，低彎度分流河道在平面上不斷擺動遷移、決口改道和廢棄，局部發(fā)生分叉合并，廢棄復(fù)活，在縱向上主要以垂向加積為主，因此垂向上作為骨架的各期河道的接觸關(guān)系是形成儲層非均質(zhì)性的主要因素，它決定了注水開發(fā)中流體的流動特征。

單期河道的垂向劃分主要分為以下三種情況:(1)相離。兩期相鄰河道之間存在明顯的一定厚度的沉積間歇面(泥質(zhì)隔層)，河道之間不連通，各自為獨立的流動單元；沉積間歇面處測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為SP曲線回返幅度較大且接近基線，GR曲線值增大，RMN和RMG曲線幅度差很低甚至重合，可直接在測井曲線上識別(圖3a)；(2)切割。早期河道砂體沉積后，被晚期沉積的河道砂體切割頂層，兩期河道砂體之間沒有明顯的沉積間歇面，接觸面處測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為SP曲線回返幅度不明顯，但 GR曲線值略微增大，RMN和RMG曲線幅度差減小且曲線值顯示較小的低阻回返，因而兩期河道一般具有較好的連通關(guān)系(圖3b)；(3)連接。介于相離和切割之間的接觸關(guān)系，即河道之間相互接觸，但不存在切割關(guān)系，SP曲線有回返，GR曲線值增大明顯，RMN和RMG曲線幅度差大幅度減小且具明顯的低阻回返，河道之間的連通關(guān)系需要進一步觀察巖心討論接觸點處巖性組成及滲流特征，結(jié)合水淹層測井解釋結(jié)果和密閉取心井水洗資料以確定河道之間連通關(guān)系(圖3c)。

因此，通過對以上兩個層次的詳細解剖分析，可以較好地表征低彎度分流河道儲層的構(gòu)型特征(圖4)，即儲層構(gòu)型具有迷宮式分布特征，河道砂體如同“樹干”，溢岸砂體和表外儲層為“樹枝”，將河道砂體連接成空間上廣布連片的泛砂體，不同級次構(gòu)型單元的連通關(guān)系復(fù)雜，需要結(jié)合密閉取心井和水淹層測井資料進一步驗證。

3 儲層構(gòu)型控制下的剩余油分布模式

儲層構(gòu)型樣式直接控制了注水開發(fā)中流體的流動特征，是造成剩余油富集的主控因素[7]。因此低彎度分流河道儲層構(gòu)型控制下的剩余油分布模式的建立，首先應(yīng)進行單井水淹特征分析；然后基于儲層構(gòu)型表征的結(jié)果，結(jié)合密閉取心井水洗數(shù)據(jù)、不同開發(fā)時期的水淹層測井解釋結(jié)果以及生產(chǎn)動態(tài)資料，進行剖面水淹特征和剩余油分布分析，并嘗試恢復(fù)地下儲層構(gòu)型控制下的不同開發(fā)時期的水淹特征；最后通過開展油藏數(shù)值模擬進行驗證，總結(jié)出不同結(jié)構(gòu)模式控制下剩余油分布模式，為油田開發(fā)提供指導(dǎo)作用。

3.1 基于靜動態(tài)資料的不同時期水淹特征分析

以研究區(qū)3號剖面為例，依據(jù)以下原則恢復(fù)不同時期的水淹特征。

(1)單井各層在不同時期的水淹解釋情況需綜合儲層構(gòu)型，砂體連通情況和新、老井不同時期的水淹解釋結(jié)果來判定。新井的水淹層測井解釋結(jié)果代表目前時期地下儲層的水淹狀況，而老井目前各層的水淹解釋結(jié)果需根據(jù)各層劈分后的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)計算的含水率來判定。

(2)密閉取心井能夠準確精細表征地下儲層內(nèi)部由于巖性、物性、夾層和韻律變化導(dǎo)致的水洗差異[28]，而水淹層測井解釋僅對具有有效厚度的砂體進行整體、粗略的解釋，無法反映出砂體內(nèi)部的水淹差異。因此，依據(jù)密閉取心井資料可對基于構(gòu)型分析和水淹層測井解釋的整體水淹狀況進行驗證，還可以進一步表征儲層內(nèi)部水洗差異。

(3)杏北油田二次加密調(diào)整井和三次加密調(diào)整井都是針對表外儲層和表內(nèi)薄層進行投產(chǎn)[29]，但是研究區(qū)各時期井并沒有對表外儲層進行水淹層測井解釋，因此本研究中需要根據(jù)表外儲層的類別、厚度和物性，以儲層構(gòu)型研究為基礎(chǔ)，對表外儲層的水淹程度進行定義。例如一類表外、厚度大于1 m的表外以及物性相對較好的表外儲層，根據(jù)其與優(yōu)勢儲層的連通情況定義水淹狀況[28]，即若表外儲層與水淹程度較高的優(yōu)勢儲層相連接，則可定義其水淹程度不高于優(yōu)勢儲層的水淹程度。

(4)對于沉積體的末端[30]，由于注采不完善而造成油田開發(fā)中的死油區(qū)，因此將沉積體末端位置處理為未水淹較為符合實際情況。

3.2 基于靜動態(tài)資料的剩余油分布模式

基于低彎度分流河道儲層構(gòu)型解剖結(jié)果，在以上原則的指導(dǎo)下，開展了基于靜動態(tài)資料的不同時期水淹特征分析(圖5)，即整體呈現(xiàn)均勻?qū)訝钏吞卣?，并具有分段水淹特點，未水淹區(qū)分布較為零散，體現(xiàn)了較強的儲層非均質(zhì)性。因此，基于單井和剖面的水淹特征和剩余油分析，進一步總結(jié)了基于靜動態(tài)資料的剩余油分布模式。

3.2.1 低滲河間溢岸砂體中的剩余油

漫流溢岸沉積過程中洪水來臨時形成的漫溢砂體，具有將局限的河道砂體連接成片的作用，但物性差的低滲部位則會影響開發(fā)效果，導(dǎo)致剩余油富集。如圖6剖面中S23小層的X2-10-J3E7井的31-32巖樣段(對應(yīng)剩余油標記①a)和38-39(①c)、X2-1-J29井的28-31巖樣段(①b)和①中的砂巖中泥質(zhì)含量較高，導(dǎo)致物性變差，是控制剩余油分布的重要因素(圖6)。

3.2.2 夾層控制的剩余油

圖6 基于低彎度分流河道儲層結(jié)構(gòu)和密閉取心井驗證的剩余油分布模式(杏二中區(qū)S23—S24-1層段2號剖面，(d)、(e)、(f)為X2-10-J3E7井，(g)為X2-1-J29井)Fig.6 Distribution patterns of remaining oil pockets based on low sinuosity distributary channel architecture and verification of sealed cored wells

河道之間的夾層對于注水開發(fā)的動用程度有著重要影響。若新的一期河道對老的一期河道切割不完全，則當后者頂部發(fā)生鈣化或者沉積泥質(zhì)夾層后都會導(dǎo)致其物性變差，造成其中的剩余油得不到動用。如圖5(d)中三次加密水淹剖面中X2-1-128和X2-1-S706井的第一期河道(最下面的一期)，在X2-1-S706井中的第一期河道與第二期河道(第一期上面的河道)存在切割接觸，但在它們接觸部位的微電極和微梯度曲線值降低，物性變差，存留泥質(zhì)夾層；同時X2-1-128井處第一期河道被第二期河道切割的不徹底，微電極和微梯度存在低阻回返，同樣仍保留部分泥質(zhì)夾層，因此泥質(zhì)夾層導(dǎo)致兩井鉆遇的第一期河道整體動用程度較差，控制了剩余油的分布。

3.2.3 溢岸砂體與河道砂體較差的連通質(zhì)量所控制的剩余油

從低彎度分流河道沉積模式可知，漫流溢岸砂體可以作為溝通各個局限窄小河道的紐帶，但如果連接河道的溢岸砂體物性變差，且窄小河道與其它河道或物性較好的溢岸砂體處于相離接觸關(guān)系時，則會造成溢岸砂體與河道的連通質(zhì)量變差，將極大影響窄小河道的水驅(qū)動用情況，造成剩余油的富集。圖6(a)中X2-10-S3E5井鉆遇的②河道，其與它下面早期河道之間存在沉積間歇面，為相離關(guān)系，而且僅與旁井X2-10-S706處的溢岸沉積體相連，水淹層測井解釋結(jié)果顯示②河道砂體為未水淹，而其下部的河道為中水淹，因此推測主要由于與②河道相連的漫流溢岸砂體物性較差，而下部河道與②河道相離，導(dǎo)致②河道無法被水驅(qū)波及而造成注采不完善，形成剩余油的富集。

3.2.4 注采不完善導(dǎo)致孤立砂體和沉積體末端富集的剩余油

從圖6剖面中可見X2-10-J3E7井鉆遇的孤立溢岸砂體④(巖樣段35～37)和X2-10-S3E5井鉆遇的砂體⑤處于未水淹狀態(tài)。大量沉積體末端(河道砂體、溢岸砂體和表外砂體的末端)的未水淹區(qū)域③，其中X2-10-J3E7的41～42巖樣段(①d)，大部分都是由于溢岸沉積體的末端沒有泄壓點而導(dǎo)致無法水驅(qū)動用，導(dǎo)致剩余油的富集。

圖7 構(gòu)型模型切片和相應(yīng)切片數(shù)值模擬結(jié)果(S23—S24-1層段2號剖面)Fig.7 The slice of architectural model and the corresponding numerical simulation results

3.3 基于油藏數(shù)值模擬的剩余油分布模式驗證

基于研究區(qū)沉積微相和構(gòu)型研究成果，建立符合井點和井間地質(zhì)認識的三維構(gòu)型模型，精細表征不同級次儲層構(gòu)型單元的形態(tài)、規(guī)模、方向、相互疊置關(guān)系[20]以及物性參數(shù)的空間分布，并將模型不經(jīng)粗化直接導(dǎo)入模擬器中；結(jié)合杏北油田S2油藏實際參數(shù)、PVT、相滲、實際油水井射孔情況及生產(chǎn)制度，水驅(qū)模擬開發(fā)動態(tài)[19]至極限含水率(fw=98%)，得到基于油藏數(shù)值模擬的剩余油分布模式:在河道內(nèi)，剩余油主要分布在河道頂部(圖7中A)、邊部(圖7中B)以及僅與低滲溢岸砂體連通造成注采不完善的河道內(nèi)(圖7中C)，但剩余油飽和度相對較低；在河道外，剩余油主要分布在河道間物性較差的溢岸砂體內(nèi)(圖7中D)及注采不完善的溢岸砂末端(圖7中E)和孤立砂體中(圖7中F)，剩余油飽和度相對較高。該模式驗證了基于靜動態(tài)資料的剩余油分布模式。

因此，綜合基于密閉取心井、水淹層測井解釋等資料的水淹特征和剩余油分布分析以及基于油藏數(shù)值模擬的剩余油分布模式的驗證，最終總結(jié)了不同結(jié)構(gòu)模式控制下的剩余油分布模式:在河道內(nèi)，剩余油在頂部、邊部、河道間夾層控制部位以下以及僅與低滲溢岸砂體連通造成注采不完善的河道內(nèi)部富集；在河道外，剩余油在河間物性較差的溢岸砂體內(nèi)、注采不完善的溢岸砂體末端和孤立砂體內(nèi)富集。該模式對于油田進一步挖潛剩余油具有一定的指導(dǎo)意義。

4 結(jié) 論

(1)低彎度分流河道儲層是以局限窄小河道為“樹干”、河間溢岸砂體為“樹枝”，連接河道形成空間廣布的砂體為特征，不同期次河道之間的接觸關(guān)系、溢岸砂體的物性特征以及河道與河間溢岸砂體之間較差的連通質(zhì)量造成了儲層的非均質(zhì)性。針對這種儲層特征，基于儲層構(gòu)型理論，采用層次分析和模式指導(dǎo)的研究方法，分“復(fù)合河道和溢岸砂體、單期河道及其相互接觸關(guān)系” 兩個主要層次對儲層內(nèi)部構(gòu)型進行了精細解剖，建立了符合井點、井間地質(zhì)認識的低彎度分流河道三維儲層構(gòu)型模型。

(2)綜合基于密閉取心井、水淹層測井解釋和生產(chǎn)動態(tài)等動靜態(tài)資料開展水淹特征和剩余油分布分析，以及基于三維構(gòu)型模型的油藏數(shù)值模擬對剩余油模式的驗證，最終總結(jié)了低彎度分流河道在不同儲層構(gòu)型控制下的剩余油分布模式，為杏北油田進一步挖潛調(diào)整提供地質(zhì)依據(jù)。

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