洪积扇沉积微相对储层质量的控制作用——以克拉玛依油田三3区克下组储层为例

孟 飞 （中国石油天然气勘探开发公司，北京100034）

李文海 （中原油田地质研究院，河南 濮阳457001）

付素英，李长洪 （渤海钻探工程公司第一录井公司，天津300280）

洪积扇沉积微相对储层质量的控制作用
——以克拉玛依油田三3区克下组储层为例

孟 飞 （中国石油天然气勘探开发公司，北京100034）

李文海 （中原油田地质研究院，河南 濮阳457001）

付素英，李长洪 （渤海钻探工程公司第一录井公司，天津300280）

以克拉玛依油田三3区克下组储层为例，分析了不同洪积扇沉积微相的储层质量差异。研究区克下组储层主要发育扇顶和扇中亚相，扇顶亚相发育主槽、槽滩和漫洪带等微相，扇中亚相主要发育辫流线、砂岛和漫流带微相。利用岩心物性分析资料揭示了不同沉积微相的储层物性差异，漫洪带和漫流带微相物性差，储层发育少；有效储层主要发育于物性好的主槽、槽滩、辫流线、砂岛微相，且主槽、辫流线微相渗透性较好。从渗透率韵律性及非均质定量参数两个方面评价了主要储层沉积微相内部非均质性，主槽非均质性最强，槽滩次之，辫流线相对弱，砂岛微相最弱。利用生产动态数据对不同沉积微相油水运动差异进行分析，主槽微相、辫流线微相生产中见效早、早高产、早含水、早水淹；而槽滩微相、砂岛微相水线推进速度慢，水淹较均匀，含水上升较慢。

洪积扇；沉积微相；储层物性；非均质性；油水运动；克拉玛依油田

沉积微相研究是沉积储层研究的核心内容，人们对河流三角洲相常规砂岩储层大量研究揭示，沉积微相往往控制储层分布的宏观非均质性，如储层展布、厚度变化、几何形态等。以克拉玛依油田克下组为代表的洪积扇油藏是一类特殊的砂砾岩储层，前人对洪积扇沉积模式进行了大量探讨［1～8］，但由于该类储层极强的非均质性，使得该类储层沉积微相与储层质量的关系尚不明晰。因此，以克拉玛依油田三3区克下组典型洪积扇砂砾岩油藏为例，对该类储层不同沉积微相的储层质量进行分析，可以更好地指导该类油藏的开发，对于洪积扇储层地质研究也是必要的补充。

1 研究区概况

克拉玛依油田位于准噶尔盆地西北缘与扎依尔褶皱带相接的断阶带上，是以缓倾单斜背景的断块油田［3］。研究区三3区克下组油藏位于克拉玛依油田第三开发区中部，南、北均有断裂切割遮挡，东面与三2区相接。在古生界石炭系基底之上，自下而上依次发育中生界三叠系的下克拉玛依组 （T2k1）、上克拉玛依组 （T2k2）、白碱滩组 （T3b），侏罗系的八道湾组 （J1b）、三工河组 （J1s）、西山窑组 （J2x）、齐古组 （J3q），白垩系的土古鲁群 （K1t）等多套地层［1］。主力含油层系为中生界三叠系下克拉玛依组（简称克下组），平均埋深380～450m，下粗上细，自上而下划分为S6和S7两个砂层组。S7砂层组为最主要的开发层系，划分为3个砂层，自下而上命名为其中砂层进一步细分为3个单砂层砂层进一步细分为3个单砂层

三3区克下组油藏自1956年发现，1977年上报一类未开发探明储量1048×104t，含油面积13.8km2。该油藏1971年采用面积注水井网全面投入开发，1976年开始进行了大排量高强度注水，1979年进入了高含水开发期后，年产油平均以15.4%的综合递减下降，含水率快速上升，2003年达到最大值87%，之后含水率有所下降，目前含水率为83.43%，采出程度21.4%。2010年采油速度仅为0.034%。开发矛盾日益凸显。

2 沉积微相类型及特征

前人对克拉玛依油田三叠系克下组油藏作了大量关于洪积扇沉积模式的研究工作，认为洪积扇沉积分为3个部分：扇体最上部以片状漫流垂向加积为主的沉积区，称为扇顶；中部为辫状分支水流活动的沉积区，称为扇中；下部为交叉点以下地区，称为扇缘。每一种亚相又可分成若干种微相［1，2］。分析发现，研究区克下组S7砂层组主要发育扇顶和扇中亚相，扇中亚相发育主槽、槽滩和漫洪带等微相，扇中亚相主要发育辫流线、砂岛和漫流带微相。不同沉积微相特征分述如表1所示。

表1 洪积扇沉积微相特征表

2.1 扇顶亚相的沉积微相类型

1）主槽微相 位于扇顶中间部位，顶端针对山口，呈喇叭形向下展宽，横断面呈底微下凸的宽浅槽形，槽内布满流沟。沉积物为一套很厚的砂砾岩，砾岩比达90%以上，发育洪积层理。主槽沉积剖面上泥质含量以底部最高，向上减少，中上部剖面出现支撑砾岩，自然电位曲线呈大幅度的漏斗形，出现 “假反旋回”（图1）。

2）漫洪带微相 在扇顶亚相带内地形最高的部位，仅在特大洪水期才接受沉积。岩性为含砂砾泥岩或泥质砂砾岩，砾石粒径很少有大于100mm的，单层厚度仅数十厘米至数米，有成层性，见不规则洪积层理，砾岩岩比小于20%。1m电阻率曲线 （Rlm）呈低阻的平直形态 （图1）。其下伏砾岩顶部的砾石表面有铁质薄膜，裂解明显。

图1 洪积扇典型测井曲线特征

3）槽滩微相 是主槽、漫洪带之间的过渡带。岩性以巨粗砂岩、砾岩为主夹薄层泥岩；砾岩岩比70%～90%，分选较主槽有所改善；含泥量稍高，支撑砾岩少见，洪积层理发育；Rlm中高值，自然电位 （SP）曲线幅度中等，曲线均呈锯齿状，旋回性不明显 （图1）。

2.2 扇中亚相的沉积微相类型

1）辫流线微相 是主槽在扇中部位的分支，呈幅向散布，一般宽10～50m，深3～5m，最深处在中上部位，向扇缘变浅。沉积物为槽洪携带的砂砾，层厚一般为数米，砾岩岩比70%～90%，粒度中值较扇顶小，分选略好，含泥量有所增加；洪积层理和多层系大型交错层理为主要层理类型；扁平砾石排列显著，细层内部粒度有韵律性变化；Rlm由多个小韵律构成锯齿形正旋回形态，中高阻，SP幅度中等 （图1）。

2）辫流砂岛微相 是辫流线中间或边上的砾石滩。面积不大，顺辫流线走向延伸，沉积物比辫流线沉积细，砾岩岩比50%～70%；含泥量比辫流线更高，普遍发育大型交错层理；1m电阻率曲线（Rlm）特征与槽滩近似，但电阻率值和自然电位幅度变小 （图1）。

3）漫流带微相 是辫流线间的高部位，只接受漫洪期细粒悬浮负载沉积，边部往往有砂岛镶边。沉积物为泥质细粉砂岩和细、粉砂质泥岩，常混有少量粗粒砂和小砾石；有块状层理及不规则洪水层理，有时见根系印痕和植物残屑；Rlm与漫洪带相似，幅度更低 （图1）。

3 沉积微相对储层质量的控制作用

3.1 不同微相储层物性差异

储层物性直接影响储层质量的好坏。据研究区12口取心井400块岩心样品物性分析数据，研究了不同沉积微相储层的物性差异 （表2）。统计数据显示，漫洪带、漫流带微相储层物性差，平均孔隙度低于10%，平均渗透率低于50×10－3μm2，有效储层发育少；有效储层主要发育于物性好的主槽、槽滩、辫流线、砂岛微相，其平均孔隙度分布在17.8%～20.2%，平均渗透率在 （116.6～277.5）×10－3μm2。主槽、辫流线微相平均渗透率高于槽滩和砂岛微相，而砂岛和主槽微相平均孔隙度略高于槽滩和辫流线微相。

表2 不同微相物性参数统计表 （取心井）

3.2 不同微相内部非均质性差异

沉积微相内部储层物性，特别是渗透率的非均质性对储层产能、注水效果及采收率都有很大影响。因此，对主槽、槽滩、辫流线及砂岛4种主要储层微相渗透率非均质性进行了对比分析。

从沉积微相内部渗透率韵律性上看，研究区洪积扇储层主要发育正韵律、反韵律、跳跃式复合韵律以及均质韵律。通过岩心和测井统计，主槽微相全部为跳跃式复合韵律，这也是洪积扇特有的韵律特征，其特点是高渗透层段位于砾岩层的中部，向上或向下渗透率均降低，但变化具有跳跃性；槽滩微相正韵律和跳跃式复合韵律各占一半左右；辫流线微相跳跃式复合韵律占53%，正、反韵律、均质韵律均有发育；砂岛微相以正韵律为主 （占51%），其次为跳跃式复合韵律 （占38%），其余为反韵律 （表3）。

不同的韵律性导致了沉积微相内部渗透率非均质的强弱程度不一。对不同沉积微相测井解释内部渗透率参数进行统计，求取相应的渗透率变异系数、突进系数、级差等非均质参数。洪积扇储层各微相非均质参数整体上高于常规砂岩储层，属于强非均质性储层 （变异系数＞0.7）。主槽微相渗透率变异系数、突进系数均为最大，非均质性最强；槽滩微相渗透率非均质性仍然很强，但弱于主槽微相；辫流线微相渗透率变异系数1.02，低于主槽和槽滩微相，但其级差最高；砂岛微相各项参数相对最低，非均质性相对弱 （表3）。

表3 不同微相渗透率非均质特征统计表

3.3 不同微相油水运动差异

不同的沉积微相由于沉积条件、沉积方式的差异导致平面渗流特征变化很大，对地下油水运动起到控制作用。由于研究区内的油水井采用全井段射孔投产的方式，所以在实际应用中单井产量按照不同单层的渗流系数 （渗透率（K）×有效厚度（He）/粘度（μ））来进行等比例劈分。对研究区277口井、751个生产层进行不同微相生产数据统计，生产数据统计截止2009年1月。采用的表征动态生产指标主要包括累计油水比 （累计产油量/累计产水量）、综合含水 （累计产水量/累计产液量）、产油水平 （累计产油量/累计生产天数）（表4）。

表4 单砂层内不同微相生产特征统计表

1）主槽微相油水运动规律 由于主槽微相渗透性高，主槽部位的注水井吸水能力强，12个吸水层段生产测试资料统计揭示平均为4.4m3/（m·d）。较高的渗透性也导致了主槽微相往往初期产量高，中低含水期较短，快速进入高含水开发期。如3364井于1965年6月21日投产，无水采油期为2年8个月，无水采收率为5.47%，1968年8月见水，一年后含水上升到62.4%，其累计水油比曲线特征也同时验证主槽微相具有中低含水期短，快速进入高含水期的特点。在主槽内部也同时存在渗透性的差异，如三3区单层主槽微相内部主流线上注水井的吸水强度平均为3m3/（m·d），不在主流线的注水井吸水强度为0.73m3/（m·d）。当然这种内部差异也同时表现生产井的见效、见水时间上，以5－9井组为例，该井1966年5月投注，主流线上的5－10井、6－9井分别在注水后的49.5和68个月见水，而位于主槽边部的5－8井和6－8井，则是在84.5和103个月见水；3020井组，该井1974年10月投注，主流线上的2－1井和3－2井分别在23和34个月见水，而位于边部的3－3井54个月见水。以上充分说明主槽微相具有单层突进的现象，具备见效早、早高产、早含水、早水淹的特点。

2）槽滩微相油水运动规律 该相带注水井吸水能力差，采油井的初期产量低，见效晚，见水晚，无水期采油量小，含水上升较慢。如3350井单层的槽滩微相是单采层，生产初期产纯油1.1t/d，26个月见水，见水后一直维持在中低含水阶段，97个月后含水为65.4%。槽滩部位的生产动态普遍稳定，在主槽部位接近高含水的情况下，槽滩部位的含水依然很低，如4－11井，处于槽滩部位，4－11井投产初期日产仅为2.18t，注水见效后，保持在日产8t左右，投产9年来含水微量。可以看出槽滩微相水线推进速度慢，较为均匀，油层处于中、弱水淹级别。

3）辫流线油水运动规律 辫流线的油水运动规律与主槽微相比较相似。辫流线部位的注水井吸水能力较强，并且位于主流线的注水井吸水强度明显大于非主流线；采油井一般初期产量高、无水期和低含水期短，然后快速进入高含水期。如3389井，主要生产单层的辨流线砂体，该井初期产量为5.2t，无水采油期仅为21个月，低含水期为18个月，中含水期为38个月，进入高含水期47个月后高含水关井。统计23口井，其中19口井含水率大于90%。T34020井密闭取心资料显示驱油效率大于50%，剩余油饱和度在45%～55%之间，属于水洗阶段。

4）砂岛微相油水运动规律 砂岛的油水运动特征与槽滩类似，初期产量不高，有充沛的注水井提供能量的话，能够实现稳产并且产量较见效期增加，如7－4井处于砂岛部位，水井3006井、3018井都在主流线上，能量补充充沛，因此7－4井生产稳定，投产96.5个月以来，日产2.3t，含水不到10%。T34020井密闭取心显示为见水阶段，水淹程度弱，驱油效率小于40%。

4 结 论

1）克拉玛依油田三3区克下组储层为洪积扇沉积，发育扇顶亚相的主槽、槽滩和漫洪带微相，以及扇中亚相的辫流线、砂岛和漫流带微相。漫洪带和漫流带微相物性差，有效储层发育少；有效储层主要发育于物性好的主槽、槽滩、辫流线、砂岛微相，且主槽、辫流线微相渗透率渗透性较好。

2）开发过程中，扇顶亚相内，主槽微相物性好，非均质性强，导致生产中见效早、早高产、早含水、早水淹；而槽滩微相非均质性相对弱，水线推进速度慢，较为均匀，含水上升较慢。扇中亚相与扇顶亚相相类似，辫流线微相水淹快但不均匀；砂岛水淹慢，水淹程度低。这对指导同类型油藏开发有重大实际意义。

［1］张纪易.克拉玛依洪积扇粗碎屑储集体 ［J］.新疆石油地质，1980，1（1）：33～53.

［2］张纪易.粗碎屑洪积扇的某些沉积特征和微相划分 ［J］.沉积学报，1985，3（3）：75～85.

［3］新疆油气区石油地质志编写组.中国石油地质志 （卷十五）［M］.北京：石油工业出版社，1993.

［4］刘敬奎.克拉玛依油田砾岩储层的研究 ［J］.石油学报，1986，7 （1）：39～49.

［5］刘顺生，胡复唐.洪积扇砾岩储层非均质性及非均质模型 ［J］.新疆石油地质，1993，14（4）：350～356.

［6］关维东.对洪积扇储集体的几点新认识 ［J］.新疆石油地质，1992，13（1）：49～54.

［7］徐春华，孙涛，宋子齐，等.应用粒度分析资料建立洪积扇沉积环境判别模式——以克拉玛依油田七中东区克拉玛依组为例 ［J］.新疆地质，2007，25 （2）：187～190.

［8］胡复唐.略论克拉玛依油田开发基本经验——纪念克拉玛依油田勘探开发40周年 ［J］.新疆石油地质，1995，16（3）：242～249.

The Control of Diluvial Fan Sedimentary Microfacies on Reservoir Quality

MENG Fei，LI Wen－hai，FU Su－ying，LI Chang－hong（First Author's Address：China National Oil and Gas Exploration and Development Company，Beijing100031，China）

By taking the reservoirs of lower Karamay Formation in Block－3of Karamay Oilfield as an example，the differences in the reservoir quality of sedimentary microfacies in the different diluvial fans were analyzed.In the reservoirs of the lower Karamay Formation，the subfacies of and middle fan were mainly developed，while in top fan subfacies，the microfacies of main channel，sabsascess and sheetflood belt were developed，and in the middle fan subfacies，the microfacies of braided streamline，sand island and overflow belt were developed.By the analysis of core physical properties，it revealed the differences in reservoir physical properties of different sedimentary microfacies，and explained that the microfacies physical properties of sheetflood and overflow belts were poor，reservoirs were less developed and the effective reservoirs were mainly developed in the microfacies of good－property channels，sabscess，braided streamline and sand island while the permeability of main channels and braided streamline microfacies was well.As far as the two quantitative parameters of permeability rhythmicity and heterogeneity were concerned，the inner heterogeneity of sedimentary microfacies in the dominant reservoirs were evaluated，and it was considered that the heterogeneity of main channel was the strongest，sabscess was the next，the braided streamline was relatively weak and the sand island was the weakest.Dynamic production data were used to analyze oil－water movement differences in different sedimentary microfacies.The result shows that the production of microfacies in main channel and braided streamline has the features of early production，early yield，early water production and early flooding，whereas the advanced speed of water line in the microfacies of sabscess and sand island is slow，the water－out extent is more uniform and the water content is risen slowly.

diluvial fan；sedimentary microfacies；reservoir physical property；heterogeneity；oilwater movement；Karamay Oilfield

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0161－05

2011－04－21

孟飞 （1966－），男，1990年大庆石油学院毕业，工程师，现主要从事油田开发地质方面的工作。

［编辑］ 宋换新